UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · CREATIVIDAD E INNOVACION, concedo a favor de la...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Estudio para la optimización técnica y económica aplicando la metodología VCDSE para el

diseño y ejecución del primer pozo del campo Cuyabeno del 2019

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

AUTOR: Henry Ismael Benavides Heredia

TUTOR: Andrea Paola Chávez Chamorro

Quito, enero 2020

i

DERECHOS DE AUTOR

Yo Henry Ismael Benavides Heredia, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “Estudio para la optimización técnica y económica

aplicando la metodología VCDSE para el diseño y ejecución del primer pozo del campo

Cuyabeno del 2019”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del

CODIGO ORGANICO DE LA ECONOMIA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,

CREATIVIDAD E INNOVACION, concedo a favor de la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la

obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría

sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autoriza a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en repositorio digital, de conformidad a lo dispuesto

en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión

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

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

responsabilidad.

____________________________

Henry Ismael Benavides Heredia

C.C: 1724948722

[email protected]

ii

APROBACION DE TUTOR

En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por HENRY ISMAEL

BENAVIDES HEREDIA, para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos, cuyo título es:

“ESTUDIO PARA LA OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA APLICANDO LA

METODOLOGÍA VCDSE PARA EL DISEÑO Y EJECUCIÓN DEL PRIMER POZO

DEL CAMPO CUYABENO DEL 2019”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y

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

tribunal examinador que se designe.

En la ciudad de Quito a los 23 días del mes de enero del 2020.

________________________________

Ing. Andrea Paola Chávez Chamorro

DOCENTE-TUTOR

CC: 040133538-5

iii

DEDICATORIA

A dios por guiarme, darme salud y la fuerza necesaria para luchar y lograr cada una de las

metas que me he propuesto.

A mi madre Patricia Heredia que día a día se esfuerza por darme todo lo necesario y que ha

estado pendiente de cada paso que doy para guiarme y apoyarme con amor y sabiduría.

A mi padre José Ismael Benavides por todo su apoyo, porque nunca se negó en ayudarme

cuando lo necesite y por sus consejos que ayudaron a mi desarrollo personal.

A mi hermana Mishell por su apoyo y cariño incondicional a lo largo de este proceso.

A mi sobrina Darla que con sus juegos y locuras que me alegra la vida y me desconecta por

un momento del diario vivir.

A mi primo Bryan (†) con el que pasamos tantos momentos alegres y sé que desde el cielo el

siempre me cuida y se preocupa por mí.

A toda mi familia que siempre estuvo pendiente de mis estudios y me dieron una palabra de

aliento para seguir y buscar mis sueños

A mis amigos con los que compartimos los buenos y malos momentos que nos tocó enfrentar

para lograr culminar con éxito este camino.

iv

AGRADECIMIENTO

A mis padres, mi hermana y familia quienes han sido mi motivación en cada paso de doy y

estar siempre junto a mí.

A la Universidad Central del Ecuador, en especial a la facultad de Ingeniería en Geología,

Minas, Petróleos y Ambiental por contribuir con mi desarrollo académico y profesional.

A la empresa Petroamazonas EP por su colaboración en la realización de este proyecto de

titulación.

A la empresa Cuyabenopetro quien me dio la apertura y facilidades con la información y

herramientas para poder realizar mi proyecto de titulación.

A mi tutora Ing. Andrea Chávez por la ayuda en la realización de este proyecto.

Al Ing. Xavier Pérez por su apoyo para que este proyecto se lleve a cabo.

De manera especial a mi tutor Ing. Javier Rodríguez por compartir su conocimiento y

experiencia, por su apoyo y valiosa asesoría a lo largo de todo este proyecto de titulación,

su aporte ha sido invaluable en mi desarrollo profesional.

v

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DERECHOS DE AUTOR ............................................................................................................ i

APROBACION DE TUTOR ...................................................................................................... ii

DEDICATORIA ......................................................................................................................... iii

AGRADECIMIENTO ................................................................................................................ iv

ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................................... v

LISTA DE TABLAS .................................................................................................................. xi

LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... xv

LISTA DE GRAFICAS .......................................................................................................... xviii

ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................................. xx

RESUMEN .............................................................................................................................. xxii

ABSTRACT ........................................................................................................................... xxiii

CAPITULO I ............................................................................................................................... 1

GENERALIDADES .................................................................................................................... 1

1.1 Antecedentes ............................................................................................................... 1

1.2 Planteamiento del Problema ........................................................................................ 1

1.3 Objetivos ..................................................................................................................... 2

1.3.1 Objetivo General ................................................................................................... 2

1.3.2 Objetivo Específicos ............................................................................................. 2

1.4 Justificación e Importancia.......................................................................................... 2

1.5 Entorno del Estudios ................................................................................................... 2

1.5.1 Marco Institucional ............................................................................................... 2

1.5.2 Marco Ético ........................................................................................................... 3

1.5.3 Marco Legal .......................................................................................................... 3

CAPITULO II .............................................................................................................................. 4

MARCO TEORICO .................................................................................................................... 4

2.1 Área de estudio ............................................................................................................ 4

2.1.1 Ubicación geográfica............................................................................................. 4

vi

2.1.2 Reseña histórica..................................................................................................... 5

2.1.3 Estructura .............................................................................................................. 5

2.2 Fundamento teórico de perforación de pozos ............................................................. 5

2.2.1 Equipo de perforación ........................................................................................... 5

2.2.2 Sistemas componentes del taladro......................................................................... 6

2.2.2.1 Sistema de elevación ....................................................................................... 7

2.2.2.2 Sistema de circulación ..................................................................................... 9

2.2.2.3 Top Drive System (TDS) .............................................................................. 11

2.2.2.4 Sistema de generación de potencia................................................................ 12

2.2.2.5 Sistema de prevención de reventones............................................................ 14

2.2.3 Perforación direccional ....................................................................................... 16

2.2.3.1 Tipos de pozos direccionales......................................................................... 16

2.2.4 Herramientas para direccionar el pozo ................................................................ 17

2.2.4.1 BHA .............................................................................................................. 17

2.2.4.1.1 Componentes del BHA ............................................................................ 17

2.2.4.1.2 Tipos de BHA .......................................................................................... 22

2.2.4.2 Motores de fondo .......................................................................................... 22

2.2.4.3 Sistema rotatorio dirigibles (RSS)................................................................. 23

2.2.5 Herramientas para registrar el pozo .................................................................... 23

2.2.5.1 Herramienta MWD ........................................................................................ 23

2.2.6 Fluidos de perforación ......................................................................................... 23

2.2.6.1 Funciones ...................................................................................................... 24

2.2.6.2 Propiedades ................................................................................................... 25

2.2.6.2.1 Propiedades físicas ................................................................................... 25

2.2.6.2.2 Propiedades químicas .............................................................................. 26

2.2.6.3 Sistema de fluidos de perforación ................................................................. 26

2.2.6.3.1 Modelos reológicos .................................................................................. 27

2.2.6.3.2 Sistemas de fluido base agua ................................................................... 28

vii

2.2.6.4 Presiones para el diseño del fluido de perforación ........................................ 30

2.2.7 Brocas de perforación.......................................................................................... 31

2.2.7.1 Tipos de brocas ............................................................................................. 31

2.2.7.1.1 Brocas Tricónicas .................................................................................... 31

2.2.7.1.2 Brocas PDC ................................................................................................ 33

2.2.7.2 Evaluación de brocas desgastadas IADC ................................................... 35

2.2.8 Análisis de hidráulica .......................................................................................... 38

2.2.8.1 Pérdida de Presión en la Broca (∆Pb) ........................................................... 38

2.2.8.2 Caballaje de Fuerza Hidráulica (HHPb) ...................................................... 38

2.2.8.3 Caballaje Hidráulico por Pulgada Cuadrada (HSI) ....................................... 38

2.2.8.4 Velocidad de las Boquillas (Vn) ................................................................... 39

2.2.8.5 Fuerza de Impacto (I.F.) ................................................................................ 39

2.2.8.6 Fuerza de Impacto por Pulgada Cuadrada (I.F./pulg2) ................................. 39

2.2.8.7 Porcentaje de la Pérdida de Presión en la Broca (%PSIb) ........................... 39

2.2.8.8 Caballaje Hidráulico Total del Sistema de Circulación (HHPSISTEMA) ... 39

2.3 Metodología VCDSE ................................................................................................ 39

2.3.1 Definición ............................................................................................................ 39

2.3.2 Etapas .................................................................................................................. 40

2.3.2.1 Visualización ................................................................................................. 40

2.3.2.2 Conceptualización ......................................................................................... 41

2.3.2.3 Definición ...................................................................................................... 41

2.3.2.4 Seguimiento ................................................................................................... 42

2.3.2.5 Evaluación ..................................................................................................... 42

CAPITULO III .......................................................................................................................... 43

DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................... 43

3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................... 43

3.2 Universo y muestra.................................................................................................... 43

3.2.1 Universo .............................................................................................................. 43

viii

3.2.2 Muestra ................................................................................................................ 43

3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos ............................................... 44

3.4 Procesamiento y análisis de información .................................................................. 44

3.4.1 Información general de los pozos........................................................................ 44

3.4.2 Criterios de clasificación ..................................................................................... 45

3.5 Análisis de resultados ................................................................................................ 46

CAPITULO IV .......................................................................................................................... 48

APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA VCDSE ............................................................. 48

4.1 Inicio de la aplicación de la metodología VCDSE .................................................... 48

4.2 Visualización ............................................................................................................. 48

4.2.1 Identificación y clasificación del pozo ................................................................ 48

4.2.2 Análisis de pozos de correlación ......................................................................... 49

4.2.3 Generación de trayectorias preliminares ............................................................. 69

4.2.4 Opciones de diseño.............................................................................................. 73

4.2.5 Análisis de perforación........................................................................................ 75

4.2.6 Análisis de tiempo clase V .................................................................................. 84

4.2.7 Matriz de riesgos para las opciones de diseño .................................................... 85

4.3 Conceptualización ..................................................................................................... 88

4.3.1 Selección de la mejor opción .............................................................................. 88

4.3.2 Realizar el análisis por especialidad para seleccionar la mejor opción ............... 95

4.3.2.1 Conceptualización de la opción seleccionada ............................................... 95

4.3.2.2 Etapas del pozo.............................................................................................. 97

4.3.2.3 Fluidos de perforación ................................................................................... 98

4.3.2.4 Tuberías de revestimiento ............................................................................. 99

4.3.2.5 Sartas de perforación ................................................................................... 101

4.3.2.6 Cementación ................................................................................................ 106

4.3.2.7 Análisis de tiempo clase IV-III ................................................................... 106

4.4 Definición ................................................................................................................ 109

ix

4.4.1 Ingeniería de detalle de la opción seleccionada ................................................ 109

4.4.1.1 Diseño de pozos .......................................................................................... 109

4.4.1.2 Plan y perfil direccional .............................................................................. 109

4.4.1.3 Anticolisión ................................................................................................. 113

4.4.1.4 Configuración del BHA .............................................................................. 116

4.4.1.5 Torque y arrastre ......................................................................................... 118

4.4.1.6 Análisis de revestimiento ............................................................................ 130

4.4.1.7 Prognosis geológica..................................................................................... 134

4.4.1.8 Brocas de perforación.................................................................................. 135

4.4.1.9 Hidráulica .................................................................................................... 137

4.4.1.10 Fluidos de perforación ............................................................................... 140

4.4.1.11 Parámetros de perforación ......................................................................... 141

4.4.1.12 Cementación .............................................................................................. 141

4.4.2 Curva de tiempo base ........................................................................................ 142

CAPITULO V ......................................................................................................................... 146

RESULTADOS, SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN ....................................................... 146

5.1 Seguimiento ............................................................................................................. 146

5.1.1 Intervención al pozo .......................................................................................... 146

5.1.2 Seguimiento táctico y operativo ........................................................................ 149

5.1.2.1 Seguimiento a la columna geológica ........................................................... 149

5.1.2.2 Seguimiento al asentamiento de la tubería de revestimiento ...................... 150

5.1.2.3 Seguimiento al plan direccional .................................................................. 151

5.1.2.4 Seguimiento a los fluidos de perforación .................................................... 153

5.1.2.5 Seguimiento a las brocas ............................................................................. 154

5.1.2.6 Seguimiento a los BHA ............................................................................... 154

5.1.2.7 Seguimiento a la cementación ..................................................................... 156

5.2 Evaluación ............................................................................................................... 157

5.2.1 Evaluación al proyecto pozo CYBC-2019 ........................................................ 157

x

5.2.1.1 Comparativa columna geológica ................................................................. 157

5.2.1.2 Comparativa tubería de revestimiento......................................................... 158

5.2.1.3 Comparativa del programa direccional ....................................................... 158

5.2.1.4 Comparativa del programa de fluidos ......................................................... 161

5.2.1.5 Comparativa del programa de brocas .......................................................... 162

5.2.1.6 Comparativa del programa de BHA ............................................................ 163

5.2.1.7 Comparativa del programa de cementación ................................................ 163

5.2.1.8 Comparativa de parámetros de perforación ................................................ 164

5.2.1.9 Comparativa curva de tiempo ..................................................................... 165

5.3 Análisis económico comparativo para el pozo CYBC-2019 .................................. 166

CAPITULO VI ........................................................................................................................ 170

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................. 170

6.1 Conclusiones ........................................................................................................... 170

6.2 Recomendaciones .................................................................................................... 171

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................... 172

xi

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Pozos perforados en el campo Cuyabeno 2010-2015 ................................................ 43

Tabla 2. Información general de los pozos ............................................................................... 45

Tabla 3. Clasificación pozos de Cuyabeno ............................................................................... 45

Tabla 4. Información general del pozo ..................................................................................... 48

Tabla 5. Topes formacionales ................................................................................................... 50

Tabla 6. Tiempo total de operación pozos tipo J < 35° ............................................................ 51

Tabla 7. Tiempo total de operación pozos tipo J>35° .............................................................. 51

Tabla 8. Tiempo total de operación pozos tipo S ..................................................................... 51

Tabla 9. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J<35° .......................................................... 52

Tabla 10. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J>35° ........................................................ 52

Tabla 11. Tiempo armado BHA 16” pozos tipo S .................................................................... 52

Tabla 12. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J<35° .................................................... 52

Tabla 13. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J>35° .................................................... 53

Tabla 14. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo S ........................................................... 53

Tabla 15. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J<35° ...................................................... 53

Tabla 16. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J>35° ...................................................... 54

Tabla 17. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo S ............................................................. 54

Tabla 18. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J<35° ......................................................... 54

Tabla 19. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J>35° ......................................................... 55

Tabla 20. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo S ................................................................ 55

Tabla 21. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J<35° ..................................................... 55

Tabla 22. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J>35° ..................................................... 56

Tabla 23. Tiempo de RIH sección de 12 ¼” pozos tipo S ........................................................ 56

Tabla 24. Tiempo de RIH sección de 8 ½” pozos tipo J<35° .................................................. 56

Tabla 25. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo J>35° ....................................................... 56

Tabla 26. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo S .............................................................. 57

Tabla 27. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J<35° ........................................................ 57

Tabla 28. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J>35° ........................................................ 58

Tabla 29. Velocidad promedio de viaje pozos tipo S ............................................................... 58

Tabla 30. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J<35° ......................................................... 59

Tabla 31. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J>35° ......................................................... 60

Tabla 32. Densidad de fluido utilizada pozos tipo S ................................................................ 60

Tabla 33. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J<35° ....................................................... 61

xii

Tabla 34. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J>35° ....................................................... 61

Tabla 35. Tiempo de corrida del casing pozos tipo S ............................................................... 62

Tabla 36. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo J<35° .......................................... 63

Tabla 37. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo S ................................................. 63

Tabla 38. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo J<35° ............................................ 63

Tabla 39. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo S ................................................... 64

Tabla 40. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo J<35° ..................................................... 64

Tabla 41. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo S ............................................................ 65

Tabla 42. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J<35° ........................................ 65

Tabla 43. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J>35° ........................................ 65

Tabla 44. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo S ............................................... 66

Tabla 45. Parámetros de perforación pozos tipo J<35° ............................................................ 66

Tabla 46. Parámetros de perforación pozos tipo S ................................................................... 67

Tabla 47. Rendimiento del BHA pozos tipo J<35° .................................................................. 68

Tabla 48. Rendimiento del BHA pozos tipo J>35° .................................................................. 68

Tabla 49. Rendimiento del BHA pozos tipo S ......................................................................... 69

Tabla 50. Características del taladro ........................................................................................ 75

Tabla 51. Presión de poro campo Cuyabeno ............................................................................ 78

Tabla 52. Datos calculo tolerancia al brote sección 16” .......................................................... 79

Tabla 53. Datos cálculo de tolerancia al brote sección 12 ¼” .................................................. 80

Tabla 54. Datos calculo tolerancia al brote sección 8 ½” ........................................................ 82

Tabla 55. Resumen de tiempo vs profundidad ......................................................................... 85

Tabla 56. Análisis de riesgo-eventos en pozos de correlación ................................................. 86

Tabla 57. Determinación de riesgos potenciales (Escala de severidad) ................................... 87

Tabla 58. Determinación de riesgos potenciales (Escala de probabilidad) .............................. 87

Tabla 59. Identificación de riesgos potenciales por formación ................................................ 88

Tabla 60. Dificultad direccional ............................................................................................... 88

Tabla 61. Selección de trayectoria ............................................................................................ 89

Tabla 62. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos geomecánicos y perforación ...... 92

Tabla 63. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación direccional ......... 93

Tabla 64. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación ............................ 94

Tabla 65. Resultado matriz de selección de la mejor opción ................................................... 95

Tabla 66. Estimación de volumen de lodo ............................................................................... 99

Tabla 67. Factores de seguridad para tubería de revestimiento ................................................ 99

Tabla 68. Esquema de casing y tubing ................................................................................... 100

xiii

Tabla 69. Configuración del BHA sección 16” pozos seleccionados .................................... 102

Tabla 70. Configuración del BHA sección 12 ¼” pozos seleccionados ................................ 103

Tabla 71. Configuración del BHA sección 8 ½” pozos seleccionados .................................. 104

Tabla 72. BHA seleccionado para sección 16” ...................................................................... 104

Tabla 73. BHA seleccionado para sección 12 ¼” .................................................................. 105

Tabla 74. BHA seleccionado para sección 8 ½” .................................................................... 105

Tabla 75. Plan de cementación pozo CYBC-2019 ................................................................. 106

Tabla 76. Detalle de tiempos no productivos ......................................................................... 107

Tabla 77. Análisis de tiempo clase IV .................................................................................... 108

Tabla 78. Información general del pozo – fase de definición ................................................ 109

Tabla 79. Profundidades estimadas del objetivo del pozo CYBC-2019 ................................ 109

Tabla 80. Información direccional del pozo CYBC-2019 ...................................................... 110

Tabla 81. Configuración BHA sección 16” – fase de definición ........................................... 117

Tabla 82. Configuración BHA sección 12 ¼” – fase de definición ....................................... 117

Tabla 83. Configuración BHA sección 8 ½” – fase de definición ......................................... 118

Tabla 84. Esquema casing y tubing – fase de definición ....................................................... 130

Tabla 85. Prognosis geológica pozo CYBC-2019 .................................................................. 135

Tabla 86. Programa de brocas pozo CYBC-2019 .................................................................. 135

Tabla 87. Hidráulica broca #1 ................................................................................................ 136

Tabla 88. Hidráulica broca #2 y broca #3 .............................................................................. 136

Tabla 89. Hidráulica broca #4 ................................................................................................ 136

Tabla 90. Propiedades del lodo pozo CYBC-2019 ................................................................ 140

Tabla 91. Parámetros de perforación pozo CYBC-2019 ........................................................ 141

Tabla 92. Cementación Pozo CYBC-2019 ............................................................................. 142

Tabla 93. Detalle de tiempos sección 16” .............................................................................. 143

Tabla 94. Detalle de tiempos sección 12 ¼” .......................................................................... 143

Tabla 95. Detalle de tiempos sección 8 ½” ............................................................................ 144

Tabla 96. Seguimiento a la ejecución del pozo CYBC-2019 ................................................. 148

Tabla 97. Detalle de tiempos no productivos pozo CYBC-2019 ........................................... 149

Tabla 98. Topes formacionales determinados por ripios ........................................................ 150

Tabla 99. Detalle de tubería de revestimiento pozo CYBC-2019 .......................................... 150

Tabla 100. Survey final pozo CYBC-2019 ............................................................................ 153

Tabla 101. Detalle de fluidos de perforación pozo CYBC-2019 ........................................... 153

Tabla 102. Detalle fluidos sección 16” ................................................................................... 153

Tabla 103. Detalle fluidos sección 12 ¼” ............................................................................... 154

xiv

Tabla 104. Detalle fluidos sección 8 ½” ................................................................................. 154

Tabla 105. Detalle de brocas utilizadas pozo CYBC-2019 .................................................... 154

Tabla 106. BHA #1 Sección 16” pozo CYBC-2019 .............................................................. 155

Tabla 107. BHA #2 Sección 12 ¼” pozo CYBC-2019 .......................................................... 155

Tabla 108. Detalle cementación casing 13 3/8” pozo CYBC-2019 ....................................... 156

Tabla 109. Detalle cementación casing 9 5/8” pozo CYBC-2019 ......................................... 156

Tabla 110. Detalle cementación liner 7” pozo CYBC-2019 .................................................. 157

Tabla 111. Comparativa topes formacionales ........................................................................ 158

Tabla 112. Comparativa información direccional pozo CYBC-2019 .................................... 159

Tabla 113. Comparativa del programa de brocas pozo CYBC-2019 ..................................... 163

Tabla 114. Comparativa programa de BHAs pozo CYBC-2019 ........................................... 163

Tabla 115. Comparativa del programa de cementación pozo CYBC-2019 ........................... 164

Tabla 116. Comparativa de parámetros de perforación pozo CYBC-2019 ............................ 164

Tabla 117. Clasificación de servicios por grupos ................................................................... 167

xv

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Localización del campo Cuyabeno ............................................................................. 4

Figura 2. El taladro de perforación y sus componentes ............................................................. 7

Figura 3. Sistema de elevación ................................................................................................... 8

Figura 4. Sistema de circulación .............................................................................................. 10

Figura 5. Partes del TDS .......................................................................................................... 12

Figura 6. Sistema de generación de potencia ........................................................................... 13

Figura 7. Sistema de prevención de reventones ....................................................................... 14

Figura 8. Preventor de ariete .................................................................................................... 15

Figura 9. Preventor anular ........................................................................................................ 15

Figura 10. Acumulador de presión ........................................................................................... 16

Figura 11. Estabilizador ........................................................................................................... 17

Figura 12. Float Sub ................................................................................................................. 18

Figura 13. Mule Shoe ............................................................................................................... 19

Figura 14. MWD ...................................................................................................................... 19

Figura 15. Non Magnetic Drill Collar ...................................................................................... 20

Figura 16. Martillo Hidráulico ................................................................................................. 21

Figura 17. Motor de fondo ....................................................................................................... 23

Figura 18. Componentes brocas tricónicas .............................................................................. 32

Figura 19. Mecánica de corte broca tricónica .......................................................................... 32

Figura 20. Nomenclatura brocas tricónicas .............................................................................. 33

