saber.ucv.vesaber.ucv.ve/bitstream/123456789/202/1/Trabajo Especial... · 2017. 5. 23. · TRABAJO...

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

APLICACIOacuteN DE LA METODOLOGIacuteA VCD (VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN) EN LA ELABORACIOacuteN

DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN DE UN POZO DE LA LOCALIZACIOacuteN CS-54 DEL CAMPO GUAFITA DE LA UNIDAD

EXPLOTACIOacuteN APURE DEL DISTRITO SUR DE PDVSA

Presentado ante la Ilustre Universidad Central de

Venezuela para optar al Tiacutetulo de Ingeniero de Petroacuteleo

Por los Brs Patintildeo Peacuterez Joseacute Leonardo Peacuterez Peacuterez Salvador de Jesuacutes

Caracas Octubre del 2002





TUTOR ACADEacuteMICO Prof Luis Norberto Bueno Goacutemez TUTORES INDUSTRIALES Ing Antonio Farias Ing Luis Rodriacuteguez





DEDICATORIA

i

Sinceramente quiero dedicar este trabajo especial de grado a

A Dios todopoderoso

A mi mamaacute Egleacute

A mi papaacute Pepe

A mi abuela Carmen

A mi padre adoptivo Luis Norberto Bueno

A mis mejores amigos Daniel Leoacuten y Viacutector Aguilar

A mi gran amigo y compantildeero Salvador

A mis grandes amigos Lisett Marialex Dalila Violeta Marijor Gabriel Henry Fermiacuten

Daniel Avila Nataliacute Taymara Pablo Cesar Parra William Nelly Luis Castillo David

Adriana Juan Carlos Oliver Ernesto Enrique Richard

Joseacute Leonardo Patintildeo Peacuterez

DEDICATORIA

ii

A Dios por iluminarme el camino de la sabiduriacutea

A mi madre Celestina y mi padre Salvador por ser la fuente de inspiracioacuten de mi vida y

por ser el ejemplo a seguir

A mis hermanos Celeste Hiracely Yorcely y Jesuacutes (Chuo) por permitirme contar con

ellos en cualquier momento y sentir que nada es maacutes importante en la vida que

pertenecer a una familia unida

A mi tiacutea Iraima por ser mi segunda madre

A mi tiacuteo Joseacute Tomaacutes por su apoyo

A mi novia Lilibeth quien con su carintildeo amor ternura y comprensioacuten me ha motivado

en todo momento

Salvador de Jesuacutes Peacuterez Peacuterez

AGRADECIMIENTOS

iii

A Dios todo poderoso por darme la dicha de vivir

A mi madre Egleacute y a mi padre Pepe por haberme traiacutedo al mundo y respetar mis

decisiones

A mi bella y querida abuela Carmen por ser ella quien me hizo un hombre de bien

A mi padre adoptivo Luis Norberto Bueno por ser un amigo un consejero y un guiacutea

durante toda mi carrera

A miacute querida Universidad Central de Venezuela por haber sido mi fuente de

conocimiento e inspiracioacuten

A mis mejores amigos Daniel Leoacuten y Viacutector Aguilar por ser mis compantildeeros y

hermanos en todo momento

A mi gran amigo y compantildeero de tesis Salvador por ser compresivo y saber entender

mi caraacutecter y respetarlo por eso amigo ldquoGraciasrdquo

A mi querida amiga Marjorie por siempre apoyarme y ayudarme

A mis amigos Pablo y Taymara por conformar un buen equipo de trabajo

A la Sra Celeste Peacuterez por brindarme su amistad y afecto sincero

A la familia Peacuterez Peacuterez Sr Salvador Celeste Yorcely Hiracely y Chuo por hacerme

sentir en familia y brindarme su hermosa amistad

Al Ingeniero Freddy Peacuterez y todo su equipo de trabajo por haberme dado la

oportunidad de formar parte de su equipo

Al Ingeniero Luis Rodriacuteguez por ser un amigo y guiacutea durante el desarrollo del presente

trabajo

A los Ingenieros Joseacute Gerardo Peacuterez Juan Santos Joseacute Paacuteez Oscar Bautista y Joseacute

Canchica


Daniel Aacutevila Nataliacute William Luis Castillo Cesar Parra Nelly David Adriana Juan

Carlos Oliver Ernesto Enrique Richard Por estar siempre alliacute daacutendome apoyo

A Petroacuteleos de Venezuela SA por todas las facilidades brindadas para la realizacioacuten

de este trabajo


AGRADECIMIENTOS

iv

A Dios por permitirme nacer y crecer dentro de una maravillosa y espleacutendida familia

A mi madre Celestina y mi padre Salvador quienes siempre me han cuidado educado

y orientado en todo momento y bajo cualquier circunstancia

A mis cuatro hermanos por apoyarme en mis decisiones

A mi Abuela Ezequiela por siempre brindarme su calidez amor y apoyo incondicional

A mis tiacuteos Iraima Joseacute Tomaacutes Marbelyn y Anselmo por aconsejarme y apoyarme en

todo momento

A mis mejores amigos Adriana y Richard por todos y cada unos de los momentos que

vivimos por todos nuestros eacutexitos y desilusiones y sobre todo por ser mis hermanos

A mi compantildeero de tesis amigo incondicional y hermano Patintildeo juntos nos forjamos

el camino hacia el eacutexito

A mis amigos Pablo y Taymara por conformar un excelente equipo de trabajo

A mi Universidad Central de Venezuela especialmente a la Escuela de Ingenieriacutea de

Petroacuteleo por ser fuente inagotable de conocimientos

Al Ingeniero Freddy Peacuterez y todo su staff de trabajo por haberme dado la oportunidad

de formar parte de su equipo

Al Ingeniero Luis Rodriacuteguez por guiarme ensentildearme y motivarme durante la

realizacioacuten de este trabajo

AGRADECIMIENTOS

v

Al profesor Luis Norberto Bueno por los conocimientos invaluables que me ha

transmitido por saber conducirme motivarme orientarme y por su demostracioacuten de

afecto sincero

A los ingenieros Joseacute Gerardo Peacuterez Joseacute Paacuteez Joseacute Canchica Oscar Bautista y Juan

Santos por su valiosa contribucioacuten teacutecnica

A mis amigos Violeta (Willcita) Dalila Lisett Elirros (Arrocito) Karina Daniel Viacutector

Gabriel Juan Carlos Fermiacuten Marijor Nelly Cesar Enrique (Abuelo) Yetzenia y Hugo

por estar presentes en los momentos difiacuteciles


de este trabajo


vi

Patintildeo P Joseacute L

Peacuterez P Salvador de J




Tutor Acadeacutemico Prof Luis Norberto Bueno Goacutemez Tutor Industrial Ing

Antonio Farias e Ing Luis Rodriacuteguez Tesis Caracas UCV Facultad de

Ingenieriacutea Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleo Antildeo 2002 431 p

Palabras Claves Proyecto Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten Definicioacuten Perforacioacuten

Resumen La metodologiacutea VCD (Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten) nace

como resultado de la adopcioacuten de las mejores praacutecticas originadas de anaacutelisis

comparativos realizados por intermedio de la IPA ldquoIndependent Project Analisysrdquo donde

se determinoacute la importancia y urgencia de evaluar los grados de definicioacuten y complejidad

de los proyectos para la toma de decisiones Por lo que este esquema de trabajo se ha

implantado en PDVSA organizacioacuten de perforacioacuten y subsuelo desde enero del 2000 Con

este objetivo se realizoacute el programa de construccioacuten y mantenimiento del pozo

perteneciente a la localizacioacuten CS-54 del Campo Guafita Sur Unidad de Explotacioacuten Apure

Distrito Sur involucrando todos los actores en cada una de las fases del proyecto

optimizando asiacute el costo y minimizando el tiempo de perforacioacuten manteniendo los niveles

de calidad obtenieacutendose un Valor Presente Neto de 45158 MMBs una Tasa Interna de

Retorno de 5906 una Eficiencia de Inversioacuten de 23 y un Tiempo de Pago de 14 antildeos

para un pozo direccional tipo ldquoJrdquo con un KOP a 1400 pies un aacutengulo de inclinacioacuten de

2075 grados un desplazamiento horizontal de 23126 pies y una profundidad final

medida de 8337 pies

vii

LISTA DE ECUACIONES

Ecuacioacuten 51- Relacioacuten de diaacutemetro 50

Ecuacioacuten 52- Tamantildeo promedio de la grava 50

Ecuacioacuten 53- Coeficiente de uniformidad 51

Ecuacioacuten 54- Velocidad de flujo a traveacutes de las ranuras 52

Ecuacioacuten 55- Coeficiente de uniformidad de la grava 52

Ecuacioacuten 61- Factor de disentildeo de colapso 69

Ecuacioacuten 62- Presioacuten de colapso 69

Ecuacioacuten 63- Factor de disentildeo para estallido 70

Ecuacioacuten 64- Presioacuten interna de estallido 70

Ecuacioacuten 65- Factor de flotabilidad 72

Ecuacioacuten 66- Factor de temperatura 73

Ecuacioacuten 71- Flujo de caja o flujo de efectivo 76

Ecuacioacuten 72- Ingresos 76

Ecuacioacuten 73- Regaliacutea 80

Ecuacioacuten 74- Valor mercantil 80

Ecuacioacuten 75- Impuesto sobre la renta 81

Ecuacioacuten 76- Valor Presente Neto 82

Ecuacioacuten 77- Tasa Interna de Retorno 83

Ecuacioacuten 78- Eficiencia de la inversioacuten 84

Ecuacioacuten 131- Factor de Separacioacuten 183

Ecuacioacuten 132- Profundidad Medida Ajustada 248

Ecuacioacuten 133- Miacutenimas emboladas de circulacioacuten para limpiar el hoyo 248

Ecuacioacuten 134- Miacutenimas emboladas fondo arriba 248

Ecuacioacuten 171- Costo de Generacioacuten de Potencial 294

viii

LISTA DE FIGURAS

Figura 11- Partes ldquoStake Holdersrdquo de un proyecto 5

Figura 12- Esfuerzo vs Tiempo 8

Figura 13- Relacioacuten entre estimado de costo y fases de un proyecto 10

Figura 14- Ciclo de vida de un proyecto 13

Figura 21- Implantacioacuten del VCD 16

Figura 22- Mesas Integradas 17

Figura 23- Modelo de relaciones VCD 18

Figura 24- Modelo de relaciones VCD (2) 19

Figura 31- Localizaciones Inaccesibles 21

Figura 32- Aumento de la seccioacuten productora 22

Figura 33- Pozo inclinado tipo ldquoSrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica 24

Figura 34- Pozo inclinado tipo ldquoJrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica 25

Figura 35- Esquema de construccioacuten y mantenimiento de aacutengulo 25

Figura 41- Curva de esfuerzo vs deformacioacuten 34

Figura 61- Tipo de revestidores 58

Figura 62- Relacioacuten entre esfuerzos y deformacioacuten 60

Figura 63- Caracteriacutesticas tiacutepicas de una tuberiacutea 62

Figura 64- Secuencias usuales de diaacutemetros de revestidores mechas y hoyos 63

Figura 65- Gradiente de presioacuten vs profundidad 63

Figura 66- Profundidad vs peso equivalente del lodo 66

Figura 67- Determinacioacuten de la profundidad de asentamiento 66

Figura 68- Representacioacuten de la direccioacuten de las fuerzas de colapso 69

Figura 69- Representacioacuten de la direccioacuten de las fuerzas de estallido 70

Figura 610- Efecto de tensioacuten 71

Figura 611- Esfuerzos que actuacutean simultaacuteneamente 72

Figura 612- Efectos de la temperatura 73

Figura 613- Efectos del abombamiento 74

Figura 614- Efectos de la flexioacuten 74

Figura 81- Cuencas de Venezuela 88

ix

Figura 82- Rasgos sobresalientes de la cuenca Barinas Apure 89

Figura 83- Ubicacioacuten geograacutefica del Campo Guafita 90

Figura 84- Produccioacuten de Petroacuteleo vs porcentaje de Agua y Sedimento Campo

Guafita Sur 93


Guafita Norte 93

Figura 86- Mapa base del campo Guafita Norte actualizado para Enero del 2002 94


Figura 88- Columna estratigraacutefica del aacuterea Apure Campo Guafita 97

Figura 89- Mecanismos predominantes en la produccioacuten de agua 107

Figura 810- Mapa de produccioacuten acumulada de agua arena G-8 Campo Guafita Sur 108

Figura 811- Mapa Grid por Oil Fiel Manager de distribucioacuten de fluidos del Campo

Guafita Sur 112

Figura 91- Flujograma VCD 115

Figura 111- Registros Rayos Gamma soacutenico presioacuten de poro gradiente de fractura

y gradiente de sobrecarga del pozo GF-14X 131

Figura 112- Distribucioacuten de temperatura Campo Guafita 132

Figura 113- Simulacioacuten del comportamiento de produccioacuten para la localizacioacuten CS-54 133

Figura 114- Topes formacionales de la localizacioacuten CS-54 134

Figura 115- Curva de profundidad vs tiempo 138

Figura 116- Curva de tiempo limpio 139

Figura 117- Clasificacioacuten de los tiempos no productivos 140

Figura 118- Curva estimada para la localizacioacuten propuesta 142

Figura 119- Flujograma de generacioacuten de meacutetricas 147

Figura 121- Esquema de completacioacuten para la localizacioacuten CS-54 155

Figura 122- Vista de planta del pozo tipo ldquoJrdquo para la localizacioacuten CS-54 159

Figura 123- Perfil direccional generalizado pozo tipo ldquoJrdquo para la localizacioacuten CS-54 160

Figura 124- Dimensiones generales de los revestidores para la localizacioacuten CS-54 161

Figura 125- Esquema general de hoyos para la localizacioacuten CS-54 164

Figura 126- Esquema general de fluidos para la localizacioacuten CS-54 167

Figura 127- Esquema general de cantildeoneo para la localizacioacuten CS-54 169

x

Figura 128- Curvas de tiempo para la localizacioacuten CS-54 171

Figura 129- Disentildeo de la localizacioacuten propuesta 174

Figura 131- Esquema del Equipo de Bombeo Electrosumergible 179

Figura 132- Equipo de Empaque con grava 180

Figura 133- Esquema mecaacutenico de completacioacuten para la localizacioacuten CS-54 181

Figura 134- Planificacioacuten direccional correspondiente a la localizacioacuten CS-54 182

Figura 135- Distancia centro-centro entre pozos 183

Figura 136- Clasificacioacuten de los factores de separacioacuten 184

Figura 137- Vista de planta de los pozos vecinos 184

Figura 138- Vista en tres dimensiones 185

Figura 139- Vista tipo escalera 186

Figura 1310- Disentildeo de colapso 189

Figura 1311- Disentildeo de estallido 189

Figura 1312- Disentildeo axial 190

Figura 1313- Disentildeo triaxial 190

Figura 1314- Limites de disentildeo para los esfuerzos triaxiales 191

Figura 1315- Disentildeo de Colapso 193

Figura 1316- Disentildeo de Estallido 193




Figura 1320- Disentildeo de hoyos y puntos de asentamientos de revestidores 196

Figura 1321- Curva de densidad de lodo de los pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54 199

Figura 1322- Curva de lodo propuesta para la localizacioacuten CS-54 200

Figura 1323- Voluacutemenes de cemento para el revestidor de superficie 204

Figura 1324- Voluacutemenes de cemento para el revestidor de produccioacuten

Figura 1325- Mechas PDC de 12-14 pulgadas 210

Figura 1326- Mecha PDC de 8-12 pulgadas 212

Figura 1327- Mecha Tricoacutenica para limpieza 213

Figura 1328- Sarta de perforacioacuten para el hoyo de superficie 214

Figura 1329- Sarta de perforacioacuten para el hoyo de produccioacuten 215

xi

Figura 1330- Sarta de limpieza 216

Figura 1331- Secuencias de detonacioacuten de las cargas 217


Figura 1333- Tiempo estimado para la localizacioacuten CS-54 227

Figura 1334- Tiempo presupuestado para la localizacioacuten CS-54 228

Figura 1335- Disentildeo del pozo en profundidad 248

Figura 161- Curvas de pozos compromisos cara a cara 273

Figura 162- Poliacutetica corporativa SHA 279

Figura 163- Enfoque de mejoramiento continuacuteo del SIR-PDVSA 280

Figura 171- Diagrama Arantildea para la localizacioacuten CS-54 292

Figura 172- Diagrama Tornado para la localizacioacuten CS-54 293

xii

LISTA DE TABLAS

Tabla 51- Tamantildeo de grava comercial maacutes usada 53

Tabla 61- Relaciones de grado y resistencia de la tuberiacutea de revestimiento 61

Tabla 62- Casos de carga de los revestidores 67

Tabla 63- Factores de disentildeo de PDVSA 68

Tabla 81- Temperatura y Factor volumeacutetrico del petroacuteleo Campo Guafita Norte 104

Tabla 82- Temperatura y Factor volumeacutetrico del petroacuteleo Campo Guafita Sur 104

Tabla 83- Compresibilidad al petroacuteleo y viscosidad del Campo Guafita 104

Tabla 84- Comportamiento de presiones iniciales por arena del Campo Guafita 106

Tabla 85- Caracteriacutesticas fiacutesico quiacutemicas del agua producida en el Campo Guafita 109

Tabla 111- Presioacuten de poro y gradiente de fractura 132

Tabla 112- Temperatura de yacimiento 132

Tabla 113- Propiedades petrofiacutesicas estimadas de la arena G-7-2 134

Tabla 114- Topes formacionales y radio de drenaje 135

Tabla 115- Pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54 135

Tabla 116- Tiempos productivos de perforacioacuten para el cluster GF-14X 140

Tabla 117- Tiempo productivo por pozo 141

Tabla 118- Tiempo de completacioacuten actual 141

Tabla 119- Iacutendices de complejidad 145

Tabla 1110- Resultado de los iacutendices de complejidad para la localizacioacuten CS-54 146

Tabla 1111- Costos por fase de los pozos maacutes recientes del Campo Guafita 152

Tabla 121- Dimensiones de los revestidores 161

Tabla 122- Dimensiones de los hoyos 164

Tabla 123- Propiedades del lodo Agua Gel 166

Tabla 124- Propiedades del lodo 100 Aceite 167

Tabla 125- Propiedades del fluido de completacioacuten 167

Tabla 126- Mechas propuestas para la localizacioacuten CS-54 168

Tabla 127- Caracteriacutesticas de la carga de cantildeoneo 169

Tabla 128- Estimado de tiempo de la localizacioacuten CS-54 170

Tabla 129- Estimado de costo de la localizacioacuten CS-54 171

xiii

Tabla 131- Fluido de Completacioacuten 178

Tabla 132- Formulacioacuten del fluido de completacioacuten 178

Tabla 133- Propiedades esperadas del fluido de completacioacuten 178

Tabla 134- Plan direccional de la localizacioacuten CS-54 182

Tabla 135- Resumen del ldquoAnticolisionrdquo de la localizacioacuten CS-54 183

Tabla 136- Caracteriacutesticas del revestidor de superficie 187

Tabla 137- Caracteriacutesticas nominales del revestidor de superficie 187

Tabla 138- Caracteriacutesticas del revestidor de produccioacuten 191

Tabla 139- Caracteriacutesticas nominales del revestidor de produccioacuten 191

Tabla 1310- Caracteriacutesticas de los hoyo 196

Tabla 1311- Formulacioacuten del lodo Agua Gel 197

Tabla 1312- Propiedades esperadas del lodo Agua Gel 197

Tabla 1313- Formulacioacuten del lodo 100 Aceite 198

Tabla 1314- Propiedades esperadas del lodo 100 Aceite 198

Tabla 1315- Aditivos de la lechada de barrido para cementar el hoyo de superficie 204

Tabla 1316- Aditivos de la lechada de cola para cementar el revestidor de produccioacuten 205

Tabla 1317- Tiempo operacional planeado para cementar el hoyo de superficie 206

Tabla 1318- Aditivos de la lechada uacutenica para cementar el revestidor de produccioacuten 207

Tabla 1319- Tiempo operacional planeado para cementar el hoyo de produccioacuten 209

Tabla 1320- Paraacutemetros operacionales de las mechas del hoyo de superficie 210

Tabla 1321- Caracteriacutesticas de las mechas hoyo de superficie 210


Tabla 1323- Caracteriacutesticas de las mechas del hoyo de produccioacuten 211

Tabla 1324- Rendimiento de las mechas PDC en pozos anteriores 211

Tabla 1325- Paraacutemetros operacionales mecha de limpieza 212

Tabla 1326- Caracteriacutesticas de la mecha tricoacutenica 213

Tabla 1327- Componentes de la sarta lisa 214

Tabla 1328- Componentes de la sarta direccional 215

Tabla 1329- Componentes de la sarta de limpieza 216

Tabla 1330- Caracteriacutesticas del cantildeoneo 217

Tabla 1331- Registro direccional hoyo de produccioacuten 219

xiv

Tabla 1332- Registros eleacutectricos hoyo de produccioacuten 219

Tabla 1333- Escalas horizontales de las curvas 220

Tabla 1334- Tiempo estimado para la localizacioacuten CS-54 227

Tabla 1335- Tiempo presupuestado para la localizacioacuten CS-54 228

Tabla 1336- Costo estimado para la localizacioacuten CS-54 231

Tabla 1337- Costo presupuestado para la localizacioacuten CS-54 234

Tabla 1338- Galonaje miacutenimo versus diaacutemetro del hoyo y aacutengulo de inclinacioacuten 247

Tabla 1339- ROP miacutenimo versus diaacutemetro del hoyo y aacutengulo de inclinacioacuten 247

Tabla 1340- Emboladas miacutenimas requeridas para limpiar el hoyo 247

Tabla 1341- Guiacutea raacutepida para identificar los mecanismos de pega 249

Tabla 1342- Plan de desplazamiento del lodo 257

Tabla 141- Correlacioacuten para determinar la tasa critica de conificacioacuten en Apure 259

Tabla 151- Comportamiento de los equipos instalados en los pozos vecinos de la

localizacioacuten CS-54 263

Tabla 161- Distribucioacuten de tiempo y costo de mudanza 269

Tabla 162- Distribucioacuten de tiempo y costo hoyo de superficie 270

Tabla 163- Distribucioacuten de tiempo y costo hoyo de produccioacuten 271

Tabla 164- Distribucioacuten de tiempo y costo de completacioacuten 272

Tabla 165- Tiempos dentro del proceso de perforacioacuten 273

Tabla 166- Costos dentro del proceso de perforacioacuten 274

Tabla 167- Comparacioacuten de los indicadores econoacutemicos y de construccioacuten 274

Tabla 168- Competencias requeridas 278

Tabla 169- Componentes operativos del SIR 281

Tabla 171- Plan de desembolsos 285

Tabla 172- Riesgos asociados a la perforacioacuten 287

Tabla 173- Riesgos asociados al personal y equipo 287

Tabla 174- Riesgo asociado al ambiente y al entorno 288

Tabla 175- Riesgos de estimacioacuten 288


Tabla 177- Riesgos de facilidades 289

Tabla 178- Datos econoacutemicos generales 290

xv

Tabla 179- Resumen de los indicadores econoacutemicos 291

xvi

IacuteNDICE GENERAL

DEDICATORIAS i

AGRADECIMIENTOS iii

RESUMEN vi

LISTA DE ECUACIONES vii

LISTA DE FIGURAS viii

LISTA DE TABLAS xii

INTRODUCCIOacuteN 1

MARCO TEOacuteRICO

CAPITULO 1- PROYECTO

11- GENERALIDADES 4

12- ALCANCE DE UN PROYECTO 6

13- PLANIFICACIOacuteN DE UN PROYECTO 6

131- VENTAJAS DE LA PLANIFICACIOacuteN 7

132- LIMITACIONES DE LA PLANIFICACIOacuteN 7

14- FASES DE UN PROYECTO 8

141- FASE CONCEPTUAL 8

142- FASE PLANIFICACIOacuteN 9

143- FASE EJECUCIOacuteN 9

144- FASE COMPLETACIOacuteN 9

15- ESTIMADOS DE COSTO DE PROYECTOS 10

151- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE V (ORDEN DE MAGNITUD) 10

152- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE IV (CONCEPTUAL) 11

153- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE III (PRELIMINAR) 11

154- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE II (DEFINITIVO) 11

155- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE I (CONTROL) 13

xvii

CAPITULO 2- VCD

21- GENERALIDADES 16

22- ORGANIZACIOacuteN DEL VCD 18

CAPITULO 3- PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL


32- APLICACIONES COMUNES DE LA PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL 21

33- PLANIFICACIOacuteN ASOCIADA A LOS POZOS DIRECCIONALES 23

331- TIPO TANGENCIAL (ldquoJrdquo) 24

34- FACTORES DE DISENtildeO 26

35- EVOLUCIOacuteN DE LAS HERRAMIENTAS DIRECCIONALES 26

351- MWD (MEASUREMENT WHILE DRILLING) 27

3511- Sistema de Poder 28

3512- Sistema de Telemetriacutea 28

3513- Sensores Direccionales 28

352- LWD (LOGGING WHILE DRILLING) 29

CAPITULO 4- GEOMECAacuteNICA


42- APLICACIONES GEOMECAacuteNICAS 34

43- DEFORMACIOacuteN 34

44- ESFUERZOS 34

441- ESFUERZOS GEOESTAacuteTICOS 34

442- ESFUERZOS EFECTIVOS 35

45- COMPORTAMIENTO ESFUERZO-DEFORMACIOacuteN MECANISMOS Y

CRITERIOS DE FALLA 35

xviii

CAPITULO 5- CONTROL DE ARENA

51- FENOacuteMENO DE ARENAMIENTO 37

52- NATURALEZA DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA 37

521- CONSOLIDACIOacuteN DE LAS FORMACIONES 38

53- CAUSAS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA 39

531- OPERACIONES TRADICIONALES DE POZOS 39

532- FUERZAS DE ARRASTRES DE CORTE Y VISCOSAS 42

533- DISMINUCIOacuteN DE LA PRESIOacuteN DE YACIMIENTO 43

54- EFECTOS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA 43

541- ACUMULACIOacuteN DE ARENA EN EL FONDO DEL POZO 43

542- COLAPSO DE LA FORMACIOacuteN 44

55- CONTROL DE ARENA 44

551- PRINCIPIOS BAacuteSICOS PARA EL CONTROL DE ARENA 45

5511- Puenteo Mecaacutenico 45

5512- Consolidacioacuten ldquoIn Siturdquo 45

552- MEacuteTODOS DE CONTROL DE ARENA 45

5521- Meacutetodo Quiacutemico 45

5522- Meacutetodos Mecaacutenicos 46

553- EMPAQUE CON GRAVA 47

5531- Tipo de Empaque con grava 47

55311- Empaque con grava a hoyo desnudo 47

55312- Empaque con grava a hoyo entubado 48

554- DISENtildeO DE LA ARENA DEL EMPAQUE CON GRAVA 49

555- FLUIDO DE EMPAQUE CON GRAVA 53

556- ARENA DE FORMACIOacuteN-MUESTREO Y ANALISIS 54

CAPITULO 6- DISENtildeO DE REVSTIDORES

61- DEFINICIOacuteN Y FUNCIOacuteN DE LOS REVESTIDORES 57

611- CONDUCTOR 57

xix

612- TUBERIacuteA DE REVESTIMIENTO 57

6121- Revestidor de Superficie 57

6122- Revestidor y camisa de produccioacuten 58

62- MEacuteTODO DE DISENtildeO CONVENCIONAL Y VIDA DE SERVICIO 59

63- ASPECTOS DE MATERIALES Y CONEXIONES DE LOS TUBULARES 59

64- PARAacuteMETROS DEL DISENtildeO 62

65- DISENtildeO DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERIacuteAS DE

REVESTIMIENTO 63

66- CONDICIOacuteN INICIAL O CASO DE CARGA 67

67- CONSIDERACIONES DE DISENtildeO 68

CAPITULO 7- EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA

71- CONCEPTOS BAacuteSICOS 76

72- MODELO ECONOacuteMICO 85

73- ESTRUCTURA GENERAL DEL MODELO ECONOacuteMICO 86

ANAacuteLISIS DEL PROBLEMA

DESARROLLO DE LA METODOLOGIacuteA VCD Y DISCUSIOacuteN DE RESULTADOS

CAPITULO 8- AacuteREA DE ESTUDIO

81- DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 88

82- UBICACIOacuteN GEOGRAacuteFICA DEL CAMPO GUAFITA 89

83- ANTECEDENTES 90

84- MARCO ESTRUCTURAL 94

85- DESCRIPCIOacuteN ESTRATIGRAacuteFICA 96

86- TEMPERATURA Y FACTOR VOLUMEacuteTRICO DEL PETROacuteLEO 104

87- COMPRESIBILIDAD AL PETROacuteLEO Y VISCOSIDAD 104

88- COMPORTAMIENTO DE PRESIONES 105

xx

89- ORIGEN DE LA PRODUCCIOacuteN DE AGUA 107

810- POES RESERVAS RECUPERABLES Y RESERVAS REMANENTES 110

8101- POES CAMPO GUAFITA NORTE 110

8102- POES CAMPO GUAFITA SUR 110

CAPITULO 9- METODOLOGIacuteA GENERAL

91- OBJETIVO GENERAL 114

911- OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS 114


CAPITULO 10- REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)

101- USO Y TIPO DE POZO 126

102- OBJETIVOS DE LA CORPORACIOacuteN 126

103- OBJETIVOS DE LA UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN 127

104- OBJETIVOS DE PERFORACIOacuteN 127

CAPITULO 11- INGENIERIacuteA CONCEPTUAL

111- ESTIMACIOacuteN DE PRESIOacuteN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA 130

112- GRADIENTE DE TEMPERATURA 132

113- PRESIOacuteN DE FONDO FLUYENTE DE DISENtildeO Y MEacuteTODO DE PRODUCCIOacuteN

NODAL 133

114- CARACTERIZACIOacuteN DE ROCA Y FLUIDOS 134

115- PROGNOSIS DE INTERVALOS PRODUCTORES Y RADIO DE DRENAJE 134

116- ANAacuteLISIS COMPARATIVO DE LA INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS 135

1161- HISTORIA DE PERFORACIOacuteN 136

1162- TIEMPOS DURANTE LA PERFORACIOacuteN 136

117- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTO Y DE POZO 143

118- RESULTADOS DE LOS IacuteNDICES DE COMPLEJIDAD PARA EL POZO 145

xxi

119- ESTRATEGIA DE APLICACIOacuteN DE NUEVAS TECNOLOGIacuteAS Y MEJORES

PRAacuteCTICAS 148

1110- DEFINICIOacuteN DE LA COMPLETACIOacuteN MECAacuteNICA PRELIMINAR 148

1111- DEFINICIOacuteN DE LA TRAYECTORIA Y GEOMECAacuteNICA REGIONAL 149

1112- DEFINICIOacuteN DE LAS DIMENSIONES DE LOS REVESTIDORES 149

1113- DEFINICIOacuteN DE LA GEOMETRIacuteA DE LOS HOYOS 149

1114- DEFINICIOacuteN DEL USO DE FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN 150

1115- DEFINICIOacuteN DEL USO DE MECHAS 150

1116- DEFINICIOacuteN DEL USO DEL ENSAMBLAJE DE FONDO 150

1117- ESTRATEGIAS DE NEGOCIOS 150

1118- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO 151

1119- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE MANTENIMIENTO DEL POZO 151

1120- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE OPERACIOacuteN DEL POZO 151

1121- ESTIMACIOacuteN DE COSTOS A NIVEL CONCEPTUAL PARA BASE DE

RECURSOS 152

CAPITULO 12- INGENIERIacuteA BAacuteSICA

121- DISENtildeO DE COMPLETACIOacuteN 154

1211- TIPO 154

1212- DIMENSIONES 154

1213- FUNCIONALIDAD 156

1214- EVOLUCIOacuteN 156

1215- FLUIDO DE COMPLETACIOacuteN 156

122- DISENtildeO DE TRAYECTORIA 157

1221- GEOMECAacuteNICA 157

1222- DIRECCIONALIDAD 157

123- DISENtildeO DE REVESTIDORES 160

1231- TIPO 160

1232- PUNTOS DE ASENTAMIENTO 161


xxii



124- DISENtildeO DE HOYOS 164

1241- TIPO 164




125- DEFINICIOacuteN GENERAL DE REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS 166

126- DISENtildeO GENERAL DE FLUIDOS 166

127- CEMENTACIOacuteN 168

128- MECHAS 168

129- SARTAS 168

1210- CANtildeONEO 169

1211- ESTIMADO EN BASE DE CONOCIMIENTO (COMPETENCIAS REQUERIDAS) 170

1212- ESTIMADO DE TIEMPO Y COSTO (CLASE III) 170

1213- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y PRE-SELECCIOacuteN DE EMPRESAS 172

1214- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO 172

1215- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN 172

1216- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO 172

1217- TRAMITACIOacuteN DE PERMISOLOGIacuteA Y APROBACIONES 173

1218- REVISIOacuteN Y DISENtildeO DE LA LOCALIZACIOacuteN 174

1219- PROCURA DE MATERIALES DE LARGO TIEMPO DE ENTREGA 175

CAPITULO 13- INGENIERIacuteA DE DETALLE

131- DATOS GENERALES DEL PROYECTO 177

132- COMPLETACIOacuteN 178

1321- FLUIDOS DE COMPLETACIOacuteN 178

133- TRAYECTORIA 182

134- REVESTIDORES 187

1341- REVESTIDOR DE SUPERFICIE 187

xxiii

1342- REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN 191

135- GEOMETRIacuteA DE HOYOS 196

136- FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN 197

1361- HOYO DE SUPERFICIE DE 12-14 197

1362- HOYO DE PRODUCCIOacuteN DE 7rdquo 198



13711- Caracteriacutesticas de la zapata para cementar el revestidor de 10-34 201

13712- Caacutelculos Volumeacutetricos de las lechadas 201

137121- Capacidades 201

137122- Caacutelculo del punto neutro 202

137123- Voluacutemenes de lechada de barrido y de cola 202

13713- Tiempo Operacional de Cementacioacuten Revestidor 10-34rdquo (PLAN) 205


13721- Lechada Uacutenica 206

13722- Caacutelculos de la Lechada Uacutenica 207



137223- Volumen de la lechada uacutenica 207

137224- Volumen de la lechada de cemento 207

13723- Tiempo Operacional de Cementacioacuten Revestidor 7rdquo (PLAN) 209

138- MECHAS 210

1381- HOYO DE SUPERFICIE 210

1382- HOYO DE PRODUCCIOacuteN 211

139- SARTA DE PERFORACIOacuteN 214



13921- Sarta direccional 215

13922- Sarta de limpieza 216


13101- RESUMEN DEL EQUIPO DE CANtildeONEO 217

xxiv

13102- SECUENCIA DE DETONACIOacuteN DE LA CARGA 217

1311- PROGRAMA DE REGISTROS Y NUacuteCLEOS 219



1312- EQUIPO DE TRABAJO Y SUS ROLES 221

13121- LIacuteDER VCD 221

13122- INGENIERO VCD 221

13123- INGENIERO DE FLUIDOS 222

13124- INGENIERO DE CEMENTACIOacuteN 223

13125- INGENIERO DE COMPLETACIOacuteN 224

13126- INGENIERO DE OPERACIONES DEL PROYECTO 224

13127- GEOacuteLOGO 225

13128- INGENIERO DE YACIMIENTOS 225

13129- INGENIERO DE PRODUCCIOacuteN 226

1313- ESTIMACIOacuteN DE TIEMPO Y COSTO CLASE II 227

13131- DISTRIBUCIOacuteN DE TIEMPO DE LA LOCALIZACIOacuteN CS-54 227

131311- Tiempo estimado 227

131312- Tiempo presupuestado 228

13132- ESTIMACIOacuteN DE COSTO CLASE II 229

131321- Costo estimado 229

131322- Costo presupuestado 232

1314- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y SELECCIOacuteN DE EMPRESAS 235

13141- MUDANZA 235

13142- PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL 235


13144- REGISTROS ELEacuteCTRICOS 236

13145- CONTROL DE SOacuteLIDOS Y EFLUENTES 236


1315- INTEGRACIOacuteN DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN (EJECUCIOacuteN) 238

13151- GENERALIDADES OBJETIVOS 238

131511- Hoyo de 12-14 238

xxv

13152- PROGRAMA DE LODO 239

13153- ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO 239

13154- CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACIOacuteN DEL REVESTIDOR

SUPERFICIAL DE 12-14rdquo 240

131541- Procedimiento de la Cementacioacuten del Revestidor Superficial 241


131551- Hoyo de 8-12 243

13156- COMPARACIOacuteN DE LOS GALONAJES MIacuteNIMOS Y LA MAacuteXIMA ROP EN

FUNCIOacuteN DEL DIAacuteMETRO DEL HOYO Y AacuteNGULO DE INCLINACIOacuteN 247

13157- PROCEDIMIENTO DE CAacuteLCULO DE LAS EMBOLADAS MIacuteNIMAS PARA LA

LIMPIEZA DEL HOYO 247

13158- GUIacuteA RAacutePIDA PARA IDENTIFICAR POSIBLE MECANISMO DE PEGA DE

TUBERIacuteA 249

13159- RECOMENDACIONES PARA LIBERAR TUBERIacuteA DE ACUERDO AL

MECANISMO DE PEGA 250

131510- ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO Nordm 2 SARTA DIRECCIONAL 253

131511- ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO Nordm 3 SARTA DE LIMPIEZA 254

131512- CONSIDERACIONES PARA CORRER EL REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN 254

131513- CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACIOacuteN DEL REVESTIDOR DE

PRODUCCIOacuteN 255

CAPITULO 14- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN

141- PREDICCIOacuteN DE LOS SISTEMAS DE OPERACIOacuteN DEL POZO 259

142- PREDICCIOacuteN DE LA VENTANA OPERACIONAL PARA PREVENIR

EFECTOS NO DESEADOS POR LOS ESFUERZOS GEOMECAacuteNICOS

E HIDRAacuteULICOS A LOS QUE SE SOMETERAacute EL POZO 259

143- PREDICCIOacuteN DE LOS POTENCIALES CAMBIOS DE REQUERIMIENTOS

FUNCIONALES A LOS QUE SOMETERAacute EL POZO 260

144- RE-CONCEPTUALIZACIOacuteN DEL POZO 260

145- PREDICCIOacuteN DE LA RUTINA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO 261

xxvi

CAPITULO 15- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO

151- PREDICCIOacuteN DE LAS INTERVENCIONES DEBIDO A REQUERIMIENTOS

MECAacuteNICOS 263

CAPITULO 16- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN

161- FLUJOGRAMA POR ACTIVIDAD DE LA OPERACIOacuteN 266

1611- INGENIERIacuteA DE CONSTRUCCIOacuteN 267

1612- PROCURA 267

1613- CONSTRUCCIOacuteN EJECUCIOacuteN 267

16131- Actividades Previas a La Mudanza 267

16132- Mudanza 267

16133- Construccioacuten de La Seccioacuten Superficial 267

16134- Construccioacuten de La Seccioacuten De Produccioacuten 267

16135- Completacioacuten 267

1614- CIERRE DEL PROYECTO 267

162- PROGRAMACIOacuteN DETALLADA POR ACTIVIDAD CON HITOS

APROBATORIOS POR COMUNIDAD DE CONOCIMIENTO 268

1621- MUDANZA 268

16211- Recursos requeridos para el logro del objetivo 268

16212- Responsabilidades del equipo de trabajo 268

16213- Puntos de atencioacuten 268

16224- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la mudanza de la


1622- SECCIOacuteN SUPERFICIAL 269




16224- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de superficie

xxvii

de la localizacioacuten CS-54 270

1623- SECCIOacuteN DE PRODUCCIOacuteN 270




16234- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de produccioacuten






16234- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de

completacioacuten de la localizacioacuten CS-54 272

1625- ANAacuteLISIS DEL PROCESO DE PERFORACIOacuteN 273

16251- Tiempo 273

16252- Costo 274

163- REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS Y MATERIALES (PLAN LOGIacuteSTICO) 275



164- ESTRUCTURAS DE RECURSOS COMPETENCIAS REQUERIDAS Y ROLES 278

165- PLAN DE SEGURIDAD HIGIENE Y AMBIENTE (SHA) 279

CAPITULO 17- ANAacuteLISIS DE RENTABILIDAD

171- ESTABLECER ESTRUCTURA DE COSTO DEL PROYECTO 284

172- PLAN DE DESEMBOLSOS 285

173- ANAacuteLISIS DE RIESGO Y AacuteRBOLES DE DECISIOacuteN 286

1731- SOPORTE A LA PREDICCIOacuteN DE PROBLEMAS POTENCIALES Y PLANES

DE CONTINGENCIA 286

174- DIAGRAMA DE ARANtildeA Y TORNADO 290

1741- DIAGRAMA ARANtildeA 292

xxviii

1742- DIAGRAMA TORNADO 293

175- COSTO DE GENERACIOacuteN DE POTENCIAL 294

CONCLUSIONES 295

RECOMENDACIONES 297

LOGROS ALCANZADOS 298

REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 299

NOMENCLATURAS Y SIacuteMBOLOS 301

GLOSARIO DE TEacuteRMINOS 305

APEacuteNDICES

APEacuteNDICE A- INFORME TEacuteCNICO DE LA PROPUESTA DE PERFORACIOacuteN 312

APEacuteNDICE B- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTOS Y DE POZO 368

APEacuteNDICE C- INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS 391

APEacuteNDICE D- INFORME DIRECCIONAL Y DE COLISIOacuteN DEL POZO GF-159 400

APEacuteNDICE E- PROGRAMACIOacuteN DEL POZO GF-159 (PROJECT) 412

APEacuteNDICE F- COSTOS BASADOS EN ACTIVIDADES 417

APEacuteNDICE G- RESUMEN DE PERFORACIOacuteN POZO GF-159 427

INTRODUCCIOacuteN

1

Un proyecto se concibe como un proceso destinado a transformar o desarrollar una idea

en un producto determinado a partir de una secuencia ordenada de pasos

La planificacioacuten dentro de un proyecto promueve acciones consistentes integradas y

definidas que ayudan a preveer crisis y evitar errores asegurando mediante acciones bien

definidas y analizadas la economiacutea del proyecto suministrando bases para el control fiacutesico

y financiero

La ejecucioacuten de un proyecto involucra el desembolso de dinero y la integracioacuten de capital

humano Por lo que una adecuada planificacioacuten basada en una metodologiacutea confiable y

probada aguas arriba del proyecto garantizaraacute su eacutexito

La perforacioacuten de un pozo petrolero se puede considerar un proyecto de alta criticidad

debido a los esfuerzos econoacutemicos y humanos que son necesarios movilizar e integrar

para su ejecucioacuten Una mala planificacioacuten bastaraacute para no alcanzar los objetivos

propuestos

La metodologiacutea Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten (VCD) surge como solucioacuten a

la necesidad de involucrar todas las partes que intervienen dentro del proyecto ya que

permite bajo un esquema de trabajo detallado y eficiente generar portafolios de

proyectos con anticipacioacuten garantizando el eacutexito volumeacutetrico y mecaacutenico de los pozos

Esta metodologiacutea nace considerando las mejores praacutecticas de las empresas de clase

mundial mediante un anaacutelisis comparativo que determinoacute la urgencia y relevancia que

tiene la definicioacuten en la planificacioacuten de los proyectos

En la fase de visualizacioacuten se consideran las opciones que realmente podriacutean satisfacer las

necesidades propuestas La fase conceptualizacioacuten analiza la factibilidad de cada una de

las opciones visualizadas y genera una clasificacioacuten de acuerdo a su poder ser Finalmente

en la fase definicioacuten se disentildea cada una de las estrategias y procedimientos que rigen el

INTRODUCCIOacuteN

2

proyecto para ser ejecutado conforme al presupuesto asignado obtenido en funcioacuten de

las fases anteriores

Esta concepcioacuten permite a PDVSA asignar los recursos apropiados en el momento

adecuado basados en los requerimientos de maacutes alta calidad Asiacute mismo bajo la

metodologiacutea se pueden reconocer y descartar los proyectos de perforacioacuten de pozos

donde el nivel de definicioacuten no alcanza el miacutenimo requerido y su valor agregado no resulte

atractivo a partir de los indicadores econoacutemicos

Dentro de esta perspectiva se desarrolloacute el programa de Construccioacuten y Mantenimiento de

un pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 del campo Guafita con el fin de

incrementar el potencial de la Unidad de Explotacioacuten Apure perteneciente al Distrito Sur

de PDVSA-EPM implementando la metodologiacutea VCD

CAPITULO I- PROYECTO

PROYECTO

4

11- GENERALIDADES

Todo proyecto consiste de un conjunto ordenado de acciones que tienden a realizar un

determinado fin Sea sencillo o complejo todo proyecto tiene un inicio y un fin definidos

en el tiempo y se conciben como una secuencia de actividades tendientes a buscar

analizar y coordinar un conjunto de informaciones y datos que justifiquen seguacuten ciertos

criterios su ejecucioacuten

El proyecto se concibe como un proceso destinado a transformar una idea en un producto

terminado es decir el proyecto se define por un objetivo a alcanzar en un cierto tiempo y

con un presupuesto determinado Los proyectos presentan ciertas caracteriacutesticas

comunes tales como

Son finitos en el tiempo esto es el conjunto de actividades definidas para la obtencioacuten

de una finalidad se situacutean entre un inicio y un fin especificados

Son esfuerzos singulares en el sentido de que las acciones que los definen no son ni

repetitivas ni homogeacuteneas

Son sistemas complejos es decir son entidades complejas compuestas por elementos

fiacutesicos (materiales maquinas personas) y abstractos (datos informes notas

procedimientos)

Los elementos que integran un proyecto estaacuten relacionados entre siacute estructurados de

manera que el sistema constituye una unidad

Son entidades activas en el sentido de que todo proyecto realiza una funcioacuten o

efectuacutea un proceso o varias funciones o procesos independientes que operan sobre

ciertas entradas o insumos del proyecto dando por resultado determinadas salidas o

productos del mismo

PROYECTO

5

Gerencia de Proyectos de IngenieriacutealdquoStakeholdersrdquo de un Proyecto

ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE

Buen uso delos recursos

limitados

CALIDAD INTEGRALEspecificaciones

TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto

ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto

Todo proyecto obedece a ciertos propoacutesitos que determinan la composicioacuten

estructuracioacuten y accioacuten del sistema En otras palabras los proyectos se disentildean

construyen y operan con vista a objetivos bien especiacuteficos sus salidas o productos

deben responder a los mismos

Debe ser limitado para ser susceptible al anaacutelisis Las fronteras quedan definidas al

especificarse los componentes del mismo ya sea enunciaacutendolas expliacutecitamente o

dando caracteriacutesticas distintivas al proyecto

En el siguiente esquema se pueden observar las partes involucradas en un proyecto

Figura 11 Partes de un Proyecto

PROYECTO

6

12- ALCANCE DE UN PROYECTO

El alcance de un proyecto identifica e incluye todo el trabajo requerido para completarlo

exitosamente

Para definir el alcance de un proyecto es necesario conocer

Objetivo del proyecto

Justificacioacuten del proyecto

Descripcioacuten de productos principales

Lista de sub-productos a ser entregados

Restricciones preferencias del cliente

Suposiciones

Informacioacuten histoacuterica [1]

13- PLANIFICACIOacuteN DE UN PROYECTO

La planificacioacuten es el proceso de anaacutelisis para estructurar el proyecto partiendo de un

objetivo uacutenico acompantildeado de todas las actividades ordenadas loacutegicamente indicando

todos los productos solicitados y asignando los responsables en funcioacuten de las estrategias

de ejecucioacuten acordadas con el fin de completar el proyecto en tiempo [1]

La planificacioacuten de proyecto es el medio maacutes importante para

Organizar y decidir el trabajo

Asignar y definir responsabilidades

Integrar los trabajos de las organizaciones involucradas en el proyecto

Establecer sistemas eficientes de comunicacioacuten

Establecer tiempo de inicializacioacuten y finalizacioacuten

Manejar sucesos y cambios inesperados

PROYECTO

7

Proporcionar bases para la delegacioacuten de actividades

Proporcionar las bases para el control presupuestario y financiero

Establecer bases para el auto anaacutelisis y el aprendizaje [2]

131- Ventaja de la Planificacioacuten

Promueve acciones consistentes integradas y definidas

Ayuda a prever crisis y evitar errores

Asegura la economiacutea del proyecto con acciones decididas

Suministra las bases para el control fiacutesico y financiero

132- Limitaciones de la Planificacioacuten

Seguridad en las previsiones La mayoriacutea de los planes estaacuten basados en un conjunto

de condiciones supuestas y solo seraacuten uacutetiles en la medida que eacutestas demuestren ser

correctas

Repeticioacuten de problemas similares Las poliacuteticas y procedimientos son por naturaleza

propia uacutenicamente uacutetiles siempre que una actividad se repita una y otra vez No se

adaptan bien a la ejecucioacuten de proyectos por lo que hay que utilizar viacuteas alternas ante

situaciones operativamente cambiantes

Tendencias hacia la inflexibilidad El establecimiento de programas anticipados tiende

a hacer inflexible a la gerencia Cuanto maacutes estrechos y detallados sean mayor seraacute la

inflexibilidad

Costo de la planificacioacuten La planificacioacuten es costosa y a veces sus ventajas no

justifican el gasto incurrido

PROYECTO

8

Gerencia de Proyectos de IngenieriacuteaFases de un Proyecto

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15

14- FASES DE UN PROYECTO

Un proyecto se divide en cuatro fases principales las cuales se presentan en la graacutefica de

esfuerzo versus tiempo mostrado en la figura 12 donde se observa el porcentaje de los

recursos totales que se asignan en cada fase[2]

141- Fase Conceptual

Nace la idea

Se formula el proyecto al analizar los puntos clave

Se toma la decisioacuten de iniciar las actividades del proyecto

Se establecen las metas

Se hacen los principales nombramientos y asignaciones de recursos

Producto Esquema de Proyecto [2]

Figura 12 Esfuerzos vs Tiempo

PROYECTO

9

142- Fase Planificacioacuten

Se define el tipo de organizacioacuten

Se define el Plan del Proyecto y el Programa para la Fase de Ejecucioacuten

Se definen los objetivos actividades tareas y recursos del proyecto

Se constituye el equipo del proyecto

Producto Plan de Ejecucioacuten del Proyecto (PEP) [2]

143- Fase Ejecucioacuten

Se ejecutan los trabajos principales del proyecto

diams Disentildeo

diams Desarrollo

diams Construccioacuten

diams Produccioacuten

diams Pruebas

diams Se consumen la mayor cantidad de recursos del proyecto

Producto Activo (Bien) o Servicio [2]

144- Fase Completacioacuten

Terminacioacuten de las actividades

Cierre de los contratos

Se transfieren los recursos y compromisos a otras organizaciones

Se hace la puesta en marcha

Producto Cierre Administrativo del Proyecto e Informe Post-Mortem [2]

La Gerencia de Proyecto es la encargada de visualizar establecer las prioridades ubicarlas

en un espacio y tiempo determinado con la finalidad de ejecutar el proyecto en el menor

tiempo costo oacuteptimo y con la calidad requerida bajo un ambiente de trabajo seguro y

armoacutenico

PROYECTO

10

Clase V

Clase IV

Clase III

Clase II

Clase I

IDEAS CONCEPTUALES

BAJA INCERTIDUMBRE

ALTA INCERTIDUMBRE

INGENIERIacuteA COMPLETA

Figura 13- Relacioacuten entre Estimados de Costos y Fases de un Proyecto

15- ESTIMADOS DE COSTOS DE PROYECTOS Existen diferentes tipos de estimados de costos que estaacuten directamente relacionados con

el desarrollo del proyecto los mismos se pueden apreciar en la figura 13

151- Estimados de Costo Clase V (Orden de Magnitud)

Se utiliza en la planificacioacuten a mediano plazo para establecer si los proyectos reuacutenen los

meacuteritos suficientes para proseguir su desarrollo Este estimado se realiza en la fase inicial

y se basa en una descripcioacuten muy general del proyecto donde la informacioacuten disponible se

limita esencialmente al tipo de proyecto tamantildeo posible ubicacioacuten caracteriacutestica de los

insumos y graacuteficos de produccioacuten preliminares

Los procedimiento de estimacioacuten del costo clase V se basa en datos histoacutericos de costos

que provienen de proyectos similares (extrapolacioacuten estadiacutestica) correlacionada por su

capacidad y corregida por iacutendices de precios y factores de ubicacioacuten geograacutefica

PROYECTO

11

152- Estimado de Costo Clase IV (Conceptual)

Los costos normalmente se obtienen de informacioacuten histoacuterica de la base de datos de

estimaciones Para generar el costo total los estimadores incluiraacuten provisiones especiales

tales como contingencia y riesgo

En la elaboracioacuten de este estimado de costo se ha avanzado poco en el disentildeo las

experiencias del equipo del proyecto solo serviraacuten para seleccionar las opciones que seraacuten

definidas en detalle durante la proacutexima fase [3]

153- Estimados de Costo Clase III (Preliminar)

Se realiza al terminar el 60 de la Ing baacutesica y requiere para su elaboracioacuten

Bases del disentildeo revisadas

Diagramas de flujos revisados

Ubicacioacuten definitiva y seleccioacuten de la opcioacuten oacuteptima

Plano de ubicacioacuten definitiva de equipos y tuberiacuteas

Plano preliminar de flujo e instrumentacioacuten

Planificacioacuten preliminar

Este estimado tambieacuten puede emplear curvas o factores histoacutericos para determinar el

costo de los equipos mayores y del proyecto en general si las cotizaciones de dichos

equipos no estaacuten disponibles[4]

PROYECTO

12

154- Estimados de Costo Clase II (Definitivo)

Este es el estimado maacutes importante debido a que con eacutel se toma la decisioacuten definitiva de

continuar con las fases maacutes costosas del proyecto Para su elaboracioacuten se requiere

Alcance bien definido

Resultados del estimado clase III

Plano definitivo de flujo e instrumentacioacuten

Estudio de impacto ambiental

Estudio de riesgo y seguridad de las condiciones operacionales

Planos y especificaciones de disentildeo de todas las disciplinas involucradas incluyendo la

incorporacioacuten de comentarios y recomendaciones de los estudios anteriores

Cotizaciones de los equipos

Plan maestro de ejecucioacuten

Desde el punto de vista gerencial la relacioacuten costo-beneficio que se obtiene con un costo

clase II es sustancial ya que invirtiendo en el desarrollo no maacutes del 7 del costo total se

reduce hasta un 85 la incertidumbre del proyecto Otro uso que tiene el costo clase II

definitivo es servir de base para comparar las ofertas comerciales presentadas en la

licitacioacuten para la ejecucioacuten conjunta de la Ing de detalle y la construccioacuten [4]

PROYECTO

13

155- Estimado De Costo Clase I (Control)

Corresponde al monto final con el cual se otorgoacute la buena-pro al contratista que ganoacute la

licitacioacuten y se usa para el control de costo de la ejecucioacuten de la Ingenieriacutea de detalle y de

la construccioacuten [4]

La figura 14 relaciona las diferentes fases de un proyecto con sus respectivos estimados

de costos

La evaluacioacuten del grado de definicioacuten o FEL ldquoFront End Loadingrdquo es una revisioacuten que

permite verificar que cada una de las aacutereas de importancia del proyecto se han

desarrollado a un cierto nivel con el propoacutesito de inferir que el proyecto ha sido definido

lo suficiente y por ende determinar que su completacioacuten es viable en forma exitosa de

acuerdo con el alcance y la planificacioacuten prevista [3]

CONCEPTUALIZACIOacuteN DEFINICIOacuteN EJECUCIOacuteN TERMINACIOacuteN

- Definicioacuten del negocio - Anaacutelisis de factibilidad - Estrategias - Ingenieriacutea Conceptual - Ing Baacutesica

Planificacioacuten y Estimacioacuten de costo Clase V

- Plan de Ejecucioacuten -Plan de contratacioacuten- Ing de detalle

Planificacioacuten y Estimacioacuten de costo Clase II

-Permisos -Procurascompra - Construccioacuten - Arranque puesta en marcha

- Finiquito de contrato - Materiales sobrantes- Cierre financieros - Informes Post- Mortem - Beneficios - Experiencias

Figura 14 Ciclo de Vida de un Proyecto

PROYECTO

14

1611- Objetivos del FEL

Garantizar que las necesidades del negocio sean el principal conductor para la

inversioacuten de capital

Asignar roles y responsabilidades a los miembros del equipo de los proyectos

Mejorar la productividad del capital invertido en los proyectos a traveacutes de la utilizacioacuten

de la mejor tecnologiacutea disponible

Minimizar los cambios durante la ejecucioacuten de los proyectos para reducir tiempo y

costos asiacute como mejorar la calidad del producto final [2]

CAPITULO II- VCD

VCD

16

VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN DE PROYECTOS (VCD)

21- GENERALIDADES

El teacutermino es el equivalente al FEL ldquoFront End Loadingrdquo el cual es una metodologiacutea de

trabajo donde se busca involucrar todos los actores en cada una de las fases de un

proyecto antes de su ejecucioacuten de forma que todos tengan la misma concepcioacuten e idea de

lo que se requiere Este esquema de trabajo es el resultado de la adopcioacuten de las mejores

praacutecticas originadas de los anaacutelisis comparativos realizados por intermedio del IPA

ldquoIndependent Project Anaacutelisisrdquo la cual es una institucioacuten que agrupa a 13 empresas liacutederes

a nivel mundial (Exxon-Mobil BP Amoco etc) donde se determinoacute la importancia y

urgencia de evaluar los grados de definicioacuten y complejidad de los proyectos para la toma

de decisiones Este esquema de trabajo se ha venido tratando de implantar en la

organizacioacuten de Perforacioacuten y Subsuelo desde Enero de 2000 (ver figura 21)

Figura 21- Implantacioacuten del VCD

Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten Definicioacuten Ejecucioacuten Operacioacuten

VCD - ldquoFront End Loadingrdquo

UEYUEY((MIYAMIYA--MIPMIP))

LICLIC

VISUALIZACIOacuteNVISUALIZACIOacuteNDE CONSTRUCCIOacuteNDE CONSTRUCCIOacuteN

DE POZOSDE POZOS

CONTRATISTASCONTRATISTAS

IDENTIFICARY VISUALIZARPROYECTOS

SELECCIOacuteN CONCEPTOANAacuteLISIS DE OPCIONES

Y MEJOR ESTIMADO

DEFINICIOacuteN ALCANCE PROPUESTA DE EJECUCIOacuteN CONPRESUPUESTO

IMPLANTACIOacuteNDEL PROGRAMAHASTA FASE DECOMPLETACIOacuteN

PRUEBAS DEOPERACIOacuteN Y

ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II

REQUERIMIENTOSREQUERIMIENTOSFUNCIONALESFUNCIONALES

INGINGCONCEPTUALCONCEPTUAL

INGINGDETALLEDETALLE

Prediccioacutende Costos

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Anaacutelisis deOperacioacutenMantenimientoConstruccioacutenRentabilidad

APROBACIOacuteNAPROBACIOacuteNEJECUCIOacuteNEJECUCIOacuteN

COMPLETACIOacuteNCOMPLETACIOacuteNMECAacuteNICAMECAacuteNICA

INGINGBAacuteSICABAacuteSICA

MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV




LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV

VCD

17

El VCD esta inmerso en el Modelaje Integral de Yacimientos (MIYA) y la Metodologiacutea

Integral de Productividad (MIP) como parte de un equipo multidisciplinario que define el

portafolio de candidatos a ser jerarquizado por cada Unidad de Explotacioacuten de

Yacimientos (UEY) Es parte de los equipos naturales de trabajo que desde el Centro de

Excelencia del Distrito mancomuna esfuerzos dentro de la (UEY) Al mismo tiempo se

establece como puente de enlace con la organizacioacuten ejecutora (Gerencia de Perforacioacuten

del Distrito) y se hace responsable de todos y cada uno de los proyectos-candidatos que

conforman el portafolio los cuales a su vez deben ser aprobados por la Gerencia de ldquoUEYrdquo

estableciendo acuerdos de servicios con la Gerencia de Perforacioacuten del Distrito (ver figura

22)

Centro de Excelencia de Perforacioacuten

Produccioacuten(MIP)

Operaciones Integradas

Pozos-Superficie

Gerente Unidad de Explotacioacuten de YacimientosGerente Unidad de Explotacioacuten de Yacimientos

PlanificacioacutenGestioacuten SHA

bull Modelo estaacutetico bull Modelo dinaacutemico bull Seleccioacuten de localizaciones bull Informacioacuten oficial de reservas bull Estrategia explotacioacuten bull Monitoreo del yacimiento


bull Monitoreo y optimizacioacuten de pozos y procesos de superficiebull Seleccioacuten de candidatos para incrementar productividad (RARC estimulac etc )bull Monitoreo de los costos CAPEX y OPEX asociados al plan de explotacioacuten

bull Monitoreo y optimizacioacuten de pozos y procesos de superficiebull Seleccioacuten de candidatos para incrementar productividad (RARC Estimulac etc )bull Monitoreo de los costos CAPEX y OPEX asociados al plan de explotacioacuten

bull Disentildeo del programa de actividades en pozos y procesos de superficie asociado con la propuesta integral ( VCD ) para optimizar explotacioacuten de los yacimientos bull Contratos con Perforacioacuten Ingenieriacutea y Mantenimiento


Mesas Integradas de Productividad y Construccion y Mantenimiento de Pozos

Mesa 1 Mesa 1 Mesa n Mesa n

Yacimientos (MIYA)

Cada mesa o equipo multidisciplinario estaacute orientado a un yacimiento o campo con medicioacuten de petroacuteleo gas agua y electricidad certificada por Coordinacioacuten Operacional y con Contratos de Rendimiento con organizaciones habilitadoras

Perforacioacuten yRehabilitacioacuten

(VCD )

Figura 22- Mesas Integradas

VCD

18

22- ORGANIZACIOacuteN DEL VCD

El VCD reside en los Centros de Excelencia y participa activamente en las salas MIYA y

MIP En estas salas donde se definen los proyectos de pozos a ser perforados y los pozos

a ser rehabilitados el Liacuteder de VCD del Distrito tiene dos aacutereas de trabajo el VCD-D que

trabaja en la definicioacuten del portafolio del siguiente antildeo y el VCD-VC en la del portafolio del

plan de negocios El aacuterea de VCD-D posee dos equipos de trabajo conformados por

ingenieros de disentildeo dos (2) para cada UEY (uno de perforacioacuten y uno de rehabilitacioacuten)

el de perforacioacuten estaacute inmerso en la sala MIYA de la UEY respectiva y el de rehabilitacioacuten

estaacute inmerso en la sala MIP de la UEY respectiva Estos ingenieros provienen de la

Gerencia de Perforacioacuten del Distrito y son asignados al VCD del distrito para trabajar en la

definicioacuten del portafolio del antildeo proacuteximo Es importante destacar que el producto

generado por el VCD en el Centro de Excelencia del Distrito es al final del diacutea

responsabilidad del liacuteder de la mesa respectiva ante el Gerente de la UEY En cuanto al

aacuterea de VCD-VC tiene la responsabilidad de participar en la generacioacuten del portafolio del

plan de negocios del distrito (ver figura 23)


Modelo de Relaciones - VCD

VCDD

VCDVCDDD

VCDVCDPDDPDD

Centro deCentro deExcelencia - DistritoExcelencia - Distrito

1er Antildeo del Plan de Negocios 1er Antildeo del Plan de Negocios

VCDVC

VCDVCDVCVC

YacYacProdProd

YacYac

MIP MIYA

MIP MIYA

UEYUEYUEYUEY PEP PDD

UEY UEY PEP PEP PDD PDD

Plan de Negocios Plan de Negocios

IngIng

Esp Tec EspTec

INTEVEP INTEVEP

PGOPGOProdProd

Pozos con IB y Certificacioacuten

Ing Ing

Asignacioacuten de Ing Diseno

Esp Tec Esp Tec

INTEVEP INTEVEP

SubsueloSub

sueloPlan Plan

Tecnoloacutegico Tecnoloacutegico a mediano a mediano

plazo plazo

Perforaci oacute n Distrito

Perforaci oacute n Distrito Crear nuevas

realidades

Ejecucioacuten

Figura 23- Modelo de Relaciones VCD (1)

VCD

19

El VCD debe hacerse entre los meses de enero y julio para la generacioacuten del portafolio del

antildeo siguiente lo cual implica que todos los pozos de este portafolio deberaacuten tener

Ingenieriacutea Baacutesica completa Para ello se tendriacutea que haber culminado para cada pozo el

anaacutelisis de las meacutetricas de yacimiento y no se deberaacute realizar ninguacuten tipo de ingenieriacutea si

antes no se ha alcanzado el nivel de definicioacuten miacutenima (a ser determinado dentro del MIP

en el caso de los pozos a ser rehabilitados) El VCD-VC es quien genera el plan tecnoloacutegico

enmarcado dentro del portafolio de oportunidades y plan de negocios (ver figura 24)


VCD Regioacuten

Perforacioacuten Distrito

CE Distrito

ANtildeO CORRIENTE

Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle

D

Plan de Negocios

Antildeo 0

Plan de Negocios

Antildeo 0 Planific

UEY- Distrito

VCD Distrito

Dic Mar Jun Sep

Plan - Presupuesto

Jul

ANtildeO PLAN Dic Mar Jun Sep Jul

Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle D

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan - Presupuesto

P D F C T OEjecucioacuten

Visualizacion


Figura 24- Modelo de Relaciones-VCD (2)

CAPITULO III- PEFORACIOacuteN DIRECCIONAL

PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL

21

FUNDAMENTOS DE PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL

31- GENERALIDADES

La perforacioacuten direccional comenzoacute como una teacutecnica alternativa a diversos problemas que

se presentaban durante la perforacioacuten de un pozo vertical La peacuterdida de la tuberiacutea en el

fondo o cualquier otro elemento que causa la obstruccioacuten irremediable del hoyo requeriacutea

un procedimiento que permitiera continuar con la construccioacuten del pozo perdiendo solo la

seccioacuten obstruida Partiendo inicialmente de procedimientos de planificacioacuten que fueron

maacutes un arte que una ciencia basados en observaciones empiacutericas y comportamiento

histoacuterico de las diferentes herramientas usadas en el taladro Posteriormente a esta etapa

la perforacioacuten direccional fue desarrollaacutendose en la medida que se fueron conociendo los

diferentes escenarios de su aplicabilidad [5]

32- APLICACIONES COMUNES DE LA PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL

Localizaciones Inaccesibles son aquellas aacutereas a perforar donde se encuentra alguacuten

tipo de instalacioacuten edificacioacuten (parques casas etc) o donde el terreno por sus

condiciones naturales (lagunas riacuteos montantildeas etc) hacen difiacutecil su acceso en

superficie tales como el aacuterea urbana de Cabimas Tamare la zona agriacutecola de

Bachaquero y las playas de los yacimientos costaneros de la Costa Boliacutevar en el Estado

Zulia (ver figura 31)

Figura 31- Localizacioacuten Inaccesible


22

Mayor contacto con zonas productoras Consiste en atravesar un yacimiento de varias

arenas con un mismo pozo caso cuando el yacimiento tiene alto buzamiento y esta

dividido por capas impermeables Tambieacuten se incluye la perforacioacuten horizontal en

yacimientos de buzamiento bajo (figura 32)

Desviacioacuten de un Hoyo Perforado Originalmente Es el caso de un pozo en proceso de

perforacioacuten que no marcha seguacuten la trayectoria programada bien sea por problemas

operacionales o fenoacutemenos inherentes a las formaciones atravesadas Tambieacuten pozos

ya perforados a los cuales se le desea abandonar el hoyo viejo por diversos problemas

relacionados a la produccioacuten tales como produccioacuten de fluidos indeseables arena

pescados y otros

Ademaacutes de estas aplicaciones la perforacioacuten direccional es utilizada para la construccioacuten

de pozos multilaterales o los llamados pozos multibrazos pozos en direcciones que eviten

atravesar zonas de alto riesgo operacional como bolsas de gas y domos de sal incluso

Figura 32- Aumento de la seccioacuten productora


23

para perforar pozos verticales menos desviados es decir con control estricto de su

desviacioacuten

33- PLANIFICACIOacuteN ASOCIADA A POZOS DIRECCIONALES

Los primero que hay que establecer es que hasta la perforacioacuten de un simple pozo

vertical envuelve la participacioacuten de muacuteltiples disciplinas

Un observador puede pensar que la planificacioacuten de un pozo direccional requiere solo un

poco de geometriacutea adicional a los aspectos de disentildeo de un pozo convencional sin

embargo esto eacutesta lejos de la realidad por el contrario casi todos eacutestos aspectos de

disentildeo de un pozo direccional estaacuten subordinados a las caracteriacutesticas del plan

direccional [5]

Hoy en diacutea existen varios programas (software) que prestan asistencia teacutecnica en el disentildeo

del plan direccional Sin embargo la efectividad de eacutestos estaraacute asociada a su aplicacioacuten

para lo cual se requiere un entendimiento pleno de los principios en los cuales se basan

Las variables fundamentales que participan en el disentildeo de la trayectoria del pozo son (1)

La localizacioacuten del punto de superficie es decir donde se ubicaraacute el cabezal del pozo y

(2) la localizacioacuten del objetivo es decir donde se ubican los intervalos productores Sin

embargo existen otras variables que tambieacuten poseen un impacto significativo en el plan

direccional elegido aacutengulos maacuteximos de inclinacioacuten para asegurar la estabilidad el hoyo

limitaciones para construccioacuten del aacutengulo deseado necesidades facilidades de produccioacuten

y tecnologiacuteas aplicable en la completacioacuten etc

A continuacioacuten se muestra un plan direccional que corresponde un perfil de

construccioacutenmantenimientocaiacuteda de aacutengulo de construccioacuten perteneciente a un pozo

direccional tipo ldquoSrdquo sencillo Como se muestra en la figura 33


24

331- Tipo Tangencial (ldquoJrdquo)

La desviacioacuten deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta misma

desviacioacuten inicial se mantiene constante hasta la profundidad total Este tipo de desviacioacuten

es aplicable a arenas de poca profundidad donde el valor del aacutengulo de desviacioacuten no

seraacute muy grande y no se requiere revestimiento intermedio hasta despueacutes de perforado el

hoyo completo

Este tipo de pozo direccional presenta muchas ventajas tales como

Configuracioacuten de curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo

Aacutengulo de inclinacioacuten moderado

Generalmente punto de arranque somero

Figura 33- Pozo inclinado tipo ldquoSrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica


25

Figura 34- Pozo inclinado tipo ldquoJrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica

Ademaacutes los pozos de este tipo por tener menor riesgo de pegamiento de tuberiacutea y por las

caracteriacutesticas que tienen son aplicados con frecuencia con taladros convencionales en

operaciones de tierra yo lago tal como se muestra en la figura 34

Adicionalmente en la figura 35 se muestra el mismo esquema para un pozo horizontal

aunque en eacuteste caso corresponde a una secuencia de construccioacuten mantenimiento

construccioacuten mantenimiento de aacutengulo

Figura 35- Esquema de construccioacuten y mantenimiento de aacutengulo


26

34- FACTORES DE DISENtildeO

Los factores de completacioacuten y las consideraciones de drenaje del yacimiento (distancia

entre pozos) son consideraciones importantes en el disentildeo del pozo Fracturamiento

empaque con grava completacioacuten en formaciones no consolidadas equipos de

levantamiento entre otros pueden limitar la inclinacioacuten final del pozo dentro del

yacimiento o quizaacutes se requiera una trayectoria final vertical o cercana a eacutesta Estas

condiciones aplican tambieacuten en yacimientos con varias capas en donde se requiere que la

trayectoria final sea horizontal para proveer un mayor contacto con el yacimiento y

consecuentemente la mayor tasa de produccioacuten posible

En pozos horizontales una determinacioacuten correcta de la TVD minimizaraacute la conificacioacuten de

gas o la alta produccioacuten de agua Por otro lado una TVD incorrecta puede generar

construir el pozo en agua en gas o incluso errar completamente la arena objetivo Se

hace evidente que la posicioacuten en el disentildeo del punto de superficie el punto de desviacuteo la

longitud nuacutemero y orientacioacuten de las secciones de construccioacuten de aacutengulo asiacute como la

longitud y direccioacuten de la seccioacuten tangente son las que en conjunto determinan la

profundidad del pozo Por lo cual es necesario que eacutestos se conjuguen para establecer un

disentildeo que busque el objetivo con el menor error posible y a su vez cumplir con los

requerimientos de los otros factores inherentes al pozo

35- EVOLUCIOacuteN DE LAS HERRAMIENTAS DIRECCIONALES

Ninguna otra tecnologiacutea relacionada con la construccioacuten de pozos de petroacuteleo ha

evolucionado tan raacutepido como la referida a las herramientas direccionales conocidas como

MWD (Medicioacuten mientras se perfora) LWD (Corrida de registros mientras se perfora) Al

comienzo de la historia en los campos petroleros los perforadores y los geoacutelogos debatiacutean

contra condiciones adversas hasta para mantener el pozo verticalizado lo cual es solo un

reflejo de los grandes problemas asociados a la perforacioacuten de esa eacutepoca Sin embargo

no fue sino hasta que los avances en los componentes electroacutenicos las ciencias de los

materiales y la tecnologiacutea en bateriacuteas hizo posible las mediciones en la mecha y su


27

transmisioacuten a la superficie lo cual permitioacute superar los inconvenientes presentados por los

pioneros de la actividad petrolera [5]

Las mediciones con ldquosingle shotsrdquo (Herramienta que mide la orientacioacuten mediante la

determinacioacuten del ldquoazimuthrdquo y la inclinacioacuten en un punto) utilizaban mucho tiempo de

taladro debido a la necesidad de sacar la sarta de perforacioacuten mientras se toma la

medida gracias a esto la MWD fue ganando popularidad y aceptacioacuten

Al inicio de la deacutecada de los ochenta se median paraacutemetros sencillos de la formacioacuten a

traveacutes de herramientas que se corriacutean con guaya fina tales como resistividad normal y

mediciones de gamma ray Hacia finales de los ochenta se incorporaron mediciones maacutes

avanzadas de los paraacutemetros de la formacioacuten con herramientas que usaban memoria

ubicadas en el ensamblaje de fondo Poco despueacutes las mediciones de resistividad de 2

MHz la porosidad neutroacuten y la densidad del rayo gama fueron transmitidas a la superficie

en tiempo real Los cuales en paralelo con el avance de las mediciones de telemetriacutea

usado en los sistemas MWD y en los motores de fondo fueron haciendo a la perforacioacuten

horizontal maacutes accesible y comuacuten

351- MWD ldquoMeasurement While Drillingrdquo (Medicioacuten mientras se perfora)

Aunque en la actualidad muchas mediciones son realizadas mientras se perfora el teacutermino

MWD es comuacutenmente usado para referirse a las mediciones realizadas en el fondo del

hoyo con dispositivos electromecaacutenicos con el objetivo de establecer la localizacioacuten exacta

del ensamblaje de fondo BHA La capacidad de enviar a la superficie la informacioacuten

adquirida mientras se perfora es relativa a la definicioacuten propia del tipo de herramienta Los

meacutetodos de telemetriacutea han tenido problemas para enviar grandes cantidades de

informacioacuten a la superficie por lo cual dependiendo de la definicioacuten las MWD poseen

como componentes memorias las cuales son recuperadas cuando la herramienta retorna a

superficie Todos los sistemas MWD poseen baacutesicamente tres subcomponentes mayores

dentro de su configuracioacuten El Sistema de Poder los Sensores Direccionales y el Sistema

de Telemetriacutea


28

3511- Sistema de Poder

El sistema de poder de una MWD estaacute dividido en dos tipos bateriacutea y turbina con el

objetivo de hacer menos dependiente a la herramienta de la circulacioacuten de lodo o durante

condiciones intermitentes de flujo en el hoyo

Las bateriacuteas proveen de energiacutea al MWD mientras la circulacioacuten esta detenida Estaacutes son

especialmente necesarias cuando la toma de registros se realiza mientras se saca la

tuberiacutea fuera del hoyo

La segunda fuente de poder de la MWD es la turbina la cual usa la fuerza del fluido de

perforacioacuten que circula Un rotor es colocado en la corriente de fluido y la circulacioacuten es

dirigida dentro de las aspas del rotor el cual estaacute conectado a un alternador La

generacioacuten de energiacutea por el alternador es inmediatamente usada por la MWD

3512- Sistema de Telemetriacutea

Aunque se han dado diversos avances en cuanto a la forma de enviar la data a la

superficie la telemetriacutea del pulso en el lodo es el meacutetodo estaacutendar en las MWD y LWD

comerciales Estos pulsos pueden ser negativos positivos o de ondas continuas El pulso

negativo crea un pulso de presioacuten expulsando una pequentildea cantidad de lodo a alta

presioacuten desde el interior de la tuberiacutea de perforacioacuten hacia el anular El pulso positivo se

forma generando una restriccioacuten momentaacutenea al flujo en la tuberiacutea de perforacioacuten El

sistema de ondas continuas crea un carril de frecuencia que es transmitido a traveacutes del

lodo codificando la data usando cambios de fases en el carril de transmisioacuten Este tipo de

pulso es usado frecuentemente debido a que la generacioacuten de pulsos negativos y

positivos generalmente requiere una caiacuteda de presioacuten considerable a traveacutes del BHA los

cuales reducen la capacidad de limpieza del fluido de perforacioacuten

3513- Sensores Direccionales

Son dispositivos encargados de establecer la posicioacuten del pozo con respecto a un origen

ldquo(surveyrdquo Por la naturaleza de las mediciones que estos sensores realizan estos son


29

afectados por un nuacutemero de efectos que pueden generar localizaciones erroacuteneas del BHA

La localizacioacuten geograacutefica y la componente horizontal del magnetismo de la tierra afectan

la medicioacuten del sensor direccional Las variaciones diurnas en el magnetismo de la tierra y

las variaciones de la interferencia magneacutetica de los mismos componentes de BHA pueden

inducir errores en la direccioacuten medida

352- LWD ldquoLogging While Drillingrdquo (Corrida de registros mientras se perfora)

La LWD es similar a la MWD la diferencia radica en el tipo de mediciones que realiza La

funcioacuten baacutesica de la LWD es determinar los paraacutemetros de la formacioacuten que son

requeridos para identificar el tipo de roca que se estaacute atravesando Las mediciones de la

LWD pueden ser

Registros de Resistividad

Registros de Radiactividad

Registros Acuacutesticos

Su composicioacuten y longitud dependen de las herramientas de medicioacuten que estaacuten incluidas

en el ensamblaje lo cual a su vez es inherente a las mediciones de los paraacutemetros de la

formacioacuten que se necesiten

CAPITULO IV- GEOMECAacuteNICA

GEOMECAacuteNICA

31

GEOMECAacuteNICA

41- GENERALIDADES

La geomecaacutenica es la ciencia que estudia las caracteriacutesticas mecaacutenicas de los materiales

geoloacutegicos que conforman las rocas de la formacioacuten Esta disciplina estaacute basada en los

conceptos y teoriacuteas de mecaacutenica de rocas y suelos que relacionan el comportamiento de

la formacioacuten bajo los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de

perforacioacuten completacioacuten y produccioacuten de pozos La geomecaacutenica utiliza resultados

experimentales de campo y laboratorio conjuntamente con soluciones analiacuteticas para

resolver problemas particulares

42- APLICACIONES GEOMECAacuteNICAS[6]

La geomecaacutenica siempre trata problemas en donde se relacionan los esfuerzos con

resistencia de la formacioacuten Es entonces de esperar que aquellas operaciones de pozos

que afecten y causen dantildeo a la formacioacuten tambieacuten van a tener una gran influencia en el

anaacutelisis de cualquier problema (estabilidad de hoyos arenamiento fracturamiento etc)

Por lo tanto se deben analizar todas las operaciones de pozos que puedan ser negativas

desde el punto de vista de la formacioacuten para luego optimizarlas en funcioacuten de las

caracteriacutesticas de la roca

La magnitud y direccioacuten de los esfuerzos en sitio va a definir la trayectoria de mayor

estabilidad para pozos horizontales y de gran desviacioacuten Estos pozos tendraacuten una mayor

estabilidad si son perforados en la direccioacuten perpendicular al esfuerzo principal menor ya

que este problema de estabilidad se complica debido a que el eje del pozo no coincide con

la direccioacuten del esfuerzo principal mayor Si se puede determinar experimentalmente la

envolvente de falla de la roca de formacioacuten entonces se puede calcular el rango de pesos

de lodo que mantenga la integridad del hoyo

GEOMECAacuteNICA

32

Los problemas de estabilidad pueden existir auacuten despueacutes de la perforacioacuten debido a que

la mayoriacutea de los pozos horizontales son completados a hueco abierto y la reduccioacuten de

las presiones de poros del yacimiento causa un aumento en los esfuerzos efectivos

43- DEFORMACIOacuteN [6]

Cuando un cuerpo es sometido a fuerzas externas este experimenta cambios en relacioacuten

con su configuracioacuten original de aquiacute es posible definir a la deformacioacuten como la relacioacuten

que existe entre la nueva magnitud o forma de un elemento y su configuracioacuten original o

no alterada cuando es sometido a fuerzas externas

44- ESFUERZOS [6]

Se define el esfuerzo como la capacidad de un cuerpo de resistir una carga aplicada en

determinada aacuterea Existen dos tipos de esfuerzos normales y tangenciales

Esfuerzo normal Es la accioacuten de una fuerza que actuacutea perpendicular a la seccioacuten

transversal de un cuerpo a la que se asocia un efecto de tensioacuten o compresioacuten

Esfuerzo tangencial Se define como la componente que tiende a cortar al material es

perpendicular al esfuerzo normal

441- Esfuerzos Geoestaacuteticos [6]

Son los presentes en el interior del suelo producidos por las cargas exteriores aplicadas y

por el peso del propio suelo Este sistema de esfuerzos puede ser bastante complicado

sin embargo existe un caso donde es muy sencillo cuando la superficie del terreno es

horizontal y cuando la naturaleza del suelo variacutea muy poco en esa direccioacuten Este caso se

presenta con mucha frecuencia en suelos sedimentarios en tal caso se denominan

esfuerzos geoestaacuteticos Estos pueden ser verticales y horizontales

GEOMECAacuteNICA

33

Un suelo resultaraacute cada vez maacutes compacto al aumentar la profundidad debido a la

compresioacuten originada por los esfuerzos geoestaacuteticos Al aumentar el espesor de los

sedimentos se produce una compresioacuten vertical del suelo a todos los niveles debido al

aumento del esfuerzo vertical Al producirse la sedimentacioacuten generalmente en una zona

extensa no existe razoacuten por la cual deba ocurrir una compresioacuten horizontal apreciable

442- Esfuerzos Efectivos [6]

Las formaciones geoloacutegicas donde se encuentran los yacimientos estaacuten formadas por

rocas compuestas de granos minerales y poros rellenos de fluidos Debido a la naturaleza

porosa de las rocas eacutestas reaccionan no solo a los esfuerzos totales sino tambieacuten a la

presioacuten de los fluidos en los poros estos uacuteltimos juegan un papel muy importante ya que

ellos soportan parte del esfuerzo total aplicado Solo una porcioacuten del esfuerzo total es

soportada por la matriz de la roca ademaacutes la presencia de un fluido que se puede mover

libremente en la roca porosa introduce un factor dependiente del tiempo a la respuesta

mecaacutenica de la misma


CRITERIOS DE FALLAS [6]

Un meacutetodo comuacuten para observar el proceso de esfuerzo deformacioacuten es someter a

compresioacuten axial un cilindro de roca Para cualquier carga axial aplicada se miden las

deformaciones laterales radiales y axiales Se grafican los esfuerzos vs las deformaciones

para obtener la curva esfuerzo deformacioacuten para esa muestra Algunas rocas presentan

curvas de esfuerzos vs deformacioacuten de forma lineal hasta llegar a una ruptura o falla

abrupta pero otras rocas pueden presentar un comportamiento menos lineal tal como se

muestra a continuacioacuten en la figura 41 en la cual cuatros regiones pueden ser

clasificadas

GEOMECAacuteNICA

34

En la regioacuten 1 (OA) la cual es ligeramente convexa hacia arriba y en la regioacuten 2 (AB) la

cual se presenta muy cerca de la linealidad el comportamiento es praacutecticamente elaacutestico

En la regioacuten 3 (BC) coacutencava hacia abajo la pendiente de la curva se degrada

progresivamente hasta llegar a cero al incrementarse los esfuerzos En eacutesta regioacuten se

produce deformaciones irreversibles Si el material es descargado y recargado (QR) la

curva se presenta por debajo del segmento (OABC) pero al final alcanza la curva original

a un esfuerzo mayor La maacutexima ordenada (del punto C) se conoce como resistencia

uacuteltima de la roca

Las rocas exhiben un comportamiento duacutectil en la regioacuten 3 entendieacutendose por ductilidad

la propiedad del material de mantener deformaciones permanentes sin perder su habilidad

para resistir cargas iguales o mayores En la regioacuten 4 la roca se vuelve fraacutegil ya que su

capacidad de resistir cargas decrece al aumentar la deformacioacuten El punto C de la curva

esfuerzo-deformacioacuten marca la transicioacuten duacutectil-fraacutegil del comportamiento de la roca El

punto de falla de la roca no estaacute bien definido La falla se considera un proceso continuo

que ocurre progresivamente Esto ocurre en la regioacuten (BCD) en la cual la roca se deteriora

continuamente

Co C

D

A

B

U

1

2

3 4

σ

εε0 Q

RP

S

T

Figura 41- Curva esfuerzo-deformacioacuten completa caracteriacutesticas para rocas

GEOMECAacuteNICA

35

En pozos que son desviados maacutes de 60deg de la vertical son fuentes potenciales de futuros

problemas como el puenteo y el atascamiento de tuberiacutea En contraste el colapso es un

proceso catastroacutefico asociado con la incapacidad de la masa de roca de redistribuir los

esfuerzos a regiones vecinas competentes La energiacutea resultante de los esfuerzos

inducidos es liberada repentina y dinaacutemicamente si la capacidad de almacenamiento de la

masa de roca deformada es excedida El colapso total puede resultar en herramientas

encerradas y potencialmente la peacuterdida completa de grandes porciones del hoyo

El colapso de matriz tambieacuten puede ocurrir en formaciones poco consolidadas y en rocas

que tienen una porosidad inusualmente grande Esta falla estaacute asociada con una reduccioacuten

del volumen y una densificacioacuten del medio tambieacuten puede estar acompantildeado de una

reduccioacuten draacutestica de la permeabilidad y consecuentemente una gran y repentina caiacuteda de

la produccioacuten

En el caso de rocas duacutectiles una presioacuten del lodo menor que el esfuerzo radial puede

resultar en un movimiento no elaacutestico progresivo hacia adentro causando elipticidad del

hoyo el cual se conoce como ldquohoyo apretadordquo

CAPITULO V- CONTROL DE ARENA

CONTROL DE ARENA

37

51- FENOacuteMENO DE ARENAMIENTO

El fenoacutemeno de arenamiento tiene su origen cuando los esfuerzos desestabilizadores

(esfuerzos de arrastre y gradientes de presioacuten) son mayores que la resistencia mecaacutenica

de la formacioacuten La teoriacutea generalmente maacutes aceptada para la produccioacuten de arena es la

de que a medida que los fluidos fluyen a traveacutes del medio poroso crean fuerzas de

ldquodragadordquo a lo largo de la trayectoria recorrida por tales fluidos Estas fuerzas actuacutean

sobre el material cementante y dependiendo del grado de cementacioacuten intergranular el

grado de compactacioacuten la friccioacuten intergranular y la cohesioacuten de los granos de la roca los

fluidos pueden arrastrar consigo cantidades considerables de estos granos sueltos y

friables [7]

