T-UCE-069

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MNAS PETRLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRLEOS

TESIS PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO DE PETRLEOS

TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN DE SU DISEO Y PERFORACIN

AUTORES:

FRANKLIN BAO SALTOS DIEGO MAYALICA DALGO

Quito Ecuador

Ao de la Investigacin 2008-2009

TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN

DE SU DISEO Y PERFORACIN

RECOMENDACIN DE PUBLICACIN

II

DECLARACIN DE ORIGINALIDAD

En calidad de Miembros del Tribunal de Tesis de Grado designados por la Facultad de

Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental de la Universidad Central del

Ecuador, declaramos que el Tema de Tesis TUBERAS DE REVESTIMIENTO,

OPTIMIZACIN DE SU DISEO Y PERFORACIN; es indita y fue completamente elaborada y presentada por los seores FRANKLIN VINICIO BAO SALTOS Y

DIEGO ALBERTO MAYALICA DALGO, para lo cual dejamos constancia de su

autenticidad.

Ing. Ramiro Rivera

DIRECTOR

Ing. Celiano Almedia Ing. Byron Clerque PRIMER MIEMBRO SEGUNDO MIEMBRO

III

CESIN DE DERECHO DE AUTOR

En gratitud a la continua labor educativa que la Universidad Central del Ecuador ha

desarrollado a favor de los estudiantes ecuatorianos, nosotros Franklin Vinicio Bao

Saltos y Diego Alberto Mayalica Dalgo, representantes de esta noble institucin,

cedemos los derechos de autora sobre nuestro trabajo de Tesis de Grado titulada

TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN DE SU DISEO Y

PERFORACIN a nombre de la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental.

Atentamente,

Franklin Bao Saltos Diego Mayalica Dalgo

IV

AGRADECIMIENTO

A m amado Dios y su hijo Jess que

permiten que mis sueos se hagan vida,

siempre brindndome fortaleza y salud.

A mis Padres que en todo momento han

sabido apoyarme, que me han guiado por el

camino del bien y que son el pilar

fundamental para alcanzar mis objetivos.

A todas las personas que contribuyeron

positivamente a la realizacin de esta

investigacin.

Franklin.

V

DEDICATORIA

Con un infinito cario, el esfuerzo

constante, y la dedicacin depositada en

esta Tesis, es dedicada de manera muy

especial para mis Padres Clemente y

Laurita, que en el da a da llenan de luz y

esperanza mis pensamientos.

A ellos les dedico este trabajo, los quiero

mucho,

Franklin.

VI

AGRADECIMIENTO

En primer lugar a Dios por ser mi fuente

divina de inspiracin de fortaleza, a mis

padres eterna gratitud y hermanos testigos

de mis triunfos y fracasos.

A todos mis compaeros y amigos que de

una u otra manera contribuyeron para la

realizacin de este trabajo.

Diego.

VII

DEDICATORIA

A mis padres Alberto y Liva, ya que con

infinito amor supieron guiarme en el camino

del estudio para alcanzar una profesin y

ser hombre de bien y til a la sociedad.

A ellos dedico este trabajo fruto de su

sacrificio y esfuerzos constantes.

Diego.

VIII

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniera de Perforacin, especficamente tuberas de revestimiento. El

objetivo fundamental es optimizar los costos asociados a la instalacin de tuberas de

revestimiento, a travs de propuestas de nuevas geometras en el diseo mecnico de

pozos direccionales. Los Problemas identificados: altos costos de operacin, tiempo

no productivo y colapso de revestidores. La hiptesis dice: La construccin del perfil

de presiones, permite un diseo ptimo de revestidores, disminuye costos de

operacin y de tubera en si. Marco referencial: ubicacin, columna estratigrfica,

yacimientos productores, propiedades de las rocas, reservas, produccin, estado

actual y futuro del Campo Sacha. Con argumentos tericos sobre: tecnologa de

perforacin y tuberas de revestimiento. Marco metodolgico determinstico:

planificacin de perforacin direccional: ubicacin de pozos, clculos de trayectoria,

seleccin de profundidades de asentamiento, diseo de tubera de revestimiento. La

conclusin general se refiere a la disminucin de impactos econmicos negativos, por

la propuesta de nuevos diseos y tecnologa para la perforacin de pozos. Con la

recomendacin de adoptar la metodologa tcnica y tecnolgica seguida en esta

investigacin, a fin de probar la hiptesis y alcanzar el objetivo propuesto.

DESCRIPTORES:

CATEGORIAS TEMTICAS:

IX

AUTORIZACIN: Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a travs de su

Biblioteca Virtual por INTERNET

Atentamente,


CI: 020172742-7 CI: 171624945-1

X

DOCUMENTAL SUMMARY Thesis about Drilling Engineering, specifically casing design and drilling with casing.

The fundamental objective is optimizes the costs associated to the installation of

casings, through proposals of new geometries in the mechanical design of directional

wells. The identified Problems: high operation costs, non productive time and

revestidores collapse. The hypothesis says: The construction of the profile of

pressures, allows a good design of revestidores, it diminishes operation costs and of

pipe in if. Referential Framework: location, column stratigrafic, producing locations,

properties of the rocks, reservations, production, current state and future of the Campo

Sacha. With theoretical arguments on: drilling technology and casing. Methodological

Framework deterministic: planning of directional drilling: location of wells, calculations

of trajectory, selection of establishment depths, and design of casing. The general

conclusion refers to the decrease of negative economic impacts, for the proposal of

new designs and technology for the perforation of wells. With the recommendation of

adopting the technical and technological methodology continued in this investigation, in

order to prove the hypothesis and to reach the proposed objective.

DESCRIPTORS:

< SACHA FIELD PROFILE OF PRESSURES>

< SACHA FIELD - PROVEN RESERVE >

< STRATIGRAFIC COLUMN - SACHA FIELD >

THEME CATEGORIES:

XI

AUTHORIZATION:

We authorize BIFIGEMPA to disseminate this thesis by the INTERNET through its

Virtual Library

Respectfully,


CI: 020172742-7 CI: 171624945-1

XII

NDICE GENERAL

CAPTULO I ............................................................................................................................... 1 DESCRIPCIN DEL CAMPO DE APLICACIN .....................................................1

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA ................................................................ 1 1.2 UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO ............................................................... 1 1.3 COLUMNA ESTRATIGRFICA................................................................................. 2 1.4 DESCRIPCIN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES..................................... 4

1.4.1 Caractersticas de los Crudos................................................................................. 4 1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS................................................................................ 5

1.5.1 Porosidad................................................................................................................. 5 1.5.2 Permeabilidad.......................................................................................................... 6

1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO .................................................... 7 1.7 FACTOR DE RECOBRO .............................................................................................. 8

1.7.1 Clculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinacin de produccin 8 1.8 RESERVAS DEL CAMPO.......................................................................................... 12

1.8.1 Curvas de declinacin .......................................................................................... 13 1.8.1.1 Tipos de curvas de declinacin ....................................................................... 13

1.9 PRODUCCIN DEL CAMPO .................................................................................... 16 1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ........................................................................... 17

1.10.1 Pozos Perforados................................................................................................. 17 1.11 El Futuro del Campo Sacha ........................................................................................ 18

CAPTULO II............................................................................................................................ 20 TECNOLOGA DE LA PERFORACIN................................................................20

2.1 PERFORACIN DE POZOS PETROLEROS ............................................................ 20 2.2 PERFORACIN VERTICAL...................................................................................... 20 2.3 PERFORACIN DIRECCIONAL .............................................................................. 21

2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales .................................................................22 2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o J invertido............................................................... 22 2.3.1.2 Perfil tipo S ..................................................................................................... 23 2.3.1.3 Perfil tipo horizontal ....................................................................................... 23

2.4 PERFORACIN HORIZONTAL................................................................................ 24 2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIN ............................................. 25

2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS .................................................................. 26 2.5.1.1 Bent Sub.......................................................................................................... 26 2.5.1.2 Brocas de perforacin Jetting ...................................................................... 26 2.5.1.3 Cuchara Recuperable ...................................................................................... 27 2.5.1.4 Cuchara Permanente Whipstock.................................................................. 28 2.5.1.5 Motores de fondo ............................................................................................ 28 2.5.1.6 Motores de Turbina......................................................................................... 29