Figura 21. Componentes brocas PDC ...................................................................................... 33

Figura 22. Componentes brocas PDC vista superior ................................................................ 34

Figura 23. Mecánica de corte brocas PDC ............................................................................... 34

Figura 24. Nomenclatura brocas PDC ...................................................................................... 34

Figura 25. Cuadro de evaluación del desgaste brocas PDC ..................................................... 35

Figura 26. Desgaste de cortadores ............................................................................................ 35

Figura 27. Características de desgaste de brocas ..................................................................... 36

Figura 28. Ubicación del desgaste ............................................................................................ 36

Figura 29. Sellos de los cojinetes ............................................................................................. 37

Figura 30. Condición del calibre .............................................................................................. 37

Figura 31. Razón de salida ....................................................................................................... 37

Figura 32. Etapas metodología VCDSE ................................................................................... 40

Figura 33. Diagrama de flujo metodología VCDSE ................................................................ 47

xvi

Figura 34. Columna geología Cuenca Oriente ......................................................................... 49

Figura 35. Perfil direccional Opción 1 tipo J ........................................................................... 70

Figura 36. Perfil direccional Opción 2 tipo J ........................................................................... 71

Figura 37. Perfil direccional Opción 3 tipo S ........................................................................... 72

Figura 38. Opciones de diseño ................................................................................................. 73

Figura 39. Estado mecánico Opción 1 ..................................................................................... 73



Figura 42. Pozos con características similares análisis de tiempo ........................................... 84

Figura 43. Opciones de estado mecánico pozos tipo J ............................................................. 90

Figura 44. Perfil direccional opción seleccionada ................................................................... 96

Figura 45. Inclinación vs profundidad de la opción seleccionada ........................................... 96

Figura 46. Etapas del pozo CYBC-2019 .................................................................................. 97

Figura 47. Estado mecánico opción seleccionada .................................................................. 100

Figura 48. Resumen de tubería seleccionada para el análisis ................................................ 101

Figura 49. Perfil direccional pozo CYBC-2019 – fase de definición .................................... 111

Figura 50. Section View pozo CYBC-2019 ........................................................................... 112

Figura 51. Inclinación vs. Profundidad pozo CYBC-2019 .................................................... 112

Figura 52. Vista 3D pozo CYBC-2019 .................................................................................. 113

Figura 53. Resumen reporte anticolisión pozo CYBC-2019 .................................................. 114

Figura 54. Ladder plot pozo CYBC-2019 .............................................................................. 114

Figura 55. Separation Factor plot pozo CYBC-2019 ............................................................. 115

Figura 56. Traveling cylinder pozo CYBC-2019 ................................................................... 116

Figura 57. Ilustración BHA sección 16” ................................................................................ 118

Figura 58. Ilustración BHA sección 12 ¼” ............................................................................ 122

Figura 59. Ilustración BHA sección 8 ½” .............................................................................. 127

Figura 60. Diagrama equivalente de Von Mises casing 13 3/8” ............................................ 131

Figura 61. Diagrama equivalente de Von Mises casing 9 5/8” .............................................. 133

Figura 62. Diagrama equivalente de Von Mises liner 7” ....................................................... 134

Figura 63. Análisis de hidráulica sección 16” ........................................................................ 138

Figura 64. Análisis de hidráulica sección 12 ¼” .................................................................... 139

Figura 65. Análisis de hidráulica sección 8 ½” ...................................................................... 139

Figura 66. Comparativa tubería de revestimiento pozo CYBC-2019 .................................... 158

Figura 67. Objetivos programa de fluidos sección 16” .......................................................... 161

Figura 68. Objetivos programa de fluidos sección 12 ¼” ...................................................... 162

xvii

Figura 69. Objetivos programa de fluidos sección 8 ½” ........................................................ 162

xviii

LISTA DE GRAFICAS

Gráfica 1. Profundidad total pozos Cuyabeno ......................................................................... 46

Gráfica 2. Presión de poro VS profundidad ............................................................................. 78

Gráfica 3. Clasificación de tiempos pozos seleccionados ...................................................... 106

Gráfica 4. Profundidad vs. Tiempo, análisis clase IV ............................................................ 108

Gráfica 5. Tensión efectiva BHA sección 16” ....................................................................... 119

Gráfica 6. Torque BHA sección 16” ...................................................................................... 119

Gráfica 7. Fuerzas laterales BHA sección 16” ....................................................................... 120

Gráfica 8. Fatiga BHA sección 16” ........................................................................................ 120

Gráfica 9. Carga del gancho BHA sección 16” ...................................................................... 121

Gráfica 10. Mínimo WOB BHA sección 16” ........................................................................ 121

Gráfica 11. Esfuerzos BHA sección 16” ................................................................................ 122

Gráfica 12. Tensión efectiva BHA sección 12 ¼” ................................................................. 123

Gráfica 13. Torque BHA sección 12 ¼” ................................................................................ 123

Gráfica 14. Fuerzas laterales BHA sección 12 ¼” ................................................................. 124

Gráfica 15. Fatiga BHA sección 12 ¼” .................................................................................. 124

Gráfica 16. Carga del gancho BHA sección 12 ¼” ................................................................ 125

Gráfica 17. Mínimo WOB BHA sección 12 ¼” .................................................................... 125

Gráfica 18. Esfuerzos BHA sección 12 ¼” ............................................................................ 126

Gráfica 19. Tensión efectiva BHA sección 8 ½” ................................................................... 127

Gráfica 20. Torque BHA sección 8 ½” .................................................................................. 128

Gráfica 21. Fuerzas laterales BHA sección 8 ½” ................................................................... 128

Gráfica 22. Fatiga BHA sección 8 ½” .................................................................................... 129

Gráfica 23. Carga del gancho BHA sección 8 ½” .................................................................. 129

Gráfica 24. Mínimo WOB BHA sección 8 ½” ...................................................................... 130

Gráfica 25. Análisis stress check casing 13 3/8” ................................................................... 131

Gráfica 26. Análisis stress check casing 9 5/8” ..................................................................... 132

Gráfica 27. Análisis de stress check liner 7” .......................................................................... 133

Gráfica 28. Inclinación vs. Profundidad – fase de definición ................................................ 137

Gráfica 29. Curva de tiempo base pozo CYBC-2019 ............................................................ 145

Gráfica 30. Survey programado vs survey real pozo CYBC-2019 ........................................ 160

Gráfica 31. Comparativa programa de fluidos pozo CYBC-2019 ......................................... 161

Gráfica 32. ROP vs profundidad pozo CYBC-2019 .............................................................. 165

Gráfica 33. Tiempo programado vs real pozo CYBC-2019 ................................................... 166

xix

Gráfica 34. Comparación de costos Planificado vs Real ....................................................... 168

Gráfica 35. Diferencia costo total del pozo ............................................................................ 169

xx

ABREVIATURAS Y SIGLAS

BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de fondo).

BOP: Blow Out Preventor (Preventor de Reventones).

CSG: Casing – tubería de revestimiento.

DL: Dog Leg (Pata de Perro).

ECD: Equivalent Circulating Density (Densidad Equivalente de circulación).

IADC: International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de

Contratistas de Perforación).

ID: Diámetro Interno

KOP: Kick of Point (Punto de desviación).

LWD: Logging While Drilling (Registro durante la Perforación)

GPM: Galones por minuto.

HSI: Caballaje hidráulico por pulgada cuadrada.

IF: Fuerza de impacto.

MBT: Methylene Blue Test (Ensayo de azul de metileno)

MD: Measure Depth (Profundidad Medida).

MWD: Measure While Drilling (Medición durante la perforación).

NPT: Non-Productive Time (Tiempo no Productivo).

OD: Diámetro Externo.

PAD: Plataforma.

PDC: Polycrystalline Diamond Compact.

PDM: Motor de desplazamiento positivo.

POOH: Pull out of hole (Sacar del pozo).

PSI: Pounds square inch (Libras por pulgada cuadrada).

PV: Viscosidad plástica.

RC: Roller Cone – broca tricónica.

xxi

RIH: Run in Hole (introducir en el pozo).

ROP: Rate of Penetration (Tasa de penetración).

RPM: Revoluciones por minuto.

RSS: Rotary Steerable System (Sistema direccional rotatorio).

SPP: Presión del Stand Pipe.

TFA: Área total de flujo.

TVD: True Vertical Depth (Profundidad Vertical Verdadera).

VS: Vertical Section (Sección Vertical).

WOB: Weight On Bit (Peso sobre la broca).

WOC: Wait on Cement (tiempo de espera del cemento).

YP: Punto cedente.

xxii

TITULO: Estudio para la optimización técnica y económica aplicando la metodología

VCDSE para el diseño y ejecución del primer pozo del campo Cuyabeno del 2019.

Autor: Henry Ismael Benavides Heredia

Tutora: Ing. Andrea Paola Chávez Chamorro

RESUMEN

El presente estudio consiste en la aplicación de un procedimiento que permite optimizar los

procesos y tiempo que involucra la perforación de un nuevo pozo, mediante la aplicación de

la metodología para implementación de proyectos denominada VCDSE, utilizada por la

empresa Cuyabenopetro.

La metodología consta de 5 fases:

Visualización

Conceptualización

Definición

Seguimiento

Evaluación

Como punto de partida se solicitó, verificó, revisó, recopiló y clasificó la información histórica

de perforación de pozos en el campo Cuyabeno-Sansahuari y procedió a sacar el muestreo

respectivo de análisis para nueve pozos seleccionados que fueron perforados en la campaña

2013-2015 en los campos de análisis de este proyecto.

Posteriormente se inició la aplicación de la metodología con la fase de Visualización que

conlleva el análisis de la información de los pozos de correlación junto con la generación de

opciones de diseño para el pozo que se planifico perforar. Una vez generadas las opciones de

diseño se prosigue con la fase de Conceptualización donde se generó una matriz para la

selección de la mejor opción de diseño y se realizó la ingeniería conceptual de esta opción.

Ya en la fase de Definición se realizó la ingeniería de detalle de la opción seleccionada la

misma que está compuesta por cada una de las propuestas técnicas de los servicios que estarían

involucradas en cada una de las fases de ejecución en la perforación del pozo desde el diseño

hasta la producción analizando: Con todo esto se avanzó a la fase de Seguimiento donde se

hizo un seguimiento operativo con la recopilación y análisis de los reportes generados por las

empresas de servicios.

En la fase de Evaluación se realizó la comparación de la etapa de Definición o Planificación

y lo realizado en la ejecución con el fin de obtener una comparación de resultados en tiempo

para dicho pozo en la etapa de perforación.

PALABRAS CLAVE: PERFORACIÓN, METODOLOGÍA VCDSE, INGENIERÍA

CONCEPTUAL, INGENIERÍA DE DETALLE, PERFORACIÓN DIRECCIONAL,

CURVA DE TIEMPO, TIEMPO NO PRODUCTIVO.

xxiii

TITTLE: Study for technical and economic optimization applying the VCDSE methodology

for the design and execution of the first Cuyabeno field well of 2019.

Author: Henry Ismael Benavides Heredia

Tutor: Ing. Andrea Paola Chávez Chamorro

ABSTRACT

The present study consists in the application of a procedure that allows optimizing the

processes and time involved in drilling a new well, by applying the methodology for project

implementation called VCDSE, used by the Cuyabenopetro company.

The methodology consists of 5 phases:

• Visualization

• Conceptualization

• Definition

• Tracking

• Evaluation

As a starting point, historical well drilling information in the Cuyabeno-Sansahuari field was

requested, verified, reviewed, compiled and classified and proceeded to take the respective

sampling of analysis for nine selected wells that were drilled in the 2013-2015 campaign in

the analysis field of this project.

Subsequently, the application of the methodology began with the Visualization phase that

involves the analysis of the information of the correlation wells together with the generation

of design options for the well that was planned to be drilled. Once the design options have

been generated, the Conceptualization phase is continued where a matrix was generated for

the selection of the best design option and the conceptual engineering of this option was

carried out.

Already in the Definition phase, the detailed engineering of the selected option was

performed, which is composed of each of the technical proposals of the services that would

be involved in each of the phases of drilling execution of the well from design to production

analyzing: With all this progress was made to the Tracking phase where an operational follow-

up was made with the collection and analysis of the reports generated by the service

companies.

In the Evaluation phase, the comparison of the Definition or Planning stage was performed

and what was done in the execution in order to obtain a comparison of results in time for said

well in the drilling stage.

KEYWORDS: DRILLING, VCDSE METHODOLOGY, CONCEPTUAL ENGINEERING,

DETAIL ENGINEERING, DIRECTIONAL DRILLING, TIME CURVE, NON-

PRODUCTIVE TIME.

1

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1 Antecedentes

Para la perforación de un pozo de petróleo se lleva a cabo varias etapas previas que

involucran análisis, diseño y planificación, las mismas que ayudan a evitar problemas

durante su ejecución de la perforación y producción del pozo.

La metodología VCDSE es una técnica usada de manera recurrente por los ingenieros de

perforación y demás ramas asociadas a la ingeniería de petróleos, así como en todas las

industrias, el mismo que con lleva la ejecución de varias etapas de planificación para que se

concluya con éxito un proyecto.

Dichos estudios relacionados a la Metodología VCDSE de pozos en otros campos de

petróleo o gas, no se han desarrollado previamente, siendo CUYABENOPETRO con su

filial Oil & Gas Cobra la empresa pionera en dicho método en Ecuador.

Una de las etapas más importantes en la metodología es la fase de “Visualización” donde

una de las herramientas más representativas es el análisis de pozos de correlación, ya que

nos ayuda a conocer y entender de mejor manera el área donde se ejecutarán los trabajos de

perforación.

El trabajo en conjunto con el Departamento de Yacimientos y Geología permite definir

la ubicación de los pozos de mejor perspectiva de producción e ingeniería para el diseño y

ejecución de los mismos, durante el proceso se analiza un campo de desarrollo, la

correlación estructural y áreas aledañas en superficie y fondo que permitirá ayudar a

obtener un análisis más representativo y disminuir los riesgos asociados a este proceso.

1.2 Planteamiento del Problema

Por la necesidad de la empresa Cuyabenopetro de emprender una nueva campaña de

perforación en el campo Cuyabeno surge el interés de analizar los procesos involucrados en

las campañas de perforación realizadas en el año 2010 hasta el año 2015 con el fin de

evaluar los distintos escenarios que se presentaron en la perforación de un pozo en el

aspecto técnico e incluirlos como parte de la aplicación de la metodología VCDSE para

2

determinar la mejor alternativa para diseñar una curva base para la nueva campaña de

perforación del 2019.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Diseñar y planificar una curva de tiempo versus profundidad bajo la metodología VCDSE

para la perforación del primer pozo del campo Cuyabeno para el 2019 fundamentada en el

análisis del historial de perforación de los 9 pozos seleccionados de la campaña del 2010 al

2015

1.3.2 Objetivo Específicos

Identificar los problemas, lecciones aprendidas y tiempos no productivos.

Aplicar la metodología VCDSE para realizar el diseño de un perfil de tipo J.

Realizar el análisis técnico y económico de los resultados obtenidos en la ejecución

versus la planificación.

1.4 Justificación e Importancia

El presente estudio se enfocó en el análisis y evaluación de los pozos de correlación

junto con la aplicación de la metodología VCDSE, donde se identificó oportunidades de

mejora durante la planificación y se evaluó cada uno de los procesos que se llevaron a cabo

para alcanzar el objetivo planificado, con la finalidad de optimizar el proceso de

perforación obteniendo una curva de tiempo optima. Esto permite ahorrar tiempo y dinero

en uno de los procesos mas importantes de una empresa petrolera, que es la perforacion de

pozos.

1.5 Entorno del Estudios

1.5.1 Marco Institucional

El presente estudio técnico se lo realizará en la Universidad Central Del Ecuador como

requisito para obtener el Título de Ingeniero de Petróleos en la Facultad de Ingeniería en

Geología, Minas, Petróleos y Ambiental. Este trabajo es desarrollado con el apoyo y la

información brindada por parte de la empresa Cuyabenopetro.

3

Cuyabenopetro es una filial del Grupo Cobra y tiene como objeto social la prestación de

servicios petroleros de todo tipo como servicios integrados, actividades de recuperación

mejorada, recuperación secundaria y terciaria, perforación, completación y actividades de

intervención de pozos, todo sobre la base de la excelencia en integración, innovación

tecnológica y solidez financiera.

El Análisis técnico se lo realiza de acuerdo con la respectiva suscripción del Convenio

Marco de Cooperación Técnica – Científica con Petroamazonas E.P. y Universidad Central

del Ecuador.

1.5.2 Marco Ético

El presente estudio se lo realizó respetando los principios éticos de la Universidad Central

Del Ecuador, de Petroamazonas EP y de Cuyabenopetro además de fomentar el cuidado del

medio ambiente y las buenas prácticas del uso de la información.

Los resultados obtenidos en el estudio serán utilizados y publicados en concordancia con el

convenio Marco de Cooperación Técnica – Científica con Petroamazonas E.P. y Universidad

Central del Ecuador .

1.5.3 Marco Legal

El estudio técnico que sirve como trabajo de titulación se realizará de acuerdo a la

normativa vigente establecida en la Ley Orgánica de Educación Superior.

- Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador

- Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior

- Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación

Superior.

- Art. 1 de la Ley de Propiedad Intelectual

4

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1 Área de estudio

2.1.1 Ubicación geográfica

El campo Cuyabeno-Sansahuari está localizado en la Región Amazónica

Ecuatoriana, aproximadamente a 23 kilómetros de la población de Tarapoa, al noreste

de la provincia de Sucumbíos (Petroamazonas EP, 2018).

Administrativamente el campo Cuyabeno-Sansahuari se encuentra en manos del

estado ecuatoriano para el desarrollo de todas sus actividades y es operado por la

empresa pública Petroamazonas EP.

Figura 1: Localización del campo Cuyabeno

Fuente: (ARCH, 2015)

5

2.1.2 Reseña histórica

El primer pozo perforado en el campo fue el Cuyabeno 01 a partir del 23 de octubre de

1972, siendo completado el 24 de noviembre del mismo año. Su producción fue de 648

BPPD de 26 °API del reservorio U, trabajo realizado por la compañía Texaco (Mosquera &

Rodríguez, 2010).

Por Decreto Ministerial número 430, el área fue entregada a Petroecuador (ex CEPE); se

descubrió entrampamiento en las areniscas de la formación Napo U superior y U inferior,

iniciando su producción en enero de 1984 (Mosquera & Rodríguez, 2010).

2.1.3 Estructura

La estructura Cuyabeno-Sansahuari, es un anticlinal asimétrico, limitado al Oeste

por una falla inversa regional que viene desde el basamento, con un salto de falla de

aproximadamente 470ft Cuyabeno y 430ft en Sansahuari (Petroamazonas EP, 2018).

Los yacimientos del Campo Cuyabeno-Sansahuari se desarrollan en una estructura

tipo anticlinal alargado en dirección NNO-SSE, ensanchada en su parte sur y angosta

hacia el norte. Este pliegue se encuentra cortado al Oeste por una falla inversa de alto

ángulo, de aproximadamente 450 pies de salto, la misma que es de carácter sellante en

la mayor parte de su extensión, y representa el límite oeste de los yacimientos. Los

límites este, norte y sur del entrampamiento vienen dados por el cierre estructural del

pliegue (Petroamazonas EP, 2018).

2.2 Fundamento teórico de perforación de pozos

La perforación de un pozo ya sea en tierra o costa fuera, es la acción en la cual, se penetran

diversas capas del subsuelo hasta llegar al yacimiento. Para garantizar llegar hasta el

objetivo deseado, se deben conocer, las principales características que predominan a lo

largo de la columna que se va atravesando ya que de estas dependerán el poder determinar

el equipo y herramientas que harán posible la ejecución en las actividades de perforación

(Olvera, 2016, p. 26).

2.2.1 Equipo de perforación

Cuando se trata de seleccionar un taladro de perforación para uno o varios pozos,

surgen interrogantes cerca de los criterios que deben ser considerados para lograr el

6

propósito adecuadamente. Los criterios correctos para la selección y dimensionamiento

de un equipo de perforación son los siguientes (Gutiérrez, 2013, p. 19):

Perfil direccional

Flujo requerido

Máximo torque esperado

Máximas revoluciones por minuto

Realizar un análisis de torque y arrastre

Considerar las cargas estáticas que soporta el taladro

Considerar las presiones de fondo y perdida de presión en la sarta de perforación

Con los criterios mencionados arriba obtenemos:

Potencia hidráulica, mecánica y eléctrica en la descarga de las bombas

Potencia en la mesa rotaria o top drive

Potencia en el malacate

Diseño de BOP

2.2.2 Sistemas componentes del taladro

El taladro de Perforación está compuesto de varios sistemas para su correcto

funcionamiento como se detalla a continuación:

Sistema de Elevación

Sistema de circulación

Sistema rotatorio

Sistema de generación de energía

Sistema de prevención de reventones

7

Figura 2. El taladro de perforación y sus componentes

Fuente: (Rotary rig and its components, 2015)

2.2.2.1 Sistema de elevación

El taladro de perforación debe tener un equipo capaz de elevar otros componentes y a la

vez bajar y soportar en suspensión grandes pesos, como lo es el caso de las sartas de

perforación o revestimiento el mismo que se encuentra conformado por los siguientes

equipos (Gutiérrez, 2013, p. 20):

Malacate.

Bloque Corona.

Bloque Viajero.

Gancho.

Elevadores.

Cable de Perforación

8

Figura 3. Sistema de elevación

Fuente: (Castro, 2014)

Malacate

El malacate es un tambor giratorio que enrolla el cable de perforación y está diseñado

para levantar y bajar el gancho y Top drive durante cada una de las operaciones que se

ejecutan en la perforación de los pozos como: viajes, corrida de revestidores, y la

perforación misma para cargar peso a la sarta.

Bloque corona

Es un Conjunto de poleas fijas que permite el movimiento del Bloque y Top Drive que

soporta el peso de cada uno de los componentes que se corren en el Hoyo.

Bloque viajero

Es un conjunto de Poleas que junto al Bloque Corona permite el movimiento de la sarta

de perforación mediante el uso de TDS (Top Drive System).

Gancho

Un dispositivo cuya finalidad es suspender el TDS que está diseñado para transportar

cargas máximas de acuerdo a la capacidad de cada Equipo de Perforación.

Elevadores

Los elevadores son un conjunto especial de abrazaderas que los miembros del equipo de

perforación enganchan alrededor de la junta de herramientas de la tubería de perforación.

9

Los elevadores sujetan la junta de la tubería de perforación y permiten que el perforador

suba y baje la junta (Baker, 2001, p. 128).

Cable de perforación

Un cable de alambre utilizada para soportar las herramientas de perforación. También se

llama línea rotativa (Baker, 2001, p. 174).

2.2.2.2 Sistema de circulación

Este sistema se encuentra formado por una serie de equipos y accesorios que permiten el

movimiento continuo del eje principal en el fluido o lodo de perforación (J. Garcia,

Inciarte, & Pulgar, 2011).

Los equipos del sistema de circulación son los encargados de transportar los fluidos

desde el área de perforación, a través del hoyo perforado y posteriormente retornan para ser

reacondicionados y ser recirculados para que dicho fluido cumple con el propósito de

estabilizar, lubricar y acondicionar el hoyo de Perforación en cada una de las diferentes

etapas (Luna, 2014, p. 30).