Aunque la consolidacioacuten inicial de la formacioacuten haya sido fuerte la aparicioacuten de la arena

progresivamente puede convertirse en un problema serio Esto puede suceder cuando el

flujo de agua disuelva el material cementante (generalmente carbonatos o siacutelice) y

tambieacuten cuando disminuye la presioacuten del yacimiento y se da lugar a la compactacioacuten un

esfuerzo cortante es producido sobre el material de cementacioacuten natural y los granos de

arena lo cual causaraacute la migracioacuten de los mismos Este desprendimiento puede ser en la

forma de granos individuales de arena que se producen continuamente o pedazos enteros

de la formacioacuten

52- NATURALEZA DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA [8]

Las condiciones que pueden originar la produccioacuten de arena y el estado en que

probablemente se encuentre la formacioacuten por fuera de la tuberiacutea de revestimiento una

vez producida dicha arena se determina con base en los factores que inciden en el inicio

de la produccioacuten de arena Estos factores deben describir tanto la naturaleza del material

de la formacioacuten como las fuerzas que ocasionan la falla en la estructura de la misma

CONTROL DE ARENA

38

En general la resistencia a la compresioacuten de una roca se encuentra determinada

fundamentalmente por las fuerzas de friccioacuten intergranulares por lo que la resistencia de

la roca se incrementaraacute a medida que aumente el esfuerzo de confinacioacuten que se ejerza

sobre la misma Los esfuerzos que provocan la falla de la roca en este caso son el

esfuerzo mecaacutenico que se deriva del material de sobrecarga y las fuerzas de arrastre

vinculadas al flujo de fluidos viscosos que circulan a traveacutes de la matriz de la roca El

esfuerzo de sobrecarga es sustentado parcialmente por la presioacuten de poro de la roca Por

lo tanto el esfuerzo que realmente actuacutea para ocasionar la falla de la roca es la diferencia

entre el esfuerzo de sobrecarga y la presioacuten de poro

521- Consolidacioacuten de la Formacioacuten [7]

La informacioacuten sobre el tipo de formacioacuten que se completaraacute y el conocimiento sobre la

consolidacioacuten de las arenas que se estaacuten tratando es de trascendental importancia para

seleccionar el tipo de tratamiento a realizar en el pozo y para garantizar la efectividad del

mismo Seguacuten el grado de consolidacioacuten que posean las arenas se pueden clasificar de la

siguiente manera

Arena muy poco consolidadas En este tipo de formacioacuten el material cementante que

mantiene unidos los granos de arena es escaso por lo cual los granos son faacutecilmente

suspendidos en hidrocarburos o agua Esta formacioacuten de arena es altamente moacutevil y

una gran cantidad de arena puede ser producida de ella o inyectada en ella sin ninguacuten

cambio aparente en las caracteriacutesticas de la formacioacuten

Arenas poco consolidadas con cementante deacutebil En este tipo de formacioacuten los granos

de arena estaacuten en contacto uno con el otro pero estaacuten cementados uno al otro muy

deacutebilmente La fuerza de cohesioacuten entre los granos presentes es baja y por lo tanto

posee poca resistencia a las fuerzas de arrastre ejercidas por los fluidos producidos

Cuando se produce arena los granos remanentes se redistribuyen y la consolidacioacuten

disminuye

CONTROL DE ARENA

39

Arenas consolidadas En este tipo de formacioacuten los granos de arena estaacuten

generalmente muy bien consolidados y poseen alta resistencia a los esfuerzos a los

cuales se somete la roca al iniciarse la produccioacuten Pero en ciertos casos puede

suceder que el material cementante no resista los esfuerzos de sobrecarga a los

cuales es sometida la formacioacuten cuando los fluidos son producidos y la presioacuten del

yacimiento declina Inicialmente la formacioacuten soporta los esfuerzos a los cuales se le

somete con la produccioacuten y no se produce arena pero al irse agotando las reservas y

aumentar las tasas de produccioacuten el cemento de la roca cederaacute ante los esfuerzos a

los cuales es sometido y la produccioacuten de arena comenzaraacute

53- CAUSAS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA [8]

Las causas para que ocurra el arenamiento de un pozo pueden ser muacuteltiples cada uno de

los cuales depende de las condiciones o caracteriacutesticas particulares de un yacimiento De

la experiencia de campo se tiene que la produccioacuten de arena puede ocurrir por

531- Operaciones Tradicionales de Pozos

La resistencia mecaacutenica de la formacioacuten y los esfuerzos a los cuales es sometida la misma

pueden ser afectados por las operaciones tradicionales de pozos Esto se debe a que

dichas operaciones pueden

a) Disminuir la resistencia mecaacutenica de la formacioacuten

b) Aumentar las velocidades de los fluidos los cuales causaraacuten esfuerzos de arrastre

excesivos

Las actividades que pueden causar problemas de arenamiento son perforacioacuten

cementacioacuten cantildeoneo tasas de bombeo (cambios en las tasas de bombeo arranque y

parada de pozos) y estimulacioacuten

CONTROL DE ARENA

40

Las actividades de perforacioacuten causan dantildeos a la resistencia mecaacutenica de la formacioacuten los

cuales son directamente proporcionales a la tasa de penetracioacuten de la mecha

Adicionalmente los fluidos de perforacioacuten tambieacuten pueden causar dantildeos debido a pesos

demasiados altos que causan un rompimiento mecaacutenico de la formacioacuten (fractura

hidraacuteulica no planificada) y problemas de invasioacuten del lodo causando dantildeos de formacioacuten

en las inmediaciones del pozo que reduce la permeabilidad

El dantildeo de formacioacuten crea una costra de permeabilidad reducida en la vecindad del pozo y

esto a su vez causa una caiacuteda de presioacuten adicional en las inmediaciones del mismo Este

gradiente de presioacuten adicional cercano al pozo causa una concentracioacuten de esfuerzos de

corte en la matriz geoloacutegica y si estos esfuerzos son mayores que la resistencia mecaacutenica

de la formacioacuten entonces habraacute un colapso del esqueleto mineral de la misma

Al tener un valor de dantildeo de formacioacuten alto en las inmediaciones del pozo el fluido

ejerceraacute una mayor presioacuten sobre el esqueleto mineral de la formacioacuten ya que la

capacidad de flujo estaacute limitada Por lo tanto muchos de los factores que causan dantildeos de

formacioacuten tambieacuten afectan negativamente el problema de arenamiento Sin embargo si se

logra reducir el dantildeo de formacioacuten no solo se mejoraraacute el problema de arenamiento sino

que se podraacute producir maacutes petroacuteleo

Las operaciones de perforacioacuten que pueden ser causantes del dantildeo de formacioacuten son las

que involucran fluidos de perforacioacuten y completacioacuten La invasioacuten y migracioacuten de soacutelidos

puede causar dantildeo ya que ciertos tamantildeos de las partiacuteculas en suspensioacuten dentro de los

fluidos de perforacioacuten yo completacioacuten pueden taponar los poros existentes entre los

granos minerales causando una disminucioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten en las

inmediaciones del pozo

El problema de invasioacuten de filtrado puede ser minimizado si se logra una mayor

compatibilidad de los fluidos de perforacioacuten y completacioacuten con la roca y fluidos del

yacimiento

CONTROL DE ARENA

41

Aunque la perforacioacuten siempre va a causar alguacuten dantildeo a la formacioacuten se deben modificar

las operaciones para minimizar dichos dantildeos (perforacioacuten bajo balance)

Las actividades de cementacioacuten tambieacuten pueden fomentar problemas de arenamiento ya

que si se dejan canales entre la formacioacuten y el revestidor eacutestos se volveraacuten canales

preferenciales de flujo donde las velocidades seraacuten excesivas causando una mayor fuerza

de arrastre que puede desprender los granos de la matriz de la roca y por lo tanto la

produccioacuten de arena de formacioacuten

Las actividades de cantildeoneo deben ser planificadas y ejecutadas para producir cavidades

estables a largo plazo Los paraacutemetros de disentildeo de las perforaciones tales como

diaacutemetro longitud o penetracioacuten densidad aacutengulo de fase y presiones de desbalance

deberaacuten ser especificados en funcioacuten de las propiedades mecaacutenicas de la formacioacuten

Es recomendable en formaciones mioceacutenicas realizar perforaciones donde el aacuterea de flujo

sea lo suficientemente grande para evitar el arenamiento Esto se explica en el hecho de

que al existir un aacuterea de flujo restringida se crea un diferencial de presioacuten adicional en las

cercaniacuteas del pozo lo cual crea turbulencia en el flujo de los fluidos producidos ademaacutes se

incrementa la velocidad de flujo aumentando la capacidad de arrastre debido a estos

procesos los granos de arena de la formacioacuten estaraacuten sometidos a mayores esfuerzos y se

desprenderaacuten mas faacutecilmente Si se observa la formula Darcy para Flujo Radial se puede

observar la proporcionalidad directa que existe entre el gradiente de presioacuten y la tasa de

produccioacuten si aumenta el diferencial de presioacuten a la cual se produce el pozo la tasa

aumentaraacute y por ende la velocidad de flujo de los fluidos producidos seraacute mayor

El aacuterea de flujo a los cuales seraacuten sometidos los fluidos que se produciraacuten de la formacioacuten

depende tanto de la densidad del cantildeoneo (cantidad de Tiros Por Pie) y el diaacutemetro de

cada orificio producido por cada disparo

La densidad de cantildeoneo reviste importancia en cuanto al control de arena ya que si la

cantidad de tiros por pie es muy pequentildea el aacuterea de flujo es muy restringida lo cual

CONTROL DE ARENA

42

aumenta la turbulencia y la velocidad de flujo por lo tanto aumentan los esfuerzos de

arrastre de los fluidos y se arenaraacute el pozo con mayor rapidez Las experiencias en campo

reflejan que lo maacutes recomendable en formaciones eoceacutenicas es una densidad de cantildeoneo

de 4 TPP a 8 TPP y las mioceacutenicas de 10 TPP a 20 TPP

En cuanto al diaacutemetro del orificio en formaciones eoceacutenicas se recomienda que sean de

02rdquo a 05rdquo y en formaciones mioceacutenicas se utilizan los llamados ldquoBig Holerdquo los cuales son

orificios de 06rdquo a 1rdquo de diaacutemetro

Las actividades de produccioacuten quizaacutes sean las maacutes perjudiciales desde el punto de vista de

arenamiento Cuando un pozo es sometido a un aumento no controlado de la produccioacuten

se puede inducir a un problema de arenamiento al aumentar las fuerzas de arrastre de

los fluidos en la formacioacuten Este problema se agrava cuando se someten pozos a

variaciones bruscas de tasas de flujo en cortos periacuteodos de tiempo debido a la apertura y

cierre del pozo (por cambios no justificados de reductores) esto incide directamente en

los esfuerzos de corte tensioacuten y erosioacuten que se generan en la matriz de la roca cercana a

las paredes del hoyo estos pozos generalmente tienden a convertirse en pozos

productores de arenas

532- Fuerzas de Arrastre de Corte y Viscosas [8]

Estas fuerzas provocan el movimiento de los granos de arena y es causada por los fluidos

producidos del yacimiento La fuerza de friccioacuten aumenta significativamente cuando existe

un aumento progresivo de la saturacioacuten de agua Esto se debe a la disminucioacuten de la

permeabilidad relativa al hidrocarburo lo que ocasiona un alto gradiente de presioacuten sobre

la cara de la arena o alrededor de la cavidad de una perforacioacuten La friccioacuten se hace maacutes

criacutetica si el pozo presenta alto potencial de produccioacuten y baja densidad de cantildeoneo Peor

auacuten si se experimenta con cambios bruscos en la tasa de produccioacuten ya que esto incide

directamente en los esfuerzos de corte tensioacuten y erosioacuten que se generan en la matriz de

la roca cercana a las paredes del hoyo

CONTROL DE ARENA

43

533- Disminucioacuten de la Presioacuten de Yacimiento

Como consecuencia de la disminucioacuten de presioacuten del yacimiento a medida que los fluidos

son producidos las fuerzas de compactacioacuten actuacutean perturbando de esta manera la

estabilidad de la cementacioacuten natural entre los granos de arena Cuando la sobrecarga

ejercida por las capas suprayacentes a la formacioacuten supere la resistencia de la roca y la

presioacuten de poro el material cementante cederaacute ante estos esfuerzos y la roca se

compactaraacute lo cual incrementa los esfuerzos de arrastre que los fluidos ejercen contra los

granos de arena y al estos poseer un cemento fraacutegil fluiraacuten con mayor facilidad

incrementando la migracioacuten

54- EFECTOS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA [7]

La produccioacuten de arena causa efectos perjudiciales tanto en las cercaniacuteas del pozo en el

fondo del hoyo como en los equipos de produccioacuten y de superficie Ciertamente existen

casos en los cuales la produccioacuten de arena estaacute dentro de los liacutemites manejables y se han

realizado estudios de modelaje con el fin de analizar la posibilidad de producir arena de

manera controlada para obtener una maacutexima productividad en los pozos Pero en la

mayoriacutea de los casos ya sea a corto mediano o largo plazo el arenamiento traeraacute

consecuencias severas que afectaraacuten directamente la vida productiva del pozo dichas

consecuencias se explican a continuacioacuten

541- Acumulacioacuten de Arena en el Fondo del Pozo

Cuando la tasa de produccioacuten es baja la velocidad con la cual se mueven los fluidos en el

yacimiento probablemente no tendraacute la suficiente fuerza como para arrastrar los granos

de arena desde el fondo del pozo hasta la superficie por lo cual los mismos decantaran

por efecto de su propio peso Este efecto causara la acumulacioacuten de granos de arena en

el fondo del pozo (en pozos verticales) o en la tuberiacutea de produccioacuten (en pozos

horizontales) En ambos casos la produccioacuten del pozo disminuiraacute progresivamente hasta

detenerse cuando el intervalo productor quede completamente cubierto de arena o la

CONTROL DE ARENA

44

tuberiacutea eductora quede obstruida totalmente En situaciones como esta se requiere

adoptar medidas correctivas para limpiar el pozo y restablecer la produccioacuten estos

trabajos pueden ser realizados con guaya o con tuberiacutea continua ldquocoiled tubingrdquo Cuando

la produccioacuten de arena es continua es probable que las operaciones de limpieza deban

realizarse rutinariamente lo cual se traduciraacute en peacuterdidas de produccioacuten y mayores costos

de mantenimiento del pozo

542- Colapso de la Formacioacuten

Cuando se produce arena a altas tasas o por un largo periodo de tiempo se pueden

extraer voluacutemenes significativos de arena de la formacioacuten lo cual se incrementaraacute a

medida que se avance en la produccioacuten Esto crearaacute un vaciacuteo en la formacioacuten en los

lugares de donde se desprenden los granos de arena si el vaciacuteo es muy grande el

material cementante puede no soportar los esfuerzos a los cuales es sometido por las

capas suprayacentes y por lo tanto existiraacute un colapso de la formacioacuten Cuando esto

ocurre la permeabilidad del medio poroso disminuye y se incrementa la caiacuteda de presioacuten a

traveacutes de la formacioacuten cercana al pozo para una tasa de flujo dada

55- CONTROL DE ARENA [8]

Se entiende coacutemo control de arena a todos aquellos meacutetodos o teacutecnicas aplicadas en un

pozo para eliminar o reducir la produccioacuten de arena en el mismo El control de arena se

considera efectivo cuando el mismo no restringe la productividad del pozo y es lo

suficientemente longevo como para que sea rentable La duracioacuten del tratamiento en

teacuterminos de su vida uacutetil reviste una mayor importancia en operaciones costa afuera donde

los costos se incrementan considerablemente

La experiencia ha demostrado que es maacutes difiacutecil controlar el arenamiento una vez que la

formacioacuten ha producido la arena Por lo tanto es recomendable realizar el tratamiento a la

formacioacuten que seguacuten las estimaciones se cree que va a producir arena antes de colocar el

pozo en produccioacuten

CONTROL DE ARENA

45

551- Principios Baacutesicos para el Control de Arena [7]

5511- Puenteo Mecaacutenico

Este meacutetodo deberaacute cumplir con dos objetivos baacutesicos que son los implementos a utilizar

deberaacuten actuar como filtros que retengan la arena y permitan el paso de fluidos y que a

la vez soporten mecaacutenicamente la formacioacuten Para ello se requiere del conocimiento del

tamantildeo del grano de arena que constituye la formacioacuten Esto se logra mediante un anaacutelisis

de tamiz hecho a una muestra representativa de arena de formacioacuten obtenida

preferencialmente a partir de un nuacutecleo o en su defecto de las muestras de pared o las

obtenidas de reflujo o lavado de las perforaciones Una vez caracterizado el tipo de arena

se procederaacute a utilizar dependiendo cual sea el caso los implementos que permitan

separar fluidos y soacutelidos tales como forros ranurados con o sin empaques forros pre-

empacados entre otros

5512- Consolidacioacuten ldquoIN SITUrdquo

La consolidacioacuten IN SITU de la arena de formacioacuten fue introducida alrededor de 1945

Generalmente esta teacutecnica consiste en la inyeccioacuten de un plaacutestico a la formacioacuten que

cubre los granos de arena y se endurece para formar un segundo agente de

aglutinamiento La permeabilidad se retiene por medio de la contraccioacuten del plaacutestico la

inyeccioacuten de fluidos por la separacioacuten de la resina y el fluido conductor creando un aacuterea

de drenaje estable

552- Meacutetodos de Control de Arena [7]

5521- Meacutetodo Quiacutemico

Los problemas de produccioacuten de arena generalmente ocurren en formaciones

naturalmente no consolidadas o con un material cementante deacutebil por lo cual se

CONTROL DE ARENA

46

consideroacute la consolidacioacuten artificial como una teacutecnica para el control de arena

Los meacutetodos comerciales de consolidacioacuten existen desde 1940 y consisten baacutesicamente

en la inyeccioacuten de soluciones plaacutesticas y resinas a la formacioacuten las cuales cubren los

granos de arena y al secarse se endurecen formando un segundo agente cementante La

permeabilidad de la formacioacuten se mantiene debido a que la resina se encoge al secarse

lo cual garantiza mantener la permeabilidad necesaria para garantizar la productividad del

pozo Las consolidaciones quiacutemicas son maacutes costosas que el empaque con grava y son

generalmente aplicados a intervalos cortos y en zonas donde sea necesario garantizar el

diaacutemetro interno maacuteximo del pozo para garantizar su productividad De ser exitoso el

empleo de esta teacutecnica el aumento en la resistencia a la compresioacuten de la formacioacuten seraacute

suficiente para soportar las fuerzas de arrastre mientras se continuacutea produciendo a las

tasas deseadas

5522- Meacutetodos Mecaacutenicos

Los meacutetodos mecaacutenicos de control de arena previenen la produccioacuten de arena de

formacioacuten con el puenteo de la arena utilizando mallas en el fondo del pozo camisas o

liners ranurados y empaques de grava los cuales proporcionan un filtro que separa fluidos

y soacutelidos y que soportan mecaacutenicamente la formacioacuten

La formacioacuten de puentes es la habilidad que tienen los granos de arena para acumularse

frente a materiales porosos (grava) u orificios de tal manera que permiten el paso de

fluidos uacutenicamente a traveacutes de los espacios interconectados Inicialmente se retienen los

granos de mayor tamantildeo y luego los maacutes pequentildeos en orden sucesivo constituyendo una

especie de barrera que impide la produccioacuten de arena

El principio de los meacutetodos mecaacutenicos de control de arena es el puenteo de los granos de

mayor diaacutemetro en las ranuras de los liners o de las rejillas yo en los empaques de grava

si eacutestos estaacuten presentes Estos a su vez son utilizados para retener los granos maacutes

pequentildeos de la formacioacuten El calibre de las ranuras de los liners y la grava a ser utilizada

CONTROL DE ARENA

47

deben ser seleccionadas cuidadosamente para asegurarse de que la arena de formacioacuten

seraacute retenida por los mismos Diversos autores han recomendado que el calibre de la

ranura y el tamantildeo de la grava requerida para el puenteo de las arenas de formacioacuten

deben ser seleccionados a partir del anaacutelisis de una muestra representativa de la arena de

formacioacuten

553- Empaque con Grava

El principio del empaque con grava es el de colocar arena gruesa o grava de un tamantildeo

apropiado frente a la formacioacuten productora para prevenir y evitar el movimiento de los

granos de arena que arrastran consigo los fluidos que entran al pozo y de esta manera

obtener una produccioacuten libre de arena La grava que se le inyecta al pozo seraacute retenida

por una tuberiacutea ranurada la cual seraacute disentildeada al igual que la grava del empaque de

manera de garantizar la retencioacuten de la arena de formacioacuten sin afectar la productividad del

pozo

El eacutexito de un empaque de grava depende de la seleccioacuten correcta del tamantildeo de grava y

la su colocacioacuten apropiada alrededor de la tuberiacutea ranurada o rejilla Si el tamantildeo de la

grava a emplearse no es seleccionado correctamente la arena de formacioacuten no seraacute

controlada y migraraacute hacia el pozo El empaque con grava debe ser colocado

completamente alrededor de la rejilla ya que posibles cavidades presentes en el

empaquetamiento permitiraacuten la migracioacuten y produccioacuten de las arenas de formacioacuten El

empaque debe ser colocado sin causar reduccioacuten en la permeabilidad asegurando asiacute una

maacutexima productividad

5531- Tipos de Empaque con Grava

55311- Empaque con grava a hoyo desnudo

En este tipo de completacioacuten el revestidor se coloca en el tope del intervalo productor El

horizonte productor es perforado con lodo Despueacutes del perfilaje eleacutectrico el lodo se

CONTROL DE ARENA

48

cambia por un fluido que no dantildee la formacioacuten preferiblemente libre de soacutelidos Se

perfora el hoyo hasta la profundidad final y se amplia (con una herramienta especial)

utilizando uno de estos fluidos

Posteriormente se baja un forro ranurado y la sarta de empacar con grava Se prueban las

liacuteneas de bombeo y la tuberiacutea de manera de verificar que no existan fugas Posteriormente

se realiza una circulacioacuten de tuberiacutea a revestimiento y viceversa para asegurar que no

existen obstrucciones al flujo Esta circulacioacuten se realiza con fluido que no dantildee la

formacioacuten Se inicia el bombeo continuo de la mezcla fluidograva la cual se realiza en

superficie en un mezclador especial previo al bombeo La grava se bombea por la tuberiacutea

mezclada con el fluido de empaque limpio y al llegar a la herramienta de cruce la mezcla

es desviada hacia el espacio anular forro ndash hoyo ampliado donde la grava es depositada

formando el empaque deseado y el fluido de empaque asciende por la tuberiacutea de lavar y

el ldquotubingrdquo hasta la superficie desde donde inicia nuevamente el ciclo de circulacioacuten Una

vez que todas las ranuras de la rejilla han sido rodeadas por el empaque de grava la

presioacuten de bombeo en la superficie se incrementa sostenidamente lo cual es sentildeal de que

el pozo ya ha sido empacado en este momento se detiene el bombeo de grava y se

procede a desplazar con fluido limpio hasta alcanzar la presioacuten de empaque (generalmente

de 1000 a 1500 Lppc) posteriormente se circula en reverso para sacar el exceso de grava

que queda dentro de la tuberiacutea de trabajo y se vuelve a probar el empaque hasta la

presioacuten maacutexima se saca la herramienta de asentamiento junto con los tubos lavadores y

la herramienta de cruce y en este momento se da por concluida la operacioacuten para

posteriormente bajar el equipo de completacioacuten del pozo

En superficie antes de bajar el equipo se deben revisar las dimensiones del colgador y la

herramienta de asentamiento a insertar en el hoyo ademaacutes de que se deben verificar las

caracteriacutesticas del forro ranurado calibrar las ranuras de los mismos a fin de verificar la

uniformidad para garantizar la efectividad del empaque La herramienta de cruce debe

probarse en superficie comprobando el paso de fluidos en ambas direcciones El equipo

de empaque no debe bajarse raacutepido para evitar un exceso de friccioacuten en las gomas del

CONTROL DE ARENA

49

colgador que puedan dantildear las mismas y evitar el riesgo de que al llegar a la profundidad

deseada las gomas no asienten

55312- Empaque con grava a hoyo entubado

La operacioacuten de empaque en un hoyo revestido se realiza de manera similar a la de hoyo

desnudo pero difiere en que en vez de ampliar el hoyo de la zona productora se debe

cantildeonear el mismo para que exista comunicacioacuten entre el yacimiento y el pozo para

posteriormente proceder a realizar el empaque

554- Disentildeo de la Arena del Empaque con Grava [7]

El meacutetodo maacutes usado para el control de arena es una camisa ranurada rodeada por un

empaque con grava La camisa provee el camino libre al fluido producido de la zona

productora mientras se retiene la grava La grava es el principal componente de eacuteste

meacutetodo se disentildea para detener cualquier migracioacuten de arena de la formacioacuten

combinando una accioacuten de soporte mecaacutenico (para resistencia) con la teoriacutea de puenteo

(para productividad) Las publicaciones de Coberly Gumpertz Hill Schwartz Saucier y

otros ejemplifican diversas teacutecnicas que permiten seleccionar el tamantildeo adecuado de

arena de empaque con grava para controlar la produccioacuten de arena de formacioacuten

La teacutecnica que maacutes se emplea en la actualidad fue desarrollada por Saucier (meacutetodo

tambieacuten denominado de maacutexima productividad) El trabajo de Saucier parte de la premisa

baacutesica de que el control oacuteptimo de arena se logra cuando el tamantildeo medio de los granos

del empaque con grava es no maacutes de seis veces mayor que el tamantildeo medio de granos de

la arena de formacioacuten Saucier establecioacute esta relacioacuten en una serie de experimentos con

flujos a traveacutes de nuacutecleos En estos trabajos la mitad del nuacutecleo estaba constituido por

arena de empaque con grava y la otra mitad era arena de formacioacuten la razoacuten entre

tamantildeo medio de los granos de arena de empaque con grava y tamantildeo medio de los

granos de arena de formacioacuten se modificoacute a lo largo de un rango comprendido entre dos y

diez para determinar donde se lograba el control oacuteptimo de arena Estudios

CONTROL DE ARENA

50

experimentales le llevaron al descubrimiento del paraacutemetro D denominado relacioacuten de

diaacutemetros el cual se define por

D = Dp50 Df50 Ecuacioacuten 51

Donde

Dp50 Es el tamantildeo promedio de grava (punto 50 percentil)

Df50 Es el tamantildeo promedio de la arena de formacioacuten (punto 50 percentil)

D Relacioacuten de diaacutemetro

Posteriormente la relacioacuten de diaacutemetros fue correlacionada empiacutericamente con la

permeabilidad del empaque y se encontroacute que una relacioacuten de cuatro (4) a seis (6) es el

valor oacuteptimo para controlar efectivamente la invasioacuten de arena mientras se retiene la

maacutexima permeabilidad

Dp50 = D Df50 Ecuacioacuten 52

Donde se escoge un D entre cuatro (4) y seis (6)

Una vez que Dp50 ha sido calculado el grado requerido de grava es seleccionado en una

tabla donde se clasifican los tamantildeos de grava buscando el valor maacutes aproximado de

Dp50 en la misma El hecho de que se pueda escoger cualquier valor entre cuatro y seis le

da a esta teacutecnica cierta flexibilidad Calculando los valores de Dp50 correspondientes a

D=4 y D=6 se determinan los liacutemites promedios superior e inferior de la grava Muchos

de los tamantildeos comerciales caeraacuten dentro de este rango Por lo tanto el responsable del

disentildeo debe adecuarse a los tamantildeos disponibles en el mercado para poder obtener un

empaque eficiente a un costo miacutenimo

Existe otro meacutetodo muy usado en el disentildeo de los empaques con grava el cual es el

propuesto por Schwartz el cual se explica a continuacioacuten paso por paso

CONTROL DE ARENA

51

1 Inicialmente se debe obtener una muestra representativa de la arena de

formacioacuten y tamizarla determinando el porcentaje de peso retenido en cada

malla

2 Estos valores obtenidos se grafican en papel semi-log de 3 ciclos en donde se

representaraacute el porcentaje de material retenido acumulado contra la abertura de

la malla

3 De la graacutefica se deben obtener los valores correspondientes a los valores del

tamantildeo de la arena para distintos porcentajes retenidos acumulados los cuales

son D10 D40 D70 Y D90

4 Determinar el coeficiente de uniformidad C

C = D40 D90 Ecuacioacuten 53

Donde

C Coeficiente de uniformidad

D40 Tamantildeo de arena al registrar 40 de arena retenida acumulada


Seguacuten Schwartz se pueden presentar tres escenarios distintos

Si C lt 5 y V lt 005 ftsec entonces la arena es uniforme y el punto de

disentildeo a utilizar es D10

Si C lt 5 yo V gt 005 ftsec entonces la arena no es uniforme y el punto de


Si C gt 10 y V gt 01 ftsec entonces la arena es totalmente no uniforme y el

punto de disentildeo a utilizar es D70

CONTROL DE ARENA

52

5 Para determinar la velocidad se utiliza la siguiente formula

V = Q (05 A) Ecuacioacuten 54

Donde

V Velocidad de flujo a traveacutes de las ranuras (ftsec)

Q Tasa de produccioacuten esperada (ft3sec)

A Sumatoria del aacuterea expuesta al flujo (ft2)

6 Para disentildear el tamantildeo criacutetico de la grava se utiliza

Dcg = 6 Dca Ecuacioacuten 55

Donde

Dcg Tamantildeo criacutetico de la grava

Dca Tamantildeo criacutetico de la arena correspondiente a D10 D40 oacute D70 dependiendo de

las consideraciones del paso 4

7 De acuerdo a Schwartz el coeficiente de uniformidad para la grava (Cg) es de

15 Entonces para un valor dado de D40 se puede obtener un valor de D90

(Eq 51) De esta manera se obtiene la recta de uniformidad de la grava

8 Se graacutefica el punto correspondiente al tamantildeo criacutetico de grava obtenido (Dcg)

y se traza una paralela a la recta de uniformidad por dicho punto

determinaacutendose graacuteficamente D0g y D100g Estos valores corresponden al

rango de tamantildeo de la grava a utilizar en el empaque

9 Con los valores obtenidos en el paso anterior utilizando la tabla respectiva se

determina el tamantildeo de la grava en la escala US Mesh o Tyler

CONTROL DE ARENA

53

10 El ancho de la ranura o de la camisa se toma como el valor correspondiente a

D100g o 23 de D100g

Despueacutes de disentildear la grava la malla localizada dentro del empaque debe ser

seleccionada La malla cumple dos funciones muy importantes aparte de proporcionar un

camino libre al flujo de fluidos dentro del pozo esta debe evitar la migracioacuten de la grava

retenieacutendola en su totalidad Como un factor de seguridad adicional las ranuras de la

malla son calibradas entre 12 y 34 del tamantildeo maacutes pequentildeo de la grava del empaque

La tabla que se muestra a continuacioacuten contiene informacioacuten acerca de los tamantildeos de

arena para empaque con grava disponibles en el mercado

Tamantildeos de Gravas Comerciales (mas usados)

Tamantildeo de Grava (US Mesh) Rango de Tamantildeos (pulgadas)

812 0094 ndash 0066

1016 0079 ndash 0047

1220 0066 ndash 0033

1630 0047 ndash 0023

2040 0033 ndash 0017

4070 0017 ndash 00098

555- Fluido de Empaque de Grava [8]

Los fluidos que se utilizan para el empaque con grava pueden ser de base agua o aceite

Los fluidos de base de agua son por lo general los preferidos y se consideran maacutes

flexibles que los sistemas de base de aceite Por esta razoacuten los fluidos de base agua son

los maacutes utilizados El crudo continuacutea siendo una alternativa vaacutelida en formaciones

extremadamente sensibles el agua Cuando se requieren fluidos de baja densidad pueden

emplearse emulsiones y espumas

Tabla 51- Tamantildeo de Grava Comercial maacutes usada

CONTROL DE ARENA

54

556- Arena de Formacioacuten ndash Muestreo y Anaacutelisis [7]

Obtener una muestra representativa de la arena de formacioacuten es una necesidad para la

aplicacioacuten de una teacutecnica efectiva de control de arena de manera de realizar la seleccioacuten

adecuada del calibre de la ranura de las tuberiacuteas y el tamantildeo de grava a utilizarse para el

empaque El anaacutelisis de la arena se realiza tamizando la misma y obteniendo las muestras

que quedan en las mallas de los tamices por los cuales se hace pasar la arena de la

formacioacuten

El tamizado actual de una muestra es un procedimiento simple una vez que la muestra es

obtenida La muestra es pesada y colocada en un tamiz que es puesto en un vibrador

electroacutenico o vibrado manualmente y de ese modo se obtendraacute la caiacuteda de los diversos

tamantildeos de arena a traveacutes de los diferentes tamices utilizados La separacioacuten de los

diversos tamantildeos de granos de arenas presentes en la muestra es posible con una serie

de tamices de mayor a menor tamantildeo de arriba hacia abajo lo que significa tamices de

mayor apertura en la parte superior y de menor en la parte inferior Luego del vibrado el

material retenido en cada tamiz seraacute pesado Este peso seraacute el peso del tamiz maacutes el peso

de la arena correspondiente a ese tamantildeo de cedazo Luego de haber realizado esta

operacioacuten en todos los tamices utilizados se obtendraacute el porcentaje correspondiente a

cada tamiz y de alliacute se obtendraacute el tamantildeo de grava a utilizarse proveniente de una tabla

estandarizada (por ejemplo US mesh)

La toma de nuacutecleos en formaciones no consolidadas siempre ha requerido de equipo

especializado Los meacutetodos tradicionales de toma de nuacutecleos fueron desarrollados para

arenas consolidadas donde el nuacutecleo recobrado tiene una cierta integridad fiacutesica (solidez)

lo cual facilita su captura y minimiza su perturbacioacuten

La utilizacioacuten de teacutecnicas inadecuadas de muestreo de arena de formacioacuten puede

traducirse en empaques con grava que fallen debido al taponamiento de los mismos o a la

produccioacuten de arena Como el tamantildeo de la arena de formacioacuten reviste tanta importancia

la teacutecnica empleada para obtener una muestra de formacioacuten resulta tambieacuten importante

CONTROL DE ARENA

55

Conociendo las distintas teacutecnicas de muestreo es posible efectuar compensaciones al

seleccionar el tamantildeo de la arena del empaque con grava si es necesario

CAPITULO VI-DISENtildeO DE REVESTIDORES

DISENtildeO DE REVESTIDORES

57

61- DEFINICIOacuteN Y FUNCIOacuteN DE LOS REVESTIDORES

611- Conductor Se refiere a la primera tuberiacutea de revestimiento

Reduce al miacutenimo la peacuterdida de circulacioacuten a poca profundidad

Conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de la perforacioacuten

Minimiza la erosioacuten de sedimentos superficiales debajo del taladro

Protege de la corrosioacuten a las tuberiacuteas de revestimiento subsiguientes

Sirve de soporte para el sistema desviador en caso de afluencia inesperada a poca

profundidad [9]

612- Tuberiacutea de Revestimiento Es aquella tuberiacutea que recubre las paredes del pozo

con el propoacutesito general de protegerlo Existen varios tipos de revestidores los cuales se

diferencian dependiendo de la funcioacuten y la profundidad a la cual son asentados entre

estos tenemos

6121- Revestidor de superficie

Soporta el resto de los revestidores

Protege de la corrosioacuten cualquier tramo de tuberiacutea de revestimiento subsiguiente

Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados maacutes debilitados que se

hallan proacuteximos a la superficie

Protege de la contaminacioacuten las arenas someras que contienen agua dulce

Proporciona resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad

Sirve de apoyo primario para los impide reventones [9]


58

Conductor

Revestidor Superficial

Revestidor Intermedio

Tuberiacutea de produccioacuten

Camisa de Produccioacuten

6122- Revestidor intermedio y camisa de perforacioacuten

Permite utilizar grandes pesos de lodo sin dantildear las formaciones superficiales

Controla las zonas de sal y las lutitas desmoronables de faacutecil desprendimiento [9]

6123- Revestidor y camisa de produccioacuten

Protege el ambiente en caso de una falla de tuberiacutea

Permite cambiar o reparar la tuberiacutea de produccioacuten

Aiacutesla la zona productora de las demaacutes formaciones

Crea un conducto de paso de dimensiones conocidas [10]

En la siguiente figura se presentan las posiciones de cada uno de los revestidotes

nombrados

Figura 61- Tipos de Revestidores


59

62- MEacuteTODO DE DISENtildeO CONVENCIONAL Y VIDA DE SERVICIO

Cuando se disentildea una sarta de tuberiacutea de produccioacuten o de revestimiento con estos

meacutetodos se encuentran factores adecuados para las cargas de estallidos colapso y

tensioacuten Estas cargas se generan a partir del peso suspendido de la sarta las presiones

superficiales internas externas y las densidades de los fluidos

El meacutetodo convencional considera por separado las cargas de estallido colapso y tensioacuten

Por lo general no se toma en cuenta la cementacioacuten el pandeo los cambios de

temperatura los esfuerzos de flexioacuten ni las variaciones en el aacuterea transversal Este

meacutetodo convencional a menudo se traduce en un disentildeo demasiado conservador de sartas

someras y auacuten maacutes inadecuado para sartas profundas

El meacutetodo de la vida de servicio considera que el estado base de esfuerzo es aquel donde

el revestidor se encuentra cementado Una vez que el cemento ha fraguado todo cambio

posterior que se lleve a cabo en el pozo generaraacute esfuerzos adicionales en la tuberiacutea de

revestimiento Estos se suman a las condiciones base para construir la carga de servicio

Es posible aplicar muacuteltiples cargas para describir la vida de servicio de una sarta de

revestimiento [9]

El caso de carga o condicioacuten de servicio queda definido por

Un perfil de Presioacuten Interna

Un perfil de Temperatura [10]

63- ASPECTOS DE MATERIALES Y CONEXIONES DE LOS TUBULARES

Para efectos de disentildeo los tubulares que se utilizan como revestidor y tuberiacutea de

produccioacuten se identifican seguacuten cuatros paraacutemetros


60

Diaacutemetro nominal Los revestidores estaacuten definidos como tuberiacuteas cuyo diaacutemetro

externo variacutea entre 4 12rdquo a 20rdquo Entre las propiedades que se incluye dentro de los

estaacutendares API para las tuberiacuteas y sus conexiones estaacuten resistencia dimensiones

fiacutesicas y procedimientos de calidad asiacute como las maacuteximas cargas que pueden

soportar[10]

Peso nominal Generalmente se trata del peso nominal unitario en [lbpie] eacuteste se usa

con la tuberiacutea de revestimiento como base para determinar los factores de seguridad

de las juntas en tensioacuten y tambieacuten en la identificacioacuten de las oacuterdenes de compra

El diaacutemetro interno miacutenimo es controlado por un diaacutemetro especiacutefico ldquoDriftldquo que no

es maacutes que el diaacutemetro miacutenimo de un mandril que debe pasar libremente sin sufrir

obstruccioacuten con su propio peso por el interior de la tuberiacutea [9]

Grado Establece las propiedades mecaacutenicas y la resistencia a la corrosioacuten del

producto Consiste de una letra seguida de un nuacutemero el cual designa la miacutenima

resistencia a la fluencia del acero (en miles de Lppc) En la figura 62 se puede

apreciar la relacioacuten entre el esfuerzo vs deformacioacuten

Esfuerzo

Deformacioacuten

Resistencia a la fluencia

Resistencia maacutexima

Ductilidad

Pendiente = moacutedulo de elasticidad

Zona de deformacioacuten elaacutesticaZona de deformacioacuten permanente

Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad



Figura 62- Relacioacuten entre Esfuerzos vs Deformacioacuten


61

Tabla 61- Relaciones de Grado y Resistencia de las Tuberiacuteas de Revestimiento


Resistencia m aacutexim a

M iacutenim a M aacutexim a M iacutenim a

G rado (ps i) (ps i) (ps i)

H 40 40000 80000 60000 J55 55000 80000 75000 K 55 55000 80000 95000 N 80 80000 110000 100000 L80 80000 95000 95000 C 90 90000 105000 100000 C 95 95000 110000 105000 T95 95000 110000 105000 P110 110000 140000 125000 Q 125 125000 150000 135000

En la siguiente tabla se especifican los requerimientos mecaacutenicos exigidos a los tubulares

normalizados por la API

Acabado final (tipo de rosca) una conexioacuten o junta es un dispositivo mecaacutenico que se

utiliza para unir tramos de tuberiacuteas equipos de fondo yo accesorios para formar una

sarta de tuberiacutea con caracteriacutesticas geomeacutetricas funcionales especiacuteficas [9 y 10]

diams Conexiones API son juntas que se rigen por especificaciones del dominio

puacuteblico hay dos tipos

Redondas

IJ - Junta Integral

NUE - Conexioacuten con filete

EUE - Conexioacuten externa con filete

STC - Conexioacuten con filete corto

LTC - Conexioacuten con filete largo

Trapezoidales

BTC - Buttress


62

XL - Extreme-line

diams Las conexiones Premium vienen en gran variedad de formas y en general se

clasifican como

MTC - Estaacutendar con sello metal-metal (VAM BDS)

MIJ - Integral con sello metal-metal (PH-6 IJ4S)

HW - Especiales para paredes gruesas (HPCVAM HW)

LD - Especiales para grandes diaacutemetros (Big Omega ATS)

SLH - Especiales de alto rendimiento y liacutenea reducida

(ULT NJO)

IFJ - Especiales integrales el diaacutemetro externo suele

ser menor a 1 por encima de la tuberiacutea (STLFL-4S)

Una tuberiacutea tiacutepica se identifica como

64- PARAacuteMETROS DEL DISENtildeO

En todo disentildeo de pozo se requiere un nuacutemero limitado de premisas y conocer ciertas

caracteriacutesticas del pozo antes de proceder formalmente con los pasos del disentildeo Los

9 58rdquo 47 lbpie P9 58rdquo 47 lbpie P--110 BTC110 BTC

Diaacutemetro externo

Peso unitarioMaterial con una resistencia a la fluencia miacutenima de 110000 psi

Rosca Buttress




Rosca Buttress

Figura 63- Caracteriacutesticas Tiacutepicas de una Tuberiacutea


63

aspectos que se consideren determinaraacuten el resultado del mismo y en uacuteltima instancia el

equipo que finalmente se instalaraacute en el pozo

A continuacioacuten se presenta cada una de estas premisas y consideraciones

Seguridad La evaluacioacuten del riesgo que pueda correr la poblacioacuten el ambiente y la

propiedad debe ser parte de todo disentildeo considerando las fuentes de riesgo que

incluyen equipos y operaciones

Operaciones Toma en cuenta los requerimientos de datos de exploracioacuten desarrollo

del campo y todo lo que sea necesario para poner a producir el pozo

Aacutereas de conocimientos requeridas El disentildeo del pozo requiere conocimientos de

aacutereas de ingenieriacutea ambiental petroacuteleo mecaacutenica de materiales y otros

Seleccioacuten de diaacutemetro Se hace principalmente seguacuten el diaacutemetro del hoyo y la holgura

entre eacuteste y el tubular

Un segundo criterio de seleccioacuten es la consideracioacuten de dejar suficiente espacio para

herramientas o para bajar un revestidor intermedio debido a alguacuten problema imprevisto

En la figura 64 ilustra un monograma para la seleccioacuten del diaacutemetro del revestidor en el

cual la liacutenea continua representa la solucioacuten maacutes viable


64


REVESTIMIENTO

Las profundidades a las cuales se asienta la tuberiacutea de revestimiento deben adaptarse a

las condiciones geoloacutegicas y la funcioacuten que eacutesta debe cumplir En los pozos profundos

generalmente la consideracioacuten primordial es controlar la acumulacioacuten de presiones

anormales en la formacioacuten y evitar que alcancen y afecten zonas someras maacutes deacutebiles

De modo que la planificacioacuten de la colocacioacuten correcta del revestidor comienza por la

identificacioacuten de las condiciones geoloacutegicas presiones de la formacioacuten y gradientes de

Figura 64- Secuencias Usuales de Diaacutemetros de los Revestidores Mechas y Hoyos


65

fractura El meacutetodo convencional de seleccioacuten de la profundidad de asentamiento para la

tuberiacutea de revestimiento comienza por la identificacioacuten del gradiente de fractura y el

gradiente de presioacuten de poro Tal como se muestra en la figura 65 el proceso se inicia en

el fondo proyectando la densidad de lodo a la profundidad total (presioacuten poro maacutes

sobrebalance) hasta el punto en que se intercepta el gradiente de fractura menos un

margen de arremetida Se asienta el revestidor en ese punto y da inicio al proceso otra

vez [9]

Donde la curva de gradiente de fractura menos el margen de arremetidas para PDVSA

(curva naranja) es

05 Lbgal (pozos de desarrollo)

10 Lbgal (pozos exploratorios)

Posterior al disentildeo de estas curvas se determina las profundidades de asentamientos de

los revestidores de la siguiente manera

Prof

undi

dad

Presioacuten

Gradiente defractura

Gradiente fracmenos margen de arremetida

Gradiente depresioacuten de poro

Grad PP maacutessobrebalance

0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad


Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Figura 65- Gradiente de Presioacuten Vs Profundidad


66

Peso de lodo necesario para controlar el pozo a la profundidad requerida

Prof

undi

dad

Peso equivalente de lodo

0

Profundidad miacutenima a la que la formacioacuten puede ver ese peso de lodo sin que ocurra fractura

Hay que proteger toda la formacioacuten por encima

RevestidorRevestidorPeso de lodo necesario para controlar el pozo a la profundidad requerida

Prof

undi

dad


0



RevestidorRevestidor

Figura 66-Profundidad Vs Peso Equivalente de Lodo

Figura 67 Determinacioacuten de la Profundidad de Asentamiento

Pro

fund

idad


Intermedio

Superficial

Produccioacuten

Camisa

De donde se obtiene


67

Tabla 62- Casos de cargas de los Revestidores

66- CONDICIOacuteN INICIAL O CASO DE CARGA

Se denominan Casos de Carga a aquellas condiciones a las que se supone se veraacute

sometida la tuberiacutea a lo largo de su vida de servicio por ejemplo

Prueba de presioacuten

Arremetida de gas

Fuga de gas en la tuberiacutea de produccioacuten [9]

Los casos de cargas a los cuales estaacuten sometidos los diferentes revestidores se pueden

apreciar en la siguiente tabla

Tipo de Revestido Casos de Cargas Sometido

Conductor Pruebas de Presioacuten

13 de vaciacuteo

Superficie e Intermedio

Pruebas de Presioacuten

13 de Vaciacuteo

Arremetida de gas

Perforacioacuten

Produccioacuten

Vaciacuteo total

Fuga de la tuberiacutea de produccioacuten cerca de la superficie con

temperatura estaacutetica

Estimulacioacuten a traveacutes del revestidor


68

67- CONSIDERACIONES DE DISENtildeO

Analizados los casos de carga se deben comparar los resultados con la resistencia del

material a

Colapso

Cedencia interna (estallido)

Traccioacuten

Compresioacuten [9]

Los factores de disentildeo miacutenimos seguacuten PDVSA se pueden observar en la siguiente tabla

Se llama colapso a la posibilidad de que la tuberiacutea falle por exceso de presioacuten externa

esto se aprecia en siguiente figura

Colapso Estallido Tensioacuten Compresioacuten VME

Conductor 1

Superficial 1 11 16 13 125

Intermedio 1 11 16 13 125

Produccioacuten 11 11 16 13 125

Tuberiacutea de


Tabla 63- Factores de Disentildeo de PDVSA


69

El factor de disentildeo para colapso viene dado por la siguiente ecuacioacuten

DFc= Ecuacioacuten 61

La presioacuten de colapso equivalente se define como

Ecuacioacuten 62

Resistencia al colapso de la tuberiacutea

Presioacuten de colapso equivalente

Pi

tD

PP oe sdot

minusminus=21

Figura 68- Representacioacuten de la Direccioacuten de Fuerzas en Colapso


70

Donde

Pe= Presioacuten de colapso [lppc]

Po = Presioacuten externa [lppc]

Pi = Presioacuten interna [lppc]

D = Diaacutemetro externo [pulg]

t = Espesor [pulg]

La cedencia interna o estallido se refiere a la posibilidad de que la tuberiacutea falle por exceso

de presioacuten interna

El factor de disentildeo para estallido viene dado por

Ecuacioacuten 63

La ecuacioacuten que se emplea para calcular el valor nominal de la presioacuten interna de

estallido es la siguiente [9]

Presioacuten interna de fluencia

Diferencial de presioacuten

sdotsdotsdot=

DtRpP 28750 Ecuacioacuten 64

Figura 69- Representacioacuten de la Direccioacuten de Fuerzas de Estallido

DFb=


71

Donde

P = Presioacuten interna de fluencia del cuerpo de tuberiacutea [lppc]

Rp = resistencia a la fluencia miacutenima del cuerpo de tuberiacutea [lppc]

t = Espesor de la pared del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]

D = Diaacutemetro externo del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]

La resistencia a la traccioacutencompresioacuten aunque no es un valor definido por la API es un

paraacutemetro de disentildeo sumamente importante En general el valor nominal para

revestidores y tuberiacuteas de produccioacuten se basa en la resistencia a fluencia de traccioacuten del

material

Hay que considerar por otra parte que frecuentemente la conexioacuten es maacutes resistente que

el tubo por lo que siempre hay que verificar su resistencia

Los Esfuerzos Von Mises se originan cuando una pieza estaacute sometida a varias cargas

simultaacuteneamente la mejor forma de considerarlas es calculando un esfuerzo equivalente y

comparar dicho esfuerzo con la resistencia a la fluencia del material Los esfuerzos

simultaacuteneos que actuacutean en la tuberiacutea son

Figura 610- Efecto de Tensioacuten


72

Axiales de las cargas de traccioacuten compresioacuten yo flexioacuten a que estaacute sometida la

tuberiacutea

Radiales de las presiones internas y externas

Tangenciales tambieacuten de las presiones

Cortantes de una posible torsioacuten

Consideraciones Generales

Para el disentildeo de la tuberiacutea por Tensioacuten-Compresioacuten se tienen que tener en cuenta los

siguientes factores

Factor de Flotabilidad Suponiendo que se tiene un pozo vertical se puede calcular un

factor de flotabilidad que permita determinar el peso sumergido en la tuberiacutea El factor

de flotabilidad siempre es menor a uno y al multiplicarlo por el peso del aire de la

sarta daraacute su peso en flotacioacuten [9]

El factor de flotacioacuten viene dado por

Donde

minus=

a

BFρρ11 Ecuacioacuten 65

Figura 611- Esfuerzos que Actuacutean Simultaacuteneamente


73

BF= Factor de Flotacioacuten ldquoBouyancy Factorrdquo

ρ1= Densidad de lodo

ρa= Densidad del acero (652 Lbgal = 488 lb pie3)

Efectos teacutermicos Otros de los factores que afectan la cantidad de tensioacuten en la sarta

son los cambios de temperatura Cualquier cambio de temperatura con respecto al

estado de instalacioacuten provocariacutea un cambio de longitud debido a la expansioacuten teacutermica

del material Como la tuberiacutea estaacute fija en sus partes superior e inferior la expansioacuten

teacutermica se ve impedida y aparece una fuerza sobre el tubular La fuerza seraacute de

compresioacuten negativa cuando aumente la temperatura y tensioacuten positiva cuando

disminuya la temperatura [9]

Esto se puede observar en la siguiente figura

Para calcular la fuerza asociada a estos cambios de temperatura se deduce al compensar

la posible deformacioacuten teacutermica con una deformacioacuten elaacutestica de la misma magnitud y

sentido contrario con lo que queda [9]

Donde

FTEMP= Fuerza aplicada por cambios de temperaturas [lbf]

F

Calor CalorDilatacioacutenTeacutermica

EsfuerzoTeacutermico

F



Ecuacioacuten 66

Figura 612- Efecto de la Temperatura

FTEMP= - αEAp∆T


74

α= Coeficiente de expansioacuten teacutermica [ordmF-1]

E= Modulo de Elasticidad [Lppc]

Ap= Aacuterea transversal del cuerpo de la tuberiacutea [pulg2]= 07854middot (D2-d2)

D= Diaacutemetro externo del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]

d= Diaacutemetro interno del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]

∆T= Cambio de temperatura en la relacioacuten con el estado de instalacioacuten [ordmF]

Efecto del Abombamiento En la figura 613 se puede observar que cuando se

presuriza un revestidor por dentro su diaacutemetro se ldquoabombardquo ligeramente Esto hace

que se acorte su longitud Sin embargo como la tuberiacutea sigue fija por su parte inferior

aparece una fuerza de traccioacuten adicional [9]

Efecto de la Flexioacuten Los efectos de flexioacuten debido a pandeo o curvatura del hoyo

(patas de perro) generan esfuerzos La flexioacuten induce esfuerzos de tensioacuten axial en

lado externo La curvatura de un pozo direccional se expresa generalmente en

teacuterminos de cambio de aacutengulo del hoyo por unidad de longitud [9]

F

F

Presioacuten Presioacuten

F

F


Figura 613- Efecto del Abombamiento

En el lado interno de la curvatura los esfuerzos

son de compresioacuten

En el lado externo de la curvatura los esfuerzos son de traccioacuten




Figura 614- Efecto de Flexioacuten

CAPITULO VII- EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTOS

EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO

76

71- CONCEPTOS BAacuteSICOS

Horizonte econoacutemico Se refiere al periacuteodo de tiempo establecido durante el cual se

calculan los flujos de caja de una propuesta de inversioacuten Generalmente este periacuteodo

fluctuacutea entre 10 y 20 antildeos sin embargo existiraacuten propuestas que requeriraacuten ser

evaluadas en periacuteodos mayores o menores No es recomendable establecer un horizonte

econoacutemico demasiado extenso debido a que se dificultan las estimaciones de flujo

efectivo por el desconocimiento del comportamiento futuro de las variables econoacutemicas a

ser utilizadas [11]

Vida uacutetil Es el periacuteodo estimado de duracioacuten del activo y constituye la base para el caacutelculo

de la depreciacioacuten puede ser igual o mayor al horizonte econoacutemico pero nunca menor

Para los activos de las Industrias Petrolera Petroquiacutemica y Carboniacutefera la vida uacutetil estaacute

establecida en el Manual de Normas y Procedimientos de Finanzas sobre Poliacutetica de

Depreciacioacuten [11]

Flujo de caja o flujo efectivo Se determina con los ingresos y egresos que durante el

horizonte econoacutemico establecido genere el programa o proyecto en evaluacioacuten La

estimacioacuten del flujo efectivo constituye la primera fase de la evaluacioacuten por lo que la

buena calidad de las estimaciones y el mayor conocimiento respecto a las variables a ser

consideradas inciden en la obtencioacuten de resultados maacutes reales [11]

FE= Ingresosndash Inversionesndash Costos - Gastos -ISLR ndash Regaliacutea Ecuacioacuten 71

Ingresos Dinero o cualquier otra ganancia o rendimiento de naturaleza econoacutemica

obtenido durante cierto periodo de tiempo El ingreso puede referirse a un individuo a

una entidad a una corporacioacuten o un gobierno[11]

Ingresos antildeo =∆NPANtildeO(PR crudo + PR gas RGPEST)T cambio Ecuacioacuten 72


77

Donde

Ingresos antildeo = Ingresos por antildeo [Bs]

∆NPANtildeO = Volumen estimado de produccioacuten de crudo por antildeo [BNP]

PR crudo = Precio de referencia del crudo [$BNP]

PR gas = Precio de referencia del gas [$PC]

RGP EST = Relacioacuten gas petroacuteleo estimada [PCBNP]

T cambio = Tasa de cambio estimada durante el periodo de evaluacioacuten [Bs$]

En el caso de la Industria Petrolera los ingresos estaacuten asociados a programas yo

proyectos de inversioacuten cuyos objetivos variacutean desde mantener un nivel de produccioacuten

especiacutefico hasta desarrollar la infraestructura requerida para almacenar y distribuir

productos en el Mercado Interno Los ingresos generados de estos programas yo

proyectos se determinan sobre la base del valor de las ventas potenciales de petroacuteleo gas

y productos derivados que se espera realizar tanto en el Mercado de Exportacioacuten como en

el Mercado Interno [11]

A continuacioacuten se definen los ingresos por cada uno de estos mercados

Ventas de Exportacioacuten Para determinar el ingreso se multiplica el volumen estimado

de crudo gas o producto que el programa o proyecto generaraacute por el precio de

exportacioacuten correspondiente Para estos efectos se utilizaraacuten los precios a corto

mediano y largo plazo correspondiente al escenario maacutes conservador [11]

Ventas al Mercado Interno Para determinar el ingreso se multiplica el volumen

estimado de productos que el programa o proyecto generaraacute por el precio neto de

ventas vigente para el mercado interno (precio seguacuten Gaceta impuesto consumo

participacioacuten de expendedor y costo de transporte cuando proceda) [11]


78

Valor de chatarra de un activo o Valor de Rescate Es aquel que ostenta un activo

depreciable solo cuando esteacute fiacutesicamente usado hasta su fin (que no hay probabilidad de

uso o que para usarlo sea necesario incurrir en reparaciones excesivas) o bien cuan el

activo esta teacutecnica yo econoacutemicamente obsoleto [11]

Valor del mercado esperado El valor de mercado de un activo al teacutermino del horizonte

econoacutemico conceptualmente equivale al valor actual de los flujos de efectivos que el activo

es capaz de generar en el futuro considerando que auacuten tiene vida uacutetil productiva [11]

Costo de operaciones y mantenimientos Son todos aquellos costos necesarios para la

operacioacuten y mantenimiento de la propuesta en evaluacioacuten Entre los paraacutemetros maacutes

importantes que deben formar parte de la estructura de costo de operacioacuten y

mantenimiento se encuentran [11]

Labor Corresponde al costo de los sueldos salarios y beneficios del personal cuyo

esfuerzo fiacutesico o intelectual esta directa o indirectamente relacionado con las actividades

de operacioacuten administracioacuten y mantenimiento de la propuesta de inversioacuten

Materiales generales Esta asociado al costo de los materiales que se utilizaran en las

actividades de operacioacuten mantenimiento y administracioacuten de la propuesta

Materiales de proceso Se refiere al costo de productos quiacutemico catalizadores aditivos y

otros productos que se utilizaran en el proceso de produccioacuten de la propuesta de

inversioacuten

Combustible Es el costo del gas natural coque gas de refineriacutea y otros productos liacutequidos

utilizados como fuente energeacutetica de los procesos de operacioacuten


79

Servicios industriales Es el valor estimado de compra de electricidad agua vapor y

cualquier otro insumo necesario para la operacioacuten del programa o proyecto inherente a

servicios industriales

Servicios contratados Comprende los costos estimados de los servicios de terceros que se

prestaran bajo contrato Entre estos servicios generalmente se incluye mantenimiento

(parada de planta y mantenimiento extraordinario) transporte y alquiler de equipos

herramientas consultoriacuteas y asistencia teacutecnica

Apoyo tecnoloacutegico Bajo este elemento debe incluirse el costo estimado de los contratos

de asistencia teacutecnica que se estimen suscribir con empresas especializadas en diferentes

materias

Costos fijos Son aquellos costos asociados a una actividad que permanece relativamente

constante en un rango de produccioacuten Ejemplo labor mantenimiento seguros

investigaciones[11]

Costos Variables Son aquellos costos que cambian con la produccioacuten por ejemplo

materiales quiacutemicos electricidad agua vapor costos del taladro [11]

Depreciacioacuten La depreciacioacuten contabiliza la disminucioacuten del potencial de utilidad de los

activos invertidos en un negocio bien por la peacuterdida de valor debida al desgaste fiacutesico por

la utilizacioacuten habitual del bien como el caso de la maquinaria bien debido al deterioro

provocado por la accioacuten de los elementos como en el caso de un edificio antiguo o la

erosioacuten de la tierra o a la obsolescencia que es debida a los cambios tecnoloacutegicos

y a la introduccioacuten de nuevas y mejores maacutequinas y meacutetodos de produccioacuten Sin embargo

no se trata de reflejar la caiacuteda del valor de mercado de los activos [11]

EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTOS

80

Impuesto de explotacioacuten o Regaliacutea Se refiere al Impuesto que el Fisco Nacional establecioacute

sobre la produccioacuten de petroacuteleo crudo y del gas natural utilizado como combustible o

hidrocarburos liacutequidos y azufre producidos La tasa vigente del Impuesto equivale a un 30

del valor mercantil del petroacuteleo extraiacutedo fiscalizado hidrocarburos liacutequidos producidos

derivados del gas natural tratados en las plantas de gasolina natural gas natural

enajenado yo utilizado como combustible y azufre producido Para estos efectos cada una

de las filiales operadoras firman convenios individuales con el Ministerio de Energiacutea y

Minas en el cual se establece [11]

Gravedad API por tipo de crudo de referencia

Pesados y Extrapesados lt 22 Lagunillas 15deg API

Medianos 22lt=26lt29 Tiacutea Juana 26 deg API

Livianos =gt 29 Tiacutea Juana 31deg API

Regaliacutea ANtildeO = 30[∆NPANtildeO Valor Mercantil TCAMBIO100] Ecuacioacuten 73

Donde

Regaliacutea ANtildeO = Regaliacuteas por antildeo [MMBs]

∆NPANtildeO = Volumen producido de petroacuteleo por antildeo [MMBNP]

Valor Mercantil = Precio de Venta del Crudo [$BNP]

TCAMBIO = Tasa de cambio [Bs$]

Como puede observarse en eacutesta ecuacioacuten interviene el valor mercantil del crudo la cual

se calcula dependiendo de la relacioacuten entre el crudo que se desea comercializar y su crudo

marcador La ecuacioacuten siguiente muestra la relacioacuten general para el valor mercantil de

cualquier crudo pesado y extrapesado (menos de 22 APIdeg) y su precio de referencia

VM =0945PRcrudo+0268(APIdeg-15) Ecuacioacuten 74


81

Donde

VM = Valor Mercantil o Precio de Venta en el Mercado

PR crudo = Precio de referencia

APIdeg = Gravedad API del crudo extrapesado que se desea comercializar

Aporte Legal a PDVSA La Ley Orgaacutenica que reserva al Estado Venezolano La Industria y el

Comercio de los Hidrocarburos del antildeo 1967 establece que las empresas operadoras

entregaran mensualmente a la empresa matriz una cantidad de dinero equivalente al

10 de los ingresos netos del petroacuteleo exportado por ella [11]

Ganancia antes el ISLR Equivale a la diferencia aritmeacutetica entre el total de ingresos y el

total de egresos ( incluida la depreciacioacuten) Conceptualmente y desde el punto de vista de

la evaluacioacuten econoacutemica de la propuesta corresponde al beneficio del proyecto o programa

ante del caacutelculo del ISLR [11]

La ganancia y flujo de caja despueacutes del ISLR Corresponde a la diferencia aritmeacutetica entre

la ganancia antes del ISLR y el valor determinado como impuesto Conceptualmente y

desde el punto de vista de la evaluacioacuten econoacutemica constituye el flujo neto de efectivo

base para la evaluacioacuten [11]

Impuesto sobre la Renta (ISLR) corresponde al valor estimado que debe incluirse en una

propuesta por concepto de ISLR Es un efecto que tendraacute cualquier proyecto de inversioacuten

y deberaacute ser pagado al Fisco Nacional (Estado) como consecuencia del enriquecimiento

neto o renta gravable Se calcula seguacuten lo establecido en la Ley de Impuesto Sobre la

Renta Vigente con la siguiente ecuacioacuten [11]

ISLR = 050[Ingresos ndash Depreciacioacuten ndash Regaliacuteas - CP] Ecuacioacuten 75


82

Donde

ISLR = Impuesto sobre la Renta [MMBs]

Ingresos = Ingresos por antildeo [MMBs]

Regaliacuteas = Regaliacuteas por antildeo [MMBs]

CP = Costo de Produccioacuten [MMBs]

Indicadores financieros dinaacutemicos Son aquellos indicadores que consideran el valor del

dinero en el tiempo esto permitiraacute analizar en forma maacutes exacta el comportamiento de los

flujos de caja de los modelos financieros Los indicadores financieros maacutes importantes

son [11]

Tasa de descuento Porcentaje de beneficio miacutenimo esperado por la inversioacuten a realizar y

representa una medida del valor del dinero en el tiempo [12]

Valor Presente Neto (VPN) Es la sumatoria de todos los flujos de caja neto descontados a

una tasa de descuento determinada

Ecuacioacuten 76

Donde

FEi = Flujo de Efectivo en el Antildeo

(i + d) = Tasa de descuento establecida por la Corporacioacuten (10)

N = Antildeos de vida del proyecto

Tasa Interna de Retorno (TIR) Se denomina Tasa Interna de Retorno a la tasa de intereacutes

promedio que iguala el valor presente de un flujo de ingresos y gastos con la inversioacuten

inicial Hace que el valor presente de un proyecto sea igual a cero Eacutesta se utiliza cuando

sum= +

=N

0ii

i

d)(1FEVPN


83

se desea obtener una indicacioacuten porcentual del rendimiento del proyecto que permita

compararlo con el rendimiento de otros proyectos o instrumentos financieros

sum= +

=N

0ii

i

TIR)(1FE0 Ecuacioacuten 77

Donde

FEi = Flujo de Efectivo en el Antildeo i

TIR = Tasa interna de Retorno


La tasa interna de retorno debe calcularse por alguacuten meacutetodo iterativo o utilizando el perfil

del valor presente neto El resultado obtenido debe ser manejado con mucho cuidado ya

que bajo ciertas condiciones aparecen varios valores de TIR que satisfacen su definicioacuten

matemaacutetica

Para la consideracioacuten de una propuesta en la Industria Petrolera Estatal la tasa interna de

Retorno debe ser de al menos un 15 por ciento () para que pueda entrar en el

Presupuesto de Inversiones de la Corporacioacuten Por otra parte si la Tasa interna de retorno

esta entre 10 y 15 por ciento entonces el proyecto en cuestioacuten debe competir con otros

proyectos Mientras que una tasa interna de retorno menor a 10 es inaceptable para la

ejecucioacuten de un proyecto

Tasa Interna de Retorno Modificada (TIRM) Es aquella tasa interna de retorno que no

considera las tasas de financiamiento de las inversiones y de la re-inversioacuten de los

excedentes de efectivo

Periacuteodo de Recuperacioacuten Dinaacutemico Se define como el tiempo necesario para que la suma

de los flujos netos anuales descontados iguale la inversioacuten inicial


84

Eficiencia de la Inversioacuten (EI) Es la rentabilidad que se obtiene en teacuterminos reales por

cada unidad monetaria invertida

sum= +

= N

0ii

i

d)(1INV

VPNEI Ecuacioacuten 78

Donde

EI = Eficiencia de la inversioacuten [BsBs]

VPN = Valor presente neto [Bs]

INVi = Inversioacuten ejecutada en el periodo i


Indicadores financieros estaacuteticos Son aquellos indicadores que no consideran el valor del

dinero en el tiempo y su uso se recomienda uacutenicamente como una evaluacioacuten preliminar

a fin de determinar en primera instancia la posible conveniencia de ejecutar un proyecto

Entre ellos tenemos [13]

Flujo de Caja Neto (FCN) Consiste en sumar todos los cobros realizados menos todos

los pagos efectuados durante el horizonte econoacutemico del proyecto o lo que es igual

sumar todos los flujos anuales

Periacuteodo de Recuperacioacuten de la Inversioacuten Definido como el periacuteodo de recuperacioacuten de

la inversioacuten el cual consiste en calcular los antildeos en que el proyecto tarda en recuperar

la inversioacuten inicial

Inversioacuten Gastos para aumentar la riqueza futura y hacer posible un crecimiento de la

produccioacuten [13]


85

Tasa de intereacutes Tasa por la cual medimos el precio del costo de oportunidad del

dinero[11]

Valor esperado interno El valor esperado interno de un activo al teacutermino del horizonte

econoacutemico conceptualmente equivale al valor actual de los flujos de efectivo que el activo


Valor residual Es una expresioacuten estrictamente contable y equivale al valor neto en el libro

(valor original ndash depreciacioacuten acumulada) en cualquier periacuteodo [11]

72- MODELO ECONOacuteMICO

Un modelo econoacutemico debe evaluar varios esquemas de estrategias de produccioacuten Es

como la prediccioacuten de tendencias futuras del mercado por lo cual se deben hacer

predicciones bajo los diversos guiones econoacutemicos con el fin de conseguir una buena

percepcioacuten de la sensibilidad de los ingresos netos esperados del mercado Se han

disentildeado modelos econoacutemicos para simular el desarrollo y funcionamiento de proyectos

reales de recuperacioacuten de crudo Las caracteriacutesticas del yacimiento y el costo del crudo

residual producido se introducen en los modelos econoacutemicos y se generan las siguientes

estimaciones

La cantidad de crudo que se produciraacute del proyecto

El precio suficiente para reembolsar todos los costos del proyecto y proporcionar un

retorno adecuado en la inversioacuten

Programar lo que se produciraacute del yacimiento

Estas estimaciones se toman en cuenta para las consideraciones de predicciones globales

de produccioacuten diaria produccioacuten acumulada y uacuteltima recuperacioacuten [12]


86

73- ESTRUCTURA GENERAL DEL MODELO ECONOacuteMICO

La prediccioacuten de la cantidad de crudo residual que puede ser recuperado estaacute basado en

los paraacutemetros reales del yacimiento la saturacioacuten de crudo residual y las teacutecnicas de

recuperacioacuten primaria y secundaria Las estimaciones de la cantidad de crudo producido

estaacuten basadas en la composicioacuten del yacimiento y en el modelo de simulacioacuten en la

proyeccioacuten de los flujos de caja y en la tasa de retorno Los ingresos se obtienen por la

produccioacuten de crudo y los egresos se generan de la inversioacuten los gastos del desarrollo del

campo gastos de equipo mantenimiento costo de material de inyeccioacuten y otros Los

flujos de caja de dinero se expresan en doacutelares por antildeo del tiempo de iniciacioacuten del

proyecto estos son basados en las caracteriacutesticas de desarrollo numerosas teacutecnicas

especiacuteficas y costo general de paraacutemetros Las estimaciones de produccioacuten se combinan

con la inversioacuten costo de operacioacuten y varias tasas de retorno para calcular de esta

manera el precio requerido de crudo Reciacuteprocamente distintos software proporcionan el

rendimiento de las tasas de retorno para una serie de precios fijos [12]

CAPITULO VIII- AacuteREA DE ESTUDIO

AacuteREA DE ESTUDIO

88

81- DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA EN ESTUDIO

La Cuenca de Barinas-Apure estaacute ubicada en la parte Suroccidental del paiacutes al Norte de la

frontera con Colombia y pertenece al sistema de cuencas subandinas las cuales

constituyen un aacuterea de sedimentacioacuten que quedoacute estructuralmente aislada entre el Escudo

Suramericano y la Cordillera de los Andes a raiacutez del levantamiento de eacutesta uacuteltima en el

Plio-Pleistoceno

Los liacutemites Noroccidental y Suroriental de la cuenca estaacuten naturalmente definidos por los

Andes de Meacuterida y el Escudo Guayaneacutes respectivamente Al Sur continuacutea en la Cuenca

Colombiana de los Llanos Al Noreste termina contra el Arco de El Bauacutel maacutes allaacute del cual

empieza la Cuenca Oriental de Venezuela (Figura 81) Definida de manera general la

Cuenca de Barinas-Apure tiene una superficie de aproximadamente 100000 Km2 y se

extiende sobre los estados Apure Barinas y Portuguesa (Figura 81)[14]

La Cordillera de los Andes y la Cordillera Oriental de Colombia estaacuten compuestas por un

complejo de rocas iacutegneo-metamoacuterficas y sedimentos que abarcan desde el Precaacutembrico

hasta el Cuaternario El Escudo de Guayana estaacute principalmente formado por un antiguo

Figura 81- Cuencas de Venezuela[7]


89

grupo de rocas iacutegneo-metamoacuterficas del Precaacutembrico Estos dos complejos forman las

fuentes principales de sedimentos durante la edad del Mesozoico y el Cenozoico [14]

Figura 82- Rasgos Sobresalientes de la Cuenca Barinas-Apure[14]

Dentro de esta cuenca se han descubierto 12 campos petroleros de los cuales 10 estaacuten

concentrados en una superficie relativamente pequentildea de 1200 Km2 ubicada a unos 30

Km al Sureste de Barinas y estaacute denominada Aacuterea Mayor de San Silvestre o zona

productora de Barinas Los restantes dos campos Guafita y La Victoria constituyen los

descubrimientos en la zona de Apure en el borde Sur de la cuenca cerca de la frontera

colombo-venezolana[14]

82- UBICACIOacuteN GEOGRAacuteFICA DEL CAMPO GUAFITA

El Campo Guafita estaacute situado a unos 40 Km al Sureste de la poblacioacuten de Guasdalito y a

40 Km al Este del Campo La Victoria Este fue asignado a CORPOVEN en febrero de 1986

con una superficie de explotacioacuten de 244 Km2 situados en el Municipio El Amparo del

Distrito Paacuteez Edo Apure [14]


90

83- ANTECEDENTES

El Campo Cantildeo Limoacuten Ubicado al Sur del riacuteo Arauca (Colombia) fue descubierto por la

perforacioacuten del pozo CANtildeO LIMON-1X perforado entre Abril y Julio de 1983 A raiacutez de

estos resultados Corpoven inicio la actividad en el campo Guafita con la perforacioacuten del

pozo GF-1X en 1984 que proboacute 2000 BNPD de 298ordm API el cual detectoacute acumulaciones

de hidrocarburos en las arenas de la formacioacuten Guafita y Quevedo de edad Terciario y

Cretaacuteceo respectivamente

Los primeros cuatro pozos de Corpoven fueron perforados en el bloque Norte del Campo

Guafita del lado levantado de la falla Guafita Cantildeo Limoacuten con resultados exitosos pero

atravesando solo una columna petroliacutefera de aproximadamente 40 pies El GF-5X

LA VICTORIA GUASDUALITO

GUAFITA

TTooppee YYaacc GG--77

Figura 83- Ubicacioacuten Geograacutefica del Campo Guafita[14]


91

orientado en rumbo con los pozos del campo La Yuca (Colombia) fue el primero perforado

en el bloque Sur o lado deprimido de la falla penetrando una columna de petroacuteleo mayor

que la del bloque norte y similar a la de los pozos colombianos (150 pies

aproximadamente)

El pozo GF-1X fue productor de arena desde el momento de la completacioacuten por flujo

natural En el antildeo 1989 se realizoacute el primer empaque con grava en el pozo GF-29 y para

1994 existiacutean siete pozos empacados en un universo de 48 pozos perforados desde 1989

hasta 1993 se habiacutean completado cinco pozos (GF-22 GF-29 GF-36 GF-40 GF-41) en los

cuales se utilizo gel como fluido de transporte obtenieacutendose resultados poco

satisfactorios

Entre 1993 y comienzos de 1995 ocurre una etapa de transicioacuten en la cual se estudia la

necesidad de implementar el empaque con grava como meacutetodo de control de arena y se

cambia el uso del gel como fluido de transporte a agua con KCL este periodo concluye

con el empaque del pozo GF-60

A partir de Enero de 1995 comienza masivamente a realizar empaque con grava en todos

los pozos de RARC y completacioacuten original

Para el antildeo 1995 cuando se da inicio de manera masiva a completar con empaque

existiacutean razones para realizar esta actividad la produccioacuten de arena siempre ha estado

presente originando taponamiento en el interior del intervalo productor y atascamiento

en los equipos BES Los estudios realizados indican que existe aumento de la

permeabilidad en las perforaciones productoras por lo que el procedimiento de empaque

no dantildea la formacioacuten La teacutecnica de empaque se perfecciona usando cantildeones de 21 TPP

Super Big Hole el cual permite tener maacutes aacuterea abierta para introducir la grava a las

perforaciones

Para Julio de 2002 el uacuteltimo pozo al cual se le realizoacute empaque fue al GF-156 para

mediados de 1998 se puede diferenciar otra etapa con la completacioacuten sin empaque del


92

pozo GF-83 el cual fue completado con una bomba de alto caudal produciendo los fluidos

junto con la arena de formacioacuten debido al eacutexito obtenido en este pozo se decide

completar los pozos RARC sin la presencia de empaque y el uso de bombas de alto

caudal

Con los empaques con grava se logro controlar la produccioacuten de arena permitiendo a los

equipos de produccioacuten funcionar con mayor tiempo Operacionalmente la falla que ocurre

con maacutes frecuencia es la inyeccioacuten de grava a los orificios perforados forzando parte de

la grava a los intervalos y en ocasiones solamente se logra empacar el anular

Para el campo Guafita Sur en la Figura 84 se muestra un histoacuterico de produccioacuten de

petroacuteleo vs porcentaje de agua y sedimentos para el campo Guafita Sur Se puede

apreciar que entre finales de 1988 y comienzos de 1989 se da un incremento acelerado de

la produccioacuten de agua periodo en el cual se acrecienta el efecto de arenamiento de los

pozos hacieacutendose necesario aplicar un sistema de control de arena

Para el campo Guafita Norte (ver Figura 85) se puede apreciar que para 1994 hay un

repunte de la produccioacuten de petroacuteleo antildeo en el cual se implementa el programa ODEA

(Optimizacioacuten de Explotacioacuten Apure) en el cual se decide optimizar el meacutetodo de

levantamiento prevaleciente (Flujo Natural) ya que bajo estas condiciones el tiempo

estimado de recobro de las reservas es muy prolongado por lo que se decide acelerar la

produccioacuten cambiando el meacutetodo de levantamiento de flujo natural a sistema de bombeo

electrosumergible aplicaacutendose inicialmente al Campo La Victoria en la arena (ESC-M1) y

en Guafita Norte en la arena (G-9) extendieacutendose luego a todo el campo con el

incremento de la tasa de flujo producto de cambio de meacutetodo se incrementa tambieacuten la

produccioacuten de agua la cual es una de las causas principales del desprendimiento de la

arena de formacioacuten

En cuanto a la actualidad del campo se tiene que para Julio de 2002 se han perforado

156 pozos convencionales (verticales y desviados) con 131 pozos activos en el bloque


93

Norte y el Sur Para inicios de 1999 se dio inicio al desarrollo de un plan de perforacioacuten de

pozos horizontales completaacutendose hasta el presente 8 pozos en el Campo Guafita

Figura 84- Produccioacuten de Petroacuteleo vs de Agua y Sedimentos Campo Guafita Sur

Figura 85- Produccioacuten de Petroacuteleo vs Agua y SedimentosCampo

Guafita Norte


94

84- MARCO ESTRUCTURAL

Los elementos estructurales maacutes importantes en el Campo Guafita son Un anticlinal

orientado en direccioacuten Noreste hacia el Suroeste una zona de fallas transcurrentes

paralela al eje del anticlinal con un desplazamiento que alcanza 500ft (152m) y un cierre

estructural contra esta zona de fallas en la parte sur del campo Estos elementos se

extienden hasta el Campo La Yuca en los llanos colombianos dando origen a dos

acumulaciones separadas por la falla Guafita- Cantildeo Limoacuten las cuales se han identificado

como bloque Norte (Figura 86)y Sur (Figura 87)[14]

Figura 86- Mapa base del Campo Guafita Norte actualizado para enero de 2002


95

Las acumulaciones petroliacuteferas de Guafita se ubican entre 6900 y 7000 pies de

profundidad en formaciones claacutesticas de edad Oligo-Mioceno (Terciario) con caracteriacutesticas

de reservorio de crudo de muy buena calidad formando yacimientos de crudo mediano

con gravedad de 29 API subsaturados con un mecanismo de produccioacuten hidraacuteulica

asociado a un acuiacutefero de caracteriacutesticas infinitas con porosidades de roca entre 24 y 26

haciendo de estos yacimientos uno de los que tiene la mayor permeabilidad conocidos

en el paiacutes (3-7 Darcy) estos yacimientos fueron explotados inicialmente por flujo natural

alcanzaacutendose tasas inicialmente de 4000 BPPD con la masificacioacuten de la explotacioacuten en

este campo se fueron presentando problemas de arenamiento y produccioacuten prematura de

agua que con el tiempo se han ido corrigiendo con teacutecnicas tanto de empaque de grava

como mejoramiento en la cementacioacuten

Figura 87- Mapa base del Campo Guafita Sur actualizado para enero de 2002


96

Estaacuten identificadas cinco Unidades de origen Fluvio-Deltaacuteico posiblemente con influencia

de mareas G-7-34 G-8 G-9-12 G-9-34 y G-10 cuyos sedimentos descansan

discordantemente sobre los sedimentos del Cretaacuteceo pertenecientes a la Formacioacuten

Quevedo e infrayacen concordantemente con los sedimentos del Mioceno Para Guafita

Norte solo las dos ultimas con intereacutes comercial

Los yacimientos del aacuterea estaacuten asociados a un empuje hidraacuteulico activo a nivel de la Arena

G-10 y a un proceso suplementario de produccioacuten por bombeo electrosumergible (BES)

en todas las arenas Se estima que el mayor porcentaje de reservas recuperables proviene

de la Arena G-9

En Guafita Sur las arenas maacutes productoras del aacuterea son la G-8 y G-10 ya que son bastante

limpias mientras que las arenas G-7-34 y G-9 han sido afectadas en sus porosidades por

procesos diageneacuteticos Estas arenas estaacuten constituidas baacutesicamente por areniscas y lutitas

divididas en cuerpos heteroliacuteticos (varias litologiacuteas)

La distribucioacuten de fluidos del Campo no se considera compleja y se ha mencionado en

varios estudios que no existe una variacioacuten de la composicioacuten del crudo con profundidad

seguacuten los PVT disponibles para lo cual se considera que los yacimientos son de caraacutecter

volumeacutetricos subsaturados con un acuiacutefero asociado a nivel de la arena G-10

85- DESCRIPCIOacuteN ESTRATIGRAacuteFICA[14]

Los pozos del aacuterea de Guafita que se han perforado tienen aproximadamente 7500 pies de

profundidad promedio en una secuencia representada de base a tope con el basamento

precretaacutecico en contacto discordante a eacutesta unidad se encuentran las formaciones

Aguardiente Escandalosa Miembro La Morita y Quevedo productor este uacuteltimo en el

bloque sur y mojado en el bloque norte del Campo Guafita Por encima de eacutesta formacioacuten

se encuentra una seccioacuten de intereacutes petroliacutefero de 150 pies de espesor aproximadamente

el cual pertenece al miembro Arauca de Edad Oligoceno de la Formacioacuten Guafita


97

(aproximadamente 1500 pies de espesor) La formacioacuten Guafita se encuentra separada del

cretaacuteceo por una discordancia de caraacutecter regional de edad Eoceno

Figura 88- Columna Estratigraacutefica del aacuterea Apure Campo Guafita

Formacioacuten Riacuteo Yuca

Edad Basaacutendose en su posicioacuten estratigraacutefica se le asigna una edad Mioceno Tardio-

Plioceno

Localidad tipo El riacuteo Yuca cerca de la ciudad de Barinas Distrito Obispo del Estado

Barinas

Descripcioacuten litoloacutegica La unidad consiste principalmente en conglomerados de grano

grueso (25) en lechos macizos areniscas macizas con estratificacioacuten cruzada de grano

medio a grueso blandas a duras arcillosas de color tiacutepico verde grisaacuteceo La formacioacuten


98

en su globalidad representa el intervalo molaacutesico principal derivado del raacutepido

levantamiento de los Andes de Meacuterida

Espesor Se estima un espesor de 2000 m en la localidad tipo

Extensioacuten geograacutefica La unidad aflora en una amplia faja a lo largo del flanco sureste de

los andes desde el riacuteo Socopoacute hasta el aacuterea de Acarigua limitada al norte por su contacto

con la formacioacuten Paraacutengula y al Sur con la formacioacuten Guanapa o sedimentos recientes

Formacioacuten Paraacutengula

Edad Pertenece al Mioceno Temprano y posiblemente alcanzando el Oligoceno en algunas

aacutereas

Localidad tipo Quebrada Paraacutengula afluente del riacuteo Santo Domingo inmediatamente al

oeste de la terraza del pueblo de Barinitas Estado Barinas

Descripcioacuten litoloacutegica Aquiacute es notable el caraacutecter regresivo (engrosamiento hacia arriba)

de la formacioacuten que se inicia con una gruesa arenisca basal gradando hacia arriba a

arcillas y limolitas varicoloreadas y calcaacutereas alternando con areniscas arcillosas de grano

fino micaacuteceas y lenticulares

Espesor Mide 550 m en la seccioacuten tipo aumenta su espesor hacia el sudoeste estimando

que llegue hasta 1400 m y se adelgaza hacia el noreste hasta los alrededores de

Guanare

Extensioacuten Geograacutefica En la superficie se conoce a lo largo del piedemonte surandino

desde el riacuteo Portuguesa hasta las cercaniacuteas del riacuteo Caparo En el subsuelo ha sido trazada

desde el Arco El Bauacutel hasta la cuenca Barinas Apure en donde se aplica el nombre

Miembro Guardulio (Formacioacuten Guafita)


99

Formacioacuten Guafita

Edad En base a su abundante flora a la formacioacuten Guafita se le asigna una edad

Oligoceno a Mioceno temprano

Localidad tipo Se asigna como localidad tipo el intervalo desde 1835 a 2358 m (6020 a

7735 pies) en el pozo Guafita 2X (GF-2X) situado a 62 Km del riacuteo Arauca y a 10 Km al

Oeste del Apostadero Naval de la Isla de Guardulio Distrito Paacuteez municipio Amparo

Estado Apure

Descripcioacuten litoloacutegica La Formacioacuten Guafita se compone de una alternancia de areniscas

Wacas cuarzosas y arcoacutesicas lutitas arcillas limolitas y algunas capas delgadas de lignito

En los campos Guafita y la Victoria se pueden reconocer dos miembros

El Miembro Arauca (inferior) estaacute compuesto de un 75 de arenas areniscas (wacas

cuarciacuteticas y arcoacutesicas) de color gris claro pardo lechoso a traslucido Las limonitas

representan un 20 del miembro las lutitas representan entre el 5 y 10 de la unidad

En la base del miembro se observan capas delgadas y aisladas de caliza tipo Packstone

Las arenas y areniscas representan abundantes estructuras sedimentarias tales como

estratificacioacuten paralela cruzada festoneadas y rizaduras

El miembro Guardulio (superior) esta representado por un 40 de lutitas gris oscuro a

verdoso ocasionalmente moteadas de oacutexido de hierro masivas a laminares con

abundantes restos de plantas y flora Las areniscas representan el 10 a 20 del

miembro

La formacioacuten Guafita esta definida como una unidad sedimentaria de origen deltaacuteico y

ambiente de llanura baja progradante en un sistema transgresivo que alcanza su

culminacioacuten en el tope del miembro superior Guardulio


100

El grano de las arenas variacutea entre muy fino y grueso encontraacutendose rara vez un tamantildeo

mayor Las arenas son bastante uniformes y generalmente bien escogidas especialmente

las masivas salvo en las faacutecies de abono y canales menores donde se observan

frecuentes afinamientos de grano hacia el tope

Espesor El espesor de la formacioacuten Guafita ha sido medido en el pozo GF-2X en 523 m

(1715 pies) En este pozo el miembro Arauca alcanza 108 m (355 pies) y el miembro

Guardulio 415 m (1360 pies) Hacia el oeste de la regioacuten de Apure la unidad alcanza maacutes

de 640 m (2100 pies) en los pozos GF-8X Cantildeo Muntildeoz-1X Guasdulito-1X Hacia el centro

del campo Guafita en el pozo GF-1X el espesor de la formacioacuten alcanza 496 m (1625

pies) de los cuales el miembro Arauca tiene 61 m (200 pies)

Extensioacuten geograacutefica Se reconoce en el subsuelo a lo largo de la frontera colombo-

venezolana y la parte noroeste del distrito Paacuteez del estado Apure hasta el aacuterea de los

pozos capitanero del estado Barinas La extensioacuten del miembro Arauca a las aacutereas