2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES....................................................................... 30 2.5.2.1 Estabilizadores ................................................................................................ 30

2.6 HERRAMIENTAS USADAS PARA EL CONTROL DIRECCIONAL..................... 32 2.6.1 Investigacin mientras se perfora.......................................................................... 32

2.6.1.1 MWD .............................................................................................................. 33 2.6.1.2 LWD ............................................................................................................... 33

2.7 TCNICAS DE PERFORACIN................................................................................ 34 2.7.1 La Tcnica de Deslizamiento ................................................................................ 34 2.7.2 La Tcnica de Rotacin......................................................................................... 34

2.8 SISTEMAS DIRIGIBLES DE PERFORACIN ROTATORIA................................. 35 2.8.1 Point-the-bit........................................................................................................... 36

2.8.1.1 Capacidades del sistema point the bit.................................................... 39

XIII

2.8.2 Push-the-bit ........................................................................................................... 39 2.8.2.1 Capacidades del sistema push the bit .................................................... 41

CAPTULO III .......................................................................................................................... 42 TUBERAS DE REVESTIMIENTO .......................................................................42

3.1 FABRICACIN DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO..................................... 42 3.2 FUNCIONES DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO.......................................... 45 3.3 CLASIFICACIN DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO.................................. 46

3.3.1 Revestimiento Conductor...................................................................................... 46 3.3.2 Revestimiento Superficial ..................................................................................... 46 3.3.3 Revestimiento Intermedio o de proteccin............................................................ 47 3.3.4 Revestimiento de Produccin................................................................................ 47 3.3.5 Camisa de Produccin (Liners) ............................................................................. 47 3.3.6 Tubera Complemento (TIE-BACK) .................................................................... 48 3.3.7 Complemento corto (STUB) ................................................................................. 49 3.3.8 Sin tubera de produccin (TUBINGLESS).......................................................... 49

3.4 CARACTERSTICAS FSICAS DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO............ 49 3.4.1 Dimetro de la Tubera de Revestimiento............................................................. 50

3.4.1.1 Dimetro Drift................................................................................................. 50 3.4.2 Longitud de la tubera de revestimiento ................................................................ 51 3.4.3 Grados del acero.................................................................................................... 51 3.4.4 Conexiones o juntas .............................................................................................. 52

3.4.4.1 Conexiones API .............................................................................................. 52 3.4.4.2 Conexiones Patentadas.................................................................................... 56 3.4.4.3 Eficiencia de las conexiones ........................................................................... 57

3.5 PROPIEDADES MECNICAS DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO ............ 58 3.5.1 Colapso.................................................................................................................. 58 3.5.2 Tensin.................................................................................................................. 58 3.5.3 Presin Interior...................................................................................................... 60

3.6 CAUSAS DE FALLAS DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO ..................... 60 3.6.1 Falla por Aplastamiento ........................................................................................ 60

3.6.1.1 El ovalamiento geomtrico.............................................................................. 61 3.6.1.2 La Excentricidad ............................................................................................. 62 3.6.1.3 El Desgaste...................................................................................................... 62

3.6.2 Falla por Elongacin ............................................................................................. 62 3.6.2.1 Fallas en las conexiones o juntas .................................................................... 63

3.6.3 Falla por Estallido ................................................................................................. 63 3.6.4 Resumen:............................................................................................................... 64

3.7 CORROSIN EN LOS REVESTIMIENTOS ............................................................. 64 3.7.1 Tipos de corrosin................................................................................................. 64

3.7.1.1 Corrosin por CO2 .......................................................................................... 65 3.7.1.2 Corrosin Galvnica ....................................................................................... 65 3.7.1.3 Fragilizacin por hidrgeno en aceros con aleaciones de nquel. ................... 65 3.7.1.4 Slfide Stress Corrosin Cracking (SSCC) ..................................................... 65 3.7.1.5 Stress Corrosin Cracking (SCC) ................................................................... 66 3.7.1.6 Fisuras por corrosin....................................................................................... 66

3.8 CONTROL DE CALIDAD.......................................................................................... 66 3.8.1. Mtodos de ensayo no destructivos...................................................................... 66

3.8.1.1 Inspeccin Visual............................................................................................ 67 3.8.1.2 Inspeccin con partculas magnticas ............................................................. 67 3.8.1.3 Inspeccin con lquidos penetrantes ............................................................... 70 3.8.1.4 Inspeccin con ultrasonido ............................................................................. 72 3.8.1.5 Inspeccin Electromagntica .......................................................................... 73

3.8.2. Otros mtodos de inspeccin de tubera............................................................... 74 3.8.2.1 Calibracin Interna.......................................................................................... 74

XIV

3.8.2.2 Inspeccin de roscas ....................................................................................... 75 3.8.3 Tipos de inspeccin segn la tubera utilizada...................................................... 77

3.8.3.1 En tubera de perforacin................................................................................ 77 3.8.3.2 En ensamblaje de fondo .................................................................................. 77 3.8.3.3 En tubera de revestimiento ............................................................................ 77 3.8.3.4 En tubera de produccin ................................................................................ 78

3.8.4 Recomendaciones Bsicas..................................................................................... 78 3.9 RECEPCIN DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO EN EL POZO .................. 79

3.9.1 Operaciones Previas .............................................................................................. 79 3.9.2 Herramientas y Accesorios necesarios para la introduccin de TR ...................... 80

3.9.2.1 Elevadores ....................................................................................................... 81 3.9.2.2 Cuas............................................................................................................... 81 3.9.2.3 TAM Casing Circulating Packer..................................................................... 81 3.9.2.4 El Equipo de Flotacin.................................................................................... 82

3.9.3 Procedimiento de introduccin de TR................................................................... 83 3.9.3.1 Aplicacin de Grasa API o Selladora ............................................................. 84 3.9.3.2 Acoplamiento de tuberas de revestimiento .................................................... 84 3.9.3.3 Peso de la sarta de tubera de revestimiento ................................................... 87

3.10 CEMENTACIN DE REVESTIDORES .................................................................. 90 3.10.1 Objetivos de la Cementacin............................................................................... 90 3.10.2 Equipo de Cementacin ...................................................................................... 90

3.10.2.1 Tapones Inferior y Superior .......................................................................... 90 3.10.3 Clasificacin API del Cemento ........................................................................... 91 3.10.4 Diseo de la lechada de cemento ........................................................................ 92 3.10.5 Aditivos Utilizados en Cementaciones ............................................................... 92

3.10.5.1 Aceleradores del cemento ............................................................................. 92 3.10.5.2 Retardadores y dispersantes de cemento....................................................... 93 3.10.5.3 Controladores de prdida de filtrado............................................................. 93 3.10.5.4 Agentes densificantes.................................................................................... 93 3.10.5.5 Aditivos reductores de densidad ................................................................... 93 3.10.5.6 Aditivos para prdida de circulacin: ........................................................... 93

3.10.6 Proceso de Cementacin ..................................................................................... 94 3.11 OPERACIONES DE TERMINACIN DEL POZO ................................................. 95

CAPTULO IV .......................................................................................................................... 97 OPTIMIZACIN EN EL DISEO DE REVESTIDORES .........................................97

4.1 PLANIFICACIN DE LA PERFORACIN DIRECCIONAL .................................. 97 4.1.1 UBICACIN DE POZOS..................................................................................... 97

4.1.1.1 Seleccin del rea ........................................................................................... 97 4.1.1.2 Anlisis de Pozos Vecinos .............................................................................. 98 4.1.1.3 Coordenadas del objetivo geolgico ............................................................. 105 4.1.1.4 Seccin Ssmica de los Pozos ....................................................................... 113 4.1.1.5 Coordenadas de superficie / cellar ................................................................ 115

4.1.2 CLCULOS DE TRAYECTORIA .................................................................... 117 4.1.2.1 Trayectoria del Pozo SAC-X2................................................................... 119 4.1.2.2 Trayectoria del Pozo SAC-X1................................................................... 123

4.1.3 SELECCIN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO........................................................................... 127