Los equipos que componen el sistema de circulación son los siguientes.

Bombas de lodo

Tubería vertical o Stand Pipe

Manguera de perforación

Sarta de perforación

Zarandas

Tanques de lodo

10

Figura 4. Sistema de circulación

Fuente: (Abdou, 2015)

Bombas de lodo

Las bombas de lodos son equipos que suministran potencia hidráulica al fluido de

perforación para ser transportado desde el tanque a través de la sarta de perforación a la

broca regresando hacia arriba por el espacio anular; en operaciones se utilizan dos tipos de

bombas las Tríplex (Luna, 2014, p. 30).

Tubería vertical o Stand pipe

Tubería vertical que se eleva a lo largo del costado de la torre de perforación o mástil,

que se une a la línea de descarga que va desde la bomba de lodo a la manguera giratoria y a

través de la cual se bombea el lodo al orificio (Baker, 2001, p. 188).

Manguera de perforación

Un tubo flexible reforzado en una plataforma de perforación rotatoria que conduce el

fluido de perforación desde la tubería vertical hacia el Top Drive System. También se llama

manguera de lodo o la manguera Kelly (Baker, 2001, p. 186).

Sarta de perforación

La sarta de perforación consiste en una tubería de perforación y una tubería especial de

paredes gruesas llamadas "drill collar". Los fabricantes fabrican la mayoría de las tuberías

de perforación de acero, pero también usan aluminio. Los collares de perforación, como las

tuberías de perforación, son tubos de metal a través de los cuales el perforador bombea

11

fluido de perforación. Sin embargo, son más pesados que la tubería de perforación (Baker,

2001, p. 103).

Zarandas

Una criba vibratoria utilizada para eliminar los recortes del fluido circulante en las

operaciones de perforación rotatoria. El tamaño de las aberturas en la pantalla debe

seleccionarse cuidadosamente para que sea el tamaño más pequeño posible para permitir el

flujo del fluido al 100 por ciento. También se llama agitador (Baker, 2001, p. 187).

Tanques de lodo

Uno de una serie de tanques abiertos, generalmente hechos de chapa de acero, a través

de los cuales se recicla el lodo de perforación para eliminar arena y sedimentos finos.

También se llaman pits (Baker, 2001, p. 181).

2.2.2.3 Top Drive System (TDS)

Como una alternativa de usar una mesa rotaria para conducir la rotación de la sarta de

perforación, un Top Drive es utilizado. Está compuesto por uno o más motores eléctricos o

hidráulicos, el cual es conectado a la sarta de perforación mediante una sección corta de

tubería conocida como “quill”.

Una de las ventajas de utilizar el Top Drive es que permite que el taladro perfore una

sección más larga en una sola operación. Un taladro con mesa rotaria solo puede perforar

30ft mientras un Top Drive puede perforar de 60ft a 90ft, stand de 2 y 3 drill pipe

dependiendo del tamaño del taladro. Esto permite ahorrar mucho tiempo y dinero cuando

es necesario reparar o cambiar alguna herramienta de la sarta (MacAngus, 2018).

El Top Drive System está compuesto de las siguientes partes:

Tren de potencia

Drill Stem

Pipe handler

Sistema hidráulico

12

Figura 5. Partes del TDS

Fuente: (Oses, 2017)

2.2.2.4 Sistema de generación de potencia

Cada plataforma necesita una fuente de energía para hacer funcionar el elevador, la

circulación y, en muchos casos, el equipo rotativo requerido para hacer el pozo. En los

primeros días de perforación, las máquinas de vapor accionaban la mayoría de las

plataformas. Por ejemplo, el coronel Drake propulsó su equipo con un motor a vapor de

leña. Hasta la década de 1940 y 50, las máquinas de vapor manejaban casi todas las

plataformas. Pero, a medida que los motores diésel y de gas potentes y portátiles estuvieron

disponibles, las plataformas mecánicas comenzaron a suplantar a las plataformas de vapor

(Baker, 2001, p. 77).

13

Figura 6. Sistema de generación de potencia

Fuente: (Baker, 2001)

Existen dos tipos de transmisión de potencia:

Transmisión eléctrica de potencia

Transmisión mecánica de potencia

Transmisión eléctrica de potencia

Este sistema se encuentra formado por generadores eléctricos los cuales son accionados

mediante motores a Diésel; de esta manera la potencia de transmite por medio de cables de

corriente eléctrica hacia los distintos sistemas del Taladro de Perforación (Luna, 2014, p.

38).

Transmisión mecánica de potencia

Este sistema se encuentra conformado por una serie de motores los cuales requieren una

óptima organización para su correcto funcionamiento, por lo cual actualmente se utilizan

más los sistemas de transmisión eléctrica (Luna, 2014, p. 39).

14

2.2.2.5 Sistema de prevención de reventones

Mediante este sistema se puede controlar graves problemas como son golpe de ariete

conocido como arremetida el cual puede desencadenar en un reventón; este sistema

fundamentalmente controla las arremetidas en el pozo que se genera por la repentina entrada de

fluidos de la formación los cuales están a altas presiones (Luna, 2014, p. 39).

Figura 7. Sistema de prevención de reventones

Fuente: Programa de perforación (Cuyabenopetro, 2019)

Preventor de reventones BOP

El Preventor de reventones se localiza bajo la mesa rotaria, posee un conjunto de elementos

que sellan las tuberías a presión, son usados para cerrar el pozo, controlar el pozo cuando

ocurre un cabeceo y son formados por un conjunto de válvulas hidráulicas (Luna, 2014, p. 39).

Dos tipos básicos de prevención de reventones son anulares y ram. Los miembros del

equipo de perforación generalmente montan el dispositivo de prevención anular en la parte

superior de la pila de BOP (Baker, 2001, p. 163).

15

Preventor de ariete

Los dispositivos de prevención de ariete obtienen su nombre del hecho de que los

dispositivos que sellan el pozo son grandes bloques de acero con cara de goma que, cuando

se accionan, se juntan como un par de arietes que topan cabezas. Los dos tipos principales

de prevención de arietes son los arietes ciegos, que sellan los agujeros abiertos, y los arietes

de tuberías, que sellan el orificio cuando se utiliza una tubería de perforación (Baker, 2001,

p. 163).

Figura 8. Preventor de ariete

Fuente: (Equipo para control de pozos, 2008)

Preventor anular

El preventor anular está diseñado para sellar alrededor de la tubería de perforación,

cuadrante o sobre el hoyo perforado; algunos preventores de este tipo usan presión del pozo

para proveer una capacidad adicional de sellado (Luna, 2014, p. 40).

Figura 9. Preventor anular

Fuente: (Cameron, 2016)

Acumulador de presión

16

Los acumuladores de presión cumplen la función de reemplazar la fuerza hidráulica para

abrir o cerrar las válvulas de prevención ya sea en operaciones normales o emergencia (Luna,

2014, p. 41).

El acumulador de presión debe tener el volumen necesario para cerrar o abrir todas las

válvulas preventoras ya que la presión del acumulador debe mantenerse constante todo el

tiempo (Luna, 2014, p. 41).

Figura 10. Acumulador de presión

Fuente: (Welldril., 2013)

2.2.3 Perforación direccional

La perforación direccional generalmente se puede definir como la ciencia de dirigir un

pozo a lo largo de una trayectoria predeterminada para cruzar un objetivo designado debajo

de la superficie (Course, 1995, p. 182).

2.2.3.1 Tipos de pozos direccionales

Pozo vertical

El perfil de los pozos verticales no requiere un riguroso plan de control de desviación.

Normalmente, es suficiente un control de inclinación cada 500 pies o cuando las

condiciones operativas lo permitan. El perfil de un pozo vertical o convencional no es

idealmente vertical pero, mantiene toda su sección con tendencia vertical (Giler, 2016, p.

26).

Pozo direccional tipo “J”

Los pozos con perfil tipo J constan de una sección vertical, una sección de construcción

y una sección tangente directo hasta el objetivo. Desde el punto de vista de producción, la

17

producción de un pozo desviado tipo “J” será similar a la producción de un pozo vertical

ubicado en el mismo yacimiento. (Giler, 2016, p. 27).

Pozo direccional tipo “S”

Los pozos con perfil tipo S constan de una sección vertical, una sección de construcción,

una sección tangente y una sección de caída de ángulo. Desde el punto de vista de

producción, la producción de un pozo desviado tipo “S” será similar a la producción de un

pozo vertical ubicado en el mismo yacimiento (Giler, 2016, p. 27).

2.2.4 Herramientas para direccionar el pozo

2.2.4.1 BHA

El ensamblaje de fondo (BHA) es una parte de la sarta de perforación que afecta la

trayectoria de la broca y, en consecuencia, del pozo (Mediavilla, 2018, p. 24).

2.2.4.1.1 Componentes del BHA

Broca

Técnicamente la broca no es parte del BHA, sin embargo, genera y envía cargas axiales

y torsionales al BHA. Su función básica es cortar las rocas al fondo del hoyo (Mitchell,

1995, p. 429).

Estabilizadores

Los estabilizadores son herramientas que son colocadas en sobre la broca y a lo largo

del BHA para controlar la desviación del pozo, la severidad del dogleg y prevenir la pega

diferencial. Los estabilizadores alcanzan estas funciones mediante la centralización y la

rigidez extra que proveen al BHA. Mejorar el rendimiento de la broca es otro beneficio de

una buena estabilización (Rabia, 2002, p. 413).

Figura 11. Estabilizador

Fuente: (Downhole Drilling Tools, 2019)

18

Básicamente existen dos tipos de estabilizadores:

Estabilizadores rotativos

Estabilizadores no rotativos

Los estabilizadores rotativos incluyen estabilizador de cuchilla integral, sleeve stabilizer

y estabilizador de cuchilla soldada (Rabia, 2002, p. 413).

Los estabilizadores no rotativos están compuestos por una manga de goma y un mandril.

La manga está diseñada para permanecer estacionaria mientras el mandril y la sarta de

perforación están rotando este tipo de estabilizador es utilizado para evitar el reaming de

las paredes del pozo durante las operaciones de perforación y para proteger los drill collar

del desgaste por el contacto con las paredes del pozo (Rabia, 2002, p. 413).

Float sub

Son adaptadores mecanizados con un orificio flotante en el interior donde permite alojar

una válvula flotante también conocida como válvula de contrapresión.

La válvula de contrapresión sirve como seguridad entre el pozo y el drill pipe y evitar

que los cortes y el fluido de perforación fluyan por la sarta de perforación a la superficie.

Figura 12. Float Sub

Fuente: (Dvalves, 2019)

Mule Shoe

Es una herramienta corta en longitud colocada al final de la sarta de perforación con un

ángulo de 45 grados y es utilizado para deshacerse de la arena, lodo y otros depósitos en el

hoyo.

19

Figura 13. Mule Shoe

Fuente: (Baker Hughes, 2019)

MWD

Es una herramienta utilizada para registrar los parámetros de perforación en el fondo del

pozo.

Figura 14. MWD

Fuente: (Macpherson, 2008)

NMDC (non magnetic drill collar)

Son drill collars no magnéticos utilizados en todo BHA para prevenir que el campo

magnético de la tierra interfiera con las partes del BHA que no pueden ser desmagnetizadas

y alteren las mediciones realizadas.

20

Figura 15. Non Magnetic Drill Collar

Fuente: (Luhai, 2019)

UBHO

son herramientas utilizados en BHA direccionales y se coloca debajo de un drill collar y

contiene una manga de aterrizaje para el equipo de survey. Esta herramienta se utiliza para

establecer el lado alto de la herramienta que sirve para conocer la orientación de la

herramienta en el pozo.

X/O Sub (Crossover)

un crossover es una herramienta utilizada para cambiar de un tamaño de conexión a otro o

como un componente desechable para extender la vida útil de una conexión o del miembro

más costoso del BHA.

Martillos

Un martillo es un mandril que se desliza dentro de una camisa. El extremo libre del mandril

tiene forma de martillo para proveer una acción impactante contra la cara del yunque.

Dependiendo del tipo de mecanismo de viaje existen dos tipo de martillos: mecánico e

hidráulico (Rabia, 2002, p. 422).

21

Figura 16. Martillo Hidráulico

Fuente: (Schlumberger, 2019)

HWDP (heavy weight drill pipe)

El HWDP tiene el mismo OD del drill pipe estándar pero con un ID muy reducido

(usualmente 3”) y tiene un tool joint extra (Rabia, 2002, p. 412).

El HWDP es utilizado entre el drill pipe estándar y el drill collar para proveer una

transición suave entre la sección modular de la sarta de perforación (Rabia, 2002, p. 412).

El HWDP puede ser distinguido del DP estándar por un centro integral de desgaste el cual

actúa como estabilizador así incrementa la rigidez en general de la sarta (Rabia, 2002, p.

412).

En pozos direccionales y horizontales, son usados para proveer parte o todo el peso sobre la

broca durante la perforación (Rabia, 2002, p. 412).

22

2.2.4.1.2 Tipos de BHA

BHA tipo fulcrum

Tipo de BHA usado para empezar la construcción del ángulo (KOP). Junto con ciertas

herramientas como estabilizadores o collares de perforación se obtiene el denominado

efecto fulcro, para lograr la curvatura esperada; la cantidad y clase de estabilizadores

depende del diseño y programa de perforación. La distancia entre el estabilizador y la

broca, y la flexibilidad de la tubería sobre dicho estabilizador determinará la tasa de

construcción (Mediavilla, 2018, p. 25).

BHA tipo pendular

Su principio se basa en la gravedad. A través de la supresión del estabilizador cercano a

la broca, y su ubicación sobre los collares, genera un apoyo del BHA creando una caída

angular. El efecto gravitacional se produce sobre los collares de perforación, forzando a la

broca hacia la parte inferior de las paredes del hoyo por el peso del estabilizador, tumbado

el ángulo a lo largo de la perforación (Mediavilla, 2018, p. 25).

BHA empacado

Mantiene la sección tangente, conservando el ángulo de inclinación. Requiere un cierto

número de estabilizadores para brindar rigidez al BHA y mantener su trayectoria. Al tener

tres puntos de apoyo (estabilizadores) se tiene una mejor eficacia en el efecto del BHA

empacado, y mejorando su acción al reducir la distancia entre ellos (Mediavilla, 2018, p.

25).

2.2.4.2 Motores de fondo

En situaciones especiales, el equipo puede usar un motor de fondo de pozo para rotar la

broca. A diferencia de una mesa giratoria o un sistema de accionamiento superior, un motor

de fondo de pozo no hace girar la tubería de perforación. En cambio, solo gira la broca. El

lodo de perforación alimenta la mayoría de los motores de fondo de pozo. Normalmente,

los miembros del equipo de perforación instalan el motor en la sarta de perforación justo

encima de la broca (Baker, 2001, p. 102).

Para hacer que un motor de lodo gire la broca, el perforador bombea lodo de perforación

por la sarta de perforación como de costumbre. Sin embargo, cuando el lodo ingresa al

motor, golpea un eje en espiral, que va dentro de una carcasa tubular. El eje y la carcasa se

ajustan de tal manera que la presión del lodo hace que el eje gire. Debido a que la broca

23

está unida al eje del motor, el eje gira la broca. El lodo sale de la broca como siempre

(Baker, 2001, p. 102).

Figura 17. Motor de fondo

Fuente: (Dezhou Rundong Petroleum Machinery Co., Ltd., 2018)

2.2.4.3 Sistema rotatorio dirigibles (RSS)

Es un sistema de última tecnología, en el cual se rota toda la sarta de perforación para la

construcción del ángulo; sin necesidad de deslizar. Se clasifica en:

Push the bit: amplia las fuerzas laterales para que la barrena incremente la acción en sus

lados de corte (Salazar, 2011, p. 91).

Point the bit: introduce una compensación en el ángulo de la trayectoria de la barrena al

operar con motor de fondo (Salazar, 2011, p. 91).

2.2.5 Herramientas para registrar el pozo

2.2.5.1 Herramienta MWD

El sistema MWD usa pulsos para transmitir la información a superficie en forma digital

(binaria). Estos pulsos se convierten en energía eléctrica por medio de un transductor en

superficie, los cuales son decodificados por una computadora. Existen diversas compañías

que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los

sistemas más usados en la actualidad para el control direccional de un pozo (Salazar, 2011,

p. 84).

2.2.6 Fluidos de perforación

El fluido, es el elemento circulante que ayuda a solucionar los problemas de

inestabilidad del hoyo durante la perforación del pozo. En esta unidad se explica

24

detalladamente las funciones a cumplir y las propiedades a mantener por el fluido de

perforación, para alcanzar el objetivo propuesto (J. Garcia et al., 2011, p. 8).

2.2.6.1 Funciones

Capacidad de transporte

La densidad, viscosidad y el punto cedente son las propiedades del fluido que, junto a la

velocidad de circulación o velocidad anular, hacen posible la remoción y el transporte del

ripio desde el fondo del hoyo hasta la superficie (J. Garcia et al., 2011, p. 8).

Enfriar y lubricar

El fluido de perforación facilita el enfriamiento de la mecha al expulsar durante la

circulación el calor generado por la fricción mecánica entre la mecha y la formación.

En cierto grado, por sí mismo, el fluido actúa como lubricante y esta característica

puede incrementarse con aceite o cualquier producto químico elaborado para tal fin (J.

Garcia et al., 2011, p. 8).

Formar revoque

Para minimizar los problemas de derrumbe y atascamiento de tubería en formaciones

permeables, es necesario cubrir la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible, de

baja permeabilidad y altamente compresible. El revoque se logra incrementando la

concentración y dispersión de los sólidos arcillosos (J. Garcia et al., 2011, p. 8).

Controlar la presión de la formación

El fluido de perforación ejerce una presión hidrostática en función de la densidad y

altura vertical del pozo, la cual debe controlar la presión de la formación, evitando un

influjo hacia el pozo. Esta presión no depende de la geometría del hoyo (J. Garcia et al.,

2011, p. 8).

Capacidad de suspensión

La resistencia o fuerza de gel es la propiedad reológica del fluido que permite mantener

en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación. Esta propiedad

retarda la caída de los sólidos, pero no la evita (J. Garcia et al., 2011, p. 8).

25

2.2.6.2 Propiedades

De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a

mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas.

2.2.6.2.1 Propiedades físicas

Densidad

La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los

cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido (J. Garcia et al.,

2011, p. 12).

Viscosidad

A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base

científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de

formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar (J. Garcia et al., 2011, p. 12).

Viscosidad plástica

Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en

el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos. Este control es

indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas

tasas de penetración (ROP) (J. Garcia et al., 2011, p. 13).

Punto cedente

Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas

o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento. El

punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones

dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles

como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación (J. Garcia et al., 2011,

p. 13).

Resistencia o fuerza de gel

Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica

bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se

controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el

mismo tipo de sólido (reactivo) (J. Garcia et al., 2011, p. 13).

Filtrado API

26

El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia

las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial (J.

Garcia et al., 2011, p. 13).

2.2.6.2.2 Propiedades químicas

Dureza

Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el

filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua (J.

Garcia et al., 2011, p. 16).

Cloruros

Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración

de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua (J. Garcia et al., 2011, p. 16).

Alcalinidad

La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles

en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad

se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3 = y HCO3 –, presentes en el fluido

(J. Garcia et al., 2011, p. 16).

MBT

Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido (J.

Garcia et al., 2011, p. 16).

2.2.6.3 Sistema de fluidos de perforación

Williamson (2013) concluyó que:

Los fluidos de perforación poseen una fase continua, que es líquida, y una fase

discontinua compuesta por sólidos. En ocasiones, también exhiben una fase gaseosa; ya

sea por diseño o como resultado del arrastre de gas de formación. La fase continua puede

ser utilizada para clasificar los tipos de fluidos de perforación en gaseosos, fluidos acuosos

o sistemas no acuosos. Los fluidos de perforación acuosos, a los que se alude

generalmente como lodos a base agua, son los más comunes y los más variados de los tres

tipos de fluidos de perforación (p. 67).

27

2.2.6.3.1 Modelos reológicos

Los modelos reológicos se utilizan para predecir el comportamiento de los fluidos en

una amplia gama de velocidades de corte y proporcionar medios prácticos para calcular los

requisitos de bombeo. La mayoría de los fluidos de perforación son fluidos no

newtonianos, seudoplásticos (Rabia, 2012, p. 325)

Modelo plástico de Bingham

El modelo de Bingham describe el flujo laminar usando la ecuación

[1]

Donde:

τ= esfuerzo de corte en lb/100ft2

YP= punto cedente en lb/100ft2

PV= viscosidad plástica en cP

ϒ= tasa de corte en sec-1

Este modelo generalmente predice de forma excesiva las tensiones en un 40 a 90 por

ciento (Rabia, 2012, p. 327).

Ley de potencia

El modelo de la ley de potencia asume que todos los fluidos son pseudoplasticos en la

naturaleza y son definidos por la siguiente ecuación. (Rabia, 2012, p.329)

[2]

Donde

τ= esfuerzo de corte en Dinas/cm2

K= índice de consistencia


n= índice de la ley de potencia

[3]

28

[4]

Los parámetros ‘n’ y ‘k’ describe el comportamiento de los fluidos y su grado de no-

newtonianos.

El modelo de la ley de potencia describe tres tipos de fluidos, basado en el valor de ‘n’:

n=1 the fluido es newtoniano

n<1 el fluido es no-newtoniano

n>1 el fluido es dilatante

Modelo Herschel-Buckley

El modelo de Herschel-Bulckley describe el modelo reológico de los lodos de

perforación más exacto que cualquier otro modelo usando la siguiente ecuación (Rabia,

2012, p.330):

[5]

Donde

τ= esfuerzo de corte en lb/100ft2

τo= esfuerzo de cedencia en lb/100ft2

K= índice de consistencia del fluido en cP

n= índice de flujo


2.2.6.3.2 Sistemas de fluido base agua

Los sistemas de fluidos base agua son aquellos que tiene como fase continua el agua al

cual se le adicionan diferentes químicos para mejorar sus propiedades. Este tipo de fluidos

son los más utilizados por su versatilidad y bajo costo en comparación a los demás tipos de

lodos con otras bases como aceite o gas.

Fluidos no dispersos

Son lodos de poco peso y ligeramente tratados que se utilizan en la perforación de

pozos poco profundos o para la sección inicial de pozos más profundos ya que no son

29

estables a altas temperaturas. Generalmente está compuesto por agua dulce, bentonita y

cal, estos últimos para alcanzar un punto de cedencia óptimo para transportar recortes a

bajas ratas de penetración (Schlumberger Drilling School, 2012).

Fluidos dispersos

Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo

requieren aditivos dispersantes (lingosulfonatos, lignitos y taninos) para cancelar las

fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua. Esto extiende

efectivamente el uso del sistema de lodos hasta que tenga que ser reemplazado.

(Schlumberger Drilling School, 2012).

Fluidos base calcio

Los lodos cálcicos son aplicables en la perforación de capas de poco espesor de

anhidrita y también en aquellas zonas donde las lutitas deleznables y los flujos de agua

salada son comunes. Estos lodos difieren de los otros lodos ase agua, en que las arcillas

sódicas (Bentonita) se convierten en arcillas cálcicas a través de la adición de cal y yeso

(Benitez, 1979, p. 21).