Calzada Lechozote y Nutrias al sur del aacuterea mayor Sinco-Silvestre de Barinas restringe

el miembro Guardulio al aacuterea de la cresta del Arco Arauca y al sudoeste de ella Al norte

del arco Guardulio equivale a Paraacutengula inferior

Formacioacuten Navay

Edad Se ubica en la edad coniaciense se consideraron en conjunto a las formaciones

Escandalosa y Navay afirmando que ambas se incluyen dentro de la superzona

palinoloacutegica V y VI (Turoniense-Maastrichtiense) en los pozos de Guafita y la Victoria

La flora y fauna en el aacuterea del riacuteo Caparo ubican al miembro en el Coniaciense-

Maastrichtiense y al miembro Quevedo en el Maastrichtiense

Localidad Tipo Riacuteo Navay afluente del riacuteo Daradas en el vertiente sureste de la sierra

Cuchilla de Navay al norte de la poblacioacuten de San Joaquiacuten de Navay distrito Libertador

del Estado Taacutechira No han sido publicadas descripciones formales de la seccioacuten tipo de la


101

formacioacuten La seccioacuten tipo del miembro Quevedo estaacute a 2 Km al noroeste de la quebrada

Quevedo y a 3Km al noroeste de Santa Baacuterbara

Descripcioacuten litoloacutegica Esta compuesta de lutitas siliacuteceas friables a no friables blandas

duras quebradizas amarillo claro a crema y a blanco como constituyentes menores de la

formacioacuten se presentan areniscas lenticulares de grano angular calcaacutereas a siliacuteceas

pardo claro a gris claro La formacioacuten ha sido repartida en orden ascendente en la lutita

ldquoNrdquo (Miembro La Moritardquo) y ldquoMrdquo al ldquoIrdquo (Miembro Quevedo) Tiende a ser maacutes arenosa

hacia arriba se vuelve muy arenosa hacia el Escudo de Guayana hacia Apure y la Cuenca

Los Llanos

El Miembro La Morita consiste en una seccioacuten esencialmente lutiacutetica hacia el flanco

suroriental de la cuenca de Barinas cambia gradualmente a una faacutecies compuesta casi

totalmente de areniscas con intercalaciones menores de lutitas y ocasionalmente calizas

El Miembro Quevedo es una secuencia de rocas siliceas duras quebradizas

predominantemente lutiacuteticas que incluye ademaacutes intercalaciones de areniscas

gruesamente estratificadas

Espesor En la localidad tipo el espesor es de 940 m (3084 pies) y de 610 m (2000 pies)

en el aacuterea de Burgua Tiende a aumentar raacutepidamente al surco de Uribante y se acuntildea

hasta extinguirse hacia el sur de Apure y los llanos colombianos asiacute como localmente

sobre el Arco de Meacuterida

El miembro la Morita tiene un espesor de 12 a 18 m (40 a 60 pies) en los pozos de

Barinas 150 m (492 pies) en el aacuterea de Burguacutea y 180 m (591 pies) en la seccioacuten tipo de la

quebrada Agua Friacutea El espesor promedio es de 26 m (85 pies)

El Miembro Quevedo tiene un espesor de 91 m (300 pies) en los campos de Silvestre y

Sinco 200 m (600 pies) en el aacuterea de Burguacutea y estaacute totalmente ausente en el aacuterea de

Guanarito o erosionada por completo en la regioacuten central del campo Hato


102

Extensioacuten geograacutefica Aflora en la regioacuten nororiental de los Andes y posee extensioacuten

regional en el subsuelo de la cuenca de Barinas La extensioacuten en el subsuelo es desde los

pozos Bugua hasta el Arco de El Bauacutel y en el aacuterea fronteriza de Guafita-La Victoria-Cantildeo

Limoacuten-Arauca

Formacioacuten Escandalosa

Edad Cretaacuteceo Cenomaniense a Turoniense por correlacioacuten lateral y por sus relaciones

con unidades mejor definidas

Localidad tipo Quebrada Escandalosa tributaria del riacuteo Dorada en Taacutechira suroriental

Descripcioacuten litoloacutegica La formacioacuten esta compuesta por areniscas macizas cuarzosas y

muy glauconiacuteticas con cantidades menores de lutitas negras calcaacutereas En el tope de la

seccioacuten se encuentra una caliza de unos 4 m de espesor

Espesor Tiene 300 m en la seccioacuten tipo entre 150 y 427 m en otras localidades

Extensioacuten geograacutefica La formacioacuten aflora a lo largo de la regioacuten piemontina de los andes

surorientales y se reconoce en el subsuelo de la cuenca de Barinas

Formacioacuten Aguardiente

Edad Cretaacuteceo principalmente Albiense

Localidad tipo Cuesta de buzamiento de la conspiacutecua Fila de Aguardiente al sur de la

concesioacuten Barco Departamento de Santander Colombia

Descripcioacuten litoloacutegica Conformada por areniscas calcaacutereas duras de color gris a verde

claro grano variable y estratificacioacuten cruzada con intercalaciones de lutitas micaacuteceas y

algunos lechos de caliza en la parte inferior


103

Espesor En la concepcioacuten Barco (Colombia) se sentildealan espesores de 150 ndash 160 metros

se mencionan 500 metros cerca de San Cristoacutebal y menos de 300 metros en el norte del

Taacutechira

Extensioacuten geograacutefica Zulia suroccidental y partes adyacentes de Colombia y cordillera de

Los Andes entre Taacutechira y Lara


104

86- TEMPERATURA Y FACTOR VOLUMEacuteTRICO DEL PETROacuteLEO

Yacimiento Temperatura ( ordmF) Bo (BYBN)

G-9 (GF-10) 196 7322 Pies 3000 1002

G-10 (GF-2X) 196 7416 Pies 3100 1042


G-7-3 (GF-5X) 190 7190 pies 10492 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 195 7374 pies 10475 3000 Lppc

G-9 (GF-5X) 200 7552 Pies 10525 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 200 7690 Pies 10514 3128 Lppc

Qv (GF-5X) 200 7758 Pies 10457 3285 Lppc

87- COMPRESIBILIDAD AL PETROacuteLEO Y VISCOSIDAD

Yacimiento Viscosidad

(cp)

Compresibilidad del

petroacuteleo

(Lppc -1)

Campo Guafita Norte

G-9 (GF-10) 382 3000 Lppc 618x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-2X) 5798 3000 Lppc 4505x10-6 3000 Lppc

Campo Guafita Sur

G-7-3 (GF-5X) 472 2500 Lppc 604x10-6 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 417 3096 Lppc 552x10-6 3096 Lppc

G-9 (GF-5X) 392 3000 Lppc 593x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 584 3128 Lppc 574x10-6 3128 Lppc

QV (GF-5X) 765 3285 Lppc 524x10-6 3285 Lppc

Tabla 82- Campo Guafita Sur

Tabla 83- Campo Guafita

Tabla 82- Campo Guafita Norte


105

88- COMPORTAMIENTO DE PRESIONES

En general existen tres tipos de regiones de saturacioacuten en una estructura donde existe

una acumulacioacuten de petroacuteleo Esta distribucioacuten de fluidos en el yacimiento es el resultado

de la segregacioacuten natural producto de la diferencia de densidades en los fluidos que

saturan el medio poroso es asiacute como hacia la parte alta de la estructura se encuentra

una capa de gas en la parte maacutes baja agua y entre estaacutes petroacuteleo

En el caso particular de Guafita inicialmente se encontroacute subsaturado (sin capa inicial de

gas) y en algunos casos con contacto agua petroacuteleo (aproximadamente a 6955 pies

seguacuten GF-38)

El anaacutelisis de presiones de aacuterea de Guafita no ha sufrido cambios relevantes desde el inicio

de su vida productiva igualmente para las medidas por arena Intevep realizoacute un estudio

de los datos de presioacuten estaacutetica medidos para los pozos GF-1X GF-2X GF-3X GF-4X GF-

49 para el aacuterea de Guafita Norte y los pozos GF-5X GF-7X GF-14X GF-17 GF-18 Gf-19

GF-20 GF-22 GF23 GF-27 para el campo Guafita Sur con el fin de evaluar el

comportamiento de la formacioacuten en las arenas productoras

Por medio de graacuteficas de Presioacuten vs Tiempo el estudio demostroacute que la presioacuten del

yacimiento no ha sido muy variada este comportamiento esta vinculado con la presencia

de un acuiacutefero activo considerado infinito y que esta orientado en sentido Noreste -

Sudoeste

Se establecioacute que la declinacioacuten de presiones hasta febrero de 1996 era de unas 100 a

115 Lppca aproximadamente por debajo de la presioacuten inicial Sin embargo se cree que la

presioacuten actual en la arena G-7-3 (campo Guafita Sur) es inferior a 2500 Lppc seguacuten

registros MDT corridos en el aacuterea (pozo GF-118 Julio-1998)


106

El comportamiento de los diferentes paraacutemetros PVT (Bo Pb Compresibilidad viscosidad)

corresponde a lo convencionalmente esperado para un tipo de fluido cuya RGP es

praacutecticamente nula y el volumen relativo al petroacuteleo es favorable desde el punto de vista

de recuperacioacuten

GUAFITA NORTE PRES INICIAL (Lppc)

PRESIOacuteN DE BURBUJEO (Lppc)

ARENA G9-1 (GF-10)

3125 7380 Pies 15

ARENA G9-3 (GF-10)

3180 7405 Pies 15

ARENA G-10 (GF-2X)

3227 7000 Pies 22

GUAFITA SUR PRES INICIAL (Lppc)


ARENA G7-3 (GF-5X) 3300 7200 Pies 47

G-8 (GF-5X)

3111 7300 Pies 36

G9-12 (GF-5X)

3120 7450 Pies 42

G9-34 (GF-5X)

3067 7450 Pies 42

G-10 (GF-5X)

3300 7550 Pies 51

Q-2 (GF-5X)

3350 7700 Pies 35

Q-3A(GF-5X)

3370 7700 Pies 29

Q-3B(GF-5X)

3380 7700 Pies 21

Tabla 84- Comportamiento de presiones iniciales por arenas


107

89- ORIGEN DE LA PRODUCCIOacuteN DE AGUA

Los pozos productores del Campo Guafita han presentado histoacutericamente problemas de

alta produccioacuten de agua lo cual ha incrementado notablemente los voluacutemenes de fluido

producido asiacute como los barriles de crudo Intevep analizoacute un total de 20 pozos en Guafita

Norte 4 pozos en la Arena G-10 7 pozos en la Arena G-9 4 pozos en la arena G-9-3 en

todos estos pozos se identificaron problemas de canalizacioacuten y conificacioacuten de agua

En los casos donde se diagnosticoacute problemas de conificacioacuten de agua en el Pozo (GF-92 D

GF-44) se verificoacute la existencia del contacto agua - petroacuteleo asiacute como la altura del cono a

fin de establecer bases que corroboren el problema identificado

Las arenas G-9-1 G-9-2 y G-9-3 por sus caracteriacutesticas estratigraacuteficas presenta tendencia

a la canalizacioacuten de agua ya que el agua posee mayor movilidad que el petroacuteleo

0

2

4

6

8

10

12

14

Frec

uenc

ia Canalizacioacuten

ConificacioacutenPoca historiaSin problemas

Figura 89- Mecanismos Predominantes en la Produccioacuten de Agua


108

En la arena G-10 se aprecia un pozo conificando agua (GF-92D) ya que la arena tiene un

acuiacutefero cuyo movimiento permite la formacioacuten del cono de agua en el pozo productor de

igual forma este pozo se encuentra ubicado fuera de la zona de canales de esta arena

En este mapa se muestra el acumulado de agua desde el inicio de la explotacioacuten de la

arena donde se observa que los pozos en la estructura del yacimiento han acumulado

mayor cantidad de agua que los pozos en la base del mismo

En el flanco central del yacimiento es donde existe un mayor acumulado de agua los

pozos GF-27 y GF-18 muestran altos acumulados de agua (posible conificacioacuten) en la

zona central del yacimiento se aprecia una zona de altos acumulados de agua (zona

verde) lo que puede ser sentildeal de canalizacioacuten

El estudio de las aguas se realizoacute sobre 11 muestras de crudo Se caracterizoacute mediante el

anaacutelisis de los iones mayoritarios (Cl- HCO3 CO3 = SO4 = Na+ Ca2+ y Mg2+) con el fin

de encontrar la tendencia de origen de las aguas del acuiacutefero Las sumas de las

ARENA G8 ndash AGUA ACUMULADA

Figura 810- Mapa de Produccioacuten Acumulada de agua Arena G-8 Campo Guafita Sur


109

concentraciones de los iones son muy bajas lo que en primera aproximacioacuten indica

aguas que no son de origen connato asiacute como las siguientes caracteriacutesticas

Distribucioacuten similar caracteriacutesticas de aguas meteoacutericas

La suma de los iones no alcanza 200 ppm

Altas concentraciones de sodio

Bajas concentraciones cloruros

Altas concentraciones de bicarbonatos

PARAacuteMETROS CANTIDAD

Color Sin color

Olor Sin olor

Sabor Sin color

Alcalinidad total 18000 (ppm CaCO3)

Dureza temporal 70000 (ppm CaCO3)

Dureza permanente 000 (ppm CaCO3)

Dureza total 10000 (ppm CaCO3)

Fe 10 ppm

Siacutelice 10 ppm

pH 93

Resistividad 090 (ohm-m) 85 degF

A traveacutes del anaacutelisis de aguas (iones mayoritarios) se determinoacute que el agua es de origen

meteoacuterico lo cual indica que el sistema hidrodinaacutemico esta siendo cargado por agua

fresca que recientemente ha estado en contacto con la atmoacutesfera esto sugiere que la

presioacuten del yacimiento se mantiene durante el proceso de produccioacuten Por otro lado se

observoacute una tendencia clara de lavado por agua debido a lo dinaacutemico de la recarga

Tabla Ndeg 85- Caracteriacutesticas fiacutesico-quiacutemicas del agua producida en el Campo Guafita Fuente Datos obtenidos de anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico realizado por PDVSA


110

impidiendo que el agua permanezca suficiente tiempo para disolver minerales que

contribuyen al incremento de los iones mayoritarios en los crudos se evidencia la ausencia

total de ciertos compuestos aromaacuteticos de bajo peso molecular (maacutes solubles en agua)

810- POES RESERVAS RECUPERABLES Y RESERVAS REMANENTES

La estimacioacuten de hidrocarburos inicial de un yacimiento es uno de los pasos maacutes

importantes en la definicioacuten de un modelo de explotacioacuten la cuantificacioacuten de los

voluacutemenes de petroacuteleo en sitio (POES) conjuntamente con la distribucioacuten espacial de las

propiedades de la roca y los fluidos de una acumulacioacuten permiten caracterizar un

yacimiento con el objetivo de generar un esquema oacuteptimo de explotacioacuten para un aacuterea en

particular

8101- POES Campo Guafita Norte

A partir del caacutelculo del Poes se puede estimar las reservas recuperables del yacimiento

para el caso del Campo Guafita Norte estos valores se calcularon basaacutendose en factores

de recobro (FR) estimados en 74 para las arenas G-9 y G-10

Para la arena G-9 se estimoacute un POES de 7002 MMBN para la arena G-10 se estimoacute un

POES de 1447 MMBN para un total de 8449 MMBN

8102- POES Campo Guafita Sur

Oficialmente los resultados indican un POES de 316 MMBN para la columna de

hidrocarburos contenida en las arenas G-7-3 G-8 G-9 G-10 El mecanismo de produccioacuten

asociado es empuje hidraacuteulico por efecto del acuiacutefero activo que mantiene la presioacuten

Solo se han producido 106 MMBN lo que representa un 34 del volumen total de

petroacuteleo original en sitio


111

El volumen de petroacuteleo en Guafita Sur se encuentra principalmente acumulado en la G-

10 quedando en segundo lugar la arena G-8 luego G-7-3 y por uacuteltimo G-9

La Arena G-8 ha tenido una explotacioacuten maacutes masiva y efectiva que la arena G-10 ya que

originalmente sus voluacutemenes de reservas recuperables eran muy similares sin embargo

hay que tomar en cuenta que la irrupcioacuten de agua en los pozos productores de G-10 ha

sido mayor que en G-8 manejaacutendose una RAP promedio de 764 e identificaacutendose un

proceso de canalizacioacuten del acuiacutefero casi en la totalidad de sus pozos productores lo que

causa un barrido irregular de zona de petroacuteleo dejando voluacutemenes importantes de

petroacuteleo atrapados entre zonas invadidas por agua ademaacutes de invadir las perforaciones

en el pozo evitando asiacute el flujo de petroacuteleo hacia el pozo


112

Figura No 810

POES Total 316 MMBls Mapa Grid por OFM de Distribucioacuten de fluidos Campo Guafita Sur

4984 MMBLS

Arena G8Arena G7

Arena G9 Arena G10

110 MMBLS

336MMBLS

1228 MMBLS

CAPITULO IX- METODOLOGIacuteA

METODOLOGIacuteA

114

91-OBJETIVO GENERAL

Aplicar la metodologiacutea VCD en la elaboracioacuten del programa de perforacioacuten de un pozo de

la localizacioacuten CS-54 del campo ldquoGUAFITArdquo

911- Objetivos Especiacuteficos

Elaborar un programa de construccioacuten y mantenimiento de un pozo bajo los aspectos de

planificacioacuten seguacuten lo establecido en la metodologiacutea VCD

Requerimientos Funcionales incluyendo las meacutetricas de yacimiento (Definicioacuten y

Complejidad)

Ingenieriacutea de construccioacuten de pozo que abarca a la ingenieriacutea conceptual

ingenieriacutea baacutesica e ingenieriacutea de detalle incluyendo la meacutetrica de pozo

(Complejidad y Definicioacuten)

Anaacutelisis de Operacioacuten

Anaacutelisis de Mantenimiento

Anaacutelisis de Construccioacuten

Estimacioacuten de costos seguacuten formato Metodologiacutea CBA

Anaacutelisis de rentabilidad y de riesgo

METODOLOGIacuteA

115

92- GENERALIDADES

La metodologiacutea aplicada para la Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten es detallada

en los diferentes capiacutetulos que conciernen a cada etapatoacutepico del proyecto Sin embargo

se presenta una metodologiacutea general la cual es ilustrada en el ldquoflujograma VCDrdquo

En esta metodologiacutea de trabajo se observa que para generar el proceso de planificacioacuten

de un pozo se requiere cubrir una serie de etapas las cuales a su vez estaacuten asociados a

actividades con sus respectivas sub-activadades

A continuacioacuten se presentan las actividades de cada una de las etapas

INGENIERIACONCEPTUAL

INGENIERIABASICA

INGENIERIADE DETALLE

ANALISISDE OPERACION

ANALISISDE MANTENIMIENTO

ANALISISDE CONSTRUCCION

ESTIMACIONDE COSTOS +10-10

ANALISISDE

RENTABILIDAD

REQUERIMIENTOSFUNCIONALES

PROGRAMA DE PERFORACION GENERAL

PROGRAMA DE PERFORACION ESPECIFICO

SISTEMA DE PRODUCCION

REHABILITACION Y REPARACION DE POZOS

PROGRAMA DE CONSTRUCCION DEL POZO

EJECUCION+-

POSTMORTEN

INGENIERIacuteACONCEPTUAL

INGENIERIacuteABASICA

INGENIERIacuteADE DETALLE

ANAacuteLISISDE OPERACION

ANAacuteLISISDE MANTENIMIENTO

ANAacuteLISISDE CONSTRUCCION

ESTIMACIOacuteNDE COSTOS +10-10

ANAacuteLISISDE

RENTABILIDAD


PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL

PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO

SISTEMA DE PRODUCCIOacuteN

REHABILITACIOacuteN Y REPARACIOacuteN DE POZOS

PROGRAMA DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO

EJECUCIOacuteN+-

POSTMORTEN

Figura 91- Flujograma VCD

METODOLOGIacuteA

116

1- REQUERIMIENTO FUNCIONALES

11- Visualizar el Uso y Tipo de Pozo

111- Exploratorio

112- Delineador (Liacutemite Informacioacuten Tecnologiacutea) iquestSeraacute activo de produccioacuten

113- Desarrollo (Productor Inyector)

114- Tecnoloacutegico (LICacutes)

12- Revisar los Objetivos de la Corporacioacuten

121- Miacutenimo costo y rentable

122- Requisitos de calidad cero defecto

123- Miacutenimo riesgo ambiental y seguridad

13- Revisar los Objetivos de la Unidad de Explotacioacuten

131- Manejar un volumen de fluidos de gas crudo y agua

132- Drenar la seccioacuten de yacimiento especificada (coordenadas de subsuelo)

133- Aislar zonas productoras con distintas presiones y crudos

134- Evitar dantildeo de formacioacuten

135- iquestEs un aacuterea criacutetica estrateacutegica

136- Objetivos estrateacutegicos pozo observador adquisicioacuten de datos

137- Valor econoacutemico del proyecto

14- Revisar los Objetivos de Perforacioacuten

141- Praacutecticas para futuros trabajo y mejorar tiempos de perforacioacuten

142- Mantenible en el tiempo

143- Ser la mejor opcioacuten

METODOLOGIacuteA

117

2- INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (ESTUDIO DE OPCIONES)

21- Reunir los requerimientos y la informacioacuten disponible del proyecto

211- Gradiente de presioacuten de poro fractura y temperatura

212- Presioacuten de fondo fluyente de disentildeo y meacutetodo de produccioacuten (Anaacutelisis

Nodal)

213- Caracterizacioacuten de fluidos y roca

214- Prognosis de intervalos productores radio de drenaje

215- Anaacutelisis comparativo de la informacioacuten de pozos vecinos

216- Estrategia de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas y mejores praacutecticas

22- Visualizar los requerimientos funcionales

221- Visioacuten y definicioacuten de la completacioacuten mecaacutenica preliminar

222- Visioacuten y definicioacuten de la trayectoria y geomecaacutenica regional

223- Visioacuten y definicioacuten del dimensionamiento de revestidores

224- Visioacuten y definicioacuten de la geometriacutea de los hoyos

225- Visioacuten y definicioacuten del uso de fluidos mechas y ensamblajes de fondo

226- Visioacuten y definicioacuten de las estrategias de negocio

227- Anaacutelisis conceptual de construccioacuten mantenimiento y operacioacuten

228- Estimacioacuten de costos a nivel conceptual para base de recursos

3- INGENIERIacuteA BAacuteSICA

31- Revisar los requerimientos funcionales

32- Realizar el disentildeo baacutesico de la arquitectura del pozo

321- Disentildeo de completacioacuten

METODOLOGIacuteA

118

3211 Tipo

3212 Dimensiones

3213 Funcionalidad

3214 Evolucioacuten

3215 Fluido de Completacioacuten

322- Disentildeo de Trayectoria

3221 Geomecaacutenica

3222 Direccionalidad

323- Disentildeo de Revestidores

3231 Tipo

3232 Puntos de Asentamiento

3233 Dimensiones

3234 Funcionalidad

3235 Evolucioacuten

324- Disentildeo de Hoyos

3241 Tipo

3242 Dimensiones

3243 Funcionalidad

3244 Evolucioacuten

325- Definicioacuten general de requerimientos de equipos mechas etc

3251 Disentildeo general de fluidos

3252 Cementacioacuten

3253 Mechas

3254 Sartas

3255 Cantildeoneo

METODOLOGIacuteA

119

33- Estimar la base de conocimiento productividad tiempo y costo (clase

III)

34- Realizar la estrategia de contratacioacuten y pre-seleccioacuten de empresas

35- Realizar el anaacutelisis y mantenimiento de operacioacuten y construccioacuten del

pozo

36- Tramitar permisologiacutea y aprobaciones

37- Revisar y disentildear la localizacioacuten

38- Realizar la procura de materiales de largo tiempo de entrega

4- INGENIERIA DE DETALLE

41- Revisar detalladamente los requerimientos funcionales

42- Detallar la estructura de conocimiento el equipo de trabajo y sus

roles la estrategia de contratacioacuten de empresas la integracioacuten del

programa de perforacioacuten y los controles de ejecucioacuten del proyecto

421- Completacioacuten

422- Trayectoria y problemaacutetica de estabilidad de hoyo

423- Revestidores

424- Geometriacutea de Hoyos

425- Fluidos de perforacioacuten

426- Cementacioacuten

427- Mechas

428- Sarta de perforacioacuten

METODOLOGIacuteA

120

429- Cantildeoneo

4210- Programa de registros y nuacutecleos

43- Equipo de trabajo y sus roles

44- Realizar la estimacioacuten de tiempo y costo clase II

45- Estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas

46- Integracioacuten del programa de perforacioacuten (ejecucioacuten)

5- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN

51- Predice los sistemas de operaciones del pozo los efectos no deseados

por los esfuerzos geomecaacutenicos e hidraacuteulicos y los potenciales cambios

de requerimientos funcionales a los que se someteraacute el pozo

511- Intervenciones para cambios de completacioacuten por efectos energeacuteticos

512- Requerimientos de sensores de fondo y superficie

52- Re-conceptualiza el pozo y se predice la rutina de mantenimiento

preventivo

521- Arenamiento por desequilibrio causado por drenaje superior al criacutetico

522- Irrupcioacuten prematura de agua yo gas por drenaje superior al criacutetico

53- Prediccioacuten de los potenciales cambios de requerimientos funcionales

a los que se someteraacute el pozo

531- Re-entradas

METODOLOGIacuteA

121

532- Levantamiento Artificial

533- Estimulacioacuten

54- Re-conceptualizacioacuten del pozo

55- Prediccioacuten de la rutina de mantenimiento preventivo

551- Nuacutemero de intervenciones en el ciclo del pozo

5511 Por requerimientos energeacuteticos

5512 Por requerimientos mecaacutenicos

6- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO

61- Predice las intervenciones debido a requerimientos mecaacutenicos y la

inversioacuten de capital en completacioacuten original

611- Estimacioacuten de frecuencia

612- Estimacioacuten de costos

7- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN

71- Revisa detalladamente los requerimientos funcionales

72- Realiza el flujograma por actividad de la operacioacuten

73- Realiza la programacioacuten detallada por actividad con hitos

aprobatorios por comunidad de conocimiento

731- Mudanza

732- Seccioacuten superficial

METODOLOGIacuteA

122

733- Seccioacuten intermedia

734- Seccioacuten de produccioacuten

735- Completacioacuten y entrega

74- Realiza los requerimientos de materiales y equipos

75- Estructura los recursos competencias requeridas y roles

76- Realiza la estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas

77- Establece el plan SHA (Seguridad Higiene y Ambiente)

8- ESTIMACIOacuteN DE COSTOS

81- Labor

811- Labor Propia

812- Labor Contratada

813- Asesoriacutea

82- Estima costos de materiales y equipos

821- Revestidores y accesorios

822- Cabezal del pozo (Secciones A B C D E)

823- Equipos de completacioacuten (Empacadura Camisa Sello etc)

824- Tuberiacutea de produccioacuten

825- Combustibles y lubricantes

826- Otros materiales y suministros

METODOLOGIacuteA

123

83- Estima costos de servicios

831- Transporte propio transporte alquilado

832- Localizacioacuten viacutea acceso reacondicionamiento viacuteas de acceso

833- (Desvestida-Movilizacioacuten-Vestida) Taladro o Cabria

834- Fluidos Cementacioacuten

835- Mechas de Perforacioacuten

836- Direccional (equipos servicios ldquosurveysrdquo)

837- Registros eleacutectricos examen de formacioacuten (nuacutecleos)

838- Alquiler equipos perforacioacuten completacioacuten RARC

839- Tratamiento de efluentes liacutequidos y soacutelidos

8310- Alquiler de equipos de control de soacutelidos equipos de pesca

8311- Contrato de taladro o cabria

8312- Pruebas de tuberiacutea inspeccioacuten

8313- Cantildeoneo

8314- Acidificacioacuten fractura de formacioacuten

8315- Empaque con grava

8316- Otros servicios contratados dantildeos a terceros

9- ANAacuteLISIS DE RENTABILIDAD

91- Establece la estructura del proyecto

911- Producto de la estimacioacuten

912- Tangibles vs Intangibles

92- Plan de desembolos

93- Anaacutelisis de Riesgos y Arboles de decisioacuten

METODOLOGIacuteA

124

931- Soporte a la prediccioacuten de problemas potenciales

932- Planes de contingencia

933- Proceso sistemaacutetico de toma de decisiones

94- Diagramas de Arantildea y Tornado

941- Identificar donde enfocar la Gerencia de Costos

942- Identificar cuellos de botella para garantizar rentabilidad

95- Costo de Generacioacuten de Potencial (M$BPD)

CAPITULO X- REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)

REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)

126

101- USO Y TIPO DE POZO

La localizacioacuten CS-54 seraacute un pozo de desarrollo ubicado en el cluster GF-14X del campo

Guafita Sur Este pozo estaacute ubicado aproximadamente 570 m al Suroeste del pozo GF-14X

y a 460 m al Este del GF-17

El anaacutelisis de toda la informacioacuten de pozos del aacuterea (nuacutecleos registros mapas de

tendencia de faacutecies datos baacutesicos de yacimientos reservas y comportamiento de

produccioacuten) indica muy buena prospectividad para los yacimientos objetivo en el aacuterea

donde se propone esta perforacioacuten

Para la navegacioacuten se propone un perfil direccional tipo ldquoJrdquo el cual manteniendo el aacutengulo

atravesaraacute todo el intervalo de intereacutes para asiacute asegurar entrar en todos los niveles de la

arena objetivo

Las coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator) de Fondo y Superficie definitivas

correspondientes a la localizacioacuten CS-54 son

SUPERFICIE (Cluster GF- 14X) FONDO

N 77339742 E 27622742 N 772895 E 275841

102- OBJETIVOS DE LA CORPORACIOacuteN

Los proyectos de Inversioacuten de Capital de la Corporacioacuten tienen como objetivos

Miacutenimo costo y ser econoacutemicamente rentables

Valor Presente Neto mayor a cero

Tasa Interna de Retorno superior al 15


127

Requisitos de calidad cero defecto

Miacutenimo dantildeo e Impacto ambiental garantizando el cumplimiento de normas e

indicadores para la Seguridad Higiene y Ambiente (SHA)

103- OBJETIVOS DE LA UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN

Incrementar el potencial del Distrito Sur de PDVSA en 1000 BNPD de crudo de 29 ordmAPI del

yacimiento G-7-2 mediante el desarrollo de un plan de Explotacioacuten que conlleva la

perforacioacuten de un pozo direccional tipo ldquoJrdquo el cual presenta un presupuesto asociado de

2100 MMBs y 37 diacuteas de construccioacuten siendo el proyecto evaluado bajo un horizonte

econoacutemico de 20 antildeos obteniendo una Tasa Interna de Retorno de 5906 Valor

Presente Neto de 45158 MMBs Eficiencia de Inversioacuten de 273 y un Tiempo de Pago de

140 antildeos

La localizacioacuten CS-54 a perforarse en el campo Guafita Sur presenta como objetivo

principal la arena G-7-2 (Mioceno) Esta nueva localizacioacuten constituiraacute un punto de drenaje

adicional para extraer las reservas oficiales recuperables probadas de estas arenas que se

situacutean en los 538 MMBN y cuyas reservas remanentes en este bloque se encuentran en el

orden 2139 MMBN de petroacuteleo de 29 ordmAPI Ademaacutes existen reservas oficiales

recuperables probadas de la arena G-7-34 objetivo secundario que se encuentran en el

orden de los 4622 MMBN con unas reservas remanentes para el campo Guafita Sur de

2513 MMBN de petroacuteleo de 29 ordmAPI

104- OBJETIVOS DE PERFORACIOacuteN

Optimizar los disentildeos de construccioacuten buscando mejorar los tiempos de perforacioacuten en

10 lo cual aunado a la aplicacioacuten de las mejores praacutecticas e inclusioacuten de tecnologiacuteas de

vanguardia permita disminuir costos en 20

Realizar el mejor disentildeo mantenible en el tiempo asegurando la optimizacioacuten de costos


128

Asegurar la optimizacioacuten de futuros trabajos a partir de las lecciones aprendidas

Construir mantener y operar cumpliendo con las regulaciones ambientales fomentando la

armoniacutea con el entorno y enmarcado bajo la premisa de cero accidentes cero descargas al

ambiente (100 manejo de pasivos ambientales)

Completar garantizando el mantenimiento y las futuras intervenciones

CAPITULO XI- INGENIERIacuteA CONCEPTUAL

INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)

130

111- ESTIMACIOacuteN DE PRESIOacuteN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA

La presioacuten de poro es la presioacuten a la cual se encuentran los fluidos de la formacioacuten asiacute

mismo la presioacuten de fractura es la presioacuten requerida para fracturar la formacioacuten La

diferencia entre estos dos valores permite conocer la ventana operacional del peso de

lodo

Se obtuvo la presioacuten de poro y el gradiente de fractura para las Formaciones Riacuteo Yuca

Paraacutengula y Guafita mediante el uso de la aplicacioacuten de ingenieriacutea PREDICT utilizando la

informacioacuten proveniente de los registros rayos gamma soacutenico resistividad y densidad del

Pozo GF-14X

El procedimiento fue el siguiente

1- Se desplegaron las curvas de los registros en diferentes pistas en la primera pista

profundidad contra rayos gamma en la segunda pista profundidad contra tiempo de

traacutensito de la onda compresional en la tercera pista profundidad contra resistividad y en

la cuarta pista profundidad contra densidad bruta

2- Luego se estimoacute basado en el registro rayos gamma del pozo GF-14X una liacutenea base

de lutitas de 80 GAPI basados en el Iacutendice Gamma Ray

3- En base a esto se discriminaron las lutitas de las areniscas El anaacutelisis se realizoacute con

los valores de tiempo de traacutensito y resistividad en las lutitas

4- Se determinaron las liacuteneas de tendencia de compactacioacuten normal (LTCN) tanto para el

tiempo de traacutensito como para la resistividad


131

5- A partir del registro de densidad se creoacute un registro de gradiente de sobrecarga el

cual ya habiacutea sido creado mediante la integracioacuten del registro sinteacutetico de densidad

6- Se construyeron las curvas de presioacuten de poro para las liacuteneas de tendencia de

compactacioacuten normal utilizando las correlaciones de Eaton y profundidad equivalente

A partir de estas curvas se construyeron las curvas de gradiente de fractura para cada

curva de presioacuten de poro

En las figura 111 se muestra el resultado obtenido para el pozo GF-14X

Figura 111- Registro de Rayos Gamma Soacutenico Presioacuten de Poro Gradiente de Fractura y Gradiente de Sobrecarga del Pozo GF-14X


132

A partir del anaacutelisis generado por PREDICT se obtuvieron los siguientes valores

promedios

Presioacuten de Poro 0443 Lppcpie

Gradiente de Fractura 07 Lppcpie

112- GRADIENTE DE TEMPERATURA

El gradiente de temperatura se determinoacute a partir de la medicioacuten de temperatura tomada

durante la corrida de los registros Resistividad Gamma Ray Potencial Espontaacuteneo y

Densidad-Neutroacuten del pozo GF-5X

Asiacute mismo el valor de la temperatura del yacimiento se obtuvo a partir del Anaacutelisis PVT

realizado en el pozo GF-14X donde se obtuvieron los siguientes resultados

Yacimiento Temperatura ( F)

G-7-2 196ordm 7322 Pies

G-7-34 197ordm 7416 Pies

Gradiente de temperatura 0016 ordmFpie

D i s t r i b u c i oacute n d e T e m p e r a t u r a s

0

2 0 0 0

4 0 0 0

6 0 0 0

8 0 0 0

1 0 0 0 0

1 2 0 0 0

8 0 9 6 1 1 2 1 2 8 1 4 4 1 6 0 1 7 6 1 9 2 2 0 8 2 2 4 2 4 0

T e m p e r a t u r a

Prof

undi

dad

D i s t r i b u c ioacute n d e T e m p e r a t u r a s

Figura 112- Distribucioacuten de Temperatura Campo Guafita

Tabla 111- Presioacuten de Poro y Gradiente de Fractura

Tabla 112- Temperatura del Yacimiento


133


NODAL

La presioacuten en el Campo Guafita ha venido declinando debido a la produccioacuten de fluidos

del anaacutelisis nodal se tiene la presioacuten de fondo fluyente de disentildeo en el orden de 2900

Lppc requirieacutendose de un meacutetodo de produccioacuten con Equipo Levantamiento Artificial

asistido por Equipo de Bombeo Electrosumergible

Se simuloacute el comportamiento de produccioacuten del prospecto con una bomba TE-1500 de

105 etapas resultando

Figura 113- Simulacioacuten del comportamiento de produccioacuten Pozo para la localizacioacuten CS-54


134

114- CARACTERIZACIOacuteN DE ROCA Y FLUIDOS

Los anaacutelisis petrofiacutesicos realizados en el aacuterea han permitido obtener las siguientes

caracteriacutesticas

ARENA ARENA NETA

TOTAL (pies)

ARENA NETA

PETROLIacuteFERA

(pies)

POROSIDAD

()

SATURACIOacuteN

DE AGUA

()

SATURACIOacuteN

DE

PETROacuteLEO

()

PERMEABILIDAD

(md)

G-7-2 20 15 20 41 59 250

En cuanto a las propiedades de los fluidos se tiene que el petroacuteleo presenta una gravedad

de 29 ordmAPI promedio con una Presioacuten de Burbujeo promedio de 40 lppc

115- PROGNOSIS DE INTERVALOS PRODUCTORES Y RADIO DE DRENAJE

La secuencia estratigraacutefica a ser atravesado en la localizacioacuten CS-54 con su topes

formacionales se presenta a continuacioacuten

G 7 - 2 ( 6 8 3 2 acute )

G 7 - 3 4 ( 7 1 2 3 acute )

G 8 ( 7 2 8 0 acute )

L u t i t a d e G u a f i t a (7 3 9 0 acute )

L u t i t a L ig n iacute t ic a (7 2 6 0 acute )

Figura 114- Topes Formacionales de la Localizacioacuten CS-54

Tabla 113- Propiedades Petrofiacutesicas Estimadas de la Arena G-7-2


135

Tabla 115- Pozos Vecinos de la Localizacioacuten CS-54

POZO TIPO LOCALIZACIOacuteN CLUSTER NORTE ESTE PERFORACIOacuteN

GF-14X V CS-55 GF-14X 77336126 27614726 15041986

GF-17 D CK-54 GF-14X 77336081 27617219 11031987

GF-31 D CH-54 GF-14X 77336241 27622259 02051990

GF-52 D CH-54AJ1 GF-14X 77338022 27618028 15011995

COORDENADAS DE SUPERFICIE

Los intervalos productores del pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 estaacuten

conformados por las arenas G-7-2 y G-7-34 que presentan las siguientes caracteriacutesticas

Formaciones Tope Estimado

(pies)

Radio de drenaje

(m)

G-7-2 6832 450

G-7-34 7123 350

Las pruebas de presiones realizadas en el aacuterea han permitido determinar que en el

Campo Guafita se tiene un radio de drenaje promedio de 400 metros

116- ANAacuteLISIS COMPARATIVO DE LA INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS

Con las coordenadas de superficie de la localizacioacuten propuesta (Norte 773397 y Este

27622742) se ubicoacute en un mapa Isoacutepaco ndash Estructural los pozos vecinos los cuales son

GF-14X GF-17 GF-31 y GF-52 Esto se realizoacute con la finalidad de realizar el cuadro

resumen de los eventos asociados a la perforacioacuten y tiempos durante la perforacioacuten para

cada uno de los pozos

Tabla 114- Topes Formacionales y Radio de Drenaje


136

1161- Historia de Perforacioacuten

Es un cuadro resumen que presenta los eventos maacutes relevantes ocurridos durante la

perforacioacuten del pozo este contempla caracteriacutesticas de los revestidores utilizados

(diaacutemetro peso grado y tipo de rosca) curva de densidad de lodo y tipo de fluidos

utilizados diaacutemetro de los hoyos perforados tasa de penetracioacuten obtenida en cada

intervalo perforado ademaacutes se esquematizan graacuteficamente los eventos resaltantes

durante la perforacioacuten (pegas arrastres apoyos y repasos) para finalmente plasmar en

forma escrita los aspectos anteriormente mencionados (ver Apeacutendice C)

La informacioacuten obtenida a partir de las historias de perforacioacuten conduciraacute a la

caracterizacioacuten del aacuterea en relacioacuten a los problemas que se pueden presentar durante la

perforacioacuten lo cual permitiraacute preveerlos y a su vez contar con un plan de contingencia

asociado a cada evento

1162- Tiempos Durante la Perforacioacuten

El proceso de construccioacuten de pozos conlleva una serie de actividades inherentes a la

perforacioacuten y completacioacuten de un pozo mudar vestir perforar revestir evaluar y

completar Cada una de eacutestas se compone de un tiempo asociado necesario para

ejecutarlas Estos tiempos son clasificados en dos grupos a saber

Tiempo Productivo Es el periacuteodo de tiempo de aquellas actividades de los equipos de

perforacioacuten que contribuyen al progreso de la construccioacuten del pozo de acuerdo a lo

planificado o de eventos adicionales no contemplados en la planificacioacuten que surgen a

requerimiento del cliente

Tiempo no Productivo Es el periacuteodo acreditable a eventos o actividades en las

operaciones del equipo de perforacioacuten que retardan el avance de las actividades de

construccioacuten de un pozo seguacuten lo planificado Para un mejor anaacutelisis de los eventos


137

que generan tiempos no productivos durante las diferentes fases del proceso de

perforacioacuten se clasifica en

a) Tiempo Problemas Son todos aquellos acontecimientos no productivos

inherentes a la condicioacuten del hoyo y que por sus caracteriacutesticas se le denominan

ldquoproblemasrdquo Comprende las actividades Acondicionamiento de hoyo peacuterdida de

circulacioacuten atascamiento de tuberiacutea control de arremetida ldquoside trackrdquo (desviacuteo)

correccioacuten de cementacioacuten primaria pesca y complejidad geoloacutegica

b) Tiempo Perdido Son todos aquellos acontecimientos no productivos que por su

naturaleza no son considerados como tiempo Problemas y no estaacuten asociados a

condiciones del hoyo sino a eventos logiacutesticos y superficiales Estos son las fallas

en general las esperas reacondicionamientos reparaciones y fuerza mayor

Para la planificacioacuten de un pozo se hace necesario conocer el tiempo asociado a cada fase

de perforacioacuten llevada a cabo en los pozos vecinos lo que permite establecer un tiempo

aproximado total de perforacioacuten y de esta manera realizar los estimados de costos

Debido a que el pozo maacutes reciente que se ha perforado en el aacuterea el cual perteneceraacute a la

localizacioacuten CS-54 corresponde al antildeo 1995 se decidioacute analizar los cinco uacuteltimos pozos

perforados en el mismo Campo Guafita Sur GF-151 GF-152 GF-153 GF-154 y GF-155

con la finalidad de soportar la aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas y la implementacioacuten de las

mejores praacutecticas que se han establecido progresivamente en el aacuterea

Para determinar los tiempos empleados en cada una de las fases de la perforacioacuten se

utilizoacute el reporte de operaciones de las carpetas de pozos clasificaacutendose en las siguientes

fases

Mudanza

Perforacioacuten del hoyo de superficie

Corrida y cementacioacuten del revestidor de superficie


138

Figura 115- Curva de Profundidad vs Tiempo

Perforacioacuten del hoyo intermedio

Corrida de registros a hoyo abierto

Corrida y cementacioacuten del revestidor intermedio

Perforacioacuten del hoyo de produccioacuten

Corrida y cementacioacuten del revestidor ldquolinerrdquo de produccioacuten

Completacioacuten del pozo (registro de cementacioacuten cantildeoneo empaque con grava

evaluacioacuten etc)

Se realizaron tres tipos de graacuteficos las cuales se describen a continuacioacuten

Graacutefico de Perforacioacuten Representa los tiempos asociados a cada una de las fases del

proceso tanto productivos como no productivos

Profundidad vs Tiempo (Real)

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60 70

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155


139

Figura 116- Tiempo Limpio

Profundidad vs Tiempo (LIMPIO)

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155

En la graacutefica se aprecia que el pozo GF-31 el cual terminoacute con un tiempo de perforacioacuten

de 6085 diacuteas es el de mayor duracioacuten seguido por el GF-14X con 503 diacuteas el pozo GF-

52 se perforoacute en 416 diacuteas siendo el que representa ser el mejor

Curva Limpia Representa uacutenicamente los tiempos productivos

El Factor de Tiempo Perdido (FTP) es funcioacuten de los tiempos no productivos como lo

podemos observar en la siguiente figura (se determinoacute dividiendo el tiempo no productivo

por el tiempo total de perforacioacuten)


140

Figura 117- Clasificacioacuten de los Tiempos no Productivos

Tabla 116- Tiempos Productivos de Perforacioacuten para el Cluster GF-14X

Para cada pozo se clasificaron los tiempos no productivos obsevaacutendose que los tiempos

perdidos inciden en mayor proporcioacuten que los tiempos problemas Se promediaron los

tiempos productivos de perforacioacuten para el cluster obtenieacutendose 4474 diacuteas tal como se

ilustra en la siguiente tabla

POZO TIEMPO LIMPIO

GF-14X 4758

GF-17 4173

GF-31 485

GF-52 4114

PROMEDIO 4474

TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

0

2

4

6

8

10

12

GF-14X GF-17 GF-31 GF-52 GF-151 GF-152 GF-153 GF-154 GF-155

POZOS

PERD

IDO

(diacute

as)

0

05

1

15

2

25

PRO

BLEM

A (d

iacuteas)

PERDIDOPROBLEMA

POZO FTP()GF-14X 54GF-17 39GF-31 203GF-52 11


141

La siguiente tabla muestra los tiempos productivos por fase para los uacuteltimos pozos del

aacuterea

Para la localizacioacuten propuesta se considera efectuar empaque con grava debido a los

problemas de produccioacuten de arena por lo que el tiempo estimado de completacioacuten es de

10 diacuteas

Para estos pozos el tiempo oacuteptimo de perforacioacuten fue de 2721 diacuteas tomando en cuenta el

tiempo de construccioacuten de las fases maacutes raacutepida de los mismos es decir para la fase

mudar se tomoacute el menor tiempo de los cinco de igual manera para las demaacutes

POZO MUDANZA HOYO SUPERFICIE REV SUP HOYO PRODUCCION REV PROD COMPLETACIOacuteN TOTAL (DIacuteAS)

GF-151 833 175 181 1254 054 56 3057

GF-152 423 088 146 1396 158 425 2636

GF-153 425 135 14 1092 181 55 2523

GF-154 535 081 198 1023 142 425 2404

GF-155 492 11 148 1267 154 552 2723

FASES

Tabla 117- Tiempos Productivos por Pozo

Tabla 118- Tiempo de Completacioacuten Actual


GF-151 833 175 181 1254 054 10 3497

GF-152 423 088 146 1396 158 10 3211

GF-153 425 135 14 1092 181 10 2973

GF-154 535 081 198 1023 142 10 2979

GF-155 492 11 148 1267 154 10 3171

META 423 081 14 1023 054 10 2721

FASES


142

Figura 118- Curva Estimada para la Localizacioacuten Propuesta

Profundidad vs tiempo (ESTIMADO)

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

95000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (diacuteas)

Pro

fund

idad

(pie

s)

Pozo Estimado

MUDANZA

REVESTIDOR DE SUPERFICIE

HOYO DE PRODUCCIOacuteN

HOYO DE SUPERFICIE

COMPLETACIOacuteN CON (EMPAQUE CON GRAVA)

REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN

Finalmente se estimoacute el tiempo de perforacioacuten para la localizacioacuten realizando un promedio

entre los tiempos productivos totales de los cinco pozos que se muestran en la Tabla 118

dando como resultado 32 diacuteas


143

117- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTO Y DE POZO

Las mejores praacutecticas se refieren a la homologacioacuten de un proceso donde se conjuguen

todas las actividades que se hayan realizado oacuteptimamente El VCD surge como resultado

del anaacutelisis comparativo de las mejores praacutecticas realizadas a escala mundial por la

institucioacuten IPA (Idependient Project Analisys) la cual agrupa a 13 empresas liacutederes a nivel

mundial (Exxon-Mobil BP Amoco etc) y donde se determinoacute la importancia y urgencia de

evaluar los grados de definicioacuten y complejidad de los proyectos para la toma de

decisiones

Esta institucioacuten ha desarrollado un modelo matemaacutetico que permite evaluar la operabilidad

de un proyecto de perforacioacuten de un pozo Es decir el modelo establece el grado de

incertidumbre que existe con respecto a los tiempos y costos de operacioacuten y el potencial

inicial del yacimiento De esta forma durante la planificacioacuten de la perforacioacuten del pozo se

puede conocer anticipadamente la incertidumbre asociada al proyecto Este modelo

establece una correlacioacuten entre las variables teacutecnicas que controlan el logro o no de los

objetivos de la perforacioacuten asiacute como la desviacioacuten de los resultados esperados en cuanto

tiempo costo planificado y potencial inicial esperado

El modelo para la evaluacioacuten de un proyecto de perforacioacuten de un pozo esta conformado

por dos matrices Matriz de Complejidad del Yacimiento y Matriz de Complejidad del Pozo

Estas estaacuten disentildeadas basaacutendose en investigaciones estadiacutesticas sobre el proceso de

perforacioacuten de un pozo tomando en cuenta las principales actividades y problemas que se

presentan durante el proceso

Estas matrices estaacuten formadas por una serie de preguntas que miden el nivel de

complejidad asociado a las variables teacutecnicas que tienen mayor impacto en el proceso de

planificacioacuten y perforacioacuten de un pozo y que inciden directamente en el grado de dificultad

de dicho proceso


144

La Matriz Complejidad del Yacimiento tiene como objetivo evaluar el grado de

caracterizacioacuten y definicioacuten del yacimiento que va a ser drenado por el pozo Parte

importante del eacutexito de la perforacioacuten de un pozo estaacute en lograr una produccioacuten rentable

de acuerdo a los estimados planificados por lo tanto es necesario determinar el grado de

incertidumbre de las condiciones estaacuteticas y dinaacutemicas del yacimiento al momento de

perforar el pozo

La Matriz Complejidad del Yacimiento consta de

ldquoInputsrdquo (InformacioacutenDatos)

Definicioacuten de las tareas (Inicio del proyecto)

Restricciones de yacimientos (Inicio del proyecto)

Guiacuteas para la medicioacuten de la complejidad del Modelo Estaacutetico del Yacimiento

1 Complejidad Estructural

2 Complejidad Estratigraacutefica

3 Complejidad de Calidad de la Roca

4 Complejidad de los Fluidos

5 Energiacutea del Yacimiento

Guiacuteas para la estimacioacuten de la Complejidad Dinaacutemica del Yacimiento

1 Complejidad del Yacimiento

2 Complejidad Dinaacutemica del Reservorio

La Matriz Complejidad de Pozo tiene como objetivo evaluar y optimizar las variables que

impactan el proceso de perforacioacuten de un pozo y que suman o restan dificultad al mismo

y establecer su grado de influencia en la desviacioacuten de los resultados esperados

La Matriz Complejidad de Pozo consta de


145

Guiacuteas para la Medicioacuten de la Complejidad del Proceso de Perforacioacuten

1 VCD (Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten) de Construccioacuten de Pozos

2 IPA (Iacutendice IPA de Complejidad del Pozo)

Los resultados son obtenidos en valores numeacutericos definidos como iacutendices los cuales se

muestran en la tabla 119

Iacutendice Rango

Iacutendice Complejidad Estaacutetica Yacimiento ICEY 1 al 5

Iacutendice Complejidad Dinaacutemica Yacimiento ICODY 8 al 40

Iacutendice Calidad Definicioacuten Yacimiento ICADY 1 al 4

Iacutendice Complejidad Pozo ICODP 0 al 6

Iacutendice Calidad Definicioacuten Pozo ICADP 1 al 4

Tabla 119- Iacutendices de Complejidad

ICEY

Baja Media Alta

8 40 15 - 25

ICODY

Definitiva Preliminar Primaria Seleccioacuten

2 3 4

ICADY

Medianamente Complejo

Menos Complejo

Complejo Muy Complejo

0 15 3 45 6

ICODP


2 3 4 ICADP

1

Baja Media Alta

1 5 2 - 4

1


146

Es importante destacar que debido a la reciente implementacioacuten de este modelo no se ha

logrado establecer un liacutemite que permita detener la realizacioacuten de un proyecto aguas

arriba de acuerdo a su grado de complejidad Hasta el momento la uacutenica informacioacuten de

intereacutes que se puede extraer de las matrices es la complejidad del proyecto y el grado de

definicioacuten de cada variable que interviene en el mismo

118- RESULTADOS DE LOS INDICES DE COMPLEJIDAD PARA EL POZO

Estas matrices se realizaron en una Mesa de Trabajo formada por los diferentes actores

involucrados en el proyecto provenientes de las Comunidades de Conocimientos (Disentildeo

Completacioacuten Fluidos y Cementacioacuten) de Estudios Integrados (Geoacutelogos Ingenieros de

Yacimientos Petrofiacutesicos) compantildeiacuteas de servicios y en este caso en particular la Unidad

de Explotacioacuten Apure (ldquoUEArdquo) (ver Apeacutendice B)

Los resultados obtenidos para la localizacioacuten CS-54 se presentan en la tabla 1110

Iacutendice Rango Valor

Iacutendice Complejidad Estaacutetica Yacimiento ICEY 1 al 5 21

Iacutendice Complejidad Dinaacutemica Yacimiento ICODY 8 al 40 231

Iacutendice Calidad Definicioacuten Yacimiento ICADY 1 al 4 29

Iacutendice Complejidad Pozo ICODP 0 al 6 11

Iacutendice Calidad Definicioacuten Pozo ICADP 1 al 4 28

El flujograma que se presenta a continuacioacuten describe el proceso mediante el cual se

involucran los actores dentro del proceso de realizacioacuten de las meacutetricas de yacimiento y

pozo bajo la metodologiacutea VCD

Tabla 1110- Resultados de los Indices de Complejidad Pozo la Localizacioacuten CS-54


147

Tal como se encuentra descrito en el flujograma anterior las meacutetricas de pozo son

realizadas previa generacioacuten de las de yacimiento ya que las de pozo se generan luego de

reunir los requerimientos funcionales y revisar el portafolio de oportunidades del proyecto

en la ingenieriacutea conceptual no obstante se decidioacute documentar ambas meacutetricas

simultaacuteneamente con el fin de ilustrar su funcionalidad bajo mismo entorno

GERENCIA UEY - EXPLORACION

INGENIERIacuteACONCEPTUALBAacuteSICA

VCD PERFORACIOacuteN DTTO

No Cumple

BASE RECURSOS PDNPDO

Cumple

MESA DE TRABAJO

Principal

Optimizacioacuten Revisioacuten Cambios

Producto

PROCESO

Ingenieriacutea Detalle

Ejecucioacuten

Post - MortemNo

Cumple

Cumple

Metrical Pogo

Baja

Buena

Informe Teacutecnico

Anaacutelisis RiesgoYac-Pozo

Meacutetrica Yacimientos

Meacutetrica

Pozo

Cartera de Proyectos

Aprobacioacuten

Presupuesto


No Cumple

Cumple

Figura 114-Flujograma de generacioacuten de meacutetricas


148


PRAacuteCTICAS

El proceso de Aplicacioacuten de Nuevas Tecnologiacuteas y mejores praacutecticas en la perforacioacuten del

campo Guafita se basa en

Correr mechas con mayor rendimiento en el aacuterea ldquoMechas Polycristaline Diamond

Compact (PDC)rdquo con 6 aletas y cortadores de 22 mm de diaacutemetro las cuales han

generado ahorros en tiempo de 235 horas por pozo con una tasa de penetracioacuten de

38 pies por hora y un rendimiento promedio de una mecha por cada dos pozos

Utilizar fluidos de completacioacuten de baja densidad compatibles con la formacioacuten a fin de

minimizar el dantildeo asiacute como la eliminacioacuten del uso de barita mediante el uso del

Carbonato de Calcio (CaCO3)

Efectuar viajes cortos cada 50 horas de rotacioacuten con el fin de asegurar la limpieza y

estabilidad del hoyo

Bombear piacuteldoras viscosas y dispersas cada 300 pies garantizando asiacute la limpieza

efectiva del hoyo cuando se tengan ratas de penetracioacuten superiores a 30 pieshora

1110- DEFINICIOacuteN DE LA COMPLETACIOacuteN MECAacuteNICA PRELIMINAR

La completacioacuten del pozo del aacuterea baacutesicamente se compone de

Equipo de Bombeo Electrosumergible

Empaque con grava

Tuberiacutea de 3-12rdquo


149

1111- DEFINICIOacuteN DE LA TRAYECTORIA Y GEOMECAacuteNICA REGIONAL

El pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 se propone como Direccional Tipo ldquoJrdquo con

un KOP promedio de 1400 pies un aacutengulo de maacuteximo de inclinacioacuten de 21ordm

desplazamiento horizontal de 2500 pies una severidad de pata de perro de 25 ordm100 pies

y profundidad vertical verdadera total de 7923 pies

Actualmente no existe informacioacuten geomecaacutenica disponible para estimar la direccioacuten de los

esfuerzos principales en el campo Guafita Sur por lo que se debe inducir por evidencias

secundarias no obstante a partir de la informacioacuten obtenida de los ensayos especiales de

laboratorio de resistencia mecaacutenica de la roca realizados con muestras del pozo GF-26 se

observan patrones de fracturas naturales parcialmente abiertas a nivel de la arena G-7-2

1112- DEFINICIOacuteN DE LAS DIMENSIONES DE LOS REVESTIDORES

El disentildeo de revestidores baacutesicamente comprende

Revestidor de Superficie de diaacutemetro 10-34rdquo con el objetivo de cubrir las arenas de agua

superficiales

Revestidor de Produccioacuten de diaacutemetro 7rdquo con el objetivo de aislar arenas de agua cubrir

formaciones inestables y proteger las arenas productoras

1113- DEFINICIOacuteN DE LA GEOMETRIacuteA DE LOS HOYOS

La geometriacutea de los hoyos baacutesicamente comprende

Hoyo de Superficie con un diaacutemetro de 12-14rdquo y va a ser perforado hasta una

profundidad aproximada de 1000 pies


150

Hoyo de Produccioacuten con un diaacutemetro de 8-12rdquo y va a ser perforado hasta la profundidad

total aproximada de 8400 pies

1114- DEFINICIOacuteN DEL USO DE FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN

En el hoyo de superficie se va a utilizar un lodo agua-gel con propiedades de acarreo para

garantizar la efectiva limpieza del hoyo

En el hoyo de produccioacuten se va a utilizar un lodo 100 aceite para estabilizar zonas

inestables y con propiedades de acarreo que garanticen la efectiva limpieza del hoyo

siempre buscando fluidos compatibles con la formacioacuten para minimizar el dantildeo

1115- DEFINICIOacuteN DEL USO DE MECHAS

Las mechas PDC ldquoPolycristaline Diamond Compactrdquo van a ser utilizadas por ser ellas las

que han generado los mejores resultados en el aacuterea

1116- DEFINICIOacuteN DEL USO DEL ENSAMBLAJE DE FONDO

En la seccioacuten vertical va a ser utilizado un ensamblaje de fondo liso para asegurar la

verticalidad y en la desviacioacuten del pozo un sistema de navegacioacuten conformado por un

motor de fondo con camisa estabilizada

1117- ESTRATEGIAS DE NEGOCIOS

Las estrategias de negocio para el proyecto se encuentran focalizadas a la culminacioacuten de

los procesos licitatorios para los equipos herramientas y servicios tales como taladros

servicio direccionales cementacioacuten fluido equipos de control de soacutelidos tratamientos de

efluentes y otros por lo que se quiere alertar y dar seguimiento en cuanto al estatus de

estos las mechas se regiraacuten a traveacutes del nuevo contrato vigente y como punto de


151

atencioacuten se debe revisar el tiempo de entrega de secciones de cabezal bajo esquema

tubulares colgadores y otros

1118- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO

La localizacioacuten CS-54 presenta un esquema de construccioacuten poco complejo

Se usara la placa del pozo GF-14X (pozo vertical)

Lodo de Perforacioacuten oacuteptimo para el aacuterea

Equipos con disponibilidad inmediata

Personal con experiencia (Taladro en secuencia)

1119- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE MANTENIMIENTO DEL POZO

Debido a que las arenas que se atravesaran pertenecen al Mioceno existen problemas de

arenamiento que causan caiacutedas en la produccioacuten del pozo lo que contempla

intervenciones perioacutedicas

El Mioceno corresponde a una Epoca del Tiempo Geoloacutegico comprendida en la Era

Geoloacutegica del Cenozoico dentro del periodo del Neoacutegeno Comprende un rango de tiempo

desde los 235 millones de antildeos a los 53 millones de antildeos

La localizacioacuten CS-54 va a ser completada con Equipo de Bombeo Electrosumergible por

ello se tiene previsto posibles intervenciones en el pozo por problemas con los

componentes de estos equipos

1120- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE OPERACIOacuteN DEL POZO

Se tienen facilidades de superficie debido a la cercaniacutea del prospecto con la placa del pozo

GF-14X


152

Tabla 116- Costo por Fase de los Pozos maacutes Recientes del Campo Guafita

El campo Guafita presenta un mecanismo de produccioacuten hidraacuteulica asociado a un acuiacutefero

de caracteriacutesticas infinitas lo que implica que el avance del frente de agua origina aumento

del corte de agua en los pozos


RECURSOS

POZO

MUDANZA

MMBs

HOYO

SUPERFICIE

MMBs

HOYO

PRODUCCIOacuteN

MMBs

COMPLETACIOacuteN

MMBs

TOTAL

MMBs

GF-148 4505 1248 8364 7301 21418

GF-149 5423 1493 8775 5085 20776

GF-150 1733 1106 10090 6544 19473

GF-151 3924 985 9588 2025 16522

GF-152 2927 1179 7962 5785 17853

GF-153 2916 1156 6252 4303 14627

GF-154 3122 1122 6738 1615 12597

GF-155 2866 1179 5708 2281 12034

A partir de los costos por fase de los uacuteltimos pozos perforados en el campo Guafita se

tiene un costo total promedio de 16913 MMBs para la localizacioacuten CS-54 no obstante

para una paridad cambiariacutea de 1040 Bs$ y con una inflacioacuten estimada del 20 por ciento

el costo presupuestado de este proyecto es de 2100 MMBs

CAPITULO XII- INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)

INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)

154

121-DISENtildeO DE COMPLETACIOacuteN

1211- Tipo

El pozo que se perforaraacute desde la localizacioacuten CS-54 va a ser completado con equipo de

levantamiento artificial asistido por Bombeo Electrosumergible dada la versatilidad que

poseen estos equipos al manejar altos voluacutemenes de fluidos (Agua y Petroacuteleo) asiacute mismo

debido a la poca consolidacioacuten que presentan las arenas de la Formacioacuten Guafita del

Campo Guafita el prospecto deberaacute ser empacado con grava

1212- Dimensiones

Equipo de Bombeo conformado por

Motor

Sensor de Presioacuten y Temperatura

Protector del motor

Moacutedulo de succioacuten

Bomba

Moacutedulo de descarga

Cable

Equipo de Empaque con Grava con el fin de evitar la produccioacuten de arena conformado

por

Empacadura

Tubos lisos

Rejillas

Grava

Tuberiacutea de produccioacuten de 3-12rdquo


155

El esquema de tubulares y completacioacuten se presenta en la figura 121

PROFFINAL 8400rsquo

ZAP REV 10-34rdquo 1000rsquo

EBES 7500rsquo

ZAPATA 7rdquo 8400rsquo

EQUIPO DE EMPAQUE CON GRAVAG-7-2

G-7-34

Figura 121- Esquema de Completacioacuten para la localizacioacuten CS-54


156

1213- Funcionalidad

El propoacutesito de esta completacioacuten es aumentar el potencial de la unidad de explotacioacuten en

1000 BNPD con un equipo de bombeo electrosumergible que mediante la rotacioacuten

centriacutefuga de los impulsores de la bomba permita que el fluido vaya ascendiendo a traveacutes

de las etapas de los impulsores hasta la superficie con suficiente presioacuten para ser

distribuido a la estacioacuten de produccioacuten

Seraacute empacado con grava para minimizar la produccioacuten de arena

1214- Evolucioacuten

En 1994 se implementa el programa ODEA (Optimizacioacuten de Explotacioacuten Apure) en el cual

se decide optimizar el meacutetodo de levantamiento prevaleciente (Flujo Natural) ya que bajo

estas condiciones el tiempo estimado de recobro de las reservas es muy prolongado por

lo que se decide acelerar la produccioacuten cambiando de flujo natural al meacutetodo de

levantamiento con sistema de bombeo electrosumergible aplicaacutendose inicialmente al

Campo La Victoria en la arena (ESC-M1) y en Guafita Norte en la arena (G-9)

extendieacutendose luego a todo el campo Con el incremento de la tasa de flujo producto del

cambio de meacutetodo se incrementa tambieacuten la produccioacuten de agua la cual es una de las

causas principales del desprendimiento de la arena de formacioacuten

1215- Fluido de Completacioacuten

Se propone completar con lodo 100 aceite con el fin de minimizar el dantildeo a la

formacioacuten


157

122- DISENtildeO DE TRAYECTORIA

1221- Geomecaacutenica

La estructura en el campo Guafita Sur consiste de un monoclinal plegado buzando hacia el

mismo sentido limitado al Norte por la falla principal Guafita - Cantildeo Limoacuten y por el Sur por

el sistema de fallas compresivas La Yuca


esfuerzos principales en el campo Guafita por lo que se debe inducir por evidencias




1222- Direccionalidad

El perfil direccional se obtiene con la herramienta de Ingenieriacutea Computarized Planning

and Analysis Survey System (COMPASSTM)

COMPASSTM es una herramienta de anaacutelisis de la Informacioacuten de ldquosurveysrdquo para la

planificacioacuten de Pozos direccionales e incluye todos los aspectos para el disentildeo de

trayectorias de pozos complejos Para tal fin COMPASSTM analiza y monitorea los meacutetodos

de planificacioacuten la informacioacuten de ldquosurveysrdquo minimiza los problemas de torque y arrastre

y permite identificar de antemano los potenciales problemas de colisioacuten

COMPASSTM esta constituido por tres moacutedulos principales que permiten especificar los

elementos cruciales del disentildeo del pozo direccional

Planificacioacuten ldquoPlanningrdquo

Medicioacuten de Desviacioacuten ldquoSurveyrdquo

Colisioacuten entre Pozos ldquoAnticollisionrdquo


158

Planificacioacuten

El ambiente de este moacutedulo posee una hoja interactiva de trabajo la cual permite al

usuario construir la trayectoria del pozo en secciones Se disponen de una gran variedad

de curvas para cada seccioacuten en dos o tres dimensiones para los diferentes tipos de pozos

(ldquoJrdquo ldquoSrdquo Horizontales etc)


Este moacutedulo calcula la trayectoria perforada a partir de los datos de entrada mediante el

meacutetodo de caacutelculo de ldquosurveysrdquo especificado por la compantildeiacutea en nuestro caso el de

miacutenima curvatura

El meacutetodo de miacutenima curvatura presupone que el pozo es un arco esfeacuterico con miacutenima

curvatura

El moacutedulo maneja distintos tipos de ldquosurveysrdquo tales como los tradicionales (MD

ldquoMeassured Depthrdquo Azi ldquoAzimuthrdquo Inc ldquoInclinacioacutenrdquo) los inerciales (TVD ldquoTrue Vertical

Depthrdquo N ldquoNorterdquo y E ldquoEsterdquo) y los de inclinacioacuten (MD Inc)

La calidad de la informacioacuten obtenida a partir de los ldquosurveysrdquo es verificada mediante los

limites de severidad de ldquopata de perrordquo y tortuosidad a medida que son cargados con la

ayuda del meacutetodo de miacutenima curvatura que permite identificar la inconsistencia de la data

Utilizando un meacutetodo de error para el manejo de los ldquosurveysrdquo se puede determinar el

grado de incertidumbre a lo largo de la trayectoria del pozo y esto puede ser incluido en el

plan definitivo


159

Colisioacuten entre Pozos

Este moacutedulo es de gran importancia ya que permite detectar el evento de la colisioacuten con

pozos vecinos que puede afectar la seguridad y el costos de operacioacuten El mismo esta

dotado de graacuteficos funcionales tales como tipo arantildea proximidad en dos y tres

dimensiones tipo escalera vista del factor de separacioacuten y cilindro viajero

La trayectoria propuesta es Tipo ldquoJrdquo con un KOP promedio a 1400 pies aacutengulo de

inclinacioacuten promedio de 21ordm desplazamiento horizontal de 2500 pies severidad de pata

de perro de 25 ordm100 pies y profundidad vertical total verdadera de 7923 pies

El perfil y la vista de planta del prospecto direccional tipo ldquoJrdquo se presenta en la figura 122

y 123 respectivamente

Figura 122- Vista de planta del Pozo Tipo ldquoJrdquo para localizacioacuten CS-54


160

123- DISENtildeO DE REVESTIDORES

1231- Tipo

Revestidor de Superficie de 10-34rdquo con el objetivo de proteger los acuiacuteferos superficiales

y colocar el sistema de seguridad

Revestidor de Produccioacuten de 7rdquo con el objetivo de aislar arenas de agua cubrir


Figura 123- Perfil Direccional generalizado Pozo Tipo ldquoJrdquo para localizacioacuten CS-54


161

Tabla 121- Dimensiones de los Revestodores

1232- Puntos de Asentamiento

Revestidor de Superficie asentado a la profundidad promedio de 1000 pies

Revestidor de Produccioacuten asentado a la profundidad final

1233- Dimensiones

De acuerdo al anaacutelisis de esfuerzos realizados en el Campo Guafita se muestra a

continuacioacuten las dimensiones

Revestidor Diaacutemetro Grado Peso (Lbpie) Profundidad (pies)

Superficie 10-34rdquo J-55 405 1000

Produccioacuten 7rdquo N-80 26 8400

Rev Sup 10-34rdquo 1000rsquo

Equipo de Bombeo Electrosumergible Rev Prod 7rdquo 8400rsquo

G-7-34 Objetivo Secundario

G-7-2 Objetivo Primario

Figura 124- Dimensiones Generales de los revestidores para la localizacioacuten CS-54


162

1234- Funcionalidad

Revestidor de superficie

Soportar el resto de los revestidores (Intermedio Produccioacuten)

Proteger de la corrosioacuten cualquier tramo de tuberiacutea de revestimiento subsiguiente

Prevenir los derrumbes de los sedimentos no consolidados maacutes debilitados que se


Proteger de la contaminacioacuten las arenas someras que contienen agua dulce

Proporcionar resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad

Servir de apoyo primario para los impide reventones

Revestidor de produccioacuten

Proteger el ambiente en caso de una falla de tuberiacutea

Permitir cambiar o reparar la tuberiacutea de produccioacuten

Aislar la zona productora de las demaacutes formaciones

Crear un conducto de paso de dimensiones conocidas


El disentildeo de revestidores en el Campo Guafita ha venido evolucionando los uacuteltimos antildeos

con los nuevos progresos de anaacutelisis de esfuerzos En el pasado el meacutetodo utilizado era el

convencional que consideraba las cargas por separado no tomando en cuenta la

cementacioacuten el pandeo los esfuerzos de flexioacuten ni las variaciones en el aacuterea transversal

lo que se traduciacutea en un disentildeo demasiado conservador de sartas someras revistiendo

auacuten mayor importancia en un disentildeo inadecuado para sartas profundas

El meacutetodo de la vida de servicio considera el estado base de esfuerzo donde el revestidor

se encuentra cementado debido a que el cemento una vez fraguado genera fuerzas y

esfuerzos adicionales en la tuberiacutea de revestimiento Las teacutecnicas convencionales de


163

disentildeo (meacutetodo convencional) son sencillas por naturaleza y pueden resolverse faacutecilmente

mediante caacutelculos a mano Por el contrario los caacutelculos relativos al meacutetodo de la vida de

servicio son bastantes complicados por lo que se requiere del uso de una computadora

La herramienta de ingenieriacutea donde se genera el disentildeo de revestidores es Stress

CheckTM

Stress CheckTM es una herramienta de disentildeo de sartas de revestidores y colgadores

ldquolinersrdquo permitiendo minimizar el costo de los tubulares Esta herramienta incorpora una

gama de atributos que permiten raacutepidamente evaluar los siguientes disentildeos Triaxial

Colapso Estallido y la solucioacuten de miacutenimo costo todo esto enmarcado bajo la metodologiacutea

de la vida de servicio

STRESS CHECKTM viene acompantildeado de una gran variedad de opciones tales como

Miacutenimo costo en el disentildeo del ldquocasingrdquo utilizando un inventario predefinido por el

usuario cumpliendo con las normas API y los disentildeos triaxiales para asiacute poder obtener

longitudes y secciones miacutenimas

A partir de perfiles de temperatura se pueden analizar las cargas inducidas por los

efectos de la temperatura durante la perforacioacuten produccioacuten e inyeccioacuten

Se pueden especificar factores de disentildeo independientes tanto para el cuerpo de la

tuberiacutea como para las conexiones Ademaacutes se pueden definir los factores de seguridad

para los diferentes casos de carga apropiadamente basados en la clasificacioacuten de la

tuberiacutea y sus conexiones

La herramienta genera las liacuteneas de carga tanto para estallido colapsos y esfuerzos

axiales


164

Tabla 122- Dimensiones de los Hoyos

124- DISENtildeO DE HOYOS

1241- Tipo

Hoyo de Superficie de 12-14rdquo hasta profundidad del revestidor de superficie

Hoyo de Produccioacuten de 8-12rdquo atravesando la seccioacuten productora y profundidad final

1242- Dimensiones

Hoyo Diaacutemetro(Pulgadas)

Superficie 12-14rdquo

Produccioacuten 8-12rdquo

En la figura 125 se observan el esquema contentivo de las formaciones que van a ser

atravesadas y los puntos de asentamiento de los revestidores

HHooyyoo de 1122--1144rdquordquo

Hoyo de 8-12rdquo

1000 pies

8400 pies

Figura 125- Esquema general de hoyo para la localizacioacuten CS-54

RRIIOO YYUUCCAA PPAARRAacuteAacuteNNGGUULLAA

G-7 G-8

LLUUTTIITTAA GGUUAAFFIITTAA

G-9

G-10


165

1243- Funcionalidad

Hoyo de Superficie de 12-14rdquo con el objetivo de perforar la Formacioacuten Riacuteo Yuca y

Paraacutengula para asentar el revestidor de superficie

Hoyo de Produccioacuten de 8-12rdquo con el objetivo de perforar la seccioacuten productora y asentar

el revestidor de produccioacuten


Los hoyos son perforados con el objetivo de atravesar las arenas de intereacutes y determinar

la profundidad optima de asentamiento de los revestidores

El meacutetodo convencional de seleccioacuten de la profundidad de asentamiento de la tuberiacutea de

revestimiento comienza por la identificacioacuten del gradiente de fractura y la presioacuten de poro

El proceso se inicia en el fondo proyectando la densidad del lodo a la profundidad total

(presioacuten de poro mas sobrebalance) hasta el punto que intercepta el gradiente de fractura

menos un margen de arremetida siendo este proceso realizado hasta llegar a la

superficie

En la actualidad la herramienta de ingenieriacutea CasingSeatTM tiene la capacidad de

proveer un meacutetodo raacutepido y preciso de seleccioacuten de la configuracioacuten de los revestidores

ldquocasingrdquo asiacute como los esquemas mas apropiados para el asentamiento de los revestidores

en el pozo

CasingSeatTM optimiza las configuraciones de los revestidores tomando en cuenta todas

las restricciones operacionales y condiciones Determina todas los posibles esquemas y

combinaciones HoyoRevestidor basados en el inventario actual Compara los resultados

de ambos meacutetodos de caacutelculo desde el fondo hacia arriba y de superficie hacia abajo


166

Tabla 123- Propiedades del Lodo Agua Gel

Estudia la sensibilidad de las soluciones con variaciones en Presioacuten de Poro Gradiente de

Fractura o incertidumbre en la profundidad de las formaciones

125- DEFINICIOacuteN GENERAL DE REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS

Mecha Tipo PDC de 12-14rdquo


Mecha Tricoacutenica de 8-12ldquo

Mecha Tricoacutenica de 6-18rdquo

Motor y dispositivos de fondo para perforar de hoyo 8-12rdquo

Tubulares de 10-34rdquo

Tubulares de 7rdquo

Centralizadores de 10-34rdquo y 7rdquo

Zapata y cuello flotador de 10-34rdquo

Zapata y cuello flotador de 7rdquo

Cabezal de 10-34rdquo x 7rdquo

Sartas (Tuberiacutea de Perforacioacuten ldquoDrill Piperdquo ldquoDrill Collarsrdquo) Estabilizadores Heavy

Weight Martillos

126- DISENtildeO GENERAL DE FLUIDOS

Lodo base agua para el hoyo de superficie de 12-14rdquo con las siguientes propiedades

Propiedad Miacutenimo Maacuteximo

Densidad (Lpg) 87 91

Viscosidad Marsh (s) 35 50

OpH 85 9


167

Tabla 124-Propiedades del Lodo 100 Aceite

Tabla 125-Propiedades del Fluido de Completacioacuten

Lodo 100 aceite mineral para el hoyo de produccioacuten de 7rdquo con las siguientes

propiedades


Densidad (Lbgal) 92 93

Punto Cedente (Lb100 pies2) 16 20

Viscosidad Plaacutestica 21 28

Fluido de completacioacuten 100 aceite mineral con las siguientes propiedades

Propiedad Miacutenimo Maacuteximo Densidad (Lpg) 82 84

Punto Cedente (Lb100 pies2) 16 20 Viscosidad Plaacutestica 21 28

El esquema de fluidos se presenta a continuacioacuten

HOYO 12-14rdquo


HOYO 8-12rdquo

RevProd 7rdquo 8400rsquo

Profundidad Final 8400rsquo MD

Lodo Base Agua

Lodo 100 Aceite Mineral

Figura 126- Esquema generalizado de fluidos para la localizacioacuten CS-54


168

Tabla 126- Mechas propuestas para la Localizacioacuten CS-54

127- CEMENTACIOacuteN

Revestidor de Superficie

Lechada de llenado con cemento clase ldquoBrdquo metasilicatos y bentonita

Lechada de cola de cemento puro clase ldquoBrdquo

Revestidor de Produccioacuten

Lechada uacutenica con cemento clase ldquoHrdquo extendedor antimigratorio

impermeabilizante retardador

128- MECHAS

Esquema de mechas para la localizacioacuten CS-54

Mecha Diaacutemetro (pulgadas)

PDC Tricoacutenica 12-14rdquo

Polycristaline Diamond Compact 8-12rdquo

129- SARTAS

Hoyo de superficie

Sarta lisa

Hoyo de Produccioacuten

Seccioacuten Vertical Sarta lisa


169

Tabla 127- Caracteriacutesticas del Cantildeoneo

Seccioacuten de construccioacuten y mantenimiento de aacutengulo Sarta de navegacioacuten estabilizada

con motor de fondo

1210- CANtildeONEO

Al aumentar el aacuterea de flujo mejora el emplazamiento de la grava para controlar la

produccioacuten de arena y reducir las restricciones de caiacuteda de presioacuten causada por la

turbulencia caracteriacutestica de los pozos con altas tasas de produccioacuten El meacutetodo de

cantildeoneo utilizado es el de cargas huecas que genera una gran aacuterea abierta al flujo y deja

al revestidor con una mayor resistencia remanente y minimiza la cantidad de detritos

Las caracteriacutesticas del cantildeoneo son

Tipo de Carga Densidad de Cantildeoneo Penetracioacuten (Pulgadas)

Super Big Hole 21 59

A continuacion se presenta el esquema cantildeoneo

Ph

Figura 127- Esquema General de Cantildeoneo para la Localizacioacuten CS-54

Rev 7rdquo

Carga Hueca 21 TPP penetracioacuten 59 pulgadas


170

Tabla 128- Estimados de Tiempo para la Localizacioacuten CS-54

1211- ESTIMADO EN BASE DE CONOCIMIENTO (COMPETENCIAS REQUERIDAS)

La base de conocimiento y competencias requeridas para la localizacioacuten CS-54 es la

siguiente

Liacuteder de Proyecto Geoacutelogo Sedimentoacutelogo Petrofiacutesico Ingeniero de Yacimiento (Simulacioacuten) Geofiacutesico Ingeniero de Produccioacuten Ingeniero de Infraestructura Ingeniero de Seguridad Higiene y Ambiente ldquoSHArdquo Habilitacioacuten de Immuebles Ingeniero VCD Ingeniero de Cemento Ingeniero de Fluidos Ingeniero de Completacioacuten De Pozos Ingeniero de Procura De Materiales Relaciones Laborales Contratista Consultoriacutea

1212- ESTIMADO DE TIEMPO Y COSTO (CLASE III)

Distribucioacuten de tiempo de la localizacioacuten CS-54

META

(diacuteas)

ESTIMADO VCD

(diacuteas)

PRESUPUESTADO

(diacuteas)

MUDANZA 4 5 5

HOYO SUPERFICIAL 2 3 4

HOYO PRODUCCIOacuteN 12 14 18

COMPLETACIOacuteN 10 10 10

TOTAL 28 32 37


171

Tabla 129- Estimados de Costo para la Localizacioacuten CS-54

Estimados de tiempo

Estructuras de Costo

META

(MM Bs)

ESTIMADO VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196




TOTAL 1643 1879 2100

Figura 128- Curvas de Tiempo para la localizacioacuten CS-54

Estimados de Tiempo para la localizacioacuten CS-54-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Meta

Tiempo Estimado VCD

Tiempo Presupuestado

Hoyo de Superficie


Rev Prod a 8400 pies Completacioacuten

Rev Sup a 1000 pies


172

1213- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y PRE-SELECCIOacuteN DE EMPRESAS

Taladro CPV-08 administrado por BRC Corporation (Extensioacuten de Contrato 1 antildeo)

Mudanza (Contrato Existente con Transporte La Cabantildea CA)

Fluidos (Contrato Existente TBC Brinard)

Equipos de Control de Soacutelidos (Oil Tool)

Cemento (Contrato Existente con Halliburton)

RegistrosCantildeoneo (Contrato Existente con Halliburton y Sclumberger)

Equipos de Completacioacuten (Alianza Estrateacutegica PDVSA-ESP)

Tubulares (Bariven)

Cabezal (Alianza Estrateacutegica PDVSA-INGRAM CACTUS)

Mechas (Propiedad de PDVSA)


Experiencia en el aacuterea personal propio y compantildeiacuteas de servicio

Tecnologiacuteas utilizadas con eacutexito

Operaciones de perforacioacuten poco complejas


Posibilidad de arenamiento

Falla de bombas electrosumergibles (Cada 3 meses)

1216- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO

Informacioacuten requerida disponible

Disentildeos requeridos efectuados

Materiales con disponibilidad inmediata

Empresas con tecnologiacuteas requeridas disponibles

Estrategias de contratacioacuten definidas

Tiempos y Costos definidos


173

Perforacioacuten del pozo con poca complejidad

1217- TRAMITACIOacuteN DE PERMISOLOGIacuteA Y APROBACIONES

Inspeccioacuten de Campo (Ingenieriacutea de Construccioacuten (Seguridad Higiene y Ambiente

ldquoSHArdquo) (Habilitacioacuten de Inmuebles ldquoHDIrdquo) Perforacioacuten Unidad de Explotacioacuten)

Memoria Descriptiva (Ingenieriacutea de Construccioacuten)

Planos del Proyecto (Aacuterea Viacuteas Preacutestamos)

HDI Permiso del propietario

SHA Documento Teacutecnico Ambiental (Decreto 1257 Resolucioacuten 56)

Consignacioacuten al Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales (Inspeccioacuten)


174

ENTRADA

PLANTA DE EMERGENCIA

TR1 TR2 TR3 TR4 TR5 TR6

TR CONTROL

DE SOacuteLIDOS

TR DE LODO

CABRIA

RAMPA

TANQUE EQUIPOCONTROL DE

SOacuteLIDOS

TANQUEDE VIAJE

TANQUES DE AGUA

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA

FOSA DE

BIO-REMEDIACIOacuteN

TANQUE

ACTIVO

TRAILERS

TANQUE (R1)

LODO

TANQUE (R2)

LODOBOMBAS

TANQUES

DE BARITA

MOTORES

(04)

SCR

TANQUE

DE GASOIL

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA

ZONA DECONCENTRACIOacuteN

PLANTA DE TRATAMIENTODE AGUAS NEGRAS

FOSA DEAGUAS SERVIDAS

CAP 12000 lts

135 m

80 m

Figura 129-Disentildeo de la Localizacioacuten Propuesta

1218- REVISIOacuteN Y DISENtildeO DE LA LOCALIZACIOacuteN

Anaacutelisis de Coordenadas de fondo simulacioacuten del tipo de pozo para alcanzar el

objetivo de fondo (Vertical Vs Direccional)

Definicioacuten de Coordenadas de superficie

Inspeccioacuten del sitio

Ingenieriacutea (Topografiacutea y Disentildeo)

Inicio de Permisologiacutea (MARN Propietario)

Contratacioacuten de Servicios de Construccioacuten

Disentildeo de Localizacioacuten en Funcioacuten de Lineamientos Corporativos (Aacuterea (80 x135) m

Asfaltado de aacuterea (70 x 95) m resto sin asfalto

Ampliacioacuten de localizacioacuten existente

El disentildeo de la localizacioacuten con los componentes del taladro en sitio es el siguiente


175

1219- PROCURA DE MATERIALES DE LARGO TIEMPO DE ENTREGA

Seccioacuten de Cabezal (Requerimiento a INGRAM CACTUS)

Caracteriacutesticas teacutecnicas de los equipos

Revestidores en almaceacuten (Barinas-Oriente)

Mechas de Smith International y Motores de Precission Drilling con disponibilidad

inmediata

CAPITULO XIII- INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN DETALLADO)

INGENIERIA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)

177

131- DATOS GENERALES DEL PROYECTO

LOCALIZACIOacuteN CS-54 CAMPO GUAFITA - SUR

INFORMACIOacuteN GENERAL

LOCALIZACIOacuteN CS-54

POZO GF-159

TALADRO CPV-8

PARCELA APUR G-48

CAMPO GUAFITA SUR

ESTADO APURE

ORIGEN DE COORDENADAS UTM ZONA 19

COORDENADAS SUPERFICIE N 77339700 E 27622742

COORDENADAS DE OBJETIVO (G-7-2) N 77289500 E 27584100

TOPE DEL OBJETIVO (G-7-2) 7305rsquo (TVD)

PROFUNDIDAD FINAL ESTIMADA 7923rsquo (TVD) 83372rsquo (MD)

OBJETIVO PRIMARIO G-7-2 FORMACIOacuteN GUAFITA

ELEVACIOacuteN DEL TERRENO 455rsquo

EMR APROXIMADO 473rsquo

CLASIFICACIOacuteN LAHEE A-O (DESARROLLO)

PRODUCCIOacuteN ESPERADA 1000 BNPD DE 29deg API

INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)

178

132- COMPLETACIOacuteN

1321- Fluidos de Completacioacuten

Tipo Peso

(Lbgal) Observaciones

100 Aceite 84 Cantildeoneo zona productora

Formulacioacuten

Formulacioacuten

Aditivo Concentracioacuten (Lbbbl)