4.1.3.1 Presin de Formacin ................................................................................... 127 4.1.3.2 Presin de Fractura ....................................................................................... 129 4.1.3.3 Perfil de Presiones......................................................................................... 132 4.1.3.4 Profundidades de Asentamiento de los Revestidores.................................... 135

4.1.4 DISEO DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO ........................................ 139 4.1.4.1 Criterio para el Diseo de las Tuberas de Revestimiento ............................ 139 4.1.4.2 Factores de Seguridad en el Diseo (SF) ...................................................... 139

XV

4.1.4.3 EL Modelo Biaxial........................................................................................ 140 4.1.5 DISEO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X2..................... 141

4.1.5.1 Propuesta: Dos columnas de revestimiento .................................................. 141 4.1.5.2 Seleccin del Dimetro del Revestimiento de Explotacin ........................... 141 4.1.5.3 Diseo del Revestimiento de Explotacin...................................................... 141 4.1.5.4 Brocas para el Revestimiento de Explotacin ................................................ 143 4.1.5.5 Diseo del Revestimiento Superficial ............................................................ 145 4.1.5.6 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 146 4.1.5.7 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo Sac - X2............ 147

4.1.6 DISEO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1..................... 157 4.1.6.1 Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento..................................... 157 4.1.6.2 Diseo del Revestimiento de Explotacin...................................................... 157 4.1.6.3 Brocas para el Revestimiento de Explotacin ................................................ 158 4.1.6.4 Diseo del Revestimiento Superficial ............................................................ 159 4.1.6.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 161 4.1.6.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo Sac- X1............. 162

4.1.7 DISEO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1..................... 164 4.1.7.1 Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner..................... 164 4.1.7.2 Diseo del Revestimiento de Explotacin...................................................... 164 4.1.7.3 Brocas para el Revestimiento de Explotacin ................................................ 165 4.1.7.4 Diseo del Revestimiento Superficial ............................................................ 166 4.1.7.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 169 4.1.7.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo Sac-X1 ............. 170

CAPTULO V.......................................................................................................................... 173 ECONOMA DEL PROYECTO...........................................................................173

5.1 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS APLICADOS ........................................... 173 5.1.1 Costos de brocas.................................................................................................. 174 5.1.2 Costos de la tubera de revestimiento.................................................................. 174 5.1.3 Costos de Cementacin ....................................................................................... 175 5.1.4 Tiempo de Operacin.......................................................................................... 176 5.1.5 Resumen de Costos ............................................................................................. 176

5.2 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS PROPUESTOS......................................... 177 5.2.1 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo Sac-X2...................................................................................................................................... 177

5.2.1.1 Costos de brocas ........................................................................................... 177 5.2.1.2 Costos de la tubera de revestimiento ........................................................... 177 5.2.1.3 Costos de Cementacin................................................................................. 178 5.2.1.4 Tiempo de Operacin.................................................................................... 178 5.2.1.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 178

5.2.2 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo Sac-X1...................................................................................................................................... 179


5.2.3 Costos de la Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner, pozo Sac-X1 ...................................................................................................................... 181


5.3 CUADROS COMPARATIVOS................................................................................. 183

XVI

CAPTULO VI ........................................................................................................................ 185 PERFORACIN DE POZOS CON TUBERA DE REVESTIMIENTO..................... 185

6.1 PRINCIPIOS DE ESTA TCNICA........................................................................... 185 6.2 LA TECNOLOGA DE PERFORACIN CON CASING........................................ 186 6.3 MTODOS DE PERFORACIN CON CASING..................................................... 186

6.3.1 EL SISTEMA RECUPERABLE CASING DRILLING ................................. 186 6.3.1.1 El equipo de perforacin............................................................................... 187 6.3.1.2 Casing Drilling y motores de fondo direccionales (PDM)........................... 188 6.3.1.3 Casing Drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS)............................ 189 6.3.1.4 El Sistema Casing Drive System............................................................... 190 6.3.1.5 Adquisicin de registros en hueco abierto .................................................... 191 6.3.1.6 La Cementacin ............................................................................................ 191 6.3.1.7 Ingeniera de diseo ...................................................................................... 192

6.3.2 EL SISTEMA DRILL SHOE DRILLING with CASING .............................. 192 6.3.2.1 El equipo de perforacin............................................................................... 193 6.3.2.2 La Zapata perforadora y perforable .............................................................. 193 6.3.2.3 Sistemas de Conduccin de Superficie ......................................................... 195 6.3.2.4 Anlisis de Perforabilidad y Seleccin del DrillShoe .................................. 197

6.4 HIDRULICA DE LA PERFORACIN CON CASING......................................... 199 6.4.1 Modelos para calcular las prdidas de presin.................................................... 199

6.4.1.1 El Modelo de Luo y Peden........................................................................... 199 6.4.1.2 El Modelo de Daz ........................................................................................ 200

6.5 COMPAIBILIDAD DE LA NUEVA TECNOLOGA CON EL CAMPO DE APLICACIN.................................................................................................................. 201

6.5.1 Introduccin de la tecnologa Casing DrillingTM................................................. 201 6.5.2 Introduccin de la tecnologa Drilling with CasingTM......................................... 202

6.6 IMPORTACIN DE LA TECNOLOGA PERFORACIN DE POZOS CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO PARA ECUADOR................................................ 204

CAPTULO VII....................................................................................................................... 205 ANLISIS COMPARATIVO DE POZOS PERFORADOS CON TUBERA DE REVESTIMIENTO Y DRILL PIPE...................................................................... 205

7.1 LA TECNOLOGA CASING DRILLING vs CONVENCIONAL........................ 205 7.1.1 Pozos en Wyoming (USA).................................................................................. 205 7.1.3 Pozos en el Sur de Texas (Laredo U.S.A.).......................................................... 211 7.1.4 Caso histrico ECUADOR.................................................................................. 212

7.2 LA TECNOLOGA DRILLING with CASING vs. CONVENCIONAL............... 212 CAPTULO VIII ..................................................................................................................... 215 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................ 215

8.1 CONCLUSIONES...................................................................................................... 215 8.2 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 218 BIBLIOGRAFA..................................................................................................................... 219 ANEXOS .................................................................................................................................. 220

XVII

NDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Ubicacin del campo Sacha...................................................................................... 2 Figura 1.2 Columna Estratigrfica Generalizada del Campo Sacha ................................... 3 Figura 1.3 Declinacin de la produccin BT........................................................................ 9 Figura 1.4 Declinacin de la produccin U ........................................................................ 10 Figura 1.5 Declinacin de la produccin T Inferior.......................................................... 10 Figura 1.6 Declinacin de la produccin T Superior ........................................................ 11 Figura 1.7 Declinacin de la produccin Holln Superior ................................................ 11 Figura 1.8 Declinacin de la produccin Holln Inferior.................................................. 12 Figura 1.9 Prediccin de produccin Holln Superior vs. Tiempo........................................ 14 Figura 1.10 Prediccin de produccin T Inferior vs Tiempo ................................................ 15 Figura 1.11 Prediccin de produccin Napo U vs Tiempo ................................................ 15 Figura 112 Prediccin de produccin Basal Tena vs Tiempo ............................................... 16 Figura 1.13 Produccin vs Tiempo del Campo Sacha .......................................................... 17 Figura 2.1 Representacin de la perforacin direccional ...................................................... 21 Figura 2.2 Build Hold Well Profile ....................................................................................... 22 Figura 2.3 S Profile Well........................................................................................................... 23 Figura 2.4 Horizontal Profile Well .......................................................................................... 23 Figura 2.5 Pozo horizontal........................................................................................................ 24 Figura 2.6 Bent Sub................................................................................................................... 26 Figura 2.7Jetting ....................................................................................................................... 27 Figura 2.8 Cuchara Recuperable ............................................................................................ 27 Figura 2.9 Motor de desplazamiento positivo........................................................................ 28 Figura 2.10 Configuracin Rotor / Estator ............................................................................. 29 Figura 2.11 Motor de turbina................................................................................................... 30 Figura 2.12 Tipos de estabilizadores ....................................................................................... 30 Figura 2.13 Arreglo de estabilizadores para construir ngulo.............................................. 31 Figura 2.14 Arreglo de estabilizadores para mantener ngulo............................................. 31 Figura 2.14 Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para disminuir ngulo ........................ 32 Figura 2.16 Calidad del agujero PDM vs RSS........................................................................ 36 Figura 2.17 Point the bit Rotary Steerable System ...................................................... 36 Figura 2.18 Sistema rotativo direccional Geo-Pilot .............................................................. 37 Figura 2.19 Levadores excntricos rotatorios de la unidad de inclinacin point the bit .............................................................................................................................................. 38 Figura 2.20 Push the bit Rotary Steerable System....................................................... 39 Figura 2.21 Componentes del sistema push the bit ...................................................... 40 Figura 2.22 Sistema rotativo direccional PowerDrive ........................................................... 40 Figura 2.23 Sistema rotativo direccional Autrotrak .............................................................. 41 Figura 3.1 Seccin de acero Tocho ...................................................................................... 43 Figura 3.2 Ilustracin del proceso de fabricacin de los revestidores .................................. 43 Figura 3.3 Tratamiento Trmico de Temple........................................................................... 44 Figura 3.4 Esquema representativo de las tuberas de revestimiento .................................. 49 Figura 3.5 Representacin del dimetro de las tuberas de revestimiento........................... 50 Figura 3.6 Ilustracin de una conexin de tuberas de revestimiento ................................. 52 Figura 3.7 Diagrama del perfil de la Rosca Redonda de Hilos ............................................ 53 Figura 3.8 Short & Long Round Thread Casing.................................................................... 54 Figura 3.9 Buttress Thread Casing.......................................................................................... 55 Figura 3.10 Diagrama del perfil general de la Rosca Buttress............................................. 55 Figura 3.11 Propiedades Mecnicas de la Tubera de Revestimiento .................................. 60 Figura 3.12 Muestra de una tubera colapsada ...................................................................... 61 Figura 3.13 Contorno de una tubera ovalada........................................................................ 61 Figura 3.14 Seccin transversal de una tubera excntrica ................................................... 62