Con adición de Cal

Los lodos de cal se preparan mediante la adición de sosa caustica, adelgazantes

orgánicos y cal hidratada, a un loso bentonitico. Estos lodos resisten contaminaciones

hasta 50 000ppm de sal; sin embargo, tienden a solidificarse o desarrollar alta

gelatinosidad a altas temperaturas (Benitez, 1979, p. 20).

Con adición de Yeso

Los lodos con adición de yeso se han usado en la perforación de formaciones de

anhidrita y yeso, especialmente aquellas con intercalaciones de sal y lutita. Se elaboran a

partir de loso naturales mediante la adición de yeso y lignosulfonatos (Benitez, 1979, p.

20).

Fluidos poliméricos

Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales

pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la

inhibición. También proveen viscosidad y propiedades para el control de pérdidas de

fluido. Los ejemplos más comunes de lodos polímeros son PHPA – “Poli-Acrilato

30

Parcialmente Hidrolizado”, CMC – “Carboxi-Metil-Celulosa” y PAC – Celulosa Poli-

Aniónica”. Son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas

mayores a 300º F. (Schlumberger Drilling School, 2012).

Fluidos base carbonato de calcio

Un compuesto con la fórmula CaCO3 que existe en forma natural como caliza. El

carbonato de calcio triturado y dimensionado a un tamaño de partícula determinado se

utiliza para aumentar la densidad del lodo a 12 lbm/gal, aproximadamente, y es preferible

a la barita porque es soluble en ácido y puede ser disuelto con ácido clorhídrico para

limpiar las zonas de producción. Su uso principal hoy en día es como material de

obturación en los fluidos de perforación de yacimiento, terminación y

reacondicionamiento. Las partículas dimensionadas de carbonato de calcio, junto con los

polímeros, controlan la pérdida de fluido en las salmueras o en los fluidos de perforación

de yacimiento, terminación y reacondicionamiento (Villaroel, 2014, p. 77).

2.2.6.4 Presiones para el diseño del fluido de perforación

Presión hidrostática

La presión hidrostática es la presión ejercida por la columna de fluido sobre un área

específica. La presión hidrostática es directamente proporcional a la profundidad vertical y

a la densidad del fluido.

Matemáticamente se la determina con la siguiente ecuación:

𝑃ℎ = 0.052 𝑥 𝜌 𝑥 𝑇𝑉𝐷 [6]

Donde:

Ph= presión hidrostática en psi

ρ= densidad del lodo en ppg

TVD= profundidad vertical en ft

Presión hidráulica

La presión hidráulica es la presión necesaria para mover un fluido a través de la sección

vertical de una tubería. Matemáticamente se la expresa con:

𝑃𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓.𝑒𝑞𝑢𝑖 + 𝑃𝐷𝑃 + 𝑃𝐻𝑊𝐷𝑃 + 𝑃𝐷𝐶 + 𝑃𝐷𝐻𝑇 + 𝑃𝐵𝐼𝑇 + 𝑃𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 [7]

Presión de poro

31

Es la presión generada por los fluidos atrapados dentro del espacio poroso durante la

depositación de los sedimentos. La presión del fluido en los poros dependerá de la densidad

del fluido y la sobrecarga de la columna litostática.

Cuando la presión de poro es igual a la presión hidrostática se dice que tiene un

gradiente de presión normal con el valor de 0.45 psi/ft, cuando este valor es menor o mayor

se dice que la presión de poro es anormal y es necesario controlar durante la perforación

(Schlumberger Drilling School, 2012, p20).

Presión de fractura

La presión de fractura es la presión necesaria para provocar una fractura en la

formación. Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a

través de ella se puede identificar parámetros necesarios para el control del pozo y

planificación de viajes.

2.2.7 Brocas de perforación

Una broca de perforación es un dispositivo conectado al extremo de la sarta de

perforación que rompe, corta o aplasta las formaciones rocosas al perforar un pozo, como

aquellos perforados para extraer agua, gas o petróleo (RK pipe & Supply, 2019).

2.2.7.1 Tipos de brocas

2.2.7.1.1 Brocas Tricónicas

Barrenas de tres conos o barrenas de conos, fueron introducidas por primera vez en los

años 30 por Hughes Tool Company. Las barrenas de conos incluyen cortadores de acero

montadas en el cuerpo de la barrena, de tal manera que son libres de rotar. La mayoría de

las barrenas de conos tienen tres conos, a pesar de que existen diseños que utilizan dos y

cuatro conos. Recientemente se han vuelto a utilizar barrenas de un cono para la

perforación de hoyos estrechos (Schlumberger Drilling School, 2012, p4).

Componentes

Existen dos tipos de brocas tricónicas de insertos y de dientes

32

Figura 18. Componentes brocas tricónicas Fuente: (https://es.scribd.com/document/63998477/BROCAS-TRICONICAS)

Mecánica de corte

Este tipo de broca perfora el suelo y sus componentes por molturación o trituración.

Durante la perforación se tritura la roca que se encuentra en el terreno, se somete a una

presión perpendicular a la roca y otros componentes encontrados, provocando así una serie

de fracturas que se dispersan alrededor del punto de fricción de la broca tricónica

(Rivadeneira, 2014, p.9).

Figura 19. Mecánica de corte broca tricónica

Fuente: (www.halliburton.com/en-US/ps/drill-bits/hard-rock-drill-bit-solutions)

Nomenclatura

Dependiendo de la generación de las brocas ticónicas la nomenclatura puede variar

https://es.scribd.com/document/63998477/BROCAS-TRICONICAS

http://www.halliburton.com/en-US/ps/drill-bits/hard-rock-drill-bit-solutions

33

Figura 20. Nomenclatura brocas tricónicas

Fuente: (Gutiérrez, 2016)

2.2.7.1.2 Brocas PDC

Las brocas PDC pertenecen al conjunto de brocas de diamante con cuerpo sólido y

cortadores fijos, que utilizan diamantes sintéticos. Por su diseño hidráulico y el de sus

cortadores, actualmente este tipo de broca es la más usada para la perforación de pozos

petroleros (Gutiérrez, 2013, p. 69).

Componentes

Los componentes de una broca PDC puede ser divididos en tres partes principales:

• La estructura de corte

• Cuerpo de la broca

• Shank

La estructura de corte es una parte integral de la corona y es tratada como entidad única,

debido a su importante papel en la aplicación de las brocas PDC. Todas las brocas PDC

tienen básicamente los mismos componentes principales, solamente con diferentes

cortadores y sistemas de entrega hidráulica (Gutiérrez, 2013, p. 69).

Figura 21. Componentes brocas PDC

34

Fuente: (González, 2010)

Figura 22. Componentes brocas PDC vista superior


Mecánica de corte

El cortador PDC fractura la roca por corte. Durante esta acción de corte, la dirección de

la carga y la fractura resultante son aproximadamente paralelas. A medida que el cortador

penetra en la formación, la punta del cortador corta y elimina el material en capas

(Gutiérrez, 2013, p. 72).

Figura 23. Mecánica de corte brocas PDC


Nomenclatura

Dependiendo de la generación de las brocas, la nomenclatura puede variar.

Figura 24. Nomenclatura brocas PDC


35

2.2.7.2 Evaluación de brocas desgastadas IADC

La tabla de clasificación IADC para brocas desgastadas permite registrar ocho factores o

criterios de evaluación del desgaste. La tabla aplica tanto para brocas tricónicas como para

brocas PDC, a pesar de que existen diferentes códigos de desgaste para cada una


Figura 25. Cuadro de evaluación del desgaste brocas PDC

Fuente: (Clark, 1987)

Estructura cortadora interior y exterior

En los cuadros 1 y 2 se utiliza una escala de 0 a 8 para describir la condición de la

estructura de corte.

Figura 26. Desgaste de cortadores

Fuente: (Schlumberger, 2014)

Características del desgaste

El más prominente o cambio físico primario causado por su trabajo de perforación.

36

Figura 27. Características de desgaste de brocas

Fuente: (Brandon, 1992)

Ubicación

El cuadro numero 4 es usado para indicar la localización de la característica de desgaste

primario anotado en el cuadro 3.

Figura 28. Ubicación del desgaste


Sellos cojinetes

El cuadro 5 es usado solo por brocas tricónicas, y será marcado con una X para brocas

PDC.

Cojinetes no sellados: Escala lineal estimando la vida utilizada (0-8).

Cojinetes sellados: Escala lineal estimando la vida utilizada (0-8).

37

Figura 29. Sellos de los cojinetes


Calibre

El cuadro 6 es usado para anotar la condición del calibre de la broca. La letra “I” es

usada si la broca esta aun en calibre. Por otro lado, la cantidad de bajo calibre es notada lo

más cerca de 1/16 de pulgada.

Figura 30. Condición del calibre


Otra característica de desgaste

El cuadro 7 indica una característica secundaria de la broca que no se limita con la

estructura de corte. Se utiliza los mismos códigos empleados en el cuadro 3.

Razón de salida

El cuadro 8 es usado para anotar la razón por la cual la broca fue sacada del pozo,

basándose en una lista definida.

Figura 31. Razón de salida


38

2.2.8 Análisis de hidráulica

La ciencia de la mecánica de fluidos es muy importante para el ingeniero de perforación.

La presencia de lodo de perforación o cemento crea presiones de fluido extremadamente

grandes en el pozo y en la sarta de perforación. La presencia de estas subsuperficiales debe

considerarse en casi todos los problemas de pozo encontrados (Bourgoyne, Millheim,

Chenevert, & Young, 1991, p. 113).

Se tienen tres condiciones de pozo que se consideran

1. Una condición estática en la cual el fluido del pozo y la tubería central están en reposo

2. Una operación de circulación en la cual los fluidos bombeados están bajando por el

espacio central y subiendo por el espacio anular.

3. Operaciones de viaje de tubería en las cuales la tubería se mueve hacia arriba y abajo

a través del fluido (Bourgoyne, Millheim, Chenevert, & Young, 1991, p. 113).

2.2.8.1 Pérdida de Presión en la Broca (∆Pb)

Es la presión de circulación que consume la broca. En general cuando se utiliza entre el

50% y el 65% de la presión superficial en la broca, se obtiene normalmente una hidráulica

adecuada (Gutiérrez, 2013, p. 85).

[8]

2.2.8.2 Caballaje de Fuerza Hidráulica (HHPb)

Calcula el trabajo que realiza el fluido al moverse a lo largo de la cara de la broca


[9]

2.2.8.3 Caballaje Hidráulico por Pulgada Cuadrada (HSI)

Convierte el total de los caballos de fuerza hidráulica disponibles a lo largo de la cara de

la broca. Los caballos de fuerza hidráulica son una medida del trabajo que se realiza al

moverse el fluido (Gutiérrez, 2013, p. 85).

39

[10]

2.2.8.4 Velocidad de las Boquillas (Vn)

Velocidad que logra el lodo de perforación, que acelera cuando atraviesa las boquillas

de la broca.

[11]

2.2.8.5 Fuerza de Impacto (I.F.)

[12]

2.2.8.6 Fuerza de Impacto por Pulgada Cuadrada (I.F./pulg2)

[13]

2.2.8.7 Porcentaje de la Pérdida de Presión en la Broca (%PSIb)

[14]

2.2.8.8 Caballaje Hidráulico Total del Sistema de Circulación (HHPSISTEMA)

[15]

2.3 Metodología VCDSE

2.3.1 Definición

La VCDSE consiste en un proceso a través del cual una empresa identifica y desarrolla

el objetivo y el alcance de los proyectos de inversión de capital, para satisfacer las

necesidades del negocio. El proceso es integral y parte desde la exploración, pasando por el

desarrollo de campos, optimización, explotación y abandono. El objetivo es asegurar una

40

definición documentada del alcance del mismo, para satisfacer los objetivos del negocio en

cuanto a inversión de capital, costos operacionales, tiempo y calidad (Olvera, 2016, p. 23).

2.3.2 Etapas

La metodología consta de 5 fases:

Figura 32. Etapas metodología VCDSE

Fuente: (Olvera, 2016)

2.3.2.1 Visualización

Consiste en la definición de los objetivos y el alcance general del proyecto pozo

(Ingeniería Básica), los cuales deben estar alineados al proyecto de inversión, efectuando el

análisis y elaboración de la matriz de oportunidades, generación y evaluación técnica-

económica preliminar de todas las opciones de pozos tipo que sean factibles para su

ejecución (estimado de costos Clase V), así como el análisis para identificar los riesgos e

incertidumbres que puedan afectar el diseño y consecución de los objetivos del pozo

(Olvera, 2016, p. 26).

Visualización de opciones de perforación

o Descripción de las opciones de geometrías de pozos visualizadas,

preseleccionadas y jerarquizadas en base al comportamiento yacimiento-pozo

y su factibilidad de construcción.

o Las opciones de estados mecánicos preliminares.

Matriz de identificación de riesgos e incertidumbres identificadas en el proyecto

pozo.

41

Evaluación económica.

2.3.2.2 Conceptualización

Consiste en una evaluación más detallada a cada una de las opciones visualizadas

(Ingeniería Conceptual), incorporando nueva información como: pruebas de presión-

producción, datos de producción, simulaciones del comportamiento yacimiento-pozo,

análisis de la productividad de los pozos y las opciones estudiadas y análisis de modelado

avanzado de pozos, ésta última cuando aplique la opción de pozos no convencionales.

Cuantificar riesgos y generar los planes de mitigación de los riesgos identificados en la fase

anterior, que permitan seleccionar la mejor opción técnica-económica para el proyecto

pozo (Olvera, 2016, p. 26).

Análisis de las opciones de terminación y selección de la mejor opción en términos

de producción.

Programa de perforación direccional preliminar.

Profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento y diámetros de

agujeros. La mejor opción de geometría seleccionada.

Programa preliminar de fluidos de perforación y cementación.

Características preliminares del equipo de perforación

Programa de terminación preliminar

Plan de mitigación de riesgos e incertidumbres técnicas y adquisición de

información. Evaluación económica.

2.3.2.3 Definición

Las actividades de esta fase comprenden la ingeniería de detalle a la opción

seleccionada, se afina el plan de mitigación de los riesgos cuantificados previstos para la

etapa de seguimiento, y se detalla el programa de perforación con todas las

especificaciones técnicas para obtener el estimado de costos (Olvera, 2016, p. 27).

Ingeniería de detalle de la opción seleccionada:

o Profundidad de asentamiento de tuberías de revestimiento y diámetros de

agujero definitivos.

o Programa direccional definitivo.

o Programa de fluidos de perforación y equipos de control de sólidos definitivo.

o El programa de barrenas y análisis hidráulico.

o El programa de TR´s y cementación definitivo.

42

o Características finales del equipo de perforación.

Plan de mitigación de riesgos e incertidumbres definitivo.

Evaluación económica.

2.3.2.4 Seguimiento

Esta es la fase correspondiente a la ejecución del proyecto pozo, en ella se materializa la

generación de valor y se realiza el seguimiento estratégico al desarrollo operativo para

tomar decisiones sobre el desarrollo del proyecto, con la finalidad de que se cumpla la

estrategia programada y prevenir y/o minimizar desviaciones. De existir desviaciones no

contempladas en los planes de contingencia diseñados, estas son consultadas y resueltas

por el equipo de diseño del proyecto con el fin de garantizar la mejor solución (Olvera,

2016, p. 28).

El informe de cumplimiento al diseño: Seguimiento al programa de perforación

definitivo y los planes de contingencia previstos.

En caso de haber desviaciones al programa original ocurridas durante la ejecución:

o Informes de validación técnica de ajustes y/o cambios en el diseño.

o Informes de autorización de ajustes y/o cambios en el diseño.

2.3.2.5 Evaluación

En esta fase se documentan las lecciones aprendidas, las mejores prácticas aplicadas,

las nuevas tecnologías implementadas, las principales desviaciones entre lo programado

contra lo ejecutado y su causa raíz. Lo anterior servirá como insumo para la administración

del conocimiento y como retroalimentación para un nuevo proyecto pozo (Olvera, 2016, p.

29).

Nombre y ubicación del pozo.

Objetivo programado y alcanzado.

Profundidad total programada contra la real.

Columna geológica programada y real.

Estado mecánico programado y real.

Los ajustes de gradientes y asentamiento de tuberías de revestimiento.

Resumen de la perforación por etapas (barrenas, fluidos de perforación,

cementaciones, etc.).

Trayectoria direccional programada y real.

Tiempos y costos de perforación programados y reales.

43

CAPITULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El estudio técnico es de tipo descriptivo-comparativo ya que, a partir de las operaciones

de perforación ya realizadas, se tomaron los datos necesarios para la comparación de las

variables a ser evaluadas.

3.2 Universo y muestra

3.2.1 Universo

El universo de los pozos utilizados para la realización del proyecto son los perforados en

el campo Cuyabeno en las campañas del 2010 al 2015.

3.2.2 Muestra

La muestra comprende los pozos de las plataformas Cuyabeno-C, Cuyabeno-D,

Cuyabeno-H y Cuyabeno-K, perforados hasta el 2015 dando un total de 9, de los cuales 6

son pozos tipo J y 3 son pozos tipo S.

POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO CUYABENO

PAD C

POZOS TIPO AÑO

CYBC-034 DIRECCIONAL TIPO "S" 2010

CYBC-035 DIRECCIONAL TIPO "J" 2010

CYBC-060 DIRECCIONAL TIPO "S" 2014

CYBC-068 DIRECCIONAL TIPO "J" 2015

PAD D

POZOS TIPO AÑO

CYBD-059 DIRECCIONAL TIPO "J" 2014



PAD H

POZOS TIPO AÑO

CYBH-066 DIRECCIONAL TIPO "J" 2015

PAD K

POZOS TIPO AÑO

CYBK-058 DIRECCIONAL TIPO "S" 2014

Tabla 1. Pozos perforados en el campo Cuyabeno 2010-2015

Fuente: (Petroamazonas EP, 2018b)

Elaborado por: Henry Benavides

44

3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos

La información necesaria para la realización del proyecto se obtuvo de los archivos

digitales que tiene en su poder la empresa Cuyabenopetro, la misma que obtuvo estos

archivos directamente de su propietario Petroamazonas EP y fue utilizada con autorización

de las dos empresas con fines académicos.

Se utilizaron planes de perforación, reportes diarios y reportes finales de las compañías de

servicios (direccionales, brocas, lodos, cementación, etc.), esta información se seleccionó y

analizó como punto de partida en la aplicación de metodología VCDSE.

3.4 Procesamiento y análisis de información

Con la información obtenida de los reportes se realizó una distribución tomando en

cuenta el tipo de pozo, objetivo de perforación, máxima inclinación y profundidad total

para obtener grupos correlacionables y obtener herramientas y tiempos utilizados en las

diferentes operaciones que se llevan a cabo en la perforación de un pozo.

Para realizar este procedimiento se utilizó el programa Microsoft Excel.

3.4.1 Información general de los pozos

En el siguiente cuadro se presenta la información general de los pozos escogidos como

muestra.

INFORMACION GENERAL DE LOS POZOS

PAD C

POZOS TIPO PROF (MD) OBJETIVO INCL

(°)

TIEMPO (días)

CYBC-034 DIRECCIONAL TIPO "S" 8295 U INFERIOR 27.97 19.9

CYBC-035 DIRECCIONAL TIPO "J" 8428 U INFERIOR 38.36 19.52

CYBC-060 DIRECCIONAL TIPO "S" 8251 U INFERIOR 25.87 13.3

CYBC-068 DIRECCIONAL TIPO "J" 8935 U INFERIOR 31.38 14.4

PAD D


(°)

TIEMPO (días)

CYBD-059 DIRECCIONAL TIPO "J" 8534 T SUPERIOR 24.88 13.75

CYBD-065 DIRECCIONAL TIPO "J" 8720 U INFERIOR 29.33 14.27

CYBD-070 DIRECCIONAL TIPO "J" 8550 T SUPERIOR 23.04 13.12

PAD H


(°)

TIEMPO (días)

CYBH-066 DIRECCIONAL TIPO "J" 8675 U INFERIOR 27.29 12.67

PAD K

45


(°)

TIEMPO (días)

CYBK-058 DIRECCIONAL TIPO "S" 8315 U INFERIOR 30.73 14.52

Tabla 2. Información general de los pozos



3.4.2 Criterios de clasificación

Los pozos se los clasificaron de acuerdo a ciertos criterios con el fin de identificar de

mejor manera la información útil para la aplicación de la metodología.

Los criterios son:

PAD

Tipo de pozo e inclinación

Profundidad total

PAD

La información disponible corresponde a 9 pozos de 4 PAD’s, los que se separaron por

PAD’s para una mejor correlación y análisis.

Tipo de pozo e inclinación

Para esta clasificación se tomó en cuenta el tipo de pozo (tipo “J” y tipo “S”) y estos se

acuerdo a la máxima inclinación alcanzada ya que es importante para identificar las buenas

prácticas de limpieza del hoyo.

CLASIFICACION POZOS CUYABENO

POZOS TIPO J <35 POZOS TIPO J >35 POZOS TIPO S

CYBC-068 CYBC-035 CYBC-060

CYBD-059 CYBC-034

CYBD-065 CYBK-058

CYBD-070

CYBH-066

Tabla 3. Clasificación pozos de Cuyabeno



46

Profundidad total

La profundidad total mantiene una tendencia que se mantiene sin mucha variación por

tanto no se tomó como una clasificación como tal.

Gráfica 1. Profundidad total pozos Cuyabeno



3.5 Análisis de resultados

Se realizo el análisis de varios aspectos como: formaciones perforadas, BHAs utilizados,

brocas utilizadas, fluidos utilizados, perfil direccional, esquema mecánico y tiempos

empleados para realizar cada una de las operaciones más importantes en el proceso de la

perforación de un pozo.

Todo este análisis fue utilizado como inicio de la aplicación de la metodología VCDSE

y como parte fundamental de la etapa de VISUALIZACIÓN.

A continuación, se presenta un diagrama de flujo donde se presenta de manera

simplificada como se realizó la aplicación de la metodología VCDSE.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

MD

(ft

)

PROFUNDIDAD TOTAL POZOS CUYABENO

MD pozos

Lineal (MD pozos)

47

Figura 33. Diagrama de flujo metodología VCDSE


48

CAPITULO IV

APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA VCDSE

4.1 Inicio de la aplicación de la metodología VCDSE

Para la aplicación de la metodología VCDSE en la perforación de pozos es necesario

tener la información de geología, reservorios y demás departamentos relacionados con

dicho análisis, la información correspondiente al pozo de interés debe estar validada y

aprobada para proceder al desarrollo de las técnicas apropiadas para cumplir con el objetivo

de perforar el pozo.

4.2 Visualización

4.2.1 Identificación y clasificación del pozo

El pozo que se perforó es un pozo de desarrollo con objetivo productivo de las areniscas

U Superior e Inferior, en el cual se busca alcanzar el objetivo con la mayor inclinación

posible por las prospecciones futuras para la arena T el cual es un reservorio estratigráfico.

El pozo será completado con bombeo electrosumergible.