Carbonato de Calcio (CaCO3) 35

Viscosificante 8

Poliacutemero soluble en aceite

Controlador de Filtrado 6

Propiedades

Propiedad Valor Miacutenimo Valor Maacuteximo



Viscosidad Plaacutestica (cp) 16 20

Lectura a 3 rpm 8 10


Filtrado HPHt (cc 30 min) 4 6

Estabilidad Eleacutectrica (V) 2000

Soacutelidos 6 8

Tabla 131- Fluido de Completacioacuten

Tabla 132- Formulacioacuten de Completacioacuten

Tabla 133- Propiedades del Fluido de Completacioacuten


179

Esquema de completacioacuten

Equipo de Bombeo Electrosumergible marca ESP conformado por

Motor de 160 HP 1115 Voltios 885 amperios

Sellos

Separador de Gas

Bomba TE-1500 105 etapas

Cable de longitud 7500 pies

Profundidad de asentamiento 7500 pies

Frecuencia de Arranque 45 Hz

PC

CABLE

CABEZAL

TUB PROD

SELLOS

SEPARADORDE GAS

BOMBA BES

MOTOR

SENSOR

TUBOS

LINEA DE FLUJO

Figura 131- Esquema del Equipo de Bombeo Electrosumergible

Figura 131- Esquema de Equipo de Bombeo Electrosumergible


180

Empaque con grava conformado por

Empacadura

2 Tubos Lisos de 3-12rdquo 93 Lbpie EUE de diaacutemetro interno 2970rdquo

Rejillas de 4rdquo N-80 diaacutemetro de los orificios 0012rdquo diaacutemetro interno 3438rdquo

Grava API Mesh 2040

Figura 132- Equipo de Empaque con Grava

Empacadura

Puerto de Grava

Rejillas

2 Tubos Lisos


181

Diagrama mecaacutenico de completacioacuten

PROFFINAL 8337

Figura 133-- Esquema de Completacioacuten para la Localizacioacuten CS-54


EBES 7500rsquo



G-7-34


182

133- TRAYECTORIA

Disentildeo direccional para la localizacioacuten CS-54

MD

(pies)

Inc

(grados)

Azimuth

(grados)

TVD

(pies)

+N-S

(pies)

+E-W

(pies)

DLS

(ordm100rsquo)

Build

(ordm100rsquo) Objetivo

00 000 21759 00 000 000 000 000

14000 000 21759 14000 00 00 000 000

22301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250

76764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 G 7-2

83372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 PT

Planificacioacuten del pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54

Figura 134- Planificacioacuten Direccional Correspondiente a la Localizacioacuten CS-54

Tabla 134- Plan Direccional Localizacioacuten CS-54


183

A partir de la informacioacuten de ldquosurveysrdquo de los pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54 se

tiene un sumario de puntos criacuteticos a tomar en cuenta para evitar colisioacuten

Pozo MD(pies)

Profundidad

referenciada al pozo

objeto de anaacutelisis

(pies)

Distancia

Centro-Centro

(pies)

Factor de

Separacioacuten

GF-14X 2500 2469 142 3295

GF-17 2400 2183 59 1819

GF-31 2100 2089 53 1454

GF-52 2200 2183 95 2497

La distancia centro-centro se define desde el centro del pozo en estudio hasta el centro

del pozo vecino dentro en un plano de referencia definido

El factor de separacioacuten entre pozos es un valor adimensional que incluye la distancia

centro-centro y la incertidumbre respecto a la posicioacuten del pozo ademaacutes permite detectar

una eventual colisioacuten

Figura 135- Distancia Centro-Centro entre Pozos

Factor de Separacioacuten = Distancia Centro-Centro

R1 + R2

Tabla 135- Resumen del ldquoAnticollisionrdquo de la localizacioacuten CS-54

Ecuacioacuten 131


184

De acuerdo al anaacutelisis realizado se observa que no existe riesgo de colisioacuten y esto se

muestra en las diferentes vistas de los pozos que se presentan a continuacioacuten

Vista de planta de la posicioacuten de los pozos

Factor de Separacioacuten gt1

Factor de Separacioacuten = 1

Factor de Separacioacuten lt 1

Figura 137- Vista de Planta de los Pozos

Figura 136- Clasificacioacuten de los Factores de Separacioacuten


185

Vista en tres dimensiones

Figura 138-Vista en Tres Dimensiones


186

La vista ldquoLadder Viewrdquo graacutefica la profundidad medida del pozo de referencia contra la

separacioacuten centro-centro calculada de los pozos vecinos Este graacutefico es utilizado con el fin

de obtener el verdadero riesgo de colisioacuten ya que considera la interferencia magneacutetica

equivalente en distancia asiacute como la magnitud de los errores de medicioacuten cometidos en la

superficie

El eje de las abcisas de este graacutefico representa el pozo a ser perforado en la localizacioacuten

CS-54 desde donde se mide la distancia con los otros pozos

Vista tipo escalera ldquoLadder Viewrdquo

Figura 139- Vista Tipo Escalera


187

134- REVESTIDORES

1341- Revestidor de Superficie

INTERVALO

(pies)

DIAacuteMETRO

(pulg)

PESO

(lbsPie) GRADO ROSCA FC FE FA FT

0 ndash 1000 10-34 405 J ndash 55 BTC 328 1482 1798 459

Donde

FC= Factor de disentildeo por colapso

FE= Factor de disentildeo por estallido

FA= Factor de disentildeo por cargas axiales

FT= Factor de disentildeo por cargas triaxiales

Caracteriacutesticas nominales

REVESTIDOR COLAPSO

(lppc)

ESTALLIDO

(lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

J-55 405 BTC 1580 3130 629000

Los factores de disentildeo calculados deben ser mayores en magnitud a los factores de disentildeo

miacutenimos seguacuten PDVSA para cada tipo de tuberiacutea de revestimiento de lo contrario no se

aceptara el disentildeo

Condicioacuten inicial o caso base

Revestidor cementado La cantidad de cemento que se coloca en los revestidores

depende de su funcioacuten la tuberiacutea de superficie y todas las camisas deberiacutean

Tabla 136- Caracteriacutesticas del Revestidor de Superficie

Tabla 137- Caracteriacutesticas Nominales del Revestidor de Superficie


188

cementarse completamente El perfil de presioacuten interna de todas las sartas de la

tuberiacutea de revestimiento es normalmente el peso del lodo al cual se corrioacute la sarta sin

presioacuten superficial El perfil de presioacuten externa estaacute dado por el lodo en el tope del

cemento o soacutelo el cemento seguacuten sea el criterio seleccionado

Condiciones de servicio o casos de carga

Pruebas de presioacuten Se supone que el revestidor estaacute lleno del lodo con el cual se

corrioacute la sarta a una presioacuten interna superficial suficiente para producir una presioacuten en

la zapata del mismo que sea igual a la presioacuten del ldquogradiente de fractura de

seguridadrdquo este es igual al gradiente de fractura maacutes 02 Lbgal

13 de vaciacuteo Se considera vaciacuteo el interior del revestidor desde la superficie hasta 13

de la profundidad del hoyo abierto (la profundidad de la siguiente sarta o tuberiacutea de

superficie)

Arremetida de gas Para los pozos de desarrollo se considera una arremetida de gas

de 50 bbl a 05 Lbgal Esta arremetida junto con el lodo de perforacioacuten genera el

perfil de presioacuten interna el perfil de presioacuten externa estaacute dado por la presioacuten natural

de poro El perfil de temperatura se calcula basaacutendose en la temperatura de

circulacioacuten

Carga axial originada previo a la cementacioacuten Considera el comportamiento de las

cargas axiales que se originan al nivel de la zapata

Para las graacuteficas que se muestran a continuacioacuten las liacuteneas de color negro representan la

resultante de disentildeo para colapso estallido axial y triaxial respectivamente considerando

todos los casos carga y la liacutenea roja representa la tuberiacutea que posee las caracteriacutesticas

necesarias para cumplir con el disentildeo


189

Figura 1311- Disentildeo de Estallido

Figura 1310- Disentildeo de Colapso


190

Figura 1312- Disentildeo Axial

Figura 1313- Disentildeo Triaxial


191

1342- Revestidor de Produccioacuten

INTERVALO (pies)

DIAacuteMETRO (pulg)

PESO (lbsPie) GRADO ROSCA FC FE FA FT LONGITUD

(pies) 0-89 7 26 N-80 BTC +100 241 305 282 89

89-7337 7 23 N-80 BTC 118 147 271 185 7248 7337-8337 7 26 N-80 BTC 167 205 387 248 1000


REVESTIDOR COLAPSO (lppc)

ESTALLIDO (lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

N-80 26 BTC 5410 7240 604000 N-80 23 BTC 3830 6340 532000

Figura 1314- Liacutemites de Disentildeo para los Esfuerzos Triaxiales

Tabla 138- Caracteriacutesticas del Revestidor de Produccioacuten

Tabla 139- Caracteriacutesticas Nominales del Revestidor de Produccioacuten


192

Condiciones de servicio o de carga

Vaciacuteo total Se vaciacutea completamente todo el interior de la tuberiacutea de produccioacuten La

presioacuten externa estaacute dada por el peso del lodo donde se corrioacute la sarta

Fuga de la tuberiacutea de produccioacuten cerca de la superficie con temperatura estaacutetica

Consiste en simular una fuga en la tuberiacutea de produccioacuten cerca del cabezal El perfil

interno esta compuesto por las presiones del yacimiento y del gradiente de crudo

Internamente el revestidor soporta la presioacuten de cierre del cabezal del pozo encima

del fluido de completacioacuten

Estimulacioacuten a traveacutes del revestimiento Es una carga de produccioacuten y perfil de presioacuten

interno que consiste en simular cualquier inyeccioacuten

Se consideran los siguientes casos de carga axial

a) Prueba de cemento verde Se ejecuta mientras el cemento actuacutea como fluido y no

ha sellado el espacio anular

b) Margen de sobre tensioacuten ldquooverpullrdquo Simula el efecto generado por un perfil de

carga axial que refleja el incremento de la fuerza generada por el equipo de

levantamiento

c) Corrida del revestidor Simula la tensioacuten maacutexima que se genera en cada punto del

revestidor mientras es corrido dentro del hoyo

d) Cementacioacuten Considera las cargas que se originan cuando el revestidor se esta

cementado


193




194

Figura 1317 Disentildeo de Tensioacuten



195



196

135- GEOMETRIacuteA DE HOYOS

La configuracioacuten final de los hoyos de la localizacioacuten CS-54 con los respectivos puntos de

asentamiento de los revestidores se presenta a continuacioacuten

Hoyo Diaacutemetro

(pulgadas) Profundidad (pies) Objetivo

Superficie 12-14 1000 Atravesar la formacioacuten Paraacutengula - Riacuteo

Yuca y asentar el revestidor de superficie

Produccioacuten 8-12 8337

Atravesar la arenas productoras de la

formacioacuten Guafita y asentar el revestidor

de produccioacuten

Figura 1320- Disentildeo de Hoyos y puntos de asentamiento de revestidores

Tabla 1310- Caracteriacutesticas de los Hoyos


197

136- FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN

1361- Hoyo de Superficie de 12-14rdquo

Lodo Agua Gel con las siguiente formulacioacuten

Formulacioacuten


Bentonita 10

Cal 05

Surfactante 2

Propiedades




Viscosidad plaacutestica (cp) 8 10

MBT (lbbbl) 125 15

Cal Hidratada (lbbbl) 05 1

Arena - 05

opH 9 105

Tabla 1311- Formulacioacuten del Lodo Agua Gel

Tabla 1312- Propiedades Esperadas del Lodo Agua Gel


198

1362- Hoyo de Produccioacuten de 7rdquo

Lodo 100 Aceite con la siguiente formulacioacuten

Formulacioacuten



Viscosificante 8



EmulsificanteHumectante 2

Cal 4

0

Propiedades





Geles 10 seg 10 min (Lb100 pies2) 1220 2230





Soacutelidos 13 17

Tabla 1313- Formulacioacuten del Lodo 100 Aceite

Tabla 1314- Propiedades del Lodo 100 Aceite


199

Curva de densidad del lodo de los pozos GF-14X GF-17 GF-31 y GF-52 vecinos de la

localizacioacuten CS-54

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000800 850 900 950 1000 1050 1100 1150

DENSIDAD (LPG)

PRO

FUN

DID

AD

MD

(PIE

S)

Lodo Lignosulfonato GF-14X

Lodo Polimerico GF-31

Lodo Lignosulfonato GF-17


Plan de Lodo Localizacioacuten CS-54

Figura 1321- Curvas de Densidad de Lodo de los Pozos Vecinos a la Localizacioacuten CS-54


200

A parir de la informacioacuten de las curvas de densidad de lodo de los pozos GF-14X GF-17

GF-31 y GF-52 se presenta la Curva de densidad de lodo propuesta para la localizacioacuten

CS-54

131-

Lodo Agua GelLodo 100 Aceite

Figura 1322- Curva de Lodo Propuesta

LUTITA GUAFITA LUTITA GUAFITA

RIO YUCA RIO YUCA

PARANGULA PARAacuteNGULA

G-7

G-8

G-9

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 85 9 95 10

Densidad (Lbgal)

Prof

undi

dad

MD

(PIE

S)


201



13711- Caracteriacutesticas de la zapata a utilizar en la cementacioacuten del revestidor de

10-34rdquo

Zapata flotadora 10-34rdquo MegoAfek Modelo SSII-2 Diaacutemetro Revestidor 10 34rdquo Grado del Revestidor API J55 Peso del Revestidor 405 lbpie Diaacutemetro interno del Drift 10192 pulg Tipo de rosca BTC Aacuterea de Flujo de la vaacutelvula 312 pulg Rango de Temperatura 300 ordm F Rango de Tasa de Bombeo (2-4 Contenido de Arena) 10 Bblmin x 24 hr Resistencia a la compresioacuten (Vaacutelvula) 5000 Lppc Perforable con Mecha PDC Si Diaacutemetro Interno del cono de la espiga 4rdquo

13712- Caacutelculos volumeacutetricos de las lechadas

Premisas

Diaacutemetro del hoyo 1225 rdquo + 10 Exceso (Nominal)

Longitud lechada de cola 300 pies Longitud lechada de barrido 700 pies

137121- Capacidades (Bblpie)

Hoyo 1225+10 (1347rdquo) 01764 Bblpie

Hoyo 1225+10 - Rev 10-34 00648 Bblpie

Rev 10-34 405 LbPie 00981 Bblpie

DPrsquos 45rdquo 166 LbPie 001422 Bblpie


202

137122- Caacutelculo del punto neutro

Pn= Pzap x Ff donde Ff = 1-(Densidad Lodo Densidad hierro)

Pn= 1000rsquo x (1-(92654))

Pn= 859rsquo

137123- Voluacutemenes de Lechada de Barrido y de Cola

Lechada de Barrido

Aditivos concentracioacuten

Tipo Concentracioacuten

Cemento B

Gel 6

Metasilicato de sodio Anhidro 05

Agua Fresca 500 gal

Lechada de Barrido ((Cemento B + 6 Gel + 05 Metasilicato de sodio

Anhidro + Agua) con una densidad de 126 Lbgal) a una tasa de 4 bpm

V1= (Pies cemento barrido) x Capacidad (Hoyo 1225rdquo+10 ndash Rev 10-34rdquo)

V1= 700 pies x 00648 Bblpie

V1= 46 Bbls

Sacos de Cemento Lechada de barrido

Sxs = V1 x 5615 = 46 Bbls x 5615 pie3Bbls rArr Sxs = 122 Rend 213 pie3Sxs

Mezclar 122 Sxs (46 Bbls) de Lechada de barrido

Tabla 1315- Aditivos de la Lechada de Barrido


203

Lechada de cola


Mara B

Agua Fresca 500 gal

Lechada de cola ((Cemento B + Agua ) con una densidad de 156 Lbgal)

V2= (Pies cemento Cola) x Capacidad (Hoyo 1225rdquo+10 ndash Rev 10-34rdquo)

V2= 300 pies x 00648 Bblspie

V2= 20 Bbls

Sacos de cemento lechada de cola

Sxs = V1 x 5615 = 20 Bbls x 5615 pie3Bbls rArr Sxs = 96 Rend 118 pie3Sxs Mezclar 96 Sxs (20 Bbls) de Lechada de Cola

Volumen Teoacuterico de Desplazamiento con Espiga ldquoStingerrdquo

Vd = (Capacidad DPrsquos 45rdquo166 Lbp x Long)

Vd = (001422 x 1000rsquo)

Vd= 1422 Bbl

Nota Desplazar con 13 Bbls de agua con la finalidad de minimizar riesgos de lavar la

zapata

Tabla 1316- Aditivos de la Lechada de Cola


204

La representacioacuten de los voluacutemenes considerados para la cementacioacuten del revestidor de

produccioacuten se muestran a continuacioacuten

Figura 1323- Voluacutemenes de Cemento para el Revestidor de Superficie

Drill Pipe de 4-12rdquo

500 gal Agua Fresca

Mara B

Concentracioacuten Tipo

Lechada de barrido de 126 Lbgal 700 pies equivalentes a 46 bbl 122 sxs rendimiento 218 pie3sxs

Lechada de Cola de 156 Lbgal 300 pies equivalentes a 20 bbl 96 sxs rendimiento de 118 pie3sxs

Drill Pipe de 4-12rdquo con espiga de cementacioacuten

Receptaculo de Espiga

Revestidor Sup 10-34rdquo a 1000 pies


205

13713- Tiempo operacional de cementacioacuten revestidor 10-34rdquo(PLAN)

Volumen Tasa Tiempo TiempoACTIVIDAD (Bbl) (BPM) Llenado

(min) Cola

1- Probar Liacuteneas de Cementacioacuten (3000 Lppc)

2- Bombear 50 bbls de Lechada de barrido ((Cemento B + 6 Gel + 05 Metasilicato de sodio Anhidro + Agua) 126 Lbgal)

50 4 13

3- Bombear 22 bbls de Lechada de Cola (Cemento B + Agua 156 Lbgal)

Continuar mezclando cemento de cola hasta que se observe la presencia de cemento en

superficie maacuteximo 40 bbls (200 sxs) En caso de no observarse cemento en superficie

prepararse para TOP-JOB 100 sxs 20 bbls

22 4 6 6

4- Desplazamiento con el camioacuten bomba de la compantildeiacutea de servicio 13 2 7 7

5- Desahogar Verificar contraflujo 5 5 6- Desempotrar espiga y Levantar un (01)

pie 5 5

7- Bombeo de (02) bbls de agua 2 2 1 1 36 min 23 min

Llenado Cola Tiempo Operacioacuten 00 hr + 36 min 00 hr + 23 min

Tiempo de Seguridad 2 hr + 54 min 02 hr + 07 min Tiempos de Espesamiento 3 hr + 30 min 02 hr + 30 min

Tabla 1317- Tiempo Operacional Planeado para Cementar Hoyo de Superficie


206

1372- Revestidor de produccioacuten

13721- Lechada uacutenica

Tipo MARA ldquoHrdquo

Densidad 158 Lbgal

Rendimiento Lechada 117 pie3sxs

Fluido Base Agua

Cantidad Mezclar 42 Bbl (202 sxs)

Tiempo espesamiento +-200 hrs + 50 min premezclado a temperatura ambiente



Mara H

Silicalite 5

Aditivo Antimigratorio (Gas Stop) 05

C de Filtrado(Halad 344) 05

Retardador(CFR-3) 04

Pen 5 (Surfactante) 35 gal

Agua Fresca 500 gal

Propiedades Esperadas a 150 degF Vp= 24295 cps Pc=4828 Lbs100 pies2 Peacuterdida de

Filtrado= 18 cc en 30 min Resistencia a la compresioacuten 8 horas 1000 Lppc 12

horas= 1450 Lppc y 2000 Lppc a 24 horas

Tabla 1318- Aditivos de la lechada uacutenica para cementar el revestidor de produccioacuten


207

13722- Caacutelculos de la lechada uacutenica


Hoyo 85rdquo + 05rdquo 0079 Hoyo 85rdquo- Revestidor 7rdquo 0031 Revestidor 7rdquo 23 Lbpie 00393 Revestidor 7rdquo 26 Lbpie 00382


Pn= Pt x (1-92654) = 8337lsquo x 086

Pn= 7169rsquo

137223- Volumen lechada uacutenica V1 = Volumen entre cuello flotador y zapata = 892 pies x 00382 Bblpie V1 = 340 Bbl V2 = Volumen anular entre hoyo 8-12rdquo y Rev 7rdquo = (1200 pies x 0031) = 38 Bbls V3 = Volumen de desplazamiento V3 = Volumen Rev 7rdquo (26 Lbpie)+ Volumen Rev 7rdquo (23 Lb pie) V3= (1089 x 00382) + (7248 x 00393) V3= (416)+(2848464) = 327 Bbls considerando volumen compresibilidad del lodo 137224- Volumen de la lechada de cemento Vcemento = V1 + V2 = Bbl Vcemento = 42 bbls Sacos = 42 Bbl 5615 = 202 sxs 117 sxspie3 Mezclar 202 sxs (42 bbl )


208



Vcemento= 42 bbl Lechada uacutenica

Revestidor Prod 7rdquo a 8337 pies

V1 Es el volumen Entre cuello flotador y Zapata

V3 Es el volumen de desplazamiento

V2 Es el volumen del anular entre el hoyo de 8-12rdquo y el Rev 7rdquo

Figura 1323- Voluacutemenes de Cemento para el Revestidor de Produccioacuten


209

13723- Tiempo operacional de cementacioacuten revestidor 7rdquo (PLAN)

ACTIVIDAD VOLUMEN

[ Bbl ] BPM TIEMPO

Cemento [ min ]

1-Probar Liacuteneas de Cementacioacuten 5000 Lppc Instalar Tapoacuten Rojo y Tapoacuten Negro Reciprocar tuberiacutea 20 pies durante todo el trabajo

10

2- Premezclar 42 bbls (211 sacos) de Lechada de Cemento 158 Lbgal 42 - 40

3-Bombear 50 Bbls de piacuteldora Dispersa 92 Lbgal 50 8 7

4- Bombear 60 bbls piacuteldora Solvente Removedora (preflujos 7 2 Lbgal) 60 5 12

5- Bombear 40 bbls espaciador Tuned Spacer 105 Lbgal 40 5 8

6- Bombear 40 bbls de piacuteldora salina a 92 Lbgal 40 5 8

7-Bombear 10 bbls de agua + surfactante 84 Lbgal 10 5 2

8-Soltar tapoacuten (rojo) de limpieza 10 9- Bombear 42 Bbls (211 sacos) de lechada

158 Lbgal 42 5 9

10- Soltar tapoacuten negro de desplazamiento 10

11- Desplazar con Lodo 84 Lbgal con bombas de taladro 347 bbls Hasta asentar tapoacuten 500 Lppc por encima presioacuten de trabajo

330

17

8 3

39 7

12- Desahogar presioacuten lentamente y Contabilizar contraflujo 10

TOTAL 172

Lechada Operacioacuten Tiempo de Espesamiento

Tiempo de Seguridad

Uacutenica 1 hora 15 min 2 Hrs 50 min (1 hr premezclado) 1 hora 35 min

Tabla 1319- Tiempo Operacional Planeado para Cementar Hoyo de Produccioacuten


210

138- MECHAS

1381-Hoyo de Superficie

TIPO DIAacuteMETRO

(pulg) GPM

PSM

(mLbs)

PROF DE

ENTRADA

(pies)

PROF DE

SALIDA

(pies)

PDC 12-14 300-400 5-12 0 300

PDC 12-14 590 5-12 300 1000

FABRICANTE MODELO Ndeg DE ALETAS TAMANtildeO DE CORTADORES

(mm) CHORROS

TFA

(pulg^2)

GEODIAMOND S95N 4 19

2 de 1632rdquo

1 de 1532rdquo

1 de 1432rdquo

072

Figura 1325- Mecha PDC de 12-14 Pulgadas

Tabla 1320- Paraacutemetros Operacionales de las Mechas del Hoyo de Superficie

Tabla 1321- Caracteriacutesticas de las Mechas del Hoyo de Superficie


211

1382-Hoyo de produccioacuten

TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

PDC 8-12 300 3-10 1000 1400

PDC 8-12 460-480 3-10 1400 8337

FABRICANTE MODELO Ndeg DE

ALETAS

TAMANtildeO DE

CORTADORES (mm) CHORROS

TFA

(Pulg^2)

COacuteDIGO

IADC

SMITH S958PX 6 22 3 de (1132)rdquo

3 de (1232)rdquo 0610 S121

A continuacioacuten se muestra el rendimiento de la mecha en pozos anteriores

POZO PROF ENTRADA

(Pies)

PROF SALIDA

(Pies)

PIES

PERFORADOS HORAS

HORAS ROP

(PiesHora)

1028 3924 2896 655 4421

3924 6583 2659 85 3128 GF-150

6583 8442 1859 615 3023

1017 5020 4003 76 5267 GF-151

5020 8448 3428 995 3445

1020 5833 4813 1065 4519 GF-152

5833 7497 1664 71 2344

1010 2400 1389 145 9579 GF-154

2400 8328 5928 1225 4839

1021 2500 1479 17 84

2500 7921 5421 155 3497 GF-156

7921 8502 581 20 2905

GF-157 1022 8498 7476 1865 4009

Total de pies perforados acumulados 43596 1081 4035

Tabla 1322- Paraacutemetros Operacionales de las Mechas del Hoyo de Produccioacuten

Tabla 1323- Caracteriacutesticas de las Mechas del Hoyo de Produccioacuten

Tabla 1324- Rendimiento de las Mechas PDC en Pozos Anteriores


212

Es importante sentildealar que la mecha se ha sometido a dos reparaciones debido a que se

busca optimizar costos sin afectar la eficiencia del proceso y la mecha PDC de 8ndash12

pulgadas modelo Security S958PX ha permitido esto

Mecha para limpieza

TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

Tricoacutenica 8-12 450-500 2-4 1000 8337

Figura 1326- Mecha PDC de 8-12 pulgadas

Tabla 1326- Paraacutemetros Operacionales de las Mechas de Limpieza


213

FABRICANTE MODELONdeg DE

CHORROS

TIPO DE

DIENTES COacuteDIGO IADC

SMITH FGSS SIN CHORROS FRESADOS 117

Figura 1327- Mecha Tricoacutenica para Limpieza

Tabla 1326- Caracteriacutesticas de las Mechas Tricoacutenicas


214

139- SARTA DE PERFORACIOacuteN 1391- Hoyo de Superficie

Sarta lisa compuesta por

Ndeg COMPONENTE DE (Pulg) DI (Pulg) PESO (LbsPie) CANTIDAD LONGITUD

(Pies) 1 Bit 12-14 - 1 15 2 Bit Sub 8 2437 - 1 328 3 Drill Collar 8 2-78 150 1 3064 4 Drill Collar 8 2437 150 1 2996 5 Cross Over 8 3-14 - 1 213 6 Drill Collar 7 2437 119 1 3073 7 Drill Collar 7 2437 119 1 3073 8 Cross Over 7-14 2-78 83 1 258 9 Drill Collar 6 2-78 - 3 9304 10 Heavy Wate 4-12 2-1516 41 12 36153

Longitud total del ensamblaje 58612 pies

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Figura 1328- Sarta Perforacioacuten para el Hoyo de Superficie

Tabla 1327- Componentes de la Sarta Lisa


215

1392-Hoyo de Produccioacuten

13921- Sarta direccional

Ndeg COMPONENTE DE (Pulg) DI (Pulg) PESO

(LbsPie) CANTIDA

D LONGITUD

(Pies) 1 Mecha PDC 8-12 NA - 1 065 2 Motor 15 deg 6-34 NA - 1 26 3 Pony Monel 6-12 2-1316 - 1 943 4 Estabilizador 6-12 2-14 - 1 499 5 Sub PINXPIN 6-12 2-1516 - 1 198 6 Tool Carrier 6-34 2-1516 - 1 1911 7 Emitting Sub 6-34 2-1316 - 1 1032 8 Monel 6-12 2-1316 - 1 3033 9 Float Sub 6-58 NA - 1 262 10 Drill Collar 6-14 2-1516 90 3 9203 11 Heavy Wate 6-116 2-1516 41 7 21207 12 Martillo 6-1116 2-78 - 1 3549 13 Heavy wate 6-116 2-1516 41 9 27144 14 Cross Over 6-12 2-1516 - 1 187

Longitud total del ensamblaje 71833 pies Figura 1329- Sarta de Perforacioacuten para el Hoyo de Produccioacuten

Tabla 1328- Componentes de la Sarta Direccional


216

13922- Sarta de Limpieza


(Pies) 1 Mecha

Tricoacutenica 8-12 - 1 08

2 Bit Sub 6-12 2-78 - 1 280 3 Drill Collar 6-14 2-1516 908 3 9203 4 Heavy Wate 6-18 2-78 426 7 21207 5 Martillo 6-34 2-12 - 1 3549 6 Heavy Wate 6-18 2-1516 426 9 27144 7 Cross Over 6-12 2-1516 - 1 187


Figura 1330- Sarta de Limpieza

Tabla 1329- Componentes de la Sarta de Limpieza


217

1310- CANtildeONEO

13101- Resumen del Equipo de Cantildeoneo

Diaacutemetro

Cantildeoacuten Tipo

Tiros

Por

Pie

Nombre

de la carga

Diaacutemetro

del Rev

Diaacutemetro

Perforaciones

(pulg)

Penetracioacuten

(pulgadas)

Esfuerzo

formacioacuten

(Lppc)

4 -58rdquo Casing

Gun 21

Super Big

Hole 7rdquo 083 59 6028

13102- Secuencia de Detonacioacuten de la Carga

Figura 1331- Secuencia de Detonacioacuten de las Cargas



218

El esquema final de cantildeoneo

Ph P


Rev 7rdquo

Carga Suacuteper Big Hole 21 TPP penetracioacuten 59 pulgadas


219

1311- PROGRAMA DE REGISTROS Y NUacuteCLEOS

13111- Hoyo de Superficie

En Esta fase no se contempla tomar registros eleacutectricos ni direccionales

13112- Hoyo de Produccioacuten

Direccionales

Se utilizaraacute el equipo direccional y una vez que se inicie la perforacioacuten direccional se

mantendraacute la inclinacioacuten y la direccioacuten

TIPOS DE

REGISTROS DESDE HASTA

MWD 1000rsquo 8337rsquo

Eleacutectricos

REGISTRO ESCALA INTERVALO

Registro de Induccioacuten

(Investigacioacuten Profunda y

Somera) ndash Rayos Gamma

1200

1500

7300acute ndash 8300acute


RHOB-Neutroacuten-GR-Caliper 1200

1500



Resonancia Magneacutetica

Nuclear

1200

1500



Presiones y Muestra de

Fluido para PVT

1200

1500



Tabla 1331- Registro Direccional del Hoyo de Produccioacuten

Tabla 1332- Registros Eleacutectricos del Hoyo de Produccioacuten


220

() Este valor se caacutelculo con la profundidad medida a partir de la trayectoria simulada

para el pozo

PF La profundidad final estimada es 8337 pies (MD) seguacuten el plan de la trayectoria del

pozo

Los registros deben presentarse en escala lineal excepto el de Resistividad que seraacute en

escala logariacutetmica

Escalas horizontales de las curvas

Curva Escala Horizontal

Rayos Gamma 0 ndash 200 API

Resistividad 02 ndash 2000 ohm-m

Densidad de Formacioacuten 19 - 29 grcc

Neutroacuten 45 ndash (-15) Matriz Arenisca (265)

La seccioacuten repetida de todos los registros debe hacerse en un intervalo prospectivo de la


La informacioacuten de todos los registros debe estar en profundidad con el registro de

Resistividad-Rayos Gamma

Tabla 1333- Escalas horizontales de las curvas


221

1312- EQUIPO DE TRABAJO Y SUS ROLES

13121- Liacuteder VCD

Identificar la actividad programada seguacuten la secuencia original aprobada por la Unidad

de Explotacioacuten

Integrar el equipo de trabajo para la aplicacioacuten de la metodologiacutea VCD en el proyecto

a ser analizado

Garantizar el eacutexito volumeacutetrico de cada uno de los proyectos mediante la aplicacioacuten de

la metodologiacutea VCD

Elaborar los anaacutelisis de riesgos anaacutelisis de data histoacuterica (dims) y elaboracioacuten de

planes de mitigacioacuten en conjunto con la mesa de trabajo

13122- Ingeniero VCD

Hacer seguimiento a la programacioacuten de construccioacuten de pozos y realizar ajustes al

cronograma de taladro semanal

Verificar la disponibilidad de infraestructura y viacuteas de acceso de la localizacioacuten asiacute

como la permisologiacutea para realizar la mudanza

Asegurar la calidad de la informacioacuten cargada al sistema dims (Base de datos de

PDVSA)

Consolidar el programa de desarrollo profesional cursos talleres y eventos

Asegurar la calidad del disentildeo del programa de construccioacuten de los pozos


222

Definir los procesos para obtener la informacioacuten utilizada en la elaboracioacuten del plan

conceptual y el programa de construccioacuten de los pozos

Establecer los procesos para la estimacioacuten de tiempo y costo del pozo y del anaacutelisis de

rentabilidad

Implantar la aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas a nivel de campo

Coordinar los requerimientos de equipos y tubulares de los pozos

Coordinar la elaboracioacuten de ajustes en el programa original de construccioacuten de los

pozos

Asegurar el cumplimiento de los lineamientos para el disentildeo control y seguimiento del

programa direccional seguacuten el campo objetivo y tipo de pozo

Definir criterios para la seleccioacuten de herramientas de navegacioacuten y ensamblaje de

fondo (BHA)

Implementar nuevas tecnologiacuteas en equipos herramientas y BHA a nivel de campo

Apoyar las operaciones de campo en el anaacutelisis solucioacuten de problemas y operaciones

criacuteticas

13123- Ingeniero de Fluidos

Asegurar el cumplimiento de los lineamientos teacutecnicos y operacionales para el disentildeo

control y seguimiento de los programas de fluidos de perforacioacuten y completacioacuten

original

Definir criterios para la seleccioacuten y arreglos de los equipos de control de soacutelidos


223

Hacer seguimiento a la evaluacioacuten y aseguramiento de la calidad de los fluidos de

perforacioacuten y completacioacuten original

Apoyar las operaciones de campo en el anaacutelisis y solucioacuten de problemas

Implantar nuevas tecnologiacuteas en fluidos y equipos de control de soacutelidos a nivel de

campo

Asegurar la calidad de la informacioacuten mecanizada a traveacutes del ldquodimsrdquo

13124- Ingeniero de Cementacioacuten

Asegurar el cumplimiento de los lineamientos para el disentildeo y estandarizacioacuten de

lechadas de cemento por campo tipo de pozo y revestidor

Definir procedimientos operacionales para la cementacioacuten primaria secundaria y

tapones de cemento

Hacer seguimiento a la evaluacioacuten y aseguramiento de la calidad de las

cementaciones

Implementar nuevas tecnologiacuteas en equipos herramientas y lechadas no

convencionales a nivel de campo

Apoyar las operaciones de campo en el anaacutelisis solucioacuten de problemas y ejecucioacuten de

cementaciones criacuteticas

Asegurar la calidad de la informacioacuten mecanizada a traveacutes del dfw


224

13125- Ingeniero de Completacioacuten

Asegurar el cumplimiento de los estaacutendares establecidos para el disentildeo control y

seguimiento del programa de completacioacuten por campo y tipo de pozo

Definir criterios para la seleccioacuten de equipos herramientas y buenas praacutecticas

operacionales de la completacioacuten de los pozos

Implementar nuevas tecnologiacuteas en equipos herramientas procesos y praacutecticas

operacionales en completacioacuten de pozos


criacuteticas en la completacioacuten de pozos

13126- Ingeniero de Operaciones del Proyecto

Coordinar la ejecucioacuten de los procesos operacionales para la construccioacuten de los

pozos

Asegurar el cumplimiento de los procedimientos operacionales y la aplicacioacuten de las

mejores praacutecticas a nivel de campo en perforacioacuten y completacioacuten original

Realizar seguimiento diario a las actividades de construccioacuten de pozos

Asegurar el cumplimiento normativo concerniente a seguridad y ambiente

Apoyar a nivel de campo las operaciones criacuteticas y situaciones de emergencia

Asegurar la continuidad de la mecanizacioacuten de la informacioacuten generada en el taladro a

traveacutes del ldquodimsrdquo


225

Apoyar las operaciones de campo en el anaacutelisis y soluciones de problemas criacuteticos

13127- Geoacutelogo

Presentar las zonas criacuteticas de la perforacioacuten del pozo

Determinar e informar durante la construccioacuten del pozo los cambios litoloacutegicos fallas

horizontes presurizados topes formacionales etc a traveacutes del muestreo de ripios

correlaciones y secciones estructurales

Proponer asentamiento de revestidores en funcioacuten de los sedimentos que se

atraviesen en ese momento

Informar sobre el objetivo y los alcances del programa de registros a tomar en hoyo

abierto y nuacutecleos

Suministrar informacioacuten asociada a mapas estructurales isoacutepacos y secciones

geoloacutegicas en general

Intercambiar informacioacuten con los ingenieros de construccioacuten de pozos y las unidades

de ldquomud-loggingrdquo

13128- Ingeniero de Yacimientos

Presentar y discutir con la mesa el objetivo o razoacuten de ser del pozo en la zona

productora

Suministrar la informacioacuten de pozos vecinos


226

Analizar y entregar el comportamiento de presioacuten produccioacuten propiedades

petrofiacutesicas de pozos vecinos caracterizacioacuten de los fluidos del yacimiento y

propiedades de las rocas

Suministrar durante la construccioacuten del pozo la delimitacioacuten areal y vertical del

yacimiento y el posicionamiento final del objetivo

Presentar el tipo de completacioacuten del pozo para maximizar la rentabilidad del mismo

Presentar pruebas de produccioacuten a fin de establecer el potencial de los intervalos

productores

Suministrar el perfil de presiones esperado durante la perforacioacuten

Calcular y suministrar el VPN del pozo

13129- Ingeniero de Produccioacuten

Presentar y discutir con la mesa el anaacutelisis nodal diaacutemetro y longitud de la tuberiacutea de

produccioacuten presioacuten de separacioacuten seleccioacuten de la BES o sistema de Levantamiento

Artificial tipos de fluidos efectos del dantildeo por penetracioacuten parcial y turbulencia

Participar en el anaacutelisis de las pruebas de produccioacuten para determinar los efectos de la

completacioacuten y definir acciones de mejoras tales como fracturamiento recantildeoneo

etc

Presentar el efecto del sistema de produccioacuten por cambios de reductores liacuteneas de

flujo presiones de separacioacuten etc para definir el plan de explotacioacuten inicial del pozo


227

1313- ESTIMACIOacuteN DE TIEMPO Y COSTO CLASE II

13131- Distribucioacuten de tiempo de la localizacioacuten CS-54 131311- Tiempo Estimado

PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 3

HOYO PRODUCCIOacuteN 14

COMPLETACIOacuteN 10

TOTAL 32

Tabla 1334- Tiempo Estimado para la Localizacioacuten CS-54

Figura 1333- Tiempo Estimado para la Localizacioacuten CS-54


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie



Rev Superficie a 1000 pies

Fin del Pozo 32 diacuteas


228

131312- Tiempo presupuestado

PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 4



TOTAL 37

Figura 1334- Tiempo Presupuestado para la Localizacioacuten CS-54


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie





Tiempo Presupuestado para la Localizacioacuten CS-54

Tabla 1335- Tiempo presupuestado para la localizacioacuten CS-54


229

13132- Estimacioacuten de costo clase II


continuar con las fases del proyecto

La metodologiacutea CBA (Costo Basado en Actividades) surge durante los antildeos ochenta como

una necesidad de conocer la relacioacuten entre el consumo de recursos y las actividades es

una herramienta de medicioacuten de costos que identifica el origen de los mismos y permite

identificar actividades con y sin generacioacuten de valor dando oportunidad para tomar

decisiones orientadas a la optimizacioacuten de los costos

Se realizoacute el costo estimado de la localizacioacuten CS-54 a partir de la metodologiacutea ldquoCBArdquo

resultando

131321- Costo Estimado

ELEMENTOS DE COSTO OPORTUNIDADES DE OPTIMIZACIOacuteN

DISTRITO SUR UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN APURE

POZO LOCALIZACIOacuteN CS-54 HOJA DE COSTOS TOTALES

COSTO BASADO EN ACTIVIDADES COSTO

ESTIMADO DESCRIPCIOacuteN DE ACTIVIDADES MONTO MMBs

COSTOS TOTALES LOCALIZACIOacuteN VIacuteAS DE ACCESO 13207 - Preparacioacuten del Sitio 865 - Movimiento de Tierras 4500 - Bases y Sub - Bases 790 - Transporte 552 - Obras de Concreto 4200 - Obras Complementarias 2300

MUDANZA 3600 Mudar - DesvestirMovilizarVestir Equipo 3600

Tabla 1336- Costo Estimado para la Localizacioacuten CS-54


230

ALQUILER DE EQUIPOS DE PERFORACIOacuteN 35877 Taladro - Costo Taladro (32 diacuteas) 35877 MECHAS 091 - Hoyo Superficial 000 - Hoyo Produccioacuten 091 TUBULARES Y ACCESORIOS 12509

- Zapatas de 10-34 BTC 100 - Zapatas de 7 BTC 126 - Cuello Flotador 10-34 y 7 015 - Centralizadores 108 - Revestidor 10-34 J-55 405 Lbpie BTC 1440 - Revestidor 7 N-80 23 Lbpie BTC 5815 - Revestidor 7 N-80 26 Lbpie BTC 2151 - Tuberiacutea de Completacioacuten 3-12 2754

CABEZAL 3175 - Seccioacuten A del Cabezal 1049 - Seccioacuten B del Cabezal 776 - Aacuterbol 1350 SERVICIOS CONTRATADOS 72954 Fluidos de Perforacioacuten Y Completacioacuten 24842 Servicio de Fluidos - Perf Y Completacioacuten 8479 - Asistencia Teacutecnica 954 - Productos 6999 - Transporte Alquiler Trailers 526 Control de Soacutelidos 13896 - Alquiler de Equipos 10270 - Asistencia Teacutecnica 2782 - Alojamiento 561 - Transporte 283 Tratamiento de Efluentes 2467 - Alquiler de Equipos 1924 - Asistencia Teacutecnica 543

Cementacioacuten 5737 - Lechada de Cola Nordm de Barriles 2000 Costo Total 955 - Lechada de barrido Nordm de Barriles 4600 Costo Total 413 - Lechada Uacutenica Nordm de Barriles 4200 Costo Total 4369 Perforacioacuten Direccional 450


231

- Personal 000 - Herramientas 450 Alquiler de Hemtas Perforacioacuten y Completacioacuten 16226 - Estabilizadores 175 - Martillo 15289 - Paraacutemetros de Perforacioacuten 762

Registros 10253 - Hoyo Abierto ( Open Hole ) 10253

Cantildeoneo 2386 - Casing Gun 2386

Labor 4496 - Labor Directa 1759 - Labor Indirecta 2737

Transporte 3114 - Propio 099 - Alquilado 3015

Otros Servicios Contratados 6450 - InspeccioacutenPrueba de Tubulares 1325 - Registros de Desviacioacuten 506 - Otros 4619

EQUIPOS DE COMPLETACIOacuteN 46500 - Bomba Electro Sumergible 38400 - Otros 8100

TOTAL COSTOS - FASES 187913


232

131322- Costo Presupuestado

ELEMENTOS DE COSTO

OPORTUNIDADES DE OPTIMIZACIOacuteN DISTRITO SUR

UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN APURE POZO LOCALIZACIOacuteN CS-54

HOJA DE COSTOS TOTALES COSTO BASADO EN ACTIVIDADES

COSTO ESTIMADO DESCRIPCIOacuteN DE ACTIVIDADES

MONTO MMBs COSTOS TOTALES

LOCALIZACIOacuteN VIacuteAS DE ACCESO 15307 - Preparacioacuten del Sitio 865 - Movimiento de Tierras 4500 - Bases y Sub - Bases 790 - Transporte 552 - Obras de Concreto 5200 - Obras Complementarias 3400

MUDANZA 4600 Mudar - DesvestirMovilizarVestir Equipo 4600 ALQUILER DE EQUIPOS DE PERFORACIOacuteN 47877 Taladro - Costo Taladro (37 diacuteas) 47877 MECHAS 091 - Hoyo Superficial 000 - Hoyo Produccioacuten 091 TUBULARES Y ACCESORIOS 12509


CABEZAL 3175 - Seccioacuten A del Cabezal 1049 - Seccioacuten B del Cabezal 776 - Aacuterbol 1350

Tabla 1337- Costo Presupuestado para la Localizacioacuten CS-54


233

SERVICIOS CONTRATADOS 79954 Fluidos de Perforacioacuten Y Completacioacuten 26842 Servicio de Fluidos - Perf Y Completacioacuten 9479 - Asistencia Teacutecnica 954 - Productos 7999 - Transporte Alquiler Trailers 526 Control de Soacutelidos 14896 - Alquiler de Equipos 11270 - Asistencia Teacutecnica 2782 - Alojamiento 561 - Transporte 283 Tratamiento de Efluentes 2467 - Alquiler de Equipos 1924 - Asistencia Teacutecnica 543

Cementacioacuten 5737 - Lechada de Cola Nordm de Barriles 2000 Costo Total 955 - Lechada de barrido Nordm de Barriles 4600 Costo Total 413 - Lechada Uacutenica Nordm de Barriles 4200 Costo Total 4369

Perforacioacuten Direccional 450 - Personal 000 - Herramientas 450

Alquiler de Hemtas Perforacioacuten y Completacioacuten 20226 - Estabilizadores 175 - Martillo 19289 - Paraacutemetros de Perforacioacuten 762






234





235

1314- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y SELECCIOacuteN DE EMPRESAS

13141- Mudanza

El contrato de mudanzas del taladro CPV-08 inicioacute el proceso de recepcioacuten de pliegos de

contratacioacuten el diacutea 11 de Junio del antildeo 2002 el proceso de apertura de manifiestos de

voluntad se inicio el 16 de Julio del 2002

El anaacutelisis teacutecnico de las propuestas se efectuoacute el 1 de Agosto del 2002 seguido del

proceso de revisioacuten de las propuestas econoacutemicas el 10 de Septiembre del 2002

Finalmente en el proceso licitatorio se aproboacute el contrato de la empresa de Transporte La

Cabantildea CA la duracioacuten del contrato es 1 antildeo comenzando con la mudanza a la


13142- Perforacioacuten Direccional

El contrato actual de servicios de perforacioacuten direccional culmina el 11 de Noviembre del

2002 el nuevo proceso de recepcioacuten de pliegos se inicioacute el 10 de Septiembre del 2002 el

proceso de apertura de manifiestos de voluntad se efectuoacute el diacutea 1 de Octubre del 2002

seguido del anaacutelisis teacutecnico que se realizoacute el 8 de Octubre del 2002 Asiacute mismo la apertura

de ofertas econoacutemicas se efectuoacute el 15 de Octubre del 2002 y el anaacutelisis econoacutemico por

parte de la comisioacuten licitatoria el 29 de Octubre del 2002 con la aprobacioacuten del contrato el

31 de Octubre del 2002 Este contrato incluye la perforacioacuten de 10 pozos de la Unidad de

Explotacioacuten Apure

13143- Fluidos de Perforacioacuten

El contrato actual de fluidos de perforacioacuten culmina el 05 de Noviembre del 2002 el nuevo

proceso de recepcioacuten de pliegos se inicioacute el 10 de Septiembre del 2002 el proceso de

apertura de manifiestos de voluntad se efectuoacute el diacutea 1 de Octubre del 2002 seguido del


236

anaacutelisis teacutecnico que se realizoacute el 8 de Octubre del 2002 Asiacute mismo la apertura de ofertas

econoacutemicas se efectuoacute el 15 de Octubre del 2002 y el anaacutelisis econoacutemico por parte de la

comisioacuten licitatoria el 29 de Octubre del 2002 con la aprobacioacuten del contrato el 31 de

Octubre del 2002 este contrato incluye el servicio de fluidos de perforacioacuten para 10 pozos

y contempla para el hoyo de superficie un volumen maacuteximo de 1000 bbls para el hoyo de

produccioacuten 2000 bbls y para la completacioacuten 900 bbls

13144- Registros Eleacutectricos

El contrato actual para la corrida de registros eleacutectricos se realiza por pozo El proceso de

recepcioacuten de pliegos se inicioacute el 10 de Septiembre del 2002 el proceso de apertura de

manifiestos de voluntad se efectuoacute el diacutea 1 de Octubre del 2002 seguido del anaacutelisis

teacutecnico que se realizoacute el 8 de Octubre del 2002 Asiacute mismo la apertura de ofertas



Octubre del 2002 este contrato es realizado por cada pozo perforado

13145- Control de Soacutelidos y Efluentes

El contrato actual de control de soacutelidos y efluentes culmina el 05 de Noviembre del 2002

el nuevo proceso de recepcioacuten de pliegos se inicioacute el 10 de Septiembre del 2002 el





31 de Octubre del 2002 este contrato incluye el servicio de fluidos de perforacioacuten para 11

pozos y se esta regido por tiempo de funcionamiento del equipo


237


El contrato actual de cementacioacuten culmina el 07 de Noviembre del 2002 el nuevo proceso

de recepcioacuten de pliegos se inicioacute el 10 de Septiembre del 2002 el proceso de apertura de







238

1315- INTEGRACIOacuteN DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN (EJECUCIOacuteN)

13151- Generalidades Objetivos

131511- Hoyo de 12-14

Perforar hoyo de 12-14 hasta 1000 (Profundidad de asentamiento del

revestidor Superficial de 10-34) con el objetivo de aislar los acuiacuteferos

superficiales de la formacioacuten Riacuteo Yuca - Paraacutengula

Pasos previos a la perforacioacuten

Se deberaacute chequear en el taladro la existencia y estado de las siguientes herramientas

01 Mecha PDC 12-14rdquo con sus respectivos chorros

01 Mecha tricoacutenica de 12-14rdquo con sus respectivos chorros

02 Zapatas flotadoras de 10-34rdquo J-55 405 Lbpie BTC con receptaacuteculo para

cementar con espiga

30 Jts de revestidor de 10-34rdquo J-55 BTC 405 Lbpie

Botella de circulacioacuten 10-34rdquo BTC x 2rdquo LP con media unioacuten compatible con mangueras

del taladro

02 Bakerlok

Botella de circulacioacuten 4-12rdquo IF x 2rdquo LP con media unioacuten

Manguera de circulacioacuten y conexiones compatibles con botellas de circulacioacuten

Existencia en el taladro de los anillos espaacuterragos y demaacutes accesorios necesarios para

la instalacioacuten de la BOP asiacute como tambieacuten el buen estado de los mismos

Estado de los ranes de la BOP HCR preventor anular ldquochokerdquo acumulador asiacute como

una revisioacuten y mantenimiento preventivo de todas las vaacutelvulas y del conjunto impide

reventones (incluyendo muacuteltiple de estrangulacioacuten) y del sistemas de transmisioacuten de

potencia

Calibrar seccioacuten ldquoArdquo ldquowear bushingrdquo y tapoacuten de prueba (verificar compatibilidad)


239

Horas de rotacioacuten de tuberiacutea y BHA (liacutemite para efectuar inspeccioacuten 250 Hrs para

HWrsquos de 4-12rdquo DCrsquos (8rdquo 7-14rdquo y 6-14rdquo) y 1500 hrs para el DP de 4-12rdquo) se debe

planificar que la tuberiacutea pueda realizar el tramo de 1000rsquo sin requerir reemplazo

Existencia de mallas adecuadas para los equipos de control de soacutelidos

Elevador para casing de 10-34rdquo elevador de guaya para casing de 10-34rdquo

Cuntildeas para revestidor de 10-34rdquo y mordazas para las llaves de fuerza para ajustar

zapata y tubos de 10-34rdquo Conchas de la rotaria

13152- Programa de Lodo

El fluido a utilizar para la perforacioacuten de esta seccioacuten es lodo natural tipo Agua Gel con las

caracteriacutesticas descritas en la seccioacuten 1361

13153- Ensamblaje de Fondo Recomendado

La configuracioacuten de este ensamblaje es la siguiente

MECHA 12-14 (PDC) + BIT SUB 8 (CON VAacuteLVULA FLOTADORA) + 2 DCs 8

+ XO + 2 DC 7 + XO + 3 DC 6 + 12 HWDP 4 12 + XO

Peso disponible aproximado 15167 lbs con un factor de flotabilidad de 085 y un factor

de seguridad de 20

En la seccioacuten 1391 se describe en detalle las caracteriacutesticas del ensamblaje

NOTA Durante la perforacioacuten de la seccioacuten de 12-14 se debe realizar bombeo de

piacuteldoras dispersas y viscosas cada 250 pies o dependiendo de las condiciones del hoyo

(rata de penetracioacuten superiores a 30 piehora torques arrastres etc) para asiacute garantizar

una limpieza efectiva del hoyo


240

Como contingencia se dispondraacute de detergente para utilizar en el lodo de perforacioacuten en

caso de presentarse indicios de embolamiento de la mecha La concentracioacuten

recomendada es de 20 Lbbbl y deberaacute ser ajustada seguacuten los requerimientos de campo

su uso estaraacute restringido solo en caso de presentarse problemas previa

autorizacioacuten del ingeniero del pozo o el ingeniero de fluidos del Distrito Sur

Una vez alcanzada la profundidad de 1000rsquo efectuar viaje hasta superficie desconectar

mecha PDC conectar mecha tricoacutenica y bajar tuberiacutea con ensamblaje de fondo Durante

este viaje parar tuberiacutea adicional (aproximadamente 18 jts) necesaria para sustituir el BHA

para la bajada de la espiga a utilizar para la cementacioacuten Efectuar viaje hasta fondo

circular hasta retorno limpio y sacar tuberiacutea hasta superficie

13154- Consideraciones para la Cementacioacuten del Revestidor Superficial de

10-34rdquo

El meacutetodo de cementacioacuten del Revestidor superficial 10-34rdquo estaraacute basado en las

siguientes consideraciones

El revestidor de 10-34rdquo seraacute cementado utilizando una zapata flotadora perforable con

mechas PDC y receptaacuteculo coacutenico para espiga de cementacioacuten ldquoStingerrdquo Nota para este

meacutetodo en especiacutefico no se utilizaraacute cuello flotador

La espiga de cementacioacuten ldquoStingerrdquo centralizadores de tuberiacutea Drill Pipe 4-12rdquo asiacute como

el servicio para el asentamiento (Operador) debe ser suministrado por la compantildeiacutea de

cementacioacuten Eacutesta deberaacute verificar con suficiente anticipacioacuten las caracteriacutesticas internas

de geometriacutea y dimensioacuten de las zapatas flotadoras a fin de garantizar compatibilidad de

la espiga ldquostingerrdquo con el receptaacuteculo del equipo de flotacioacuten en el sitio de trabajo

Para la cementacioacuten del revestidor superficial 10-34rdquo se utilizaraacute junto con la espiga

ldquoStingerrdquo una sarta conceacutentrica conformada por juntas de tuberiacutea Drill pipe 4-12rdquo DE


241

3826rdquo DI conexioacuten 4-12rdquo IF los cuales seraacuten suministrados por PDVSA como

espaciadores en el momento de la corrida del revestidor

131541- Procedimiento de la cementacioacuten del revestidor superficial

NOTA IMPORTANTE Verificar antes de bajar el revestidor que al lodo se le

agregue surfactante para facilitar la bajada del mismo

Los caacutelculos volumeacutetricos se presentan el la seccioacuten 13712

Acondicionar el hoyo lodo para correr revestidor superficial seguacuten los criterios de tasa

y tiempo de bombeo para condicioacuten de hoyo estable

Correr revestidor 10-34rdquo con zapata flotadora hasta 1000rsquo minimizando el bolsillo

entre zapata y hoyo abierto

Meter sarta conceacutentrica 4-12rdquo (con Espiga ndash ldquoStingerrdquo) seguacuten sea el caso hasta entrar

en receptaacuteculo de la zapata Empotrar herramienta con 12 Klbs

Circular hoyo por lo menos (02) ciclos completos hasta obtener retornos limpios

ajustando caudal de circulacioacuten a la maacutexima velocidad anular obtenida en Drill collars

durante la etapa de perforacioacuten (Condicioacuten de hoyo estable)

Realizar reunioacuten de seguridad y planificacioacuten del trabajo

Llenar liacuteneas de cementacioacuten y probarlas con 3000 Lppc (Camioacuten Bomba)

Bombear 46 bbls de Lechada de barrido (Cemento B + 6 Gel + 05 Metasilicato de

sodio Anhidro + Agua 126 Lbgal) con una tasa de 4 bblmin


242

Bombear 20 bbls de Lechada de Cola (Cemento B + Agua 156 Lbgal) Continuar

mezclando lechada de cola hasta cumplir con los sacos de cemento de contingencia

maacuteximo (200 sacos40 bbls) si no ha salido a superficie la piacuteldora trazadora hasta este

momento prepararse para TOP-JOB Indicativo de un diaacutemetro de hoyo superior al

estimado

Desplazar 13 bbls de fluido (agua o fluido de perforacioacuten) con el camioacuten bomba de la

compantildeiacutea de cementacioacuten a una tasa de 2 bpm

Desahogar y verificar contraflujo si el contraflujo es mayor a 5 bbls bombear 5 bbls

de agua y cerrar por 15 min Verificamos nuevamente contraflujo

Desempotrar espiga y levantar un (01) pie

Bombear 2 bbls de Agua

Sacar la tuberiacutea conceacutentrica y espiga (ldquostingerrdquo) hasta superficie

Esperar 8 horas tiempo de fraguado de cemento

Posterior a la cementacioacuten lavar la tuberiacutea circulando (verificar la necesidad de utilizar

camioacuten ldquovacumrdquo para esta operacioacuten)

Sacar tuberiacutea quebrando

Cortar y biselar revestidor

Instalar seccioacuten ldquoArdquo

Vestir y probar conjunto impide reventones muacuteltiples y liacuteneas del taladro


243

13155- GENERALIDADES OBJETIVOS

131551- Hoyo de 8-12

El objetivo de esta fase es perforar y revestir las formaciones Riacuteo Yuca ndash Paraacutengula

Guafita Correr y cementar revestidor de 7rdquo 7923 pies (TVD) 8337 pies (MD)

Se perforaraacute seccioacuten vertical hasta 1400rsquo continuando con una seccioacuten de

incremento de aacutengulo a 25deg por cada 100 pies hasta alcanzar 2075deg de

inclinacioacuten y un azimuth de 21759deg 2230 pies MD desde donde se perforaraacute

una seccioacuten tangencial (manteniendo inclinacioacuten y direccioacuten) hasta una

profundidad final de 8337 pies MD 7923 pies TVD


Meter tuberiacutea con BHA Nordm 2 y mecha PDC 8-12rdquo hasta tope de cemento

Desplazar lodo agua gel por lodo 100 aceite se sugiere el uso de 50 Bls de Aceite

Vassa como espaciador

Nota el plan de desplazamiento seraacute indicado por el ingeniero de fluidos de la

compantildeiacutea de servicio

Romper cemento y zapata de 10-34rdquo e iniciar la perforacioacuten de la seccioacuten de 8 12rdquo


Mecha PDC 8-12rdquo con sus respectivos chorros + una mecha similar de back up

Mecha tricoacutenica de 8-12rdquo sin chorros maacutes una mecha de back up

02 Zapatas flotadoras up-jet de 7rdquo N-80 BTC 26 Lbpie con dispositivo de auto

llenado

02 Cuellos flotadores de 7rdquo N-80 BTC 26 Lbpie con dispositivo de auto llenado

02 Bakerlok

40 Jts de revestidor de 7rdquo N-80 BTC 26 Lbpie


244


Horas de rotacioacuten de tuberiacutea y BHA Se debe planificar que los tubulares puedan

realizar cada tramo del hoyo sin requerir reemplazo (limite para efectuar inspeccioacuten

250 Hrs para HWrsquos de 5rdquo DCrsquos (8rdquo 7-14rdquo y 6-14rdquo) y 1500 hrs para el DP de 4-12rdquo)


Elevador de guaya 7rdquo cuntildeeros neumaacuteticos con mangueras de aire y cuntildeas para 7rdquo

(verificar su buen funcionamiento) elevador de compuerta 90 deg de 7rdquo llaves de fuerza

con mordazas adecuadas para enrosque de revestidor

Juego de parrillas 500 toneladas

Cuntildea de 7rdquo tipo esterilla

Manguera para llenado de revestidor

Seccioacuten B y compatibilidad con el tapoacuten de prueba y ldquowear bushingrdquo

Bridas adaptadores y accesorios para instalacioacuten de BOP con anillos tuercas y

espaacuterragos

Llaves de potencia con mordazas para apretar zapata de 7rdquo

ldquoBowlrdquo o conchas adecuadas para la corrida del revestidor

Realizar servicio al revestidor con suficiente antelacioacuten a la corrida del mismo

Centralizadores y ldquostop ringsrdquo para la corrida del revestidor (el disentildeo de centralizacioacuten

deberaacute ser suministrado por el ingeniero de cementacioacuten del Distrito Sur) Se deberaacute

disponer de 15 centralizadores riacutegidos de aleta espiral sentido derecho y 15

centralizadores riacutegidos de aleta espiral sentido izquierdo Este material esta ubicado en

almaceacuten Guafita

Manguera de circulacioacuten 2rdquo x 5M 02 de 30rsquo cu

Soldadura en friacuteo

02 Botellas de circulacioacuten 7rdquo BTC x 2 LP con media unioacuten

Ranes para tuberiacutea de 7rdquo

Horas de rotacioacuten de tuberiacutea y BHA (limite para efectuar inspeccioacuten 250 hrs para

HWrsquos de 4-12rdquo DCrsquos (8rdquo 7-14rdquo y 6-14rdquo) y 1500 hrs para el DP de 4-12rdquo)


245

Recomendaciones Generales

Durante la perforacioacuten de la seccioacuten de 8-12 realizar bombeo de piacuteldoras viscosas y

dispersas cada 300rsquo para garantizar la limpieza efectiva del hoyo cuando se tengan ratas

de penetracioacuten superiores a 30 piehora El intervalo de bombeo de las piacuteldoras podraacute ser

ajustado seguacuten las condiciones del hoyo bombeando piacuteldoras viscosas y dispersas cada

250 pies y de persistir la situacioacuten reducir el bombeo cada 200 pies y observar el pozo

(presencia de arrastres en conexioacuten torque excesivo etc)

La maacutexima sobre tensioacuten y apoyo permitidos seraacute de 30000 lbs No obstante se deben

evaluar todos los paraacutemetros indicados en el informe del perforador en cada conexioacuten

para poder tener una referencia de estos valores

Se debe rotar la tuberiacutea durante la circulacioacuten para garantizar la remocioacuten de los ripios que

se encuentran en la parte inferior del hoyo cuando nos encontremos en la seccioacuten

desviada Igualmente se debe circular al menos 5 minutos a maacutexima tasa de bombeo

recomendada (460 GPM) y reciprocar la tuberiacutea ascendiendo lentamente (por ejemplo de

5 minutos por pareja) y descendiendo a una velocidad raacutepida pero segura (por ejemplo 1

min por pareja) antes de parar las bombas para efectuar conexiones (valores de tiempos

referenciales)

En caso de presentar arrastres yo torques anormales o cualquier otra evidencia que

sugiera riesgo de pega de tuberiacutea por falta de limpieza del hoyo se deberaacute bombear

piacuteldoras de limpieza (dispersa de alta densidad + viscosa) y circular el pozo hasta retorno

limpio Se considerara un fondo arriba el recomendado en el caacutelculo mostrado en la

seccioacuten 13157 aplicado al hoyo perforado para sacar las piacuteldoras del hoyo Varios

fondos arriba pueden ser necesarios para limpiar completamente el hoyo Solo se

continuaran operaciones de perforacioacuten luego de haber restablecido las condiciones

normales del pozo No pare la circulacioacuten hasta que la piacuteldora salga a superficie En casos

de pega de tuberiacutea como referencia en este programa se dan las causas y acciones a

tomar en diferentes casos ver recomendaciones en paacuteginas siguientes


246

Realizar viajes cortos hasta el tope del uacuteltimo intervalo perforado cada 50 horas de

perforacioacuten

Se debe circular hasta retornos limpios (seccioacuten 13157) a la maacutexima tasa de bombeo

recomendada (seccioacuten 13156) y rotar la tuberiacutea durante la circulacioacuten a maacutexima rotaria

posible (consultar con direccionales este paraacutemetro) antes de realizar viajes de tuberiacutea

Varios ciclos pueden requerirse para limpiar el hoyo

Cuando se requieran periacuteodos de circulacioacuten largos se pueden efectuar estos de 1 a 3

tubos del fondo para evitar afectar el trabajo direccional


247

13156- Comparacioacuten de los galonajes miacutenimos y la maacutexima ROP en funcioacuten

del diaacutemetro del hoyo y aacutengulo de inclinacioacuten [15]

GPM MIacuteNIMOS VERSUS DIAacuteMETRO DE HOYO Y AacuteNGULO

DIAacuteMETRO DEL HOYO 26 17-12 - 16 12-14 8-12

RANGO DE INCLINACIOacuteN (GRADOS)

0 - 35 700 GPM 500 GPM 400 GPM 300 GPM

35 - 55 1250 GPM 950 GPM 650 GPM 450 GPM

gt 55 1100 GPM 750 GPM 500 GPM

MAacuteXIMA ROP (PIEHORA) VERSUS DIAacuteMETRO DEL HOYO Y AacuteNGULO



0 - 35 60 110 155 240

35 - 55 40 75 85 125

gt 55 60 75 100

13157- Procedimiento de caacutelculo de las emboladas miacutenimas para la limpieza

del hoyo

FACTOR DE MIacuteNIMOS STROKES DE CIRCULACIOacuteN PARA LIMPIEZA DEL

HOYO (CSF)



0 - 35 2 17 14 14

35 - 55 25 25 18 16

gt 55 3 2 17

Tabla 1338- Galonaje Miacutenimo vs Diaacutemetro de Hoyo y Aacutengulo

Tabla 1339- ROP Maacutexima vs Diaacutemetro de Hoyo y Aacutengulo

Tabla 1340- Emboladas Miacutenimas Requeridas para Limpiar el Hoyo


248

Procedimiento

1- Divida el hoyo en secciones de acuerdo al aacutengulo de inclinacioacuten para los intervalos

de aacutengulo mostrados en la tabla de arriba

2- Multiplique cada seccioacuten (longitud) por el CSF respectivo y totalice la profundidad

medida ajustada (PMA)

PMA = (LONG 1 X CSF1 + LONG 2 X CSF2 + LONG3 X CSF3 + ) Ecuacioacuten 132

3- Calcule los miacutenimos strokes de circulacioacuten (MSC) para limpiar el hoyo

MSC = PMA x STROKES PARA FONDO ARRIBA PROFUNDIDAD MEDIDA DEL HOYO

MIN STROKES FONDO ARRIBA = VOLUMEN (ANULAR HOYO ndash TUBERIA)

BLSSTROKE DE LA BOMBA

EJEMPLO DE CAacuteLCULO

Disentildeo del pozo en profundidad final

0-21deg 0-8337rsquo LOGN 8337rsquo

DATOS

- DIAMETRO DEL HOYO 8-12rdquo

STROKES FONDO ARRIBA 3518

Profundidad Final 8337 MD


HOYO 8-12rdquo

Figura 1335- Disentildeo del Pozo en Profundidad

Ecuacioacuten 133

Ecuacioacuten 134


249

PMA=(8337 x 14)= 11672 pies

Miacutenimos strokes (emboladas) de circulacioacuten para limpiar el hoyo

MSC= PMA x STROKES PARA FONDO ARRIBA____

PROFUNDIDAD MEDIDA DEL HOYO

MSC = 11672 3518 = 4925 STROKES

8337

Se requiere un miacutenimo de 4925 emboladas para limpiar el hoyo

13158- Guiacutea raacutepida para identificar posible mecanismo de pega de tuberiacutea

MECANISMO DE PEGA DE TUBERIacuteA

iquestMOVIMIENTO DE TUBERIacuteA JUSTO

ANTES DE LA PEGA

EMPAQUE PUENTE DIFERENCIAL GEOMETRIacuteA

MOVIENDO ARRIBA 1 1 0 1

RIMANDO SALIENDO 1 1 0 1

ROTANDO SOLAMENTE 1 1 0 0

AFLOJANDO PESO 1 1 0 1

ESTACIONARIA O PERFORANDO DESLIZANDO 1 1 1 0

REPASANDO O PERFORANDO ROTANDO 1 1 0 1

CAMBIO EN LA PRESIOacuteN DE CIRCULACIOacuteN JUSTO DESPUEacuteS DE OCURRIR LA PEGA

NO HAY CAMBIOS EN LA PRESIOacuteN DE

CIRCULACIOacuteN

0 0 1 1

LA CIRCULACIOacuteN ES POSIBLE AUNQUE

RESTRINGIDA POSIBLEMENTE FLUCTUANDO

0 1 0 0

PRESIOacuteN AHOGADA EN EL MOTOR DE FONDO

AUMENTO DE PRESIOacuteN AL ROTAR

0 0 0 1

CIRCULACIOacuteN IMPOSIBLE 1 0 0 0

TOTALES

Tabla 1341- Guiacutea Raacutepida para Identificar Mecanismos de Pega


250

Instrucciones conteste las preguntas encerrando en un Ciacuterculo los nuacutemeros de las

columnas correspondientes a las respuestas correctas

Totalice las columnas en funcioacuten de lo contestado

La columna que obtenga el mayor puntaje corresponde al mecanismo de pega

13159- Recomendaciones para liberar tuberiacutea de acuerdo al mecanismo de

pega

Recomendaciones para liberar una pega por geometriacutea de hoyo

Accioacuten inicial

1 Si la pega ocurrioacute mientras se moviacutea la tuberiacutea hacia arriba aplique torque (de ser

posible) y martille hacia abajo con la maacutexima carga de viaje

Si la pega ocurrioacute cuando se moviacutea la tuberiacutea hacia abajo no aplique torque y martille

hacia arriba con la maacutexima carga de viaje

2 Pare o reduzca la circulacioacuten cuando cargue el martillo y cuando martille hacia abajo

Nota la presioacuten de bombeo incrementara la accioacuten del martillo hidraacuteulico hacia arriba y

disminuiraacute su accioacuten hacia abajo

3 Continuacutee martillando hasta que la sarta esteacute libre o hasta que se tome otra alternativa

o decisioacuten


251

Accioacuten secundaria

Aplique alguacuten fluido que contribuya a remover revoque disolver la lutita o sucio (en caso

de que aplique)

Cuando la tuberiacutea libere

1 Incremente la circulacioacuten rote y trabaje la tuberiacutea

2 Rectifique la seccioacuten el tiempo necesario

3 Circule hasta retornos limpios

Recomendaciones para liberar una pega por empaque o puente

A- Si la pega ocurre cuando se sacaba tuberiacutea o estaba estaacutetica

Accioacuten para establecer circulacioacuten

1 Aplique baja presioacuten de bomba (200 ndash 400 Lppc) Mantenga la presioacuten si es posible

circular con la restriccioacuten

2 No martille hacia arriba aplique torque y apoye la tuberiacutea al maacuteximo recomendable

Permita que el martillo se descargue

3 Si la tuberiacutea no libera no martille hacia arriba martille hacia abajo hasta que la sarta

libere o hasta que se tome la decisioacuten de tomar otra alternativa

Cuando establezca circulacioacuten

1 Incremente lentamente la tasa de bombeo cuando sea posible reciproque la tuberiacutea y

circule hasta retornos limpios


252

2 Repase la seccioacuten hasta que la tuberiacutea libere por completo

3 Si se esta previo a registros o corrida de casing vaya a fondo y circule hasta retornos

limpios

B- Si la pega ocurrioacute cuando la tuberiacutea se bajaba




2 No martille hacia abajo aplique torque aplique maacutexima tensioacuten recomendable del

martillo permitiendo que este se descargue (espere el retardo)

3 Si la tuberiacutea no libera no martille hacia abajo martille hacia arriba hasta que la sarta






3 Continuacutee bajando hasta que observe apoyo excesivo circule hasta retorno limpio


253

Recomendaciones para liberar una pega por diferencial

Accioacuten inicial

1 Circule a maacutexima tasa de bombeo posible

2 Aplique el maacuteximo torque en funcioacuten de la profundidad de la pega y mantenga el

torque en la sarta

3 Pare o reduzca la tasa de bombeo al miacutenimo

4 Apoye la tuberiacutea al maacuteximo recomendado

5 Permita el suficiente tiempo para que el martillo efectuacutee su recorrido hacia abajo y

golpee

6 Si la tuberiacutea no libera mantenga el torque en la sarta y continuacutee martillando con la

maacutexima carga del martillo


Si la tuberiacutea no libera despueacutes de 5 o 10 martilladas continuacutee martillando mientras se

prepara una piacuteldora o se bombea fluido para aligerar la columna hidrostaacutetica


1 Rote y reciproque la tuberiacutea (manteacutengala en movimiento)

2 Circule a maacutexima tasa para limpiar el hoyo

3 Verifique el peso correcto de lodo para continuar la perforacioacuten

131510- Ensamblaje de Fondo Recomendado Nordm 2 Sarta Direccional (Fase

Vertical Construccioacuten y Mantenimiento de Aacutengulo Hoyo 8-12ldquo)

Desde 1000rsquo hasta 8337rsquo MD


254

MECHA 8-12 + MOTOR DE FONDO 6-34rdquo (AKO = 15deg) CCAMISA STAB 8-

38rdquo + PONY MONEL 6-12rdquo + STB 6-12rdquo + SUB PINXPIN 6-12rdquo + TOOL

CARRIER 6-34rdquo + EMMITING SUB 6-34rdquo + MONEL 6 12rdquo + FLOAT SUB 6-

58rdquo + 3 DC 6-14rdquo + 7 HWDP 6-116rdquo + MARTILLO 6-1116rdquo + 9 HWDP 6-

116rdquo + CROSS OVER 6-12rdquo


131511- Ensamblaje de fondo recomendado Nordm 3 sarta de limpieza

MECHA TRICOacuteNICA 8-12 + BIT SUB 6-12 (CON VAacuteLVULA FLOTADORA) + 3

DCs 6-14 + 7 HWDP 6-18rdquo + MARTILLO 6-34rdquo+ 9 HWDP 6-18 + XO 6-

12rdquo

En la seccioacuten 13922 se describe en detalle las caracteriacutesticas del ensamblaje en la

seccioacuten de correspondiente a la sarta de limpieza

131512- Consideraciones para Correr el Revestidor de Produccioacuten

En la seccioacuten 134 se describe detalladamente el disentildeo del revestidor de superficie

Verificar estado de cuello y zapata previo a la corrida del revestidor y activar sistema

de autollenado

Conectar cuello y zapata aplicando soldadura en friacuteo

Llenar los primeros cinco tubos uno por uno para evitar el efecto de flotacioacuten

Continuar llenando cada 20 tubos hasta llegar a profundidad final

De ser necesario verificar fondo bajando el uacuteltimo tubo circulando y observando la

presioacuten

Establecer circulacioacuten verificar presioacuten de circulacioacuten


255

Continuar circulando hasta estabilizar la presioacuten de circulacioacuten (circulacioacuten miacutenima 02

ciclos completos) con un caudal tal que la velocidad anular sea la misma que se

manteniacutea durante etapa de perforacioacuten observar presioacuten


256

131513- Consideraciones para la cementacioacuten del revestidor de produccioacuten

El meacutetodo de cementacioacuten del revestidor de produccioacuten 7rdquo estaraacute basado en las


El revestidor 7rdquo combinado 23 ndash 26 Lbpie seraacute cementado utilizando zapata y cuello

flotador tipo ldquoautollenadordquo y perforables con mechas PDC espaciado como miacutenimo a

1 junta entre ambos accesorios

Correr revestidor 7rdquo combinado verificando el fondo hasta a 8146rsquo y

minimizando el bolsillo entre zapata y hoyo abierto (05rsquo a 01rsquo) Se utilizaraacuten

centralizadores riacutegidos soacutelidos tipo deslizantes de aleta helicoidal y aleacioacuten de

aluminio-zinc de 7rdquo x 8-14rdquo para asegurar maximizar centralizacioacuten alrededor 80

hasta 800 pies del fondo

Acondicionar el hoyo dispersando y diluyendo el lodo reduciendo su tixotropiacutea y

ajustando valores reoloacutegicos seguacuten los criterios de tasa y tiempo de bombeo para

condicioacuten de hoyo estable Reportar los valores de presioacuten de circulacioacuten cada 15

minutos hasta miacutenimo dos ciclos completos Interpretar las presiones obtenidas vs la

presioacuten esperada (Simulacioacuten compantildeiacutea de servicio) Determinar el momento propicio

para realizar la cementacioacuten


Llenar liacuteneas de cementacioacuten y probarlas con 5000 Lppc (Camioacuten Bomba) 3000 Lppc

(Liacutenea del taladro) Cargar Tapoacuten Rojo (Limpieza) y Tapoacuten Negro (Desplazamiento)

Bombear 50 bbls de Piacuteldora Lodo Disperso 92 Lbgal

Premezclar 42 bbls (216 sacos) de Cemento Lechada 158 Lbgal


257

Bombear 60 bbls de piacuteldora removedora (Preflujo) compuesto por 40 Gasoil + 40

Kerosene + 195 Xileno + 05 Surfactante 70 Lbgal

Bombear 40 bbls de Espaciador a 110 Lbgal

Bombear 40 bbls de Preflujo Silicato (Agua + Silicato 20 + 3 KCl) a 90 Lbgal

Bombear 10 bbls de agua + 13 galones de Surfactante (Pen-5) a 834 Lbgal

Soltar Tapoacuten rojo de limpieza

Bombear 40 bbls de Lechada de Cemento a 158 Lbgal

Soltar tapoacuten Negro de desplazamiento

Desplazar con 347 bbls de Lodo a 84 Lbgal de la siguiente forma

Operacioacuten Bbls Tasa

(Bblmin)

Tiempo

(minutos)

330

8

42 Desplazar con lodo a 84 Lbgal con bombas del

taladro 347 bbl hasta asentar tapoacuten 500 psi por

encima de la presioacuten de trabajo 17 3 6

Desahogar presioacuten y chequear contraflujo en los tanques del camioacuten bomba

Tabla 1342- Plan de Desplazamiento del Lodo

CAPITULO XIV- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN

ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN

259

141- PREDICCIOacuteN DE LOS SISTEMAS DE OPERACIOacuteN DEL POZO

El pozo seraacute completado con equipo de levantamiento artificial asistido por Bombeo

Electrosumergible con sensores de fondo para monitorear la presioacuten y la temperatura

142- PREDICCIOacuteN DE LA VENTANA OPERACIONAL PARA PREVENIR EFECTOS

NO DESEADOS POR LOS ESFUERZOS GEOMECAacuteNICOS E HIDRAacuteULICOS A LOS

QUE SE SOMETERAacute EL POZO

La informacioacuten geomecaacutenica existente no permite determinar las magnitudes de los

esfuerzos principales en el campo Guafita Sur El drawdown criacutetico se ha determinado

directamente en el laboratorio por medio de los ensayos TWC ldquoThick Wall Cylinderrdquo donde

un esfuerzo dio valores maacuteximos de 350 Lppc y el otro fue casi 0 Lppc Indirectamente el

drawdown criacutetico se ha estimado por medio de correlaciones con ensayos de laboratorio y

el mismo se encuentra entre 0 Lppc y 300 Lppc Si se excede este valor se corre el riesgo

de arenar el pozo Este valor de drawdown criacutetico pudiera ser incrementado si se realizan

ensayos de laboratorio sobre nuacutecleos geoloacutegicos nuevos en la zona completada y teniendo

un registro soacutenico de tren de ondas completas

Tasa criacutetica de conificacioacuten de agua se ha calculado a traveacutes de varias correlaciones por la

Unidad de Explotacioacuten Apure

MEacuteTODO BFD

MEYER GARNER AND PIRSON 56

CHANEY NOBLE HENSON AND RICE 116

SOBOCINSKI AND CORNELIUS 181

BOURNAZEL AND JEASON 148

CHAPERON 58

HOYLAND ETAL 100

SCHOLS 83

PROMEDIO 106

Tabla 141- Comportamiento de los equipos instalados en los pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54


260

El potencial estimado del pozo es de 1000 BPD por lo que la tasa criacutetica de conificacioacuten de

agua seraacute superada trayendo como consecuencia el incremento del corte de agua durante

la vida productiva del pozo


FUNCIONALES A LOS QUE SOMETERAacute EL POZO

A medida que la produccioacuten de fluidos del pozo declina se propondraacuten nuevos disentildeos

para los equipos de bombeo electrosumergibles debido a que estos se establecen para

condiciones especiacuteficas de produccioacuten

Como consecuencia de las fallas que se han presentado en los empaques con grava de

algunos pozos se han tenido que estimular Por lo que se ha realizado un nuevo disentildeo

en el cual se han modificado las variables grava de mayor resistencia al esfuerzo de corte

(carbolitecarbotro) utilizar un preflujo que estabilice la arcilla movible (caolinita) y la

posicioacuten de coacutemo se realizara el empaque forzamiento o circulacioacuten esto dependiendo de

las presiones encontradas Con el fin de evitar la estimulacioacuten de este nuevo pozo y

servicios por cambio del empaque

144- RE-CONCEPTUALIZACIOacuteN DEL POZO

Se cantildeonearaacute y completaraacute como primera opcioacuten la arena G-7-2 por ser el objetivo

primario del pozo

De acuerdo a la informacioacuten obtenida por los registros que seraacuten corridos y el

comportamiento de produccioacuten del objetivo primario se dispondraacute de la arena G-7-34

como segunda alternativa para mantener el potencial del pozo Por lo que se estima

cantildeonearla y completarla cuando sea necesario


261

145- PREDICCIOacuteN DE LA RUTINA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Seacute debe realizar un monitoreo constante de los paraacutemetros de produccioacuten presioacuten de

cabezal presioacuten de fondo fluyente temperatura de fondo nivel dinaacutemico del fluido tasa

de produccioacuten corte de agua frecuencia del equipo de bombeo entre otros

Del anaacutelisis realizado al comportamiento de estos paraacutemetros dependeraacute el nuacutemero de

intervenciones que se realicen en el pozo Se estima de acuerdo a las estadiacutesticas del

campo Guafita Sur que el nuacutemero de intervenciones durante la vida productiva del pozo

(20 antildeos) esta determinado por el comportamiento del equipo de bombeo

electrosumergible

CAPITULO XV- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENT0

ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO

263


MECAacuteNICOS

El comportamiento de los equipos instalados en los pozos vecinos es el siguiente

POZO FECHA DE

INICIO

FECHA DE

FALLA

DIacuteAS DE

OPERACIOacuteN

CAUSA DE FALLA

15121996 15081997 243 Explosioacuten en el empalme del

motor

27081997 08101998 407 Orificio en el motor por

explosioacuten

GF-14X

11101998 1453 Actualmente activo

22071994 18081999 1853 Motor quemado

17091999 20102000 399 Motor quemado GF-31


05041995 10061998 1162 Cambio de disentildeo

14061998 12012000 577 Sellos contaminados GF-52

27012000 19042002 813 Esperando nuevo disentildeo

PROMEDIO 845

De acuerdo al promedio obtenido se espera realizar 9 servicios (cambio del equipo de

bombeo electrosumergible) durante la vida productiva del pozo

Actualmente el tiempo por cada servicio es de 38 diacuteas con un costo asociado de 1131

MMBs

Tabla 151- Correlacioacuten para Determinar la Tasa Criacutetica de Confinacioacuten en Apure


264

El primer servicio en forma detallada se realizaraacute de la siguiente manera

Mudar cabria y vestir equipo

Controlar y circular el pozo con agua filtrada

Desvestir cabezal de bombeo electrosumergible Instalar vaacutelvulas impide reventones

(VIRrsquoS) probar con 1500 Lppc

Sacar tuberiacutea de produccioacuten con el equipo de completacioacuten Revisar condicioacuten del

equipo y reportar cualquier componente defectuoso

Realizar viaje de limpieza

Meter tuberiacutea de produccioacuten con el equipo de bombeo electrocentriacutefugo que se

disentildee seguacuten los paraacutemetros de produccioacuten

Revisar y comprobar continuidad eleacutectrica del cable principal cada 20 parejas hasta la

profundidad final

Desvestir VIRrsquoS e instalar cabezal de bombeo electrocentriacutefugo

Efectuar las conexiones de superficie Arrancar el equipo a la frecuencia estimada

observando la presioacuten de cabezal amperaje y voltaje previa verificacioacuten de la rotacioacuten

del motor del equipo

Evaluar el pozo mediante toma de AyS niveles dinaacutemicos y prueba de produccioacuten

CAPITULO XVI- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN

ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN (PROGRAMA DE EJECUCIOacuteN)

266

161- FLUJOGRAMA POR ACTIVIDAD DE LA OPERACIOacuteN

Las actividades correspondientes a la planificacioacuten de la construccioacuten y mantenimiento del

pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 son

1611- Ingenieriacutea de Construccioacuten

Requerimientos Funcionales (Visioacuten)

Ingenieriacutea Conceptual

Ingenieriacutea Baacutesica (Programa de Perforacioacuten General)

Ingenieriacutea de Detalle (Programa de Perforacioacuten Detallado)

1612- Procura

Requerimiento de equipos y materiales

Revestidores y accesorios

Equipos de completacioacuten

Tuberiacutea de Produccioacuten

Combustibles y lubricantes

Otros materiales y suministros

1613- Construccioacuten (Ejecucioacuten)

16131- Actividades previas a la mudanza

Inicializacioacuten del pozo en la base de datos de Ingenieriacutea de Perforacioacuten (dims)

Ejecutar oacuterdenes de servicios

Revisioacuten del plan de perforacioacuten

Transporte de materiales a la localizacioacuten de perforacioacuten


267

16132- Mudanza

Desvestir

Mudar el equipo

Vestir

16133- Construccioacuten de la seccioacuten superficial

Perforar

Revestir y cementar

Instalar BOP

16134- Construccioacuten de la seccioacuten de produccioacuten

Perforar

Correr Perfiles Eleacutectricos

Revestir y cementar

Realizar prueba

16135- Completacioacuten del pozo

1614- CIERRE DEL PROYECTO

Evaluacioacuten del postmorten de la construccioacuten del pozo

Recoleccioacuten de estadiacutesticas

Anaacutelisis de mejores praacutecticas y lecciones aprendidas

Eficiencia de las compantildeiacuteas de servicio

Reunioacuten Postmorten

El flujograma correspondiente a la localizacioacuten se encuentra en el Apeacutendice E


268


APROBATORIOS POR COMUNIDAD DE CONOCIMIENTO

1621- Mudanza

16211- Recursos requeridos para el logro del objetivo

Apoyo de Ingenieriacutea de Construccioacuten

Apoyo de la Unidad de Explotacioacuten Apure Habilitacioacuten de Immuebles ldquoHDIrdquo

Mantenimiento Logiacutestica Recursos Laborales Gerencia de Contratacioacuten y la Gerencia

de Recursos Humanos

Seguimiento y comunicacioacuten directa con personal supervisado

Apoyo por parte de la empresa operadora del taladro y servicios

16212- Responsabilidades del equipo de trabajo

Disponer de toda la informacioacuten disponible del proyecto

Se requiere que el equipo de ingenieriacutea de construccioacuten prepare a tiempo el material

de compactacioacuten adecuado

16213- Puntos de atencioacuten

Reacondicionamiento de localizaciones

Conflicto con comunidades


269

Servidumbres judiciales con propietarios de las haciendas

Contar con localizaciones completamente listas antes de realizar la mudanza

Reducir impacto ambiental mediante el uso de mapas de correntiacuteas para la

construccioacuten yo ampliacioacuten de localizaciones

16214- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la mudanza del taladro CPV-08

a la localizacioacuten CS-54

MUDANZA META ESTIMADO

VCD PRESUPUESTADO PROMEDIO

TIEMPO (diacuteas) 4 5 5 8

COSTO (MMBs) 161 196 196 255

El pozo promedio que se presenta proviene de las estadiacutesticas de tiempo y costos de los

antildeos 2000 y 2001 de los pozos perforados en el Campo Guafita

1622- Seccioacuten Superficial


Apoyo por parte de la Gerencia de Tecnologiacutea Comunidad de Fluidos Planificacioacuten y