XVIII

Figura 3.15 Rompimiento del pin en tubera...................................................................... 63 Figura 3.16 Corrosin de la tubera ........................................................................................ 64 Figura 3.17 Falla por corrosin en el cople............................................................................. 66 Figura 3.18: Magnetizacin para localizar fallas transversales............................................ 68 Figura 3.19: Magnetizacin para localizar fallas longitudinales .......................................... 68 Figura 3.20 Proceso de inspeccin con lquidos penetrantes................................................. 71 Figura 3.21 Prueba de tubera de revestimiento .................................................................... 79 Figura 3.22 Caja y pin limpio ............................................................................................. 80 Figura 3.23 Funcionamiento del Tam-Packer ........................................................................ 81 Figura 3.24 Acoplamiento de tuberas de revestimiento........................................................ 87 Figura 3.25 Ilustracin de peso de TR en el pozo................................................................... 88 Figura 3.26 Clculos en la corrida del casing ......................................................................... 89 Figura 3.27 Equipo de Cementacin ....................................................................................... 91 Figura 3.28 Cabezal de produccin de 13.12 ft...................................................................... 96 Figura 4.1 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-192...................... 99 Figura 4.2 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-210D................. 100 Figura 4.3 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-213D................. 102 Figura 4.4 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-214D................. 103 Figura 4.5 Vista de planta de los pozos ubicados en la zona noreste del campo sacha ..... 104 Figura 4.6 Mapa de porosidades de holln inferior .............................................................. 107 Figura 4.7 Mapa de presiones (isobrico) de holln inferior ............................................... 108 Figura 4.8 Mapa de permeabilidades de holln inferior ...................................................... 109 Figura 4.9 Mapa de saturacin de agua de holln inferior .................................................. 110 Figura 4.10 Mapa de Iso-Hidrocarburos de holln inferior................................................. 111 Figura 4.11 Mapa de iso hidrocarburos de holln inferior .................................................. 112 Figura 4.12 Seccin ssmica WE del pozo Sac-X1 ................................................................ 113 Figura 4.13 Seccin ssmica WE del pozo Sac-X2 ................................................................ 114 Figura 4.14 Vista de planta, ubicacin de pozos, coordenadas en superficie y profundidad................................................................................................................................................... 116 Figura 4.15 Ilustracin del desplazamiento horizontal de un pozo direccional................. 117 Figura 4.16 Clculo del desplazamiento horizontal ............................................................ 117 Figura 4.18 Representacin de la trayectoria y litologas del pozo Sac-X2 ....................... 122 Figura 4.19 Trayectoria del pozo Sac-X1.............................................................................. 122 Figura 4.20 Representacin de la trayectoria y litologas del pozo Sac-X1 ....................... 126 Figura 4.21 Ilustracin de la presin de fractura........................................................... 129 Figura 4.22 Cuenca del Oriente Ecuatoriano................................................................. 130 Figura 4.23 Perfil de presiones del campo de aplicacin ................................................ 130 Figura 4.24 Ilustracin de las Profundidades de Asentamiento de los Revestidores ...... 130 Figura 4.25 Elipse de esfuerzos biaxiales a la deformacin permanente ........................... 140 Figura 4.26 Diagrama mecnico del pozo Sac X2 ......................................................... 148 Figura 4.27 Diagrama mecnico del pozo Sac X1 Primera propuesta ............................ 163 Figura 4.28 Efecto de la tensin sobre el colapso de la tubera de revestimiento.............. 168 Figura 4.29 Diagrama mecnico del pozo Sac X1 Segunda propuesta............................ 171 Figura 5.1 Cuadro comparativo del costo de las tuberas de revestimiento ...................... 183 Figura 5.2 Cuadro comparativo de los costos relacionados con las tuberas de revestimiento............................................................................................................................ 183 Figura 6.1 El Sistema Casing Drilling y PDM ..................................................................... 187 Figura 6.2 Arreglo de motor direccional para tubera de revestimiento ........................... 188 Figura 6.3 Ilustracin de la Tecnologa Casing Drilling para incremento de ngulo ....... 188 Figura 6.4 El Sistema Casing Drilling y RSS....................................................................... 189 Figura 6.5 Casing Drive System............................................................................................. 190 Figura 6.6 Procedimiento para la adquisicin de registros ................................................. 191 Figura 6.7 Ilustracin del efecto smear en la perforacin con casing................................. 193 Figura 6.8 Componentes del Drill Shoe................................................................................. 194

XIX

Figura 6.9 Drill Shoe 3 ............................................................................................................ 195 Figura 6.10 Water Bushing .................................................................................................... 195 Figura 6.11 Spear Modificado................................................................................................ 196 Figura 6.12 Internal Casing Drive ......................................................................................... 196 Figura 6.13 Configuracin del Over Drive Tork Drive .................................................... 197 Figura 6.14 Rotacin del sistema de coordenadas................................................................ 200 Figura 7.1 Relacin de tiempo empleado entre la perforacin convencional y la ............. 207 perforacin con tubera de revestimiento en Wyoming (USA) ........................................... 207 Figura 7.2 Relacin de tiempo empleado entre la perforacin convencional y la ............. 209 perforacin con tubera de revestimiento en Canad .......................................................... 209 Figura 7.3 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un........ 210 pozo mediante la aplicacin de Casing DrillingTM................................................................ 210 Figura 7.4 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicacin de Drilling with CasingTM ................................................................ 213 Figura 7.5 Tiempos empleados para las conexiones en un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicacin de Drilling with CasingTM ....................................................... 213 Figura 7.6 Clculos de ahorro de costos entre la perforacin convencional la aplicacin de Drilling with CasingTM ............................................................................................................ 213