INFORMACION GENERAL DEL POZO

NOMBRE DEL POZO CUYABENO-2019

COORDENADAS EN

SUPERFICIE

X: 10004906.13 Y: 357004.675

COORDENADAS DEL

OBJETIVO

X: 10005276.40 Y: 356788.27

TIPO DE POZO POZO DIRECCIONAL TIPO "J"

PAIS ECUADOR

PROVINCIA SUCUMBIOS

CANTON PUTUMAYO

CAMPO CUYABENO

YACIMIENTO U SUPERIOR / INFERIOR

ELEVACION DEL TERRENO 751.1 ft

Tabla 4. Información general del pozo

Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)


49

Columna geológica generalizada

Figura 34. Columna geología Cuenca Oriente

Fuente: (Baby, 2014)

4.2.2 Análisis de pozos de correlación

Se aplico el análisis offset a los 9 pozos obtenidos como muestra, de estos pozos se

obtuvo información importante como BHAs utilizados, tipo de lodos etc. Además de

tiempos de operaciones como corrida de tubería y toma de registros.

Lo primero que se realizó fue un formato de presentación del análisis offset de tal

manera que se pueda visualizar de manera resumida toda la información necesaria para la

planificación del pozo.

El formato completo se utilizó en los 9 pozos y se presentara como anexos del proyecto.

50

Lo primero que tenemos son los topes formacionales que se obtuvieron en los pozos

perforados, lo que ayuda en la realización del perfil direccional y el diseño del estado

mecánico.

TOPES FORMACIONALES

FORMACIÓN LITOLOGIA CYBC-

034

CYBC-

035

CYBC-

060

CYBC-

068

CYBD-

059

CYBD-

065

CYBD-

070

CYBH-

066

CYBK-

058

ORTEGUAZA LUTITA, LIMOLITA 4800 4876 4710 4898 4723 4767 4720 4718 4740

TIYUYACU ARCILLOLITA, LIMOLITA 5669 5386 5691 5462 5541 5463 5507 5430

TOPE TIYUYACU

CGL SUP

CONGLOMERADO CUARZOSO, ARCILLOLITA

5649 5981 5747 5755 5703 5709 5658

BASE TIYUYACU

CGL SUP

CONGLOMERADO CUARZOSO,

ARCILLOLITA

5740 6065 5836 5845 5794 5829 5750

TOPE TIYUYACU

CGL INF

CHERT, ARCILLOLITA, LIMOLITA

6292 6486 6290 6739 6466 6575 6475 6559 6380

BASE TIYUYACU

CGL INF

CHERT, ARCILLOLITA,

LIMOLITA

6717 6720 7235 6947 7078 6963 7026 6820

TENA ARCILLOLITA, LIMOLITA 7302 7151 6984 7491 7180 7319 7195 7290 7040

TENA BASAL ARENISCA CUARZOSA,

LIMOLITA

7306 7450 7291 7860 7538 7679 7558 7652 7338

NAPO SHALE LUTITA 7328 7480 7302 7890 7558 7717 7588 7686 7390

CALIZA M-1 CALIZA, LUTITA 7509 7648 7520 8116 7758 7933 7788 7905 7590

CALIZA M-2 CALIZA, LUTITA 7677 7678 8300 7931 8117 7963 8073 7733

ARENISCA M-2 ARENISCA CUARZOSA,

LUTITA

7708 7828 7740 8354 7997 8185 8010 8138 7800

CALIZA A CALIZA, LUTITA 7806 7957 7805 8435 8068 8258 8104 8223 7862

ARENISCA U SUP ARENISCA CUARZOSA, LUTITA

7846 8007 7855 8482 8114 8302 8154 8272 7925

CALIZA U MEDIA CALIZA, LUTITA 7885 8517 8150 8344 8189 8299

ARENISCA U MED ARENISCA CUARZOSA,

LUTITA, CALIZA

7889 8051 7893 8525 8155 8352 8196 8307 7973

ARENISCA U INF ARENISCA CUARZOSA, LUTITA, CALIZA

7929 8080 7917 8552 8176 8369 8214 8328 7986

BASE ARENISCA U

INF

ARENISCA CUARZOSA,

LUTITA

7982 8143 7990 8630 8226 8453 8265 8416 8045

CALIZA B CALIZA, LUTITA 8017 8185 7996 8639 8245 8462 8292 8420 8055

ARENISCA T

SUPERIOR

ARENISCA CUARZOSA, LUTITA

8029 8202 8032 8691 8289 8504 8319 8460 8097

ARENISCA T

INFERIOR

ARENISCA CUARZOSA,

LUTITA

8064 8231 8101 8766 8366 8576 8389 8530 8158

BASE T INFERIOR LUTITA, CALIZA, CAOLINITA 8139 8305 8154 8827 8427 8618 8455 8585 8219

HOLLIN ARENISCA 8165 8336 8177 8841 8450 8647 8480 8606 8244

BASAMENTO BASAMENTO 8225 8390 8242 8927 8502 8701 8545 8655 8300

TD 8295 8430 8251 8935 8534 8718 8550 8670 8315

Tabla 5. Topes formacionales

Fuente: (Petroamazonas, 2018b)


Se tiene el tiempo de operación de cada pozo que ayudó a definir una curva de tiempo

base junto con los demás tiempos establecidos para todas las operaciones involucradas en el

proceso de perforación.

51

Tiempo total de operación

TIEMPO TOTAL DE OPERACIÓN

POZOS TIPO J <35°

POZO TVD (ft) MD (ft) TIEMPO (días)

CYBC-068 8018 8935 14,48

CYBD-059 8022 8534 13,75

CYBD-065 8016 8718 14,27

CYBD-070 8018 8550 13,12

CYBH-066 8029 8670 12,67

Tabla 6. Tiempo total de operación pozos tipo J < 35°




POZOS TIPO J >35°


CYBC-035 8022 8430 19,52

Tabla 7. Tiempo total de operación pozos tipo J>35°




POZOS TIPO S


CYBC-034 8043 8295 19,94

CYBC-060 8000 8251 13,33

CYBK-058 8018 8315 14,52

Tabla 8. Tiempo total de operación pozos tipo S



Tiempo de armado del BHA

Se analizó el tiempo que se empleó para el armado de los BHA de cada sección para

obtener un tiempo promedio útil para el nuevo pozo.

TIEMPO DE ARMADO BHA 16"

POZOS TIPO J <35

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-068 2,5

CYBD-059 0,5

CYBD-065 0,5

CYBD-070 2

CYBH-066 1,5

52

Tabla 9. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J<35°




POZOS TIPO J >35

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-035 1,5

Tabla 10. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J>35°




POZOS TIPO S

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-034 1,5

CYBC-060 2

CYBK-058 0,5

Tabla 11. Tiempo armado BHA 16” pozos tipo S



En estas tablas tenemos el tiempo empleado para armar el BHA de 16” convencional

con broca tricónica a excepción del pozo CYBC-068 que se perforó con broca PDC desde

un inicio.

El tiempo que se tomó para el armado del BHA de 16” es de 0,5horas.

Para la sección de 12 ¼” se tuvo.

TIEMPO DE ARMADO BHA 12 1/4"

POZOS TIPO J <35

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-068 4

CYBD-059 1,5

CYBD-065 2,5

CYBD-070 2,5

CYBH-066 1

Tabla 12. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J<35°



53


POZOS TIPO J >35

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-035 1

Tabla 13. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J>35°




POZOS TIPO S

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-034 3

CYBC-060 2

CYBK-058 2

Tabla 14. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo S



En esta sección tenemos el tiempo promedio de armado del BHA de la sección de 12

¼”, ya que en esta sección se emplearon de 2 a 3 BHAs se tomó el promedio.

Para el armado del BHA de la sección de 12 ¼” se tomó 2 horas.

Para la sección de 8 1/2” se tuvo


POZOS TIPO J <35°

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-068 2

CYBD-059 2

CYBD-065 2

CYBD-070 2

CYBH-066 1,5

Tabla 15. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J<35°



54


POZOS TIPO J >35°

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-035 1

Tabla 16. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J>35°




POZOS TIPO S

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-034 3

CYBC-060 1

CYBK-058 2

Tabla 17. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo S



Para el armado del BHA de la sección de 8 ½” se tomó un tiempo de 2 horas.

Tiempo de RIH

Otro tiempo que forma parte de la planificación del pozo es el tiempo de RIH (run in

hole) que es el tiempo que se toma para bajar la tubería dentro del hoyo. En este caso

tenemos para las 3 secciones los siguientes tiempos.

Sección de 16”

TIEMPO DE RIH SECCION DE 16"

POZOS TIPO J <35°

POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)

CYBC-068 1 367 367

CYBD-059 1,5 318 212

CYBD-065 2,5 395 158

CYBD-070 3,5 350 100

CYBH-066 1,5 375 250

Tabla 18. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° se tuvo una velocidad promedio de 217 ft/h.

55


POZOS TIPO J >35°


CYBC-035 1 372 372

Tabla 19. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J>35°



Para los pozos tipo J>35° se tuvo una velocidad promedio de 372 ft/h


POZOS TIPO S


CYBC-034 1 338 338

CYBC-060 1,5 350 233

CYBK-058 1,5 250 167

Tabla 20. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo S



Para los pozos tipo S se tuvo una velocidad promedio de 246 ft/h.

Sección de 12 ¼”

TIEMPO DE RIH SECCION DE 12 1/4"

POZOS TIPO J <35°


CYBC-068 1,5 1763 1175

CYBD-059 1,5 1490 993

CYBD-065 2,5 1800 720

CYBD-070 3 1756 585

CYBH-066 1,5 360 240

Tabla 21. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J<35°





POZOS TIPO J >35°


CYBC-035 1 372 372

56

Tabla 22. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J>35°





POZOS TIPO S


CYBC-034 0,5 338 676

CYBC-060 1,5 1778 1185

CYBK-058 12 1868 156

Tabla 23. Tiempo de RIH sección de 12 ¼” pozos tipo S




Sección de 8 ½”


POZOS TIPO J <35°


CYBC-068 5,5 7729 1405

CYBD-059 5,5 7396 1345

CYBD-065 5,5 7574 1377

CYBD-070 5,5 7426 1350

CYBH-066 6,5 7530 1158

Tabla 24. Tiempo de RIH sección de 8 ½” pozos tipo J<35°





POZOS TIPO J >35°


CYBC-035 4 5515 1379

Tabla 25. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo J>35°




57


POZOS TIPO S


CYBC-034 5 5600 1120

CYBC-060 4,5 7217 1604

CYBK-058 5,5 7077 1287

Tabla 26. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo S




Velocidad de viaje a superficie

Otro punto muy importante en la perforación es la velocidad con la cual se realizan los

viajes y para esto tenemos los siguientes tiempos.

VELOCIDAD PROMEDIO DE VIAJE

POZOS TIPO J <35°

POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)

CYBC-068

16" 1763 771

12 1/4" 7800 1189

8 1/2" 8935 1679

CYBD-059

16" 1557 574

12 1/4" 7460 1234

8 1/2" 8634 1089

CYBD-065

16" 1800 859

12 1/4" 7630 1424

8 1/2" 8720 1315

CYBD-070

16" 1815 810

12 1/4" 7480 1686

8 1/2" 8550 1396

CYBH-066

16" 371 375

12 1/4" 7532 967

8 1/2" 8670 1239

Tabla 27. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 678

ft/h, en la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad de 1300 ft/h y en la sección de 8 ½” se

tuvo una velocidad de 1343 ft/h.

58


POZOS TIPO J >35°


CYBC-035

16" 369 248

12 1/4" 5515 868

8 1/2" 8428 1234

Tabla 28. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J>35°



Para los pozos tipo J>35° en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 248 ft/h, en

la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad de 868 ft/h y en la sección de 8 ½” se tuvo una velocidad

de 1234 ft/h.


POZOS TIPO S


CYBC-034

16" 334 676

12 1/4" 5600 1148

8 1/2" 8295 1138

CYBC-060

16" 1835 1013

12 1/4" 7270 1963

8 1/2" 8251 1336

CYBK-058

16" 1916 1131

12 1/4" 7130 1081

8 1/2" 8315 1209

Tabla 29. Velocidad promedio de viaje pozos tipo S



Para los pozos tipo S en la sección de 16” se tuvo una velocidad de 940 ft/h, en la

sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad de 1397 ft/h y en la sección de 8 ½” se tuvo una

velocidad de 1227 ft/h.

Fluido de perforación

El tipo de fluido es uno de los elementos más importantes en la perforación de un pozo

ya que se encarga de la estabilidad y adecuada limpieza del hoyo.

En los pozos que se analizó se encontró que se utilizaron principalmente 3 tipos de lodo.

La primera a base de Nitrato de Calcio utilizada para perforar las formaciones del terciario

indiferenciado y Chalcana para evitar el embolamiento de la broca y se realiza un cambio

59

de fluido previo al ingreso a Orteguaza para inhibir las arcillas y estabilizar las lutitas con

el fin de atravesar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Conglomerado Superior,

Conglomerado Inferior y Tena. El tercer fluido se utilizó para perforar las formaciones

Tena Basal, Napo, Caliza M1-M2, Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza B, Arenisca

T, Hollin y el Basamento con la finalidad de minimizar el daño a la formación, reducir

cualquier hidratación y garantizar el sello de las fracturas y microporos de las lutitas.

En estos pozos se utilizaron las siguientes densidades de fluido de perforación.

DENSIDAD DE FLUIDO UTILIZADA

POZOS TIPO J <35°

POZO SECCION MD (ft) DENSIDAD (ppg)

CYBC-068

16" 1763 8,5-9,6

12 1/4" 7800 8,5-10,4

8 1/2" 8935 9,6-9,8

CYBD-059

16" 1557 8,6-9,6

12 1/4" 7460 8,5-10

8 1/2" 8634 9,6-9,8

CYBD-065

16" 1800 8,4-9,6

12 1/4" 7630 8,4-10,2

8 1/2" 8720 9,6-9,8

CYBD-070

16" 1815 8,3-9,6

12 1/4" 7480 8,4-10,2

8 1/2" 8550 9,6-9,8

CYBH-066

16" 371 8,5-9,1

12 1/4" 7532 8,9-10,4

8 1/2" 8670 9-9,2

Tabla 30. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35 se tuvo para la sección de 16” un rango de densidad de 8,5 –

9,6 ppg.

Para la sección de 12 ¼” se tuvo un rango de densidad de 8,5 – 10,2 ppg.

Para la sección de 8 ½” se tuvo un rango de densidad de 9,5 – 9,7 ppg.


POZOS TIPO J >35°


CYBC-035 16" 369 8.7

12 1/4" 5515 8,7-10,4

60

8 1/2" 8428 9,8-10,5

Tabla 31. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J>35°



Para los pozos tipo J>35 se tuvo una densidad de lodo en la sección de 16” de 8,7ppg,

en la sección de 12 ¼” se tuvo un rango de 8,7 – 10,4 ppg y en la sección de 8 ½” se tuvo

un rango de 9,8 – 10,5 ppg.


POZOS TIPO S


CYBC-034

16" 334 8,7

12 1/4" 5600 8,7-10,1

8 1/2" 8295 9,7-10,4

CYBC-060

16" 1835 8,4-9,6

12 1/4" 7270 8,9-10,2

8 1/2" 8251 9,6-9,8

CYBK-058

16" 1916 8,6-9,6

12 1/4" 7130 8,4-10

8 1/2" 8315 9,6-9,8

Tabla 32. Densidad de fluido utilizada pozos tipo S



Para los pozos tipo S en la sección de 16” se tuvo un rango de densidad de 8,9 – 9,6 ppg,

en la sección de 12 ¼” se tuvo un rango de 8,7 – 10,1 ppg y en la sección de 8 ½” se tuvo

un rango de 9,6 – 10 ppg.

Corrida del casing

Una vez terminada la perforación de cada sección se realiza la corrida y posterior

cementación del casing para asegurar la integridad del pozo para continuar con la

perforación de la siguiente sección.

Esta operación depende de gran medida de la limpieza que se haya logrado con la

selección del lodo de perforación y un adecuado galonaje, en los pozos analizados tenemos

las siguientes velocidades.

61

TIEMPO DE CORRIDA DEL CASING

POZOS TIPO J <35°


CYBC-068

16" 1763 392

12 1/4" 7800 600

8 1/2" 8935 1679

CYBD-059

16" 1557 622

12 1/4" 7460 678

8 1/2" 8634 1004

CYBD-065

16" 1800 514

12 1/4" 7630 509

8 1/2" 8720 698

CYBD-070

16" 1815 605

12 1/4" 7480 680

8 1/2" 8550 1006

CYBH-066

16" 371 247

12 1/4" 7532 717

8 1/2" 8670 754

Tabla 33. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° en la sección de 16” tenemos una velocidad promedio de 533

ft/h sin tomar en cuenta el pozo CYBH-066 ya que la sección de 16” es mucho más corta

que el promedio de los demás pozos, para la sección de 12 ¼” tenemos una velocidad

promedio de 636 ft/h y en la sección de 8 ½” tenemos una velocidad promedio de 1028

ft/h.


POZOS TIPO J >35°


CYBC-035

16" 369 246

12 1/4" 5515 649

8 1/2" 8428 703

Tabla 34. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J>35°



62

Para los pozos tipo J>35° en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 246

ft/h, en la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad promedio de 649 ft/h y en la sección de 8

½” se tuvo una velocidad promedio de 703 ft/h.


POZOS TIPO S


CYBC-034

16" 334 334

12 1/4" 5600 700

8 1/2" 8295 754

CYBC-060

16" 1835 367

12 1/4" 7270 767

8 1/2" 8251 660

CYBK-058

16" 1916 622

12 1/4" 7130 678

8 1/2" 8315 1004

Tabla 35. Tiempo de corrida del casing pozos tipo S



Para los pozos tipo S en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 494 ft/h

sin tomar en cuenta el pozo CYBC-034 ya que el MD es menor al promedio de los demás

pozos, en la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad promedio de 722 ft/h y en la sección

de 8 ½” se tuvo una velocidad promedio de 806 ft/h.

Tiempo de cementación

En el tiempo para cementación se toma en cuenta 3 operaciones realizadas tales como

probar las líneas de cementación, bombear los fluidos de acuerdo con el programa de

cementación previamente definido y retirar las líneas de cementación.

En el análisis de estos tiempos se vio que varias veces se omitía una de estas

operaciones y otras veces se las incluía en otras operaciones con esto se obtuvieron los

tiempos utilizados en cementación.

Casing 13 3/8”

TIEMPO PARA CEMENTAR CSG 13 3/8"

POZOS TIPO J <35°

CYBC-068 CYBD-059 CYBD-065 CYBD-070 CYBH-066

PROBAR LINEAS DE

CEMENTACION (h)

0,5 1 1,5 0,5

63

CEMENTACION (h) 2,5 2 3,5 2

DESCONECTAR

LINEAS DE

CEMENTACION (h)

0,5 0,5 1 0,5 0,5

Tabla 36. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° se obtuvo un tiempo promedio para cementar el casing de 13

3/8” de 3,3 horas.

El tiempo para la cementación del casing de 13 3/8” del pozo CYBC-035 no se pudo

obtener ya que no constaba dentro de los registros de información


POZOS TIPO S

CYBC-034 CYBC-060 CYBK-058

PROBAR LINEAS DE

CEMENTACION (h)

0,5

CEMENTACION (h) 2,5 2

DESCONECTAR

LINEAS DE

CEMENTACION (h)

1,5

Tabla 37. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo S



Para los pozos tipo S de obtuvo un tiempo promedio de cementación de 3.25 horas.

Casing 9 5/8”


POZOS TIPO J <35


PROBAR LINEAS DE

CEMENTACION (h)

0,5 0,5 1 1,5

CEMENTACION (h) 3 3,5 3 4 3,5

DESCONECTAR

LINEAS DE

CEMENTACION (h)

1 1,5 2,5 0,5

Tabla 38. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° se tuvo un tiempo promedio de 5,2 horas de operación.

64

El tiempo para la cementación del casing de 9 5/8” del pozo CYBC-035 no se pudo obtener

ya que no constaba dentro de los registros de información


POZOS TIPO S


PROBAR LINEAS DE

CEMENTACION (h)

CEMENTACION (h) 3,5 3,5

DESCONECTAR LINEAS

DE CEMENTACION (h)

1

Tabla 39. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo S



Para los pozos tipo S se tuvo un tiempo promedio de 4 horas de operación.

Liner 7”

TIEMPO PARA CEMENTAR LINER 7"

POZOS TIPO J <35°


PROBAR LINEAS DE

CEMENTACION (h)

2 1 0,5 0,5 0,5

CEMENTACION (h) 1,5 2 2 2,5 2

DESCONECTAR

LINEAS DE

CEMENTACION (h)

0,5 0,5 1 1 0,5

Tabla 40. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° se tuvo un tiempo promedio de 3.6 horas de operación en la

cementación del liner.

El tiempo para la cementación del liner de 7” del pozo CYBC-035 no se pudo obtener

ya que no constaba dentro de los registros de información

TIEMPO PARA CEMENTAR LINER 7"

POZOS TIPO S


PROBAR LINEAS DE

CEMENTACION (h)

0,5 0,5 1

CEMENTACION (h) 1,5 1,5 2,5

65

DESCONECTAR LINEAS

DE CEMENTACION (h)

0,5 1,5 1,5

Tabla 41. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo S



Para los pozos tipo S se tuvo un tiempo promedio de 3,7 horas de operación en la

cementación del liner.

Tiempo para corrida de registros

En el tiempo de corrida de registros eléctricos se tomó en cuenta las operaciones de

armado y calibrado de las herramientas, RIH de las herramientas y la toma de registros.

TIEMPO DE TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS

POZOS TIPO J <35°

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-068 7

CYBD-059 8,5

CYBD-065 6,5

CYBD-070 6,5

CYBH-066 4

Tabla 42. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J<35°



Para los pozos tipo J<35° se tuvo un tiempo promedio de 6,5 horas de operación.


POZOS TIPO J >35°

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-035 6

Tabla 43. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J>35°



Para los pozos tipo J>35° se tuvo un tiempo de 6 horas de operación.


POZOS TIPO S

POZO TIEMPO (horas)

CYBC-034 5

66

CYBC-060 8,5

CYBK-058 7

Tabla 44. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo S



Para los pozos tipo S se tuvo un tiempo promedio de 6,8 horas de operación.

Parámetros de perforación

Lo más importante dentro de las operaciones de perforación son los parámetros con los

cuales se lleva a cabo la construcción de un pozo, estos parámetros se definen con la ayuda

del análisis de pozos offset y con reuniones previas junto con el personal de las empresas

de servicios.

De los pozos offset se obtuvo la información de galonaje, peso sobre la broca (WOB),

torque, revoluciones y rata de penetración (ROP).