Disentildeo



Tabla 161- Distribucioacuten de Tiempo y Costo Mudanza


270


Control del galonaje para perforar los primeros 300 pies al 70 del galonaje oacuteptimo

(600 GPM)

16223- Puntos de Atencioacuten

Ensanchamiento de hoyo

16224- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de superficie de la


FASE

SUPERFICIE META

ESTIMADO

VCD PRESUPUESTADO

PROMEDIO


COSTO (MMBs) 94 141 188 220

1623- Seccioacuten de Produccioacuten


Utilizacioacuten de nuevas tecnologiacuteas en mechas PDC

Estudio de estabilidad de hoyo

Participacioacuten de la comunidad de Fluidos Planificacioacuten Disentildeo Procesos de Operacioacuten

y Cementacioacuten

Utilizacioacuten de CaCO3 como material puenteante seguacuten tamantildeo de garganta de poro

Tabla 162- Distribucioacuten de Tiempo y Costo Hoyo Superficie


271

Estandarizacioacuten de praacutecticas operacionales tales como viaje corto cada 50 horas de

rotacioacuten de la mecha maacutexima tensioacuten de 30000 Lbs al sacar tuberiacutea maacuteximo apoyo

de 25000 Lb al meter la tuberiacutea


Certificacioacuten de motores de fondo (penalizacioacuten por fallas)

Optimizar el disentildeo de sartas de incrementomantenimiento de aacutengulo

Disentildeo de trayectorias sencillas

Optimizacioacuten de las lechadas y preflujos


Dantildeo a la formacioacuten

Fallas de motores de fondo (MWD)

Cementacioacuten primaria

16234- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de produccioacuten de la


FASE PRODUCCIOacuteN META ESTIMADO



COSTO (MMBs) 656 810 984 1325

Tabla 163- Distribucioacuten de Tiempo y Costo Hoyo de Produccioacuten


272



Participacioacuten de la comunidad de Planificacioacuten Disentildeo Procesos de Operacioacuten y

fluidos

Trabajo en equipo con la comunidad de Estudios Integrados de Yacimientos

16242- Responsabilidades del Equipo de Trabajo

Uso de nuevas tecnologiacuteas de preflujos en empaques con grava

Utilizar solvente y surfactantes para remover finos a nivel de las perforaciones

Uso de fluido de completacioacuten base aceite para evitar dantildeo a la formacioacuten


Control de Arena 16244- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la completacioacuten de la


FASE

COMPLETACIOacuteN META

ESTIMADO



COSTO (MMBs) 669 732 732 785

Tabla 164- Distribucioacuten de Tiempo y Costo de Completacioacuten


273

1625- Anaacutelisis del Proceso de Perforacioacuten

16251- Tiempo

META

(DIacuteAS)

ESTIMADO

VCD

(DIAS)

PRESUPUESTADO

(DIAS)

PROMEDIO

(2000-2001)

(DIAS)

MUDANZA 4 5 5 8

HOYO SUPERFICIAL 2 3 4 6

HOYO PRODUCCIOacuteN 12 14 18 24

COMPLETACIOacuteN 10 10 10 157

TOTAL 28 32 37 537

Figura 161- Curvas de Pozos compromisos Cara a Cara

Pro

fund

idad

(pi

es)

-500

0 500

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000

0 10 20 30 40 50 60Tiempo (dias)

Tiempo MetaTiempo Estimado VCDTiempo PresupuestadoTiempo Promedio

Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies

Tabla 165- Tiempos dentro del Proceso de Perforacioacuten


274

16252- Costo

META

(MM Bs)

ESTIMADO

VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

PROMEDIO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196 255




TOTAL 1643 1879 2100 2585

Basados en estos costos se muestra a continuacioacuten los indicadores econoacutemicos esperados

META

ESTIMADO


TIEMPO (DIAS) 28 32 37 537

COSTO (MMBs) 1643 1879 2100 2585

Prod (Bbldiacutea) 1000 1000 1000 1100

VPN (MMBs) 46914 46472 45158 43065

TIR() 632 624 5906 4836

TP (antildeos) 11 125 14 17

Tabla 166- Costos dentro del Proceso de Perforacioacuten

Tabla 167- Comparacioacuten de los Factores Econoacutemicos y de Construccioacuten


275

163- REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS Y MATERIALES (PLAN LOGIacuteSTICO)

1631- Hoyo de superficie


01 Mecha tricoacutenica de 12-14rdquo


cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok





Estado de los ranes de la BOP HCR preventor anular choke acumulador asiacute como



potencia

Calibrar seccioacuten ldquoArdquo wear bushing y tapoacuten de prueba (verificar compatibilidad)

Horas de rotacioacuten de tuberiacutea y BHA (limite para efectuar inspeccioacuten 250 Hrs para








276

1632- Hoyo de produccioacuten

Mecha PDC 8-12rdquo con sus respectivos chorros maacutes una mecha similar de back up



llenado


02 Bakerlok










Juego de parrillas 500 TON



Seccioacuten B y compatibilidad con el tapoacuten de prueba y wear bushing


espaacuterragos


Bowl o conchas adecuadas para la corrida del revestidor


Centralizadores y stop rings para la corrida del revestidor (el disentildeo de centralizacioacuten






277





Horas de rotacioacuten de tuberiacutea y BHA (liacutemite para efectuar inspeccioacuten 250 hrs para



278

164- ESTRUCTURAS DE RECURSOS COMPETENCIAS REQUERIDAS Y ROLES

Las competencias requeridas en este proyecto se presentan a continuacioacuten

DEFINICIOacuteN OPERACIOacuteNConceptual Basica Detalle EVAL-OPERACIOacuteN

GERENTE DE UE I I C-I I

GERENTE DE PERFORACIOacuteN C-I C-I C-I I

LIDER DE PROYECTO R R R I

GEOLOGO C C E-C-I I

SEDIMENTOLOGO C C I I

PETROFISICO C C E-C-I I

ING YAC SIMULACIOacuteN C C-E E-C-I E-C-I

GEOFISICO C C-E I I

ING PRODUCCIOacuteN C E E-C-I R-E-C-I

ING INFRAESTRUCTURA C-E E E-C-I I

ING SHA C E C-I C-I

HDI E E C

ING VCD E E E I

ING PLANIFICACIOacuteN Y GESTIOacuteN E E C-I I

ING CEMENTO E E E-C-I I

ING FLUIDOS E E E-C-I C-I

ING COMPLETACIOacuteN DE POZOS E E E-C-I C-I

ING PROCURA DE MATERIALES E E

RELACIONES LABORALES I E E-C

CONTRATISTAS C-I C-I E-I E-CCONSULTORIA C E-C C

E EJECUTORR RESPONSABLEC CONSULTORI INFORMADO ACTUA EN CASO DE SER REQUERIDO

VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUAL EJECUCIOacuteN

Estudio Mod Yac Perforacioacuten de Pozos

C-I

I C-I

R R-E

I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E-I E-C-I

I E-C-I

I C-I

E-C-I

C-I

E - C

E- C

E-C-I

E-C-I

E-C

ERCI Ejecutor - Responsable - Consultado - Informado

C E-C-I

E-C-IC-I

E R-E

Tabla 168- Competencias Requeridas


279

165-PLAN DE SEGURIDAD HIGIENE Y AMBIENTE (SHA)

La poliacutetica Corporativa de Seguridad Higiene y Ambiente (SHA) de PDVSA se orienta a

proteger a las personas a las propiedades y a preservar el ambiente de manera armoacutenica

con el desarrollo del hombre y la sociedad con la cual se integra

El Sistema Integral de Riesgos (SIR) es una herramienta para la administracioacuten integral

de los riesgos a la salud y seguridad de los trabajadores a la integridad de las

instalaciones y al ambiente Esta conformado por 14 elementos y opera como un proceso

secuencial estructurado y documentado de planificacioacuten implantacioacuten verificacioacuten

auditoria y revisioacuten sistemaacutetica de sus actividades clave para el mejoramiento continuo de

la gestioacuten de la Corporacioacuten en seguridad higiene y ambiente

CEROACCIDENTES

CERO

ENFERMEDAD

OCUPACIONAL CE

RO IM

PACT

O

AMBI

ENTA

L

SIR

SEGURIDADSEGURIDADHIGIEN

E

HIGIENE

AMBI

ENTE

AMBI

ENTESHASHA

Figura 163- Poliacutetica Corporativa de SHA


280

Objetivos del SIR

Minimizar la ocurrencia de accidentes personales y peacuterdidas materiales

Fortalecer cultura de seguridad y ambiente en el personal que labora en las

actividades de perforacioacuten

Cumplir con la ley orgaacutenica de prevencioacuten condiciones y medio ambiente de trabajo

Eliminar los desechos generados durante las operaciones de perforacioacuten y

reacondicionamiento de pozos

Cumplir con la ley penal del ambiente

Consolidar planes para el manejo de aspectos SHA

Erradicar fatalidades y minimizar las peacuterdidas Esquema de ejecucioacuten del SIR

Figura 164- Enfoque de Mejoramiento Continuo del SIR-PDVSA


281

Descripcioacuten de los elementos operativos

ELEMENTOS OPERATIVOS DEL SIR

IINNFFOORRMMAACCIIOONN DDEE SSEEGGUURRIIDDAADD DDEE LLOOSS PPRROOCCEESSOOSS

Registrar informacioacuten sobre tecnologiacutea disentildeo de equipos y cambios en los taladros

IINNTTEEGGRRIIDDAADD MMEECCAANNIICCAA DDEE EEQQUUIIPPOOSS

Actualizar procedimientos para instalar probar inspeccionar y mantener equipos criacuteticos

AANNAALLIISSIISS DDEE RRIIEESSGGOOSS DDEELL PPRROOCCEESSOO

Identificar evaluar controlar riesgos y listar los equipos criacuteticos que los controlan

RREESSPPUUEESSTTAA YY CCOONNTTRROOLL EEMMEERRGGEENNCCIIAA

Mantener planes escritos especiacuteficos por taladro para efectiva respuesta a emergencias

MMAANNEEJJOO DDEELL CCAAMMBBIIOO

Evaluar y autorizar cambios de personal infraestructura o tecnologiacutea en el taladro

AADDIIEESSTTRRAAMMIIEENNTTOO Adiestrar al personal seguacuten su rol operacional y responsabilidades de SHA en el taladro

PPRROOCCEEDDIIMMIIEENNTTOOSS OOPPEERRAACCIIOONNAALLEESS

Mantener instrucciones deta- lladas para efectuar en forma segura las operaciones

RREEVVIISSIIOONN DDEE SSEEGGUURRIIDDAADD PPRREE--AARRRRAANNQQUUEE

Verificar integridad y funcionalidad de equipos luego de mudanza o mantenimiento mayor

PPRRAacuteAacuteCCTTIICCAASS DDEE TTRRAABBAAJJOOSS SSEEGGUURROOSS

Establecer procedimientos escritos de Trabajo SHA para realizar las operaciones mantenimiento y modificaciones en instalaciones

IINNVVEESSTTIIGGAACCIIOONN DDEE AACCCCIIDDEENNTTEESS EE IINNCCIIDDEENNTTEESS

Determinar causas de accidentes e incidentes y emitir recomendaciones para evitar su repeticioacuten

SSEEGGUURRIIDDAADD DDEE CCOONNTTRRAATTIISSTTAASS

Evaluar a las empresas y requerir que su personal este adiestrado en SHA y operaciones

EEVVAALLUUAACCIIOONN DDEELL SSIISSTTEEMMAA

Evaluar perioacutedicamente los elementos anteriores para verificar su cumplimiento y efectividad

Estrategias de implementacioacuten

Liderazgo visible de la gerencia de perforacioacuten

Responsabilidad directa de la liacutenea supervisora

Normativas y procedimientos de trabajo actualizados difundidos y auditados

Motivacioacuten y comunicacioacuten efectiva

Observacioacuten preventiva permanente

Capacitacioacuten y adiestramiento del personal

Tabla 168- Componentes Operativos del SIR


282

Anaacutelisis y divulgacioacuten de los eventos ocurridos en los equipos de perforacioacuten y


Contacto directo y permanente con la gerencia de seguridad de las y empresas

contratistas involucradas en el proceso de perforacioacuten

CAPITULO XVII- ANAacuteLISIS DE RENTABILIDAD

ANAacuteLISIS DE RENTABILIDAD

284

El caacutelculo de la rentabilidad e indicadores econoacutemicos del proyecto conceptualmente tiene

como objetivo fundamental facilitar la decisioacuten acerca de la conveniencia de invertir en el

proyecto

La decisioacuten desde el punto de vista econoacutemico dependeraacute del resultado de la evaluacioacuten o

indicadores econoacutemicos Valor Presente Neto (VPN) Eficiencia de Inversioacuten (EI) Tiempo

de Pago Dinaacutemico (TPD) y la Tasa Interna de Retorno (TIR)

171- ESTABLECER ESTRUCTURA DE COSTO DEL PROYECTO

La estructura de costo en detalle se encuentra en la seccioacuten 131321 los cuales son

estimados clase II

Labor corresponde al costo de los sueldos salarios y beneficios del personal cuyo

esfuerzo fiacutesico o intelectual estaacute directa o indirectamente relacionado con las actividades

de operacioacuten mantenimiento y administracioacuten del proyecto

Materiales Generales se refiere al costo de materiales que se utilizaran en las actividades

de operacioacuten y mantenimiento de la propuesta Tradicionalmente son

Equipos y repuestos

Productos quiacutemicos y aditivos que se utilizan en actividades de lubricacioacuten limpieza

etc Asiacute como el combustible y lubricantes consumidos por gruacuteas y equipos similares

Servicios Industriales Se incluye el valor estimado de compra de electricidad agua y

cualquier otro insumo necesario para la operacioacuten del programa

Servicios Contratados Comprende los costos estimados de los servicios de terceros que

se prestaraacuten bajo contrato Entre estos servicios generalmente se incluyen


285

mantenimiento transporte alquileres de equipos herramientas asistencia teacutecnica entre

otros

172- PLAN DE DESEMBOLSOS

En la tabla 171 se observan el plan de desembolso asociados a cada etapa del proyecto

Costo de la Fase (MMBs)

Tiempo Mudanza

Hoyo

Superficie

Hoyo

ProduccioacutenCompletacioacuten Total

5 diacuteas 196

4 diacuteas 188

18 diacuteas 984

10 diacuteas 732

37 diacuteas 2100

Tabla 171- Plan de Desembolsos


286

173- ANAacuteLISIS DE RIESGO Y AacuteRBOLES DE DECISIOacuteN

1731- Soporte a la prediccioacuten de problemas potenciales y planes de contingencia

Los riesgos asociados al proyecto de perforacioacuten se clasifican en

Riesgo de Perforacioacuten

Riesgo Probabilidad de

Ocurrencia

Impacto

Potencial Accioacuten a Tomar

Inestabilidad de

Arcilla por alto tiempo

de exposicioacuten

1 Costo por tiempo

Incrementar la ROP

(hidraacuteulica oacuteptima) Tratar el

fluido de perforacioacuten

Derrumbe e

hinchamiento de lutita

en la Formacioacuten

Guafita

5 Costo por tiempo

Disentildear ventana operacional

del fluido acorde a la

formacioacuten


productora 20 Baja produccioacuten

Perforar bajo balance

Nuevas tecnologiacuteas

Revestidor produccioacuten

no alcanza el fondo 5 Costo por tiempo

Usar piacuteldoras de lubricante

mecaacutenico en el hoyo

Colapsamiento del

hoyo 10 Costo por tiempo

Estricto control de peso y

reologiacutea del lodo

Complejidad en

completacioacuten 20 -

Control sobre equipos

generadores de torque

Control de calidad de

equipos y accesorios

Pericias del personal de las

Compantildeiacuteas de servicios

Tabla 172- Riesgos asociados a la perforacioacuten


287

Extensioacuten en el

tiempo de ejecucioacuten

productos de

problemas

operacionales

10 Costo por tiempo

Optimar disentildeo de mechas

Uso de piacuteldoras lubricantes

Deficiente

cementacioacuten en el

revestidor de

produccioacuten peacuterdida

del cemento

formaciones

fracturadas

30 Costo por tiempoNuevas tecnologiacuteas en

Cemento

Riesgo de Personal y equipo

Riesgo

Probabilidad

de

Ocurrencia

Impacto

Potencial Accioacuten a tomar

Falla del equipo de

perforacioacuten (bombas

etc)

25 Costo por tiempo

Exigir a la Contratista el

funcionamiento oacuteptimo de

los equipos y acondicionar

los mismos en funcioacuten de

la envergadura del

proyecto mantener

repuestos en sitio

Tabla 173- Riesgos Asociados al Personal y Equipo


288

Riesgo del ambiente y entorno


Ocurrencia

Impacto


Severidad de mal tiempo 25 Costo por tiempo

Estimado de tiempo

incluye estadiacutestica de

tiempo perdido

Problemas con las

comunidades 20 Costo por tiempo

Crear poliacuteticas efectivas

de interaccioacuten con el

entorno incluir personal

del aacuterea dentro de los

ocasionales

Riesgo de estimacioacuten

Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto


Produccioacuten menor a la

estimada 30 Objetivo

Revisar y validar

estudios de sensibilidad

Riesgo de yacimiento

Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto


Variacioacuten de la estructura

(buzamiento) en la arena

objetivo

10 Peacuterdida del

objetivo

Control geoloacutegico

operacional

Elaborar mapas detallados

de menor escala

Tabla 174- Riesgos Asociados al Ambiente y el Entorno

Tabla 175- Riesgos de Estimacioacuten

Tabla 176- Riesgos Asociados a la Perforacioacuten


289

Fallas adquisicioacuten de

datos del yacimiento

durante la perforacioacuten

10

Costo por

tiempo

Peacuterdida del

objetivo

Tecnologiacuteas de Nuevas

Generaciones back-up

de herramientas

personal especializado

Irrupcioacuten temprana de

agua 30

Disminucioacuten de

la produccioacuten de

petroacuteleo

Control de la produccioacuten

Riesgos de facilidades

Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto


Desfase en la

construccioacuten y conexioacuten

de liacuteneas de produccioacuten

del pozo

5 Difererimiento de

produccioacuten

Instalacioacuten de lazos de

tuberiacutea y conectar a

liacuteneas existentes

Tabla 177- Riesgos de Facilidades


290

174- Diagrama de arantildea y tornado

Para generar estos diagramas se utilizoacute el Modelo de Evaluaciones Econoacutemicas de

Produccioacuten (MAEP) herramienta oficial de la Unidad de Negocios de Produccioacuten de PDVSA

para la elaboracioacuten y presentacioacuten de las propuestas de Inversioacuten Incluye el modelo

econoacutemico en siacute y los formatos para la elaboracioacuten de la hoja resumen (HR) y el resumen

teacutecnico econoacutemico (RTE) de la propuesta Permite ademaacutes el almacenamiento de dichos

documentos

Datos econoacutemicos generales del proyecto

ANtildeO BASE 2002HORIZONTE ECONOMICO 20TASA DE DESCUENTO () 100TASA DE CAMBIO (Bs$) 1040 ISLR () 50 REGALIAS CRUDO 30 APORTE LEGAL A PDVSA 00APLICA ISLR SI FC ES NEGATIVO NOAPLICA PDVSA SI FC ES NEGATIVO NOAPLICA VALOR RESIDUAL NO

ANtildeOS

Antildeo Base Se refiere al antildeo al cual se llevaraacuten todos los flujos de caja a fin de calcular los

indicadores econoacutemicos

Aplica ISLR si el flujo de caja es negativo Esta opcioacuten permite incluir o no el escudo

fiscal cuando el flujo de caja en cualquier antildeo del Horizonte Econoacutemico sea negativo En

caso de que sea Si el modelo calcularaacute ISLR negativos sobre flujos de caja negativos en

el caso contrario el ISRL de flujos de caja negativo seraacute 0 La opcioacuten por defecto es No

Tabla 176- Datos Econoacutemicos Generales


291

Aplica porcentaje legal a PDVSA si el flujo de caja es negativo Esta opcioacuten al igual que la

opcioacuten anterior permite incluir o no el porcentaje legal a PDVSA cuando el flujo de caja en

cualquier antildeo del Horizonte Econoacutemico sea negativo En caso de que sea Si el modelo

calcularaacute porcentaje legal a PDVSA negativo sobre flujos de caja negativos en el caso

contrario el porcentaje legal a PDVSA de flujos de caja negativo seraacute 0 La opcioacuten por

defecto es No

Aplica valor residual Esta opcioacuten le indica al modelo si el activo al final del horizonte

econoacutemico tiene valor residual y se incluye como un ingreso en el flujo de caja Por

lineamiento no se aplica valor residual

Indicador econoacutemico Resultado Valor presente neto 45158

Tasa interna de retorno 5906Eficiencia de inversioacuten 273

Tiempo de pago 14

El VPN es mayor que cero lo que significa que el proyecto satisface desde un punto de

vista econoacutemico las exigencias requeridas Lo anterior implica tambieacuten que la inversioacuten

inicial que se genera en el flujo cero es recuperada a la tasa establecida y ademaacutes

representa excelentes ganancias adicionales En la actualidad y conforme a los

lineamientos financieros vigentes para la preparacioacuten de los planes a mediano y largo

plazo la Tasa Interna de Retorno miacutenima exigida por PDVSA es de 15 y la obtenida es

5406 lo que conduce a que la decisioacuten econoacutemica sea la de realizar el proyecto debido

a que permite recuperar la inversioacuten en el periacuteodo definido como horizonte econoacutemico La

eficiencia de inversioacuten se determina como complemento a los indicadores tradicionales

baacutesicos como el VPN y TIR la misma facilita la decisioacuten sobre una propuesta determinada

ya que representa la ganancia que se obtiene por cada doacutelar invertido en eacuteste caso por

cada doacutelar que se invierta en el proyecto se obtiene una ganancia de 273 doacutelares

Tabla 179- Resultado de los indicadores econoacutemicos


292

1741- Diagrama Arantildea

Permite realizar el anaacutelisis de sensibilidad graacuteficamente de las variables maacutes importantes

para el caacutelculo del VPN del proyecto Inversioacuten gastos precios y produccioacuten

Cada variable es sensibilizada manteniendo las otras constantes Este diagrama permite

conocer las variables que influyen en mayor proporcioacuten sobre el VPN y elaborar un plan

para garantizar el cumplimiento de los estimados realizados

En el siguiente diagrama se pueden observar como se comportan las cuatros variables

analizadas (produccioacuten inversioacuten precios y gastos) El punto de cruce corresponde al

valor determiniacutestico con cero variacioacuten

Figura 171- Diagrama Arantildea para la localizacioacuten CS-54


293

1742- Diagrama Tornado

El diagrama Tornado al igual que el diagrama arantildea permite sensibilizar graacuteficamente el

efecto de algunas variables sobre el VPN del Proyecto tales como Inversioacuten gastos

precios y produccioacuten Cada variable es sensibilizada manteniendo las otras constantes El

anaacutelisis jerarquiza las variables de mayor a menor influencia sobre el VPN

A partir del comportamiento de las variables de mayor influencia sobre el VPN del

proyecto podemos concluir que la variable de mayor peso es la inversioacuten seguida de los

precios los gastos y finalmente la produccioacuten Esto permite al realizar la evaluacioacuten

centrar el control sobre las variables maacutes importantes Inversioacuten y Produccioacuten

Figura 172- Diagrama Tornado para la localizacioacuten CS-54


294

175- COSTO DE GENERACIOacuteN DE POTENCIAL

El costo de generacioacuten es uno de los principales indicadores de gestioacuten debido a que

determina el incremento o disminucioacuten de la ldquoeficienciardquo de los trabajos realizados a los

pozos

Un mayor o menor costo de generacioacuten implica que los desembolsos utilizados en la

ejecucioacuten del trabajo fueron mayores o menores a lo estimado

El costo de generacioacuten de potencial viene dado por

Costo de generacioacuten ( MBsBPD ) = Desembolsos Totales ( MMBs ) Ecuacioacuten 171

Barriles de Petroacuteleo Generado (MBD)

Para la localizacioacuten CS-54 se estima una produccioacuten de petroacuteleo de 1000 BPD con un

costo presupuestado de 2100 MMBs lo que origina que el costo de generacioacuten bajo este

esquema sea de 2100 MBsBPD

CONCLUSIONES

295

Despueacutes de aplicar la metodologiacutea VCD (Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten) en

la elaboracioacuten del programa de perforacioacuten de un pozo de la localizacioacuten CS-54 del campo

Guafita Sur analizar e integrar toda la informacioacuten obtenida se llegoacute a las siguientes

conclusiones

La metodologiacutea VCD es una herramienta efectiva para el manejo de proyectos de

cualquier dimensioacuten facilitando la jerarquizacioacuten de los mismos en base a rentabilidad

y riesgos asociados

Las herramientas proporcionadas por la metodologiacutea VCD permiten conocer con

anticipacioacuten los factores que modifican la programacioacuten de actividades planificadas

permitiendo mitigar el impacto en el desarrollo del proyecto

Las Meacutetricas de Yacimiento y Pozo permitieron determinar el iacutendice de complejidad y

grado de definicioacuten del proyecto durante su concepcioacuten

Las estimaciones de costo realizadas durante cada fase de la planificacioacuten bajo la

metodologiacutea VCD permiten abandonar un proyecto antes de se ejecucioacuten cuando no

se alcancen los requerimientos miacutenimos de la corporacioacuten

Esta metodologiacutea permite la integracioacuten o sinergia de los equipos naturales del

proyecto bajo las bases de trabajo en equipo y planificacioacuten

El disentildeo oacuteptimo de la trayectoria para la localizacioacuten CS-54 es tipo ldquoJrdquo con un KOP a

1400 pies aacutengulo de inclinacioacuten de 2075 grados desplazamiento horizontal de 23126

pies con una profundidad final medida de 8337 pies

Se minimizoacute el tiempo estimado de construccioacuten en 32 diacuteas y se optimizoacute el costo en

1879 MMBs versus 37 diacuteas y 2100 MMBs presupuestados

CONCLUSIONES

296

Los indicadores econoacutemicos del proyecto son VPN de 45158 MMBs TIR de 5906

EI de 273 y TP de 14 antildeos lo que determina que el proyecto sea rentable

RECOMENDACIONES

297

Dentro del marco de la aplicacioacuten de la metodologiacutea VCD (Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten

y Definicioacuten) se recomienda

Planificar la perforacioacuten de cualquier pozo basaacutendose en la metodologiacutea VCD con el fin

de garantizar su eacutexito mecaacutenico y volumeacutetrico

Mejorar la calidad del dato concientizando en la industria el valor agregado de la

informacioacuten para optimizar la planificacioacuten de un proyecto

Desarrollar anaacutelisis estadiacutesticos con el fin de establecer rangos de aceptacioacuten y liacutemites

de aprobacioacuten para los niveles de definicioacuten y complejidad calculados con las Meacutetricas

de Yacimiento y Pozo

Mantener el estudio comparativo de la industria con otras empresas de clase mundial

adoptando las innovaciones y mejores praacutecticas referidas a los procesos de

perforacioacuten

Ejecutar el VCD durante el primer semestre del antildeo de tal manera que todos los pozos

pertenecientes al portafolio del antildeo siguiente tengan la ingenieriacutea baacutesica completa

Continuar fomentando el trabajo en equipo dentro de las mesas de trabajo

destacando el rol que desempentildean cada actor para la realizacioacuten del proyecto

Emplear tecnologiacutea de punta dirigida a minimizar la produccioacuten de agua en el campo

Guafita

Elaborar estudios geomecaacutenicos que permitan determinar la direccioacuten de los esfuerzos

en el campo Guafita para optimizar el proceso de perforacioacuten

LOGROS ALCANZADOS

298

El pozo GF-159 inicio operaciones de perforacioacuten el diacutea 18 de Octubre del 2002 a las 530

am

En el pozo GF-159 se estaacute siguiendo detalladamente la planificacioacuten VCD presentada en

este Trabajo Especial de Grado

El pozo GF-159 actualmente se encuentra perforando la seccioacuten tangencial a la

profundidad de 5330 pies sin ninguacuten tipo de problemas

REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS

299

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[2] PDVSA Centro de Excelencia de Perforacioacuten ldquoSistema de Gerencia en Perforacioacuten

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[5] PDVSA CIED ldquoPerforacioacuten Direccionalrdquo Marzo 1997

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[10] PDVSA INTEVEP ldquoManual de consulta raacutepida disentildeo de revestidores y tuberiacutea

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Proyectosrdquo Antildeo 1995


300

[13] ABDULRAZAG Y Zekri K K Jerbi and Mohamed ldquoEconomic Evaluatioacuten of

Enhamed Oil Recoveryrdquo SPE 64727 Antildeo 2000

[14] wwwlexicopdvcom80~ibc03venezuelacodigo estratigraacutefico

[15] Guias ldquoTraining to reduce unscheduled eventsrdquo

NOMENCLATURAS Y SIMBOLOS

301

pulgadas

Libra

AyS Porcentaje de Agua y Sedimentos

acute pies

+E-W Coordenadas Locales positivas hacia el este negativas hacia el oeste

+N-S Coordenadas Locales positivas hacia el norte negativas hacia el sur

API ldquoAmerican Petroleum Instituterdquo

Az ldquoAzimuthrdquo [ordm]

BA Barriles de Agua

bbl Barriles

BFD Barriles de Fluido

BHA ldquoBotton Hole Assemblerdquo Ensamblaje de Fondo

BN Barriles Normales

BNPD Barriles Normales de Petroacuteleo por Diacutea

Bo Factor Volumeacutetrico del Petroacuteleo

BOP Blow Out Preventor Conjunto de vaacutelvulas impide reventones

BTC Conexioacuten API trapezoidales Buttress

Build Construccioacuten seccioacuten de construccioacuten

CBA Costo Basado en Actividades

CSF ldquoCirculation Stroke Factorrdquo

cp Unidad de viscosidad dinaacutemica

cu Cada uno

DE Diaacutemetro Externo

DI Diaacutemetro Interno

DC ldquoDrill Collarrdquo ndash Portamechas

DIMS ldquoDrilling Information Management Systemrdquo

DLS ldquoDog Leg Severityrdquo Severidad de la pata de perro

DP ldquoDrill Piperdquo ndash Tuberiacutea de perforacioacuten

EI Eficiencia de la Inversioacuten

EMR Elevacioacuten de la Mesa Rotatoria [pies]


302

ESP Electrosumergible pump Equipo de Bombeo Electrosumergible

EUE Conexioacuten API redonda External Upset tubing Thread

FC Flujo de Caja

FEL ldquoFront End Loadingrdquo (VCD)

Ff Factor de flotabilidad

FTP Factor de Tiempo Perdido

gal galones

Gp Gas producido [Gp]

GPM Galones por Minuto [pieshora]

HCR ldquoHydraulic Control Remoterdquo Controlador Hidraacuteulico para el cierre de los ranes

HDI Habilitacioacuten y Desarrollo de Inmuebles

HTHP High Temperature High Pressure ndash Alta Temperatura Alta Presioacuten

HP ldquoHorse Powerrdquo

hr horas

Hwacutes Tuberiacutea ldquoHeavy Weightrdquo

HW ldquoHeavy Waterdquo ndash Tuberiacutea de transicioacuten

IADC ldquoInternational Association Drilling Companyrdquo Evaluacioacuten de desgaste de mechas de

perforacioacuten

IFJ Conexioacuten Premium Especiales integrales el diaacutemetro externo suele ser menor al 1

por encima de la tuberiacutea

IJ Conexioacuten API redonda Integral Joint

ING Ingeniero

ISLR Impuesto sobre la renta

IP Indice de Productividad del Pozo [bbl(lppc x pie]

jts Juntas tubos

Lbgal Libras por galoacuten

Lb Libras

LD Conexioacuten Premium Especiales para grandes diaacutemetros

LP Tipo de rosca Land Pipe

Lpb Libra por barril


303

Lppc Libra por pulgada cuadrada

LTC Conexioacuten API redonda Long Thread connector

m metros

MARN Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales

MD Measure Depth Profundidad medida [pies]

MEM Ministeriode Energiacutea y Minas

MHz Mega Hertz

MIJ Conexioacuten Premium Integral con sello metal ndash metal

min minutos

MIP Metodologiacutea Integral de Productividad

MIYA Modelaje Integral de Yacimientos

MSC Miacutenimos Strokes para un Fondo Arriba

MTC Conexioacuten Premium Estaacutendar con sello metal ndash metal

MWD Measure While Drilling

Np Petroacuteleo producido [BN]

NUE Conexioacuten API redonda Non upset tubing Thread

NA No aplica

pH Abreviatura para potencial del ion hidroacutegeno

PDC Polycristaline Diamond Compact

PDVSA Petroacuteleos de Venezuela Sociedad Anoacutenima

PEP Plan de Ejecucioacuten del Proyecto

PMA Profundidad Medida Ajustada

POES Petroacuteleo Original en Sitio

ppm Partes por milloacuten

psi ldquopound per square inchrdquo

PSM Peso sobre la mecha [Lbs]

PT Profundidad Total

RARC Reacondicionamiento y Recompletacioacuten

RAP Relacioacuten Agua Petroacuteleo [BABNP]

REG Hace referencia a un tipo de rosca regular


304

RGP Relacioacuten Gas Petroacuteleo

ROP ldquoRate of Penetrationrdquo ndash Tasa de penetracioacuten

RPM Revoluciones por Minuto

Rs Relacioacuten Gas Petroacuteleo en Solucioacuten

s segundo

SHA Seguridad Higiene y Ambiente

SIR Sistema Integral de Riesgo

SLH Conexioacuten Premium Especiales de alto rendimiento y liacutenea reducida

STC Conexioacuten API redonda Short Thread connector

sxs Sacos

TIR Tasa Interna de Retorno

TPP Tiros por Pie

TVD True Vertical Depth Profundidad Vertical Verdadera [pies]

TVDSS ldquoTrue Vertical Depthrdquo Profundidad Vertical Verdadera medida bajo el nivel del

mar [pies]

UEY Unidad de Explotacioacuten de Yacimientos

UTM Universal Transverse Mercator Convencioacuten mundial para la clasificacioacuten de las

coordenadas de los mapas a nivel mundial

VCD Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten

VIRacutes Vaacutelvulas Impide Reventones

VPN Valor Presente Neto

XH Tipo de rosca extra grande

XL Conexioacuten API trapezoidales ldquoExtreme Linerdquo

GLOSARIO DE TEacuteRMINOS

305

Acuiacutefero Manto saturado de agua horizonte productor de agua

Acumulacioacuten Depoacutesito de hidrocarburos

Aguas abajo Operaciones de la industria petrolera desde la refinacioacuten hasta la ventas de

productos al consumidor final

Aguas arriba Operaciones de la industria petrolera que se realizan hasta llegar a la

refinacioacuten o sea baacutesicamente exploracioacuten y produccioacuten

Aacutengulo de inclinacioacuten Es el aacutengulo fuera de la vertical que marca la direccioacuten del pozo

tambieacuten se llama aacutengulo de deflexioacuten

Anticlinal Pliegues de los estratos del subsuelo en forma de arco elemento de particular

intereacutes para la formacioacuten de depoacutesitos de hidrocarburos

Arenamiento Efecto de acumularse arena en un pozo lo que requiere para su limpieza

de una operacioacuten de reacondicionamiento

Azimuth Aacutengulo medido desde el Norte hasta el hoyo en direccioacuten Este con base en la

escala completa del circulo de 360deg

BHA ldquoBottom hole Assemblyrdquo Ensamblaje de fondo que incluye la mecha y todas las

herramientas direccionales

Barril Unidad de volumen de uso comuacuten en la industria Un barril equivalen a 42

galones o 159 litros

BUR ldquoBuild Up Raterdquo Es el nuacutemero de grados de aumento del aacutengulo de inclinacioacuten

sobre una longitud especiacutefica Generalmente se utiliza grados por cada 100 pies


306

Buzamiento Aacutengulo entre el plano de estratificacioacuten de la formacioacuten y un plano

horizontal imaginario medido en un plano vertical perpendicular al rumbo

Cabezal Extremo de las tuberiacuteas de revestimiento de los pozos Tambieacuten se le llama

cabezote

Cementacioacuten Operacioacuten especializada propia de la perforacioacuten mediante la cual se

fijan de manera permanente en su sitio las tuberiacuteas de revestimiento

Centralizador Pieza de acero flexible que se coloca a distintos niveles a lo largo de la

tuberiacutea de revestimiento antes de la cementacioacuten para asegurar un espacio anular

uniforme

Circulacioacuten Consiste en bombear el lodo por todo el sistema durante un tiempo

prudencial con el fin de acondicionarlo de manera conveniente

Contacto agua - petroacuteleo Es el nivel determinado por el liacutemite natural buzamiento

abajo en el que se pasa de un fluido al otro

Coordenadas Coordenadas de una localizacioacuten o de un punto del hoyo son sus

distancias en la direccioacuten N-S y E-O a un punto dado

Cuadrante Pieza vital del taladro de seccioacuten cuadrada que encaja justamente en el

centro de la mesa rotaria de manera que transmite el movimiento de giro a la tuberiacutea d

perforacioacuten

Darcy Unidad de permeabilidad Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 Darcy

cuando una presioacuten de una atmoacutesfera es capaz de forzar un liacutequido de 1 cp de viscosidad

a traveacutes de una muestra de 1 cm de largo y 1 cm2 de seccioacuten transversal imprimieacutendole

una velocidad de 1 cm por segundo


307

Densidad Es la propiedad de una sustancia que mide la cantidad de masa por unidad de

volumen

Desviacuteo oacute Alejamiento Es la distancia horizontal de cualquier punto del hoyo al eje

vertical a traveacutes del cabezal tambieacuten se le conoce como desviacioacuten horizontal o

alejamiento horizontal

Drenaje Accioacuten y efecto de fluir los hidrocarburos en los yacimientos hacia los pozos

Embolada o ldquoStrokerdquo Representa el volumen de fluido que se puede bombear en una

corrida del pistoacuten

Espacio anular El que queda entre las paredes desnudas del pozo y la tuberiacutea de

perforacioacuten o entre eacutesta y la tuberiacutea de revestimiento

Esquema Lahee Sistema de aceptacioacuten universal para clasificar los pozos petroleros

conforme al objetivo de la perforacioacuten (desarrollo de avanzada exploratorio)

Estimulacioacuten Operaciones diversas con las cuales se busca incrementar el rendimiento

de un pozo puede ser un tratamiento para inducir un pozo a producir maacutes o para mejorar

las condiciones petrofiacutesicas por fracturamiento asiacute mismo acidificacioacuten

Falla Fractura geoloacutegica a lo largo de la cual ocurre un movimiento que disloca las rocas

lo que puede originar trampas favorables a la acumulacioacuten de hidrocarburos

Final de la construccioacuten o EOB ldquoEnd of buildrdquo Es el punto en el cual se deja de

construir aacutengulo y comienza una seccioacuten tangencial

Final de la curva o EOC ldquoEnd of Curverdquo Punto final en donde comienza la seccioacuten

horizontal o la uacuteltima seccioacuten de mantenimiento de aacutengulo


308

Giro Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo para realizar un

cambio de direccioacuten u orientacioacuten

Gradiente geoteacutermico Incremento de la temperatura con la profundidad

Gradiente hidrostaacutetico Aumento normal de la presioacuten con la profundidad

Heavy wate Tuberiacutea que se utiliza para darle peso a la mecha tambieacuten se conoce como

tuberiacutea pesada

Localizacioacuten Ubicacioacuten geograacutefica de un pozo

Lodo de perforacioacuten Fluido circulante que se utiliza en la perforacioacuten para desempentildear

algunas de las varias funciones requeridas durante el proceso principalmente para hacer

circular los recortes de formacioacuten hacia superficie

Longitud del rumbo Distancia a lo largo del hoyo entre las profundidades de dos

registros

Mapa isoacutepaco Es aquel en el cual se representa el grosor de una roca de una seccioacuten

estratigraacutefica tambieacuten el espesor individual o total de las capas saturadas de

hidrocarburos

Martillo Se coloca en la sarta de perforacioacuten y es utilizada solo en casos de pega de

tuberiacutea

Mecha Pieza que se coloca atornillada en el extremo de la tuberiacutea de perforacioacuten para

que al girar corte y atraviese los estratos de la corteza terrestre cuado se perfora un

pozo


309

Mesa rotatoria Parte esencial del taladro que transmite el movimiento a la tuberiacutea de

perforacioacuten

Monel Portamecha no - magneacutetico que se utiliza junto con el MWD para evitar la

interferencia magneacutetica que pueda influir en los registros

Pata de perro Cualquier cambio de aacutengulo severo entre el rumbo verdadero o la

inclinacioacuten de dos secciones del hoyo

Pozo Hoyo que se perfora para buscar o poner a producir hidrocarburos

Profundidad medida (MD) Es la profundidad en el pozo direccional que se hace con la

medicioacuten de la sarta (tuberiacutea) de perforacioacuten midiendo la longitud del hoyo

Profundidad vertical verdadera (TVD) Es la distancia vertical de cualquier punto

dado del hoyo a la planchada del Taladro

Punto de desviacuteo o KOP ldquokick Off Pointrdquo Es la profundidad del hoyo en el cual se

coloca la herramienta de deflexioacuten inicial y se comienza el desviacuteo del mismo

Punto de Entrada ldquoEntry Pointrdquo Punto de entrada a la arena objetivo

Registro Es la medicioacuten por medio de instrumentos del aacutengulo de inclinacioacuten y de la

direccioacuten en cierto punto (o estacioacuten) del hoyo

Reservas Probadas Representa el volumen de hidrocarburos contenidos en

yacimientos los cuales hayan sido constatados mediante pruebas de produccioacuten y que

seguacuten la informacioacuten geoloacutegica y de ingenieriacutea de yacimientos puedan ser producidos

comercialmente


310

Rumbo Es el aacutengulo medido desde el norte geograacutefico hasta la liacutenea intercepcioacuten entre

un plano horizontal de referencia y el plano que define la direccioacuten del estrato (Plano del

tope o de la base del estrato)

Seccioacuten aumentada o BS ldquoBuild Sectionrdquo Es la parte del hoyo despueacutes del arranque

inicial donde el aacutengulo de desviacuteo aumenta Tambieacuten se conoce como seccioacuten de

construccioacuten del aacutengulo

Seccioacuten de Descenso ldquoDrop sectionrdquo Es la parte del hoyo despueacutes de la seccioacuten

tangencial donde el aacutengulo de inclinacioacuten disminuye

Seccioacuten Tangencial ldquoTangentrdquo Es la parte del hoyo despueacutes del aumento de aacutengulo

de desviacuteo donde el aacutengulo de desviacuteo y la direccioacuten se mantienen constantes

Severidad de la pata de perro Es la tasa de cambio de aacutengulo real entre las secciones

expresadas en grados sobre una longitud especiacutefica

Side Track Desviacioacuten que se realiza dentro el pozo con el fin de evitar un pez Aunque

existen otras razones

Surfactantes Material que tiende a concentrarse en la interfase de dos medios Se

emplea en los fluidos de perforacioacuten para controlar el grado de emulsificacioacuten

Taladro Equipo para la perforacioacuten de pozos

Tolerancia del objetivo La maacutexima distancia en la cual el objetivo puede ser errado

Trampa Condicioacuten geoloacutegica de los horizontes del subsuelo que permite que se forme un

depoacutesito de hidrocarburos Puede ser de origen estructural (pliegues fallas) o

estratigraacutefico (acuntildeamiento)


311

Viscosidad Es la propiedad de los fluidos que se manifiesta como una resistencia al fluir

Yacimiento Es la porcioacuten de la trampa la cual contiene petroacuteleo yo gas como un solo

sistema hidraacuteulicamente conectado Tambieacuten se define como el volumen de roca que

tiene un porcentaje de su volumen total (Volumen Poroso) ocupado por petroacuteleo yo gas

susceptible de extraccioacuten

Zapata Extremo inferior de la tuberiacutea de revestimiento que sirve para el anclaje contra

el fondo del pozo

APEacuteNDICE A- INFORME TEacuteCNICO DE LA PROPUESTA DE PERFORACIOacuteN

HOJA DE IDENTIFICACIOacuteN DE INFORMES TEacuteCNICOS RIPPET

PDVSA

EXPLORACIOacuteN Y PRODUCCIOacuteN

1 FECHA DE PUBLICACIOacuteN

SEPTIEMBRE 2002

2 NUMERO DE INFORME

BAR

DISTRITO SUR 3 Ndeg DEL PROYECTO

4 COORD DEL PROYECTO

MEDINAMRIVEROJ CHACIN X

5 AUTOR(ES)

ADRIAN J MIRANDA LJ BENITEZ R GONZALEZ E RODRIGUEZ K AGUILAR R PENtildeA B

6 TITULO Y SUBTIacuteTULO PROPUESTA DE PERFORACION POZO GF-159 7 INSTITUCIOacuteN EJECUTORA

ESTUDIOS INTEGRADOS-APURE

8 UNIDAD GENERADORAINDICADOR

RODRIGUEZWO MEDINAME CHACINX

9 NOTAS SUPLEMENTARIAS

GENERACIOacuteN DE SOPORTES TEacuteCNICOS DE PERFORACIOacuteN DE POZOS PARA POTENCIAR EL ESTUDIO INTEGRADO DEL CAMPO GUAFITA SUR QUE ADELANTA ESTUDIOS INTEGRADOS DE LA UEY APURE DEL DISTRITO SUR

10 PAGINASVOLUacuteMENES

54 PAG VOL 1

11 RESUMEN (MAX 200 PALABRAS) SE PRESENTA EL SOPORTE TEacuteCNICO PARA LA PERFORACIOacuteN DEL POZO GF-159 DEL CAMPO GUAFITA-SUR ESTE POZO ALCANZARAacute LA PROFUNDIDAD FINAL DE 7450 PIES TVDSS CON UNA TRAYECTORIA TIPO J PENETRANDO LAS UNIDADES HIDRAULICAS ASOCIADAS A LAS ARENAS G-7-2 y G-7-34 CON UN POTENCIAL ESTIMADO DE 1000 BPN EL OBJETIVO PRIMARIO DE ESTA LOCALIZACIOacuteN ES LA ARENA G-7-2 DE LA EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA SE ARROJA QUE LA MISMA ES RENTABLE AL TENER UN VPN DE 453040 UN TIR DE 5915 UN Eim DE 274 Y UN TP DE 14 SE INCLUYEN COMENTARIOS POR CADA PERICIA EXISTENTE EN ESTUDIOS INTEGRADOS UTILIZANDO PARA ELLO INFORMACIOacuteN DE NUacuteCLEOS PERFILES HISTORIA DE POZOS EXISTENTES SISMICA 3D E INFORMACIOacuteN DE YACIMIENTOS 12 PALABRAS CLAVES GF-159 CAMPO GUAFITA SUR INVERSIOacuteN SIacuteSMICA SIacuteSMICA 3D SEDIMENTOLOGIacuteA DISTRIBUCIOacuteN DE FLUIDOS REGISTROS DE SATURACIOacuteN ISOPROPIEDADES PETROFISICA REDES NEURONALES

13 DESCRIPTORES (PARA EL CDB) 14 CLASIFICACIOacuteN

RIPPET

YACIMIENTOS EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA MATRIZ VCD

15 DISTRIBUCIOacuteN DESARROLLO DE YACMEM (2)

ARCHIVO (1)

16 APROBACIOacuteN GERENTE

GTE U E APURE

RED DE INFORMACIOacuteN PETROLERA Y PETROQUIacuteMICA RIPPE

2

PDVSA EXPLORACIOacuteN PRODUCCIOacuteN Y MEJORAMIENTO DISTRITO SUR

UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN APURE - ESTUDIOS INTEGRADOS

INFORME TEacuteCNICO DE LA PROPUESTA DE PERFORACIOacuteN POZO GF-159

CAMPO GUAFITA-SUR

BARINAS SEPTIEMBRE 2002

GGUUAAFFIITTAA

RRIIOO AARRAAUUCCAA

GGUUAASSDDUUAALLIITTOO

3

CONTENIDO

1 OBJETIVOS JUSTIFICACIOacuteN

2 UBICACIOacuteN

3 ASPECTOS GEOLOacuteGICOS

31 ESTRUCTURA

32 SEDIMENTOLOGIacuteA Y ESTRATIGRAFIacuteA

4 ASPECTOS GEOFIacuteSICOS

5 ASPECTOS PETROFIacuteSICOS

51 EVALUACIOacuteN DE LOS PARAacuteMETROS DE CORTE

52 RESULTADOS OBTENIDOS

53 PROGRAMA DE REGISTROS POZO GF-159

6 ASPECTOS GEOMECAacuteNICOS

61 ANAacuteLISIS DE LA ESTABILIDAD DEL HOYO

7 ASPECTOS DE YACIMIENTOS

71 COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIOacuteN

72 COMPORTAMIENTO DE PRESIOacuteN

8 INFORMACIOacuteN GENERAL DE RESERVAS DE LOS YACIMIENTOS

PRINCIPALES

81 RESERVAS OFICIALES

82 RESERVAS EN REVISIOacuteN

4

83 CAacuteLCULO DEL POES Y RESERVAS EN EL AacuteREA DE LA LOCALIZACIOacuteN

9 EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA

10 MATRIZ DE VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN (VCD)

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


1- OBJETIVOS JUSTIFICACIOacuteN

La siguiente propuesta teacutecnica - econoacutemica estaacute orientada a soportar la

perforacioacuten del pozo GF-159 en el Campo Guafita Sur Este pozo estaacute ubicado

aproximadamente 570 mts al Suroeste del pozo GF-14X y a 460 mts al Este del

GF-17 El pozo GF-159 saldraacute del cluster del GF-14X y tendraacute una trayectoria en

ldquoJrdquo La profundidad final programada es de 7450 pies (TVDSS) aproximadamente

y se espera penetrar hasta aproximadamente 150 pies dentro de la Arena G-8 de

la Formacioacuten Guafita Terciario Desde el punto de vista de calidad de roca el

objetivo primario de esta localizacioacuten es la arena G-7-2 (yacimiento GF-5) con un

potencial estimado de 1000 BPD y el objetivo secundario es la arena G7-34 En

los intervalos G-8 G-9 y G-10 no se espera presencia de petroacuteleo debido a un

claro contacto Agua - petroacuteleo en la base de la G-7-34 mostrado en los registros

del GF-14X

La propuesta para perforar GF-159 estaacute soportada principalmente por la

interpretacioacuten de la siacutesmica 3D y mediante analisis de inversioacuten siacutesmica y redes

neuronales que indican que en el aacuterea se observa la presencia de canales

meandriforme los cuales se extienden en direccioacuten Sur-oeste Esta nueva

interpretacioacuten sismoestratigraacutefica parece estar respaldada por las propiedades

sedimentoloacutegicas y petrofiacutesicas del pozo GF14X y por la produccioacuten del mismo en

las arenas de intereacutes Esta localizacioacuten abririacutea nuevas oportunidades en esta zona

marginal en lo que a densidad de pozos se refiere Adicionalmente el anaacutelisis de

toda la informacioacuten de pozos del aacuterea (nuacutecleos registros mapas de tendencia de

facies y datos baacutesicos de yacimientos reservas comportamiento de produccioacuten y

prueba de presioacuten reciente (build-up) en el GF14X) indican muy buena

prospectividad para los yacimientos objetivo en el aacuterea donde se propone esta

localizacioacuten

6

El caacutelculo preliminar de reservas remanentes realizado en el aacuterea del GF14X

donde se perforaraacute este pozo dio un total de 2 MMBNP en la G-7-2 y 12 MMBNP

en la G-7-34 El VPN para esta localizacioacuten es de 453040 MMBs con un TIR de

5915

En la figura 11 se ilustra esquemaacuteticamente las unidades que seraacuten perforadas y

el estimado de las profundidades en TVDSS a las que se encontraraacuten

ENTRADAEN EL

CLUSTERDEL GF-159

PT 7450rsquo

EMR 473acute

7400rsquo

6832rsquo

7280rsquo

EE WW

LUTITA LIGNITICA MARCADOR 1

ARENA G - 8 LUTITA DE GUAFITA MARCADOR 2

ARENA G - 9 12ARENA G - 9 34

7390

72607123rsquo

ARENA G - 7 34ARENA G - 7_2

TOPES EN TVDSS (+- 45acute)

Fig 11 Seccioacuten esquemaacutetica que muestra la estratigrafiacutea que atravesaraacute

el pozo GF-159 en la ubicacioacuten propuesta

7

2- UBICACIOacuteN

En la Figura 21 se muestra la posicioacuten en fondo de la localizacioacuten GF-159 sobre

el mapa estructural no oficial del yacimiento G-7-2 el cual representa el modelo

estructural basado en la interpretacioacuten siacutesmica 3D

Figura 21 Mapa siacutesmico estructural al tope de G-7-2 basado en la siacutesmica

3D Las coordenadas UTM de la localizacioacuten al nivel de superficie y fondo (arena

objetivo G-7-2) son las siguientes

SUPERFICIE (Cluster GF-14X ) FONDO

N 773397 E 27622742 N 772895 E 275841

GF-159

GF-14X

GF-17

NGUAFITA SUR

8

En la Figura 21 se observa la ubicacioacuten de la localizacioacuten de acuerdo con la

nueva interpretacioacuten donde el GF-159 se encuentra ubicado al Sur ndash oeste del

GF14X Estructuralmente esta localizacioacuten seguacuten siacutesmica 3D se encuentra a unos

65 pies buzamiento arriba con respecto al GF14X Estratigraficamente la

localizacioacuten se encuentra en el centro de las barras de meandro de un canal que

se caracterizoacute originalmente por inversioacuten siacutesmica Detalles adicionales se

presentan maacutes adelante dentro de los aspectos geofiacutesicos y geoloacutegicos de esta

propuesta

9

3- ASPECTOS GEOLOacuteGICOS

31- ESTRUCTURA

En vista del bajo nuacutemero de pozos alrededor de esta localizacioacuten el modelo

estructural de esta propuesta seraacute descrito sobre la base de los resultados de la

interpretacioacuten y anaacutelisis de la siacutesmica 3D cuyos detalles son expuestos en eacutel

capitulo 4 de este informe

32 ESTRATIGRAFIacuteA Y SEDIMENTOLOGIacuteA

El anaacutelisis sedimentoloacutegico realizado se hizo basaacutendose en la informacioacuten

aportada por el nuacutecleo del pozo GF-5X al igual que informacioacuten de los restantes

pozos con nuacutecleos del aacuterea de Guafita Sur GF-26X GF-134 Se utilizoacute igualmente

la informacioacuten obtenida para las arenas G-7 G-8 G-9 y G-10 en estudios

sedimentoloacutegicos previos efectuados en el campo Guafita

La secuencia de intereacutes a perforarse en esta localizacioacuten es de maacutes reciente a

maacutes antigua G 7-2 G 7-34 y G 8 El intervalo G 7-2 objetivo principal del pozo

GF-159 estaacute constituido por sedimentos del Miembro Guardulio de la Formacioacuten

Guafita conjuntamente con los sedimentos de G 7-34 Estos depoacutesitos

constituyen el yacimiento maacutes somero de la secuencia de las arenas de la

Formacioacuten y se depositan sobre los sedimentos de G-8 del Miembro Arauca de la

misma Formacioacuten Guafita Un registro tipo para el campo Guafita Sur mostrando

la forma tiacutepica de las curvas al igual que los niveles estratigraacuteficos que atraviesa el

pozo se observan en la figura 321

El intervalo de G 7-2 en el aacuterea tiene un comportamiento erraacutetico tanto en cuanto

al lugar como al nivel estratigraacutefico donde se encuentra caracteriacutestico de su

origen interpretado como de canales meandriformes La ubicacioacuten exacta de los

canales interpretados era en extremo incierto antes de realizar los procesos de

inversioacuten acuacutestica y elaacutestica del cubo siacutesmico Estas teacutecnicas permitieron reducir la

10

incertidumbre respecto a la ubicacioacuten y extensioacuten de dichos canales de tal manera

que se hizo posible esta propuesta La explicacioacuten detallada de estas teacutecnicas se

hace en eacutel capitulo 4 dentro de los aspectos geofiacutesicos de esta propuesta

G R R T

CR

ETA

CEO

OLI

GO

CEN

OM

IOC

ENO

TEM

PRA

NO

GU

AFI

TAN

AVA

Y

QU

EVED

OA

RA

UC

AG

UA

RD

ULI

O

L A M O R I T A

G 7 1 2

G 7 3 4

G 8

G 9 1 2G 9 3 4

G 1 0

Q 1

Q 2

Q 3

Q 4

Q 5

L U T I T A D E G U A F I T A

L U T I T A L I G N Iacute T I C A

MIE

MBR

O

FORM

ACIOacute

N

EDAD

UNID

AD

INFO

RM

AL

Figura 321 Registro tipo y esquema estratigraacutefico para el campo Guafita Sur

La ubicacioacuten en fondo de esta localizacioacuten permitiraacute conectar el pozo en posicioacuten

maacutes favorable con el canal que ya fue conectado en posicioacuten marginal por el pozo

GF-14X y que no se conectoacute con el GF-17 Un dibujo esquemaacutetico que representa

esta situacioacuten se muestra en la figura 322 En dicha figura se puede observar

como se ubica la localizacioacuten dentro de la barra de meandro en la direccioacuten en

que esta migra de manera que la probabilidad de conectar las arenas de este

yacimiento es mucho mayor Se esperan conseguir dos canales apilados en el

yacimiento G 7-2 con espesores individuales entre los 14 y 20 pies separados por

un intervalo arcilloso

11

F

Figura 322 Dibujo esquemaacutetico del paleoambiente propuesto para esta localizacioacuten

El intervalo de G 7-34 segundo horizonte prospectivo de la localizacioacuten GF-159

presenta areniscas bien estratificadas con un espesor promedio de arenas de 20

pies con un rango entre 5 y 35 pies Este intervalo presenta mejores

caracteriacutesticas hacia el aacuterea a perforar por este pozo esperaacutendose un ANT mayor

a 55 pies

El intervalo de G-8 y yacimientos infrayacente no son prospectivos en esta

localizacioacuten por encontrarse por debajo del CAPO en todos ellos Sin embargo se

perforaraacute la parte superior de G-8 hasta llegar a la profundidad total de 7450

(TVDSS) Este intervalo presenta areniscas de grano medio a grueso con

Planicie Deltaica

Llanura deInundacioacuten

Barra deMeandro

DiqueNatural

Arena de grano medio a grueso

Arena de grano fino

Arcilla

Arcilla Orgaacutenica

Direccioacuten de la corriente

GF-17

GF-14X

GF-159

Direccioacuten demigracioacuten de laBarra de Meandro

Abanico deRotura

Modificado de Allen (1999)

12

espesores individuales de hasta 6 pies interestratificadas con lutitas continuas y

dispersas

En la Figura 323 se muestra una seccioacuten estratigraacutefica con los pozos ubicados

alrededor de la localizacioacuten en donde se observa la ubicacioacuten estratigraacutefica del

GF-159 al igual que las tendencias en los espesores descritas anteriormente

Figura 323 Seccioacuten estratigraacutefica

Las Figuras 324 y 325 representan los mapas de distribucioacuten relativa de facies

arenosas en los pozos adyacentes al pozo propuesto para los distintos horizontes

En estas se puede observar la distribucioacuten vertical y la continuidad lateral de los

estratos arenosos en las diferentes unidades Los mapas muestran las facies

arenosas vistas de intenso color rojo y las facies maacutes arcillosas de color verde

clarooscuro

G F-159

G 7- 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9

Lutita G uafita

Lu tita L ign iacutetica

G 7 - 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9Lutita G uafita

L u tita L ig n iacutetica

13

Figura 324 Mapas de abundancia relativa de facies arenosas horizonte G 7-2


GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-2Guafita

Sur

GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-34Guafita

Sur

14

En la Figura 326 se muestra el perfil compuesto con la distribucioacuten vertical

esperada en el punto de drenaje del pozo GF-159 Este perfil se forma con las

muestras de los pozos alrededor del pozo y los intervalos esperados en dicha

localizacioacuten siguiendo las tendencias de distribucioacuten areal y vertical de facies que

se desprende del anaacutelisis geofiacutesico y sedimentoloacutegico

Figura 326 Perfil compuesto y topes esperados en TVDSS para la localizacioacuten del GF-159

G 7-2 (6832acute)

G 7-34 (7123acute)

G 8 (7280acute)

Lutita de Guafita (7390acute)

Lutita Ligniacutetica (7260acute)

15

4- ASPECTOS GEOFIacuteSICOS

La estructura en el campo Guafita Sur consiste de un monoclinal plegado buzando

hacia el mismo sentido limitado por el lado Norte por la falla principal Guafita -

Cantildeo Limoacuten y por el Sur por el sistema de fallas compresivas La Yuca El modelo

estructural propuesto para el momento consiste de dos regiacutemenes de deformacioacuten

asociados los cuales se detallan a continuacioacuten

bull Reacutegimen transcurrente-divergente (transtensional) Este reacutegimen estaacute asociado

con el desarrollo de estructuras florales y estilos estructurales donde el

elemento dominante es fallamiento transcurrente (con mayor componente de

desplazamiento lateral que vertical) Se generan durante las primeras etapas

de este tipo de deformacioacuten las primeras siguen un patroacuten anastomosado y

crean el plano de debilidad a lo largo del cual se produce posteriormente el

movimiento principal Esta falla tiene un rumbo aproximado N 55degE

bull Reacutegimen compresivo Caracterizado por plegamiento suave y fallamiento

inverso (falla La Yuca) Esta falla tiene un rumbo aproximado N 30degE y

buzamiento al noroeste

Esta localizacioacuten (GF159) nace de los resultados de un estudio siacutesmico que

consistioacute en aplicar una combinacioacuten de teacutecnicas que permitieran una

caracterizacioacuten sismo-estratigrafica de los campos Guafita Norte y Sur Para esto

se desarrolloacute una metodologiacutea basada en la generacioacuten de voluacutemenes de

impedancia acuacutestica Adicionalmente estos voluacutemenes se usaron como atributo

siacutesmico (junto a los atributos convencionales siacutesmicos) para entrenar al operador

neuronal MLFN a predecir voluacutemenes de pseudo propiedades petrofiacutesicas

(porosidad y volumen de arcilla)

Con la finalidad de mejorar el contenido de frecuencia y la razoacuten SN del volumen

siacutesmico apilado de Guafita antes de aplicar inversioacuten siacutesmica se procedioacute a

16

condicionar los datos siacutesmicos a nivel post-apilamiento mediante la aplicacioacuten de

un filtro paso-banda para eliminar ruido de alta frecuencia y una deconvolucioacuten

prediacutectiva para aumentar el contenido de frecuencia antes de inversioacuten Fig 41

Fig 41 Espectros de frecuencia con y sin deconvolucioacuten para Guafita Norte y Sur

En la fila de la izquierda de la figura de arriba se puede observar el espectro de

frecuencia para la zona de intereacutes en Guafita Norte Note la ganancia considerable

en el espectro luego de la desconvolucioacuten (cuadro 2 fila izquierda) Parte de este

contenido era ruido el cual se elimino con un filtro pasa-banda En la fila de la

derecha se aprecia lo mismo pero para Guafita Sur

El proceso de inversioacuten siacutesmica se inicia con la generacioacuten de un modelo inicial de

impedancia con caraacutecter geoloacutegico La construccioacuten del modelo de impedancia se

realizoacute con la combinacioacuten de datos de pozos (soacutenico y densidad) y los horizontes

Espectro de frecuencia calculado entre 1500 a 1650

Espectro de frecuenciaaplicado el filtro band pass 50-55

Espectro de frecuencia luego de la deconvolucioacuten




17

siacutesmicos interpretados El meacutetodo de inversioacuten 3D post-apilamiento usado es

inversioacuten basada en el modelo Este consiste en perturbar las impedancias

acuacutesticas y los espesores del modelo inicial hasta que la traza sinteacutetica resultante

de la convolucioacuten de la ondiacutecula promedia con el registro de impedancia

perturbado sea comparable a la traza siacutesmica Esta perturbacioacuten se realiza para

cada traza (en impedancia) del modelo geoloacutegico y cada traza siacutesmica del

volumen Guafita 3D Aunque el proceso se ejecuta traza a traza se aplicoacute un

operador ldquomixingrdquo que pondera la contribucioacuten de trazas de impedancia vecinas

para generar la traza invertida final Los paraacutemetros de la inversioacuten se escogieron

deacute tal forma que el error entre las trazas sinteacutetica y real fuera el miacutenimo posible

Fig 2

Fig42Time-slice de las arenas de intereacutes

G - 7 - 2

G - 7 - 3 4

G F - 1 5 9

G F - 1 5 9

1 7 3 4 0 3 2 7 0 0

18

La imagen superior corresponde a un corte horizontal en la zona de intereacutes de la

arena G-7-2 donde se muestra una anomaliacutea de impedancia acuacutestica con la

morfologiacutea exacta de canal meandriforme La misma esta asociada a valores bajos

de impedancia Estos valores bajos podriacutean asociarse a buena calidad de roca

debido al comportamiento del GF14X el cual se encuentra dentro de la

mencionada anomaliacutea De igual forma en el corte (imagen inferior) para la G-7-34

se observa otra anomaliacutea atribuible a cuerpos de arenas

La metodologiacutea aplicada para generar propiedades de rocas usando la impedancia

acuacutestica invertida incluye la aplicacioacuten de diferentes etapas regresioacuten lineal simple

atributo-propiedad anaacutelisis multi-atributo y aplicacioacuten de redes neuronales

Fig43

Fig43 Time slice para cubos de pseudo propiedades

19

La figura representa un corte en tiempo al nivel de la arena G-7-2 (1596 ms) A

este nivel el pozo GF-14X es el uacutenico pozo productor de la arena La imagen

superior muestra el corte en tiempo extraiacutedo del volumen de porosidad mientras

que la imagen inferior muestra el comportamiento de la arcillosidad (VSH) para el

mismo corte en tiempo usando el volumen de arcillosidad generado mediante

redes neuronales Adicionalmente se delinea el cuerpo estratigraacutefico en color

negro Se evidencia que los porcentajes mayores de porosidad se encuentran

distribuidos a lo largo del cuerpo El anaacutelisis de la distribucioacuten de arcillosidad

muestra que las arenas maacutes limpias se asocian con el cuerpo estratigraacutefico

Fig44Seccioacuten pseudo porosidad

G -7-34

G -8

G -7-34

7 14 21 28 32

G -7-2

G -7-2

G F-159

G F-14XG F-17

G F-159 G F-14X

20

En la figura de arriba se muestra el match entre una seccioacuten de pseudo-

porosidad en direccioacuten GF14X y GF159 y la data dura (registro de porosidad)

Note que la inflexioacuten de la curva de valores alto corresponde en general con las

zonas de alta pseudo porosidad (amarillas y verdes manzanas)

Estructuralmente se busco dentro de la anomaliacutea en punto que al menos estuviese

al mismo nivel del GF14X o parecido sin embargo se hace la acotacioacuten de que en

el aacuterea del GF14X es relativamente plana en forma general Al Suroeste del

GF14X se encontroacute un punto que cumpliacutea con este requerimiento Esta

coordenada como se observa en las figuras 45 y 46 se encuentra en el tope de

una pequentildea estructura anticlinal local en direccioacuten casi Oeste-Este franco

atribuible o asociada posiblemente a la compresioacuten del sistema de fallas La Yuca

ya que no tiene continuidad lateral y su expresioacuten por caraacutecter siacutesmico no es del

todo clara por problemas de resolucioacuten Esta coordenada en profundidad se

encuentra a unos 570 mts del GF14X y a unos 460 mts del GF17

Fig45 Seccioacuten estructural en tiempo

G -8

G -7 -2

G -1 0

G -9

G -7 -3 4

Q v d o

G F -1 5 9

G F - 1 5 9

G F -1 4 XG F -1 7

21

La figura 45 muestra claramente que al nivel de la arena G-7-2 se produjo un

pliegue de reacomodo local adjudicable a la actividad tectoacutenica del sistema de

fallas La Yuca Esta estructura no tiene continuidad lateral por lo cual se descarta

la existencia de un sistema de fallas rampa de despeje ademaacutes de no poseer las

dimensiones Como se aprecia la localizacioacuten se ubico en la parte maacutes alta de la

misma a unos 65 mts buzamiento arriba del GF14X

Fig46Seccioacuten estructural en tiempo

GF-14XGF-159

G-8

G-7-2

G-10

G-9

G-7-34

QvdoGF-159

GF-14XGF-17

22

Aquiacute se observa el efecto de la estructura en otra direccioacuten (liacutenea naranja) donde

se levanta una pequentildea seccioacuten formando un pequentildeo montiacuteculo

Los topes formacionales estimados en TVDSS mediante la siacutesmica fueron asumiendo un error de +- 45 pies G-7-2= 6832 G-7-34=7123 G-8=7280 G-9-12=7400 PT= 7450

Las figuras 474849 y 410 muestran diferentes vistas tridimensionales del pozo

GF159 con relacioacuten al GF14X

Fig47 En esta vista 3D se puede apreciar la superficie estructural correspondiente al tope de la arena G-912 en colores azules rojos y negros seccionada por un time slice (1598) asociado al

canal meandriforme ademaacutes de la trayectoria del pozo GF159

23

Fig48 Esta perspectiva muestra maacutes claramente como el Time slice corta la estructura al nivel

del canal meandriforme

Fig49 Aquiacute se muestra un zoom del aacuterea de intereacutes

24

Fig410 Otra panoraacutemica del aacuterea de intereacutes

En conclusioacuten la localizacioacuten GF159 ha sido objeto de un analisis sismo-

estratigraacutefico exhaustivo que ha cubierto desde inversioacuten siacutesmica hasta redes

neuronales en donde todo apunta hacia el eacutexito de la misma Adicionalmente se

seleccionoacute el punto de coordenada estructuralmente maacutes buzamiento arriba Esta

localizacioacuten busca como objetivo principal la arena G-7-2 y como secundario la G-

7-34

A pesar de mostrarse maacutes erraacutetico la continuidad de la ondiacutecula siacutesmica en la

zona de intereacutes el tope de la G-7-2 se muestra a unos 65 pies maacutes arriba en

comparacioacuten con el pozo GF-14X

Por otro lado el disentildeo del pozo considera penetrar el cuerpo en direccioacuten

perpendicular a las liacuteneas de flujo del mismo Para esto se simulo una trayectoria

con tales caracteriacutesticas sin exceder un ldquodog legrdquo de 27grados y una inclinacioacuten

mayor de 40deg El anticolisioacuten no mostroacute ninguna interferencia entre la trayectoria

del pozo y los pozos vecinos

25

5- ASPECTOS PETROFIacuteSICOS 51 EVALUACIOacuteN DE LOS PARAacuteMETROS DE CORTE

A continuacioacuten se describe brevemente el procedimiento para calcular los

paraacutemetros petrofiacutesicos tomados en cuenta para determinar las propiedades de la

roca del soporte teacutecnico realizado para la localizacioacuten GF-159 del Campo Guafita

Sur

1 Resistividad del agua de formacioacuten

Para la determinacioacuten de la resistividad del agua de formacioacuten se utilizoacute el anaacutelisis

fiacutesico-quiacutemico de una muestra de agua de formacioacuten y el meacutetodo Rwa Es

importante destacar que primero se hizo una evaluacioacuten por arenas y finalmente

se determinoacute un promedio representativo del campo para todas las arenas

Al promediar estos resultados se obtuvo un valor de resistividad del agua de formacioacuten de 551 para todas las arenas del Campo Guafita es importante

destacar que los valores de Guafita Norte y Sur fueron promediados juntos ya que

estaacuten en un rango bastante cercano los unos de los otros es decir no son muy

diferentes por lo cual es vaacutelido este procedimiento

2 Densidad de la matriz

De acuerdo a los resultados obtenidos de los anaacutelisis especiales del nuacutecleo en los

pozos GF-26 y GF-134 en las arenas G-8 G-9 y G-10 la densidad de grano

(matriz) es de 265 grcc en estas arenas por lo tanto se debe utilizar este valor

de densidad para el caacutelculo de porosidad en todas las arenas ldquoG del Campo

Guafita Sur

3 Exponente de cementacioacuten y exponente de saturacioacuten Al igual que la densidad de la matriz tanto el exponente de cementacioacuten (m)

como el de saturacioacuten (n) que se utilizaron para la evaluacioacuten petrofiacutesica fueron

los valores obtenidos de los anaacutelisis especiales del nuacutecleo del pozo GF-26 el

26

procedimiento para su determinacioacuten se explica detalladamente en el estudio de

paraacutemetros baacutesicos realizado en Estudios Integrados (Luis Javier Miranda y

Enrique Hung) De estos anaacutelisis se obtuvo que el valor de ldquomrdquo era de 191 para

la Formacioacuten Guafita mientras que el exponente de saturacioacuten ldquonrdquo obtenido para

estas arenas ldquoGrdquo fue de 20 4 Porosidad En los pozos analizados se determinoacute la porosidad efectiva a traveacutes de la

siguiente ecuacioacuten

2

22DCNC

efectφφφ +

= (1)

Donde

φefect = Porosidad efectiva

φNC = Porosidad del Neutroacuten corregida

φDC = Porosidad del Density corregida

Los valores obtenidos de los registros Neutroacuten y Densidad se corrigen mediante

las siguientes ecuaciones

ShNShNLNC Vφφφ minus= (2)

ShDShDLDC Vφφφ minus= (3)

Donde

φNL = Porosidad del Neutroacuten leiacuteda en el registro

φNSh = Porosidad del Neutroacuten leiacuteda en una arcilla

φDL = Porosidad del Density leiacuteda en el registro

φDSh = Porosidad del Density leiacuteda en una arcilla

Vsh = Volumen de arcilla de cada arena determinado a traveacutes del registro de

Rayos Gamma

27

5 Permeabilidad

La ecuacioacuten que se utilizoacute para determinar la permeabilidad en los pozos bajo

anaacutelisis fue la correlacioacuten de Timur esta correlacioacuten ajustoacute con los valores de

permeabilidad observados en los nuacutecleos del campo

( )( )

1360100100

2

44

SwirrK efectφ= (4)

6 Saturacioacuten de agua

El resultado de la saturacioacuten de agua obtenida en las arenas G-7 G-8 G9-12

G9-34 y G-10 del Oligoceno-Mioceno es mayor para el caso del modelo de

Archie que para el modelo de Simandoux seguacuten anaacutelisis de sensibilidades

realizado en un estudio de paraacutemetros baacutesicos hecho en estudios integrados El

valor de saturacioacuten de agua obtenido de la Ecuacioacuten de Simandoux en estas

arenas coteja con la produccioacuten obtenida en los pozos evaluados razoacuten por la

cual el modelo de Simandoux cotejoacute muy bien con los valores esperados de

produccioacuten y corte de agua asiacute como acumulados de fluido para los pozos

considerados en la sensibilidad hecha

Como consecuencia de estos resultados y teniendo presente que las arenas ldquoG

de Guafita Norte y Sur presentan en ciertos pozos una arcillosidad considerable

se decidioacute utilizar la ecuacioacuten de Simandoux (5) para el caacutelculo de la saturacioacuten

de agua en los pozos analizados

minus

+

=

RshVshRwa

RshVshRwa

RtRwaSw mmm 2

2

2

φφφ (5)

28


Utilizando los paraacutemetros mencionados anteriormente y toda la informacioacuten

existente de los pozos evaluados en el Campo Guafita Sur en el aacuterea cercana a la

localizacioacuten GF-159 se llevoacute a cabo la evaluacioacuten petrofiacutesica y con los resultados

obtenidos se estimaron las propiedades petrofiacutesicas para este pozo los valores

esperados en esta nueva localizacioacuten son mostrados en la Tabla 51

POZO ARENA ANP (pies) φ efect () Sw () K (mD)

GF-159 G7-2 10 24 40 1100

GF-159 G7-34 28 25 36 1800

Tabla 51 Propiedades petrofiacutesicas estimadas para la localizacioacuten GF-159

Como se puede apreciar en la Tabla 51 las propiedades petrofiacutesicas estimadas

para este pozo como arena neta petroliacutefera porosidad efectiva y permeabilidad

en las arenas de la Formacioacuten Guafita justifican la perforacioacuten del mismo las

otras arenas que atravesaraacute el pozo (G-8 G-9 y G-10) no aparecen en la Tabla

51 debido a que no tienen ninguacuten intereacutes petroliacutefero porque se encuentran

totalmente mojadas por estar debajo del contacto agua-petroacuteleo En cuanto a las

arenas G7-34 y G7-2 (objetivos de este pozo) estas han sido sometidas al

drenaje del pozo GF-14X en los uacuteltimos antildeos seguacuten se explica en los aspectos de

yacimientos el cual es el uacutenico pozo cercano a esta nueva localizacioacuten

Por otra parte los registros tomados en el pozo GF-14X muestran un

comportamiento un tanto diferente a lo observado en el resto de los pozos del

campo en las arenas G7-2 y G7-34 por lo que se recomienda la toma de un juego

completo de registros en el hoyo de produccioacuten tal como aparece en el programa

de registros donde un registro de resonancia magneacutetica nuclear combinado con

registros de resistividad y de porosidad nos seraacute de mucha utilidad para una

mejor caracterizacioacuten petrofiacutesica de los yacimientos del campo Con esto se

obtendraacute una interpretacioacuten maacutes acertada sobre las propiedades de la roca y la

29

distribucioacuten actual de los fluidos asiacute como tambieacuten serviraacute para definir la

completacioacuten definitiva del pozo y agregar maacutes valor al poder visualizar posibles

intervalos que con los registros convencionales no seriacutean vistos Por otro lado

esta es una zona que ha sido drenada por un pozo y las arenas inferiores de la

Formacioacuten Guafita (G-8 G-9 y G-10) presentan alta saturacioacuten de agua por lo

que dicho registro juega un papel importante para discriminar zonas con agua

movible

Se sospecha de una saturacioacuten de agua irreducible alta en los yacimientos

objetivos hacia esta zona del campo (lo cual solo puede constatarse con anaacutelisis

de nuacutecleo o en su defecto se podriacutea estimar con un registro de resonancia

magneacutetica) esto explicariacutea desde el punto de vista petrofiacutesico el porque de un

corte de agua bajo y constante a lo largo del tiempo con una saturacioacuten de agua

inicial alta (Ver comportamiento de produccioacuten del pozo GF-14X en los aspectos

de yacimientos)

Debido a las caracteriacutesticas de las arcillas presentes en el aacuterea y por su tendencia

a derrumbarse identificada en la perforacioacuten de pozos anteriores (GF-144) se

usaraacute un lodo base aceite por lo que el registro de resistividad a usar seraacute un

induccioacuten de alta resolucioacuten Los otros registros programados (Densidad de

Formacioacuten Neutroacuten Resonancia Magneacutetica Rayos Gamma y Presiones) no son

afectados por el tipo de lodo usado por lo que se tomaraacuten sin ninguacuten

inconveniente

Es importante aclarar que la estimacioacuten de la saturacioacuten de agua se hizo a partir

de registros de pozos vecinos los cuales tienen varios antildeos de haberse corrido

GF-14X 17 31 La distribucioacuten estimada de los fluidos se determinaraacute con la

simulacioacuten del Campo Guafita Sur la cual arrojaraacute los valores actuales de

saturacioacuten de agua y petroacuteleo para cada pozo y su evaluacioacuten en el tiempo sin

embargo debemos tomar en cuenta que esta es una zona que solo ha sido

drenada por el pozo GF-14X el cual se encuentra maacutes bajo estructuralmente que

esta nueva localizacioacuten (Ver aspectos geofiacutesicos) por lo que debido al esquema

30

de explotacioacuten del campo con pozos interespaciados se hace necesario perforar

esta localizacioacuten para drenar reservas que aun existen en esta zona del

yacimiento (Ver aspectos de yacimientos)

En la figura 51 y 52 se ilustra la distribucioacuten de arenas y arcillas asiacute como de

fluidos que se estimoacute para este pozo el cual se perforaraacute en el mismo canal

donde se encuentra el pozo GF-14X el cual es el mejor ejemplo para visualizar lo

que se espera en esta nueva localizacioacuten dentro de la Formacioacuten Guafita a nivel

de las arenas G7-34 y G7-2

Figura 51 Distribucioacuten de minerales y fluidos esperados en la arena G7-34 de la

Formacioacuten Guafita en el aacuterea de la localizacioacuten GF-159

GF-159

G7-34

31



G7-2

GF-159

32

53 PROGRAMA DE REGISTROS DEL POZO GF-159

El programa de registros que se correraacuten en el pozo GF-159 seraacute el que aparece

en la tabla 52

REGISTRO ESCALA INTERVALO Registro de Induccioacuten



1200

1500



RHOB-Neutroacuten-GR-

Caliper

1200

1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500



Tabla 52 Programa de registros del pozo GF-159

El estimado de la profundidad medida se realiza a partir de la trayectoria estimada

para el pozo y de acuerdo a lo observado en el pozo GF-14X cercano a esta

nueva localizacioacuten

PF La profundidad final estimada es 8300acute pies (MD) a partir de la trayectoria

planificada del pozo

La configuracioacuten de las corridas en que se bajaraacuten las herramientas y el nuacutemero

de corridas se decidiraacute una vez seleccionada la empresa con la cual se haraacuten las

sensibilidades de acuerdo a las caracteriacutesticas del hoyo para obtener la

informacioacuten con la mayor calidad posible

33

Los registros deben presentarse en escala lineal excepto el de Resistividad que

seraacute en escala logariacutetmica

Las escalas de las curvas seraacuten las mostradas en la tabla 53

Curva Escala





Tabla 53 Escala de curvas de los registros del pozo GF-158

La seccioacuten repetida de todos los registros debe hacerse en un intervalo

prospectivo de la Formacioacuten Guafita y todos los registros se correraacuten a hoyo

abierto (8 frac12 pulgadas) y el lodo seraacute base aceite


Resistividad-Rayos Gamma y deben enviarse las cintas en formato LIS o DLIS a

la UAC Barinas en Cinta o CD una vez que se hayan corrido todos los servicios

asiacute como imaacutegenes de los servicios en formato TIFF CGM o PDS

Para el Registro de Resonancia Magneacutetica Nuclear debe entregarse La data

cruda antes del procesamiento los resultados digitales del procesamiento los

resultados graacuteficos del procesamiento los paraacutemetros del procesamiento deben

estar incluidos tanto en las entregas digitales como en las copias analoacutegicas los

archivos graacuteficos digitales de los resultados (CGM-PDS-TIFF) ademaacutes de la

interpretacioacuten del registro con su respectivo informe

Para el Registro de Presioacuten debe entregarse La data cruda antes del

procesamiento los resultados digitales del procesamiento los resultados graacuteficos

del procesamiento los paraacutemetros del procesamiento deben estar incluidos tanto

34

en las entregas digitales como en las copias analoacutegicas los archivos graacuteficos

digitales de los resultados (CGM-PDS-TIFF) ademaacutes de la interpretacioacuten del

registro con su respectivo informe

Finalmente deben entregarse las cintas a la UAC Barinas con todas las curvas en

profundidad con el registro de Resistividad y Rayos Gamma (Rayos Gamma

Resistividades Densidad de Formacioacuten Neutroacuten Cuentas del Neutroacuten

Correccioacuten del Densidad PEF Conductividad Caliper Curvas de Tensioacuten etc) y

los datos del cabezal del registro suministrados por el cliente

35

6- ASPECTOS GEOMECAacuteNICOS

Previo a la perforacioacuten del pozo GF-159 es importante identificar los posibles

problemas que se puedan presentar durante la perforacioacuten Se revisaron las

carpetas de los pozos GF-17 Y GF-14X En el pozo GF-14X se presentaron

problemas de arrastres a una profundidad de 6265rsquo hasta 6648rsquo de 40 Mlbs no se

presentaron ninguacuten tipo de riesgos En el pozo GF-17 se presentoacute poco arrastre a

4919rsquo se consiguieron 60rsquo de relleno entre 6076rsquo-6136rsquo 7715rsquo-7815rsquo Estos tipos de

riesgos posiblemente pudieran presentarse durante la perforacioacuten del pozo GF-159

En esta aacuterea se han realizado ensayos especiales de laboratorio para determinar la

resistencia mecaacutenica de la roca y el drawdown criacutetico La informacioacuten geomecaacutenica

fue obtenida de ensayos de resistencia mecaacutenica del pozo GF-26 al nivel de las

arenas G-9 Tambieacuten existe informacioacuten muy limitada de un registro de imaacutegenes

que tiene un solo ldquobreakoutrdquo y pocas fracturas naturales parcialmente abiertas lo

cual pudiera ser utilizado para la determinacioacuten de las direcciones de esfuerzos

horizontales La informacioacuten existente no permite determinar las magnitudes de los

esfuerzos principales en los campos Guafita Norte y Guafita Sur Para ello es

necesario realizar pruebas de campo tales como minifrac microfrac oacute prueba

extendida de integridad (extended leakoff test) El drawdown criacutetico se ha

determinado directamente en el laboratorio por medio de dos ensayos TWC (Thick

Wall Cylinder) donde uno dio valores maacuteximos de 350 lpc y el otro fue casi cero (casi

no acepta drawdown) Indirectamente el drawdown criacutetico se ha estimado por medio

de correlaciones con ensayos de laboratorio y el mismo se encuentra entre cero y

300 lpc Debido a esto se recomienda calcular el drawdown que producen las

nuevas bombas electrosumergibles de alta capacidad y mantener el drawdown

criacutetico producido por dichas bombas por debajo de 300 lpc de lo contrario se puede

correr el riesgo de arenar los pozos nuevos Este nuacutemero de drawdown criacutetico

pudiera ser incrementado si se realizan ensayos de laboratorio sobre nuacutecleos

geoloacutegicos nuevos en la zona completada y teniendo un registro soacutenico de tren de

ondas completas Tambieacuten se recomienda implantar los procedimientos de

mediciones de cantidad de soacutelidos (libras soacutelido por 1000 barriles producidos) para

este y todos los pozos de intereacutes lo que serviraacute para tener valores cuantitativos y

36

con el tiempo poder asiacute monitorear la produccioacuten de arena de los pozos y

adicionalmente permitiraacute determinar el drawdown criacutetico

A partir de registros soacutenicos del tren de onda completa se han determinado los

valores de los moacutedulos elaacutesticos dinaacutemicos Estos valores se presentan en las tablas

adjuntas En las tablas 61 62 y 63 se pueden comparar los diferentes valores de

los paraacutemetros elaacutesticos dinaacutemicos para las formaciones principales

Actualmente no existe informacioacuten geomecaacutenica disponible para estimar la direccioacuten

de los esfuerzos principales en el campo Guafita Sur y Norte por lo que se debe

inducir por evidencias secundarias Seguacuten VVA consultores la uacutenica informacioacuten

existente sobre direcciones de esfuerzos la constituye el registro de imaacutegenes tipo

STAR del pozo GF-64 que combina imaacutegenes resistivas con imaacutegenes acuacutesticas La

identificacioacuten e interpretacioacuten de rasgos en el registro STAR del pozo GF-64 fue

realizada por la empresa Western-Atlas y aquiacute se utilizan dichos datos La empresa

Western-Atlas identifica un solo breakout a una profundidad de 8100 pies pero

tambieacuten identifica varias fracturas naturales parcialmente abiertas

MODULO DE YOUNG E (MMLPC)

GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 30915 35635

GF-49 22694 33501 22738

GF-87 27761 26449 28522

GF-109 27532 29476 19954

GUAFITA SUR GF-21

GF-132 22645 29631

GF-134 28509 28345

GF-136 27759 27759 33281

Tabla 61 Valores tiacutepicos del Moacutedulo de Young para los Campos Guafita Norte y Sur

37

MODULO DE RIacuteGIDEZ G (MMLPC)

GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 12681 13955

GF-49 08682 14033 09358

GF-87 10849 10369 11079

GF-109 10553 11259 07193

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 08387 11038

GF-134 11361 11297

GF-136 10913 10913 13338

Tabla 62 Valores tiacutepicos del Moacutedulo de Rigidez para los Campos Guafita Norte y Sur