XX

NDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha ............................................................. 5 Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha ................................................................ 6 Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha ........................................................ 6 Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha ..................................................... 8 Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro ............................................................................... 12 Tabla 1.6 Estimacin de Reservas Campo Sacha.................................................................. 16 Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha ................................................. 18 Tabla 1.8 Produccin acumulada del Campo Sacha.............................................................. 18 Tabla 2.1 Clasificacin de Pozos Horizontales ....................................................................... 25 Tabla 3.1 Dimetros ms comunes de las tuberas de revestimiento.................................... 50 Tabla 3.2 Longitudes y rangos de los revestidores ................................................................. 51 Tabla 3.3 Grados de acero de la tubera de revestimiento .................................................... 51 Tabla 3.4 Forma de roscas y conexiones API normalizadas ................................................. 56 Tabla 3.5 Estndares de conexiones y roscas patentadas para tuberas de revestimiento . 56 Tabla 3.6 Valores de C para las ecuaciones 3.3 y 3.4 ............................................................ 59 Tabla 3.7 Tamao del conejo segn ID de la tubera............................................................. 74 Tabla 3.8 Torque aproximado conexin casing-zapata ......................................................... 83 Tabla 3.9 Valores de Torque para la conexin de tuberas de revestimiento ...................... 84 Tabla 3.10 Clasificacin API del Cemento.............................................................................. 92 Tabla 4.1 Produccin del pozo SAC-192................................................................................. 98 Tabla 4.2 Produccin del pozo SAC-210D ............................................................................ 101 Tabla 4.3 Produccin del pozo SAC-213D ............................................................................ 102 Tabla 4.4 Coordenadas en profundidad los pozos Sac-X1 & Sac-X2 ................................. 113 Tabla 4.5 Cuadro de coordenadas UTM (CELLARS) ........................................................ 115 Tabla 4.6: Perfiles de Perforacin Direccional ..................................................................... 118 Tabla 4.7: Perfiles de los pozos propuestos Sac-X1 & Sac-X2 ............................................ 118 Tabla 4.8 Clculos direccionales del pozo Sac-X2................................................................ 120 Tabla 4.9 Clculos direccionales del pozo Sac-X1................................................................ 124 Tabla 4.10 Presiones de formacin del Campo Sacha Well Pad 192............................... 128 Tabla 4.11 Gua para Cdigo de Sobrecarga........................................................................ 130 Tabla 4.12 Gradientes de fractura del Campo Sacha Well Pad 192................................ 132 Tabla 4.13 Peso de lodo requerido......................................................................................... 134 Tabla 4.15 Tolerancias para el dimetro exterior de la junta del revestidor..................... 144 Tabla 4.16 Tamaos corrientes de brocas............................................................................. 144 Tabla 5.1 Costos de la Tubera de Revestimiento Petroproduccin ................................... 174 Tabla 5.2 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-210D ................................ 175 Tabla 5.3 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-210D................................... 175 Tabla 5.4 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-X2ostos del programa de cementacin del pozo Sac-210D ............................................................................................. 177 Tabla 5.5 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-X2................................... 178 Tabla 5.6 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-X1 primera propuesta 179 Tabla 5.7 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-X1................................... 180 Tabla 5.8 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-X1 segunda propuesta 181 Tabla 5.9 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-X1................................... 182 Tabla 6.1 Consideraciones para la presin de sobrecarga de la formacin....................... 198 Tabla 6.2 Seleccin de la Drill Shoe....................................................................................... 198 Tabla 6.3 Presiones de Sobrecarga del Campo Sacha Well Pad 192............................... 203

XXI

CAPTULO I

DESCRIPCIN DEL CAMPO DE APLICACIN

Alrededor de un 70% del petrleo producido en la actualidad proviene de los campos

de ms de 30 aos de longevidad, ste es el caso del Campo Sacha que al momento

se encuentra bajo la operacin de la Estatal Ecuatoriana PETROPRODUCCIN, misma

que apoya la realizacin del presente estudio. Es as que con el fin de lograr un

beneficio para la empresa y un desarrollo efectivo de este trabajo se ha fijado el

Campo Sacha como nuestro campo de aplicacin. Comenzaremos en este captulo

con una investigacin del mismo, sus condiciones actuales, y proyeccin a futuro.

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA

El campo fue puesto en produccin el 6 de julio de 1.972 a una tasa promedia

diaria para ese mes de 29.269 BPPD, incrementndose hasta un promedio de 117.591

BPPD en noviembre de ese mismo ao, que es la produccin mxima registrada en el

campo. La produccin con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60.000 BPPD hasta el

ao 1.994, luego de lo cual ha venido declinando hasta la actualidad en que su produccin

diaria es de alrededor de 45.300 BPPD a noviembre del 2.008, por lo que dentro del rea de operaciones de PETROECUADOR actualmente se constituye el primer campo que aporta con mayor cantidad de produccin de crudo.

1.2 UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO

El campo Sacha se encuentra ubicado dentro de la regin Amaznica Ecuatoriana en

la Provincia de Orellana al oeste del eje central de la Cuenca Oriente en el lado

levantado de una falla inversa de tendencia general noreste-suroeste; cubre un rea

aproximada de 41.514 acres, en una estructura anticlinal.

Geogrficamente lo podemos ubicar dentro de las coordenadas: 001100 a

002430 Latitud Sur y 764940 a 765416 Longitud Oeste; Posee un relieve

1

suave, con extensos valles relativamente planos debido a los ltimos eventos

geolgicos.

El Campo Sacha posee los siguientes lmites:

Al Norte las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista, Al Sur los campos Culebra y Yulebra, Al Este los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay; y, Al Oeste por los campos Pucuna, Paraso y Huachito.

Figura 1.1 Ubicacin del campo Sacha

Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN

1.3 COLUMNA ESTRATIGRFICA

Sacha al igual que otros campos de la regin presenta una estratigrafa semejante,

diferencindose en ciertas composiciones litolgicas, propiedades geofsicas

geoqumicas, sucesiones originarias, relaciones de edad y distribucin. La figura 1.2

muestra una columna estratigrfica generalizada de este campo.

2

Figura 1.2 Columna Estratigrfica Generalizada del Campo Sacha

Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

3

1.4 DESCRIPCIN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES

ARENISCA "U".- Es una arenisca cuarzosa, con feldespatos y fragmentos lticos en menor

proporcin. La matriz predominante es caolintica y el cemento silceo. La porosidad descrita

es intergranular y ocasionalmente con disolucin y porosidad mldica; su porosidad promedio

es del 17 %. Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 17,75 pies y una salinidad

promedio de 30.000 a 35.000 ppm NaCl.

"T" SUPERIOR.- Consiste en rocas silceas de matriz arcilla caolinita, puntualmente illita,

caracterizados por la cementacin calcreo-sidertico y la presencia de glauconita, tiene un

espesor total que oscila entre 30 y 100 pies. La distribucin de tamao y desarrollo arenoso es

similar al descrito para T inferior.

"T" INFERIOR.- Presencia de abundante glauconita y la cementacin sidertica calcrea. Son

rocas detrticas sucias, como las limolitas areno arcillosas (limo grueso- arenisca muy fina),

arenitas de cuarzo a cuarzarenitas glauconticas de grano decreciente fino-muy fino en su

mayora de matriz arcillas caolinita e illita y hacia la base clorita (cloritizacin de la glauconita),

cemento calcreo-sidertico y silceo; Forma la seccin arenosa de la secuencia "T" de mayor

continuidad vertical y lateral. Su espesor total vara entre 20 y 90 pies mientras que el espesor

neto saturado es de 12,5 pies con una salinidad promedio de 20.000 a 25.000 ppm de NaCl.

HOLLN SUPERIOR.- Corresponde a una arenisca cuarzosa - glaucontica, calcrea, de grano

fino a medio, con una porosidad media del 14 %. Tiene un espesor saturado de 7,5 pies y una

salinidad de 3.891 ppm NaCl. Se encuentra intercalada de lentes de caliza y lutita.

HOLLN INFERIOR.- Consiste en una arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso con una

porosidad de alrededor del 18 % en promedio, con ocasionales intercalaciones de niveles

limosos y arcillosos. Tiene un espesor promedio saturado de 60 a 70 pies y una salinidad de

500ppm NaCl.

1.4.1 Caractersticas de los Crudos

La gravedad de los crudos de los yacimientos Holln Inferior, Holln Superior, "T", "U" y

Tena Basal vara entre 27 y 29 API, donde el contenido de azufre de los crudos Holln

vara entre 0,40 y 1,10 %P, de los crudos "T" en alrededor del 0,90 % en peso y de los

crudos "U" de 1,20 % en promedio.