PARAMETROS DE PERFORACIÓN

POZOS TIPO J <35°

POZO SECCION MD

(ft) GALONAJE (gpm)

WOB

(klb) TORQUE (klb-ft) REV

ROP PROM

(ft/h)

CYBC-068

16" 1763 350-700 2-5 1-5 40-90 72

12 1/4" 7800 850-940 6-14 8-15 60 62,6

8 1/2" 8935 400 10 14-15 40 43,6

CYBD-059

16" 1557 140-880 10-20 10 40 89,0

12 1/4" 7460 850 5-18 10-17 60 64,5

8 1/2" 8634 400 10-18 13-16 60 52,3

CYBD-065

16" 1800 400-900 10-18 2-9 40-90 73,9

12 1/4" 7630 850-880 8-12 9-18 50-60 65,4

8 1/2" 8720 400-420 15-20 18-22 40-60 33,0

CYBD-070

16" 1815 300-900 5-12 2-12 40 84,4

12 1/4" 7480 850-930 8-18 12-18 40-60 60,3

8 1/2" 8550 400-450 8-18 15-18 60 37,5

CYBH-066

16" 371 140-850 2-10 2-5 40 46,9

12 1/4" 7532 820-950 8-25 8-20 40-65 67,7

8 1/2" 8670 380-400 10-20 12-18 50-70 37,9

Tabla 45. Parámetros de perforación pozos tipo J<35°



67

PARAMETROS DE PERFORACIÓN

POZOS TIPO S

POZO SECCION MD

(ft)

GALONAJE

(gpm)

WOB

(klb)

TORQUE

(klb-ft) REV

ROP PROM

(ft/h)

CYBC-034

16" 334

12 1/4" 5600

8 1/2" 8295

CYBC-060

16" 1835 350-900 4-18 1-13 40 94,1

12 1/4" 7270 800-930 4-18 12-14 40-80 75,5

8 1/2" 8251 450 11 16 60 53

CYBK-058

16" 1916 300-1000 10-20 3-13 50 55,5

12 1/4" 7130 880-1000 10-20 10-21 50-70 61,7

8 1/2" 8315 450 20 22 70 51,5

Tabla 46. Parámetros de perforación pozos tipo S



Los parámetros de perforación de los pozos CYBC-034 y CYBC-035 no se pudo

obtener ya que no constaba dentro de los registros de información.

Esta información de los parámetros se usó en el análisis de torque y arrastre para la

definición de los parámetros a utilizar.

Rendimiento del BHA

La selección de un BHA adecuado es primordial para la construcción optima del pozo,

para ver el rendimiento del BHA utilizado tenemos el tiempo y la distancia que rotó y

deslizó cada BHA. Lo óptimo y recomendado por los ingenieros de perforación es tener un

porcentaje igual o menor al 15% de deslizamiento.

RENDIMIENTO DEL BHA

POZOS TIPO J <35°

POZO SECCION BHA PIES

PERFORADOS

TIEMPO

(horas)

DISTANCIA TIEMPO

%

ROTADO

%

DESLIZADO

%

ROTADO

%

DESLIZADO

CYBC-

068

16" 1 326 4,03 100 0 100 0

2 1396 8,87 79,87 20,12 64,26 35,74

12 1/4" 3 5503 59 93,13 6,87 88,14 11,86

4 536 14,67 94 6 59,99 40,01

8 1/2" 5 1133 21,26 97,35 2,65 90,86 9,14

CYBD-

059

16" 1 309 6 100 0 100 0

2 1207 7,09 85,8 14,2 70,8 29,2

12 1/4" 3 4583 37,77 96,1 3,9 84,6 15,4

4 1002 27,34 92,2 7,8 79,6 20,4

68

5 320 7,13 83,1 16,9 45,6 54,4

8 1/2" 6 1072 18,25 97,1 2,9 82,8 17,2

CYBD-

065

16" 1 354 8,5 100 0 100 0

2 1405 8,36 85,4 14,6 70,3 29,7

12 1/4"

3 10 3 100 0 100 0

4 4780 42,37 89,3 10,7 70,7 29,3

5 1040 27,17 94 6 75,7 24,3

8 1/2" 6 1090 30,82 98,3 1,7 89,6 10,4

CYBD-

070

16" 1 309 8,5 100 0 100 0

2 1465 7,15 84,8 15,2 75,5 24,5

12 1/4" 3 4677 47,53 96 4 89,9 10,1

4 988 27,03 97 3 93,2 6,8

8 1/2" 5 1070 24,8 100 0 100 0

CYBH-

066

16" 1 333 8 100 0 100 0

2 818 5,68 91,4 8,6 87,7 12,3

12 1/4" 3 5086 41,82 94,6 5,4 84,2 15,8

4 1259 30,52 100 0 100 0

8 1/2" 5 1137 26,26 97,8 2,2 91,3 8,7

Tabla 47. Rendimiento del BHA pozos tipo J<35°



RENDIMIENTO DEL BHA

POZOS TIPO J >35


PERFORADOS

TIEMPO

(horas)

DISTANCIA TIEMPO

%

ROTADO

%

DESLIZADO

%

ROTADO

%

DESLIZADO

CYBC-

035

16"

1 372 9,5 100 0 100 0

2 228 6,5 100 0 100 0

12 1/4"

3 2592 15,3 69,9 30,1 58,8 41,2

4 2313 25,9 65,4 34,6 36,3 63,7

8 1/2"

5 1083 23,5

6 1093 19,4 97,5 2,5 94,8 5,2

7 325 10 100 0 100 0

8 1497 28,4 100 0 100 0

Tabla 48. Rendimiento del BHA pozos tipo J>35°



69

RENDIMIENTO DEL BHA

POZOS TIPO S


PERFORADOS

TIEMPO

(horas)

DISTANCIA TIEMPO

%

ROTADO

%

DESLIZADO

%

ROTADO

%

DESLIZADO

CYBC-

034

16" 1 338 7,5 100 0 100 0

2 162 5,5 100 0 100 0

12 1/4"

3 3530 34

4 1570 19

5 812 13,5

6 470 33,5

8 1/2" 7 281 10,5

CYBC-

060

16"

1 309 6,55 100 0 100 0

2 150 1,4 70 30 56 44

3 1335 6,04 85,2 14,8 69,03 30,97

12 1/4"

4 4514 36,58 93,9 6,1 81,5 18,5

5 547 25,53 100 0 100 0

6 374 7,02 95,2 4,8 79,1 20,9

8 1/2" 7 981 16,5 97,5 2,5 93,76 6,24

CYBK-

058

16"

1 197 6 100 0 100 0

2 150 4,5 100 0 100 0

3 1516 8,18 79,2 20,8 62,3 37,7

12 1/4" 4 2846 17,4 83,7 16,3 59,3 40,7

5 2120 38,45 100 0 100 0

8 1/2" 6 248 9,65 100 0 100 0

7 1185 20,02 100 0 100 0

Tabla 49. Rendimiento del BHA pozos tipo S



4.2.3 Generación de trayectorias preliminares

Se realizaron varias trayectorias preliminares que en total fueron dos trayectorias tipo

“J” y un tipo “S”.

El primer perfil fue un tipo J ya que tiene una sección vertical corta de +/- 1140ft se

tuvo que realizar un KOP a los 3760ft donde empieza a construir a una tasa de 1,5°/100ft

hasta alcanzar una inclinación de 18,75° a los 5010ft, mantiene la tangente hasta 7205ft

para atravesar sin generar problemas en la zona de los conglomerados y una vez alcanzada

la formación Napo tumbar a una tasa de 0,80°/100ft necesario por la tendencia formacional

70

de Napo y con esto atravesar el objetivo con una inclinación de 11,69° y llegar a TD a los

8088ft MD.

Figura 35. Perfil direccional Opción 1 tipo J


El segundo perfil es un tipo J que cumple con las premisas establecidas por el área de

geología, tiene un KOP a 3500ft donde empieza a construir ángulo a una tasa de 1,5°/100ft

hasta alcanzar los 14° de inclinación a los 4433ft. Mantiene la inclinación hasta los 5490ft

y vuelve a construir ángulo hasta alcanzar 18,97° a los 5822ft y mantiene su inclinación

71

hasta alcanzar la formación Basal Tena donde empieza a tumbar a una tasa de 0,9-

0,81°/100ft hasta llegar a TD a los 8078ft.

Figura 36. Perfil direccional Opción 2 tipo J



El tercer perfil es un tipo S el cual tiene una vertical hasta los 900ft donde empieza a

construir ángulo a una tasa de 1,5°/100ft hasta alcanzar una inclinación de 19° a la

profundidad de 2166,7ft, se mantiene tangente hasta los 3666,7ft donde empieza a tumbar a

72

una razón de 0,8°/100ft hasta alcanzar la verticalidad a la profundidad de 5925ft y

mantenerla hasta TD a 8064,6ft MD.

Figura 37. Perfil direccional Opción 3 tipo S


Este tipo de perfil tipo S se lo descarto ya que no cumplió con las premisas establecidas

por el área de geología.

En base a estos perfiles se realizaron los esquemas mecánicos para proseguir con el

análisis.

73

4.2.4 Opciones de diseño

Una vez se definió las coordenadas del objetivo y se realizaron las trayectorias

preliminares se elaboraron las siguientes opciones de diseño.

Figura 38. Opciones de diseño


Opción 1

El casing conductor de 20” esta hincado, el casing superficial se colocó para cubrir las

lutitas de la formación Orteguaza y llega hasta los primeros 50ft dentro de Tiyuyacu, el

casing intermedio cubre hasta llegar a los primeros 50ft dentro de la formación Caliza M2 y

el liner se encuentra 200ft dentro del casing de 9 5/8” y llega a TD cubriendo todas las

formaciones productivas.

Figura 39. Estado mecánico Opción 1


OPCIONES DE DISEÑO

OPCIÓN A

TIPO "J"

OPCIÓN 1 OPCIÓN 2

OPCIÓN B

TIPO "S"

OPCIÓN 3

Opciones de trayectoria

Estados mecánicos

74

Opción 2

El casing conductor se encentra hincado hasta los 46ft, el casing superficial llega a los

368ft con el fin de no perforar una sección tan larga manteniendo así el diseño dentro de las

normas de seguridad.



Opción 3

En esta opción se tomó en cuenta las mismas consideraciones de la opción 1 para cubrir

con el casing de 13 3/8” hasta 50ft dentro del Tiyuyacu y el casing de 9 5/8” hasta 50ft dentro

de la Caliza M2.



75

4.2.5 Análisis de perforación

Requerimiento del equipo de perforación

Características del taladro

CARACTERISTICAS DEL TALADRO

STATIC HOOK LOAD 1000000 Lbs

RACKING CAPACITY 12000 ft

DRILLING LINE 1-1/2 plg 7500 ft

CASING LOAD 1000000 lbs

HEIGHT 36,7 ft

ROTARY TABLE 36,7"-585 TON

TRAVELING BLOCK 500 TON

TOP DRIVE 500 TON

MUD PUMPS 1600 HP PRESSURE 5000 psi

DRILLING FLUIDS

ACTIVE 3400 bls

RESERVE 750 bls

SOLIDS CONTROL 10" 3 CONES 4" 20 CONES

BOP 13-5/8"-5000 psi

DRILL PIPE 12000 ft

HEAVY WEIGHT 5"-60 juntas

DRILL COLLAR 8"- 8 juntas

Tabla 50. Características del taladro


Derrick static load

Peso CSG 9 5/8” = 356klb

Drill string= 295 klb

Margen de overpull= 100klb

𝐻𝐾𝐿𝐷 = 95

8 𝐶𝑆𝐺 𝑊 + 𝐷𝑟𝑖𝑙𝑙 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑅𝑎𝑐𝑘𝑒𝑑 + 𝑂𝑣𝑒𝑟 𝑃𝑢𝑙𝑙 [16]

𝐻𝐾𝐿𝐷 = 356 𝑘𝑙𝑏 + 295 𝑘𝑙𝑏 + 100 𝑘𝑙𝑏

𝐾𝐿𝐷 = 750𝑘𝑙𝑏

76

Bombas de lodo

GPM=1100gpm

SPP=2500psi

Eficiencia=0,95

𝐻𝑃𝑀𝑃 =𝐺𝑃𝑀𝑥𝑆𝑃𝑃

1714

𝐸𝑓𝑓

[17]

𝐻𝑃𝑀𝑃 =1100𝑥2500

17140,95

𝐻𝑃𝑀𝑃 =1688 HP

Potencia del Malacate

Tripping speed= 20ft/min

Back reaming= 10 ft/min

Running casing= 17ft/min

Potencia durante los viajes

𝐻𝑃𝑀 =𝐷𝑆 𝐻𝐾𝐿𝐷 𝑥 𝑇 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑

33000

𝑒𝑓𝑓

[18]

𝐻𝑃𝑀 =160 000 𝑥 20

330000,649

𝐻𝑃𝑀 = 149 𝐻𝑃

Potencia durante los viajes con back reamming

𝐻𝑃𝑀 =𝐷𝑆 𝐻𝐾𝐿𝐷 𝑥 𝑇 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑

33000

𝑒𝑓𝑓

[19]

𝐻𝑃𝑀 =160 000 𝑥 10

33 0000,649


Potencia durante la corrida del casing

77

𝐻𝑃𝑀 =𝐶𝑆𝐺 𝐻𝐾𝐿𝐷 𝑥 𝑇 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑

33000

𝑒𝑓𝑓

[20]

𝐻𝑃𝑀 =356 000 𝑥 17

330000,649


Potencia del top drive

Torque=20 klb/ft

RPM= 60rpm

𝐻𝑃𝑇 =𝑇𝑄 𝑥 𝑅𝑃𝑀

5262

𝑒𝑓𝑓

[21]

𝐻𝑃𝑇 =20 000 𝑥 60

52620,96

𝐻𝑃𝑇 = 237 𝐻𝑃

Potencia total requerida

𝐻𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐻𝑃𝑀𝑃 + 𝐻𝑃𝑀 + 𝐻𝑃𝑇 [22]

𝐻𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1688 + 75 + 237

𝐻𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 2000 𝐻𝑃

Tolerancia a la surgencia

La tolerancia a la surgencia está definida como el máximo volumen de un influjo que

puede ser cerrado y circulado fuera del pozo con seguridad sin producir una rotura de

formación en la débil del pozo (IADC, 2017).

Durante la perforación de secciones críticas del pozo es muy importante calcular la

tolerancia a la surgencia de forma regular. Esto es porque la tolerancia a la surgencia cambia

como una función de la profundidad del pozo, de la geometría del BHA, peso del lodo,

presión de formación y tipo de influjo posible (IADC, 2017).

Para la realización de los cálculos de tolerancia a la surgencia es necesario tener datos de

un estudio de geomecánica, pero el campo no cuenta con un estudio de ese tipo actualizado

por lo que se recurrió a información histórica utilizada en todo el campo Cuyabeno.

78

La información utilizada fue la siguiente:

Presión de poro

PROFUNDIDAD (ft) PRESION DE PORO (psi) MW (ppg)

31,8 0 8,33

998,9 190,96 3,68

1967 438,36 4,29

2878 808,83 5,41

3787 1202 6,11

4699 1594 6,53

5620 1988,16 6,81

6538 2380,85 7,01

7522 2774,35 7,1

Tabla 51. Presión de poro campo Cuyabeno


Con los cuales se realizó un grafica con el fin de obtener una línea de tendencia y de esta

una ecuación válida para calcular la presión de poro a la profundidad que se requiera.

Gráfica 2. Presión de poro VS profundidad


Con esto realizo el cálculo de la tolerancia a la surgencia de cada sección.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Pro

fun

idad

(ft

)

Presión de poro (psi)

PRESIÓN DE PORO

79

Sección de 16” - Casing 13 3/8”

DATOS

POSIBLE MAXIMA PRESION DE

PORO 9,1 ppg

PESO DEL LODO A TD 8,6 ppg

ZAPATA CASING 368 ft

LOT CASING 14,7 ppg

HOLE DEPTH 8078 ft

BIT 16 "

BHA 400 ft

PROMEDIO OD BHA 7,8 "

DRILL PIPE OD 5-1/2 "

GRADIENTE DE INFLUJO GAS 0,11 psi/ft

Tabla 52. Datos calculo tolerancia al brote sección 16”


1) Intensidad de la surgencia

𝐾𝐼 = 𝑃𝑃 − 𝑀𝑊𝐷 [23]

𝐾𝐼 = 9,1 − 8,6

𝐾𝐼 = 0,5 𝑝𝑝𝑔

2) Presión anular máxima en superficie

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (𝐿𝑂𝑇 − 𝑀𝑊𝐷) 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷 [24]

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (14,7 − 8,6) 𝑥 0,052 𝑥 368

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 117𝑝𝑠𝑖

3) Altura del influjo

𝐻𝑖𝑛 = [𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃−(𝐾𝐼 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷)

(𝑀𝑊𝐷 𝑥 0,052)−∆𝑝𝑔] [25]

𝐻𝑖𝑛 = [117 − (0,5 𝑥 0,052 𝑥 368)

(8,6 𝑥 0,052) − 0,11]

𝐻𝑖𝑛 = 319𝑓𝑡

4) Volumen del influjo al BHA

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 𝐼𝐷2−𝑂𝐷2

1029,4 [26]

80

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 162 − 7,82

1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 0,19 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2

1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 162 − 5,52

1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 0,21 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡

Como Hin<Hbha => Vbh se encuentra en el BHA

𝑉𝑏ℎ = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 𝑥 𝐻𝑖𝑛 [27]

𝑉𝑏ℎ = 0,19 𝑥 319

𝑉𝑏ℎ = 60,6 𝑏𝑏𝑙

5) Volumen del influjo a la zapata

Como Hin<Hdp => Vwp se calcula con Hin

𝑉𝑤𝑝 = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 𝑥 𝐻𝑖𝑛 [28]

𝑉𝑤𝑝 = 0,21 𝑥 319

𝑉𝑤𝑝 = 67 𝑏𝑏𝑙

El margen de la tolerancia a la surgencia es 60,6 bls

Sección de 12 1/4” - Casing 9 5/8”

DATOS

POSIBLE MAXIMA PRESION DE PORO 13,8 ppg



LOT CASING 14,7 ppg

HOLE DEPTH 8078 ft

BIT 12,25 "

BHA 1274 ft




Tabla 53. Datos cálculo de tolerancia al brote sección 12 ¼”


81


𝐾𝐼 = 𝑃𝑃 − 𝑀𝑊𝐷

𝐾𝐼 = 13,8 − 9,8

𝐾𝐼 = 4 𝑝𝑝𝑔


𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (𝐿𝑂𝑇 − 𝑀𝑊𝐷) 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (14,7 − 9,8) 𝑥 0,052 𝑥 7436

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 1894,7𝑝𝑠𝑖


𝐻𝑖𝑛 = [𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 − (𝐾𝐼 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷)

(𝑀𝑊𝐷 𝑥 0,052) − ∆𝑝𝑔]

𝐻𝑖𝑛 = [1894,7 − (4 𝑥 0,052 𝑥 7436)

(9,8 𝑥 0,052) − 0.11]

𝐻𝑖𝑛 = 870,9𝑓𝑡


𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2

1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 12,252 − 7,22

1029,4



1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 12,252 − 5,52

1029,4


𝑉𝑏ℎ = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 𝑥 𝐻𝑖𝑛

82

𝑉𝑏ℎ = 0,095 𝑥 870,9




𝑉𝑤𝑝 = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 𝑥 𝐻𝑖𝑛

𝑉𝑤𝑝 = 0,116 𝑥 870,9

𝑉𝑤𝑝 = 101,02 𝑏𝑏𝑙

El margen de la tolerancia a la surgencia es 82,7 bls

Sección de 8 1/2” - Liner 7”

DATOS

POSIBLE MAXIMA PRESION DE

PORO 13,7 ppg



LOT CASING 14,7 ppg

HOLE DEPTH 8078 ft

BIT 8,5 "

BHA 1166 ft




Tabla 54. Datos calculo tolerancia al brote sección 8 ½”



𝐾𝐼 = 𝑃𝑃 − 𝑀𝑊𝐷

𝐾𝐼 = 13,7 − 9,2

𝐾𝐼 = 4,5 𝑝𝑝𝑔


𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (𝐿𝑂𝑇 − 𝑀𝑊𝐷) 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (14,7 − 9,2) 𝑥 0,052 𝑥 8078

83

𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 2310,3𝑝𝑠𝑖


𝐻𝑖𝑛 = [𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 − (𝐾𝐼 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷)

(𝑀𝑊𝐷 𝑥 0,052) − ∆𝑝𝑔]

𝐻𝑖𝑛 = [2310,3 − (4,5 𝑥 0,052 𝑥 8078)

(9,2 𝑥 0,052) − 0,11]

𝐻𝑖𝑛 = 1140,2𝑓𝑡


𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2

1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 8,52 − 6,72

1029,4



1029,4

𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 8,52 − 5,52

1029,4


𝑉𝑏ℎ = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 𝑥 𝐻𝑖𝑛

𝑉𝑏ℎ = 0,027 𝑥 1140,2




𝑉𝑤𝑝 = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 𝑥 𝐻𝑖𝑛

𝑉𝑤𝑝 = 0,041 𝑥 11402

𝑉𝑤𝑝 = 46,7 𝑏𝑏𝑙

El margen de la tolerancia a la surgencia es 30,8 bls.

84

4.2.6 Análisis de tiempo clase V

Para un análisis preliminar del tiempo de ejecución se tomaron en cuenta los siguientes

aspectos:

Pozos de características similares (estado mecánico).

Pozos recientes

Pozos que atraviesen formaciones similares

Pozos de características similares

Los pozos escogidos por sus características similares son los pozos tipo J con una

inclinación menor a los 35°.

Figura 42. Pozos con características similares análisis de tiempo


Pozos recientes

Los pozos seleccionados por sus caracteristicas similares son los mas recientes ya que

pertenecen a la ultima campaña de perforacion realizada del 2014-2015.

Pozos que atraviesen formaciones similares

La muestra de los nueve pozos escogida previamente atraviesan las mismas

formaciones por lo tanto todos los pozos son aptos en este aspecto.

Para el análisis de tiempo clase V se utilizó la opción de diseño número 2 que es un

pozo tipo J y se realizó un tiempo promedio de los tiempos utilizados en las operaciones

que con lleva la perforación de un pozo.

CYBC-068

POZO TIPO J < 35°

13 3/8" - 1763 ft

9 5/8" - 7800 ft

7" - 8935 ft

CYBD-059

POZO TIPO J < 35°

13 3/8" - 1557 ft

9 5/8" - 7460 ft

7" - 8634 ft

CYBD-065

POZO TIPO J < 35°

13 3/8" - 1800 ft

9 5/8" - 7630 ft

7" - 8720 ft

CYBD-070

POZO TIPO J < 35°

13 3/8" - 1815 ft

9 5/8" - 7480 ft

7" - 8550 ft

CYBH-066

POZO TIPO J < 35°

13 3/8" - 371 ft

9 5/8" - 7532 ft

7" - 8670 ft

85

RESUMEN DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD

POZO PROFUNDIDAD (ft) TIEMPO

(días)

TIEMPO

PROMEDIO

(días)

CYBC-068 8935 14,4

13,8

CYBD-059 8634 13,75

CYBD-065 8720 14,27

CYBD-070 8550 13,12

CYBH-066 8670 12,67

CYBK-058 8315 14,52

Tabla 55. Resumen de tiempo vs profundidad



Como resultado se obtuvo un tiempo estimado de 13,8 días para la perforación del pozo

CYBC-2019.

El análisis contempló la identificación de tres tipos de trayectoria cada uno asociado con

su propuesta de estado mecánico.