RELACIOacuteN DE POISSON

GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 02203 02233

GF-49 03102 02069 02241

GF-87 02750 02648 02826

GF-109 02686 02984 03180

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 02694 02497

GF-134 02548 02547

GF-136 02773 02773 02534

Tabla 63 Valores tiacutepicos de la Relacioacuten de Poisson para los Campos Guafita Norte y Sur

Este uacutenico breakout pareciera indicar que el esfuerzo horizontal mayor tiene un

azimut de 130deg lo cual es cuasi-perpendicular a la falla Cantildeo Limoacuten que divide a

Guafita Norte de Guafita Sur

38

Posiblemente se esteacuten generando problemas con los empaques con grava debido a

la migracioacuten de finos o el porcentaje de arcilla movible (caolinita) los esfuerzos que

estaacuten actuando sobre la grava y la manera como se estaacute realizando el empaque en

posicioacuten de circulacioacuten o forzamiento En estos momentos debido a los bajos IP y

fallas que han presentado algunos de los trabajos de empaque con grava se estaacute

realizando un nuevo disentildeo en el cual se estaacuten modificando las variables grava de

mayor resistencia al esfuerzo de corte (carbolitecarbopro) utilizar un preflujo que

estabilice la arcilla movible (caolinita) y la posicioacuten de coacutemo se realizara el empaque

forzamiento o circulacioacuten esto dependiendo de las presiones encontradas

61 ANAacuteLISIS DE LA ESTABILIDAD DE HOYO Es importante garantizar la estabilidad del hoyo mediante un anaacutelisis teoacuterico del

comportamiento de la onda compresional en las arcillas a lo largo de toda la seccioacuten

La idea principal es determinar zonas de presiones anoacutemalas en las lutitas lo cual

ayudaraacute en el disentildeo de los revestidores en el pozo Se llevoacute a cabo un anaacutelisis del

tren de compactacioacuten normal en las lutitas en el pozo GF-5X el cual presentaba el

registro soacutenico (onda compresional) desde superficie como se observa en la figura

64 y 65 En estas figuras no se evidencia la presencia de zonas anoacutemalas de

presioacuten en las lutitas observaacutendose un tren de compactacioacuten normal Este anaacutelisis

se hizo previo a la perforacioacuten del pozo GF-145 lo cual ayudoacute a comprobar que no

hubo cambios abruptos en la densidad del lodo usando para este pozo una ventana

de densidad de lodo promedio de 95 lpg (aceite mineral) perforaacutendose el hoyo sin

problemas en las lutitas

39

Figura 61 Relacioacuten del tiempo de traacutensito con la profundidad para el pozo GF-5X

ANAacuteLISIS DE COMPACTACIOacuteN NORMAL CAMPO GUAFITA SURPOZO GF-5X

40

Figura 62 Relacioacuten del tiempo de traacutensito en las lutitas con la profundidad para el pozo GF-

5X

41

7- ASPECTOS DE YACIMIENTOS

El pozo GF-159 a perforarse en el campo Guafita Sur presenta como objetivo

principal la arena G7-2 (Mioceno) Esta nueva localizacioacuten constituiraacute un punto de

drenaje adicional para extraer las reservas oficiales recuperables probadas de

estas arenas que se situacutean en los 538 MMBN y cuyas reservas remanentes en

este bloque se encuentran en el orden 2139 MMBN de 290 ordmAPI Ademaacutes existen

reservas oficiales recuperables probadas de la arena G7-34 objetivo secundario

que se encuentran en el orden de los 4622 MMBNP con unas reservas

remanentes para el campo Guafita Sur de 2513 MMBNP de 29 ordmAPI


La perforacioacuten del pozo GF159 estaacute soportada primordialmente por el caraacutecter

estratigraacutefico del yacimiento G-7-2 y la existencia de un solo pozo productor (GF-

14X) en esta arena El pozo GF-14X ha producido durante 15 antildeos logrando

acumular 48 MMBNP 10 MMBNA y 57 MMPCNG Este pozo inicialmente produjo

altos corte de agua en la parte basal de la arena G7-2 posteriormente en Enero -

1995 se realizoacute un RARC donde se cementoacute el intervalo inferior y se cantildeoneo el

tope de esta arena Desde entonces este pozo ha producido con una tasa

promedio de 800 BNP 7 AyS Este pozo se encuentra justamente en el canal

donde seraacute perforado el GF-159 como se observa en la figura 2 de la seccioacuten de

geofiacutesica

En dicha aacuterea se realizoacute un anaacutelisis combinado de los mapas de tendencia de

petroacuteleo acumulado reservas remanentes y radio drenaje Si observamos el aacuterea

donde fue propuesta la perforacioacuten del pozo GF-159 eacutesta solo se encuentra

influenciada por el radio de drenaje producido por el pozo GF-14X el cual estaacute en

el orden de los 700 mts Ademaacutes se muestra que en ese sector existen grandes

oportunidades de contactar reservas remanentes asociadas alrededor de 2

MMBNP ( Figuras 71 72 73)

42

Es importante destacar que en el anaacutelisis del radio de drenaje se consideroacute

inicialmente forma radial pero es conocido que en un canal el drenaje y los

fluidos se producen de forma lineal por lo cual se decidioacute observar el

comportamiento en forma elipsoidal que se acerca un poco maacutes al radio de

drenaje producido en el yacimiento

figura 71 figura72

figura 73

Tambieacuten se realizoacute la superposicioacuten del mapa de radio de drenaje ( Elipsoides

Negras) sobre el mapa de reservas remanentes donde se confirma la influencia

del drenaje producido por el pozo GF-14X (figura 74)

GF-159

GF-14X

GF-7X

GF-94

GF-159GF-159

43

FIGURA74 Radio de drenaje vs Reservas Remanentes Arena G7-2

De igual manera al nivel de la arena G7-34 (objetivo secundario) no existen

pozos cercanos a la localizacioacuten sin embargo se tiene que los mejores pozos

productores en esta sector son los pozos GF- 5X ( 515 BNPD 69 AyS) GF-52

(119 BNPD 69 AyS) que se encuentran a 13 y 09 Kmts de la localizacioacuten

respectivamente Cabe mencionar que los pozos productores activos en esta

arena producen en un rango desde 100-1000 BNPD con un corte de agua entre

50-97

De forma similar se realizoacute el anaacutelisis simultaacuteneo del radio de drenaje petroacuteleo

acumulado y reservas remanentes para la arena G-7-34 que se muestra en las

figuras 75 76 y 77 y se observa que existe gran oportunidad de contactar

reservas remanentes (08-12 MMBNP) en el canal donde seraacute perforado el pozo

GF-159 a nivel de la arena G7-34 ya que ese canal solo ha sentido la influencia

GF-159

GF-14X

44

del drenaje producido por el pozo GF-14X pero en un nivel superior que son las

arenas G 7-2

figura 75 figura 76

figura 77

El sector en amarillo (Figura77) es un aacuterea no drenada a nivel de la arena G7-34

ya que el pozo GF-14X proboacute petroacuteleo (897 BNP 2 AyS) pero posteriormente

fue cerrado y cantildeoneado en la arena superior por compromisos de potencial Por

lo que se concluye que todo el petroacuteleo que un principio fue contactado por el pozo

GF-159 GF-159

GF-159

Area no drenada

45

GF-14X nunca se produjo lo cual nos abre una ventana de oportunidades en este

yacimiento

Realizando la superposicioacuten del mapa de radio de drenaje sobre el mapa de

reservas remanentes se observa que existen reservas remenentes en el orden

de 12 MMBNP en un aacuterea que no esta influenciada por el drenaje de ninguacuten

pozo (Figura 78)

FIGURA 78 Radio de drenaje vs Reservas Remanentes Arena G7-34

GF-159

Area no drenada

46

COMPORTAMIENTO DE PRESIONES

En cuanto al comportamiento de presion en el objetivo primario de la localizacioacuten

(yacimiento G7-2 GF-5) se tomaron valores de presioacuten original en el pozo GF-7X

(01-87) reportando 2782 lpc al nivel del yacimiento Las uacuteltimas presiones

medidas en este yacimiento fueron tomadas en Noviembre del 2001 con un MDT

en el pozo GF-149 con respuestas de presioacuten de 2375 lpc y un Bulld up tomado

el Agosto del 2002 ( Pozo GF-14X) resultando 2480 lpc para este yacimiento En

la tabla 73 se muestra el historial de presiones tomodas en el yacimiento G7-2

POZO YACIMIENTO FECHA TIPO PRESIOacuteN

GF-7X G7-2 0187 BUlLDUP 2782

GF-118 G7-2 0798 BUlLDUP 1929

GF-149 G7-2 1101 MDT 2375

GF-14X G7-2 0802 BUlLDUP 2480

TABLA 71 Histoacuterico de Presiones Arena G7-2

A continuacioacuten se describe el detalle de la ultima prueba (BU) del pozo GF14X

Entre los diacuteas 22 al 26 de Agosto del 2002 se realizoacute una prueba de restauracioacuten

de presioacuten Build-up al pozo GF-14X precedida de prueba fluyente cuyo objetivo

primario era en identificar el reacutegimen de flujo radial para investigar la energiacutea del

aacuterea de drenaje del pozo asiacute como tambieacuten la capacidad de flujo y los efectos de

transmisibilidad del pozo para posteriormente identificar paramentos asociados a

la unidad hidraacuteulica Estos paraacutemetros nos ayudaraacuten a definir los efectos de borde

y el reacutegimen de flujo lineal y asiacute moldear la geometriacutea de la posible presencia de

un canal resultados que no fueron posibles de identificar por el tiempo de

duracioacuten de la prueba La respuesta del flujo radial nos permitioacute definir la energiacutea

del aacuterea del drenaje del pozo la cual se ubica en 2480 lpca con una permeabilidad

de 222 md para un iacutendice de productividad del pozo de 049 lbs-lpca El radio de

investigacioacuten de la prueba observoacute 1180 pies para dos diacuteas de la misma no

encontrando efectos de borde ni liacutemite de presioacuten constante lo cual no evidencia la

47

presencia de acuiacuteferos asociados al yacimiento lo que denota que la energiacutea

predominante en el yacimiento se debe a la expansioacuten del sistema roca-fluiacutedo

como mecanismo de produccioacuten Tomando en consideracioacuten la importancia de

esta franja del yacimiento para la ubicacioacuten de nuevos puntos de drenaje se hace

necesario conocer el maacuteximo aporte que esta nos puede brindar y a la vez

caracterizarlo para definir el aacuterea total de la misma En tal sentido se propone para

este pozo realizar una prueba limite acompantildeada de otra tipo flujo tras flujo y una

build -up que hipoteacuteticamente se desarrollaraacute como expresa la figura 79

figura 720

A nivel del objetivo secundario de la localizacioacuten GF-159 (Arena G7-34) la

presioacuten original se ubicoacute en el orden de las 3040 lpc evaluada en el pozo GF-5X

en el antildeo 1985 La ultima presioacuten medida para este yacimiento fue tomada en el

Qo

Tasa

P (Lpca)

Presioacuten

Red (1)

Red (3)

Red (2)

Q 1

Q 2

Q 3

Red (3)

Bulld-up

P 3

P 1

LIacuteMITES

6h 6h 6h

TIEMPO18 Horas 10 Diacuteas

(Q3 P3)

(Q1 P1)(Q2 P2)

Pb

Pwf

P 2

P

48

pozo GF-157 a traveacutes de un MDT en Julio del 2002 la cual mostroacute valores en el

orden de 2750 lpc

49

8- INFORMACIOacuteN GENERAL DE POTENCIAL Y RESERVAS DE LOS YACIMIENTOS PRINCIPALES


Para los yacimientos que atravesaraacuten las localizaciones incluyendo los objetivos

de la misma en la siguiente tabla se puede observar el estado actual de las

reservas oficiales

YACIMIENTO

POES (MMBN)

Np (MMBN)

Reservas

Remanentes (MMBN)

Factor de Recobro

oficial ()

G7-2 889 324 213 605 G-7-34 6238 2108 2508 740

G-8 13884 6449 3825 740 G-9 34 2334 1505 222 740

Tabla 81 POES y RESERVAS

50

9- EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA

Se realizoacute la evaluacioacuten econoacutemica para la localizacioacuten tomando en cuenta el

costo del pozo (2100 MMBs) su potencial estimado de 1000 BPD para el objetivo

primario y los paraacutemetros baacutesicos para el caacutelculo de los indicadores econoacutemicos

Los resultados se indican en la Tabla 91 a continuacioacuten

LOCALIZ POZO CS-54 VPN 451580 ESC PRECIOS PRELIM2003 SEGREGACION GUAFITA TIR 5906 PARIDAD (Bs$) 10400 ACTIVIDAD (Perf Perf+IAV Rep Rep+IAV IAV) P Eim 273 TASA DESC() 1000

PT INIC (MBD) 1000 TP 140 DECLINACION 2400

RGP (PCBl) 10 PRECIO ANtildeO1 ($Bl) 1740

DIAS TALADRO 37 PROD ACUM (MM BLS) 163

degAPI DE FORMACION 29 COSTO PROD (BsBL) 82947

COSTO DE POZO (MMBs) 2100 INV NOGEN (M MBsM BD) 11672

INVERSIONES ASOCIADAS (MMBs) 1366 INV TOTAL (M M Bs) 276902

EVALUACION DE POZOS (DATOS GENERALES) RESULTADOS BASE DE CALCULO

Tabla 91 Evaluacioacuten econoacutemica

Como se muestra en la Tabla 91 la perforacioacuten de este pozo es rentable al tener

un VPN de 45158 TIR 5908 Eim 273 y TP de 140 A continuacioacuten se muestra

en la Figura 91 el diagrama arantildea para el mismo

Del diagrama de arantildea anterior se destaca lo sensible que es el pozo en teacuterminos

de produccioacuten y precios del crudo donde con 40 de disminucioacuten promedio en

estos paraacutemetros el VPN se reduciriacutea en un 50 A su vez es mucho menos

sensible con respecto a la inversioacuten y gastos

Fig 92 Diagrama arantildea para el pozo GF-159

Diagrama de Arantildea

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-400 -200 00 200 400 600 800

VPN

(MM

BS)

Produccioacuten Inversioacuten Precios Gastos

51

10 MATRIacuteZ DE VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN DE LOS POZOS ( VCD)

Como parte del proceso de optimizacioacuten en la perforacioacuten de los pozos por parte

de PDVSA se implantoacute el concepto de la Matriz de Visualizacioacuten

Conceptualizacioacuten y Disentildeo VCD por sus siglas El anaacutelisis de esta matriz VCD

resulta en el caacutelculo de un Iacutendice de Complejidad Estaacutetica del Yacimiento (ICEY)

basado en guiacuteas para la definicioacuten de la complejidad de la estructura estratigrafia

calidad de roca tipos de fluidos energiacutea del yacimiento y como los componentes

del esquema de desarrollo del yacimiento afectan estos aspectos del modelo

estaacutetico y dinaacutemico (ICODY) Este anaacutelisis contempla ademaacutes la matriz FEL de

construccioacuten de pozos donde se analizan aspectos relacionados con el disentildeo y

certificacioacuten de taladros y equipos disentildeo de perforacioacuten y completacioacuten del pozo

y el cronograma de perforacioacuten del pozo

Los resultados del anaacutelisis con la matriz VCD para este pozo se ilustran en las

graacuteficas y tablas a continuacioacuten En dicha matriz los valores estaacuten dentro de un

rango ( 1 a 5) donde un valor menor indica una menor complejidad

Figura 101 Graacutefica resultante de la matriz VCD para el pozo GF-159

F a c to re s q u e in te g ra n la C o m p le jid a d E s taacute tic a d e l Y a c im ie n to

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4

6

P u n tu a c ioacute n p ro m e d io p o r c a te g o riacutea

E n e rg iacutea d e l Y a c

C E s tra tig raacute fic a

C F lu id o s

C R o c a

C E s tru c tu ra l

52

Figura 102 Tabla con los resultados de la matriz VCD para el pozo GF-157

Complejidad Estructural Escala de la Complejidad EstructuralCompartamentalizacioacuten estructural 10 20 16 12 8 4Densidad de fallas 10 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaFracturas naturales 10Buzamiento del reservorio 10PROMEDIO 10TOTAL 4

Complejidad de calidad de la roca Escala de la Complejidad de la RocaRelacioacuten arena neta-arena total (NTG) 20 20 16 12 8 4Propiedades de la roca y diageacutenesis 30 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaMineralogiacutea 10Propiedades mecaacutenicas 30PROMEDIO 23TOTAL 9

Complejidad de los fluidos de la formacioacuten Escala de la Complejidad de los fluidosTipo de hidrocarburo (liacutequido) 30 20 16 12 8 4Tipo de hidrocarburo (gas) 10 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaContenido de componentes inertes 10Agua de formacioacuten 10PROMEDIO 15TOTAL 6

Complejidad Estratigraacutefica Escala de la Complejidad EstratigraacuteficaSuperposicioacuten de los yacimientos (en un campo) 40 15 12 9 6 3Continuidad vertical 40 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaContinuidad lateral 50PROMEDIO 43TOTAL 13

Energiacutea de empuje del Reservorio Escala de la Complejidad de los fluidosAcuiacutefero activo 30 20 16 12 8 4Capa de gas 10 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaCompactacioacuten de la roca 10Energiacutea del reservorio 10PROMEDIO 15TOTAL 6

TOTAL (Complejidad Estaacutetica) 11

ICEY 21

TOTAL (Complejidad de yacimiento) 116

ICODY 231 (rango 8 a 40)

(maacutex 25)

(rango 1 a 5)

COMPLEJIDAD ESTAacuteTICA DEL YACIMIENTO

53


La perforacioacuten del pozo GF-159 es soportada por el caraacutecter estratigraacutefico del

yacimiento y el comportamiento del pozo GF14X Este pozo tiene como objetivo

principal la arena G-7-2 (yacimiento GF-5) y como objetivo secundario G7-34

El pozo GF-14X ha producido durante 15 antildeos logrando acumular 48 MMBNP

con espesores de ANP que variacutean entre 10 y 20 pies por arena y bajo corte de

agua

Se evidencia la presencia de canales meandriformes en el aacuterea de ubicacioacuten de la

localizacioacuten sobre la base del analisis sismoestratigrafico lo cual seraacute

comprobado con el GF159

Con la perforacioacuten del GF159 se abriraacuten nuevas oportunidades de generacioacuten de

potencial de comprobarse las hipoacutetesis sobre las cuales se basa este soporte

Es recomendable perforar este pozo con una trayectoria tipo ldquoJrdquo con la finalidad

de encontrar los objetivos con mayor seccioacuten siendo la profundidad final de 7450

pies TVDSS

El caacutelculo preliminar de reservas remanentes realizado en la franja del canal

donde se perforaraacute este pozo (definida a traveacutes de la nueva interpretacioacuten) dio un

total 2 MMBN soacutelo para el yacimiento G7-2 y 12 MMBN para el yacimiento G7-

34

El VPN para esta localizacioacuten es de 453040 MMBs con un TIR de 5915 y una

tasa de produccioacuten inicial de 1000 BPD indicando un buen atractivo econoacutemico

54


Isea A Euribe A Giffuni G (1986) EVALUACIOacuteN GEOLOacuteGICA DE LOS NUacuteCLEOS DEL POZO GUAFITA-5X ESTADO APURErdquo Departamento de

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Western Atlas Group (1989) ANAacuteLISIS ESPECIALES DE NUacuteCLEOS POZO GF-26 CAMPO GUAFITA SUR Western Atlas

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Core Laboratories Venezuela SA (1999) ANAacuteLISIS ESPECIALES DE NUacuteCLEOS POZO GF-134 CAMPO GUAFITA SUR Corelab

55

Rodriacuteguez Kelly Benitez Rolando Alvarez Javier Cabelllo Hilario Betancourt

Jesuacutes ANAacuteLISIS DE LOS EMPAQUE S CON GRAVA Y SU EFECTO EN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS EN EL CAMP GUAFITA UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN APURE

APEacuteNDICE B- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTO Y DE POZO

1era 2da 3eraFECHA DE REVISIOacuteN AGOSTO 2002

DIVISIOacuteNDISTRITOUEYBLOQUE AacuteREA

Tierra LagoX

YACIMIENTOLOC - POZO

PROYECTOTIPO DE PROYECTO Perforacioacuten Rehabilitacioacuten

X

INDICADOR ECONOacuteMICOBs BBP Diacutea

RESERVAS ASOCIADAS AL PROYECTO MMBPTASA DIARIA DE PRODUCCIOacuteN (Pozo Grupo de pozos) BBP diacutea

COSTO ESTIMADO MMMBs

EQUIPO DE TRABAJO Nombre Especialidad Extensioacuten Indicador MILEIDA MEDINA SPTE ESTUDIOS MEDINAME EDGAR GONZALEZ ING PETROacuteLEO GONZALEZEIS ROLANDO BENIacuteTEZ GEOLOGIacuteA BENITEZRX JORGE ADRIAN GEOFIacuteSICA ADRIANJ LUIS JAVIER MIRANDA PETROFIacuteSICA MIRANDALO

KELLY RODRIGUEZ GEOMECAacuteNICA RODRIGUEZKBENITO PENtildeA ING PETROacuteLEO PENABJOSE RIVERO ING PETROacuteLEO RIVEROJM

G 7-34 y G 7-2 GF5GF-159

2100

25

1000

GUAFITA

FICHA DE IDENTIFICACIOacuteN DEL PROYECTO

SURAPURE

Rango ValorIndice Complejidad Estaacutetica Yacimiento ICEY 1 al 5 21Indice Complejidad Dinaacutemica Yacimiento ICODY 8 al 40 231Indice Calidad Definicioacuten Yacimiento ICADY 1 al 4 29Indice Complejidad Pozo ICODP 0 al 6 11Indice Calidad Definicioacuten Pozo ICADP 1 al 4 28

Indice

COMPLEJIDAD DINAacuteMICA

00 50 100 150 200 250 300

1

Ren

glon

es

Puntuacioacuten de la complejidad

ICODYENERGIA YACFLUIDOSC ROCAESTRATIGRAFICAESTRUCTURAL

Factores que integran la Complejidad Estaacutetica del Yacimiento

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

6

Puntuacioacuten promedio por categoriacutea

Energiacutea del Yac

C Estratigraacutefica

C Fluidos

C Roca

C Estructural

Resultados

Complejidad Estructural Escala de la Complejidad EstructuralCompartamentalizacioacuten estructural 10 20 16 12 8 4Densidad de fallas 10 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaFracturas naturales 10Buzamiento del reservorio 10PROMEDIO 10

TOTAL 4

Complejidad de calidad de la roca Escala de la Complejidad de la RocaRelacioacuten arena neta-arena total (NTG) 20 20 16 12 8 4Propiedades de la roca y diageacutenesis 30 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaMineralogiacutea 10Propiedades mecaacutenicas 30PROMEDIO 23

TOTAL 9

Complejidad de los fluidos de la formacioacuten Escala de la Complejidad de los fluidosTipo de hidrocarburo (liacutequido) 30 20 16 12 8 4Tipo de hidrocarburo (gas) 10 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaContenido de componentes inertes 10Agua de formacioacuten 10PROMEDIO 15

TOTAL 6

Complejidad Estratigraacutefica Escala de la Complejidad EstratigraacuteficaSuperposicioacuten de los yacimientos (en un campo) 40 15 12 9 6 3Continuidad vertical 40 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaContinuidad lateral 50PROMEDIO 43

TOTAL 13

Energiacutea de empuje del Reservorio Escala de la Complejidad de los fluidosAcuiacutefero activo 30 20 16 12 8 4Capa de gas 10 Alta Media-Alta Media Media - Baja BajaCompactacioacuten de la roca 10Energiacutea del reservorio 10PROMEDIO 15

TOTAL 6


ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)

Categoriacuteas


MATRIZ IPA DE COMPLEJIDAD DINAacuteMICA DEL RESERVORIO

Categoriacuteas de complejidad y factores

Mecanismo de Recuperacioacuten

Iacutendice de Complejidad

Dinaacutemica (ICODY)

Valor promedio por categoriacutea basado en el

iacutendice estaacutetico

Inyeccioacuten de Agua Inyeccioacuten

de Gas o agotamiento

Natural (de 1 a 5)

Compatibilidad de fluidos

inyeccioacuten de Agua o de Gas

(de 1 a 5)

Patroacuten de Pozos

(de 1 a 5)

Disentildeo de Pozo

Horizontal inclinado o

convencional (de 1 a 5)

Completacioacuten de Pozos (de 1 a 5)

Restricciones de las

Facilidades (de 1 a 5)

Restricciones de Exportacioacuten

(de 1 a 5)

Total (de 7 a 35)

ICEY (de 1 a 5)

Rango (8 a 40)

Complejidad Estructural 3 3 3 3 3 3 3 210 10 220Complejidad Estratigraacutefica 3 3 4 3 3 3 3 220 43 263Calidad de la roca 3 3 3 4 3 3 3 220 23 243Complejidad de fluidos 3 3 3 3 3 3 3 210 15 225Energiacutea del Reservorio 3 3 3 3 1 3 3 190 15 205Sumatorias - - - - - - - - 11 116Factor de complejidad dinaacutemica ICODY - - - - - - - 210 21 231 Rango 8 40

REDUCE COMPLEJIDAD ESTAacuteTICA (MAacuteXIMO) 1REDUCE COMPLEJIDAD ESTAacuteTICA (MEDIA) 2NO AFECTA 3INCREMENTA COMPLEJIDAD ESTAacuteTICA (MEDIA) 4INCREMENTA COMPLEJIDAD ESTAacuteTICA (MAacuteXIMA) 5

Componentes del Esquema de Desarrollo Comentarios u Observaciones

MATRIZ IPA DE COMPLEJIDAD DEL YACIMIENTO

Componente del Mecanismo de recuperacioacuten

Inyeccioacuten de Agua Inyeccioacuten de Gas o

agotamiento Natural

Compatibilidad de fluidos inyeccioacuten de

Agua o de GasPatroacuten de Pozos

Disentildeo de Pozo Horizontal inclinado o

convencional

Completacioacuten de Pozos

Restricciones de las Facilidades


Inyeccioacuten de agua en arreglo buzamiento arriba o inyeccioacuten de gas en arreglo buzamiento abajo crearaacute un pobre frente de barrido

Inyeccioacuten de aguas no compatibles con el agua de formacioacuten puede originar la depositacioacuten de escamas de sulfato de bario Inyeccioacuten de aguas puede originar el acidulamiento delyacimiento

Seleccioacuten de un patroacuten de inyeccioacuten que es inapropiado para la descripcioacuten del yacimiento incrementaraacute el indice de complejidad estaacutetica del yacimiento

Pozos horizontales reduciraacuten el iacutendice de complejidad estaacutetica en yacimientos compartamentalizados o naturalmente fracturados

La seleccioacuten de la completacioacuten del pozo puede reducir el impacto de la heterogeneidad del reservorio

El disentildeo de las facilidades puede causar restricciones en el manejo del agua y gas e incrementar el indice de complejidad estaacutetica del yacimiento

Restricciones en el oleoducto de exportacioacuten pueden incrementar el iacutendice de complejidad estaacutetica del yacimiento

El reciclaje del gas en lugar de desinflar yacimientos heterogeacuteneos de gas condensado puede causar irrupcioacuten prematura originando un incremento del iacutendicede complejidad estaacutetica del yacimiento

Inyeccioacuten de gas a crudos con alto contenido de asfaltenos produciraacute precipitacioacuten de los mismos

Pozos inclinados reduciraacuten el iacutendice de complejidad estaacutetica en yacimientos que son finamente laminados o que consisten en un reducidonuacutemero de capas

El no cantildeonear intervalos de alta permeabilidad puede reducir el iacutendice de complejidad estaacutetica

ej Inyeccioacuten de agua que contenga finos puede no ser compatible con el yacimiento

Si un gasoducto no estaacute disponible la inyeccioacuten de gas a un yacimiento puede incrementar el iacutendice de complejidad estaacutetica

Produccioacuten de H2S amp CO2

puede corroer tuberiacuteas de bajas especificaciones

Fluidos de completacioacuten incompatibles con el yacimiento pueden causar dantildeo a la formacioacuten Facilidad de acceso para monitoreo e intervenciones a pozos

Los fluidos del yacimiento deben estar dentro de las especificaciones del oleoducto yo gasoducto

Componentes del esquema de desarrollo del yacimiento

GUIacuteAS PARA LA ESTIMACIOacuteN DE LA COMPLEJIDAD DINAacuteMICA DEL YACIMIENTO

MATRIZ IPA DE ENERGIA DEL YACIMIENTO

Baja Puntuacioacuten de la complejidad

Alta

1 2 3 4 5

E1 ACUIacuteFERO ACTIVO

El acuiacutefero proporciona la energiacutea para el empuje de los fluidos del yacimiento

Acuifero fuerte (volumen acuiacutefero gt 100 x volumen yacimiento)

Acuifero moderado (volumen acuiacutefero 20 -100 x volumen yacimiento)

Acuifero debil (volumen acuiacutefero lt 20 x volumen yacimiento)

No hay empuje se requiere inyeccioacuten de fluidos

3

E2 CAPA DE GAS

Presencia de una capa de gas y las complicaciones de producir dos fluidos

No hay presencia de capa de gas

Presencia de capa de gas (relacioacuten volumen de capa de gasvolumen zona de petroacuteleo 5050 en base BOE)

Significante capa de gas ( Volumen de gas gt 90 en base BOE)

1

E3 COMPACTACIOacuteN

DE LA ROCA

Contribucioacuten a la energia del yacimiento por compactacioacuten de la roca

No hay compactacioacuten

Significativo empuje por compactacioacuten

1

E4 ENERGIacuteA DEL RESERVORIO

Definida como la presioacuten inicial del yacimiento menos la presioacuten de burbujeo

Alta (gt 2500 lpc) Moderada (2500 - 1000 lpc)

Baja (1000 - 500 lpc) Cerca de la presioacuten de burbujeo

Debajo de la presioacuten de burbujeo

1

Total 60Promedio 15

Observaciones Comentarios

ENER

GIacuteA

DEL

YA

CIM

IEN

TO

Fuen

tes

de e

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iacutea p

ara

el m

ecan

ism

o de

em

puje

del

yac

imie

nto

GUIacuteAS PARA LA MEDICIOacuteN DE LA COMPLEJIDAD DEL MODELO ESTAacuteTICO DEL YACIMIENTO

Categoriacutea de complejidad y

definicioacuten

Factor de complejidad Definicioacuten de Factores Resultados

MATRIZ IPA DE COMPLEJIDAD DE LOS FLUIDOS


Alta

1 2 3 4 5

D1 TIPO DE

HIDROCARBURO LIacuteQUIDO

Composicioacuten del petroacuteleo y relaciones de presioacuten y temperatura

Crudo liviano (35-45 grados API) con presioacuten de saturacioacuten muy por debajo de la presioacuten inicial del yacimiento (gt2500 psi) o - No hay variacioacuten importante lateral o verticalmente de la composicioacuten del fluido - Ninguna tendencia a formar asfaltenos parafinas o precipitacioacuten de hidratos - Baja viscosidad (menos de 1 cp)

Crudos de livianos a medianos (30-35 grados API) con - Presioacuten de saturacioacuten mucho menor que la presioacuten inicial del yacimiento (2500-1000 psi) o - Ligera variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del fluido y - Ligera tendencia a precipitacioacuten de asfaltenos parafinas o hidratos y - Viscosidad bastante baja

Crudos medianos (25-35 grados API) con - Presioacuten de saturacioacuten ligeramente menor que la presioacuten inicial del yacimiento(1000-500 psi) o- Alguna variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del fluido o- Alguna tendencia a precipitacioacuten de asfaltenos parafinas o hidratos y - Moderada viscosidad (menos de 5cp)

Crudo de mediana a baja gravedad API (20-30 grados API) con - Variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del fluido o - Tendencia a la precipitacioacuten de asfaltenos parafinas e hidratos y - Alta viscosidad (5-30 cp)

Crudo de baja gravedad y pesado (menos de 20 grados API) alta viscosidad (mas de 30 cp) y pobre movilidad o Crudos maacutes livianos con - Alta tendencia a la depositacioacuten de asfaltenos parafinas e hidratos o - Alta variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del fluido

3

D1 TIPO DE

HIDROCARBURO (gas)

Composicioacuten de gas y condensados y relaciones de presioacuten ytemperatura

Gas seco con muy bajo rendimiento de condensado (CGR menos de 10 bblMMscf) - No hay variacioacuten importante lateral o verticalmente de la composicioacuten del gas

Gas huacutemedo con alguacuten rendimiento de condensado y ninguna liberacioacuten de liquido en el yacimiento - Ligera variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del gas

Gas huacutemedo con moderado rendimiento de condensado (CGR +- 50 bblMMscf) y alguna liberacioacuten de liquido enel yacimiento - Alguna variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del gas huacutemedo

Condensado retrogrado con moderada liberacioacuten de liquido en el yacimiento - Variacioacuten lateral o vertical en la composicioacuten del gas huacutemedo - CGR mayor de 50 bblMMscf - Potencial disminucion de la productividad debido a la liberacioacuten de liquido en yacimientos de baja calidad

Condensado retrogrado con - Fuerte liberacioacuten de liacutequidos en el yacimiento - Fuerte variacioacuten lateral o verticaen la composicioacuten del gas huacutemedo - CGR mayor de 200 BBLMMSCF - Productividad del pozo afectada por liberacioacuten de condensado OCrudo volaacutetil y fluidos criacuteticos concomportamiento de fases complejo

1

D2 CONTENIDO DE COMPONENTES

INERTES

Cantidad de gases inertes contaminantes y metales pesados

Despreciable cantidad de gasesinertes y metales pesados (mercurio niacutequel vanadio)

Cantidades menores de CO2 N2 o H2S CO2 menor de 50 ppm 1 mol y menos de 5 ppm H2S Posiblemente cantidades menores de metales pesados (Mercurio Niacutequel Vanadio

Moderado contenido de CO2 N2 o H2S CO2 alrededor de 50 ppm y 1 mol y H2S poco maacutes de 5 ppm Posiblemente algo de metales pesados (mercurio niacutequel vanadio)

Alto contenido de CO2 N2

o H2S CO2 mayor de 50 ppm y 1 mol H2S entre 5 y 100 ppm Posiblemente algo de metales pesados (mercurio niacutequel vanadio)

Alto contenido de CO2 N2 o H2S CO2 mayor de 50 ppm y 1 mol y H2S mayor de 100 ppm Posiblemente un contenido significativo de metales pesados (Mercurio Niacutequel Vanadio)

1

D3 AGUA DE FORMACIOacuteN

Tendencia del agua deformacioacuten a formar precipitados

Ninguna tendencia a la formacioacuten de precipitados Indice de produccion de escama 1 - 3 y 0 mgl de precipitado

Precipitacioacuten menor de escama o sales durante periodos extensos de produccioacuten Indice de escama 3 - 10 Se estima lt 100 mgl de precipitado

Precipitacioacuten moderada de escama o sales tratamiento rutinario Indice de escama 10 - 30 Se estima entre 100 - 250 mgl de precipitado

Pronunciada depositacioacuten de escama o sales Indice de escama 30 - 50 Se estima entre 250 - 750 mgl de precipitado

Tendencia extrema a la depositacioacuten de escamas o sales con limitado potencial de remedio Indice de escama mayor o igual que 50 Masa precipitada mayor o igual que 750 mgl

1

Total 60Promedio 15

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GUIacuteAS PARA LA MEDICIOacuteN DE LA COMPLEJIDAD DEL MODELO ESTAacuteTICO DEL RESERVORIOCategoriacutea de

complejidad y definicioacuten

Factor de complejidad

Definicioacuten de Factores

Resultados Observaciones Comentarios

CO

MPL

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MATRIZ IPA DE COMPLEJIDAD DE CALIDAD DE LA ROCA

Baja 11 Alta

1 2 3 4 5

C1 RELACIOacuteN ARENA

NETA - ARENA TOTAL (NTG)

Espesor del intervalo petroliacutefero yno petroliacutefero dentro del yacimiento proporcioacuten y variacioacuten espacial del intervalo petroliacutefero dentro del yacimiento

Alta relacioacuten arena neta-arena total(gt80) dentro de la zona del yacimiento el NTG es uniforme a lo largo del mismo

Moderada a alta relacioacuten arena neta-arena total (60-80) el NTG es algo variable a lo largo del yacimiento

Moderada relacioacuten arena neta-arena total (60-40) el NTG es medianamente variable a lo largo del yacimiento

Baja relacioacuten arena neta-arena total (gt40) el NTG es medianamente variable a lo largo del yacimiento

Baja relacioacuten arena neta-arena total (lt40) el NTG es altamente variable a lo largo del yacimiento

2

C2 PROPIEDADES DE

LA ROCA Y DIAGEacuteNESIS

Magnitud y variacioacuten espacial de los paraacutemetros de calidad del yacimiento como k Oslash Sf y Pc causada por facies depositacionales o diageacutenesis

Uniformidad lateral y vertical de litotipos y de las propiedades del yacimiento a lo largo del campo Tiacutepicamente caracterizado por bajo coeficiente de Dykstra Parsons (lt05) Ausencia de zonas ladronas Para los carbonatos los procesos de depositacioacuten y diageacutenesis imparten uniformidad a las propiedades de las rocas

Variacioacuten lateral menor y poca variabilidad vertical de los litotiposy de las propiedades de yacimiento asociadas Para los carbonatos los procesos de depositacioacuten y diageacutenesis imparten cierta estratificacioacuten vertical a la calidad del reservorio

Variacioacuten lateral moderada y menor variabilidad vertical de los litotipos y de las propiedades de yacimiento asociadas Para los carbonatos los procesos de depositacioacuten y diageacutenesis imparten variabilidad tanto vertical como lateral de la calidad del reservorio

Moderada variacioacuten lateral y vertical de los litotipos y de las propiedades de yacimiento asociadas De existir zonas ladronas eacutestas tienen un impactosignificativo en el flujo de fluidos en ciertos pares de pozos o espaciamientos de pozosPara los carbonatos los procesos de depositacioacuten y diageacutenesis causan variabilidad moderada de la calidad del reservorio

Alto grado de variacioacuten lateral y vertical de los litotipos Tiacutepicamente caracterizado por un alto coeficiente de Dykstra Parsons (gt085) De existir zonas ladronas eacutestas presentan continuidad lateral y dominan el flujo de fluidos Para los carbonatos los procesos de depositacioacuten y diageacutenesiscausan variabilidad sustancial de la calidad del yacimiento

3

C3 MINERALOGIacuteA

La mineralogiacutea ocasiona dantildeo a la formacioacuten o complica la determinacioacuten de las arenas petroliacuteferas mediante registros con guaya

Volumen del yacimiento dominado por una sola mineralogiacutea faacutecilmente caracterizable mediante registros con guaya minima potencialidad de dantildeo a la formacioacuten

La mineralogiacutea causa problemas menores en la determinacioacuten de la Sw yo problemas de dantildeo a la formacioacuten

La mineralogiacutea causa moderadas complicaciones en la determinacioacuten de los intervalos petroliacuteferos por medio de registroscon guaya yo problemas de dantildeo a la formacioacuten

La mineralogiacutea complica tremendamente la determinacioacuten de los intervalos petroliacuteferos mediante registros con guaya y causa dantildeo significativo de la formacioacuten

La mineralogiacutea impide la determinacioacuten precisa de los intervalospetroliacuteferos mediante registros con guaya yo causa dantildeos extremos a la formacioacuten

1

C4 PROPIEDADES

MECAacuteNICAS

Propiedades mecaacutenicas de la roca tales como compresibilidad y friabilidad

Las rocas del yacimiento son ligeramente compactables a las presiones de agotamiento del mismo rocas resistentes propiedades mecaacutenicas uniformes a lo largo del yacimiento Compresibilidad (Cf) en el rango de 3 - 5 E-6 psiE-1

Las rocas del yacimiento son ligeramente compactables a las presiones de agotamiento del mismo formacioacuten medianamente dura propiedades mecaacutenicas uniformes a lo largo del yacimiento

Las rocas del yacimiento son moderamente compactables a las presiones de agotamiento del mismo formacioacuten blanda propiedades mecaacutenicas uniformesa lo largo del yacimiento

La roca reservorio es moderada aaltamente compactable a las presiones de agotamiento del yacimiento algo friables propiedades mecaacutenicas uniformes a lo largo de yacimiento

Las rocas del yacimiento son extremadamente compactables a las presiones de agotamiento del mismo altamente friables propiedades mecaacutenicas variables a lo largo de yacimiento El orden de magnitud de la Cf es maacutes elevado que el de una roca dura (ej 30E-6 psiE-1) con probable aparicioacuten de falla plaacutestica durante la etapa de agotamiento del reservorio

3

Total 90Promedio 23



Resultados

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definicioacuten

Factor de complejidad Definicioacuten de Factores

PDVSA-EP

MATRIZ IPA DE COMPLEJIDAD ESTRATIGRAacuteFICA


Alta

1 2 3 4 5

B1 SUPERPOSICIOacuteN DE

INTERVALOS DEL YACIMIENTO

(dentro de un campo definido)

Nuacutemero y grado de aislamiento entre zonas del yacimiento

Un solo intervalo de yacimiento con total comunicacioacuten hidraulica (de presioacuten) contactos de fluido comunes

Dos intervalos de yacimiento superpuestos con comunicacioacuten de presioacuten y contactos de fluidos comunes

Dos o maacutes intervalos de yacimientos superpuestos parcialmente aislados y contactos de fluidos similares

Dos a tres intervalos del yacimiento superpuestos sin comunicacioacuten de presioacuten y contactos de fluido diferentes

Cuatro o maacutes intervalos del yacimiento superpuestos individuales sin comunicacioacuten de presioacuten y con contactos de fluido diferentes

4

B2 CONTINUIDAD

VERTICAL

Grado de aislamiento vertical dentro de una zona individual de yacimiento por litologiacuteas no permeables

Ninguna barrera vertical de importancia

Altamente discontinuo y pocas barreras verticales al flujo dentro de la zona

Barreras generales y semi-continuas verticales dentro de la zona

Barreras continuas causan compartamentalizacioacuten del yacimiento en diferentes unidades de flujo superpuestas

Las barreras subdividen completamente la zona del yacimiento

4

B3 CONTINUIDAD

LATERAL

Grado de continuidad lateral o compartamentalizacioacuten de la calidad del yacimiento dentro de una zona individual por litologiacuteas no permeables

Ninguna barrera lateral de importancia dentro de la zona o limite de drenaje

Altamente discontinuo y limitadas barreras verticales al flujo dentro de la zona

Zona del yacimiento con muchas barreras horizontales de forma tal que crean flujo lateral tortuoso

Barreras continuas causan compartamentalizacioacuten del yacimiento en unidades de flujo superpuestas y separadas

Las barreras subdividen arealmente por completo la zona de yacimiento en varios yacimientos separados

5Total 130

Promedio 43


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definicioacuten



Resultados


Alta

Escala de la Complejidad Estructural1 2 3 4 5 20 16 12 8 4

A1 COMPARTAMENT

ALIZACIOacuteN ESTRUCTURAL

Relacioacuten entre las fallas tectoacutenicas mayores y la estratigrafiacutea del yacimiento en el campo Incluye comunicacioacuten hidraulica (presion) a ambos lados de las fallas variaciones en los saltos de falla y el potencial de sello de las fallas

Fallamiento mayor aparente bastante reducido

Saltos de falla consistentes y menores al espesor interno del yacimiento regiones del mismo no compartamentalizadas

Saltos de falla variables pero dominantemente menores al espesor interno del yacimiento las fallas pueden interrumpir las unidades de flujo e incrementar la tortuosidad del flujo de fluidos

Varias fallas poseen saltos mayores al grosor interno del yacimiento a lo largo de maacutes del 50 de la longitud interna de fallamiento en el campo las unidades de flujo se ven interrumpidas y localmente compartamentalizadas

Multiples bloques de fallamientos (2+) del intervalo correspondiente al yacimiento no estaacuten en comunicacioacuten (de presiones) se indican los contactos separados de los fluidos

1

Alta Media-Alta Media Media - Baja Baja

A2 DENSIDAD DE

FALLAS

Todos los fallamientos tectoacutenicos afectando la estructura del yacimiento Incluye propiedades como el estilo del fallamiento densidad distribucioacuten y orientacioacuten de las fallas

Fallamiento aparente bastante miacutenimo a todas las escalas

Esparcida densidad de fallamiento una soacutela orientacioacuten dominante saltos de falla de tipo gravitatorio o de rumbo deslizante

Densidad de fallamiento moderada dos orientaciones dominantes

Fallas penetrantes dos orientaciones dominantes algunas fallas exhibiendo saltos de tipo gravitacional o de rumbo deslizante

Severamente fallado muacuteltiple orientacioacuten de las fallas (maacutes de 3 tendencias) significativos componentes de tipo gravitacional y de rumbo deslizante en los saltos de fallas 1

A3 FRACTURAS NATURALES

Variacioacuten espacial de la densidad apertura orientacioacuten(es) conectividad y conductividad del sistema de fracturas naturales dentro del yacimiento (a escala de registros de pozos y nuacutecleos)

Fracturas cerradas o no desarrolladas (esto incluye un intervalo de reservorio deacutebilmente cementado a no consolidado)

Baja densidad de fracturas abiertas sistema de fracturas pobremente conectado densidad y connectividad de fracturas consistentes a lo largo del campo solo una orientacioacuten dominante de fracturas

Moderada densidad de fracturas abiertas sistema de fracturas localmente conectadas se ha identificado un cierto grado de variacioacuten espacial de la densidad o de la connectividad de fracturas (la variabilidad es inferior a un orden de magnitud)

Alta densidad de fracturas abiertas moderada variacioacuten espacial tanto para la densidad como para la connectividad de fracturas (variabilidad menor a un orden de magnitud) multiple orientacion de las fracturas

Alta densidad de fracturas abiertas fracturas bien conectadas y mucha maacutes conductividad que la exhibida por un yacimiento no fracturado alta variacioacuten espacial de la densidad yo conectividad de fracturas (variabilidad superior a un orden de magnitud)

1

A4 BUZAMIENTO DEL

YACIMIENTO

Variacioacuten del buzamiento de las capas originado por el plegamiento de las mismas gracias al tectonismo Buzamiento deposicional y compactacioacuten regional Incluye la magnitud total del buzamiento de las capas (desde la cresta hasta el contacto de fluidos spill point) y el cambio local del buzamiento de las capas a lo largo del campo (buzamiento maacuteximo menos miacutenimo por cada 1000 horizontales)

Estructuras anticlinales o monoclinales simples (10ltbuzamientoslt60) buzamientos uniformes a lo largo del campo (lt+- 10deg de variacioacuten1000)

Estructura anticlinal asimeacutetrica baja variabilidad de los buzamientos a lo largo del campo (hasta +- 20deg de cambio 1000)

Estructuras asimeacutetricas y espacialmente irregulares (5ltbuzamientoslt75) presencia de depresiones en el campo moderada variacioacuten de los buzamientos a lo largo del campo (hasta +- 30deg de cambio1000)

Estructura fuertemente plegada moderada a alta variacioacuten de los buzamientos a lo largo del campo (hasta +- 45deg de cambio1000)

Estructuras complejamente plegadas o estructuras muy planas (buzamientoslt5 oacute gt75) alta variacioacuten de los buzamientos en distancias relativamente cortas a lo largo del campo (gt+-45deg de cambio1000)

1

Total 4Promedio 10



ResultadosCategoriacutea de


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Definicioacuten de FactoresFactor de complejidad

MATRIZ IPA PARA LAS RESTRICCIONES DE YACIMIENTOS

Factor Seleccioacuten (4) Primaria (3) Preliminar (2) Definitiva (1)Descripcioacuten (como se aplica a la evaluacioacuten de yacimientos)

No todos los asuntos son conocidos ni las implicaciones para la evaluacioacuten del yacimiento han sido totalmente caracterizadas

Todos los asuntos importantes se conocen y las implicaciones en la evaluacioacuten del yacimiento han sido caracterizadas

Planes desarrollados para mitigar el impacto de restricciones importantes o los planes de evaluacioacuten del yacimiento han sido incorporados a los documentos de planificacioacuten

Planes de mitigacioacuten y gerenciamiento exitosos en reducir los impactos negativos de las restricciones en los esfuerzos de evaluacioacuten del yacimiento

Regulatorio Ambiental 2

Terminos de Licencia Requiremientos 2Cronograma - Presupuestos- Estrategia de evaluacioacuten

2Restricciones de operacioacuten (inducidas por la Cia)

3Tecnologiacutea empleada (Pozos y Facilidades)

2

Tolerancia al Riesgo 3

Asuntos resaltantes de la estrategia comercial

JOA compantildeeros asuntos de la Unidad

Otros

Otros

TOTAL 23 (MAacuteX 4)

RESTRICCIONES (al inicio del proyecto)

Comentarios

MATRIZ IPA PARA LA DEFINICION DE LAS TAREAS

Tareas Seleccioacuten (4) Primaria (3) Preliminar (2) Definitiva (1) Resultados ComentariosInterpretacioacuten de Siacutesmica - 2D oacute 3D integrada con control

regional yo pozo descubridor - Ha sido empleado modelo promedio regional de velocidad

- Se ha usadodesarrollado un modelo local de velocidad- Se intenta el anaacutelisis de atributos - Alguacuten control de pozos esta integrado en la interpretacioacuten de siacutesmica 2D3D

- Interpretacioacuten Estructural Completafinalizada - El mejor modelo de velocidad posible- Finalizado anaacutelisis de atributos parciales- Se predijo la conformacioacuten actual de la estructura durante el proceso de delineacioacuten

- Completados todos los anaacutelisis de atributos - Todo el control de pozos esta integrado a la evaluacioacuten de la siacutesmica 2D3D

3Mapas Estructurales Arena Neta Propiedades de las rocas y Modelo Geoloacutegico

- Estan disponibles los mapas de la estructura y los valores individuales de las propiedades de las rocas para las principales capas del yacimiento

- La distribucioacuten estaacute mapeada y extrapolada con control de pozos - Estaacute definida la arquitectura baacutesica ygeometriacutea del yacimiento

- Completados los mapas isoacutepacos detallados de las capas y los mapas de isopropiedades de las rocas - Estan definidas las funciones SwJ- Modelo geoloacutegico 3D disponible

- Modelo 3D geo-celular definido para todos los compartimientos y extrapolado al modelo del yacimiento

3Plan de Perforacioacuten - Se ha definido solamente un

espaciamiento geneacuterico de los pozos de desarrollo

- Se han identificado solamente potenciales riesgos someros

- Estan definidas las localizaciones especiacuteficas y tipos de pozos

4Anaacutelisis de Fluidos y caracterizacioacuten

- Basado en correlaciones regionales tendencia regional yanalogiacuteas

- Propiedades de los fluidos determinadas a partir de ensayos en muestras - API RGP Presioacuten- Determinacioacuten de contaminantes simples por Drager

- Anaacutelisis PVT completado - Anaacutelisis composicional finalizado- Contaminantes identificados

- Todo el anaacutelisis de fluidos finalizado - Incluyendo prueba de separador- Ecuacioacuten de estado cotejada- Ensayos finalizados

4Bases para el disentildeo del yacimiento

- Muacuteltiples esquemas apropiados y disponibles para analizar el concepto

- Documento de las bases del disentildeo del yacimiento finalizado e integrado con el concepto sencillo de facilidades

3Definicion del mecanismo de empuje

- Mecanismo Unico - Por analogiacutea regional

- Se han investigado diferentes alternativas - Se ha evaluado el impacto del acuiacutefero delineado

- Se ha estimado el mecanismo maacutes probable - Se han corrido casos de sensibilidad para el mecanismo seleccionado- Acuiacutefero definido y mapeado

- Se ha confirmado el mecanismo

3Definicioacuten de compartimientos

- No se conoce la compartamentalizacioacuten - No incluida en la evaluacioacuten

- Limites principales y contactos mapeados y se ha estimado la transmisibilidad

- Compartimientos principales se hallandefinidos y mapeados - Se ha finalizado el anaacutelisis de sellos - Las muestras de fluido han sido confirmadas

- Las pruebas de pozos definen o descartan la existencia de liacutemites

4Perfiles de prediccioacuten de produccioacuten y reservas

- Perfil de produccioacuten obtenido por medio de analogiacuteas o por alguna herramienta analiacutetica sencilla

- Se usoacute una celda sencilla oacute 2D en lasimulacioacuten

- Se empleoacute un modelo de flujo 3D para generar el perfil de produccioacuten esperada y la composicioacuten se basoacute en los mecanismos de empuje maacutes probables - Se realizaron sensibilidades para cada variable con tiempo

4Anaacutelisis de riesgo e incertidumbre

- Estan identificados los principales factores de riesgo yo incertidumbre y los requerimientos de informacion asociada

- Se utilizoacute el valor del anaacutelisis de datosinformacioacuten para reducir el nivel de incertidumbre - Evaluacioacuten y seleccioacuten basados en el anaacutelisis de riesgo- Evaluacioacuten de tornados disponible

- Distribucioacuten de probabilidad de VPN con la identificacion y el plan para manejar las variables que ocasionan los valores fuera de rango - Estrategia de reduccion de riesgo disponible para el desarrollo primario y que incluye los riesgos principales

- Implementacioacuten del proyecto incluye costos y actividades para facilitar el gerenciamiento y seguimiento de la reduccion de los riesgos

4


TAREAS (al inicio del proyecto)

MATRIZ IPA DE INPUTS

INPUT Seleccioacuten (4) Primaria (3) Preliminar (2) Definitiva (1)

Siacutesmica 2D3D X 2

Registros X 2

Nuacutecleos X 2Propiedades de los fluidos Ej PVTImpurezasComposicioacutenGeoquiacutemica

X3

Pruebas de pozos Pruebas extendidas del reservorio PLTs

X

4PresionesRFTMDT X 4

Historias de Produccioacuten Anaacutelogos

X3

Otros



NOTA IMPORTANTE PARA QUE LA MATRIZ CONSIDERE CADA UNO DE LOS ITEMS REQUERIDOS DEBERAacute COLOCARSE UNA X EN LA COLUMNA REQUERIDO

Req

uerid

o

Informacioacuten Datos (INPUTS) al inicio del proyecto- Anaacutelisis suficiente para confirmar que no se requiere data adicional

- Los datos no han sido capturados - No se tiene confianza en que seraacute entregado yo completado a tiempo

- Captura de datos en progreso - Debiacutea de ser entregada seguacuten lo requerido

- Captura de datos ha sido finalizada

TAREA SELECCIOacuteN (4) PRIMARIA (3) PRELIMINAR (2) DEFINITIVA (1) Resultados

CONFORMACION GRUPO DE TRABAJO

- LIDER PLANIFICACIOacuteN Y DISENtildeO(IDENTIFICADO)

- LIDER PLANIFICACIOacuteN Y DISENtildeO(IDENTIFICADO) -IDENTIFICADO TEAM PRINCIPAL YESPECIALISTAS

- TEAM PRINCIPAL DEFINIDO MASACUERDO DE PARTICIPACION PARCIAL DELOS ESPECIALISTAS

- TEAM COMPLETADO VIRTUALMENTE AUTOSUFICIENTE SE TIENE EL COMITE GUIA IDENTIFICADO Y COMITE DE REVISION DE ASEGURAMIENTO DE CALIDAD DE LOS PROCESOS ESTABLECIDO

3

IDENTIFICACION Y EVALUACION DE NUEVAS TECNOLOGIAS

- TECNOLOGIA CONVENCIONAL ODE RUTINA

- IDENTIFICACION DE NUEVAS TECNOLOGIAS

- ANALISIS DE FACTIBILIDAD DEAPLICACION

- ANALISIS DE RIESGO CONCLUIDO

4

ANALISIS DE CONCEPTO TALADRO

- DISPONIBILIDAD LOCAL - LOCALIZACION CONVENCIONAL

- DISPONIBILIDAD DE MERCADO - REDISENtildeO DE LOCALIZACION

- ACCESO A LOCALIZACION Y FACILIDAD DE MUDANZA

- PLAN DE MUDANZA - OPCIONES DE TALADROS IDENTIFICADAS

1

DISENtildeO DE TALADRO

- CARACTERISTICAS BASICAS (POTENCIA MALACATE Y BOMBA)- CAPACIDAD ESTRUCTURA - TIPO DIAMETRO Y PRESION BOPS

- EQUIPO DE CONTROL DE SOLIDOS SISTEMA DE FLUIDO - EQUIPOS Y HERRAMIENTAS

- TOP DRIVE - DETECTORES DE GASES - IDENTIFICADO TIPO DE TALADRO (POTENCIA CAPACIDAD AUTOMATIZACION CAPTURA DE DATOS SISTEMA DE MANEJO EFLUENTE)

- ANALISIS TALADRO EQUIPOS Y HERRAMIENTAS REQUERIDO Vs DISPONIBLE -EQUIPO OPTIMO (TALADRO COILED TUBING SNUBBING)

1

CERTIFICACION DE TALADRO Y EQUIPOS - NO POSEE CERTIFICACION

- SE TIENE CERTIFICACION AVALADAPOR ESPECIALISTAS (MODU SEAWORTHINESS)

1

DATOS POZOS VECINOS

- PESO Y TIPO DE LODO (MINIMO YMAXIMO) - DIAMETRO DE HOYO - PUNTO DE ASENTAMIENTO DE REVESTIDORES

- PROBLEMAS OPERACIONALES -ESTABILIDAD DE HOYO (MECANICA QUIMICA) - REGISTROSELECTRICOS

- PRUEBA DE INTEGRIDAD DE FORMACION(LEAK OFF TEST) - ANALISIS DE NUCLEO

- DANtildeO DE FORMACION - DIAMETRO PORAL - VENTANA OPERACIONAL DE LODO

3

- PROGRAMA DIRECCIONAL - SELECCION DE MECHAS - SELECCION DE BHA - DISENtildeO DE LODO Y CEMENTO

- MAGNITUD Y DIRECCION DE ESFUERZOS - TRAYECTORIA OPTIMA ANALISIS ANTICOLISION - SIMULACION DE CEMENTACION - DISENtildeO OPTIMO DE FLUIDO

- DISENtildeO DE REVESTIDORES SEGUN EXISTENCIA

- BIT WALK TENDENCY - ANALISIS DE TORQUE Y ARRASTRE - SWAB AND SURGE - ANALISIS DE VIBRACION Y VELOCIDAD CRITICA DE SARTA

DISENtildeO DE COMPLETACION DE POZO

- PRODUCCION ESPERADA POR ANALOGIA - DIAMETRO Y GRADO DE COMPLET SEGUN EXISTENCIA

- COMPLETACION AJUSTADA AMUESTRA DE FLUIDO API RGPPRESION Y ALGUNOS CONTAMINANTES- ALGUNOS ACCESORIOSIDENTIFICADOS

- COMPLET AJUSTADA A PVT COMPOSICION CONTAMINANTES -ACCESORIOS IDENTIFICADOS (CAMISAS EMPACADURAS MANDRILES NIPLES BOMBA ELECT SUMERG ETC - ACCESORIOS DE MONITOREO IDENTIFICADO

- ECUACION DE ESTADO DEFINIDO - ACCESORIOS DE MONITOREO DEFINIDOS - MODELO DE COMPLETACION FINAL (INCLUYE CABEZAL DE PROD O INYECCION)

4

INTERFASES OPERACIONES

- COMUNICACION FORMAL ENTRE INGENIERIA Y YACIMIENTO - COMUNICACION INFORMAL ENTRE INGENIERIA Y OPERACIONES ENTRE OPERACIONES LOGISTICA Y CONTRATISTA

- ROLES Y RESPONSABILIDADESDEFINIDOS

- COMUNICACION FORMAL ENTRE INGENIERIA Y YACIMIENTO ENTRE OPERACIONES LOGISTICA Y CONTRATISTA

- MESA DE TRABAJO ESTABLECIDA YOPERANDO

4

CRONOGRAMA DE PERFORACION Y REHABILITACION

- NO HAY DISPONIBILIDAD DE TALADRO INTERNO

-PROYECTO INCLUIDO EN SECUENCIADE TALADRO

4

ACUERDOS COMERCIALES

- NINGUNO FINALIZADO - ACUERDOS PRINCIPALES FINALIZADOS- ADECUADOS ACUERDOS COMERCIALES QUE PERMITEN AL NEGOCIO DEFINIR OBJETIVOS Y ESTRATEGIAS

- TODOS LOS ACUERDOS FINALIZADOS

4

TOTAL 283333333

MATRIZ FEL DE CONSTRUCCION DE POZOS

DISENtildeO Y CONSTRUCCION DE POZO

- EXPERIENCIA DE TERCEROS EN DISENtildeO DE REVESTIDOR CEMENTACION BHA LODO ETC

- DISENtildeO DE REVESTIDOR MEJORADO - DISENtildeO DE BHA - DISENtildeO DE CEMENTACION - ANALISIS DE TENDENCIAS (WOP RPM TORQUE Y ARRASTRE)

DEFINICION DE POZOPROGNOSIS GEOLOGICA - COORD SUP Y FONDO - OBJ PRIM Y SECUNDARIOS - TOPES ESTATIGRAFICOS

- GRAD PRESION PORO GRAD PRESION FRACTURA - CARACTERISTICAS LITOLOGICAS

- GEOMECANICA REGIONAL BUZAMIENTODIRECC DE ESTRATOS

1

4

- GEOMECANICA LOCAL - PROGRAMA DE NUCLEOS

NOMBRE DEL POZO (NOMBRE OFICIAL)NOMBRE DEL PROYECTOTIPO DE POZO (EXP AVZ DESARROLLO)

POSICION DEL POZO EN LA SECUENCIA

BAJA ALTA

0 1 2 3 4 5 6 Puntuacioacuten Resultados

1RIESGOS DE LA PERFORACIOacuteN -

INFLUJO DE FLUIDOS DE FORMACIOacuteN

SIN FLUIDOS (GAS ) SUPERFICIAL ADVERSO

lt 2 H2S CO2 INFLUJO DE AGUA SALADA (CaCl2) gt2 CO2 INFLUJO DE AGUA

SUPERFICIAL H2S gt 2 GAS SUPERFICIAL GAS SUPERFICIAL SEVERO 0 0

2 GEOLOGIATIPO DE ROCA DE FORMACIOacuteN FORMACIOacuteN NO REACTIVA

ARCILLAS REACTIVAS O FORMACIOacuteN DE CARBOacuteN lt

3000

2 Oacute MAacuteS ARCILLASCARBON REACTIVA O UNA FORM

REACTIVA gt30002 4

3 DOMO SALINO SIN PRESENCIA DEL DOMO SALINO

DOMO SALINO gt 250degF O gt6000

DOMO SALINO gt 250degF O gt10000 0 0

4FRACTURAS NATURALES

FALLAS ZONA DE BAJA PRESIOacuteN

PERDIDA DE FILTRADO PERDIDA DE CIRCULACIOacuteN PERDIDA DE CIRCULACIOacuteN SEVERA 0 0

5 TECTOacuteNICA NOSI EL ESFUERZO VERTICAL

NO ES EL MAacuteXIMO ESFUERZO

0 0

6VENTANA OPERACIONAL PESO DE LODO VS GRADIENTE DE

FRACTURAgt 15 LPG 10 A 15 LPG lt 10 LPG lt = 05 LPG 0 0

7 MAacuteXIMA PRESIOacuteN ANTICIPADA lt 5000 LPPC 5000 - 7500 LPPC 7500 - 10000 LPPC 10000 - 12500 LPPC 12500 - 15000 LPPC gt 20000 LPPC 0 0

8CAMBIOS EN EL PERFIL DE

PRESIONES (Ndeg DE CASING INCLUYE CONDUCTOR)

lt4 4 5 6 7 8 gt8 0 0

9 TEMPERATURA lt 225degF 225degF A 275degF 275degF A350degF gt 350degF 0 0

10MAacuteXIMO DENSIDAD DEL FLUIDO

DE PERFORACIOacuteN REHABILITACIOacuteN

lt 100 LPG 100 A 125 LPG 125 A 155 LPG 155 A 185 LPG 185 A 210 LPG gt 210 LPG 0 0

11DIFERENCIAL DE PRESIOacuteN

PRESIOacuteN DE PORO VS PESO DEL LODO

lt 1000 LPPC gt 1000-2000 LPPC Oacute lt 0 - 2000 LPPC +- 2000 - 3000 LPPC +- 3000 - 4000 LPPC +- 4000 - 5000 LPPC gt 5000 LPPC 0 0

IPA Well Complexity Index

1- INTRODUCIR LOS DATOS BAgraveSICOS DEL POZO EN LA TABLA UBICADA A LA DERECHA DE ESTA INSTRUCCIONES2- CONSIDERE Y UBIQUE COMO RELACIONA ESTE POZO CON LOS 30 FACTORES DE COMPLEJIDAD MENCIONADOS ABAJO USANDO EL RANGO ( 0 - 6 ) SENtildeALADO EN LA GUIA 3- POR CADA LINEA INTRODUZCA EN LAS CELDAS AMARILLAS (COLUMNA k) LA RESPUESTA MAgraveS APROPIADA4- DONDE EL FACTOR REQUERIDO ES UN TEgraveRMINO CUANTITATIVO INTRODUZCA EN LA CELDA AMARILLA (COLUMNA J ) EL VALOR MAgraveS APROPIADO

5- COMPLETE LAS CELDAS AMARILLAS EN LA SECCIOgraveN DE RESPUESTAS DEL POZO UBICADA EN LA PARTE INFERIOR DE LA TABLA DE LOS FACTORES DE COMPLEJIDAD

6- GUARDE EL ARCHIVO LOCALIZACIOgraveN

GUIacuteAS PARA LA MEDICIOacuteN DE LA COMPLEJIDAD DEL PROCESO DE PERFORACIOacuteN

FACTOR DE COMPLEJIDAD

DEFINICIOacuteN DE FACTORES

PUNTUACIOacuteN DE LA COMPLEJIDAD

RIESGOS DE LA PERFORACIOacuteN - CONDICIONES DE SUBSUELO

02 40

12 EQUIPO DE COMPLETACIOacuteN (Ndeg DE COMPONENTES) 2 3 - 4 5 - 6 7 - 8 9 - 10 gt 10 1 26

13ADQUISICIOacuteN DE DATOS

COMPLETACIOacuteN INTELIGENTE (Ndeg DE SENSORES )

0 1 2 3 - 4 4 - 6 6 - 9 0 0

14 ADQUISICIOacuteN DE DATOS DURANTE LA PERFORACION

REGISTROS DE GUAYA - UNA CORRIDA

LWD (GR Y RESISTIVIDAD) Y UN A CORRIDA DE GUAYA

2 O MAacuteS CORRIDAS POR SECCIOacuteN DE HOYO Y LWD

3 CORRIDAS DE REG INCLUYENDO MDTRFTDIP REGISTROS CON TUBERIA REGISTROS CON TUBERIA Y

MDTRFT 0 0

15 POZO MULTILATERAL HORIZONTAL (gt 85deg )

NO - MULTILATERAL HORIZONTAL

HORIZONTAL HOYO ABIERTO SIMPLE 1 - 3 LATERAL DUAL

4 - 5 LATERAL DUAL O 1 - 3 LATERAL TRIPLE O

CUADRUPLE5 - 6 LATERAL DUAL 5 - 6 LATERAL CUADRUPLE 0 0

16 REQUERIMIENTOS DE ESTIMULACIOacuteN SIN ESTIMULACIOacuteN ACIDO SIMPLE O FRACTURA FRACTURA HIDRAacuteULICA (

EN TIERRA )FRACTURA HIDRAacuteULICA (

EN EL LAGO )FRACTURAMIENTO

HIDRAacuteULICO MULTIPLE 0 0

17 REQUERIMIENTO DE CONTROL DE ARENA NO SI 5 13

10 156

18 FASES DE EJECUCIOacuteN - PROFUNDIDAD DE TRABAJO SIN LABOR DIRECCIONAL LABOR DIRECCIONAL KOP

SUPERFICIAL (1000 - 3000)LABOR DIRECCIONAL KOP SUPERFICIAL (3000 - 6000)

LABOR DIRECCIONAL KOP HECHO A lt 1000 Oacute ENTRE

6000 - 12000

LABOR DIRECCIONAL HECHO A 12000 18000

LABOR DIRECCIONAL HECHO POR DEBAJO DE

180001 16

19 POZO CON FASES COMPLEJAS CONTROL VERTICAL CONSTRUIR Y MANTENER AacuteNGULO

TIPO S O S MODIFICADO (90deg AL FINAL) TRES FASES DE CAMBIO CUATRO FASES DE CAMBIO

POZO DISENtildeADO CON MAacuteS DE CUATRO FASE DE

CAMBIO1 3

20 ANGULO DE NAVEGACIOacuteN HOYOS VERTICALES MENOS DE 30deg 30 - 45deg 45 - 65deg MAS DE 65deg 1 3

21 ANTICOLISIOacuteNPOZOS CON SALIDA DESDE UNA MACOLLA 1 - 2 POZOS 2 - 9 POZOS 9 - 18 POZOS 18 - 30 POZOS 30 - 45 POZOS MAacuteS DE 45 POZOS 1 2

22 PROFUNDIDAD MEDIDA lt 6000 6000 - 12500 12500 - 15000 15000 - 18500 18500 - 22500 22500 - 28000 gt 28000 1 23

23HOYOS CON LONGITUD QUE NO

SON ESTAacuteNDAR PARA LOS DIAacuteMETROS

LONGITUDES DE HOYOS ESTAacuteNDAR PARA LOS

DIAMETROS

gt 1500 DE gt= 32 gt 8000 DE gt= 16 gt 5000 DE 65 O MENOS gt

3000 DE 45 O MENOS3 69

24TOLERANCIA ENTRE

DIAacuteMETROS DE HOYOS Y REVESTIMIENTOS

POZO CUMPLE CON TOLERANCIA MINIMA

2 Oacute MENOS EN REV DE 13-38 - 1 Oacute MENOS EN REV

lt 13-38

2 OCURRENCIAS DE POCA TOLERANCIA

3 O MAacuteS OCURRENCIAS DE POCA TOLERANCIA 3 9

16 278

RESULTADO TOTAL DE LOS RIESGOS DE PERFORACIOacuteN

INTERFASE DEL YACIMIENTO

RESULTADO TOTAL DE LA INTERFASE DEL YACIMIENTO

GEOMETRIacuteA DEL HOYO

RESULTADO TOTAL DE GEOMETRIacuteA DE HOYO

25 ADECUACION DEL TALADRO AL LAS CONDICIONES DE TRABAJO

CUMPLE CON LAS DEMANDAS DEL PROYECTO

UN SISTEMAS OPER A MAacuteXIMA CAPAC (gt 90) EN

UNA FASE DEL POZO

UN SISTEMAS OPER A MAacuteXCAPAC (gt 90) EN

TODO EL POZO

DOS SISTEMAS OPER A MAacuteX CAPAC (gt 90) EN

UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO

TRES Oacute MAacuteS SISTEM OPER A MAacuteX CAPAC (gt

90)0 0

26 TECNOLOGIacuteA TRADICIONAL NUEVAS APLICACIONES AL EQUIPO

PEQUENtildeOS APORTES POR TECNOLOGIAS

PEQUENtildeA NUEVAS MODIFICACIONES DE

ELEMENTOS MAYORES

MODIFICACION MAYOR EXTENSIOacuteN SIGNIFICATIVA DEL CONOCIMIENTO TECNOLOGICO

NUEVOS CONCEPTOS SUSTANCIALES CAMBIO REVOLUCIONARIO 3 69

27 TIPO DE CABEZAL CABEZAL DE 10000 LPPC CABEZAL DE 15000 LPPC 10000 LPPC TLP O SPAR CABEZAL SUBMARINO 0 0

10 69

28 CONSECUENCIAS AMBIENTALES NO HAY LIMITACIONES DE DESCARGA

CAUSA POCO IMPACTO EN EL DISENtildeOOPERACION

CAUSA SUSTANCIAL IMPACTO EN EL

DISENtildeOOPERACION

NO SE PERMITE DESCARGA AL AMBIENTE 5 13

29 PROFUNDIDAD DE AGUA EN LOCACIOacuteN EN TIERRA 1 - 350

350 - 1500 EN AacuteREAS ADVERSAS(SELVAS

PANTANOS)1500 - 3000 3000 - 5000 5000 - 7500 gt 7500 0 0

30 CONSECUENCIA DEL AMBIENTE DE CORRIENTES O MAREAS SIN MARULLOCORRIENTE 1 - 15 NUDOS 15 - 20 NUDOS 20 - 35 NUDOS 35 NUDOS O REMOLINO 0 0

17 130

0 0

1 682 RIESGOS DE PERFORACIOgraveN 402 1364 INTERFASE DEL YACIMIENTO 1563 2046 GEOMETRIgraveA DEL HOYO 2784 2768 EQUIPO Y TECNOLOGIA 695 3297 CONSIDERACIONES AMBIENTALES 1306 3546 673 108

EQUIPO Y TECNOLOGIacuteA

RESULTADO TOTAL DEL EQUIPO Y TECNOLOGIA

LOCALIZACIOacuteN - AMBIENTE CONSECUENCIAS METEOROLOacuteGICAS

RESULTADO TOTAL DE LAS CONSIDERACIONES AMBIENTALES

RESUMEN DE RESULTADOS

TOTAL

Equivalencias para resultados del ICODP

0

682

1364

2046

2768

32973546

673

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1 2 3 4 5 6Complejidad

Punt

uaci

oacuten

ICODP

RESULTADO PARA LA CAPTURA DE DATOS (INPUTS)Nivel de definicioacuten PRIMARIA 29

RESULTADO PARA LAS TAREASNivel de definicioacuten SELECCIOacuteN 36

RESULTADO PARA LAS RESTRICCIONESNivel de definicioacuten PRELIMINAR 23

TOTAL (ICADY) PRELIMINAR 29

RESULTADO PARA LAS TAREAS (ICADP)Nivel de definicioacuten PRIMARIA 28

COMPLEJIDAD DE POZOResultado ICODP 673 que equivale a 11

1 231 ICODY2 29 ICADY3 11 ICODP4 28 ICADP

RESULTADO TOTAL DEFINICIOacuteN DE YACIMIENTOS

RESULTADO TOTAL DEFINICIOacuteN DE PERFORACIOacuteN

Factores que influyen sobre el ICODP

00 50 100 150 200 250 300

1

Cons Ambient

Equipo y Tecnologiacutea

Geometriacutea del hoyo

Interfase del Yac

Riesgos de Perf

APEacuteNDICE C- INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS

FECHA INICIO PERFORACION 15-04-1986

DETALLE DEDISENtildeO DIAM COMENTARIOS

(Pulg)A HOYO SUPERFICIALG

U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G

E 14-34 HOYO INTERMEDIOL

B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 7 T

26 Lbpie

N80 LTC

9-78

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O

EFECTUOacute CEMENTACIOacuteN DEL REVESTIDOR ESPEROacute FRAGUADO COLGOacute Y CORTOacuteCASING

MECHA

TIPO

TIPO DE

LODO

PERFOROacute Y REPASO EN VARIOS INTERVALOS ENTRE 5930 Y 9792 CORRIOacuteREVESTIDOR DE 7 QUEDANDO LA ZAPATA Y CUELLO FLOTADOR A 7974 Y 7894RESPECTIVAMENTE

PERFOROacute HOYO DE 14-34 HASTA 2000 SE OBSERVOacute PEGA DE TUBERIacuteA A 665 PIESREPASOacute DE 665 A 979 DE RELLENO DUROBAJOacute REV DE 10-34 HASTA 1975CEMENTOacute SEGUacuteN PROGRAMA OK

A LA PROFUNDIDAD DE 2043 SE OBSERVOacute UN AUMENTO DE PRESIOacuteN Y TRATO DEDESPLAZAR SE OBSERVAacuteNDOSE MECHA TAPADA

PERFOROacute HOYO DE 9-78 CON LODO (BENEX-CMC-BENT) HASTA 5279 Y LODOLIGNOSULFONATO DESDE 5279 HASTA 9792

SE PEGOacute HERRAMIENTA A 8252 PIES QUEDANDO PESCADO TENSIONOacute CON 26000LBS POR ENCIMA DEL PESO DE LA HERRAMIENTA SE CONECTOacute LA HERRAMIENTAPARA PESCAR Y SE OBSERVOacute LIBRE LA HERRAMIENTA Y SE RECUPEROacute

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240

PESO DEL LODO (LBSGAL)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1975

7974

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

ARRASTRES APOYOS PEGAS Y REPASOS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50

REPASOSARRASTRESAPOYOSPEGAS




U

REV 13-38 A

68 Lbpie

J-55BUTT G

E HOYO INTERMEDIOL

B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 9-58 T

47 Lbpie

N-80BUTT

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O

STICK CHART POZO GF- 17 LOCALIZACIONGF-CK-54 CAMPO GUAFITA SUR

17-12

12-14

EFECTUOacute CEMENTACIOacuteN DEL REVESTIDOR SEGUacuteN PROGRAMA SIN PROBLEMAS

SE REALIZARON REPASOS CORTOS OBSERVANDO EN ALGUNOS INTERVALOSRELLENOS SUAVES (6076-6136 7715-7815)

TIPO DE

LODO

SE PERFORO HOYO DE 17 12 CON LODO NATURAL HASTA 1500 SIN PROBLEMASSE BAJO REVESTIDOR DE 13 38 HASTA 1470 OBSERVANDOSE PEGAS A 705 Y 888SE LIBERO Y DECIDIOacute CIRCULAR CADA DOS PAREJAS PEGANDOSE A 1470 SECEMENTO SEGUacuteN EL PROGRAMA SIN PROBLEMAS

SE OBSERVO ARRASTRE HACIENDO VIAJE EN 3209 - 3174 DE 10000 - 15000LIBRAS SACANDO TUBERIA DE 4919 - 4169 SE OBTUVO ALTO TORQUE Y ARRASTREDE 8100 - 7841 CON 50000 LIBRAS

PERFOROacute HOYO DE 12 14 CON LODO (BENEX-CMC-BENT) HASTA 6136 Y LODOLIGNOSULFONATO DESDE 6136 HASTA 8700

MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1500

8700

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50

REPASOSPEGAARRASTRESAPOYOS




U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


P

REV 7 O

26 Lbpie L

N80 LTC I

M 9-78E

R

I

C

O



A LA PROFUNDIDAD DE 3259 SE OBSERVOacute UN AUMENTO DE PRESIOacuteN DE 900 A1300 LPC Y TRATO DE DESPLAZAR SP OBSERVAacuteNDOSE MICRO FRACTURAS EN LAMECHA

A LA PROFUNDIDAD DE 8042 SE OBSERVOacute UNA BAJA DE PRESIOacuteN DE 1900 A 1550LPC ST OBSERVAacuteNDOSE MICRO FRACTURAS EN LA MECHA

A LA PROFUNDIDAD DE 7795 SE PEGOacute LA TUBERIacuteA RIMOacute DE 7018-7556

A LA PROFUNDIDAD DE 8577 SE DETECTOacute UNA CAIacuteDA DE PRESIOacuteN DE 100 LPC

STICK CHART POZO GF-31 LOCALIZACION GF-CJ-54AJO CAMPO GUAFITA SUR

TIPO DE

LODO

SE PEGOacute TUBERIacuteA A 8577 PIES BOMBEO PILDORA DE GASOIL SE CIRCULOacute Y SELIBEROacute

A LA PROFUNDIDAD DE 8357 SE OBSERVOacute UN WASH OUT EN LA CONEXIOacuteN

A LA PROFUNDIDAD DE 6791 SE PEGOacute LA TUBERIacuteA BOMBEO PILDORA DE GASOILY SE CIRCULOacute CE

PERFOROacute HOYO DE 14-34 HASTA 1523 SE OBSERVOacute PROBLEMAS EN LA BOMBACUANDO SE PERFORABA A 110 BAJOacute REV DE 10-34 HASTA 1497 CEMENTOacute SEGUacuteNPROGRAMA SIN PROBLEMAS

A LA PROFUNDIDAD DE 3259 SE OBSERVOacute UN AUMENTO DE PRESIOacuteN DE 900 A1300 LPC Y TRATO DE DESPLAZAR SP

PERFOROacute HOYO DE 9-78 CON LODO POLIMEacuteRICO (BENEX-CMC-DRISCOSE)HASTA 7852 Y LODO POLIMEacuteRICO (DRISCOSE-WL100) DESDE 7852 HASTA 8577

MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 10 12

REVESTIDORES

1497

8565

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50




(Pulg)

REV 10-34 A HOYO SUPERFICIAL

405 Lbpie G

J-55STC U

A 13-34G

E

L HOYO DE PRODUCCION

L

I

REV 7 G

26-29 Lbpie N

N-80LTC O

S 9-78U

L

F

O

N

A

T

O

STICK CHART POZO GF- 52 LOCALIZACION CH-54AJO CAMPO GUAFITA SUR

MECHA

TIPO

TIPO DE LODO

SE BAJO REVESTIDOR DE 7 QUEDANDO LA ZAPATA Y EL CUELLO DIFERENCIAL A8640 Y 8594 RESPECTIVAMENTE SIN PROBLEMAS

SE PERFORO HOYO DE 13-34 CON LODO NATURAL HASTA 1000 SIN PROBLEMASSE BAJO REVESTIDOR DE 10-34 QUEDANDO LA ZAPATA Y EL CUELLODIFERENCIAL A 996 Y 951 RESPECTIVAMENTE SE REALIZO LA CEMENTACIONSEGUacuteN PROGRAMA SIN PRESENTARSE PROBLEMAS

SE OBTUVO ARRASTRE SACANDO TUBERIA DESDE 6802 HASTA 6530 DE 30000 -35000 LIBRAS

PERFOROacute HOYO DE 9-78 CON LODO LIGNOSULFONATO HASTA LA PROFUNDIDADTOTAL DE 8648

SE CEMENTO EL REVESTIDOR SEGUacuteN PROGRAMA SIN PRESENTARSE PROBLEMAS

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

80008 10 12

REVESTIDORES

1000

8648

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

ARRASTRES APOYOS PEGAS Y

REPASOS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50


TIEMPOS DEL POZO GF-14X

FASE TIEMPO (Horas) TIEMPO (Dias) TOTAL FASEMUDARVESTIR 20900 871

900 038 908

HOYO SUPERFICIAL 5500 229

900 038

700 029

3200 133 429

REV SUPERFICIAL 5450 227

000 000 227

HOYO PRODUCCIOacuteN 24650 1027

8600 358

2700 113

2500 104 1602

REGISTROS 3950 165

000 000 165

REV PRODUCCIOacuteN 9500 396

000 000 396

REGISTROS PROD 000 000

000 000 000


Total diacuteas 5033

2819

275

5464

Total Tiempo Total SMudar-Complet (diacuteas)

RevCmtoBoca pozoViajes

Perdido

Total Tiempo Perdido (diacuteas)

Factor de Tiempo Perdido

CantildeoneoCompletarEvaluar

Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD

TIEMPOS DEL POZO GF-17

FASE TIEMPO (Horas) TIEMPO (Dias) Total FaseMUDARVESTIR 16550 690

000 000 690


150 006

550 023

700 029 175


000 000 140


16550 690

000 000

3400 142 1771

REGISTROS 1600 067

000 000 067


000 000 302


000 000 000



2454

171

3933



Perdido




Regisviaje

Perdido

Circulando

Perdido

Regisviaje

Perdido

Trabajando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

ACTIVIDAD


Perdido

Perforando

Viajes



5150 215 515


1300 054

450 019

16700 696 927


000 000 292


20000 833

9000 375

7800 325 3052

REGISTROS 2600 108

000 000 108


000 000 256


000 000 008



4635

1235

20301



Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD



000 000 569


300 013

300 013

150 006 123


200 008 121


7950 331

1200 050

750 031 1502

REGISTROS 1650 069

000 000 069


000 000 277


000 000 000



2092

046

1102

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido


Perdido

Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido



Perdido




APEacuteNDICE D- INFORME DIRECCIONAL Y DE COLISIOacuteN

PDVSAPlanning Report

Company PDVSA Date 08102002 Time 125616 PageField GUAFITA SURSite LOCALIZACIOacuteN CS-54Well GF-159Wellpath 1 Plan J

Co-ordinate(NE) Reference Site LOCALIZACIOacuteN CS-54 Grid NorthVertical (TVD) Reference SITE 4730Section (VS) Reference Site (000N000E21759Azi)

Field

Map System Map Zone

Geomagnetic ModelGeo DatumSys Datum

Coordinate System

GUAFITA SURCampo Guafita Estado ApureVenezuelaUniversal Transverse Mercator

Wmm_2000

UTM Zone 19 North 72W to 66WSouth American 1969Mean Sea Level

Site Centre

Site

Site PositionFrom Easting

LatitudeNorthingLongitudeNorth ReferencePosition Uncertainty

Ground Level Grid Convergence


Map m276227426 59 32769 Nm77339700

71 1 31933 WGridft00

ft00 deg-025

Well Slot Name

Well Position +N-S+E-W Easting

Northing

Position Uncertainty

LatitudeLongitude

GF-159

ft00ft00 m27622742

m77339700

ft00

6 59 32769 N71 1 31933 W

Wellpath Drilled FromTie-on Depth

Current Datum Height Above System DatumMagnetic Data DeclinationField Strength nT Mag Dip AngleVertical Section Depth From (TVD) +N-S +E-W Direction

1 Surfaceft00

SITE ft4730 Mean Sea Level13082002 deg-794

33016 deg3307

ft00

ft00

ft00

deg21759

Plan Date ComposedVersion

Principal Tied-to

J 130820021

Yes From Surface

Plan Section Information

MD Incl Azim TVD +N-S +E-W DLS Build Turn TFO Targetft00

deg000

deg21759

ft00

ft00

ft00

deg100ft000

deg100ft000

deg100ft000

deg000

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10000 10000 10001 10001 17 17 25195 -508 -1560 1640 1605 472211000 11000 11004 11003 19 19 25222 -501 -1561 1639 1601 428712000 12000 12007 12006 21 21 25243 -494 -1560 1636 1594 392213000 13000 13009 13009 23 23 25257 -488 -1556 1631 1586 360914000 14000 14012 14012 24 24 25266 -484 -1551 1625 1576 3337

15000 15000 15014 15014 26 26 3560 -481 -1543 1599 1547 306516000 15997 16011 16010 28 28 3719 -476 -1536 1538 1482 276017000 16991 17003 17003 30 30 4014 -469 -1529 1444 1385 243118000 17980 17989 17989 33 31 4489 -460 -1523 1324 1260 208319000 18960 18966 18966 37 33 5221 -449 -1519 1187 1119 1729

20000 19932 19934 19934 42 35 6319 -437 -1515 1054 979 139521000 20892 20891 20890 48 36 7865 -424 -1510 958 874 113422000 21839 21834 21833 56 38 9764 -413 -1506 952 858 101523000 22774 22766 22765 64 40 11619 -402 -1502 1069 970 1071

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Db Sybase





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24000

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23709

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25000 24645 24625 24624 81 43 14030 -380 -1492 1556 1450 147226000 25580 25514 25513 90 45 14703 -360 -1487 1871 1763 172527000 26515 26386 26384 99 46 15139 -318 -1493 2226 2114 199028000 27450 27243 27238 108 48 15402 -252 -1517 2611 2495 225129000 28385 28075 28064 117 50 15548 -161 -1557 3023 2902 2501

30000 29320 28859 28838 126 52 15622 -49 -1605 3464 3338 274531000 30255 29608 29572 135 55 15652 89 -1659 3938 3806 298632000 31190 30360 30303 145 58 15653 257 -1720 4441 4303 321633000 32126 31112 31029 154 61 15641 443 -1784 4965 4821 342734000 33061 31860 31747 163 65 15622 640 -1853 5502 5350 3620

35000 33996 32530 32384 173 69 15595 835 -1920 6059 5900 381136000 34931 33160 32976 182 73 15560 1040 -1989 6643 6477 399837000 35866 33780 33550 191 78 15516 1261 -2065 7250 7076 417038000 36801 34341 34063 200 83 15472 1476 -2139 7876 7695 433739000 37736 34911 34578 210 89 15425 1708 -2219 8522 8332 4492