4

Los contenidos de Azufre, Nquel y Vanadio del petrleo del yacimiento "T" en general

tienden a ser menores que los de "U" y Tena Basal, mientras que dos muestras

analizadas de crudos Holln muestran resultados muy dismiles, con una fuerte

variacin en el contenido de dichos elementos, a pesar de tener la misma gravedad.

Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha

ARENA Mnimo Mximo Media

Basal Tena 24,30 29,10 27,16

U Inferior 21,60 28,60 26,17

T superior 26,70 26,70 26,70

T inferior 27,00 28,60 27,70

Holln Superior 23,50 33,30 27,16

Holln Inferior 18,20 29,30 27,18


Realizado por: Autores

1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Dependiendo del tipo de roca o combinacin de rocas que conforman un yacimiento,

existen tres propiedades que le imprimen caractersticas particulares y que inciden en

gran medida sobre cuanto hidrocarburo hay originalmente en el yacimiento y cuanto de

este volumen original puede ser producido. Estas propiedades son: porosidad y

permeabilidad, las cuales se determinan a partir de anlisis de ncleos de yacimientos

que se cortan durante la perforacin de algunos pozos seleccionados para tal

propsito, as como del anlisis de registros que se perfilan en la gran mayora de los

pozos luego de perforados, antes de bajar la tubera de revestimiento.

1.5.1 Porosidad

Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la

relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca

(porosidad total o bruta). Adems de esta porosidad total, se define como porosidad

efectiva la correspondiente a huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos

5

susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad efectiva est

directamente relacionado con el de permeabilidad.

Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha

ARENA Mnimo %

Mximo %

Media %

Basal Tena 8 22 15,61

U Inferior 8 21 14,00

T superior 5 16 10,82

T inferior 6 17 12,69

Holln Superior 6 19 11,62

Holln Inferior 9 23 14,90



1.5.2 Permeabilidad

La Permeabilidad es una medida de la capacidad de un medio poroso para conducir

fluidos.

En el modelo empleado para la medicin y clculo de la permeabilidad de un medio

poroso se asume que la capacidad de conducir fluidos es la misma que la capacidad

de inyectar y que la capacidad de producir fluidos.

Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha

ARENA Mnimo mD Mximo

mD Media mD

Basal Tena 31,00 3.623,00 619,18

U Inferior 3,90 1.850,00 235,34

T superior 1,00 858,10 162,88

T inferior 25,00 385,00 114,09

Holln Superior 1,00 1.109,00 115,89

Holln Inferior 2,00 7.171,00 551,80



6

1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO

El comportamiento primario de los reservorios de petrleo es dictado por fuerzas

naturales de viscosidad, gravedad y capilares. Los mecanismos naturales de

produccin que influyen en el comportamiento del reservorio son los siguientes:

Expansin de flujo y de la roca Empuje por gas en solucin Empuje por capa de gas Empuje hidrulico Segregacin gravitacional Para determinar el mecanismo de produccin de cada uno de los reservorio se

analiz: la historia de presiones, y de produccin de fluidos, pues durante el desarrollo

de un reservorio debe considerarse que en su etapa inicial se produce una expansin

de fluidos, de gas y de roca debido al diferencial de presin creado con la perforacin

del pozo productor, luego se tiene un estado en el cual el reservorio empieza a

estabilizarse, es entonces donde se puede determinar cual es el mecanismo de

produccin predominante, para lo cual es necesario analizar el comportamiento

productivo de los fluidos y su declinacin anual, ya que en este perodo el mecanismo

de produccin es directamente proporcional con la produccin.

En el campo Sacha se ha establecido la presencia de acuferos laterales para los

yacimientos de la formacin Napo. La arena U inferior presenta dos acuferos

laterales claramente definidos, uno se inicia por el flanco Noreste afectando la parte

Norte y el otro en la parte Sur-Oeste afectando la parte central del campo.

En el reservorio T inferior existe un acufero lateral que viene del Noreste del campo

afectando en mayor grado el rea Norte. El acufero lateral del yacimiento U" es el

principal mecanismo de produccin, con el tiempo ha venido inundando y

disminuyendo la parte Centro-Noreste del reservorio; adems, en esta rea se ubican

los pozos inyectores, los que estaran alimentando al acufero.

En Holln se tiene la participacin de un acufero de fondo activo, el cual contribuye a la

produccin.

7

1.7 FACTOR DE RECOBRO

El factor de recobro tiene relacin directa con el mecanismo de produccin del

yacimiento, sea este por empuje hidrulico, expansin de fluidos o roca.

Para los reservorios de este campo se determin que de acuerdo al comportamiento

de produccin de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos principales para la

recuperacin de petrleo una combinacin de empuje lateral natural del acufero y la

expansin de petrleo y roca, razn por la cual la declinacin de la presin en estos

yacimientos no han disminuido considerablemente respecto a la produccin.

Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha

ARENA Media

Tena 5 - 30% Petrleo Original en Sitio (POES)

Napo 20 - 40% Petrleo Original en Sitio (POES)

Holln 10 70% Petrleo Original en Sitio (POES)

Fuente: Bibliografa


1.7.1 Clculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinacin de produccin

Cuando existen suficientes datos de produccin, y la produccin est declinando,

como es el caso de nuestro campo de aplicacin, las curvas de produccin realizadas

con estos datos, ya sea de pozos, yacimientos o del campo, pueden ser extendidas

(extrapolar los datos) para indicar el comportamiento productivo futuro de los mismos.

El anlisis de las curvas de declinacin se basa en lo siguiente:

Lo que ha sucedido en el pasado ser consecuencia para el futuro. La mayor parte de los pozos de un campo, muestran una cada de presin

constante.

El fluido evaluado, el cual es de una sola fase, se produce a partir de intervalos de produccin completados y con un comportamiento homogneo.

Lo ms importante en el uso de las curvas de declinacin es suponer que todos los factores que influyen en la curva sean vlidos a travs de la vida productiva del

reservorio.

8

En la prctica, muchos factores influyen en las ratas de produccin y

consecuentemente, las curvas tienden a declinar, algunos de estos factores son:

declinacin en la presin de yacimiento, cambios en los mtodos de produccin,

reacondicionamientos, tratamientos de pozos, rupturas en tuberas, condiciones

climticas y de mercado, etc.

Se puede obtener la siguiente informacin mediante el anlisis de las curvas de

declinacin:

1. Reservas de petrleo original y reservas remanentes al momento del anlisis.

2. Vida productiva remanente del campo, reservorio o pozo.

3. Factor de recobro del campo.

4. Tasas de produccin futuras.

En esta seccin obtendremos el factor de recobro de nuestro campo de aplicacin

analizando las curvas del comportamiento del Corte de agua (BSW) al 95% vs.

Produccin acumulada de cada reservorio.

Figura 1.3 Declinacin de la produccin BT

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 65.000.000 130.000.000 195.000.000 260.000.000PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)

BSW

(%)

27.500.000

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

9

Figura 1.4 Declinacin de la produccin U

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 50.000.000 100.000.000 150.000.000 200.000.000 250.000.000PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)

BSW

(%)

220.000.000


Figura 1.5 Declinacin de la produccin T Inferior

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 30.000.000 60.000.000 90.000.000 120.000.000 150.000.000PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)

BSW

(%)

127.000.000

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN


10

Figura 1.6 Declinacin de la produccin T Superior

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


BSW

(%)

270.000.000



Figura 1.7 Declinacin de la produccin Holln Superior

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 175.000.000 350.000.000 525.000.000 700.000.000

PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)

BSW

(%)

480.000.000



11

Figura 1.8 Declinacin de la produccin Holln Inferior

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


BSW

(%)

144.000.000



Los resultados obtenidos para el clculo de los factores de recobro por este mtodo se

presentan en la siguiente tabla:

Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro

FACTOR DE RECOBRO [%] CURVAS DE DECLINACION

YACIMIENTOS Basal Tena Napo U Napo T Holln

POES [N] 67.692.332 762.615.924 483.325.941 2.137.516.953 PRODUCCION ACUMULADA [NP]

AL 95% BSW 27.500.000 220.000.000 127.500.000 480.000.000

FR [NP/N] 41% 29% 26% 22%


1.8 RESERVAS DEL CAMPO

El Campo Sacha es el segundo campo ms grande de la Cuenca Oriente, con un total

calculado del Petrleo Original en Sitio (POES) de 3.451 millones de barriles

distribuidos de la siguiente manera: el 61,93% localizado en Holln, el 36% en Napo y

el 2,07% en Basal Tena; las reservas recuperables se han calculado en 1.198 millones

12

de barriles con un factor de recobro en promedio del 34,13%, las reservas

recuperadas acumuladas son de 730 millones de barriles.