De acuerdo con el estudio realizado se identificaron las mejores opciones del perfil

direccional de acuerdo con las condiciones operativas y a las condiciones establecidas por el

área de geología motivo por el cual se descartó el perfil tipo S, la siguiente fase de la

metodología se enfocó en identificar cuál de las dos opciones de diseño del perfil tipo J se

eligió para la ejecución del proyecto.

4.2.7 Matriz de riesgos para las opciones de diseño

Para el análisis de riesgo se analizaron los eventos observados en los pozos de

correlación los cuales podrían ocurrir durante la ejecución de nuestro pozo.

86

ANALISIS DE RIESGOS:EVENTOS EN POZOS DE CORRELACIÓN

POZO ETAPA ACTIVIDAD EVENTO PROFUNDIDAD (FT) CONSECUENCIA

CYBC-035 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 5505 SACA CON BOMBA

CYBC-035 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6608 SACA CON BOMBA + ROTARIA

CYBC-035 8 1/2 SACANDO TUBERIA OVERPULL 70KLBS 8430 REGRESO A FONDO + AUMENTA DENSIDAD

CYBC-060 12 1/4 PERFORACION COLGAMIENTO DE TUBERIA 6722 AUMENTA LUBRICIDAD a 1,5%

CYBC-068 12 1/4 SACANDO TUBERIA OVERPULL 50KLBS 2500 SACA CON BOMBA

CYBC-068 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 2400 SACA CON BOMBA

CYBC-068 12 1/4 PERFORACION COLGAMIENTO DE TUBERIA 7266 AUMENTA LUBRICIDAD A 1,5%

CYBD-059 16 PERFORACION VIBRACION DE LA SARTA POR BOULDERS 215-240 REGULA PARAMETROS

CYBD-059 16 PERFORACION VIBRACION POR ZONA DE CARBON 1140-1260 REGULA PARAMETROS

CYBD-059 12 1/4 SACANDO TUBERIA PESCA WEAR BUSHING 7462 TENSIONAMIENTO 30 KLBS

CYBD-059 16 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 860-1295 SACA CON BOMBA

CYBD-059 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6495-6929 SACA CON BOMBA


CYBD-065 16 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS OVERPULL 30KLBS 1253-1325 SACA RIMANDO


CYBD-070 12 1/4 PERFORACION ALTO TORQUE CON DETENIMIENTO DE ROTACION 6475 AÑADE 0,5% DE LUBRICANTE

CYBH-066 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6600-7538 SACA RIMANDO

CYBK-058 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6400-6800 SACA CON BOMBA

CYBK-058 8 1/2 BAJANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 8164-8315 SACA RIMANDO

Tabla 56. Análisis de riesgo-eventos en pozos de correlación



87

Junto con los eventos encontrados en los pozos de correlación se utilizó la escala general

para la determinación de riesgos potenciales utilizada en gestión de riesgos.

ESCALA RELATIVA DE VALORES PARA LA DETERMINACION DE RIESGOS POTENCIALES

VALOR SEVERIDAD

1 IMPACTO LEVE EN TIEMPO Y COSTO

2 IMPACTO MODERADO EN TIEMPO Y COSTO

3 IMPACTO MEDIO EN TIEMPO Y COSTO

4 IMPACTO GRAVE EN TIEMPO Y COSTO

5 IMPACTO CATASTROFICO EN TIEMPO Y COSTO

Tabla 57. Determinación de riesgos potenciales (Escala de severidad)



ESCALA RELATIVA DE VALORES PARA LA DETERMINACION DE RIESGOS POTENCIALES

VALOR ESCALA DE PROBABILIDAD

1 OCURRE UNA VEZ EN 1 POZO DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA REMOTA

2 OCURRE MAS DE UNA VEZ EN 1 POZO DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA BAJA

3 OCURRE UNA VEZ EN VARIOS POZOS DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA MEDIA

OCURRE VARIAS VECES EN UN POZO DE CORRELACION

4 OCURRE MAS DE UNA VEZ EN VARIOS POZOS DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA

ALTA

Tabla 58. Determinación de riesgos potenciales (Escala de probabilidad)



Severidad: Efecto de la ocurrencia de un evento. Varía entre 1 y 5.

Probabilidad: Posibilidad de ocurrencia de un evento. Varía entre 1 y 4.

Con estas herramientas identificamos y analizamos las veces que se presentaron los

eventos en los pozos e identificamos la formación donde se presentó el evento.

Para el cálculo del nivel de riesgo usamos la siguiente ecuación basada en el sistema

binomial de valoración según el sistema nacional de gestión de riesgos.

𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑥 𝑆𝑒𝑣𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑 [29]

88

IDENTIFICACION DE RIESGOS POTENCIALES

FORMACION RIESGO IDENTIFICADO PROBABILIDAD SEVERIDAD NIVEL DE

RIESGO

TERCIARIO

INDIFERENCIADO

PUNTOS APRETADOS 3 2 6

TERCIARIO

INDIFERENCIADO

VIBRACION DE LA

SARTA

2 1 2

CONGLOMERADOS PUNTOS APRETADOS 4 2 8

CONGLOMERADOS COLGAMIENTO DE

TUBERIA

3 4 12

CONGLOMERADOS ALTO TORQUE 1 4 4

NAPO PESCA HERRAMIENTA 1 2 2

CALIZA M1 -M2 PUNTOS APRETADOS 1 2 2

HOLLIN PUNTOS APRETADOS 3 2 6

Tabla 59. Identificación de riesgos potenciales por formación



Con esto se identificó que el riesgo más frecuente es el de tener puntos apretados y el

riesgo con más afectación seria el del colgamiento de la tubería ya que al atravesar la zona

de conglomerados la sarta tiende a presentar colgamiento que en algunos casos se soluciona

aumentando la lubricidad, pero en otros casos se presenta el desgaste de la broca o la camisa

del motor y es necesario el cambio de la herramienta lo cual conlleva pérdida de tiempo y

dinero.

4.3 Conceptualización

4.3.1 Selección de la mejor opción

Selección de trayectoria

Para la selección de la trayectoria se estableció los siguientes criterios:

En el diseño se estableció como relación de construcción (dogleg) <= 1,5°/100ft y medir

el grado de severidad entre cada una de ellas. Para tal fin se realizó el cálculo del promedio

dogleg y el cálculo del índice de dificultad direccional tal como se indica en la siguiente

tabla:

DIFICULTAD DIRECCIONAL

DOGLEG (°/100ft) INDICE DE TORTUOSIDAD

DDI < 6 PERFIL CORTO SIMPLE CON BAJA TORTUOSIDAD

6<DDI<6,4 POZOS CORTOS CON TRAYECTORIA TORTUOSA

6,4<DDI<6,8 POZOS LARGOS CON TRAYECTORIA TORTUOSA

6,8<DDI POZOS LARGOS CON ALTA DIFICULTAD

Tabla 60. Dificultad direccional

89



Se construyo la trayectoria en la base a la coordenada de fondo de la formación Arenisca

U Superior, como punto de control considerando el desplazamiento horizontal desde

superficie.

Se estableció que se debía llegar al objetivo con la mayor inclinación posible.

Para la selección de la trayectoria se realizó la siguiente tabla para comparar las

trayectorias direccionalmente.

SELECCIÓN DE TRAYECTORIA

TRAYECTORIA TIPO J V1 TRAYECTORIA TIPO J V2 COMPARACIÓN

DOGLEG PROMEDIO = 1,5 Y 0,84 DIFICULTAD DIRECCIONAL = 4,811

DOGLEG PROMEDIO = 1,5 Y 0,81 DIFICULTAD DIRECCIONAL = 4,814

LA TRAYECTORIA TIPO J V2 TIENE UN DDI LIGERAMENTE MAYOR A

LA TRAYECTORIA TIPO J V1, LA TRAYECTORIA TIPO J V2 TIENE UN DOGLEG PROMEDIO MENOR A LA

TRAYECTORIA V1

LA TRAYECTORIA TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 1,7 A 1053,6FT Y UN CENTRO-CENTRO DE 18,1FT CON EL

POZO C-013, TIENE UNA SEPARACION DE ELIPSES DE 65FT A 300FT MD CON EL POZO C-034, TIENE UN

FACTOR DE SEPARACION DE 8,9 A 900FT MD Y UN CENTRO CENTRO DE 93,3FT CON EL POZO C-035,TIENE

UN FACTOR DE SEPARACION DE 12,6 A 2949FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 12,6FT CON EL POZO C-056 TIENE

UN FACTOR DE SEPARACION DE 6,7 A 563,8 FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 51,4 CON EL POZO C-060 Y UN FACTOR DE SEPARACION DE 2,9 A 800FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 21,3FT CON EL POZO C-068

LA TRAYECTORIA TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 1,58 A 1053,6FT MD Y UN CENTRO-CENTRO CON EL POZO C-013, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 9,86 A 8000 FT MD Y UNA SEPARACION DE ELIPSES DE 66,9FT CON EL

POZO C-034, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 8,82 A 900FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 93,3FT CON EL POZO C-035, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 1,8 A 2949 FT MD CON UN CENTRO-CENTRO DE 12,6FT CON EL POZO

C-056, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 6,73 A 900FT MD CON UN CENTRO CENTRO DE 51,4FT CON EL

POZO C-060 Y TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 6,73 A 800 FT MD CON UN CENTRO-CENTRO DE 21,3FT CON EL

POZO C-068

LA TRAYECTORIA TIPO J V2 TIENE FACTORES DE SEPARACION

LIGERAMENTE SUPERIORES A LA TRAYECTORIA TIPO J V1

INICIA LA CONSTRUCCION A PARTIR DEL KOP A LOS 3760FT, Y ALCANZA UN ANGULO DE 18,75° EN LA

FORMACION ORTEGUAZA A LOS 5010FT CONTRUYENDO A UNA TAZA DE 1,5°/100FT, MANTIENE LA TANGENTE

HASTA LOS 7217FT EN LA FORMACION TENA TRATANDO DE MINIMIZAR RIESGOS EN LA ZONA CONGLOMERADOS Y TUMBAR ANGULO Y ALCANZAR EL OBJETIVO CON UNA

INCLINACION DE 14,15°.

INICIA LA CONTRUCCION DE ANGULO CON KOP A 3500FT HASTA ALCANZAR 14° A LOS Y MANTIENE TANGENTE

PARA ATRAVEZAR LA FORMACION ORTEGUAZA Y EMPIEZA A CONTRUIR NUEVAMENTE DENTRO DEL

CONGLOMERADO SUPERIOR HASTA ALCANZAR 18,98° A LOS 5822FT Y MANTIENE LA INCLINACION HASTA LLEGAR

A LA FORMACION NAPO DONDE TUMBA EL ANGULO Y ALCANZA EL OBJETIVO CON UN ANGULO DE 14°

LA TRAYECTORIAS TIENEN UNA TASA DE CONSTRUCCION

PROMEDIO DE 1,5°/100FT Y UNA TASA DE 0,81°/100FT PARA TUMBAR EL ANGULO EN LA

TRAYECTORIA TIPO J V2.

Tabla 61. Selección de trayectoria


90

Para la selección del estado mecánico tuvimos tres opciones previamente señaladas de las

cuales se descartó anteriormente la del diseño tipo S y en base a las cuales se analizó para

seleccionar la más adecuada.

Figura 43. Opciones de estado mecánico pozos tipo J


Opción 1

Conformada por 3 etapas: superficial de 13 3/8”, intermedio de 9 5/8” y liner de 7”. El

revestidor de 13 3/8” cubre las formaciones Terciario Ind., Chalcana, Orteguaza y parte de

Tiyuyacu, el revestidor de 9 5/8” cubre las formaciones Conglomerado, Tena, Basal Tena,

Napo, Caliza M1, Caliza M2 y el liner de 7” se cuelga en el revestidor de 9 5/8” y cubre las

formaciones Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza U media, Arenisca T y tope de

Hollin Superior.

La desventaja de esta opción es que al cubrir 5187ft con el revestidor de 13 3/8” el costo

es mayor.

Opción 2

91

Conformada por 3 etapas: superficial de 13 3/8”, intermedio de 9 5/8” y liner de 7”. El

revestidor de 13 3/8” cubre los 368ft primeros pies, el revestidor de 9 5/8” cubre las

formaciones Terciario Ind., Chalcana, Orteguaza, Tiyuyacu, Conglomerado, Tena, Basal

Tena, Napo, Caliza M1 y Caliza M2 y el liner de 7” se cuelga en el revestidor de 9 5/8” y

cubre las formaciones Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza U media, Arenisca T y

tope de Hollin Superior.

Esta opción tiene como ventajas la mejor limpieza del hoyo, mejor manejo direccional en

12 ¼” y 8 ½” y la posibilidad de completación simple o dual dependiendo de los resultados

de las pruebas de producción.

Para valorar cada una de las opciones y obtener la mejor se utilizó tres tablas de

valoración utilizadas por la empresa IHSA en un proyecto de investigación, la valoración se

realizó de acuerdo con las características que tienen cada una de las opciones de diseño.

Aspectos de geomecánica y perforación

MATRIZ DE SELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN

FACTORES DEFINICIÓN DE

FACTORES

ESCALAS DE VALORACIÓN PROPUESTAS

5 4 3 2 1 J1 J2

1 TECTÓNICA

ESFUERZO

VERTICAL ES

EL MÁXIMO

ESFUERZO

ESFUERZO

VERTICAL NO

ES EL MÁXIMO

ESFUERZO, SIN

EMBARGO, SE

CONOCE LA

DIRECCIÓN

DEL ESFUERZO

MÁXIMO

INCERTIDUMBRE

DEL ESTADO DE

ESFUERZOS

ACTUALES

ESFUERZO

VERTICAL NO

ES EL MÁXIMO

ESFUERZO Y

NO SE CONOCE

LA DIRECCIÓN

DEL ESFUERZO

MÁXIMO

2 2

2

FRACTURAS

NATURALES,

FALLAS, ZONA

DE BAJA

PRESIÓN

PERDIDA DE

FILTRADO

* PEGA

DIFERENCIAL

EN ZONAS DE

BAJA PRESIÓN

PERDIDA DE

CIRCULACIÓN

PERDIDA DE

CIRCULACIÓN

SEVERA

N/A N/A

3

NUMERO

FALLAS A

ATRAVESAR EN

LA

TRAYECTORIA

<=5 5-10 > 10 N/A N/A

4 PRESENCIA DE

SAL

SIN PRESENCIA

DEL DOMO

SALINO

DOMO SALINO

DOMO SALINO

N/A N/A > 186° F ó

>6000ft > 224°F ó >9000ft

5

GEOLOGIA/TIPO

DE ROCA DE

FORMACIÓN

FORMACIÓN

NO REACTIVA

ARCILLAS

REACTIVAS ó

2 Ó MÁS

ARCILLAS /

CARBON

REACTIVA 2 2

FORMACIÓN

DE CARBÓN ó

92

< 1000 ft

UNA FORM.

REACTIVA.

>1000ft

7

RIESGOS DE LA

PERFORACIÓN -

BROTE DE

FLUIDOS DE

FORMACIÓN

< 2% H2S, CO2,

>2% CO2

BROTE DE

AGUA

SUPERFICIAL

H2S > 2% GAS

SUPERFICIAL N/A N/A BROTE DE

AGUA SALADA

(NaCl)

8

VENTANA

OPERACIONAL:

> 1,5 ppg 0,99 A 1,5 ppg > 5 ppg < 0,99 ppg < 0,5 ppg 3 3

PESO DE LODO

VS GRADIENTE

DE FRACTURA

9

DIFERENCIAL

DE PRESIÓN:

PRESIÓN DE

PORO VS PESO

DEL LODO

<1000-2000 PSI 2000 - 3000 PSI 3000 - 4000 PSI 4000 - 5000 PSI > 5000 PSI 5 5

10

MÁXIMA

PRESIÓN

ANTICIPADA

<1000 - 2500P SI 2500 - 5000 PSI 5000 - 10000 PSI 10000 - 12500 PSI > 15000 PSI 5 5

11

CAMBIOS EN LA

CURVA DE

PRESIONES (N°

DE TR /

INCLUYE

CONDUCTOR)

<4 5 6 7 > 8 5 5

12

MÁXIMA

DENSIDAD DEL

FLUIDO DE

PERFORACIÓN /

REPARACIÓN

< 10 A 12,5 ppg 12,5 A 15 ppg 15 A 18 ppg 18 A 20 ppg > 20 ppg 5 5

13 TEMPERATURA < 212°F A 275°F 275°F A 356°F > 356°F 5 5

14 RIESGO DE

AVALANCHA

SECCION

TANGENCIAL <

30 GRADOS

SECCION

TANGENCIAL

30-40 GRADOS

SECCION

TANGENCIAL

65-85

SECCION

HORIZONTAL

SECCION

TANGENCIAL

40 - 65 GRADOS

5 5

15 COSTO < 4 MM$ 4 -4,5 MM$ 4,5-5 MM$ 5-6 MM$ > 6 MM$ 5 5

42 42

4,2 4,2

Tabla 62. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos geomecánicos y perforación



93

Aspectos de perforación direccional


FACTORES DEFINICIÓN DE

FACTORES


5 4 3 2 1 J1 J2

1

FASES DE

EJECUCIÓN - PROFUNDIDAD

DE TRABAJO

SIN LABOR DIRECCIONAL

LABOR DIRECCIONAL

/ KOP

SUPERFICIAL< 2000ft)

LABOR DIRECCIONAL

/ KOP HECHO

ENTRE 2000 ft- 4000ft

LABOR

DIRECCIONAL HECHO A

4000ft -8000ft

3 3

2

POZO CON FASES

COMPLEJAS

CONTROL

VERTICAL

CONSTRUIR Y

MANTENER ÁNGULO

(INCLUYE

NUDGE)

TIPO "S" O "S" MODIFICADO,

90° AL FINAL

TRES /

CUATRO

FASES DE CAMBIO

POZO

DISEÑADO CON MÁS DE

CUATRO FASE

DE CAMBIO

2 2

3 ANGULO DE

NAVEGACIÓN AGUJEROS

VERTICALES < 25 25 - 35° MAS DE 35° 35 - 90° 4 4

4

ANTICOLISIÓN /

POZOS CON

SALIDA DESDE UNA

ESTRUCTURA

1 - 3 POZOS 3- 5 POZOS 5 - 10 POZOS 10- 15 POZOS MÁS DE 15

POZOS 4 4

4 PROFUNDIDAD

MEDIDA < 2000ft -

4000ft 4000ft - 6000ft 6000ft - 9000ft 9000ft - 12000ft 12000ft - 15000ft 3 3

5

AGUJEROS CON

LONGITUD NO

ESTÁNDAR PARA LOS

DIÁMETROS.

LONGITUDES

DE AGUJEROS

ESTÁNDAR PARA LOS

DIAMETROS.

> 500m DE >=

32";

5 5

> 2500m DE >=

16"

> 1500m DE 6.5" Ó MENOS

> 1000m DE 4.5"

Ó MENOS.

6

TOLERANCIA

ENTRE

DIÁMETROS DE AGUJEROS Y

T.R.

POZO CUMPLE CON

TOLERANCIA

MINIMA

2" ó MENOS

EN T.R. DE 13-

3/8" - 1" ó MENOS EN

T.R. < 13-3/8"

2 OCURRENCIAS

DE POCA

TOLERANCIA

3 ó MÁS OCURRENCIAS

DE POCA

TOLERANCIA

3 3

7

COSTO DE

TUBERIA DE REVESTIMIENTO

MENOR MAYOR 1 5

25 29

4,2 4,8

Tabla 63. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación direccional



94

Aspectos de perforación


FACTORES DEFINICIÓN

DE FACTORES


5 4 3 2 1 J1 J2

EVENTOS DE

PERFORACIÓN

Riesgo de

gasificación y

perdidas parciales en cuerpos

permeables y

sobrepresionados.

Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 4 4

Riesgo de

desestabilización del agujero


TRAYECTORIA

La trayectoria

propuesta navega paralelo a un

plano de falla.

Posible riesgo de desestabilización

del agujero.


NÚMERO DE

TR'S

Basado en el escenario

geológico

estructural y geopresiones en

la localización se

observa la necesidad de

utilizar una TR

adicional en el diseño.


Probabilidad de

utilizar TR de

contingencia


FALLAS

Cruce de falla a la altura del

Paleoceno.


Riesgo de formación

ausente como

consecuencia del cruce de falla


33 33

4,7 4,7

Tabla 64. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación



Con este análisis se obtuvo los promedios de cada aspecto dando como resultado los

siguiente:

95

RESULTADOS MATRIZ DE SELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN

POZO OPCIÓN A. GEOMECÁNICA A. PERFORACIÓN DIRECCIONAL A. PERFORACIÓN TOTAL

CYBC-2019

OPCIÓN 1 TIPO J V1 4,2 4,2 4,7 4,4

OPCIÓN 2 TIPO J V2 4,2 4,8 4,7 4,6

Tabla 65. Resultado matriz de selección de la mejor opción



En base a los resultados obtenidos se escogió la opción 2 como la mejor para continuar

con la fase de conceptualización y avanzar a la fase de definición.

4.3.2 Realizar el análisis por especialidad para seleccionar la mejor opción

Una vez seleccionada la mejor opción de diseño se realiza el análisis por especialidad lo

que significa que se debe realizar el análisis de geomecánica, geología, producción,

perforación y completación, en este caso se realizara el análisis de perforación ya que el

estudio se limita a las operaciones de perforación únicamente.

4.3.2.1 Conceptualización de la opción seleccionada

La opción seleccionada fue un pozo tipo J con un dogleg promedio de 1,5°/100ft y

0.81°/100ft, una sección vertical de 1139ft y una profundidad de 8078,7ft MD.

96

Figura 44. Perfil direccional opción seleccionada



Figura 45. Inclinación vs profundidad de la opción seleccionada


97

4.3.2.2 Etapas del pozo

El pozo CYBC-2019 está planificado en tres etapas

Figura 46. Etapas del pozo CYBC-2019


Hoyo superficial 16”, revestimiento 13 3/8”

Objetivo

Perforar los primeros 368ft MD/TVD y asentar el revestidor de 13 3/8”, aislar zonas de

posibles acuíferos y sostener el cabezal del pozo.

Consideraciones técnicas

Soporta y protege de la corrosión cualquier tramo de tubería siguiente.

Previene derrumbes de sedimentos no consolidados que se encuentran más cercanos

a la superficie.

Protege de la contaminación las arenas someras que contienen agua dulce.

Sirve de soporte primario para el BOP.

Hoyo intermedio 12 ¼”, revestidor 9 5/8”

Objetivo

98

Perforar hasta 7583ft MD/ 7436ft TVD y asentar revestidor de 9 5/8” en la formación

Caliza M2 con el fin de asegurar la integridad del hoyo para continuar con la perforación de

la sección de producción.

Aislar las formaciones Napo, Tena, Tiyuyacu y Orteguaza.


Permite utilizar pesos de lodo más grandes sin afectar las formaciones someras y

además utilizar diferentes tipos de lodo necesarios para atravesar las formaciones.

Controlar las lutitas desmoronables de fácil desprendimiento.

Hoyo de producción 8 ½”, liner 7”

Objetivo

Perforar las formaciones Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza B, Arenisca T y

llegar a los 8078ft MD/7818ft TVD y bajar liner de 7”.

Aislamiento zonal a las formaciones productoras.