40000 38671 35498 35101 219 94 15375 1958 -2305 9184 8986 463141000 39607 36065 35601 229 100 15327 2210 -2392 9859 9652 476142000 40542 36580 36051 238 106 15281 2448 -2477 10547 10332 489143000 41477 37066 36469 247 112 15240 2682 -2557 11251 11027 502244000 42412 37570 36899 257 118 15199 2934 -2639 11970 11737 5141

45000 43347 38045 37298 266 125 15159 3177 -2722 12698 12457 525646000 44282 38603 37762 275 132 15114 3471 -2820 13438 13187 534447000 45217 39340 38375 285 142 15063 3859 -2946 14179 13915 538548000 46152 40079 38993 294 152 15018 4245 -3071 14916 14641 542249000 47088 40610 39437 304 159 14988 4522 -3161 15654 15370 5500

50000 48023 41078 39824 313 166 14964 4773 -3240 16402 16109 558651000 48958 41833 40450 322 176 14929 5177 -3363 17151 16846 561252000 49893 42471 40979 332 185 14902 5517 -3467 17898 17582 565753000 50828 43085 41488 341 194 14879 5846 -3567 18648 18321 570554000 51763 43748 42038 351 203 14856 6201 -3673 19398 19060 5742

55000 52698 45435 43450 360 227 14799 7076 -3964 20139 19780 560656000 53633 46149 44057 369 236 14775 7428 -4099 20855 20484 562357000 54569 46765 44581 379 245 14758 7732 -4209 21571 21190 565758000 55504 47587 45281 388 256 14738 8138 -4351 22288 21894 566059000 56439 47830 45489 398 259 14733 8257 -4394 23006 22605 5732

60000 57374 48327 45915 407 264 14728 8504 -4462 23731 23323 581261000 58309 48870 46380 417 269 14740 8783 -4487 24473 24059 590162000 59244 50316 47615 426 292 14734 9509 -4661 25204 24770 580663000 60179 51117 48300 435 303 14720 9902 -4796 25919 25473 580964000 61114 51943 49009 445 314 14707 10304 -4934 26630 26172 5809

65000 62050 52611 49583 454 323 14698 10627 -5042 27341 26872 582866000 62985 53150 50046 464 330 14691 10889 -5128 28053 27574 585967000 63920 53565 50400 473 336 14685 11094 -5199 28771 28284 590368000 64855 53936 50713 482 341 14678 11281 -5263 29497 29001 5951

7

APEacuteNDICE E- PLANIFICACIOacuteN DEL POZO GF-159 (PROJECT)

Id Nombre de tarea Duracioacuten1 Construccioacuten del pozo GF-159 126 diacuteas2 INGENIERIacuteA 53 diacuteas3 Requerimientos Funcionales (Visioacuten) 5 diacuteas4 Definicioacuten del uso y tipo de pozo 1 diacutea

5 Revisioacuten de los objetivos de la UEY 2 diacuteas

6 Revisioacuten de los objetivos de PDVSA EampP 1 diacutea

7 Revisioacuten de los objetivos de Ing Perforacioacuten 1 diacutea

8 Ingenieriacutea Conceptual 13 diacuteas9 Reunir requerimientos e informacioacuten disponible del proy 12 diacuteas

10 Visioacuten y definicioacuten de los requerimientos funcionales 13 diacuteas

11 Ingenieriacutea Baacutesica (Programa de Perforacioacuten General) 15 diacuteas12 Disentildeo baacutesico de la arquitectura del pozo 10 diacuteas

13 Estimacioacuten de potencial de produccioacuten del pozo 11 diacuteas

14 Estimacioacuten de tiempo y costo 5 diacuteas

15 Estrategia de contratacioacuten y preseleccioacuten de empresas 10 diacuteas

16 Traacutemites de permisologiacuteas y aprobaciones 10 diacuteas

17 Revisioacuten y disentildeo de la localizacioacuten 5 diacuteas

18 Ingenieriacutea de Detalle 20 diacuteas19 Disentildeo detallado de la arquitectura del pozo 15 diacuteas

20 Estimacioacuten de tiempo y costo (Clase II) 2 diacuteas

21 Estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas 5 diacuteas

22 Integracioacuten del Programa de Perforacioacuten 2 diacuteas

23 Anaacutelisis de Mantenimiento 8 diacuteas

24 PROCURA 45 diacuteas25 Requerimiento de equipos y materiales 20 diacuteas26 Revestidores y accesorios 20 diacuteas

27 Cabezal del pozo 15 diacuteas

28 Equipos de completacioacuten 10 diacuteas

29 Tuberiacutea de Produccioacuten 15 diacuteas

30 Combustibles y lubricantes 8 diacuteas

31 Otros materiales y suministros 12 diacuteas

32 Contratacioacuten de servicios 30 diacuteas

33 CONSTRUCCIOacuteN - EJECUCIOacuteN 40 diacuteas34 Actividades previas a la mudanza 3 diacuteas35 Inicializacioacuten del pozo en la base de datos de Ingenieriacutea 1 diacutea

36 Ejecutar oacuterdenes de servicios 3 diacuteas

37 Revisioacuten del plan de perforacioacuten 2 diacuteas

38 Transporte de materiales a la localizacioacuten de perforacioacute 3 diacuteas

39 Mudanza 5 diacuteas40 Desvestir 2 diacuteas

41 Mudar el equipo 2 diacuteas

42 Vestir 1 diacutea

43 Construccioacuten de la seccioacuten superficial 4 diacuteas44 Perforar 2 diacuteas

45 Revestir y cementar 1 diacutea

46 Instalar BOP 1 diacutea

47 Construccioacuten de la seccioacuten de produccioacuten 18 diacuteas48 Perforar 12 diacuteas

49 Correr Perfile Electricos 2 diacuteas

50 Revestir y cementar 2 diacuteas

51 Realizar prueba 2 diacuteas

52 Completacioacuten del pozo 10 diacuteas

53 CIERRE DEL PROYECTO 8 diacuteas54 Evaluacioacuten del postmorten de la construccioacuten del pozo 3 diacuteas

55 Recoleccioacuten de estadiacutesticas 3 diacuteas

56 Anaacutelisis de mejores praacutecticas y lecciones aprendidas 3 diacuteas

57 Eficiencia de las compantildeias de servicio 1 diacutea

58 Reunioacuten Postmorten 1 diacutea

24 16 7 29 21 12 3 25 17 8 30 22may 19 02 jul 7 02 ago 25 02 oct 13 02 dic 1 02

Tarea

Tarea criacutetica

Progreso

Hito

Resumen

Tarea resumida

Tarea criacutetica resumida

Hito resumido

Progreso resumido

Divisioacuten

Tareas externas

Resumen del proyecto

Hito externo

Fecha liacutemite

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Proyecto Pozo GF-159Fecha saacuteb 102602

Id Nombre de tarea Duracioacuten Comienzo Fin

Semana de junio 164 Definicioacuten del uso y tipo de pozo 1 diacutea mar 61802 mar 618025 Revisioacuten de los objetivos de la UEY 2 diacuteas mieacute 61902 jue 620026 Revisioacuten de los objetivos de PDVSA EampP 1 diacutea vie 62102 vie 62102

Semana de junio 237 Revisioacuten de los objetivos de Ing Perforacioacuten 1 diacutea lun 62402 lun 624029 Reunir requerimientos e informacioacuten disponible del proyecto 12 diacuteas mar 62502 mieacute 71002

10 Visioacuten y definicioacuten de los requerimientos funcionales 13 diacuteas mar 62502 jue 71102

Semana de junio 309 Reunir requerimientos e informacioacuten disponible del proyecto 12 diacuteas mar 62502 mieacute 71002


Semana de julio 79 Reunir requerimientos e informacioacuten disponible del proyecto 12 diacuteas mar 62502 mieacute 71002

10 Visioacuten y definicioacuten de los requerimientos funcionales 13 diacuteas mar 62502 jue 7110212 Disentildeo baacutesico de la arquitectura del pozo 10 diacuteas vie 71202 jue 7250213 Estimacioacuten de potencial de produccioacuten del pozo 11 diacuteas vie 71202 vie 7260215 Estrategia de contratacioacuten y preseleccioacuten de empresas 10 diacuteas vie 71202 jue 7250216 Traacutemites de permisologiacuteas y aprobaciones 10 diacuteas vie 71202 jue 7250217 Revisioacuten y disentildeo de la localizacioacuten 5 diacuteas vie 71202 jue 71802

Semana de julio 1412 Disentildeo baacutesico de la arquitectura del pozo 10 diacuteas vie 71202 jue 7250213 Estimacioacuten de potencial de produccioacuten del pozo 11 diacuteas vie 71202 vie 7260215 Estrategia de contratacioacuten y preseleccioacuten de empresas 10 diacuteas vie 71202 jue 7250216 Traacutemites de permisologiacuteas y aprobaciones 10 diacuteas vie 71202 jue 7250217 Revisioacuten y disentildeo de la localizacioacuten 5 diacuteas vie 71202 jue 71802

Semana de julio 2112 Disentildeo baacutesico de la arquitectura del pozo 10 diacuteas vie 71202 jue 7250213 Estimacioacuten de potencial de produccioacuten del pozo 11 diacuteas vie 71202 vie 7260215 Estrategia de contratacioacuten y preseleccioacuten de empresas 10 diacuteas vie 71202 jue 7250216 Traacutemites de permisologiacuteas y aprobaciones 10 diacuteas vie 71202 jue 7250214 Estimacioacuten de tiempo y costo 5 diacuteas vie 72602 jue 8102

Semana de julio 2814 Estimacioacuten de tiempo y costo 5 diacuteas vie 72602 jue 810219 Disentildeo detallado de la arquitectura del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220226 Revestidores y accesorios 20 diacuteas vie 8202 jue 8290227 Cabezal del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220228 Equipos de completacioacuten 10 diacuteas vie 8202 jue 8150229 Tuberiacutea de Produccioacuten 15 diacuteas vie 8202 jue 82202

Semana de agosto 419 Disentildeo detallado de la arquitectura del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220226 Revestidores y accesorios 20 diacuteas vie 8202 jue 8290227 Cabezal del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220228 Equipos de completacioacuten 10 diacuteas vie 8202 jue 8150229 Tuberiacutea de Produccioacuten 15 diacuteas vie 8202 jue 8220231 Otros materiales y suministros 12 diacuteas mieacute 8702 jue 82202

Lista de tareas el saacuteb 102602Pozo GF-159

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Semana de agosto 1119 Disentildeo detallado de la arquitectura del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220226 Revestidores y accesorios 20 diacuteas vie 8202 jue 8290227 Cabezal del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220228 Equipos de completacioacuten 10 diacuteas vie 8202 jue 8150229 Tuberiacutea de Produccioacuten 15 diacuteas vie 8202 jue 8220231 Otros materiales y suministros 12 diacuteas mieacute 8702 jue 8220230 Combustibles y lubricantes 8 diacuteas mar 81302 jue 8220220 Estimacioacuten de tiempo y costo (Clase II) 2 diacuteas vie 81602 lun 8190221 Estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas 5 diacuteas vie 81602 jue 8220222 Integracioacuten del Programa de Perforacioacuten 2 diacuteas vie 81602 lun 81902

Semana de agosto 1819 Disentildeo detallado de la arquitectura del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220226 Revestidores y accesorios 20 diacuteas vie 8202 jue 8290227 Cabezal del pozo 15 diacuteas vie 8202 jue 8220229 Tuberiacutea de Produccioacuten 15 diacuteas vie 8202 jue 8220231 Otros materiales y suministros 12 diacuteas mieacute 8702 jue 8220230 Combustibles y lubricantes 8 diacuteas mar 81302 jue 8220220 Estimacioacuten de tiempo y costo (Clase II) 2 diacuteas vie 81602 lun 8190221 Estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas 5 diacuteas vie 81602 jue 8220222 Integracioacuten del Programa de Perforacioacuten 2 diacuteas vie 81602 lun 8190223 Anaacutelisis de Mantenimiento 8 diacuteas mar 82002 jue 8290232 Contratacioacuten de servicios 30 diacuteas vie 82302 jue 10302

Semana de agosto 2526 Revestidores y accesorios 20 diacuteas vie 8202 jue 8290223 Anaacutelisis de Mantenimiento 8 diacuteas mar 82002 jue 8290232 Contratacioacuten de servicios 30 diacuteas vie 82302 jue 10302

Semana de septiembre 132 Contratacioacuten de servicios 30 diacuteas vie 82302 jue 10302




Semana de septiembre 2932 Contratacioacuten de servicios 30 diacuteas vie 82302 jue 1030235 Inicializacioacuten del pozo en la base de datos de Ingenieriacutea de Perforacioacuten 1 diacutea vie 10402 vie 1040236 Ejecutar oacuterdenes de servicios 3 diacuteas vie 10402 mar 1080237 Revisioacuten del plan de perforacioacuten 2 diacuteas vie 10402 lun 1070238 Transporte de materiales a la localizacioacuten de perforacioacuten 3 diacuteas vie 10402 mar 10802

Semana de octubre 636 Ejecutar oacuterdenes de servicios 3 diacuteas vie 10402 mar 1080237 Revisioacuten del plan de perforacioacuten 2 diacuteas vie 10402 lun 1070238 Transporte de materiales a la localizacioacuten de perforacioacuten 3 diacuteas vie 10402 mar 1080240 Desvestir 2 diacuteas mieacute 10902 jue 101002


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Semana de octubre 6 (continuacioacuten)41 Mudar el equipo 2 diacuteas vie 101102 lun 101402

Semana de octubre 1341 Mudar el equipo 2 diacuteas vie 101102 lun 10140242 Vestir 1 diacutea mar 101502 mar 10150244 Perforar 2 diacuteas mieacute 101602 jue 10170245 Revestir y cementar 1 diacutea vie 101802 vie 101802

Semana de octubre 2046 Instalar BOP 1 diacutea lun 102102 lun 10210248 Perforar 12 diacuteas mar 102202 mieacute 11602

Semana de octubre 2748 Perforar 12 diacuteas mar 102202 mieacute 11602

Semana de noviembre 348 Perforar 12 diacuteas mar 102202 mieacute 1160249 Correr Perfile Electricos 2 diacuteas jue 11702 vie 11802

Semana de noviembre 1050 Revestir y cementar 2 diacuteas lun 111102 mar 11120251 Realizar prueba 2 diacuteas mieacute 111302 jue 11140252 Completacioacuten del pozo 10 diacuteas vie 111502 jue 112802

Semana de noviembre 1752 Completacioacuten del pozo 10 diacuteas vie 111502 jue 112802

Semana de noviembre 2452 Completacioacuten del pozo 10 diacuteas vie 111502 jue 11280254 Evaluacioacuten del postmorten de la construccioacuten del pozo 3 diacuteas vie 112902 mar 1230255 Recoleccioacuten de estadiacutesticas 3 diacuteas vie 112902 mar 12302

Semana de diciembre 154 Evaluacioacuten del postmorten de la construccioacuten del pozo 3 diacuteas vie 112902 mar 1230255 Recoleccioacuten de estadiacutesticas 3 diacuteas vie 112902 mar 1230256 Anaacutelisis de mejores praacutecticas y lecciones aprendidas 3 diacuteas mieacute 12402 vie 12602

Semana de diciembre 857 Eficiencia de las compantildeias de servicio 1 diacutea lun 12902 lun 1290258 Reunioacuten Postmorten 1 diacutea mar 121002 mar 121002


Paacutegina 2

APEacuteNDICE F- COSTO BASADO EN ACTIVIDAD (CBA)

DESCRIPCIOgraveN DE ACTIVIDADES COSTO PRESUPUESTADOMONTO MMBs

COSTOS TOTALES LOCALIZACIOgraveN VIAS DE ACCESO 15307 - Preparaciograven del Sitio 865 - Movimiento de Tierras 4500 - Bases y Sub - Bases 790 - Transporte 552 - Obras de Concreto 5200 - Obras Complementarias 3400


ALQUILER DE EQUIPOS DE PERFORACIOgraveN 47877 Taladro - Costo Taladro (32 diacuteas) 47877

MECHAS 091 - Hoyo Superficial 000 - Hoyo Producciograven 091

TUBULARES Y ACCESORIOS 12509 - Zapatas de 10-34 BTC 100 - Zapatas de 7 BTC 126 - Cuello Flotador 10-34 y 7 015 - Centralizadores 108 - Revestidor 10-34 J-55 405 Lbpie BTC 1440 - Revestidor 7 N-80 23 Lbpie BTC 5815 - Revestidor 7 N-80 26 Lbpie BTC 2151 - Tuberia de Completaciograven 3-12 2754

CABEZAL 3175 - Secciograven A del Cabezal 1049 - Secciograven B del Cabezal 776 - Arbol 1350

SERVICIOS CONTRATADOS 79954 Fluidos de Perforaciograven Y Completaciograven 26842 Servicio de Fluidos - Perf Y Completaciograven 9479 - Asistencia Tegravecnica 954 - Productos 7999 - Transporte Alquiler Trailers 526

Control de Sogravelidos 14896 - Alquiler de Equipos 11270 - Asistencia Tegravecnica 2782 - Alojamiento 561 - Transporte 283

Tratamiento de Efluentes 2467 - Alquiler de Equipos 1924 - Asistencia Tegravecnica 543

Cementaciograven 5737 - Lechada de Cola Nordm de Barriles 2000 Costo Total 955 - Lechada de barrido Nordm de Barriles 4600 Costo Total 413 - Lechada Uacutenica Nordm de Barriles 4500 Costo Total 4369

Perforaciograven Direccional 450 - Personal 000 - Herramientas 450

Alquiler de HemtasPerforaciograven y Completaciograven 20226 - Estabilizadores 175 - Martillo 19289 - Paragravemetros de Perforaciograven 762




Transporte 3114

LOCALIZACIOacuteN CS-54HOJA DE COSTOS TOTALES

CBA

ELEMENTOS DE COSTOOPORTUNIDADES DE OPTIMIZACIOgraveN

DISTRITO SURUNIDAD DE EXPLOTACIOgraveN GUAFITA

- Propio 099 - Alquilado 3015

Otros Servicios Contratados 6450 - InspecciogravenPrueba de Tubulares 1325 - Registros de Desviaciograven 506 - Otros 4619



RESUMEN COSTO PRESUPUESTADOMONTO MMBs

RESUMEN LOCALIZACIOgraveN - VIAS DE ACCESO 15307

MUDANZA 4600

TALADRO - TOP DRIVE 47877

MECHAS 091

TUBULARES ACCESORIOS Y CABEZAL 15684

SERVICIOS CONTRATADOS 79954

EQUIPOS DE COMPLETACIOgraveN 46500

COSTOS TOTALES - RESUMEN 210013

DESCRIPCIOgraveN DE ACTIVIDADES COSTO PRESUPUacuteESTADOMONTO MMBs

FASE LOCALIZACIOgraveN - VIAS DE ACCESO PREPARACIOgraveN DEL SITIO 865

MOVIMIENTO DE TIERRAS 4500

BASES Y SUB-BASES 790

MATERIALES ASFAgraveLTICOS 000

TRANSPORTES 552

OBRAS DE DRENAJE 000

OBRAS DE CONCRETO 5200

OBRAS COMPLEMENTARIAS 3400

TOTAL FASE 15307


FASE MUDANZA MUDANZA 4600 Mudar 4600 DesvestirMovilizarVestir Equipo 4600

ALQUILER DE EQUIPOS DE PERFORACIOgraveN 3595 Taladro - Costo de Tarifa Mudanza (5 Dias) 3595




TOTAL FASE 8788


FASE PERFORACIOgraveN SUPERFICIAL ALQUILER DE EQUIPOS DE PERFORACIOgraveN 3160 Taladro - Costo de Tarifa ( MMBsDia) ( Ndeg Dias ) 3160

MECHAS 000 - Hoyo Superficial 000

TUBULARES Y ACCESORIOS 1560 - Zapata 120 - Revestidor 10-34 1440

CABEZAL 1049 - Secciograven A del Cabezal 1049

SERVICIOS CONTRATADOS 6602 Fluidos de Perforaciograven 2849 Servicio de Fluidos de Perforaciograven 498 - Asistencia Tegravecnica 098 - Productos 400



Cementaciograven 1368 - Lechada de Cola Nordm de Barriles 2000 Costo Total 955 - Lechada de Barrido Nordm de Barriles 4600 Costo Total 413


Alquiler de Hemientas De Perforaciograven 434 - Estabilizadores 175 - Martillo 175 - Paragravemetros de Perforaciograven 084



Otros Servicios Contratados 865 - Otros 865

TOTAL FASE 12371


FASE HOYO PRODUCCIOgraveN ALQUILER DE EQUIPOS DE PERFORACIOgraveN 25580 Taladro - Costo de Tarifa ( MMBsDia ) ( 18 Dias ) 25580

MECHAS 091 - Hoyo Producciograven 091

TUBULARES Y ACCESORIOS 8195 - Zapata 7 BTC 106 - Cuello Flotador 7 BTC 015 - Centralizadores 108 - Revestidor 7 N-80 26 Lbpie BTC 5815 - Revestidor 7 N-80 23 Lbpie BTC 2151

CABEZAL 776 - Secciograven B del Cabezal 776

SERVICIOS CONTRATADOS 62208 Fluidos de Perforaciograven 20170 Servicio de Fluidos de Perforaciograven 8429 - Asistencia Tegravecnica 623 - Productos 7369 - Transporte Alquiler Trailers 437



Cementaciograven 4369 - Lechada de Uacutenica Nordm de Barriles 4500 Costo Total 4369


Alquiler de Hemientas De Perforaciograven 19792 - Estabilizadores 000 - Martillo Estabilizadores etc 19114 - Near Bit 000 - Paragravemetros de Perforaciograven 678



Transporte 1017



TOTAL FASE 96850


FASE COMPLETACIOgraveN ALQUILER DE EQUIPOS DE COMPLETACIOgraveN 15542 Taladro - Costo de Tarifa ( 10 Dias ) 15542

TUBULARES Y ACCESORIOS 2754 - Tuberia de Completaciograven 2754

CABEZAL 1350 - Arbol 1350

SERVICIOS CONTRATADOS 10551 Fluidos de Completaciograven 3823 Servicio de Fluidos de Completaciograven 552 - Asistencia Tegravecnica 233 - Productos 230 - Transporte Alquiler Trailers 089








TOTAL FASE 76697

APEacuteNDICE G- RESUMEN DE PERFORACIOacuteN POZO GF-159

PDVSAPDVSAExploracioacuten y ProduccioacutenExploracioacuten y Produccioacuten

GERENCIA DE PERFORACIONGERENCIA DE PERFORACION 2

CPVCPV--8 GF8 GF--159159

TIEMPO ESTIMADO PERF 27 TIEMPO ESTIMADO PERF 27 DIASDIAS TIEMPO REAL PERF TIEMPO REAL PERF 14+115 HRSHRSCOSTO ESTIMADO PERF 152020 COSTO ESTIMADO PERF 152020 MMBMMBss COSTO REAL PERF COSTO REAL PERF 59784 MMBsMMBs

10-34rdquo 1013rsquo

ACT REALIZADAS

bull PERFORO SECCION TANGENCIAL DESDE 4266rsquo HASTA 5330rsquo

bullBOMBEANDO PILDORAS CADA 300rsquo

bull ULTIMO SURVEYrsquo 5202rsquo - INC 2063deg ndash 21740deg AZI

ACTIV ACTUAL PERFORANDO 5330rsquo SP

PROX ACTIV PERFORAR TANGELCIALMENTE 8337rsquo

KOP 1400rsquoMAX INCL 2075deg DIR 2175deg AZG-72 7923rsquo TVD

7rdquo 8337rsquo



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45TIEMPO -DIAS

PRO

FUN

DID

AD -

MPI

ES

ESTIMADOREALMUDANZA HOYO SUP

COMPLETACION

HOYO PROD

KOP 1400

FONDO 8337

CURVA TIEMPO DE PERFORACION GFCURVA TIEMPO DE PERFORACION GF--159159



TRAYECT TRAYECT GFGF--159159



COSTOS ESTIMADO COSTOS ESTIMADO VsVs REAL REAL -- PROY GFPROY GF--159159

PRESUP 33D C ESTIM 27D REAL 145 PROYEC 27D OBSERVACIONESDescripcioacuten MBs EQ MBs EQ MBs EQ

LABOR 33000 27000 27000TRANSPORTE PROPIO 1320 1350 1350TRANSPORTE ALQ 7000 7000 15000LOCALIZACION 150000 200000 200000MUDANZA 50000 60000 55500FLUIDOS DE PERF 110300 100000 100000MECHAS 64320 10000 10000PERFDIR REG DESV 427440 200000 200000CEMENTACIONES 103900 75000 75000PERFILES ELECT 72000 180000 180000MUD LOGGING 0 0 0REVESTIDORES 80000 95000 95000EQUIPOS DE PEF 0 0 0TRAT DE EFLUENTES 76989 21000 21000CONT DE SOLIDOS 56000 130000 130000OTROS SERV CONT 36000 36000 36000TALADRO 390757 327500 327500INSPECCION DE TUB 14000 14000 14000VIATICOS 900 1350 1350CABEZAL (SEC A B amp C) 15000 20000 20000OTROS MAT amp SUM 1450 15000 15000TOTAL 16904 15202 1524

7896135975

5978

72510494

12509

419941958

14907

8000

55500

6575

29421

54538

MBs EQ14500

653

200000





TUTOR ACADEacuteMICO Prof Luis Norberto Bueno Goacutemez TUTORES INDUSTRIALES Ing Antonio Farias Ing Luis Rodriacuteguez





DEDICATORIA

i


A Dios todopoderoso


A mi papaacute Pepe

A mi abuela Carmen








DEDICATORIA

ii










en todo momento


AGRADECIMIENTOS

iii



decisiones


















trabajo


Canchica





de este trabajo


AGRADECIMIENTOS

iv







todo momento












AGRADECIMIENTOS

v



afecto sincero







de este trabajo


vi
























medida de 8337 pies

vii

LISTA DE ECUACIONES

























viii

LISTA DE FIGURAS






























ix




Guafita Sur 93


Guafita Norte 93







Guafita Sur 112



















x
































xi












xii

LISTA DE TABLAS






























xiii
































xiv
































xv


xvi

IacuteNDICE GENERAL

DEDICATORIAS i

AGRADECIMIENTOS iii

RESUMEN vi



LISTA DE TABLAS xii

INTRODUCCIOacuteN 1

MARCO TEOacuteRICO


11- GENERALIDADES 4
















xvii

CAPITULO 2- VCD



















44- ESFUERZOS 34





xviii




























611- CONDUCTOR 57

xix








REVESTIMIENTO 63












83- ANTECEDENTES 90






xx


















NODAL 133








xxi


PRAacuteCTICAS 148













RECURSOS 152



1211- TIPO 154









1231- TIPO 160



xxii




1241- TIPO 164







128- MECHAS 168

129- SARTAS 168


















xxiii






















138- MECHAS 210










xxiv























13141- MUDANZA 235








131511- Hoyo de 12-14 238

xxv







131551- Hoyo de 8-12 243






TUBERIacuteA 249







PRODUCCIOacuteN 255










xxvi



MECAacuteNICOS 263




1612- PROCURA 267



16132- Mudanza 267







1621- MUDANZA 268











xxvii















16251- Tiempo 273

16252- Costo 274











DE CONTINGENCIA 286



xxviii



CONCLUSIONES 295

RECOMENDACIONES 297





APEacuteNDICES








INTRODUCCIOacuteN

1






y financiero







propuestos












INTRODUCCIOacuteN

2













PROYECTO

4

11- GENERALIDADES









comunes tales como







procedimientos)






productos del mismo

PROYECTO

5


ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto

ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto










PROYECTO

6



exitosamente







Suposiciones














PROYECTO

7












correctas







inflexibilidad



PROYECTO

8


FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15






Nace la idea







PROYECTO

9









diams Disentildeo

diams Desarrollo



diams Pruebas












armoacutenico

PROYECTO

10

Clase V

Clase IV

Clase III

Clase II

Clase I

IDEAS CONCEPTUALES

BAJA INCERTIDUMBRE

ALTA INCERTIDUMBRE














PROYECTO

11



















PROYECTO

12


















PROYECTO

13






de costos














PROYECTO

14









CAPITULO II- VCD

VCD

16


21- GENERALIDADES















LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV




LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV

VCD

17










22)




Pozos-Superficie











Yacimientos (MIYA)



(VCD )


VCD

18


















VCDD

VCDVCDDD

VCDVCDPDDPDD



VCDVC

VCDVCDVCVC

YacYacProdProd

YacYac

MIP MIYA

MIP MIYA




IngIng

Esp Tec EspTec

INTEVEP INTEVEP

PGOPGOProdProd


Ing Ing


Esp Tec Esp Tec

INTEVEP INTEVEP

SubsueloSub

sueloPlan Plan


plazo plazo



realidades

Ejecucioacuten


VCD

19









VCD Regioacuten


CE Distrito

ANtildeO CORRIENTE

Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle

D

Plan de Negocios

Antildeo 0

Plan de Negocios

Antildeo 0 Planific

UEY- Distrito

VCD Distrito

Dic Mar Jun Sep

Plan - Presupuesto

Jul


Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle D

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan - Presupuesto


Visualizacion





21


31- GENERALIDADES



















22










pescados y otros






23


desviacioacuten








direccional [5]















24






hoyo completo







25










26





























27



























de Telemetriacutea


28




























29










LWD pueden ser








GEOMECAacuteNICA

31

GEOMECAacuteNICA

41- GENERALIDADES























GEOMECAacuteNICA

32









44- ESFUERZOS [6]














GEOMECAacuteNICA

33
























clasificadas

GEOMECAacuteNICA

34
















continuamente

Co C

D

A

B

U

1

2

3 4

σ

εε0 Q

RP

S

T


GEOMECAacuteNICA

35












la produccioacuten





CONTROL DE ARENA

37










friables [7]















CONTROL DE ARENA

38















siguiente manera











disminuye

CONTROL DE ARENA

39




















excesivos




CONTROL DE ARENA

40


























yacimiento

CONTROL DE ARENA

41



























CONTROL DE ARENA

42



























CONTROL DE ARENA

43



























CONTROL DE ARENA

44



























CONTROL DE ARENA

45



















de drenaje estable





CONTROL DE ARENA

46












tasas deseadas















CONTROL DE ARENA

47





formacioacuten








pozo













CONTROL DE ARENA

48





























CONTROL DE ARENA

49



























CONTROL DE ARENA

50




Donde




















CONTROL DE ARENA

51



malla



la malla



son D10 D40 D70 Y D90



Donde











CONTROL DE ARENA

52



Donde






Donde













CONTROL DE ARENA

53


D100g o 23 de D100g










812 0094 ndash 0066

1016 0079 ndash 0047

1220 0066 ndash 0033

1630 0047 ndash 0023

2040 0033 ndash 0017

4070 0017 ndash 00098









CONTROL DE ARENA

54







formacioacuten





















CONTROL DE ARENA

55





57








profundidad [9]




estos tenemos










58

Conductor














nombrados



59
















revestimiento [9]








60





soportar[10]











Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad



Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad





61






H 40 40000 80000 60000 J55 55000 80000 75000 K 55 55000 80000 95000 N 80 80000 110000 100000 L80 80000 95000 95000 C 90 90000 105000 100000 C 95 95000 110000 105000 T95 95000 110000 105000 P110 110000 140000 125000 Q 125 125000 150000 135000








Redondas

IJ - Junta Integral





Trapezoidales

BTC - Buttress


62

XL - Extreme-line


clasifican como






(ULT NJO)










Rosca Buttress




Rosca Buttress



63


















64


REVESTIMIENTO









65







vez [9]


(curva naranja) es





Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad


Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final



66


Prof

undi

dad


0




Prof

undi

dad


0






Pro

fund

idad


Intermedio

Superficial

Produccioacuten

Camisa

De donde se obtiene


67






Arremetida de gas






13 de vaciacuteo



13 de Vaciacuteo

Arremetida de gas

Perforacioacuten

Produccioacuten

Vaciacuteo total





68



material a

Colapso


Traccioacuten

Compresioacuten [9]





Conductor 1




Tuberiacutea de




69




Ecuacioacuten 62



Pi

tD

PP oe sdot

minusminus=21



70

Donde





t = Espesor [pulg]




Ecuacioacuten 63





sdotsdotsdot=



DFb=


71

Donde








material









72


tuberiacutea






siguientes factores






Donde

minus=

a




73















Donde


F



F



Ecuacioacuten 66


FTEMP= - αEAp∆T


74















F

F


F

F












76








ser utilizadas [11]

















77

Donde
























78



















inversioacuten




79










materias



investigaciones[11]











80














Donde











81

Donde























82

Donde








son [11]





Ecuacioacuten 76

Donde







sum= +

=N

0ii

i

d)(1FEVPN


83



sum= +

=N

0ii

i


Donde







matemaacutetica













84



sum= +

= N

0ii

i

d)(1INV


Donde


















85


dinero[11]














estimaciones








86

















88






Plio-Pleistoceno












89
















90

83- ANTECEDENTES











GUAFITA




91




aproximadamente)






satisfactorios














perforaciones




92




caudal
























93





Guafita Norte


94











95














96









de la Arena G-9


















97






Plioceno


Barinas





98









aacutereas









Guanare






99







Estado Apure













miembro





100



























101









Los Llanos


















102




Limoacuten-Arauca



















103



Taacutechira




104



G-9 (GF-10) 196 7322 Pies 3000 1002

G-10 (GF-2X) 196 7416 Pies 3100 1042


G-7-3 (GF-5X) 190 7190 pies 10492 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 195 7374 pies 10475 3000 Lppc

G-9 (GF-5X) 200 7552 Pies 10525 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 200 7690 Pies 10514 3128 Lppc

Qv (GF-5X) 200 7758 Pies 10457 3285 Lppc



(cp)

Compresibilidad del

petroacuteleo

(Lppc -1)

Campo Guafita Norte

G-9 (GF-10) 382 3000 Lppc 618x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-2X) 5798 3000 Lppc 4505x10-6 3000 Lppc

Campo Guafita Sur

G-7-3 (GF-5X) 472 2500 Lppc 604x10-6 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 417 3096 Lppc 552x10-6 3096 Lppc

G-9 (GF-5X) 392 3000 Lppc 593x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 584 3128 Lppc 574x10-6 3128 Lppc

QV (GF-5X) 765 3285 Lppc 524x10-6 3285 Lppc





105









seguacuten GF-38)










Sudoeste






106







ARENA G9-1 (GF-10)

3125 7380 Pies 15

ARENA G9-3 (GF-10)

3180 7405 Pies 15

ARENA G-10 (GF-2X)

3227 7000 Pies 22



ARENA G7-3 (GF-5X) 3300 7200 Pies 47

G-8 (GF-5X)

3111 7300 Pies 36

G9-12 (GF-5X)

3120 7450 Pies 42

G9-34 (GF-5X)

3067 7450 Pies 42

G-10 (GF-5X)

3300 7550 Pies 51

Q-2 (GF-5X)

3350 7700 Pies 35

Q-3A(GF-5X)

3370 7700 Pies 29

Q-3B(GF-5X)

3380 7700 Pies 21



107












0

2

4

6

8

10

12

14

Frec

uenc





108

















109









Color Sin color

Olor Sin olor

Sabor Sin color





Fe 10 ppm

Siacutelice 10 ppm

pH 93









110










particular














111












112

Figura No 810


4984 MMBLS

Arena G8Arena G7

Arena G9 Arena G10

110 MMBLS

336MMBLS

1228 MMBLS


METODOLOGIacuteA

114

91-OBJETIVO GENERAL







Complejidad)









METODOLOGIacuteA

115

92- GENERALIDADES









INGENIERIABASICA






ANALISISDE

RENTABILIDAD







EJECUCION+-

POSTMORTEN








ANAacuteLISISDE

RENTABILIDAD







EJECUCIOacuteN+-

POSTMORTEN


METODOLOGIacuteA

116



111- Exploratorio




















METODOLOGIacuteA

117





Nodal)


















METODOLOGIacuteA

118

3211 Tipo

3212 Dimensiones

3213 Funcionalidad

3214 Evolucioacuten






3231 Tipo


3233 Dimensiones

3234 Funcionalidad

3235 Evolucioacuten


3241 Tipo

3242 Dimensiones

3243 Funcionalidad

3244 Evolucioacuten




3253 Mechas

3254 Sartas

3255 Cantildeoneo

METODOLOGIacuteA

119


III)



pozo











423- Revestidores




427- Mechas


METODOLOGIacuteA

120

429- Cantildeoneo













preventivo





531- Re-entradas

METODOLOGIacuteA

121


















731- Mudanza


METODOLOGIacuteA

122









81- Labor

811- Labor Propia


813- Asesoriacutea








METODOLOGIacuteA

123














8313- Cantildeoneo










METODOLOGIacuteA

124










126











arena objetivo




N 77339742 E 27622742 N 772895 E 275841







127











140 antildeos















128








130





lodo




Pozo GF-14X













131










132


promedios










G-7-2 196ordm 7322 Pies

G-7-34 197ordm 7416 Pies



0

2 0 0 0

4 0 0 0

6 0 0 0

8 0 0 0

1 0 0 0 0

1 2 0 0 0

8 0 9 6 1 1 2 1 2 8 1 4 4 1 6 0 1 7 6 1 9 2 2 0 8 2 2 4 2 4 0


Prof

undi

dad






133


NODAL









134




ARENA ARENA NETA

TOTAL (pies)

ARENA NETA

PETROLIacuteFERA

(pies)

POROSIDAD

()

SATURACIOacuteN

DE AGUA

()

SATURACIOacuteN

DE

PETROacuteLEO

()

PERMEABILIDAD

(md)

G-7-2 20 15 20 41 59 250






G 7 - 2 ( 6 8 3 2 acute )

G 7 - 3 4 ( 7 1 2 3 acute )

G 8 ( 7 2 8 0 acute )






135



GF-14X V CS-55 GF-14X 77336126 27614726 15041986

GF-17 D CK-54 GF-14X 77336081 27617219 11031987

GF-31 D CH-54 GF-14X 77336241 27622259 02051990

GF-52 D CH-54AJ1 GF-14X 77338022 27618028 15011995





(pies)

Radio de drenaje

(m)

G-7-2 6832 450

G-7-34 7123 350











136


























137






















fases

Mudanza




138













-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60 70

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155


139



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155









140







POZO TIEMPO LIMPIO

GF-14X 4758

GF-17 4173

GF-31 485

GF-52 4114

PROMEDIO 4474


0

2

4

6

8

10

12


POZOS

PERD

IDO

(diacute

as)

0

05

1

15

2

25

PRO

BLEM

A (d

iacuteas)

PERDIDOPROBLEMA



141


aacuterea



10 diacuteas





GF-151 833 175 181 1254 054 56 3057

GF-152 423 088 146 1396 158 425 2636

GF-153 425 135 14 1092 181 55 2523

GF-154 535 081 198 1023 142 425 2404

GF-155 492 11 148 1267 154 552 2723

FASES




GF-151 833 175 181 1254 054 10 3497

GF-152 423 088 146 1396 158 10 3211

GF-153 425 135 14 1092 181 10 2973

GF-154 535 081 198 1023 142 10 2979

GF-155 492 11 148 1267 154 10 3171

META 423 081 14 1023 054 10 2721

FASES


142



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

95000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (diacuteas)

Pro

fund

idad

(pie

s)

Pozo Estimado

MUDANZA



HOYO DE SUPERFICIE







143








decisiones

















de dicho proceso


144






perforar el pozo



















145






Iacutendice Rango







ICEY

Baja Media Alta

8 40 15 - 25

ICODY


2 3 4

ICADY


Menos Complejo


0 15 3 45 6

ICODP


2 3 4 ICADP

1

Baja Media Alta

1 5 2 - 4

1


146
























147









No Cumple


Cumple

MESA DE TRABAJO

Principal


Producto

PROCESO


Ejecucioacuten

Post - MortemNo

Cumple

Cumple

Metrical Pogo

Baja

Buena




Meacutetrica

Pozo


Aprobacioacuten

Presupuesto


No Cumple

Cumple



148


PRAacuteCTICAS

















Empaque con grava



149














superficiales








150























151





















GF-14X


152






RECURSOS

POZO

MUDANZA

MMBs

HOYO

SUPERFICIE

MMBs

HOYO

PRODUCCIOacuteN

MMBs

COMPLETACIOacuteN

MMBs

TOTAL

MMBs

GF-148 4505 1248 8364 7301 21418

GF-149 5423 1493 8775 5085 20776

GF-150 1733 1106 10090 6544 19473

GF-151 3924 985 9588 2025 16522

GF-152 2927 1179 7962 5785 17853

GF-153 2916 1156 6252 4303 14627

GF-154 3122 1122 6738 1615 12597

GF-155 2866 1179 5708 2281 12034







154


1211- Tipo






1212- Dimensiones


Motor


Protector del motor


Bomba


Cable


por

Empacadura

Tubos lisos

Rejillas

Grava



155


PROFFINAL 8400rsquo


EBES 7500rsquo



G-7-34



156

1213- Funcionalidad



















formacioacuten


157

























158

Planificacioacuten










curvatura









plan definitivo


159













160


1231- Tipo







161





1233- Dimensiones












162

1234- Funcionalidad

























163





CheckTM

















axiales


164



1241- Tipo



1242- Dimensiones







Hoyo de 8-12rdquo

1000 pies

8400 pies



G-7 G-8


G-9

G-10


165

1243- Funcionalidad













superficie




en el pozo






166











Tubulares de 7rdquo






Weight Martillos






OpH 85 9


167




propiedades









HOYO 12-14rdquo


HOYO 8-12rdquo



Lodo Base Agua




168









128- MECHAS





129- SARTAS

Hoyo de superficie

Sarta lisa




169



con motor de fondo

1210- CANtildeONEO










Ph


Rev 7rdquo



170




siguiente




META

(diacuteas)

ESTIMADO VCD

(diacuteas)

PRESUPUESTADO

(diacuteas)

MUDANZA 4 5 5




TOTAL 28 32 37


171


Estimados de tiempo


META

(MM Bs)

ESTIMADO VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196




TOTAL 1643 1879 2100



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Meta

Tiempo Estimado VCD


Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies


172









Tubulares (Bariven)


















173











174

ENTRADA



TR CONTROL

DE SOacuteLIDOS

TR DE LODO

CABRIA

RAMPA


SOacuteLIDOS

TANQUEDE VIAJE

TANQUES DE AGUA

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA

FOSA DE


TANQUE

ACTIVO

TRAILERS

TANQUE (R1)

LODO

TANQUE (R2)

LODOBOMBAS

TANQUES

DE BARITA

MOTORES

(04)

SCR

TANQUE

DE GASOIL

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA




CAP 12000 lts

135 m

80 m















175






inmediata



177





POZO GF-159

TALADRO CPV-8

PARCELA APUR G-48

CAMPO GUAFITA SUR

ESTADO APURE












178



Tipo Peso



Formulacioacuten

Formulacioacuten



Viscosificante 8



Propiedades









Soacutelidos 6 8





179




Sellos

Separador de Gas





PC

CABLE

CABEZAL

TUB PROD

SELLOS

SEPARADORDE GAS

BOMBA BES

MOTOR

SENSOR

TUBOS

LINEA DE FLUJO




180


Empacadura



Grava API Mesh 2040


Empacadura

Puerto de Grava

Rejillas

2 Tubos Lisos


181


PROFFINAL 8337



EBES 7500rsquo



G-7-34


182

133- TRAYECTORIA


MD

(pies)

Inc

(grados)

Azimuth

(grados)

TVD

(pies)

+N-S

(pies)

+E-W

(pies)

DLS

(ordm100rsquo)

Build


00 000 21759 00 000 000 000 000

14000 000 21759 14000 00 00 000 000

22301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250

76764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 G 7-2

83372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 PT





183



Pozo MD(pies)

Profundidad



(pies)

Distancia

Centro-Centro

(pies)

Factor de

Separacioacuten

GF-14X 2500 2469 142 3295

GF-17 2400 2183 59 1819

GF-31 2100 2089 53 1454

GF-52 2200 2183 95 2497








R1 + R2


Ecuacioacuten 131


184










185




186





superficie






187

134- REVESTIDORES


INTERVALO

(pies)

DIAacuteMETRO

(pulg)

PESO


0 ndash 1000 10-34 405 J ndash 55 BTC 328 1482 1798 459

Donde






REVESTIDOR COLAPSO

(lppc)

ESTALLIDO

(lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

J-55 405 BTC 1580 3130 629000










188












superficie)





circulacioacuten








189




190




191


INTERVALO (pies)



(pies) 0-89 7 26 N-80 BTC +100 241 305 282 89

89-7337 7 23 N-80 BTC 118 147 271 185 7248 7337-8337 7 26 N-80 BTC 167 205 387 248 1000



ESTALLIDO (lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

N-80 26 BTC 5410 7240 604000 N-80 23 BTC 3830 6340 532000





192
















levantamiento




cementado


193




194




195



196




Hoyo Diaacutemetro







de produccioacuten




197




Formulacioacuten


Bentonita 10

Cal 05

Surfactante 2

Propiedades





MBT (lbbbl) 125 15


Arena - 05

opH 9 105




198



Formulacioacuten



Viscosificante 8




Cal 4

0

Propiedades










Soacutelidos 13 17




199



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000800 850 900 950 1000 1050 1100 1150

DENSIDAD (LPG)

PRO

FUN

DID

AD

MD

(PIE

S)








200



CS-54

131-




RIO YUCA RIO YUCA


G-7

G-8

G-9

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 85 9 95 10

Densidad (Lbgal)

Prof

undi

dad

MD

(PIE

S)


201




10-34rdquo



Premisas





Hoyo 1225+10 - Rev 10-34 00648 Bblpie




202



Pn= 1000rsquo x (1-(92654))

Pn= 859rsquo


Lechada de Barrido



Cemento B

Gel 6


Agua Fresca 500 gal





V1= 46 Bbls






203

Lechada de cola


Mara B

Agua Fresca 500 gal




V2= 20 Bbls





Vd = (001422 x 1000rsquo)

Vd= 1422 Bbl


zapata



204





500 gal Agua Fresca

Mara B








205



(min) Cola



50 4 13





22 4 6 6



pie 5 5






206




Densidad 158 Lbgal


Fluido Base Agua





Mara H

Silicalite 5





Agua Fresca 500 gal






207





Pn= Pt x (1-92654) = 8337lsquo x 086

Pn= 7169rsquo



208










209


ACTIVIDAD VOLUMEN

[ Bbl ] BPM TIEMPO

Cemento [ min ]


10








158 Lbgal 42 5 9



330

17

8 3

39 7


TOTAL 172


Tiempo de Seguridad




210

138- MECHAS


TIPO DIAacuteMETRO

(pulg) GPM

PSM

(mLbs)

PROF DE

ENTRADA

(pies)

PROF DE

SALIDA

(pies)

PDC 12-14 300-400 5-12 0 300

PDC 12-14 590 5-12 300 1000


(mm) CHORROS

TFA

(pulg^2)


2 de 1632rdquo

1 de 1532rdquo

1 de 1432rdquo

072





211


TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

PDC 8-12 300 3-10 1000 1400

PDC 8-12 460-480 3-10 1400 8337


ALETAS

TAMANtildeO DE


TFA

(Pulg^2)

COacuteDIGO

IADC


3 de (1232)rdquo 0610 S121


POZO PROF ENTRADA

(Pies)

PROF SALIDA

(Pies)

PIES

PERFORADOS HORAS

HORAS ROP

(PiesHora)

1028 3924 2896 655 4421

3924 6583 2659 85 3128 GF-150

6583 8442 1859 615 3023

1017 5020 4003 76 5267 GF-151

5020 8448 3428 995 3445

1020 5833 4813 1065 4519 GF-152

5833 7497 1664 71 2344

1010 2400 1389 145 9579 GF-154

2400 8328 5928 1225 4839

1021 2500 1479 17 84

2500 7921 5421 155 3497 GF-156

7921 8502 581 20 2905

GF-157 1022 8498 7476 1865 4009






212




Mecha para limpieza

TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

Tricoacutenica 8-12 450-500 2-4 1000 8337




213


CHORROS

TIPO DE






214






1

2

3

4

5

6

7

8

9

10




215




(LbsPie) CANTIDA

D LONGITUD





216



(Pies) 1 Mecha







217

1310- CANtildeONEO


Diaacutemetro


Tiros

Por

Pie

Nombre

de la carga

Diaacutemetro

del Rev

Diaacutemetro

Perforaciones

(pulg)

Penetracioacuten

(pulgadas)

Esfuerzo

formacioacuten

(Lppc)

4 -58rdquo Casing

Gun 21

Super Big

Hole 7rdquo 083 59 6028





218


Ph P


Rev 7rdquo



219





Direccionales



TIPOS DE



Eleacutectricos





1200

1500




1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500






220


para el pozo


pozo















221




de Explotacioacuten


a ser analizado











PDVSA)




222




rentabilidad




pozos




fondo (BHA)



criacuteticas




original



223





campo






tapones de cemento


cementaciones







224












pozos









225


13127- Geoacutelogo















productora



226








productores









etc




227



PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 3



TOTAL 32




0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie






228


PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 4



TOTAL 37



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie








229










resultando











230






231










232


ELEMENTOS DE COSTO












233










234





235


13141- Mudanza























236

























237










238



131511- Hoyo de 12-14









cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok








potencia



239














+ XO + 2 DC 7 + XO + 3 DC 6 + 12 HWDP 4 12 + XO


de seguridad de 20







240












10-34rdquo














241





















242





estimado
















243


131551- Hoyo de 8-12



















llenado


02 Bakerlok



244














espaacuterragos
















245

















referenciales)












246


perforacioacuten








247






0 - 35 700 GPM 500 GPM 400 GPM 300 GPM

35 - 55 1250 GPM 950 GPM 650 GPM 450 GPM

gt 55 1100 GPM 750 GPM 500 GPM




0 - 35 60 110 155 240

35 - 55 40 75 85 125

gt 55 60 75 100


del hoyo


HOYO (CSF)



0 - 35 2 17 14 14

35 - 55 25 25 18 16

gt 55 3 2 17





248

Procedimiento













DATOS





HOYO 8-12rdquo


Ecuacioacuten 133

Ecuacioacuten 134


249

PMA=(8337 x 14)= 11672 pies




MSC = 11672 3518 = 4925 STROKES

8337





ANTES DE LA PEGA










CIRCULACIOacuteN

0 0 1 1



0 1 0 0



0 0 0 1


TOTALES



250






pega


Accioacuten inicial









o decisioacuten


251



de que aplique)


















252



limpios















253


Accioacuten inicial



torque en la sarta




golpee














254










12rdquo






de autollenado





presioacuten



255





256
























257











(Bblmin)

Tiempo

(minutos)

330

8








259


















MEacuteTODO BFD





CHAPERON 58

HOYLAND ETAL 100

SCHOLS 83

PROMEDIO 106



260


















primario del pozo






261









electrosumergible



263


MECAacuteNICOS


POZO FECHA DE

INICIO

FECHA DE

FALLA

DIacuteAS DE

OPERACIOacuteN

CAUSA DE FALLA


motor


explosioacuten

GF-14X


22071994 18081999 1853 Motor quemado

17091999 20102000 399 Motor quemado GF-31





PROMEDIO 845




MMBs



264












profundidad final








266









1612- Procura














267

16132- Mudanza

Desvestir

Mudar el equipo

Vestir


Perforar

Revestir y cementar

Instalar BOP


Perforar


Revestir y cementar

Realizar prueba










268



1621- Mudanza





de Recursos Humanos











269










COSTO (MMBs) 161 196 196 255






Disentildeo





270



(600 GPM)





FASE

SUPERFICIE META

ESTIMADO

VCD PRESUPUESTADO

PROMEDIO


COSTO (MMBs) 94 141 188 220






y Cementacioacuten




271


















COSTO (MMBs) 656 810 984 1325



272




fluidos









FASE


ESTIMADO



COSTO (MMBs) 669 732 732 785



273


16251- Tiempo

META

(DIacuteAS)

ESTIMADO

VCD

(DIAS)

PRESUPUESTADO

(DIAS)

PROMEDIO

(2000-2001)

(DIAS)

MUDANZA 4 5 5 8




TOTAL 28 32 37 537


Pro

fund

idad

(pi

es)

-500

0 500

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000

0 10 20 30 40 50 60Tiempo (dias)


Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies



274

16252- Costo

META

(MM Bs)

ESTIMADO

VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

PROMEDIO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196 255




TOTAL 1643 1879 2100 2585


META

ESTIMADO


TIEMPO (DIAS) 28 32 37 537

COSTO (MMBs) 1643 1879 2100 2585


VPN (MMBs) 46914 46472 45158 43065

TIR() 632 624 5906 4836





275






cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok








potencia










276





llenado


02 Bakerlok















espaacuterragos










277








278







GEOLOGO C C E-C-I I




GEOFISICO C C-E I I



ING SHA C E C-I C-I

HDI E E C

ING VCD E E E I











C-I

I C-I

R R-E

I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E-I E-C-I

I E-C-I

I C-I

E-C-I

C-I

E - C

E- C

E-C-I

E-C-I

E-C


C E-C-I

E-C-IC-I

E R-E



279











CEROACCIDENTES

CERO

ENFERMEDAD

OCUPACIONAL CE

RO IM

PACT

O

AMBI

ENTA

L

SIR


E

HIGIENE

AMBI

ENTE

AMBI

ENTESHASHA



280

Objetivos del SIR












281



































282







284



proyecto






estimados clase II






Equipos y repuestos








285


otros




Tiempo Mudanza

Hoyo

Superficie

Hoyo


5 diacuteas 196

4 diacuteas 188

18 diacuteas 984

10 diacuteas 732

37 diacuteas 2100



286






Ocurrencia

Impacto


Inestabilidad de


de exposicioacuten

1 Costo por tiempo

Incrementar la ROP



Derrumbe e



Guafita

5 Costo por tiempo



formacioacuten









Colapsamiento del




Complejidad en










287



productos de

problemas

operacionales

10 Costo por tiempo



Deficiente


revestidor de


del cemento

formaciones

fracturadas


Cemento


Riesgo

Probabilidad

de

Ocurrencia

Impacto


Falla del equipo de


etc)

25 Costo por tiempo





la envergadura del

proyecto mantener

repuestos en sitio



288



Ocurrencia

Impacto



Estimado de tiempo


tiempo perdido

Problemas con las






ocasionales


Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto




Revisar y validar



Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto




objetivo

10 Peacuterdida del

objetivo


operacional


de menor escala





289




10

Costo por

tiempo

Peacuterdida del

objetivo



de herramientas



agua 30

Disminucioacuten de


petroacuteleo



Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto


Desfase en la



del pozo

5 Difererimiento de

produccioacuten






290







documentos



ANtildeOS









291






defecto es No






Tiempo de pago 14















292












293












294




pozos









CONCLUSIONES

295




conclusiones



y riesgos asociados
















CONCLUSIONES

296



RECOMENDACIONES

297












perforacioacuten






Guafita



LOGROS ALCANZADOS

298


am






299








Irdquo










300






301

pulgadas

Libra


acute pies





BA Barriles de Agua

bbl Barriles












cu Cada uno










302



FC Flujo de Caja




gal galones







hr horas




perforacioacuten




ING Ingeniero



jts Juntas tubos


Lb Libras





303



m metros




MHz Mega Hertz


min minutos








NA No aplica















304





s segundo





sxs Sacos


TPP Tiros por Pie



mar [pies]










305






















306




cabezote





uniforme









perforacioacuten






307


volumen





















308






tuberiacutea pesada






registros



hidrocarburos


tuberiacutea



pozo


309


perforacioacuten


















comercialmente


310























311







el fondo del pozo



PDVSA



SEPTIEMBRE 2002

2 NUMERO DE INFORME

BAR




5 AUTOR(ES)









54 PAG VOL 1



RIPPET



ARCHIVO (1)


GTE U E APURE


2




CAMPO GUAFITA-SUR


GGUUAAFFIITTAA

RRIIOO AARRAAUUCCAA


3

CONTENIDO


2 UBICACIOacuteN


31 ESTRUCTURA













PRINCIPALES



4


















del GF-14X













localizacioacuten

6




5915



ENTRADAEN EL

CLUSTERDEL GF-159

PT 7450rsquo

EMR 473acute

7400rsquo

6832rsquo

7280rsquo

EE WW




7390

72607123rsquo





7

2- UBICACIOacuteN








N 773397 E 27622742 N 772895 E 275841

GF-159

GF-14X

GF-17

NGUAFITA SUR

8








propuesta

9


31- ESTRUCTURA

























10




G R R T

CR

ETA

CEO

OLI

GO

CEN

OM

IOC

ENO

TEM

PRA

NO

GU

AFI

TAN

AVA

Y

QU

EVED

OA

RA

UC

AG

UA

RD

ULI

O

L A M O R I T A

G 7 1 2

G 7 3 4

G 8

G 9 1 2G 9 3 4

G 1 0

Q 1

Q 2

Q 3

Q 4

Q 5



MIE

MBR

O

FORM

ACIOacute

N

EDAD

UNID

AD

INFO

RM

AL











11

F






a 55 pies





Planicie Deltaica


Barra deMeandro

DiqueNatural


Arena de grano fino

Arcilla



GF-17

GF-14X

GF-159


Abanico deRotura


12


dispersas










clarooscuro

G F-159

G 7- 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9

Lutita G uafita


G 7 - 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9Lutita G uafita


13



GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-2Guafita

Sur

GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-34Guafita

Sur

14







G 7-2 (6832acute)

G 7-34 (7123acute)

G 8 (7280acute)



15



























16



















17











Fig 2


G - 7 - 2

G - 7 - 3 4

G F - 1 5 9

G F - 1 5 9

1 7 3 4 0 3 2 7 0 0

18











Fig43


19











G -7-34

G -8

G -7-34

7 14 21 28 32

G -7-2

G -7-2

G F-159

G F-14XG F-17

G F-159 G F-14X

20
















G -8

G -7 -2

G -1 0

G -9

G -7 -3 4

Q v d o

G F -1 5 9

G F - 1 5 9

G F -1 4 XG F -1 7

21








GF-14XGF-159

G-8

G-7-2

G-10

G-9

G-7-34

QvdoGF-159

GF-14XGF-17

22








23




24







7-34









25





Sur















Guafita Sur




26







2

22DCNC

efectφφφ +

= (1)

Donde








Donde






Rayos Gamma

27

5 Permeabilidad




( )( )

1360100100

2

44

SwirrK efectφ= (4)















minus

+

=

RshVshRwa

RshVshRwa

RtRwaSw mmm 2

2

2

φφφ (5)

28








GF-159 G7-2 10 24 40 1100

GF-159 G7-34 28 25 36 1800



















29







movible







de yacimientos)







inconveniente









30











GF-159

G7-34

31



G7-2

GF-159

32



en la tabla 52




1200

1500




Caliper

1200

1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500













33




Curva Escala






















34









35
































36

















GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 30915 35635

GF-49 22694 33501 22738

GF-87 27761 26449 28522

GF-109 27532 29476 19954

GUAFITA SUR GF-21

GF-132 22645 29631

GF-134 28509 28345

GF-136 27759 27759 33281


37


GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 12681 13955

GF-49 08682 14033 09358

GF-87 10849 10369 11079

GF-109 10553 11259 07193

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 08387 11038

GF-134 11361 11297

GF-136 10913 10913 13338



GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 02203 02233

GF-49 03102 02069 02241

GF-87 02750 02648 02826

GF-109 02686 02984 03180

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 02694 02497

GF-134 02548 02547

GF-136 02773 02773 02534





38






















39



40


5X

41




















geofiacutesica








42






figura 71 figura72

figura 73




GF-159

GF-14X

GF-7X

GF-94

GF-159GF-159

43








50-97






GF-159

GF-14X

44


arenas G 7-2

figura 75 figura 76

figura 77





GF-159 GF-159

GF-159

Area no drenada

45


yacimiento




pozo (Figura 78)


GF-159

Area no drenada

46










GF-7X G7-2 0187 BUlLDUP 2782

GF-118 G7-2 0798 BUlLDUP 1929

GF-149 G7-2 1101 MDT 2375

GF-14X G7-2 0802 BUlLDUP 2480
















47









figura 720




Qo

Tasa

P (Lpca)

Presioacuten

Red (1)

Red (3)

Red (2)

Q 1

Q 2

Q 3

Red (3)

Bulld-up

P 3

P 1

LIacuteMITES

6h 6h 6h


(Q3 P3)

(Q1 P1)(Q2 P2)

Pb

Pwf

P 2

P

48


orden de 2750 lpc

49





reservas oficiales

YACIMIENTO

POES (MMBN)

Np (MMBN)

Reservas

Remanentes (MMBN)

Factor de Recobro

oficial ()

G7-2 889 324 213 605 G-7-34 6238 2108 2508 740

G-8 13884 6449 3825 740 G-9 34 2334 1505 222 740


50
























0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-400 -200 00 200 400 600 800

VPN

(MM

BS)


51


















0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4

6




C F lu id o s

C R o c a

C E s tru c tu ra l

52








ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)


53







agua








pies TVDSS




34



54






Ediciones Omega SA


Communications







55






Tierra LagoX



X






G 7-34 y G 7-2 GF5GF-159

2100

25

1000

GUAFITA


SURAPURE


Indice


00 50 100 150 200 250 300

1

Ren

glon

es




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

6




C Fluidos

C Roca

C Estructural

Resultados


TOTAL 4


TOTAL 9


TOTAL 6


TOTAL 13


TOTAL 6


ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)

Categoriacuteas











Natural (de 1 a 5)



(de 1 a 5)


(de 1 a 5)

Disentildeo de Pozo







(de 1 a 5)

Total (de 7 a 35)

ICEY (de 1 a 5)

Rango (8 a 40)







agotamiento Natural




convencional

























Alta

1 2 3 4 5







3

E2 CAPA DE GAS





1


DE LA ROCA




1






1

Total 60Promedio 15


ENER

GIacuteA

DEL

YA

CIM

IEN

TO

Fuen

tes

de e

nerg

iacutea p

ara

el m

ecan

ism

o de

em

puje

del

yac

imie

nto



definicioacuten




Alta

1 2 3 4 5

D1 TIPO DE








3

D1 TIPO DE

HIDROCARBURO (gas)







1


INERTES








1








1

Total 60Promedio 15

Pro

pied

ades

de

todo

s lo

s flu

idos

(liacuteq

uido

s y

gase

s) c

onte

nido

s en

el y

acim

ient

o re

laci

onad

as c

on la

com

plej

idad

del

co

mpo

rtam

ient

o de

las

fase

s p

rope

nsioacute

n a

la fo

rmac

ioacuten

de p

reci

pita

dos

y de

clin

acioacute

n du

rant

e la

eta

pa d

e pr

oduc

cioacuten






CO

MPL

EJID

AD

DA

DA

PO

R L

OS

FLU

IDO

S D

E LA

FO

RM

AC

IOacuteN


Baja 11 Alta

1 2 3 4 5









2

C2 PROPIEDADES DE








3

C3 MINERALOGIacuteA







1

C4 PROPIEDADES

MECAacuteNICAS







3

Total 90Promedio 23



Resultados

CO

MPL

EJID

AD

DE

CA

LID

AD

DE

LA R

OC

A

Mag

nitu

d y

varia

cioacuten

esp

acia

l de

los

paraacute

met

ros

que

calif

ican

la c

alid

ad d

el re

serv

orio

com

o N

TG k

Oslash

Sf

Pc i

nduc

idas

por

pro

ceso

s de

posi

taci

onal

es o

dia

geneacute

ticos


definicioacuten


PDVSA-EP



Alta

1 2 3 4 5










4

B2 CONTINUIDAD

VERTICAL







4

B3 CONTINUIDAD

LATERAL







5Total 130

Promedio 43


Com

plej

idad

del

yac

imie

nto

que

surg

e de

la

com

parta

men

taliz

acioacute

n in

duci

da p

or la

est

ratif

icac

ioacuten

yo

la

depo

sita

cioacuten

de

los

sedi

men

tos

CO

MPL

EJID

AD

EST

RA

TIG

RAacute

FIC

A



definicioacuten



Resultados


Alta


A1 COMPARTAMENT








1


A2 DENSIDAD DE

FALLAS














1

A4 BUZAMIENTO DEL

YACIMIENTO







1

Total 4Promedio 10





CO

MPL

EJID

AD

EST

RU

CTU

RA

L D

EL Y

AC

IMIE

NTO

(Incl

uyen

do la

influ

enci

a es

trat

igraacute

fica)

Ple

gam

ient

os b

uzam

ient

o(s)

de

la e

stra

tigra

fiacutea re

gion

al y

falla

mie

ntos

que

det

erm

inan

lage

omet

riacutea e

xter

na d

e la

s tra

mpa

s de

hid

roca

rbur

os y

sus

com

parti

mie

ntos

inte

rnos












2




Otros

Otros



Comentarios











































4






Registros X 2


X3


X



X3

Otros




Req

uerid

o











3






4






1






1



1

DATOS POZOS VECINOS





3










4






4




4




4

TOTAL 283333333








1

4




BAJA ALTA









3000


REACTIVA gt30002 4









0 0






lt4 4 5 6 7 8 gt8 0 0

















02 40




0 1 2 3 - 4 4 - 6 6 - 9 0 0






MDTRFT 0 0











10 156




6000 - 12000



180001 16




CAMBIO1 3







DIAMETROS


3000 DE 45 O MENOS3 69

24TOLERANCIA ENTRE




lt 13-38



16 278









UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO


UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO


90)0 0




ELEMENTOS MAYORES




10 69








PANTANOS)1500 - 3000 3000 - 5000 5000 - 7500 gt 7500 0 0


17 130

0 0







TOTAL


0

682

1364

2046

2768

32973546

673

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Punt

uaci

oacuten

ICODP











00 50 100 150 200 250 300

1

Cons Ambient



Interfase del Yac

Riesgos de Perf





U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 7 T

26 Lbpie

N80 LTC

9-78

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O


MECHA

TIPO

TIPO DE

LODO






ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1975

7974

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50





U

REV 13-38 A

68 Lbpie

J-55BUTT G

E HOYO INTERMEDIOL

B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 9-58 T

47 Lbpie

N-80BUTT

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O


17-12

12-14



TIPO DE

LODO




MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1500

8700

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50





U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


P

REV 7 O

26 Lbpie L

N80 LTC I

M 9-78E

R

I

C

O








TIPO DE

LODO







MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 10 12

REVESTIDORES

1497

8565

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50




(Pulg)


405 Lbpie G

J-55STC U

A 13-34G

E


L

I

REV 7 G

26-29 Lbpie N

N-80LTC O

S 9-78U

L

F

O

N

A

T

O


MECHA

TIPO

TIPO DE LODO






ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

80008 10 12

REVESTIDORES

1000

8648

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


REPASOS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50




900 038 908


900 038

700 029

3200 133 429


000 000 227


8600 358

2700 113

2500 104 1602

REGISTROS 3950 165

000 000 165


000 000 396


000 000 000



2819

275

5464



Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD



000 000 690


150 006

550 023

700 029 175


000 000 140


16550 690

000 000

3400 142 1771

REGISTROS 1600 067

000 000 067


000 000 302


000 000 000



2454

171

3933



Perdido




Regisviaje

Perdido

Circulando

Perdido

Regisviaje

Perdido

Trabajando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

ACTIVIDAD


Perdido

Perforando

Viajes



5150 215 515


1300 054

450 019

16700 696 927


000 000 292


20000 833

9000 375

7800 325 3052

REGISTROS 2600 108

000 000 108


000 000 256


000 000 008



4635

1235

20301



Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD



000 000 569


300 013

300 013

150 006 123


200 008 121


7950 331

1200 050

750 031 1502

REGISTROS 1650 069

000 000 069


000 000 277


000 000 000



2092

046

1102

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido


Perdido

Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido



Perdido








Field

Map System Map Zone


Coordinate System


Wmm_2000


Site Centre

Site





Map m276227426 59 32769 Nm77339700

71 1 31933 WGridft00

ft00 deg-025

Well Slot Name


Northing


LatitudeLongitude

GF-159

ft00ft00 m27622742

m77339700

ft00

6 59 32769 N71 1 31933 W



1 Surfaceft00


33016 deg3307

ft00

ft00

ft00

deg21759


Principal Tied-to

J 130820021

Yes From Surface



deg000

deg21759

ft00

ft00

ft00

deg100ft000

deg100ft000

deg100ft000

deg000

14000 000 21759 14000 00 00 000 000 000 00022301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250 000 2175976764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 000 000 G 7 283372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 000 000 PT

Section


1 Start Hold

ft00

deg000

deg21759

ft00

ft00

ft00

ft00

deg100ft000

deg100ft000

deg100ft000

deg000

1000 000 21759 1000 00 00 00 000 000 000 217592000 000 21759 2000 00 00 00 000 000 000 217593000 000 21759 3000 00 00 00 000 000 000 217594000 000 21759 4000 00 00 00 000 000 000 217595000 000 21759 5000 00 00 00 000 000 000 217596000 000 21759 6000 00 00 00 000 000 000 217597000 000 21759 7000 00 00 00 000 000 000 217598000 000 21759 8000 00 00 00 000 000 000 217599000 000 21759 9000 00 00 00 000 000 000 21759

10000 000 21759 10000 00 00 00 000 000 000 2175911000 000 21759 11000 00 00 00 000 000 000 2175912000 000 21759 12000 00 00 00 000 000 000 2175913000 000 21759 13000 00 00 00 000 000 000 2175914000 000 21759 14000 00 00 00 000 000 000 21759

1





2 Start Build 250

ft

15000

deg

250

deg

21759

ft

15000

ft

-17

ft

-13

ft

22

deg100ft

250

deg100ft

250

deg100ft

000

deg

00016000 500 21759 15997 -69 -53 87 250 250 000 00017000 750 21759 16991 -155 -120 196 250 250 000 00018000 1000 21759 17980 -276 -212 348 250 250 000 00019000 1250 21759 18960 -430 -331 543 250 250 000 00020000 1500 21759 19932 -619 -476 781 250 250 000 00021000 1750 21759 20892 -841 -647 1061 250 250 000 00022000 2000 21759 21839 -1095 -843 1382 250 250 000 00022301 2075 21759 22120 -1178 -907 1487 250 250 000 000


3 Start Hold

ft

23000

deg

2075

deg

21759

ft

22774

ft

-1375

ft

-1058

ft

1735

deg100ft

000

deg100ft

000

deg100ft

000

deg

00024000 2075 21759 23709 -1655 -1274 2089 000 000 000 00025000 2075 21759 24645 -1936 -1490 2443 000 000 000 00026000 2075 21759 25580 -2217 -1706 2798 000 000 000 00027000 2075 21759 26515 -2498 -1923 3152 000 000 000 00028000 2075 21759 27450 -2778 -2139 3506 000 000 000 00029000 2075 21759 28385 -3059 -2355 3861 000 000 000 00030000 2075 21759 29320 -3340 -2571 4215 000 000 000 00031000 2075 21759 30255 -3621 -2787 4569 000 000 000 00032000 2075 21759 31190 -3901 -3003 4924 000 000 000 00033000 2075 21759 32126 -4182 -3219 5278 000 000 000 00034000 2075 21759 33061 -4463 -3435 5632 000 000 000 00035000 2075 21759 33996 -4744 -3652 5986 000 000 000 00036000 2075 21759 34931 -5025 -3868 6341 000 000 000 00037000 2075 21759 35866 -5305 -4084 6695 000 000 000 00038000 2075 21759 36801 -5586 -4300 7049 000 000 000 00039000 2075 21759 37736 -5867 -4516 7404 000 000 000 00040000 2075 21759 38671 -6148 -4732 7758 000 000 000 00041000 2075 21759 39607 -6428 -4948 8112 000 000 000 00042000 2075 21759 40542 -6709 -5164 8467 000 000 000 00043000 2075 21759 41477 -6990 -5381 8821 000 000 000 00044000 2075 21759 42412 -7271 -5597 9175 000 000 000 00045000 2075 21759 43347 -7552 -5813 9530 000 000 000 00046000 2075 21759 44282 -7832 -6029 9884 000 000 000 00047000 2075 21759 45217 -8113 -6245 10238 000 000 000 00048000 2075 21759 46152 -8394 -6461 10593 000 000 000 00049000 2075 21759 47088 -8675 -6677 10947 000 000 000 00050000 2075 21759 48023 -8955 -6893 11301 000 000 000 00051000 2075 21759 48958 -9236 -7110 11656 000 000 000 00052000 2075 21759 49893 -9517 -7326 12010 000 000 000 00053000 2075 21759 50828 -9798 -7542 12364 000 000 000 00054000 2075 21759 51763 -10078 -7758 12719 000 000 000 00055000 2075 21759 52698 -10359 -7974 13073 000 000 000 00056000 2075 21759 53633 -10640 -8190 13427 000 000 000 00057000 2075 21759 54569 -10921 -8406 13782 000 000 000 00058000 2075 21759 55504 -11202 -8623 14136 000 000 000 00059000 2075 21759 56439 -11482 -8839 14490 000 000 000 00060000 2075 21759 57374 -11763 -9055 14844 000 000 000 00061000 2075 21759 58309 -12044 -9271 15199 000 000 000 00062000 2075 21759 59244 -12325 -9487 15553 000 000 000 00063000 2075 21759 60179 -12605 -9703 15907 000 000 000 00064000 2075 21759 61114 -12886 -9919 16262 000 000 000 00065000 2075 21759 62050 -13167 -10135 16616 000 000 000 00066000 2075 21759 62985 -13448 -10352 16970 000 000 000 00067000 2075 21759 63920 -13728 -10568 17325 000 000 000 00068000 2075 21759 64855 -14009 -10784 17679 000 000 000 00069000 2075 21759 65790 -14290 -11000 18033 000 000 000 00070000 2075 21759 66725 -14571 -11216 18388 000 000 000 00071000 2075 21759 67660 -14852 -11432 18742 000 000 000 00072000 2075 21759 68595 -15132 -11648 19096 000 000 000 000

2





3 Start Hold

ft

73000

deg

2075

deg

21759

ft

69531

ft

-15413

ft

-11864

ft

19451

deg100ft

000

deg100ft

000

deg100ft

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16775 332063000 60179 56311 54156 435 273 14192 4151 -7957 17892 17355 333464000 61114 56969 54721 445 282 14144 4382 -8205 18494 17943 3357

65000 62050 57760 55394 454 292 14087 4665 -8509 19103 18536 337066000 62985 58345 55891 464 300 14046 4877 -8735 19717 19136 339867000 63920 59095 56527 473 310 13997 5149 -9022 20333 19737 341268000 64855 59844 57163 482 320 13952 5422 -9307 20951 20339 342869000 65790 60508 57728 492 329 13914 5667 -9559 21572 20946 3449

70000 66725 61153 58273 501 338 13879 5907 -9805 22198 21559 347271000 67660 61791 58812 511 347 13845 6148 -10049 22829 22176 349572000 68595 62450 59365 520 356 13811 6400 -10302 23466 22798 351773000 69531 63135 59939 530 366 13777 6664 -10566 24106 23424 353574000 70466 63848 60536 539 376 13743 6940 -10843 24747 24050 3551

75000 71401 64559 61130 548 386 13710 7217 -11119 25391 24679 356776000 72336 65277 61729 558 396 13678 7497 -11398 26037 25310 358377000 73271 66010 62343 567 406 13650 7784 -11675 26684 25942 360078000 74206 66744 62962 577 416 13625 8074 -11944 27332 26576 361779000 75141 67664 63741 586 429 13598 8437 -12274 27978 27205 3621

80000 76076 68519 64466 596 441 13573 8769 -12582 28620 27832 362881000 77012 69281 65112 605 451 13552 9064 -12858 29262 28459 364182000 77947 70044 65759 614 461 13532 9360 -13133 29905 29086 3654





ft

00

ft

00

ft

00

ft

00

ft

00

ft

00

deg

25041

ft

-551

ft

-1547

ft

1642

ft

No Data1000 1000 1000 1000 02 02 25042 -550 -1547 1642 1638 472622000 2000 2000 2000 03 03 25047 -549 -1547 1642 1635 236303000 3000 3000 3000 05 05 25055 -547 -1548 1641 1631 157524000 4000 4000 4000 07 07 25065 -544 -1549 1641 1627 11813

5000 5000 5000 5000 09 09 25079 -540 -1550 1641 1624 94506000 6000 6000 6000 10 10 25096 -535 -1551 1641 1620 78747000 7000 7000 7000 12 12 25116 -530 -1553 1641 1616 67488000 8000 8000 8000 14 14 25140 -523 -1555 1641 1613 59049000 9000 9000 9000 16 16 25166 -516 -1557 1640 1609 5247

10000 10000 10001 10001 17 17 25195 -508 -1560 1640 1605 472211000 11000 11004 11003 19 19 25222 -501 -1561 1639 1601 428712000 12000 12007 12006 21 21 25243 -494 -1560 1636 1594 392213000 13000 13009 13009 23 23 25257 -488 -1556 1631 1586 360914000 14000 14012 14012 24 24 25266 -484 -1551 1625 1576 3337

15000 15000 15014 15014 26 26 3560 -481 -1543 1599 1547 306516000 15997 16011 16010 28 28 3719 -476 -1536 1538 1482 276017000 16991 17003 17003 30 30 4014 -469 -1529 1444 1385 243118000 17980 17989 17989 33 31 4489 -460 -1523 1324 1260 208319000 18960 18966 18966 37 33 5221 -449 -1519 1187 1119 1729

20000 19932 19934 19934 42 35 6319 -437 -1515 1054 979 139521000 20892 20891 20890 48 36 7865 -424 -1510 958 874 113422000 21839 21834 21833 56 38 9764 -413 -1506 952 858 101523000 22774 22766 22765 64 40 11619 -402 -1502 1069 970 1071

6




Db Sybase





ft

24000

ft

23709

ft

23697

ft

23696

ft

73

ft

41

deg

13035

ft

-391

ft

-1497

ft

1284

ft

1181 1244

25000 24645 24625 24624 81 43 14030 -380 -1492 1556 1450 147226000 25580 25514 25513 90 45 14703 -360 -1487 1871 1763 172527000 26515 26386 26384 99 46 15139 -318 -1493 2226 2114 199028000 27450 27243 27238 108 48 15402 -252 -1517 2611 2495 225129000 28385 28075 28064 117 50 15548 -161 -1557 3023 2902 2501

30000 29320 28859 28838 126 52 15622 -49 -1605 3464 3338 274531000 30255 29608 29572 135 55 15652 89 -1659 3938 3806 298632000 31190 30360 30303 145 58 15653 257 -1720 4441 4303 321633000 32126 31112 31029 154 61 15641 443 -1784 4965 4821 342734000 33061 31860 31747 163 65 15622 640 -1853 5502 5350 3620

35000 33996 32530 32384 173 69 15595 835 -1920 6059 5900 381136000 34931 33160 32976 182 73 15560 1040 -1989 6643 6477 399837000 35866 33780 33550 191 78 15516 1261 -2065 7250 7076 417038000 36801 34341 34063 200 83 15472 1476 -2139 7876 7695 433739000 37736 34911 34578 210 89 15425 1708 -2219 8522 8332 4492

40000 38671 35498 35101 219 94 15375 1958 -2305 9184 8986 463141000 39607 36065 35601 229 100 15327 2210 -2392 9859 9652 476142000 40542 36580 36051 238 106 15281 2448 -2477 10547 10332 489143000 41477 37066 36469 247 112 15240 2682 -2557 11251 11027 502244000 42412 37570 36899 257 118 15199 2934 -2639 11970 11737 5141

45000 43347 38045 37298 266 125 15159 3177 -2722 12698 12457 525646000 44282 38603 37762 275 132 15114 3471 -2820 13438 13187 534447000 45217 39340 38375 285 142 15063 3859 -2946 14179 13915 538548000 46152 40079 38993 294 152 15018 4245 -3071 14916 14641 542249000 47088 40610 39437 304 159 14988 4522 -3161 15654 15370 5500

50000 48023 41078 39824 313 166 14964 4773 -3240 16402 16109 558651000 48958 41833 40450 322 176 14929 5177 -3363 17151 16846 561252000 49893 42471 40979 332 185 14902 5517 -3467 17898 17582 565753000 50828 43085 41488 341 194 14879 5846 -3567 18648 18321 570554000 51763 43748 42038 351 203 14856 6201 -3673 19398 19060 5742

55000 52698 45435 43450 360 227 14799 7076 -3964 20139 19780 560656000 53633 46149 44057 369 236 14775 7428 -4099 20855 20484 562357000 54569 46765 44581 379 245 14758 7732 -4209 21571 21190 565758000 55504 47587 45281 388 256 14738 8138 -4351 22288 21894 566059000 56439 47830 45489 398 259 14733 8257 -4394 23006 22605 5732

60000 57374 48327 45915 407 264 14728 8504 -4462 23731 23323 581261000 58309 48870 46380 417 269 14740 8783 -4487 24473 24059 590162000 59244 50316 47615 426 292 14734 9509 -4661 25204 24770 580663000 60179 51117 48300 435 303 14720 9902 -4796 25919 25473 580964000 61114 51943 49009 445 314 14707 10304 -4934 26630 26172 5809

65000 62050 52611 49583 454 323 14698 10627 -5042 27341 26872 582866000 62985 53150 50046 464 330 14691 10889 -5128 28053 27574 585967000 63920 53565 50400 473 336 14685 11094 -5199 28771 28284 590368000 64855 53936 50713 482 341 14678 11281 -5263 29497 29001 5951

7















































Tarea

Tarea criacutetica

Progreso

Hito

Resumen

Tarea resumida


Hito resumido

Progreso resumido

Divisioacuten

Tareas externas


Hito externo

Fecha liacutemite

Paacutegina 1















Paacutegina 0












Paacutegina 1













Paacutegina 2


















Transporte 3114


CBA









MUDANZA 4600


MECHAS 091










TRANSPORTES 552




TOTAL FASE 15307







TOTAL FASE 8788















TOTAL FASE 12371














Transporte 1017



TOTAL FASE 96850













TOTAL FASE 76697







ACT REALIZADAS







7rdquo 8337rsquo



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45TIEMPO -DIAS

PRO

FUN

DID

AD -

MPI

ES


COMPLETACION

HOYO PROD

KOP 1400

FONDO 8337










7896135975

5978

72510494

12509

419941958

14907

8000

55500

6575

29421

54538

MBs EQ14500

653

200000

DEDICATORIA

i


A Dios todopoderoso


A mi papaacute Pepe

A mi abuela Carmen








DEDICATORIA

ii










en todo momento


AGRADECIMIENTOS

iii



decisiones


















trabajo


Canchica





de este trabajo


AGRADECIMIENTOS

iv







todo momento












AGRADECIMIENTOS

v



afecto sincero







de este trabajo


vi
























medida de 8337 pies

vii

LISTA DE ECUACIONES

























viii

LISTA DE FIGURAS






























ix




Guafita Sur 93


Guafita Norte 93







Guafita Sur 112



















x
































xi












xii

LISTA DE TABLAS






























xiii
































xiv
































xv


xvi

IacuteNDICE GENERAL

DEDICATORIAS i

AGRADECIMIENTOS iii

RESUMEN vi



LISTA DE TABLAS xii

INTRODUCCIOacuteN 1

MARCO TEOacuteRICO


11- GENERALIDADES 4
















xvii

CAPITULO 2- VCD



















44- ESFUERZOS 34





xviii




























611- CONDUCTOR 57

xix








REVESTIMIENTO 63












83- ANTECEDENTES 90






xx


















NODAL 133








xxi


PRAacuteCTICAS 148













RECURSOS 152



1211- TIPO 154









1231- TIPO 160



xxii




1241- TIPO 164







128- MECHAS 168

129- SARTAS 168


















xxiii






















138- MECHAS 210










xxiv























13141- MUDANZA 235








131511- Hoyo de 12-14 238

xxv







131551- Hoyo de 8-12 243






TUBERIacuteA 249







PRODUCCIOacuteN 255










xxvi



MECAacuteNICOS 263




1612- PROCURA 267



16132- Mudanza 267







1621- MUDANZA 268











xxvii















16251- Tiempo 273

16252- Costo 274











DE CONTINGENCIA 286



xxviii



CONCLUSIONES 295

RECOMENDACIONES 297





APEacuteNDICES








INTRODUCCIOacuteN

1






y financiero







propuestos












INTRODUCCIOacuteN

2













PROYECTO

4

11- GENERALIDADES









comunes tales como







procedimientos)






productos del mismo

PROYECTO

5


ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto

ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto










PROYECTO

6



exitosamente







Suposiciones














PROYECTO

7












correctas







inflexibilidad



PROYECTO

8


FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15






Nace la idea







PROYECTO

9









diams Disentildeo

diams Desarrollo



diams Pruebas












armoacutenico

PROYECTO

10

Clase V

Clase IV

Clase III

Clase II

Clase I

IDEAS CONCEPTUALES

BAJA INCERTIDUMBRE

ALTA INCERTIDUMBRE














PROYECTO

11



















PROYECTO

12


















PROYECTO

13






de costos














PROYECTO

14









CAPITULO II- VCD

VCD

16


21- GENERALIDADES















LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV




LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV

VCD

17










22)




Pozos-Superficie











Yacimientos (MIYA)



(VCD )


VCD

18


















VCDD

VCDVCDDD

VCDVCDPDDPDD



VCDVC

VCDVCDVCVC

YacYacProdProd

YacYac

MIP MIYA

MIP MIYA




IngIng

Esp Tec EspTec

INTEVEP INTEVEP

PGOPGOProdProd


Ing Ing


Esp Tec Esp Tec

INTEVEP INTEVEP

SubsueloSub

sueloPlan Plan


plazo plazo



realidades

Ejecucioacuten


VCD

19









VCD Regioacuten


CE Distrito

ANtildeO CORRIENTE

Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle

D

Plan de Negocios

Antildeo 0

Plan de Negocios

Antildeo 0 Planific

UEY- Distrito

VCD Distrito

Dic Mar Jun Sep

Plan - Presupuesto

Jul


Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle D

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan - Presupuesto


Visualizacion





21


31- GENERALIDADES



















22










pescados y otros






23


desviacioacuten








direccional [5]















24






hoyo completo







25










26





























27



























de Telemetriacutea


28




























29










LWD pueden ser








GEOMECAacuteNICA

31

GEOMECAacuteNICA

41- GENERALIDADES























GEOMECAacuteNICA

32









44- ESFUERZOS [6]














GEOMECAacuteNICA

33
























clasificadas

GEOMECAacuteNICA

34
















continuamente

Co C

D

A

B

U

1

2

3 4

σ

εε0 Q

RP

S

T


GEOMECAacuteNICA

35












la produccioacuten





CONTROL DE ARENA

37










friables [7]















CONTROL DE ARENA

38















siguiente manera











disminuye

CONTROL DE ARENA

39




















excesivos




CONTROL DE ARENA

40


























yacimiento

CONTROL DE ARENA

41



























CONTROL DE ARENA

42



























CONTROL DE ARENA

43



























CONTROL DE ARENA

44



























CONTROL DE ARENA

45



















de drenaje estable





CONTROL DE ARENA

46












tasas deseadas















CONTROL DE ARENA

47





formacioacuten








pozo













CONTROL DE ARENA

48





























CONTROL DE ARENA

49



























CONTROL DE ARENA

50




Donde




















CONTROL DE ARENA

51



malla



la malla



son D10 D40 D70 Y D90



Donde











CONTROL DE ARENA

52



Donde






Donde













CONTROL DE ARENA

53


D100g o 23 de D100g










812 0094 ndash 0066

1016 0079 ndash 0047

1220 0066 ndash 0033

1630 0047 ndash 0023

2040 0033 ndash 0017

4070 0017 ndash 00098









CONTROL DE ARENA

54







formacioacuten





















CONTROL DE ARENA

55





57








profundidad [9]




estos tenemos










58

Conductor














nombrados



59
















revestimiento [9]








60





soportar[10]











Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad



Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad





61






H 40 40000 80000 60000 J55 55000 80000 75000 K 55 55000 80000 95000 N 80 80000 110000 100000 L80 80000 95000 95000 C 90 90000 105000 100000 C 95 95000 110000 105000 T95 95000 110000 105000 P110 110000 140000 125000 Q 125 125000 150000 135000








Redondas

IJ - Junta Integral





Trapezoidales

BTC - Buttress


62

XL - Extreme-line


clasifican como






(ULT NJO)










Rosca Buttress




Rosca Buttress



63


















64


REVESTIMIENTO









65







vez [9]


(curva naranja) es





Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad


Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final



66


Prof

undi

dad


0




Prof

undi

dad


0






Pro

fund

idad


Intermedio

Superficial

Produccioacuten

Camisa

De donde se obtiene


67






Arremetida de gas






13 de vaciacuteo



13 de Vaciacuteo

Arremetida de gas

Perforacioacuten

Produccioacuten

Vaciacuteo total





68



material a

Colapso


Traccioacuten

Compresioacuten [9]





Conductor 1




Tuberiacutea de




69




Ecuacioacuten 62



Pi

tD

PP oe sdot

minusminus=21



70

Donde





t = Espesor [pulg]




Ecuacioacuten 63





sdotsdotsdot=



DFb=


71

Donde








material









72


tuberiacutea






siguientes factores






Donde

minus=

a




73















Donde


F



F



Ecuacioacuten 66


FTEMP= - αEAp∆T


74















F

F


F

F












76








ser utilizadas [11]

















77

Donde
























78



















inversioacuten




79










materias



investigaciones[11]











80














Donde











81

Donde























82

Donde








son [11]





Ecuacioacuten 76

Donde







sum= +

=N

0ii

i

d)(1FEVPN


83



sum= +

=N

0ii

i


Donde







matemaacutetica













84



sum= +

= N

0ii

i

d)(1INV


Donde


















85


dinero[11]














estimaciones








86

















88






Plio-Pleistoceno












89
















90

83- ANTECEDENTES











GUAFITA




91




aproximadamente)






satisfactorios














perforaciones




92




caudal
























93





Guafita Norte


94











95














96









de la Arena G-9


















97






Plioceno


Barinas





98









aacutereas









Guanare






99







Estado Apure













miembro





100



























101









Los Llanos


















102




Limoacuten-Arauca



















103



Taacutechira




104



G-9 (GF-10) 196 7322 Pies 3000 1002

G-10 (GF-2X) 196 7416 Pies 3100 1042


G-7-3 (GF-5X) 190 7190 pies 10492 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 195 7374 pies 10475 3000 Lppc

G-9 (GF-5X) 200 7552 Pies 10525 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 200 7690 Pies 10514 3128 Lppc

Qv (GF-5X) 200 7758 Pies 10457 3285 Lppc



(cp)

Compresibilidad del

petroacuteleo

(Lppc -1)

Campo Guafita Norte

G-9 (GF-10) 382 3000 Lppc 618x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-2X) 5798 3000 Lppc 4505x10-6 3000 Lppc

Campo Guafita Sur

G-7-3 (GF-5X) 472 2500 Lppc 604x10-6 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 417 3096 Lppc 552x10-6 3096 Lppc

G-9 (GF-5X) 392 3000 Lppc 593x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 584 3128 Lppc 574x10-6 3128 Lppc

QV (GF-5X) 765 3285 Lppc 524x10-6 3285 Lppc





105









seguacuten GF-38)










Sudoeste






106







ARENA G9-1 (GF-10)

3125 7380 Pies 15

ARENA G9-3 (GF-10)

3180 7405 Pies 15

ARENA G-10 (GF-2X)

3227 7000 Pies 22



ARENA G7-3 (GF-5X) 3300 7200 Pies 47

G-8 (GF-5X)

3111 7300 Pies 36

G9-12 (GF-5X)

3120 7450 Pies 42

G9-34 (GF-5X)

3067 7450 Pies 42

G-10 (GF-5X)

3300 7550 Pies 51

Q-2 (GF-5X)

3350 7700 Pies 35

Q-3A(GF-5X)

3370 7700 Pies 29

Q-3B(GF-5X)

3380 7700 Pies 21



107












0

2

4

6

8

10

12

14

Frec

uenc





108

















109









Color Sin color

Olor Sin olor

Sabor Sin color





Fe 10 ppm

Siacutelice 10 ppm

pH 93









110










particular














111












112

Figura No 810


4984 MMBLS

Arena G8Arena G7

Arena G9 Arena G10

110 MMBLS

336MMBLS

1228 MMBLS


METODOLOGIacuteA

114

91-OBJETIVO GENERAL







Complejidad)









METODOLOGIacuteA

115

92- GENERALIDADES









INGENIERIABASICA






ANALISISDE

RENTABILIDAD







EJECUCION+-

POSTMORTEN








ANAacuteLISISDE

RENTABILIDAD







EJECUCIOacuteN+-

POSTMORTEN


METODOLOGIacuteA

116



111- Exploratorio




















METODOLOGIacuteA

117





Nodal)


















METODOLOGIacuteA

118

3211 Tipo

3212 Dimensiones

3213 Funcionalidad

3214 Evolucioacuten






3231 Tipo


3233 Dimensiones

3234 Funcionalidad

3235 Evolucioacuten


3241 Tipo

3242 Dimensiones

3243 Funcionalidad

3244 Evolucioacuten




3253 Mechas

3254 Sartas

3255 Cantildeoneo

METODOLOGIacuteA

119


III)



pozo











423- Revestidores




427- Mechas


METODOLOGIacuteA

120

429- Cantildeoneo













preventivo





531- Re-entradas

METODOLOGIacuteA

121


















731- Mudanza


METODOLOGIacuteA

122









81- Labor

811- Labor Propia


813- Asesoriacutea








METODOLOGIacuteA

123














8313- Cantildeoneo










METODOLOGIacuteA

124










126











arena objetivo




N 77339742 E 27622742 N 772895 E 275841







127











140 antildeos















128








130





lodo




Pozo GF-14X













131










132


promedios










G-7-2 196ordm 7322 Pies

G-7-34 197ordm 7416 Pies



0

2 0 0 0

4 0 0 0

6 0 0 0

8 0 0 0

1 0 0 0 0

1 2 0 0 0

8 0 9 6 1 1 2 1 2 8 1 4 4 1 6 0 1 7 6 1 9 2 2 0 8 2 2 4 2 4 0


Prof

undi

dad






133


NODAL









134




ARENA ARENA NETA

TOTAL (pies)

ARENA NETA

PETROLIacuteFERA

(pies)

POROSIDAD

()

SATURACIOacuteN

DE AGUA

()

SATURACIOacuteN

DE

PETROacuteLEO

()

PERMEABILIDAD

(md)

G-7-2 20 15 20 41 59 250






G 7 - 2 ( 6 8 3 2 acute )

G 7 - 3 4 ( 7 1 2 3 acute )

G 8 ( 7 2 8 0 acute )






135



GF-14X V CS-55 GF-14X 77336126 27614726 15041986

GF-17 D CK-54 GF-14X 77336081 27617219 11031987

GF-31 D CH-54 GF-14X 77336241 27622259 02051990

GF-52 D CH-54AJ1 GF-14X 77338022 27618028 15011995





(pies)

Radio de drenaje

(m)

G-7-2 6832 450

G-7-34 7123 350











136


























137






















fases

Mudanza




138













-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60 70

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155


139



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155









140







POZO TIEMPO LIMPIO

GF-14X 4758

GF-17 4173

GF-31 485

GF-52 4114

PROMEDIO 4474


0

2

4

6

8

10

12


POZOS

PERD

IDO

(diacute

as)

0

05

1

15

2

25

PRO

BLEM

A (d

iacuteas)

PERDIDOPROBLEMA



141


aacuterea



10 diacuteas





GF-151 833 175 181 1254 054 56 3057

GF-152 423 088 146 1396 158 425 2636

GF-153 425 135 14 1092 181 55 2523

GF-154 535 081 198 1023 142 425 2404

GF-155 492 11 148 1267 154 552 2723

FASES




GF-151 833 175 181 1254 054 10 3497

GF-152 423 088 146 1396 158 10 3211

GF-153 425 135 14 1092 181 10 2973

GF-154 535 081 198 1023 142 10 2979

GF-155 492 11 148 1267 154 10 3171

META 423 081 14 1023 054 10 2721

FASES


142



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

95000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (diacuteas)

Pro

fund

idad

(pie

s)

Pozo Estimado

MUDANZA



HOYO DE SUPERFICIE







143








decisiones

















de dicho proceso


144






perforar el pozo



















145






Iacutendice Rango







ICEY

Baja Media Alta

8 40 15 - 25

ICODY


2 3 4

ICADY


Menos Complejo


0 15 3 45 6

ICODP


2 3 4 ICADP

1

Baja Media Alta

1 5 2 - 4

1


146
























147









No Cumple


Cumple

MESA DE TRABAJO

Principal


Producto

PROCESO


Ejecucioacuten

Post - MortemNo

Cumple

Cumple

Metrical Pogo

Baja

Buena




Meacutetrica

Pozo


Aprobacioacuten

Presupuesto


No Cumple

Cumple



148


PRAacuteCTICAS

















Empaque con grava



149














superficiales








150























151





















GF-14X


152






RECURSOS

POZO

MUDANZA

MMBs

HOYO

SUPERFICIE

MMBs

HOYO

PRODUCCIOacuteN

MMBs

COMPLETACIOacuteN

MMBs

TOTAL

MMBs

GF-148 4505 1248 8364 7301 21418

GF-149 5423 1493 8775 5085 20776

GF-150 1733 1106 10090 6544 19473

GF-151 3924 985 9588 2025 16522

GF-152 2927 1179 7962 5785 17853

GF-153 2916 1156 6252 4303 14627

GF-154 3122 1122 6738 1615 12597

GF-155 2866 1179 5708 2281 12034







154


1211- Tipo






1212- Dimensiones


Motor


Protector del motor


Bomba


Cable


por

Empacadura

Tubos lisos

Rejillas

Grava



155


PROFFINAL 8400rsquo


EBES 7500rsquo



G-7-34



156

1213- Funcionalidad



















formacioacuten


157

























158

Planificacioacuten










curvatura









plan definitivo


159













160


1231- Tipo







161





1233- Dimensiones












162

1234- Funcionalidad

























163





CheckTM

















axiales


164



1241- Tipo



1242- Dimensiones







Hoyo de 8-12rdquo

1000 pies

8400 pies



G-7 G-8


G-9

G-10


165

1243- Funcionalidad













superficie




en el pozo






166











Tubulares de 7rdquo






Weight Martillos






OpH 85 9


167




propiedades









HOYO 12-14rdquo


HOYO 8-12rdquo



Lodo Base Agua




168









128- MECHAS





129- SARTAS

Hoyo de superficie

Sarta lisa




169



con motor de fondo

1210- CANtildeONEO










Ph


Rev 7rdquo



170




siguiente




META

(diacuteas)

ESTIMADO VCD

(diacuteas)

PRESUPUESTADO

(diacuteas)

MUDANZA 4 5 5




TOTAL 28 32 37


171


Estimados de tiempo


META

(MM Bs)

ESTIMADO VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196




TOTAL 1643 1879 2100



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Meta

Tiempo Estimado VCD


Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies


172









Tubulares (Bariven)


















173











174

ENTRADA



TR CONTROL

DE SOacuteLIDOS

TR DE LODO

CABRIA

RAMPA


SOacuteLIDOS

TANQUEDE VIAJE

TANQUES DE AGUA

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA

FOSA DE


TANQUE

ACTIVO

TRAILERS

TANQUE (R1)

LODO

TANQUE (R2)

LODOBOMBAS

TANQUES

DE BARITA

MOTORES

(04)

SCR

TANQUE

DE GASOIL

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA




CAP 12000 lts

135 m

80 m















175






inmediata



177





POZO GF-159

TALADRO CPV-8

PARCELA APUR G-48

CAMPO GUAFITA SUR

ESTADO APURE












178



Tipo Peso



Formulacioacuten

Formulacioacuten



Viscosificante 8



Propiedades









Soacutelidos 6 8





179




Sellos

Separador de Gas





PC

CABLE

CABEZAL

TUB PROD

SELLOS

SEPARADORDE GAS

BOMBA BES

MOTOR

SENSOR

TUBOS

LINEA DE FLUJO




180


Empacadura



Grava API Mesh 2040


Empacadura

Puerto de Grava

Rejillas

2 Tubos Lisos


181


PROFFINAL 8337



EBES 7500rsquo



G-7-34


182

133- TRAYECTORIA


MD

(pies)

Inc

(grados)

Azimuth

(grados)

TVD

(pies)

+N-S

(pies)

+E-W

(pies)

DLS

(ordm100rsquo)

Build


00 000 21759 00 000 000 000 000

14000 000 21759 14000 00 00 000 000

22301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250

76764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 G 7-2

83372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 PT





183



Pozo MD(pies)

Profundidad



(pies)

Distancia

Centro-Centro

(pies)

Factor de

Separacioacuten

GF-14X 2500 2469 142 3295

GF-17 2400 2183 59 1819

GF-31 2100 2089 53 1454

GF-52 2200 2183 95 2497








R1 + R2


Ecuacioacuten 131


184










185




186





superficie






187

134- REVESTIDORES


INTERVALO

(pies)

DIAacuteMETRO

(pulg)

PESO


0 ndash 1000 10-34 405 J ndash 55 BTC 328 1482 1798 459

Donde






REVESTIDOR COLAPSO

(lppc)

ESTALLIDO

(lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

J-55 405 BTC 1580 3130 629000










188












superficie)





circulacioacuten








189




190




191


INTERVALO (pies)



(pies) 0-89 7 26 N-80 BTC +100 241 305 282 89

89-7337 7 23 N-80 BTC 118 147 271 185 7248 7337-8337 7 26 N-80 BTC 167 205 387 248 1000



ESTALLIDO (lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

N-80 26 BTC 5410 7240 604000 N-80 23 BTC 3830 6340 532000





192
















levantamiento




cementado


193




194




195



196




Hoyo Diaacutemetro







de produccioacuten




197




Formulacioacuten


Bentonita 10

Cal 05

Surfactante 2

Propiedades





MBT (lbbbl) 125 15


Arena - 05

opH 9 105




198



Formulacioacuten



Viscosificante 8




Cal 4

0

Propiedades










Soacutelidos 13 17




199



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000800 850 900 950 1000 1050 1100 1150

DENSIDAD (LPG)

PRO

FUN

DID

AD

MD

(PIE

S)








200



CS-54

131-




RIO YUCA RIO YUCA


G-7

G-8

G-9

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 85 9 95 10

Densidad (Lbgal)

Prof

undi

dad

MD

(PIE

S)


201




10-34rdquo



Premisas





Hoyo 1225+10 - Rev 10-34 00648 Bblpie




202



Pn= 1000rsquo x (1-(92654))

Pn= 859rsquo


Lechada de Barrido



Cemento B

Gel 6


Agua Fresca 500 gal





V1= 46 Bbls






203

Lechada de cola


Mara B

Agua Fresca 500 gal




V2= 20 Bbls





Vd = (001422 x 1000rsquo)

Vd= 1422 Bbl


zapata



204





500 gal Agua Fresca

Mara B








205



(min) Cola



50 4 13





22 4 6 6



pie 5 5






206




Densidad 158 Lbgal


Fluido Base Agua





Mara H

Silicalite 5





Agua Fresca 500 gal






207





Pn= Pt x (1-92654) = 8337lsquo x 086

Pn= 7169rsquo



208










209


ACTIVIDAD VOLUMEN

[ Bbl ] BPM TIEMPO

Cemento [ min ]


10








158 Lbgal 42 5 9



330

17

8 3

39 7


TOTAL 172


Tiempo de Seguridad




210

138- MECHAS


TIPO DIAacuteMETRO

(pulg) GPM

PSM

(mLbs)

PROF DE

ENTRADA

(pies)

PROF DE

SALIDA

(pies)

PDC 12-14 300-400 5-12 0 300

PDC 12-14 590 5-12 300 1000


(mm) CHORROS

TFA

(pulg^2)


2 de 1632rdquo

1 de 1532rdquo

1 de 1432rdquo

072





211


TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

PDC 8-12 300 3-10 1000 1400

PDC 8-12 460-480 3-10 1400 8337


ALETAS

TAMANtildeO DE


TFA

(Pulg^2)

COacuteDIGO

IADC


3 de (1232)rdquo 0610 S121


POZO PROF ENTRADA

(Pies)

PROF SALIDA

(Pies)

PIES

PERFORADOS HORAS

HORAS ROP

(PiesHora)

1028 3924 2896 655 4421

3924 6583 2659 85 3128 GF-150

6583 8442 1859 615 3023

1017 5020 4003 76 5267 GF-151

5020 8448 3428 995 3445

1020 5833 4813 1065 4519 GF-152

5833 7497 1664 71 2344

1010 2400 1389 145 9579 GF-154

2400 8328 5928 1225 4839

1021 2500 1479 17 84

2500 7921 5421 155 3497 GF-156

7921 8502 581 20 2905

GF-157 1022 8498 7476 1865 4009






212




Mecha para limpieza

TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

Tricoacutenica 8-12 450-500 2-4 1000 8337




213


CHORROS

TIPO DE






214






1

2

3

4

5

6

7

8

9

10




215




(LbsPie) CANTIDA

D LONGITUD





216



(Pies) 1 Mecha







217

1310- CANtildeONEO


Diaacutemetro


Tiros

Por

Pie

Nombre

de la carga

Diaacutemetro

del Rev

Diaacutemetro

Perforaciones

(pulg)

Penetracioacuten

(pulgadas)

Esfuerzo

formacioacuten

(Lppc)

4 -58rdquo Casing

Gun 21

Super Big

Hole 7rdquo 083 59 6028





218


Ph P


Rev 7rdquo



219





Direccionales



TIPOS DE



Eleacutectricos





1200

1500




1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500






220


para el pozo


pozo















221




de Explotacioacuten


a ser analizado











PDVSA)




222




rentabilidad




pozos




fondo (BHA)



criacuteticas




original



223





campo






tapones de cemento


cementaciones







224












pozos









225


13127- Geoacutelogo















productora



226








productores









etc




227



PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 3



TOTAL 32




0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie






228


PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 4



TOTAL 37



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie








229










resultando











230






231










232


ELEMENTOS DE COSTO












233










234





235


13141- Mudanza























236

























237










238



131511- Hoyo de 12-14









cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok








potencia



239














+ XO + 2 DC 7 + XO + 3 DC 6 + 12 HWDP 4 12 + XO


de seguridad de 20







240












10-34rdquo














241





















242





estimado
















243


131551- Hoyo de 8-12



















llenado


02 Bakerlok



244














espaacuterragos
















245

















referenciales)












246


perforacioacuten








247






0 - 35 700 GPM 500 GPM 400 GPM 300 GPM

35 - 55 1250 GPM 950 GPM 650 GPM 450 GPM

gt 55 1100 GPM 750 GPM 500 GPM




0 - 35 60 110 155 240

35 - 55 40 75 85 125

gt 55 60 75 100


del hoyo


HOYO (CSF)



0 - 35 2 17 14 14

35 - 55 25 25 18 16

gt 55 3 2 17





248

Procedimiento













DATOS





HOYO 8-12rdquo


Ecuacioacuten 133

Ecuacioacuten 134


249

PMA=(8337 x 14)= 11672 pies




MSC = 11672 3518 = 4925 STROKES

8337





ANTES DE LA PEGA










CIRCULACIOacuteN

0 0 1 1



0 1 0 0



0 0 0 1


TOTALES



250






pega


Accioacuten inicial









o decisioacuten


251



de que aplique)


















252



limpios















253


Accioacuten inicial



torque en la sarta




golpee














254










12rdquo






de autollenado





presioacuten



255





256
























257











(Bblmin)

Tiempo

(minutos)

330

8








259


















MEacuteTODO BFD





CHAPERON 58

HOYLAND ETAL 100

SCHOLS 83

PROMEDIO 106



260


















primario del pozo






261









electrosumergible



263


MECAacuteNICOS


POZO FECHA DE

INICIO

FECHA DE

FALLA

DIacuteAS DE

OPERACIOacuteN

CAUSA DE FALLA


motor


explosioacuten

GF-14X


22071994 18081999 1853 Motor quemado

17091999 20102000 399 Motor quemado GF-31





PROMEDIO 845




MMBs



264












profundidad final








266









1612- Procura














267

16132- Mudanza

Desvestir

Mudar el equipo

Vestir


Perforar

Revestir y cementar

Instalar BOP


Perforar


Revestir y cementar

Realizar prueba










268



1621- Mudanza





de Recursos Humanos











269










COSTO (MMBs) 161 196 196 255






Disentildeo





270



(600 GPM)





FASE

SUPERFICIE META

ESTIMADO

VCD PRESUPUESTADO

PROMEDIO


COSTO (MMBs) 94 141 188 220






y Cementacioacuten




271


















COSTO (MMBs) 656 810 984 1325



272




fluidos









FASE


ESTIMADO



COSTO (MMBs) 669 732 732 785



273


16251- Tiempo

META

(DIacuteAS)

ESTIMADO

VCD

(DIAS)

PRESUPUESTADO

(DIAS)

PROMEDIO

(2000-2001)

(DIAS)

MUDANZA 4 5 5 8




TOTAL 28 32 37 537


Pro

fund

idad

(pi

es)

-500

0 500

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000

0 10 20 30 40 50 60Tiempo (dias)


Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies



274

16252- Costo

META

(MM Bs)

ESTIMADO

VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

PROMEDIO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196 255




TOTAL 1643 1879 2100 2585


META

ESTIMADO


TIEMPO (DIAS) 28 32 37 537

COSTO (MMBs) 1643 1879 2100 2585


VPN (MMBs) 46914 46472 45158 43065

TIR() 632 624 5906 4836





275






cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok








potencia










276





llenado


02 Bakerlok















espaacuterragos










277








278







GEOLOGO C C E-C-I I




GEOFISICO C C-E I I



ING SHA C E C-I C-I

HDI E E C

ING VCD E E E I











C-I

I C-I

R R-E

I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E-I E-C-I

I E-C-I

I C-I

E-C-I

C-I

E - C

E- C

E-C-I

E-C-I

E-C


C E-C-I

E-C-IC-I

E R-E



279











CEROACCIDENTES

CERO

ENFERMEDAD

OCUPACIONAL CE

RO IM

PACT

O

AMBI

ENTA

L

SIR


E

HIGIENE

AMBI

ENTE

AMBI

ENTESHASHA



280

Objetivos del SIR












281



































282







284



proyecto






estimados clase II






Equipos y repuestos








285


otros




Tiempo Mudanza

Hoyo

Superficie

Hoyo


5 diacuteas 196

4 diacuteas 188

18 diacuteas 984

10 diacuteas 732

37 diacuteas 2100



286






Ocurrencia

Impacto


Inestabilidad de


de exposicioacuten

1 Costo por tiempo

Incrementar la ROP



Derrumbe e



Guafita

5 Costo por tiempo



formacioacuten









Colapsamiento del




Complejidad en










287



productos de

problemas

operacionales

10 Costo por tiempo



Deficiente


revestidor de


del cemento

formaciones

fracturadas


Cemento


Riesgo

Probabilidad

de

Ocurrencia

Impacto


Falla del equipo de


etc)

25 Costo por tiempo





la envergadura del

proyecto mantener

repuestos en sitio



288



Ocurrencia

Impacto



Estimado de tiempo


tiempo perdido

Problemas con las






ocasionales


Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto




Revisar y validar



Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto




objetivo

10 Peacuterdida del

objetivo


operacional


de menor escala





289




10

Costo por

tiempo

Peacuterdida del

objetivo



de herramientas



agua 30

Disminucioacuten de


petroacuteleo



Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto


Desfase en la



del pozo

5 Difererimiento de

produccioacuten






290







documentos



ANtildeOS









291






defecto es No






Tiempo de pago 14















292












293












294




pozos









CONCLUSIONES

295




conclusiones



y riesgos asociados
















CONCLUSIONES

296



RECOMENDACIONES

297












perforacioacuten






Guafita



LOGROS ALCANZADOS

298


am






299








Irdquo










300






301

pulgadas

Libra


acute pies





BA Barriles de Agua

bbl Barriles












cu Cada uno










302



FC Flujo de Caja




gal galones







hr horas




perforacioacuten




ING Ingeniero



jts Juntas tubos


Lb Libras





303



m metros




MHz Mega Hertz


min minutos








NA No aplica















304





s segundo





sxs Sacos


TPP Tiros por Pie



mar [pies]










305






















306




cabezote





uniforme









perforacioacuten






307


volumen





















308






tuberiacutea pesada






registros



hidrocarburos


tuberiacutea



pozo


309


perforacioacuten


















comercialmente


310























311







el fondo del pozo



PDVSA



SEPTIEMBRE 2002

2 NUMERO DE INFORME

BAR




5 AUTOR(ES)









54 PAG VOL 1



RIPPET



ARCHIVO (1)


GTE U E APURE


2




CAMPO GUAFITA-SUR


GGUUAAFFIITTAA

RRIIOO AARRAAUUCCAA


3

CONTENIDO


2 UBICACIOacuteN


31 ESTRUCTURA













PRINCIPALES



4


















del GF-14X













localizacioacuten

6




5915



ENTRADAEN EL

CLUSTERDEL GF-159

PT 7450rsquo

EMR 473acute

7400rsquo

6832rsquo

7280rsquo

EE WW




7390

72607123rsquo





7

2- UBICACIOacuteN








N 773397 E 27622742 N 772895 E 275841

GF-159

GF-14X

GF-17

NGUAFITA SUR

8








propuesta

9


31- ESTRUCTURA

























10




G R R T

CR

ETA

CEO

OLI

GO

CEN

OM

IOC

ENO

TEM

PRA

NO

GU

AFI

TAN

AVA

Y

QU

EVED

OA

RA

UC

AG

UA

RD

ULI

O

L A M O R I T A

G 7 1 2

G 7 3 4

G 8

G 9 1 2G 9 3 4

G 1 0

Q 1

Q 2

Q 3

Q 4

Q 5



MIE

MBR

O

FORM

ACIOacute

N

EDAD

UNID

AD

INFO

RM

AL











11

F






a 55 pies





Planicie Deltaica


Barra deMeandro

DiqueNatural


Arena de grano fino

Arcilla



GF-17

GF-14X

GF-159


Abanico deRotura


12


dispersas










clarooscuro

G F-159

G 7- 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9

Lutita G uafita


G 7 - 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9Lutita G uafita


13



GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-2Guafita

Sur

GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-34Guafita

Sur

14







G 7-2 (6832acute)

G 7-34 (7123acute)

G 8 (7280acute)



15



























16



















17











Fig 2


G - 7 - 2

G - 7 - 3 4

G F - 1 5 9

G F - 1 5 9

1 7 3 4 0 3 2 7 0 0

18











Fig43


19











G -7-34

G -8

G -7-34

7 14 21 28 32

G -7-2

G -7-2

G F-159

G F-14XG F-17

G F-159 G F-14X

20
















G -8

G -7 -2

G -1 0

G -9

G -7 -3 4

Q v d o

G F -1 5 9

G F - 1 5 9

G F -1 4 XG F -1 7

21








GF-14XGF-159

G-8

G-7-2

G-10

G-9

G-7-34

QvdoGF-159

GF-14XGF-17

22








23




24







7-34









25





Sur















Guafita Sur




26







2

22DCNC

efectφφφ +

= (1)

Donde








Donde






Rayos Gamma

27

5 Permeabilidad




( )( )

1360100100

2

44

SwirrK efectφ= (4)















minus

+

=

RshVshRwa

RshVshRwa

RtRwaSw mmm 2

2

2

φφφ (5)

28








GF-159 G7-2 10 24 40 1100

GF-159 G7-34 28 25 36 1800



















29







movible







de yacimientos)







inconveniente









30











GF-159

G7-34

31



G7-2

GF-159

32



en la tabla 52




1200

1500




Caliper

1200

1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500













33




Curva Escala






















34









35
































36

















GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 30915 35635

GF-49 22694 33501 22738

GF-87 27761 26449 28522

GF-109 27532 29476 19954

GUAFITA SUR GF-21

GF-132 22645 29631

GF-134 28509 28345

GF-136 27759 27759 33281


37


GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 12681 13955

GF-49 08682 14033 09358

GF-87 10849 10369 11079

GF-109 10553 11259 07193

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 08387 11038

GF-134 11361 11297

GF-136 10913 10913 13338



GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 02203 02233

GF-49 03102 02069 02241

GF-87 02750 02648 02826

GF-109 02686 02984 03180

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 02694 02497

GF-134 02548 02547

GF-136 02773 02773 02534





38






















39



40


5X

41




















geofiacutesica








42






figura 71 figura72

figura 73




GF-159

GF-14X

GF-7X

GF-94

GF-159GF-159

43








50-97






GF-159

GF-14X

44


arenas G 7-2

figura 75 figura 76

figura 77





GF-159 GF-159

GF-159

Area no drenada

45


yacimiento




pozo (Figura 78)


GF-159

Area no drenada

46










GF-7X G7-2 0187 BUlLDUP 2782

GF-118 G7-2 0798 BUlLDUP 1929

GF-149 G7-2 1101 MDT 2375

GF-14X G7-2 0802 BUlLDUP 2480
















47









figura 720




Qo

Tasa

P (Lpca)

Presioacuten

Red (1)

Red (3)

Red (2)

Q 1

Q 2

Q 3

Red (3)

Bulld-up

P 3

P 1

LIacuteMITES

6h 6h 6h


(Q3 P3)

(Q1 P1)(Q2 P2)

Pb

Pwf

P 2

P

48


orden de 2750 lpc

49





reservas oficiales

YACIMIENTO

POES (MMBN)

Np (MMBN)

Reservas

Remanentes (MMBN)

Factor de Recobro

oficial ()

G7-2 889 324 213 605 G-7-34 6238 2108 2508 740

G-8 13884 6449 3825 740 G-9 34 2334 1505 222 740


50
























0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-400 -200 00 200 400 600 800

VPN

(MM

BS)


51


















0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4

6




C F lu id o s

C R o c a

C E s tru c tu ra l

52








ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)


53







agua








pies TVDSS




34



54






Ediciones Omega SA


Communications







55






Tierra LagoX



X






G 7-34 y G 7-2 GF5GF-159

2100

25

1000

GUAFITA


SURAPURE


Indice


00 50 100 150 200 250 300

1

Ren

glon

es




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

6




C Fluidos

C Roca

C Estructural

Resultados


TOTAL 4


TOTAL 9


TOTAL 6


TOTAL 13


TOTAL 6


ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)

Categoriacuteas











Natural (de 1 a 5)



(de 1 a 5)


(de 1 a 5)

Disentildeo de Pozo







(de 1 a 5)

Total (de 7 a 35)

ICEY (de 1 a 5)

Rango (8 a 40)







agotamiento Natural




convencional

























Alta

1 2 3 4 5







3

E2 CAPA DE GAS





1


DE LA ROCA




1






1

Total 60Promedio 15


ENER

GIacuteA

DEL

YA

CIM

IEN

TO

Fuen

tes

de e

nerg

iacutea p

ara

el m

ecan

ism

o de

em

puje

del

yac

imie

nto



definicioacuten




Alta

1 2 3 4 5

D1 TIPO DE








3

D1 TIPO DE

HIDROCARBURO (gas)







1


INERTES








1








1

Total 60Promedio 15

Pro

pied

ades

de

todo

s lo

s flu

idos

(liacuteq

uido

s y

gase

s) c

onte

nido

s en

el y

acim

ient

o re

laci

onad

as c

on la

com

plej

idad

del

co

mpo

rtam

ient

o de

las

fase

s p

rope

nsioacute

n a

la fo

rmac

ioacuten

de p

reci

pita

dos

y de

clin

acioacute

n du

rant

e la

eta

pa d

e pr

oduc

cioacuten






CO

MPL

EJID

AD

DA

DA

PO

R L

OS

FLU

IDO

S D

E LA

FO

RM

AC

IOacuteN


Baja 11 Alta

1 2 3 4 5









2

C2 PROPIEDADES DE








3

C3 MINERALOGIacuteA







1

C4 PROPIEDADES

MECAacuteNICAS







3

Total 90Promedio 23



Resultados

CO

MPL

EJID

AD

DE

CA

LID

AD

DE

LA R

OC

A

Mag

nitu

d y

varia

cioacuten

esp

acia

l de

los

paraacute

met

ros

que

calif

ican

la c

alid

ad d

el re

serv

orio

com

o N

TG k

Oslash

Sf

Pc i

nduc

idas

por

pro

ceso

s de

posi

taci

onal

es o

dia

geneacute

ticos


definicioacuten


PDVSA-EP



Alta

1 2 3 4 5










4

B2 CONTINUIDAD

VERTICAL







4

B3 CONTINUIDAD

LATERAL







5Total 130

Promedio 43


Com

plej

idad

del

yac

imie

nto

que

surg

e de

la

com

parta

men

taliz

acioacute

n in

duci

da p

or la

est

ratif

icac

ioacuten

yo

la

depo

sita

cioacuten

de

los

sedi

men

tos

CO

MPL

EJID

AD

EST

RA

TIG

RAacute

FIC

A



definicioacuten



Resultados


Alta


A1 COMPARTAMENT








1


A2 DENSIDAD DE

FALLAS














1

A4 BUZAMIENTO DEL

YACIMIENTO







1

Total 4Promedio 10





CO

MPL

EJID

AD

EST

RU

CTU

RA

L D

EL Y

AC

IMIE

NTO

(Incl

uyen

do la

influ

enci

a es

trat

igraacute

fica)

Ple

gam

ient

os b

uzam

ient

o(s)

de

la e

stra

tigra

fiacutea re

gion

al y

falla

mie

ntos

que

det

erm

inan

lage

omet

riacutea e

xter

na d

e la

s tra

mpa

s de

hid

roca

rbur

os y

sus

com

parti

mie

ntos

inte

rnos












2




Otros

Otros



Comentarios











































4






Registros X 2


X3


X



X3

Otros




Req

uerid

o











3






4






1






1



1

DATOS POZOS VECINOS





3










4






4




4




4

TOTAL 283333333








1

4




BAJA ALTA









3000


REACTIVA gt30002 4









0 0






lt4 4 5 6 7 8 gt8 0 0

















02 40




0 1 2 3 - 4 4 - 6 6 - 9 0 0






MDTRFT 0 0











10 156




6000 - 12000



180001 16




CAMBIO1 3







DIAMETROS


3000 DE 45 O MENOS3 69

24TOLERANCIA ENTRE




lt 13-38



16 278









UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO


UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO


90)0 0




ELEMENTOS MAYORES




10 69








PANTANOS)1500 - 3000 3000 - 5000 5000 - 7500 gt 7500 0 0


17 130

0 0







TOTAL


0

682

1364

2046

2768

32973546

673

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Punt

uaci

oacuten

ICODP











00 50 100 150 200 250 300

1

Cons Ambient



Interfase del Yac

Riesgos de Perf





U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 7 T

26 Lbpie

N80 LTC

9-78

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O


MECHA

TIPO

TIPO DE

LODO






ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1975

7974

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50





U

REV 13-38 A

68 Lbpie

J-55BUTT G

E HOYO INTERMEDIOL

B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 9-58 T

47 Lbpie

N-80BUTT

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O


17-12

12-14



TIPO DE

LODO




MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1500

8700

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50





U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


P

REV 7 O

26 Lbpie L

N80 LTC I

M 9-78E

R

I

C

O








TIPO DE

LODO







MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 10 12

REVESTIDORES

1497

8565

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50




(Pulg)


405 Lbpie G

J-55STC U

A 13-34G

E


L

I

REV 7 G

26-29 Lbpie N

N-80LTC O

S 9-78U

L

F

O

N

A

T

O


MECHA

TIPO

TIPO DE LODO






ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

80008 10 12

REVESTIDORES

1000

8648

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


REPASOS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50




900 038 908


900 038

700 029

3200 133 429


000 000 227


8600 358

2700 113

2500 104 1602

REGISTROS 3950 165

000 000 165


000 000 396


000 000 000



2819

275

5464



Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD



000 000 690


150 006

550 023

700 029 175


000 000 140


16550 690

000 000

3400 142 1771

REGISTROS 1600 067

000 000 067


000 000 302


000 000 000



2454

171

3933



Perdido




Regisviaje

Perdido

Circulando

Perdido

Regisviaje

Perdido

Trabajando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

ACTIVIDAD


Perdido

Perforando

Viajes



5150 215 515


1300 054

450 019

16700 696 927


000 000 292


20000 833

9000 375

7800 325 3052

REGISTROS 2600 108

000 000 108


000 000 256


000 000 008



4635

1235

20301



Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD



000 000 569


300 013

300 013

150 006 123


200 008 121


7950 331

1200 050

750 031 1502

REGISTROS 1650 069

000 000 069


000 000 277


000 000 000



2092

046

1102

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido


Perdido

Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido



Perdido








Field

Map System Map Zone


Coordinate System


Wmm_2000


Site Centre

Site





Map m276227426 59 32769 Nm77339700

71 1 31933 WGridft00

ft00 deg-025

Well Slot Name


Northing


LatitudeLongitude

GF-159

ft00ft00 m27622742

m77339700

ft00

6 59 32769 N71 1 31933 W



1 Surfaceft00


33016 deg3307

ft00

ft00

ft00

deg21759


Principal Tied-to

J 130820021

Yes From Surface



deg000

deg21759

ft00

ft00

ft00

deg100ft000

deg100ft000

deg100ft000

deg000

14000 000 21759 14000 00 00 000 000 000 00022301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250 000 2175976764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 000 000 G 7 283372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 000 000 PT

Section


1 Start Hold

ft00

deg000

deg21759

ft00

ft00

ft00

ft00

deg100ft000

deg100ft000

deg100ft000

deg000

1000 000 21759 1000 00 00 00 000 000 000 217592000 000 21759 2000 00 00 00 000 000 000 217593000 000 21759 3000 00 00 00 000 000 000 217594000 000 21759 4000 00 00 00 000 000 000 217595000 000 21759 5000 00 00 00 000 000 000 217596000 000 21759 6000 00 00 00 000 000 000 217597000 000 21759 7000 00 00 00 000 000 000 217598000 000 21759 8000 00 00 00 000 000 000 217599000 000 21759 9000 00 00 00 000 000 000 21759

10000 000 21759 10000 00 00 00 000 000 000 2175911000 000 21759 11000 00 00 00 000 000 000 2175912000 000 21759 12000 00 00 00 000 000 000 2175913000 000 21759 13000 00 00 00 000 000 000 2175914000 000 21759 14000 00 00 00 000 000 000 21759

1





2 Start Build 250

ft

15000

deg

250

deg

21759

ft

15000

ft

-17

ft

-13

ft

22

deg100ft

250

deg100ft

250

deg100ft

000

deg

00016000 500 21759 15997 -69 -53 87 250 250 000 00017000 750 21759 16991 -155 -120 196 250 250 000 00018000 1000 21759 17980 -276 -212 348 250 250 000 00019000 1250 21759 18960 -430 -331 543 250 250 000 00020000 1500 21759 19932 -619 -476 781 250 250 000 00021000 1750 21759 20892 -841 -647 1061 250 250 000 00022000 2000 21759 21839 -1095 -843 1382 250 250 000 00022301 2075 21759 22120 -1178 -907 1487 250 250 000 000


3 Start Hold

ft

23000

deg

2075

deg

21759

ft

22774

ft

-1375

ft

-1058

ft

1735

deg100ft

000

deg100ft

000

deg100ft

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45000 43347 38045 37298 266 125 15159 3177 -2722 12698 12457 525646000 44282 38603 37762 275 132 15114 3471 -2820 13438 13187 534447000 45217 39340 38375 285 142 15063 3859 -2946 14179 13915 538548000 46152 40079 38993 294 152 15018 4245 -3071 14916 14641 542249000 47088 40610 39437 304 159 14988 4522 -3161 15654 15370 5500

50000 48023 41078 39824 313 166 14964 4773 -3240 16402 16109 558651000 48958 41833 40450 322 176 14929 5177 -3363 17151 16846 561252000 49893 42471 40979 332 185 14902 5517 -3467 17898 17582 565753000 50828 43085 41488 341 194 14879 5846 -3567 18648 18321 570554000 51763 43748 42038 351 203 14856 6201 -3673 19398 19060 5742

55000 52698 45435 43450 360 227 14799 7076 -3964 20139 19780 560656000 53633 46149 44057 369 236 14775 7428 -4099 20855 20484 562357000 54569 46765 44581 379 245 14758 7732 -4209 21571 21190 565758000 55504 47587 45281 388 256 14738 8138 -4351 22288 21894 566059000 56439 47830 45489 398 259 14733 8257 -4394 23006 22605 5732

60000 57374 48327 45915 407 264 14728 8504 -4462 23731 23323 581261000 58309 48870 46380 417 269 14740 8783 -4487 24473 24059 590162000 59244 50316 47615 426 292 14734 9509 -4661 25204 24770 580663000 60179 51117 48300 435 303 14720 9902 -4796 25919 25473 580964000 61114 51943 49009 445 314 14707 10304 -4934 26630 26172 5809

65000 62050 52611 49583 454 323 14698 10627 -5042 27341 26872 582866000 62985 53150 50046 464 330 14691 10889 -5128 28053 27574 585967000 63920 53565 50400 473 336 14685 11094 -5199 28771 28284 590368000 64855 53936 50713 482 341 14678 11281 -5263 29497 29001 5951

7















































Tarea

Tarea criacutetica

Progreso

Hito

Resumen

Tarea resumida


Hito resumido

Progreso resumido

Divisioacuten

Tareas externas


Hito externo

Fecha liacutemite

Paacutegina 1















Paacutegina 0












Paacutegina 1













Paacutegina 2


















Transporte 3114


CBA









MUDANZA 4600


MECHAS 091










TRANSPORTES 552




TOTAL FASE 15307







TOTAL FASE 8788















TOTAL FASE 12371














Transporte 1017



TOTAL FASE 96850













TOTAL FASE 76697







ACT REALIZADAS







7rdquo 8337rsquo



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45TIEMPO -DIAS

PRO

FUN

DID

AD -

MPI

ES


COMPLETACION

HOYO PROD

KOP 1400

FONDO 8337










7896135975

5978

72510494

12509

419941958

14907

8000

55500

6575

29421

54538

MBs EQ14500

653

200000

DEDICATORIA

ii










en todo momento


AGRADECIMIENTOS

iii



decisiones


















trabajo


Canchica





de este trabajo


AGRADECIMIENTOS

iv







todo momento












AGRADECIMIENTOS

v



afecto sincero







de este trabajo


vi
























medida de 8337 pies

vii

LISTA DE ECUACIONES

























viii

LISTA DE FIGURAS






























ix




Guafita Sur 93


Guafita Norte 93







Guafita Sur 112



















x
































xi












xii

LISTA DE TABLAS






























xiii
































xiv
































xv


xvi

IacuteNDICE GENERAL

DEDICATORIAS i

AGRADECIMIENTOS iii

RESUMEN vi



LISTA DE TABLAS xii

INTRODUCCIOacuteN 1

MARCO TEOacuteRICO


11- GENERALIDADES 4
















xvii

CAPITULO 2- VCD



















44- ESFUERZOS 34





xviii




























611- CONDUCTOR 57

xix








REVESTIMIENTO 63












83- ANTECEDENTES 90






xx


















NODAL 133








xxi


PRAacuteCTICAS 148













RECURSOS 152



1211- TIPO 154









1231- TIPO 160



xxii




1241- TIPO 164







128- MECHAS 168

129- SARTAS 168


















xxiii






















138- MECHAS 210










xxiv























13141- MUDANZA 235








131511- Hoyo de 12-14 238

xxv







131551- Hoyo de 8-12 243






TUBERIacuteA 249







PRODUCCIOacuteN 255










xxvi



MECAacuteNICOS 263




1612- PROCURA 267



16132- Mudanza 267







1621- MUDANZA 268











xxvii















16251- Tiempo 273

16252- Costo 274











DE CONTINGENCIA 286



xxviii



CONCLUSIONES 295

RECOMENDACIONES 297





APEacuteNDICES








INTRODUCCIOacuteN

1






y financiero







propuestos












INTRODUCCIOacuteN

2













PROYECTO

4

11- GENERALIDADES









comunes tales como







procedimientos)






productos del mismo

PROYECTO

5


ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto

ESTADO

CONSULTORES

FINANCISTAS

SUPLIDORES

CONTRATISTAS

SINDICATOS

DUENtildeO

CLIENTE


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto


limitados


TIEM

PO IDE

AL

Cron

ograma

COSTO ADECUADO

Presupuesto










PROYECTO

6



exitosamente







Suposiciones














PROYECTO

7












correctas







inflexibilidad



PROYECTO

8


FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

FASE

CONCE

PTUAL

FASE

PLANIF

ICACI

OacuteN

FASE

EJEC

UCI

OacuteN

FASE

TER

MIN

ACI

OacuteN

TIEMPO

ESFU

ERZ

O

5 20 60 15






Nace la idea







PROYECTO

9









diams Disentildeo

diams Desarrollo



diams Pruebas












armoacutenico

PROYECTO

10

Clase V

Clase IV

Clase III

Clase II

Clase I

IDEAS CONCEPTUALES

BAJA INCERTIDUMBRE

ALTA INCERTIDUMBRE














PROYECTO

11



















PROYECTO

12


















PROYECTO

13






de costos














PROYECTO

14









CAPITULO II- VCD

VCD

16


21- GENERALIDADES















LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV




LICLIC


DE POZOSDE POZOS




Y MEJOR ESTIMADO




ENTREGA

Perforar Operar

VV IIIIII II





Part

icip

acioacute

n R

elat

iva

Part

icip

acioacute

n R

elat

iva





MESA DE TRABAJO

30-40

IIIIIVIV

VCD

17










22)




Pozos-Superficie











Yacimientos (MIYA)



(VCD )


VCD

18


















VCDD

VCDVCDDD

VCDVCDPDDPDD



VCDVC

VCDVCDVCVC

YacYacProdProd

YacYac

MIP MIYA

MIP MIYA




IngIng

Esp Tec EspTec

INTEVEP INTEVEP

PGOPGOProdProd


Ing Ing


Esp Tec Esp Tec

INTEVEP INTEVEP

SubsueloSub

sueloPlan Plan


plazo plazo



realidades

Ejecucioacuten


VCD

19









VCD Regioacuten


CE Distrito

ANtildeO CORRIENTE

Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle

D

Plan de Negocios

Antildeo 0

Plan de Negocios

Antildeo 0 Planific

UEY- Distrito

VCD Distrito

Dic Mar Jun Sep

Plan - Presupuesto

Jul


Conceptual

Ing Baacutesica

Ing Detalle D

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan deNegocios

Antildeo 1

Plan - Presupuesto


Visualizacion





21


31- GENERALIDADES



















22










pescados y otros






23


desviacioacuten








direccional [5]















24






hoyo completo







25










26





























27



























de Telemetriacutea


28




























29










LWD pueden ser








GEOMECAacuteNICA

31

GEOMECAacuteNICA

41- GENERALIDADES























GEOMECAacuteNICA

32









44- ESFUERZOS [6]














GEOMECAacuteNICA

33
























clasificadas

GEOMECAacuteNICA

34
















continuamente

Co C

D

A

B

U

1

2

3 4

σ

εε0 Q

RP

S

T


GEOMECAacuteNICA

35












la produccioacuten





CONTROL DE ARENA

37










friables [7]















CONTROL DE ARENA

38















siguiente manera











disminuye

CONTROL DE ARENA

39




















excesivos




CONTROL DE ARENA

40


























yacimiento

CONTROL DE ARENA

41



























CONTROL DE ARENA

42



























CONTROL DE ARENA

43



























CONTROL DE ARENA

44



























CONTROL DE ARENA

45



















de drenaje estable





CONTROL DE ARENA

46












tasas deseadas















CONTROL DE ARENA

47





formacioacuten








pozo













CONTROL DE ARENA

48





























CONTROL DE ARENA

49



























CONTROL DE ARENA

50




Donde




















CONTROL DE ARENA

51



malla



la malla



son D10 D40 D70 Y D90



Donde











CONTROL DE ARENA

52



Donde






Donde













CONTROL DE ARENA

53


D100g o 23 de D100g










812 0094 ndash 0066

1016 0079 ndash 0047

1220 0066 ndash 0033

1630 0047 ndash 0023

2040 0033 ndash 0017

4070 0017 ndash 00098









CONTROL DE ARENA

54







formacioacuten





















CONTROL DE ARENA

55





57








profundidad [9]




estos tenemos










58

Conductor














nombrados



59
















revestimiento [9]








60





soportar[10]











Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad



Esfuerzo

Deformacioacuten



Ductilidad





61






H 40 40000 80000 60000 J55 55000 80000 75000 K 55 55000 80000 95000 N 80 80000 110000 100000 L80 80000 95000 95000 C 90 90000 105000 100000 C 95 95000 110000 105000 T95 95000 110000 105000 P110 110000 140000 125000 Q 125 125000 150000 135000








Redondas

IJ - Junta Integral





Trapezoidales

BTC - Buttress


62

XL - Extreme-line


clasifican como






(ULT NJO)










Rosca Buttress




Rosca Buttress



63


















64


REVESTIMIENTO









65







vez [9]


(curva naranja) es





Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad


Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final

Prof

undi

dad

Presioacuten





0

Prof final

Prof

undi

dad





0

Prof final



66


Prof

undi

dad


0




Prof

undi

dad


0






Pro

fund

idad


Intermedio

Superficial

Produccioacuten

Camisa

De donde se obtiene


67






Arremetida de gas






13 de vaciacuteo



13 de Vaciacuteo

Arremetida de gas

Perforacioacuten

Produccioacuten

Vaciacuteo total





68



material a

Colapso


Traccioacuten

Compresioacuten [9]





Conductor 1




Tuberiacutea de




69




Ecuacioacuten 62



Pi

tD

PP oe sdot

minusminus=21



70

Donde





t = Espesor [pulg]




Ecuacioacuten 63





sdotsdotsdot=



DFb=


71

Donde








material









72


tuberiacutea






siguientes factores






Donde

minus=

a




73















Donde


F



F



Ecuacioacuten 66


FTEMP= - αEAp∆T


74















F

F


F

F












76








ser utilizadas [11]

















77

Donde
























78



















inversioacuten




79










materias



investigaciones[11]











80














Donde











81

Donde























82

Donde








son [11]





Ecuacioacuten 76

Donde







sum= +

=N

0ii

i

d)(1FEVPN


83



sum= +

=N

0ii

i


Donde







matemaacutetica













84



sum= +

= N

0ii

i

d)(1INV


Donde


















85


dinero[11]














estimaciones








86

















88






Plio-Pleistoceno












89
















90

83- ANTECEDENTES











GUAFITA




91




aproximadamente)






satisfactorios














perforaciones




92




caudal
























93





Guafita Norte


94











95














96









de la Arena G-9


















97






Plioceno


Barinas





98









aacutereas









Guanare






99







Estado Apure













miembro





100



























101









Los Llanos


















102




Limoacuten-Arauca



















103



Taacutechira




104



G-9 (GF-10) 196 7322 Pies 3000 1002

G-10 (GF-2X) 196 7416 Pies 3100 1042


G-7-3 (GF-5X) 190 7190 pies 10492 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 195 7374 pies 10475 3000 Lppc

G-9 (GF-5X) 200 7552 Pies 10525 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 200 7690 Pies 10514 3128 Lppc

Qv (GF-5X) 200 7758 Pies 10457 3285 Lppc



(cp)

Compresibilidad del

petroacuteleo

(Lppc -1)

Campo Guafita Norte

G-9 (GF-10) 382 3000 Lppc 618x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-2X) 5798 3000 Lppc 4505x10-6 3000 Lppc

Campo Guafita Sur

G-7-3 (GF-5X) 472 2500 Lppc 604x10-6 2500 Lppc

G-8 (GF-5X) 417 3096 Lppc 552x10-6 3096 Lppc

G-9 (GF-5X) 392 3000 Lppc 593x10-6 3000 Lppc

G-10 (GF-5X) 584 3128 Lppc 574x10-6 3128 Lppc

QV (GF-5X) 765 3285 Lppc 524x10-6 3285 Lppc





105









seguacuten GF-38)










Sudoeste






106







ARENA G9-1 (GF-10)

3125 7380 Pies 15

ARENA G9-3 (GF-10)

3180 7405 Pies 15

ARENA G-10 (GF-2X)

3227 7000 Pies 22



ARENA G7-3 (GF-5X) 3300 7200 Pies 47

G-8 (GF-5X)

3111 7300 Pies 36

G9-12 (GF-5X)

3120 7450 Pies 42

G9-34 (GF-5X)

3067 7450 Pies 42

G-10 (GF-5X)

3300 7550 Pies 51

Q-2 (GF-5X)

3350 7700 Pies 35

Q-3A(GF-5X)

3370 7700 Pies 29

Q-3B(GF-5X)

3380 7700 Pies 21



107












0

2

4

6

8

10

12

14

Frec

uenc





108

















109









Color Sin color

Olor Sin olor

Sabor Sin color





Fe 10 ppm

Siacutelice 10 ppm

pH 93









110










particular














111












112

Figura No 810


4984 MMBLS

Arena G8Arena G7

Arena G9 Arena G10

110 MMBLS

336MMBLS

1228 MMBLS


METODOLOGIacuteA

114

91-OBJETIVO GENERAL







Complejidad)









METODOLOGIacuteA

115

92- GENERALIDADES









INGENIERIABASICA






ANALISISDE

RENTABILIDAD







EJECUCION+-

POSTMORTEN








ANAacuteLISISDE

RENTABILIDAD







EJECUCIOacuteN+-

POSTMORTEN


METODOLOGIacuteA

116



111- Exploratorio




















METODOLOGIacuteA

117





Nodal)


















METODOLOGIacuteA

118

3211 Tipo

3212 Dimensiones

3213 Funcionalidad

3214 Evolucioacuten






3231 Tipo


3233 Dimensiones

3234 Funcionalidad

3235 Evolucioacuten


3241 Tipo

3242 Dimensiones

3243 Funcionalidad

3244 Evolucioacuten




3253 Mechas

3254 Sartas

3255 Cantildeoneo

METODOLOGIacuteA

119


III)



pozo











423- Revestidores




427- Mechas


METODOLOGIacuteA

120

429- Cantildeoneo













preventivo





531- Re-entradas

METODOLOGIacuteA

121


















731- Mudanza


METODOLOGIacuteA

122









81- Labor

811- Labor Propia


813- Asesoriacutea








METODOLOGIacuteA

123














8313- Cantildeoneo










METODOLOGIacuteA

124










126











arena objetivo




N 77339742 E 27622742 N 772895 E 275841







127











140 antildeos















128








130





lodo




Pozo GF-14X













131










132


promedios










G-7-2 196ordm 7322 Pies

G-7-34 197ordm 7416 Pies



0

2 0 0 0

4 0 0 0

6 0 0 0

8 0 0 0

1 0 0 0 0

1 2 0 0 0

8 0 9 6 1 1 2 1 2 8 1 4 4 1 6 0 1 7 6 1 9 2 2 0 8 2 2 4 2 4 0


Prof

undi

dad






133


NODAL









134




ARENA ARENA NETA

TOTAL (pies)

ARENA NETA

PETROLIacuteFERA

(pies)

POROSIDAD

()

SATURACIOacuteN

DE AGUA

()

SATURACIOacuteN

DE

PETROacuteLEO

()

PERMEABILIDAD

(md)

G-7-2 20 15 20 41 59 250






G 7 - 2 ( 6 8 3 2 acute )

G 7 - 3 4 ( 7 1 2 3 acute )

G 8 ( 7 2 8 0 acute )






135



GF-14X V CS-55 GF-14X 77336126 27614726 15041986

GF-17 D CK-54 GF-14X 77336081 27617219 11031987

GF-31 D CH-54 GF-14X 77336241 27622259 02051990

GF-52 D CH-54AJ1 GF-14X 77338022 27618028 15011995





(pies)

Radio de drenaje

(m)

G-7-2 6832 450

G-7-34 7123 350











136


























137






















fases

Mudanza




138













-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60 70

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155


139



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

100000 10 20 30 40 50 60

Tiempo (diacuteas)

Prof

undi

dad

(pie

s)

GF-14X GF-17 GF-31

GF-52 GF-151 GF-152

GF-153 GF-154 GF-155









140







POZO TIEMPO LIMPIO

GF-14X 4758

GF-17 4173

GF-31 485

GF-52 4114

PROMEDIO 4474


0

2

4

6

8

10

12


POZOS

PERD

IDO

(diacute

as)

0

05

1

15

2

25

PRO

BLEM

A (d

iacuteas)

PERDIDOPROBLEMA



141


aacuterea



10 diacuteas





GF-151 833 175 181 1254 054 56 3057

GF-152 423 088 146 1396 158 425 2636

GF-153 425 135 14 1092 181 55 2523

GF-154 535 081 198 1023 142 425 2404

GF-155 492 11 148 1267 154 552 2723

FASES




GF-151 833 175 181 1254 054 10 3497

GF-152 423 088 146 1396 158 10 3211

GF-153 425 135 14 1092 181 10 2973

GF-154 535 081 198 1023 142 10 2979

GF-155 492 11 148 1267 154 10 3171

META 423 081 14 1023 054 10 2721

FASES


142



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

95000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (diacuteas)

Pro

fund

idad

(pie

s)

Pozo Estimado

MUDANZA



HOYO DE SUPERFICIE







143








decisiones

















de dicho proceso


144






perforar el pozo



















145






Iacutendice Rango







ICEY

Baja Media Alta

8 40 15 - 25

ICODY


2 3 4

ICADY


Menos Complejo


0 15 3 45 6

ICODP


2 3 4 ICADP

1

Baja Media Alta

1 5 2 - 4

1


146
























147









No Cumple


Cumple

MESA DE TRABAJO

Principal


Producto

PROCESO


Ejecucioacuten

Post - MortemNo

Cumple

Cumple

Metrical Pogo

Baja

Buena




Meacutetrica

Pozo


Aprobacioacuten

Presupuesto


No Cumple

Cumple



148


PRAacuteCTICAS

















Empaque con grava



149














superficiales








150























151





















GF-14X


152






RECURSOS

POZO

MUDANZA

MMBs

HOYO

SUPERFICIE

MMBs

HOYO

PRODUCCIOacuteN

MMBs

COMPLETACIOacuteN

MMBs

TOTAL

MMBs

GF-148 4505 1248 8364 7301 21418

GF-149 5423 1493 8775 5085 20776

GF-150 1733 1106 10090 6544 19473

GF-151 3924 985 9588 2025 16522

GF-152 2927 1179 7962 5785 17853

GF-153 2916 1156 6252 4303 14627

GF-154 3122 1122 6738 1615 12597

GF-155 2866 1179 5708 2281 12034







154


1211- Tipo






1212- Dimensiones


Motor


Protector del motor


Bomba


Cable


por

Empacadura

Tubos lisos

Rejillas

Grava



155


PROFFINAL 8400rsquo


EBES 7500rsquo



G-7-34



156

1213- Funcionalidad



















formacioacuten


157

























158

Planificacioacuten










curvatura









plan definitivo


159













160


1231- Tipo







161





1233- Dimensiones












162

1234- Funcionalidad

























163





CheckTM

















axiales


164



1241- Tipo



1242- Dimensiones







Hoyo de 8-12rdquo

1000 pies

8400 pies



G-7 G-8


G-9

G-10


165

1243- Funcionalidad













superficie




en el pozo






166











Tubulares de 7rdquo






Weight Martillos






OpH 85 9


167




propiedades









HOYO 12-14rdquo


HOYO 8-12rdquo



Lodo Base Agua




168









128- MECHAS





129- SARTAS

Hoyo de superficie

Sarta lisa




169



con motor de fondo

1210- CANtildeONEO










Ph


Rev 7rdquo



170




siguiente




META

(diacuteas)

ESTIMADO VCD

(diacuteas)

PRESUPUESTADO

(diacuteas)

MUDANZA 4 5 5




TOTAL 28 32 37


171


Estimados de tiempo


META

(MM Bs)

ESTIMADO VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196




TOTAL 1643 1879 2100



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Meta

Tiempo Estimado VCD


Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies


172









Tubulares (Bariven)


















173











174

ENTRADA



TR CONTROL

DE SOacuteLIDOS

TR DE LODO

CABRIA

RAMPA


SOacuteLIDOS

TANQUEDE VIAJE

TANQUES DE AGUA

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA

FOSA DE


TANQUE

ACTIVO

TRAILERS

TANQUE (R1)

LODO

TANQUE (R2)

LODOBOMBAS

TANQUES

DE BARITA

MOTORES

(04)

SCR

TANQUE

DE GASOIL

RA

CK

SD

ETU

BER

IacuteA




CAP 12000 lts

135 m

80 m















175






inmediata



177





POZO GF-159

TALADRO CPV-8

PARCELA APUR G-48

CAMPO GUAFITA SUR

ESTADO APURE












178



Tipo Peso



Formulacioacuten

Formulacioacuten



Viscosificante 8



Propiedades









Soacutelidos 6 8





179




Sellos

Separador de Gas





PC

CABLE

CABEZAL

TUB PROD

SELLOS

SEPARADORDE GAS

BOMBA BES

MOTOR

SENSOR

TUBOS

LINEA DE FLUJO




180


Empacadura



Grava API Mesh 2040


Empacadura

Puerto de Grava

Rejillas

2 Tubos Lisos


181


PROFFINAL 8337



EBES 7500rsquo



G-7-34


182

133- TRAYECTORIA


MD

(pies)

Inc

(grados)

Azimuth

(grados)

TVD

(pies)

+N-S

(pies)

+E-W

(pies)

DLS

(ordm100rsquo)

Build


00 000 21759 00 000 000 000 000

14000 000 21759 14000 00 00 000 000

22301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250

76764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 G 7-2

83372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 PT





183



Pozo MD(pies)

Profundidad



(pies)

Distancia

Centro-Centro

(pies)

Factor de

Separacioacuten

GF-14X 2500 2469 142 3295

GF-17 2400 2183 59 1819

GF-31 2100 2089 53 1454

GF-52 2200 2183 95 2497








R1 + R2


Ecuacioacuten 131


184










185




186





superficie






187

134- REVESTIDORES


INTERVALO

(pies)

DIAacuteMETRO

(pulg)

PESO


0 ndash 1000 10-34 405 J ndash 55 BTC 328 1482 1798 459

Donde






REVESTIDOR COLAPSO

(lppc)

ESTALLIDO

(lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

J-55 405 BTC 1580 3130 629000










188












superficie)





circulacioacuten








189




190




191


INTERVALO (pies)



(pies) 0-89 7 26 N-80 BTC +100 241 305 282 89

89-7337 7 23 N-80 BTC 118 147 271 185 7248 7337-8337 7 26 N-80 BTC 167 205 387 248 1000



ESTALLIDO (lppc)

TENSIOacuteN (lbs)

N-80 26 BTC 5410 7240 604000 N-80 23 BTC 3830 6340 532000





192
















levantamiento




cementado


193




194




195



196




Hoyo Diaacutemetro







de produccioacuten




197




Formulacioacuten


Bentonita 10

Cal 05

Surfactante 2

Propiedades





MBT (lbbbl) 125 15


Arena - 05

opH 9 105




198



Formulacioacuten



Viscosificante 8




Cal 4

0

Propiedades










Soacutelidos 13 17




199



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000800 850 900 950 1000 1050 1100 1150

DENSIDAD (LPG)

PRO

FUN

DID

AD

MD

(PIE

S)








200



CS-54

131-




RIO YUCA RIO YUCA


G-7

G-8

G-9

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 85 9 95 10

Densidad (Lbgal)

Prof

undi

dad

MD

(PIE

S)


201




10-34rdquo



Premisas





Hoyo 1225+10 - Rev 10-34 00648 Bblpie




202



Pn= 1000rsquo x (1-(92654))

Pn= 859rsquo


Lechada de Barrido



Cemento B

Gel 6


Agua Fresca 500 gal





V1= 46 Bbls






203

Lechada de cola


Mara B

Agua Fresca 500 gal




V2= 20 Bbls





Vd = (001422 x 1000rsquo)

Vd= 1422 Bbl


zapata



204





500 gal Agua Fresca

Mara B








205



(min) Cola



50 4 13





22 4 6 6



pie 5 5






206




Densidad 158 Lbgal


Fluido Base Agua





Mara H

Silicalite 5





Agua Fresca 500 gal






207





Pn= Pt x (1-92654) = 8337lsquo x 086

Pn= 7169rsquo



208










209


ACTIVIDAD VOLUMEN

[ Bbl ] BPM TIEMPO

Cemento [ min ]


10








158 Lbgal 42 5 9



330

17

8 3

39 7


TOTAL 172


Tiempo de Seguridad




210

138- MECHAS


TIPO DIAacuteMETRO

(pulg) GPM

PSM

(mLbs)

PROF DE

ENTRADA

(pies)

PROF DE

SALIDA

(pies)

PDC 12-14 300-400 5-12 0 300

PDC 12-14 590 5-12 300 1000


(mm) CHORROS

TFA

(pulg^2)


2 de 1632rdquo

1 de 1532rdquo

1 de 1432rdquo

072





211


TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

PDC 8-12 300 3-10 1000 1400

PDC 8-12 460-480 3-10 1400 8337


ALETAS

TAMANtildeO DE


TFA

(Pulg^2)

COacuteDIGO

IADC


3 de (1232)rdquo 0610 S121


POZO PROF ENTRADA

(Pies)

PROF SALIDA

(Pies)

PIES

PERFORADOS HORAS

HORAS ROP

(PiesHora)

1028 3924 2896 655 4421

3924 6583 2659 85 3128 GF-150

6583 8442 1859 615 3023

1017 5020 4003 76 5267 GF-151

5020 8448 3428 995 3445

1020 5833 4813 1065 4519 GF-152

5833 7497 1664 71 2344

1010 2400 1389 145 9579 GF-154

2400 8328 5928 1225 4839

1021 2500 1479 17 84

2500 7921 5421 155 3497 GF-156

7921 8502 581 20 2905

GF-157 1022 8498 7476 1865 4009






212




Mecha para limpieza

TIPO DIAacuteMETRO

(Pulg) GPM

PSM

(MLbs)

PROF DE ENTRADA

(Pies)

PROF DE SALIDA

(Pies)

Tricoacutenica 8-12 450-500 2-4 1000 8337




213


CHORROS

TIPO DE






214






1

2

3

4

5

6

7

8

9

10




215




(LbsPie) CANTIDA

D LONGITUD





216



(Pies) 1 Mecha







217

1310- CANtildeONEO


Diaacutemetro


Tiros

Por

Pie

Nombre

de la carga

Diaacutemetro

del Rev

Diaacutemetro

Perforaciones

(pulg)

Penetracioacuten

(pulgadas)

Esfuerzo

formacioacuten

(Lppc)

4 -58rdquo Casing

Gun 21

Super Big

Hole 7rdquo 083 59 6028





218


Ph P


Rev 7rdquo



219





Direccionales



TIPOS DE



Eleacutectricos





1200

1500




1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500






220


para el pozo


pozo















221




de Explotacioacuten


a ser analizado











PDVSA)




222




rentabilidad




pozos




fondo (BHA)



criacuteticas




original



223





campo






tapones de cemento


cementaciones







224












pozos









225


13127- Geoacutelogo















productora



226








productores









etc




227



PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 3



TOTAL 32




0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie






228


PRESUPUESTADO

(DIacuteAS)

MUDANZA 5

HOYO SUPERFICIAL 4



TOTAL 37



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

90000 5 10 15 20 25 30 35 40

Tiempo (dias)

Prof

undi

dad

(Pie

s)

Tiempo Estimado

Hoyo de Superficie








229










resultando











230






231










232


ELEMENTOS DE COSTO












233










234





235


13141- Mudanza























236

























237










238



131511- Hoyo de 12-14









cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok








potencia



239














+ XO + 2 DC 7 + XO + 3 DC 6 + 12 HWDP 4 12 + XO


de seguridad de 20







240












10-34rdquo














241





















242





estimado
















243


131551- Hoyo de 8-12



















llenado


02 Bakerlok



244














espaacuterragos
















245

















referenciales)












246


perforacioacuten








247






0 - 35 700 GPM 500 GPM 400 GPM 300 GPM

35 - 55 1250 GPM 950 GPM 650 GPM 450 GPM

gt 55 1100 GPM 750 GPM 500 GPM




0 - 35 60 110 155 240

35 - 55 40 75 85 125

gt 55 60 75 100


del hoyo


HOYO (CSF)



0 - 35 2 17 14 14

35 - 55 25 25 18 16

gt 55 3 2 17





248

Procedimiento













DATOS





HOYO 8-12rdquo


Ecuacioacuten 133

Ecuacioacuten 134


249

PMA=(8337 x 14)= 11672 pies




MSC = 11672 3518 = 4925 STROKES

8337





ANTES DE LA PEGA










CIRCULACIOacuteN

0 0 1 1



0 1 0 0



0 0 0 1


TOTALES



250






pega


Accioacuten inicial









o decisioacuten


251



de que aplique)


















252



limpios















253


Accioacuten inicial



torque en la sarta




golpee














254










12rdquo






de autollenado





presioacuten



255





256
























257











(Bblmin)

Tiempo

(minutos)

330

8








259


















MEacuteTODO BFD





CHAPERON 58

HOYLAND ETAL 100

SCHOLS 83

PROMEDIO 106



260


















primario del pozo






261









electrosumergible



263


MECAacuteNICOS


POZO FECHA DE

INICIO

FECHA DE

FALLA

DIacuteAS DE

OPERACIOacuteN

CAUSA DE FALLA


motor


explosioacuten

GF-14X


22071994 18081999 1853 Motor quemado

17091999 20102000 399 Motor quemado GF-31





PROMEDIO 845




MMBs



264












profundidad final








266









1612- Procura














267

16132- Mudanza

Desvestir

Mudar el equipo

Vestir


Perforar

Revestir y cementar

Instalar BOP


Perforar


Revestir y cementar

Realizar prueba










268



1621- Mudanza





de Recursos Humanos











269










COSTO (MMBs) 161 196 196 255






Disentildeo





270



(600 GPM)





FASE

SUPERFICIE META

ESTIMADO

VCD PRESUPUESTADO

PROMEDIO


COSTO (MMBs) 94 141 188 220






y Cementacioacuten




271


















COSTO (MMBs) 656 810 984 1325



272




fluidos









FASE


ESTIMADO



COSTO (MMBs) 669 732 732 785



273


16251- Tiempo

META

(DIacuteAS)

ESTIMADO

VCD

(DIAS)

PRESUPUESTADO

(DIAS)

PROMEDIO

(2000-2001)

(DIAS)

MUDANZA 4 5 5 8




TOTAL 28 32 37 537


Pro

fund

idad

(pi

es)

-500

0 500

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000

0 10 20 30 40 50 60Tiempo (dias)


Hoyo de Superficie



Rev Sup a 1000 pies



274

16252- Costo

META

(MM Bs)

ESTIMADO

VCD

(MM Bs)

PRESUPUESTADO

(MM Bs)

PROMEDIO

(MM Bs)

MUDANZA 161 196 196 255




TOTAL 1643 1879 2100 2585


META

ESTIMADO


TIEMPO (DIAS) 28 32 37 537

COSTO (MMBs) 1643 1879 2100 2585


VPN (MMBs) 46914 46472 45158 43065

TIR() 632 624 5906 4836





275






cementar con espiga



del taladro

02 Bakerlok








potencia










276





llenado


02 Bakerlok















espaacuterragos










277








278







GEOLOGO C C E-C-I I




GEOFISICO C C-E I I



ING SHA C E C-I C-I

HDI E E C

ING VCD E E E I











C-I

I C-I

R R-E

I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E E-C-I

E-I E-C-I

I E-C-I

I C-I

E-C-I

C-I

E - C

E- C

E-C-I

E-C-I

E-C


C E-C-I

E-C-IC-I

E R-E



279











CEROACCIDENTES

CERO

ENFERMEDAD

OCUPACIONAL CE

RO IM

PACT

O

AMBI

ENTA

L

SIR


E

HIGIENE

AMBI

ENTE

AMBI

ENTESHASHA



280

Objetivos del SIR












281



































282







284



proyecto






estimados clase II






Equipos y repuestos








285


otros




Tiempo Mudanza

Hoyo

Superficie

Hoyo


5 diacuteas 196

4 diacuteas 188

18 diacuteas 984

10 diacuteas 732

37 diacuteas 2100



286






Ocurrencia

Impacto


Inestabilidad de


de exposicioacuten

1 Costo por tiempo

Incrementar la ROP



Derrumbe e



Guafita

5 Costo por tiempo



formacioacuten









Colapsamiento del




Complejidad en










287



productos de

problemas

operacionales

10 Costo por tiempo



Deficiente


revestidor de


del cemento

formaciones

fracturadas


Cemento


Riesgo

Probabilidad

de

Ocurrencia

Impacto


Falla del equipo de


etc)

25 Costo por tiempo





la envergadura del

proyecto mantener

repuestos en sitio



288



Ocurrencia

Impacto



Estimado de tiempo


tiempo perdido

Problemas con las






ocasionales


Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto




Revisar y validar



Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto




objetivo

10 Peacuterdida del

objetivo


operacional


de menor escala





289




10

Costo por

tiempo

Peacuterdida del

objetivo



de herramientas



agua 30

Disminucioacuten de


petroacuteleo



Riesgo Probabilidad

de Ocurrencia

Impacto


Desfase en la



del pozo

5 Difererimiento de

produccioacuten






290







documentos



ANtildeOS









291






defecto es No






Tiempo de pago 14















292












293












294




pozos









CONCLUSIONES

295




conclusiones



y riesgos asociados
















CONCLUSIONES

296



RECOMENDACIONES

297












perforacioacuten






Guafita



LOGROS ALCANZADOS

298


am






299








Irdquo










300






301

pulgadas

Libra


acute pies





BA Barriles de Agua

bbl Barriles












cu Cada uno










302



FC Flujo de Caja




gal galones







hr horas




perforacioacuten




ING Ingeniero



jts Juntas tubos


Lb Libras





303



m metros




MHz Mega Hertz


min minutos








NA No aplica















304





s segundo





sxs Sacos


TPP Tiros por Pie



mar [pies]










305






















306




cabezote





uniforme









perforacioacuten






307


volumen





















308






tuberiacutea pesada






registros



hidrocarburos


tuberiacutea



pozo


309


perforacioacuten


















comercialmente


310























311







el fondo del pozo



PDVSA



SEPTIEMBRE 2002

2 NUMERO DE INFORME

BAR




5 AUTOR(ES)









54 PAG VOL 1



RIPPET



ARCHIVO (1)


GTE U E APURE


2




CAMPO GUAFITA-SUR


GGUUAAFFIITTAA

RRIIOO AARRAAUUCCAA


3

CONTENIDO


2 UBICACIOacuteN


31 ESTRUCTURA













PRINCIPALES



4


















del GF-14X













localizacioacuten

6




5915



ENTRADAEN EL

CLUSTERDEL GF-159

PT 7450rsquo

EMR 473acute

7400rsquo

6832rsquo

7280rsquo

EE WW




7390

72607123rsquo





7

2- UBICACIOacuteN








N 773397 E 27622742 N 772895 E 275841

GF-159

GF-14X

GF-17

NGUAFITA SUR

8








propuesta

9


31- ESTRUCTURA

























10




G R R T

CR

ETA

CEO

OLI

GO

CEN

OM

IOC

ENO

TEM

PRA

NO

GU

AFI

TAN

AVA

Y

QU

EVED

OA

RA

UC

AG

UA

RD

ULI

O

L A M O R I T A

G 7 1 2

G 7 3 4

G 8

G 9 1 2G 9 3 4

G 1 0

Q 1

Q 2

Q 3

Q 4

Q 5



MIE

MBR

O

FORM

ACIOacute

N

EDAD

UNID

AD

INFO

RM

AL











11

F






a 55 pies





Planicie Deltaica


Barra deMeandro

DiqueNatural


Arena de grano fino

Arcilla



GF-17

GF-14X

GF-159


Abanico deRotura


12


dispersas










clarooscuro

G F-159

G 7- 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9

Lutita G uafita


G 7 - 2

G 7 - 3 4

G 8

G 9Lutita G uafita


13



GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-2Guafita

Sur

GF-22

GF-31

GF-14X

GF-17GF-159

G 7-34Guafita

Sur

14







G 7-2 (6832acute)

G 7-34 (7123acute)

G 8 (7280acute)



15



























16



















17











Fig 2


G - 7 - 2

G - 7 - 3 4

G F - 1 5 9

G F - 1 5 9

1 7 3 4 0 3 2 7 0 0

18











Fig43


19











G -7-34

G -8

G -7-34

7 14 21 28 32

G -7-2

G -7-2

G F-159

G F-14XG F-17

G F-159 G F-14X

20
















G -8

G -7 -2

G -1 0

G -9

G -7 -3 4

Q v d o

G F -1 5 9

G F - 1 5 9

G F -1 4 XG F -1 7

21








GF-14XGF-159

G-8

G-7-2

G-10

G-9

G-7-34

QvdoGF-159

GF-14XGF-17

22








23




24







7-34









25





Sur















Guafita Sur




26







2

22DCNC

efectφφφ +

= (1)

Donde








Donde






Rayos Gamma

27

5 Permeabilidad




( )( )

1360100100

2

44

SwirrK efectφ= (4)















minus

+

=

RshVshRwa

RshVshRwa

RtRwaSw mmm 2

2

2

φφφ (5)

28








GF-159 G7-2 10 24 40 1100

GF-159 G7-34 28 25 36 1800



















29







movible







de yacimientos)







inconveniente









30











GF-159

G7-34

31



G7-2

GF-159

32



en la tabla 52




1200

1500




Caliper

1200

1500




Nuclear

1200

1500




Fluido para PVT

1200

1500













33




Curva Escala






















34









35
































36

















GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 30915 35635

GF-49 22694 33501 22738

GF-87 27761 26449 28522

GF-109 27532 29476 19954

GUAFITA SUR GF-21

GF-132 22645 29631

GF-134 28509 28345

GF-136 27759 27759 33281


37


GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 12681 13955

GF-49 08682 14033 09358

GF-87 10849 10369 11079

GF-109 10553 11259 07193

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 08387 11038

GF-134 11361 11297

GF-136 10913 10913 13338



GUAFITA NORTE

POZO G-7 G-8 G-9-1 G-9-2 G-10

GF-41 02203 02233

GF-49 03102 02069 02241

GF-87 02750 02648 02826

GF-109 02686 02984 03180

GUAFITA SUR

GF-21

GF-132 02694 02497

GF-134 02548 02547

GF-136 02773 02773 02534





38






















39



40


5X

41




















geofiacutesica








42






figura 71 figura72

figura 73




GF-159

GF-14X

GF-7X

GF-94

GF-159GF-159

43








50-97






GF-159

GF-14X

44


arenas G 7-2

figura 75 figura 76

figura 77





GF-159 GF-159

GF-159

Area no drenada

45


yacimiento




pozo (Figura 78)


GF-159

Area no drenada

46










GF-7X G7-2 0187 BUlLDUP 2782

GF-118 G7-2 0798 BUlLDUP 1929

GF-149 G7-2 1101 MDT 2375

GF-14X G7-2 0802 BUlLDUP 2480
















47









figura 720




Qo

Tasa

P (Lpca)

Presioacuten

Red (1)

Red (3)

Red (2)

Q 1

Q 2

Q 3

Red (3)

Bulld-up

P 3

P 1

LIacuteMITES

6h 6h 6h


(Q3 P3)

(Q1 P1)(Q2 P2)

Pb

Pwf

P 2

P

48


orden de 2750 lpc

49





reservas oficiales

YACIMIENTO

POES (MMBN)

Np (MMBN)

Reservas

Remanentes (MMBN)

Factor de Recobro

oficial ()

G7-2 889 324 213 605 G-7-34 6238 2108 2508 740

G-8 13884 6449 3825 740 G-9 34 2334 1505 222 740


50
























0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-400 -200 00 200 400 600 800

VPN

(MM

BS)


51


















0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4

6




C F lu id o s

C R o c a

C E s tru c tu ra l

52








ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)


53







agua








pies TVDSS




34



54






Ediciones Omega SA


Communications







55






Tierra LagoX



X






G 7-34 y G 7-2 GF5GF-159

2100

25

1000

GUAFITA


SURAPURE


Indice


00 50 100 150 200 250 300

1

Ren

glon

es




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

6




C Fluidos

C Roca

C Estructural

Resultados


TOTAL 4


TOTAL 9


TOTAL 6


TOTAL 13


TOTAL 6


ICEY 21



(maacutex 25)

(rango 1 a 5)

Categoriacuteas











Natural (de 1 a 5)



(de 1 a 5)


(de 1 a 5)

Disentildeo de Pozo







(de 1 a 5)

Total (de 7 a 35)

ICEY (de 1 a 5)

Rango (8 a 40)







agotamiento Natural




convencional

























Alta

1 2 3 4 5







3

E2 CAPA DE GAS





1


DE LA ROCA




1






1

Total 60Promedio 15


ENER

GIacuteA

DEL

YA

CIM

IEN

TO

Fuen

tes

de e

nerg

iacutea p

ara

el m

ecan

ism

o de

em

puje

del

yac

imie

nto



definicioacuten




Alta

1 2 3 4 5

D1 TIPO DE








3

D1 TIPO DE

HIDROCARBURO (gas)







1


INERTES








1








1

Total 60Promedio 15

Pro

pied

ades

de

todo

s lo

s flu

idos

(liacuteq

uido

s y

gase

s) c

onte

nido

s en

el y

acim

ient

o re

laci

onad

as c

on la

com

plej

idad

del

co

mpo

rtam

ient

o de

las

fase

s p

rope

nsioacute

n a

la fo

rmac

ioacuten

de p

reci

pita

dos

y de

clin

acioacute

n du

rant

e la

eta

pa d

e pr

oduc

cioacuten






CO

MPL

EJID

AD

DA

DA

PO

R L

OS

FLU

IDO

S D

E LA

FO

RM

AC

IOacuteN


Baja 11 Alta

1 2 3 4 5









2

C2 PROPIEDADES DE








3

C3 MINERALOGIacuteA







1

C4 PROPIEDADES

MECAacuteNICAS







3

Total 90Promedio 23



Resultados

CO

MPL

EJID

AD

DE

CA

LID

AD

DE

LA R

OC

A

Mag

nitu

d y

varia

cioacuten

esp

acia

l de

los

paraacute

met

ros

que

calif

ican

la c

alid

ad d

el re

serv

orio

com

o N

TG k

Oslash

Sf

Pc i

nduc

idas

por

pro

ceso

s de

posi

taci

onal

es o

dia

geneacute

ticos


definicioacuten


PDVSA-EP



Alta

1 2 3 4 5










4

B2 CONTINUIDAD

VERTICAL







4

B3 CONTINUIDAD

LATERAL







5Total 130

Promedio 43


Com

plej

idad

del

yac

imie

nto

que

surg

e de

la

com

parta

men

taliz

acioacute

n in

duci

da p

or la

est

ratif

icac

ioacuten

yo

la

depo

sita

cioacuten

de

los

sedi

men

tos

CO

MPL

EJID

AD

EST

RA

TIG

RAacute

FIC

A



definicioacuten



Resultados


Alta


A1 COMPARTAMENT








1


A2 DENSIDAD DE

FALLAS














1

A4 BUZAMIENTO DEL

YACIMIENTO







1

Total 4Promedio 10





CO

MPL

EJID

AD

EST

RU

CTU

RA

L D

EL Y

AC

IMIE

NTO

(Incl

uyen

do la

influ

enci

a es

trat

igraacute

fica)

Ple

gam

ient

os b

uzam

ient

o(s)

de

la e

stra

tigra

fiacutea re

gion

al y

falla

mie

ntos

que

det

erm

inan

lage

omet

riacutea e

xter

na d

e la

s tra

mpa

s de

hid

roca

rbur

os y

sus

com

parti

mie

ntos

inte

rnos












2




Otros

Otros



Comentarios











































4






Registros X 2


X3


X



X3

Otros




Req

uerid

o











3






4






1






1



1

DATOS POZOS VECINOS





3










4






4




4




4

TOTAL 283333333








1

4




BAJA ALTA









3000


REACTIVA gt30002 4









0 0






lt4 4 5 6 7 8 gt8 0 0

















02 40




0 1 2 3 - 4 4 - 6 6 - 9 0 0






MDTRFT 0 0











10 156




6000 - 12000



180001 16




CAMBIO1 3







DIAMETROS


3000 DE 45 O MENOS3 69

24TOLERANCIA ENTRE




lt 13-38



16 278









UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO


UNA FASE DEL POZO


TODO EL POZO


90)0 0




ELEMENTOS MAYORES




10 69








PANTANOS)1500 - 3000 3000 - 5000 5000 - 7500 gt 7500 0 0


17 130

0 0







TOTAL


0

682

1364

2046

2768

32973546

673

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Punt

uaci

oacuten

ICODP











00 50 100 150 200 250 300

1

Cons Ambient



Interfase del Yac

Riesgos de Perf





U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 7 T

26 Lbpie

N80 LTC

9-78

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O


MECHA

TIPO

TIPO DE

LODO






ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1975

7974

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50





U

REV 13-38 A

68 Lbpie

J-55BUTT G

E HOYO INTERMEDIOL

B

E

N

E

X

C

M

C

B

E

N

REV 9-58 T

47 Lbpie

N-80BUTT

L

I

G

N

O

S

U

L

F

O

N

A

T

O


17-12

12-14



TIPO DE

LODO




MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

100008 10 12

REVESTIDORES

1500

8700

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50





U

REV 10-34 A

405 Lbpie

J-55STC G


P

REV 7 O

26 Lbpie L

N80 LTC I

M 9-78E

R

I

C

O








TIPO DE

LODO







MECHA

TIPO

ROP (PPH)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90000 60 120 180 240


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

90008 10 12

REVESTIDORES

1497

8565

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000


0

1000

2000

3000

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5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50




(Pulg)


405 Lbpie G

J-55STC U

A 13-34G

E


L

I

REV 7 G

26-29 Lbpie N

N-80LTC O

S 9-78U

L

F

O

N

A

T

O


MECHA

TIPO

TIPO DE LODO






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0

1000

2000

3000

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5000

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0

1000

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80008 10 12

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000 000 000



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275

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Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

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000 000 000



2454

171

3933



Perdido




Regisviaje

Perdido

Circulando

Perdido

Regisviaje

Perdido

Trabajando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

ACTIVIDAD


Perdido

Perforando

Viajes



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Perdido




Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido

Perdido


Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD



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300 013

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000 000 000



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046

1102

Trabajando

Perdido

ACTIVIDAD

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido

Perforando

Viajes

Circulando

Perdido


Perdido

Regisviaje

Perdido

Regisviaje

Perdido



Perdido








Field

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Coordinate System


Wmm_2000


Site Centre

Site





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Well Slot Name


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m77339700

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ft00

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ft00

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deg100ft000

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Section


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1





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250

deg

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deg100ft

250

deg100ft

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deg

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deg

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deg100ft

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deg100ft

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deg

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000

deg

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00

ft

00

ft

00

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00

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000

deg100ft

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30

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6




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7















































Tarea

Tarea criacutetica

Progreso

Hito

Resumen

Tarea resumida


Hito resumido

Progreso resumido

Divisioacuten

Tareas externas


Hito externo

Fecha liacutemite

Paacutegina 1















Paacutegina 0












Paacutegina 1













Paacutegina 2


















Transporte 3114


CBA









MUDANZA 4600


MECHAS 091










TRANSPORTES 552




TOTAL FASE 15307







TOTAL FASE 8788















TOTAL FASE 12371














Transporte 1017



TOTAL FASE 96850













TOTAL FASE 76697







ACT REALIZADAS







7rdquo 8337rsquo



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45TIEMPO -DIAS

PRO

FUN

DID

AD -

MPI

ES


COMPLETACION

HOYO PROD

KOP 1400

FONDO 8337










7896135975

5978

72510494

12509

419941958

14907

8000

55500

6575

29421

54538

MBs EQ14500

653

200000

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