1.8.1 Curvas de declinacin

Se conoce como curvas de declinacin a las curvas que resultan de graficar la tasa de

produccin de petrleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo.

Son utilizadas para analizar o predecir la produccin de dicho pozo o grupo de pozos y

calcular las reservas de los mismos.

Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos: 1. El valor tiene que ser una funcin ms o menos continua de la variable

dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme.

2. Debe haber un punto final conocido. El proceso de extrapolacin es por lo tanto estrictamente de naturaleza emprica, y

una expresin matemtica de la tendencia de la curva basada en una consideracin

fsica del reservorio puede ser puesto para casos pequeos.

Los dos tipos ms importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Produccin) y

propiamente la curva de declinacin (Prediccin de Produccin), si a esto lo

complementamos con los costos de operacin, se hace posible determinar con

exactitud la rata del lmite econmico y este es el punto final de la curva.

Mientras que el lmite econmico se da cuando los costos de produccin se igualan al

valor del hidrocarburo producido.

1.8.1.1 Tipos de curvas de declinacin

Existen tres tipos bsicos de curvas de declinacin: exponencial o constante,

hiperblica en la que se supone que la tasa de declinacin es proporcional a la tasa de

produccin y armnica que es un caso especial de la declinacin hiperblica.

Declinacin Exponencial Declinacin Hiperblica Declinacin Armnica

13

1.8.1.1.1 Declinacin Exponencial

La declinacin de la produccin de un pozo varia en forma constante con respecto al

tiempo, de aqu podemos obtener la produccin a lo largo de un periodo de tiempo y

realizar el perfil de produccin de un pozo.

Ec 1.1 taeqiq =Donde: q= caudal de petrleo, qi= caudal inicial de petrleo, a = declinacin constante, t = tiempo

1.8.1.1.2 Declinacin Hiperblica

Esta declinacin no es constante y vara en funcin de la tasa de produccin. A mayor

tasa de produccin, debe haber una mayor tasa de declinacin.

( ) ntainqiq 1

**1+= Ec 1.2

Donde: q= caudal de petrleo, qi= caudal inicial de petrleo, a = declinacin constante, n = 0,5 cte

Figura 1.9 Prediccin de produccin Holln Superior vs. Tiempo

100

1000

10000

100000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025Tiempo (Aos)

Cau

dal d

e Pe

trl

eo (B

PPD

)

Produccin Hs Declinacin Hiperblica Declinacin Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN


14

Figura 1.10 Prediccin de produccin T Inferior vs Tiempo

100

1000

10000

100000

1970 1977 1984 1991 1998 2005 2012 2019 2026 2033 2040Tiempo (Aos)

Cau

dal d

e Pe

trl

eo (B

PPD

)

Produccin Ti Declinacin Hiperblica Declinacin Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN


Figura 1.11 Prediccin de produccin Napo U vs Tiempo

100

1000

10000

100000

1994 2001 2008 2015 2022 2029 2036 2043 2050 2057 2064 2071Tiempo (Aos)

Cau

dal d

e Pe

trl

eo (B

PPD

)

Produccin U Declinacin Hiperblica Declinacin Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN


15

Figura 1.12 Prediccin de produccin Basal Tena vs Tiempo

1

10

100

1000

10000

1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030Tiempo (Aos)

Cau

dal d

e Pe

trl

eo (B

PPD

)

Produccin BT Declinacin Hiperblica Declinacin Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN


Tabla 1.6 Estimacin de Reservas Campo Sacha

ESTIMACIN DE RESERVAS

YACIMIENTOS Basal Tena Napo U Napo T Holln

RESERVAS PROBADAS (BLS)

17.619.967 304.436.277 184.920.505 691.059.231

PRODUCCION ACUMULADA [NP] al

31/12/2008 16.315.141 182.272.237 86.233.721 445.178.901

RESERVAS REMANENTES Bls al 31/12/2008

1.304.826 122.164.040 98.686.784 245.880.330


1.9 PRODUCCIN DEL CAMPO

El campo sacha produce 45.300 BPPD (noviembre 2.008), por lo que dentro del rea de operaciones de PETROECUADOR actualmente es el primer campo que aporta con mayor cantidad de produccin de crudo, el mismo que en su gran parte proviene del

yacimiento holln. La figura 1.10 indica la produccin de este campo desde sus inicios.

16

Figura 1.13 Produccin vs Tiempo del Campo Sacha

20.000

29.000

38.000

47.000

56.000

65.000

74.000

83.000

92.000

1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011

Tiempo del Campo Sacha (aos)

Prod

ucci

n (b

bls)



Cuando se extrae petrleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proviene de un

acufero subyacente o de pozos inyectores, sta se mezcla y es producida junto con el

petrleo. Al tener el Campo Sacha un mecanismo de empuje hidrulico, la presencia

de agua es aun ms significativa, llegando los 1.356.458 BAPM (barriles de agua por

mes), con un acumulado de 425.163.862 barriles de agua.

Este flujo de agua luego invade la tubera de produccin y las instalaciones de

procesamiento en la superficie y, por ltimo, se extrae se la trata y gran parte de ella

se la reinyecta, o bien se inyecta para mantener la presin del yacimiento.

1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

1.10.1 Pozos Perforados

Al momento de la realizacin de esta investigacin nuestro campo de aplicacin

cuanta con un total de 196 pozos perforados, incluyendo pozos cerrados, de

inyeccin, y de reinyeccin de agua, siendo 141 pozos entre verticales, direccionales y

17

horizontales, los que se encuentran produciendo las arenas Basal, Tena, Napo U,

Napo T y Holln.

Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha

Estado de los Pozos Condiciones de Operacin

Nmero de Pozos

Flujo Natural 5 Bombeo Hidrulico 107 Pozos en Produccin

BES 29 Abandonados 38 Pozos Cerrados

Secos 5 Inyectores 6 Pozos de Agua

Reinyectores 6 Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN


Tabla 1.8 Produccin acumulada del Campo Sacha

YACIMIENTOS BLS Petrleo BLS agua MPC

Basal Tena 15.771.662 1.962.859 2.411.980

Napo U 176.320.446 24.245.480 39.694.132 Napo T 83.419.766 14.082.653 24.090.113

Holln 430.687.635 365.044.300 14.309.965

TOTAL 706.199.509 405.335.293 80.506.190

Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

La tabla 1.12 presenta la produccin acumulada de cada arena productora del campo,

la misma esta actualizada al mes de diciembre del 2.007, este balance por lo general

se lo realiza a inicios del nuevo ao, por lo que, los valores correspondientes hasta

diciembre del 2.008 se lo realizar en los primeros meses del 2.009

1.11 El Futuro del Campo Sacha

Ecuador invit a Venezuela a ejecutar conjuntamente por sus empresas estatales

PETROECUADOR y PDVSA, la rehabilitacin y modernizacin integral de las

instalaciones de Sacha, a efectos de optimizar e incrementar la produccin en ste

campo.

18

Para esto se ha creado la empresa de cooperacin mixta denominada Ro Napo

donde PETROECUADOR participa con el 70% del campo, mientras PDVSA lo hace con

el 30%. En el estudio realizado por PDVSA y PETROECUADOR, se estima que se

puede elevar su produccin hasta 75.000 BPPD en los prximos 4 aos con un

estimado de inversin de 110 millones de dlares promedio por ao.

19

CAPTULO II

TECNOLOGA DE LA PERFORACIN

Las bases de todo proceso de ingeniera recaen en los fundamentos tcnicos, los dos

siguientes captulos presentan los elementos conceptuales relacionados con la

perforacin direccional y tuberas utilizadas para revestir los pozos petroleros, de esta

manera se deja en claro conceptos y teoras utilizadas para este estudio.

2.1 PERFORACIN DE POZOS PETROLEROS

En trminos generales la perforacin de un pozo petrolero consiste en penetrar las

formaciones de la corteza terrestre, utilizando un apropiado programa de brocas de

perforacin a medida que se avanza en profundidad. Se perforan hoyos de diferentes

dimetros de mayor a menor a lo largo del pozo. Cada hoyo es protegido mediante la

corrida y cementacin de tuberas de revestimiento de dimetros adecuados.

El objeto final es suministrar un conducto, del yacimiento a la superficie que permita

extraer con carcter comercial los fluidos del yacimiento, todos los pozos perforados

proporcionan informacin geolgica con el propsito de explotar racionalmente el

yacimiento y de valuar y descubrir nuevos recursos. En este camino la perforacin ha

experimentado diferentes cambios desde la perforacin de pozos rectos hasta la

construccin de pozos desviados.

2.2 PERFORACIN VERTICAL

Inicialmente fue la principal tcnica de perforacin para el desarrollo de los campos,

esta consiste en perforar un hoyo en lnea recta desde la superficie hasta la

profundidad final. Mientras ms profundo est el yacimiento petrolfero, ms control

exige la trayectoria de la broca para mantener el hoyo recto. En la prctica se acepta

una cierta desviacin del hoyo de la vertical dado a los diferentes factores geolgicos y

mecnicos que se presentan. La perforacin de pozos verticales sigue siendo la

primera opcin en cuanto a pozos exploratorios, inyectores y reinyectores, por la

20

facilidad de bajar la tubera de revestimiento y sobre todo por que representa menos

costos tanto para eliminacin de recortes como en materia de tubulares y cementos.

A raz de las experiencias obtenidas de las desviaciones fortuitas durante el progreso

de una perforacin vertical, naci y se desarroll el concepto de perforar en forma

controlada manteniendo un grado de inclinacin deseado, con rumbo y

desplazamientos laterales hacia un objetivo predeterminado. Surge as la perforacin

direccional, permitiendo intencionalmente perforar pozos desviados.

2.3 PERFORACIN DIRECCIONAL

La Perforacin Direccional se ha consolidado como una de las tcnicas mas usadas

para la extraccin de hidrocarburos, esta consiste en dirigir el curso del agujero a lo

largo de una trayectoria predeterminada para llegar en el fondo a un objetivo

localizado a una distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del

centro de la mesa rotaria del equipo de perforacin.

Esta tcnica de perforacin permite construir varios pozos desde una misma

plataforma terrestre evitando montar plataformas de perforacin (well pad) individuales

para cada pozo, por consiguiente se tiene una menor disminucin de la superficie

bitica del entorno, razn por la cual en nuestros das se encuentra en pleno apogeo.

Figura 2.1 Representacin de la perforacin direccional


Actualmente factores relacionados con salud seguridad y medio ambiente obligan a

ser objetivos en cuanto a la perforacin de pozos por lo que direccionar el pozo indica

ser una de las mejores alternativas para llegar con excelente precisin al objetivo

21

geolgico planificado, a continuacin mencionamos algunas causas que ha llevado a

la perforacin direccional a ser una de las mejores opciones para la extraccin de

hidrocarburos.

Pozos mltiples desde una estructura artificial (Offshore & Onshore drilling) Control de reventones en otros pozos (Relief Well) SAGD (Drenaje Gravitatorio de Vapor Asistido) Mltiples arenas desde un pozo Pozos de alcance extendido Exploracin desde un pozo Locaciones inaccesibles Perforacin horizontal Desvo (Sidetrack)

2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales

Los pozos direccionales poseen una clasificacin la cual depender de la forma que

tome el ngulo de inclinacin en lo que corresponde a su trayectoria dentro del hoyo.

Existen varios tipos de pozos direccionales, los perfiles ms comunes en el oriente

ecuatoriano son:

2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o J invertido

Su descripcin bsica se detalla a continuacin: (ver figura 2.2)

Una seccin vertical hasta el punto de arranque (K.O.P)

Una seccin de incremento de inclinacin (build section)

Una seccin tangente con inclinacin constante (tangent or hold section)

Figura 2.2 Build Hold Well Profile

Fuente: Bibliografa

22

2.3.1.2 Perfil tipo S

Este perfil es denominado tipo S por su trayectoria hacia el objetivo predeterminado,

su descripcin bsica es: (ver figura 2.3)


Una seccin de incremento de inclinacin (build section)


Una seccin de disminucin de inclinacin (drop section)

Figura 2.3 S Profile Well

Fuente: Bibliografa

2.3.1.3 Perfil tipo horizontal

Su descripcin bsica es: (ver figura 2.4)


Una seccin de incremento de inclinacin (build seccin 1)


Una segunda seccin de incremento de inclinacin (build section 2)

Una seccin horizontal

Figura 2.4 Horizontal Profile Well

Fuente Bibliografa

23

2.4 PERFORACIN HORIZONTAL

La perforacin horizontal, ha tomado un impresionante auge en los ltimos aos en

regiones productoras de todo el mundo ya que esta bajo ciertas condiciones

favorables, puede incrementar drsticamente la produccin de yacimientos

heterogneos verticalmente fracturados. Ms an, el ndice de recuperacin aumenta

tanto que ya es considerada por los expertos como un medio de recuperacin

secundaria.

Los pozos horizontales son pozos de alto ngulo >85 con respecto a la vertical, se los

aplica para mejorar el desempeo del yacimiento, ya que se coloca una seccin larga

del pozo dentro del yacimiento lo que permite obtener una mayor exposicin al

yacimiento por lo tanto una mayor recuperacin de hidrocarburos.

Los pozos horizontales son ms opcionados en yacimientos delgados ya que estos no

deben ser excesivamente largos para mejorar la produccin de un pozo vertical, en el

mismo yacimiento. Como regla general, asumiendo que la permeabilidad horizontal es

igual a la permeabilidad vertical (Kh = Kv), los pozos horizontales producen ms que

los pozos verticales cuando la longitud horizontal excede el espesor de la formacin

productora. La produccin de un pozo horizontal, o de alto ngulo, se reduce

drsticamente si la permeabilidad vertical es representativamente menor que la

permeabilidad horizontal. Los yacimientos con bajas relaciones de permeabilidad,

donde Kh>Kv, no son buenos candidatos para ser perforados horizontalmente a

menos que la longitud lateral exceda en gran medida el espesor de la formacin.

Figura 2.5 Pozo horizontal

Fuente: Bibliografa

24

La perforacin horizontal puede proveer una solucin ptima en situaciones

especficas donde es necesario lo siguiente:

Incrementar la produccin en reservorios consolidados Mejorar la recuperacin y el drenaje del reservorio Espaciar y reducir el nmero de pozos en proyectos de desarrollo y de inyeccin Controlar problemas de conificacin de gas/agua

Para realizar este tipo de perforaciones se deben considerar los siguientes aspectos:

Espesor vertical del yacimiento Relacin de permeabilidad Kh vs Kv Efecto de las barreras de permeabilidad vertical Estimacin de la productividad Modelo de productividad

Los pozos horizontales se categorizan en relacin con su Tasa de Aumento de ngulo,

su Radio de Curvatura y con el Alcance Horizontal, (ver tabla 2.1) as mismo se

muestra la recomendacin del tamao o dimetro del hoyo para su implementacin.

Tabla 2.1 Clasificacin de Pozos Horizontales

TIPO DE POZO TASA DE AUMENTO RADIO DE

CURVATURA

ALCANCE

HORIZONTAL

DIAMETRO DEL

HOYO

LARGO 2 a 6 grados/100' 1000' a 3000' 3281' 81/2" - 12 1/4"

MEDIO 6 a 29 grados/100' 200' a 1000' 1641' 6" - 81/2"

CORTO 29 a 286 grados/100' 20' a 200' 656' 6"

Fuente: Bibliografa

2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIN

Para conseguir la desviacin necesaria de un pozo hacia el objetivo fijado las

herramientas a continuacin mostradas son las ms utilizadas en materia de

perforacin direccional.

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