Protege el ambiente en caso de una falla de tubería

Permite cambiar o reparar la tubería de producción.

Aísla la zona productora de las demás zonas.

4.3.2.3 Fluidos de perforación

Hoyo de 16”

De acuerdo con el análisis offset realizado y por ser esta una sección muy corta se tuvo

un rango de densidad de 8,4 a 8,6 ppg, una viscosidad de embudo de 26-30 seg., una

viscosidad plástica 2-4 cP, Yield point de 3-5lb/100 ft2 y un porcentaje de solidos menor al

10%.

Hoyo de 12 ¼”

Esta sección se dividió en dos etapas la una hasta 4450ft previo al ingreso a la

formación Orteguaza y la otra etapa hasta llegar al punto de casing de 9 5/8”

Para la primera etapa se tiene una densidad de 8,6 a 9,1 ppg, una viscosidad de

embudo de 26-32 seg., una viscosidad plástica de 3-10 cP, un Yield point de 4-

12lb/100ft2 y un porcentaje de solidos menor al 5%.

99

Para la segunda etapa se tiene una densidad de 9,3 a 9,8, una viscosidad de embudo

de 32-48 seg., una viscosidad de 10-15 cP, un Yield point de 12-20lb/100ft2 y un

porcentaje de solidos menor al 1%.

Hoyo de 8 ½”

Para esta sección se tiene una densidad de 9 a 9,2 ppg, una viscosidad de embudo de 45-

60 seg., una viscosidad plástica de 12-20 cP, un Yield point de 16-26lb/100ft2 y un

porcentaje de solidos menor al 1%.

A partir de lo establecido anteriormente se realizó una estimación de los volúmenes

utilizados en cada fase.

ESTIMACIÓN VOLUMEN DE LODO

VOLUMENES DE LODO (Bls), POZO CYBC-2019

Fases F_Base Agua CASING Profundidad (ft)

x fases

Longitud

(ft)

Volumen

Hoyo H

(Bls)

Volumen

Casing C

(Bls)

Volumen x

Fase (Bls)

HOYO

SUPERFICIAL Agua -gel 13-3/8" 368 368 91,5 55,1 102,13

HOYO 12-1/4" Polimérico 9-5/8" 7582,8 7214,8 1051,7 528,1 1173,75

HOYO 8-1/2" Polimérico 7" 8078,7 495,9 34,8 19,0 38,84

1178,1 1314,73

Tabla 66. Estimación de volumen de lodo


4.3.2.4 Tuberías de revestimiento

Se realizo el análisis de las cargas a las que estará sometido la tubería de revestimiento

con el fin de establecer una configuración segura y estructuralmente correcta que además

permita reducir los costos.

Los factores de seguridad usados fueron los suministrados por la empresa y son los

siguientes:

FACTORES DE SEGURIDAD PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

REVESTIMIENTO COLAPSO CEDENCIA INTERNA

TENSIÓN COMPRESIÓN VME

Conductor 1 1,1 1,6 1,3 1,25

Superficie 1 1,1 1,6 1,3 1,25

Producción 1,1 1,1 1,6 1,3 1,25

Tabla 67. Factores de seguridad para tubería de revestimiento

100



Con estos factores de seguridad se realizó el análisis del casing en el programa Stress

Check de Landmark, obteniendo los siguientes resultados preliminares.

Figura 47. Estado mecánico opción seleccionada


Tabla 68. Esquema de casing y tubing


101

Figura 48. Resumen de tubería seleccionada para el análisis


Se realizo el análisis simulando los siguientes escenarios

Casing 13 3/8” Full evacuation

Casing 9 5/8” Partial evacuation

Liner 7” Full evacuation

Con esto se pudo observar que la tubería seleccionada es adecuada y cumple con los

factores de seguridad, con esto se realizó el análisis a detalle en la etapa de definición.

4.3.2.5 Sartas de perforación

Para escoger la sarta de perforación adecuada para el proyecto se identificó la

configuración utilizada en los pozos offset tipo J con inclinación menor a 35°.

La información se la presenta en las siguientes tablas.

Para la sección de 16” tenemos la configuración del BHA convencional utilizado para

perforar los primeros 300ft a 400ft.

BHA 16" CYBD-070 BHA 16" CYBC-068

ITEM DESCRIPTION LENGTH

(ft)

OD

(plg)

ID

(plg) ITEM DESCRIPTION

LENGTH

(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

1 TC BIT 16" 1,5 16 - 1 PDC BIT 16" 1,3 16 -

2 BIT SUB 2,98 9 2 3/4 2 BIT SUB 2,98 9 2 3/4

3 DC 87,19 8 2,93 3 DC 90,29 8 2,93

4 CROSS OVER 1,35 7 1/4 3 1/4 4 CROSS OVER 2,6 7 1/4 3 1/4

5 HWDP 256,98 5 3 5 HWDP 362,19 5 3

BHA 16" CYBH-066 BHA 16" CYBD-065


(ft)

OD

(plg)

ID

(plg) ITEM DESCRIPTION

LENGTH

(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

1 PDC BIT 16" 1,31 16 - 1 TC BIT 16" 1,5 16 -

2 BIT SUB 2,25 9 2 3/4 2 BIT SUB 2,98 9 2 3/4

3 DC 90,31 8 2,93 3 DC 87,3 8 2 3/4

4 CROSS OVER 2,02 8 3 1/4 4 HWDP 184,26 5 4 8/29

5 HWDP 303,3 5 3

BHA 16" CYBD-059


(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

102

1 TC BIT 16" 1,5 16 -

2 DC 87,3 8 2 3/4

3 HWDP 171,32 5 4 8/29

Tabla 69. Configuración del BHA sección 16” pozos seleccionados



Para la sección de 12 ¼” tenemos la configuración de un BHA direccional con motor de

desplazamiento positivo.

BHA 12 1/4" CYBC-068 BHA 12 1/4" CYBD-059


(ft)

OD

(plg)

ID

(plg) WEIGHT (ppf) ITEM DESCRIPTION

LENGTH

(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

WEIGHT

(ppf)

1 PDC BIT 12 1/4" 1 12 1/4 - 130 1 PDC BIT 12 1/4" 1,07 12 1/4 - 130

2

PDM 8,5" 5:6/6,0 SLEEVE STAB

12" 29,24 8 1/2 5 149 2 PDM 8" ME4553 BY PASS 28,8 8 3 136

3 FLOAT SUB 3,02 8 4 149 3 FLOAT SUB 3,41 8 3 3/4 150

4 SPRING SPIRAL STAB 11 3/4" 6,77 8 3/4 2 3/8 150 4 I. B. STAB 11 3/4" 4,76 8 2 15/16 150

5 PONY MONEL 9,68 8 1/4

3

1/16 146 5 MULE SHOE 4,29 8 3 1/16 150

6 MWD 32,44 8 3 1/8 135 6 EM PP MWD 28,93 7 7/8 3 1/2 150

7 MONEL 31,41 8 3 135 7 MONEL 30,53 8 1/16 3 1/4 150

8 X/O SUB 2,6

7

11/16 2 7/8 135 8 X/O SUB 1,66 7 1/4 3 1/4 100

9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49 9 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49

10 DRILLING JAR 30,15 6 1/2 2 1/2 91 10 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91

11 4 X 5" HWDP 121,65 5 3 49 11 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49

BHA 12 1/4" CYBD-065 BHA 12 1/4" CYBD-070


(ft)

OD

(plg)

ID


LENGTH

(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

WEIGHT

(ppf)

1 PDC BIT 12 1/4" 1,07 12 1/4 - 130 1 PDC BIT 12 1/4" 1,07 12 1/4 - 130

2 PDM 8" ME4553 BY PASS 26,45 8 3 148 2 PDM 8" ME4553 BY PASS 28,94 8 3 135

3 FLOAT SUB 3,35 8 3 3/4 150 3 FLOAT SUB 3,36 8 3 3/4 150

4 I. B. STAB 11 3/4" 7,12 7 7/8 3 100 4 I. B. STAB 11 3/4" 8,82 8 1/10 2 7/8 150

5 PONY MONEL 14,63

7

21/32 2 7/8 151 5 MULE SHOE 4,27 8 3 1/16 150

6 MULE SHOE 4,27 8 3 1/8 152 6 EM PP MWD 29,31 8 1/8 3 1/4 150

7 EM PP MWD 29,36 8 1/4 3 1/2 153 7 MONEL 29,78 7 15/16 3 1/4 150

8 MONEL 29,28 8 1/16 3 1/4 154 8 X/O SUB 1,38 8 3 100

9 X/O SUB 1,35 8 2 5/8 155 9 21 X 5" HWDP 638,7 5 3 49

10 21 X 5" HWDP 636 5 3 49 10 DRILLING JAR 30,72 6 1/2 3 91

11 DRILLING JAR 30,79 6 1/2 3 91 11 3 X 5" HWDP 90,24 5 3 49

12 3 X 5" HWDP 92,28 5 3 49

BHA 12 1/4" CYBH-066


(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

WEIGHT

(ppg)

1 PDC BIT 12 1/4" 1,3 12 1/4 - -

2 PDM 8" LE6740 26,5 8 - -

3 FLOAT SUB + VALVE 3,31 8 - -

103

4 I.B. STAB 11 3/4" 5,66 8 3 -

5 PONY MONEL 13,12 7 1/2 3 1/2 -

6 HEL -BAP 27,99 8 1/4 3 3/5 -

7 NMDC 26,34 7 4/5 3 1/2 -

8 UBHO 3,75 8 1/4 2 3/5 -

9 X-OVER 2,02 7 3/4 3 -

10 6 X 6,5" DC 178,07 6 1/2

2

67/77 -

11 23 X 5" HWDP 694,33 5 3 -

12 JAR 31,02 6 1/2 2 3/4 -

13 6 X 5" HWDP 180,2 5 3 -

Tabla 70. Configuración del BHA sección 12 ¼” pozos seleccionados



En la sección de 8 1/2” tenemos la configuración de un BHA direccional con motor de

desplazamiento positivo.

BHA 8 1/2" CYBC-068 BHA 8 1/2" CYBD-059


(ft) OD

(plg) ID


LENGTH (ft)

OD (plg)

ID (plg)

WEIGHT (ppf)

1 PDC BIT 8 1/2" 0,91 8 1/2 - 80 1 PDC BIT 8 1/2" 1,02 8 1/2 - 80

2 PDM 6 3/4" 9:10/5,0 SLEEVE STAB 8 3/8"

24,74 6 3/4 - 100 2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,06

6 11/16 - 81

3 FLOAT SUB 2,28 6 3/4 3 100 3 FLOAT SUB + VALVE 3,35 6

11/16 2 7/8 81

4 PONY MONEL 10,09 6 3/4 3 1/16 97 4 I. B. STAB 8" 9,68 6 1/2 2 1/4 100

5 STRING SPIRAL STAB 8" 6,84 6 3/4 2 7/8 100 5 SHORT NMDC 14,6 6 3/4 3 3/4 97

6 PONY MONEL 10,09 6 3/4 3 1/16 97 6 MULE SHOE 3,63 6 3/4 3 1/16 97

7 MWD 30,27 6 3/4 3 1/4 97 7 NMDC EM PP MWD 28,03 6 3/8 3 1/4 97

8 MONEL 31,92 6 3/4 3 97 8 NMDC 30,55 6 9/16 2

13/16 97

9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49 9 1 X 6 1/2" DC 28,39 6 1/2 2 100

10 DRILLING JAR 30,45 6 9/16 2 1/2 91 10 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49

11 2 X 5" HWDP 61,26 5 3 49 11 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91

BHA 8 1/2" CYBD-065 12 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49


(ft) OD

(plg) ID

(plg) WEIGHT (ppf) BHA 8 1/2" CYBD-070

1 PDC BIT 8 1/2" 0,88 8 1/2 - 80 ITEM DESCRIPTION

LENGTH (ft)

OD (plg)

ID (plg)

WEIGHT (ppf)

2 PDM 6 3/4" LE6750 25,44 6,78 - 81 1 PDC BIT 8 1/2" 0,86 8 1/2 - 80

3 FLOAT SUB + VALVE 3,34 6,76 2 3/8 81 2 PDM 6 3/4" LE6750 25,06 6,72 - 81

4 I. B. STAB 7 3/4" 5,58 6,71 2 1/2 100 3 FLOAT SUB + VALVE 3,28 6,76 2 7/8 81

5 PONY MONEL 14,75 6,75 2 7/8 97 4 I. B. STAB 8" 9,71 6,87 2

28/39 100

6 MULE SHOE 3,63 6,75 3 1/8 97 5 MULE SHOE 3,63 6,75 3 8/65 97

7 NMDC EM PP MWD 29,94 6,75 3,25 97 6 NMDC EM PP MWD 30,34 6,71 3 1/4 97

8 NMDC 30,54 6,62 2 4/5 97 7 NMDC 29,12 6,71 2 5/6 97

9 1 X 6 1/2" DC 29,83 6,50 2 1/4 100 8 1 X 6 1/2" DC 29,11 6,50 3 100

10 24 X 5" HWDP 729,28 5,00 3 49 9 24 X 5" HWDP 729,89 5,00 3 49

104

11 DRILLING JAR 30,79 6,50 3 91 10 DRILLING JAR 30,72 6,50 3 91

12 3 X 5" HWDP 91,28 5,00 3 49 11 3 X 5" HWDP 90,24 5,00 3 49

BHA 8 1/2" CYBH-066


(ft) OD

(plg) ID

(plg) WEIGHT (ppf)

1 PDC BIT 8 1/2" 0,92 8 1/2 - -

2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,87 6 3/4 - -

3 FLOAT SUB + VALVE 3,34 6 3/4 - -

4 I.B. STAB 9,57 6,81 2,18 -

5 MULE SHOE 3,62 6 3/4 3,12 -

6 HYPER PULSE 28,88 6,56 2 3/4 -

7 PIN-PIN 0,84 6 3/4 3,06 -

8 NMDC 32,8 6 3/4 3,93 -

9 6 X 6 1/2" DC 178,07 6 1/2 2,87 -

10 19 X 5" HWDP 573,48 5 3 -

11 JAR 31,23 6 1/2 2 3/4 -

12 5 X 5" HWDP 150,71 5 3 -

Tabla 71. Configuración del BHA sección 8 ½” pozos seleccionados



Con esta información se pudo determinar que la configuración del BHA mantiene una

tendencia en el campo, por lo cual la configuración del BHA no tiene mayor diferencia entre

los pozos utilizados en el estudio.

Las configuraciones de los BHA utilizados son los siguientes:

Sección 16”

BHA SECCIÓN 16" - POZO CYBC-2019


(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

1 RC BIT 16" 1,31 16 -

2 BIT SUB 2,25 9 2 3/4

3 DC 90,31 8 2,93

4 CROSS OVER 2,02 8 3 1/4

5 HWDP 303,3 5 3

Tabla 72. BHA seleccionado para sección 16”


105

Sección 12 ¼”

BHA SECCIÓN 12 1/4" - POZO CYBC-2019


(ft)

OD

(plg)

ID

(plg) WEIGHT (ppf)

1 PDC BIT 12 1/4" 1 12 1/4 - 130

2 PDM 8,5" 5:6/6,0 SLEEVE

STAB 12"

29,24 8 1/2 5 149

3 FLOAT SUB 3,02 8 4 149

4 SPRING SPIRAL STAB 11 3/4" 6,77 8 3/4 2 3/8 150

5 PONY MONEL 9,68 8 1/4 3 1/16 146

6 MWD 32,44 8 3 1/8 135

7 MONEL 31,41 8 3 135

8 X/O SUB 2,6 7 11/16 2 7/8 135

9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49

10 DRILLING JAR 30,15 6 1/2 2 1/2 91

11 4 X 5" HWDP 121,65 5 3 49

Tabla 73. BHA seleccionado para sección 12 ¼”


Sección de 8 ½”



(ft)

OD

(plg)

ID

(plg) WEIGHT (ppf)

1 PDC BIT 8 1/2" 1,02 8 1/2 - 80

2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,06 6 11/16 - 81

3 FLOAT SUB + VALVE 3,35 6 11/16 2 7/8 81

4 I. B. STAB 8" 9,68 6 1/2 2 1/4 100

5 SHORT NMDC 14,6 6 3/4 3 3/4 97

6 MULE SHOE 3,63 6 3/4 3 1/16 97

7 NMDC EM PP MWD 28,03 6 3/8 3 1/4 97

8 NMDC 30,55 6 9/16 2 13/16 97

9 1 X 6 1/2" DC 28,39 6 1/2 2 100

10 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49

11 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91

12 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49

Tabla 74. BHA seleccionado para sección 8 ½”


106

4.3.2.6 Cementación

Para la cementación del pozo se planteó los siguientes parámetros:

PLAN DE CEMENTACIÓN POZO CYBC-2019

SECCIÓN LECHADA DIAMETRO INTERVALO A

CEMENTAR (ft) CLASE PESO LECHADA (ppg)

HOYO (plg) T. REV (plg)

1 1 16 13 3/8 322 A 15,6

2 1 12 1/4 9 5/8 2787 A 13,5

2 12 1/4 9 5/8 800 G 16

3 1 8 1/2 7 187 G 15,8

2 8 1/2 7 355 G 17

Tabla 75. Plan de cementación pozo CYBC-2019


4.3.2.7 Análisis de tiempo clase IV-III

Para el análisis de tiempo clase IV-III se realizó la clasificación de tiempos en tiempo no

productivo, tiempo limpio y tiempo total.

Gráfica 3. Clasificación de tiempos pozos seleccionados



CYBC-068

CYBD-059

CYBD-065

CYBD-070

CYBH-066

CYBK-058

CYBC-060

CYBC-034

CYBC-035

TIEMPO NO PRODUCTIVO 0.19 0.15 0.04 0.21 0 0.13 1.58 1.08 0.1

TIEMPO LIMPIO 14.21 13.60 14.23 12.91 12.67 14.39 11.72 18.82 19.42

TIEMPO TOTAL 14.4 13.75 14.27 13.12 12.67 14.52 13.3 19.9 19.52

0.1

9

0.1

5

0.0

4

0.2

1

0 0.1

3 1.5

8

1.0

8

0.1

14

.21

13

.60

14

.23

12

.91

12

.67 14

.39

11

.72

18

.82

19

.42

14

.4

13

.75

14

.27

13

.12

12

.67 14

.52

13

.3

19

.9

19

.52

0

5

10

15

20

TIEM

PO

(d

ías)

CLASIFICACIÓN DE TIEMPOS

107

Una vez hecha la clasificación de los tiempos se identificó el motivo que produjo el tiempo

no productivo para tomar en cuenta los posibles riesgos que se pueden presentar en el diseño

de este pozo, los problemas encontrados fueron los siguientes:

POZO SECCIÓN

TIEMPO NO

PRODUCTIVO

(horas)

PROBLEMA

CYBC-068

16" 2 REPARACION BOMBA #3 + RETRASO CSG

TEAM

12 1/4" 2,5 DEMORA EN ARMADO Y PRUEBA DE BOP

8 1/2" 0 -

CYBD-059

16" 1 TORQUEADA DEL EQUIPO DE FLOTACION

12 1/4" 1 REPARACION DEL STAND PIPE

8 1/2" 1,5 PROBLEMA EN TOMA DE CHECK SHOT

SURVEY

CYBD-065

16" 1 CAMBIA LINEAS DE LAS BOMBAS Y

VALVULA DE 2" DE LA LINEA DE DESCARGA

12 1/4" 0 -

8 1/2" 0 -

CYBD-070

16" 2,5 RETRASO EN CABINA DIRECCIONAL + DAÑO

DEL JET CELLAR

12 1/4" 2,5 PROBLEMA EN BOMBAS DEL TALADRO +

CAMBIO DEL EMPAQUE DEL STAND PIPE

8 1/2" 0 -

CYBH-066

16" 0 -

12 1/4" 0 -

8 1/2" 0 -

CYBK-058

16" 1 PRUEBA DE MWD SIN ÉXITO

12 1/4" 2 CAMBIA MANGUERA DE AIRE DEL SISTEMA

HIDRAULICO

8 1/2" 0 -

CYBC-060

16" 37

RETRASO EN EL ARMADO DE PARADAS +

FALLA DE BOMBA DEL TALADRO +DAÑO

DEL JET CELLAR

12 1/4" 1 REPARACION STAND PIPE

8 1/2" 0 -

CYBC-034

16" 0 -

12 1/4" 3,5

ESPERA PARA CALIBRACION DE MWD DE

BACK UP + PEDAZOS DE CAUCHO EN LAS

TURBINAS

8 1/2" 22,5

INTENTO DE ASENTAR LINER SIN ÉXITO +

BOLAS DE BRONCE OBSTRUIDAS POR

RESIDUOS DE CEMENTO + WIPER PLUG EN

MAL ESTADO

CYBC-035

16" 0 -

12 1/4" 1,5 CAMBIO DE WASH PIPE

8 1/2" 1 CAMBIO DE POSICION DE LA GRAPA DEL

CABLE DE PERFORACION

Tabla 76. Detalle de tiempos no productivos



108

Como podemos observar en la Tabla 76 los tiempos no productivos fueron

principalmente provocados por falta de coordinación con la logística en campo y por daño y

reparación de herramientas, sin embargo, no debemos descartar posibles problemas con las

formaciones a perforar y se deben tomar las precauciones necesarias.

Una vez analizado el origen de los tiempos no productivos se realizó una estimación de

tiempo en la cual se tomó en cuenta los tiempos del pozo CYBH-066 para las secciones

superficial e intermedia porque es el pozo con características similares y para la sección de

producción se obtuvo un promedio del tiempo de los pozos CYBC-068 y CYBK-058 ya que

son los pozos más cercanos.

ANALISIS DE TIEMPO CLASE IV

ETAPAS TR PROF. INTERVALO (ft) DIAS

CONDUCTOR 20" 46 46 HINCADO

16 13 3/8 368 322 0,4

16 13 3/8 368 1

12 1/4 9 5/8 7835 7467 5,68

12 1/4 9 5/8 7835 2,3

8 1/2 7 8078 243 1,14

8 1/2 7 8078 2,2

TOTAL 8078 12,72

IDP (ft/d) 635,06

Tabla 77. Análisis de tiempo clase IV


Gráfica 4. Profundidad vs. Tiempo, análisis clase IV


12.72

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14

PR

OFU

ND

IDA

D (

FT)

TIEMPO (DIAS)

109

4.4 Definición

4.4.1 Ingeniería de detalle de la opción seleccionada

Elegida la mejor opción para perforación del pozo CYBC-2019, en esta etapa se realizó

la ingeniería de detalle del pozo en el que se describió las actividades previas a la ejecución.

4.4.1.1 Diseño de pozos

INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO - FASE DE DEFINICIÓN

NOMBRE DEL POZO CUYABENO-2019

COORDENADAS EN SUPERFICIE X: 10004906.13 Y: 357004.675

COORDENADAS DEL OBJETIVO X: 10005276.4 Y: 356788.27

TIPO DE POZO POZO DIRECCIONAL TIPO "J"

PAIS ECUADOR

PROVINCIA SUCUMBIOS

CANTON PUTUMAYO

CAMPO CUYABENO

YACIMIENTO US/UI

ELEVACION DEL TERRENO 751.1 ft

ALTURA MESA ROTARIA 36,5 ft

Tabla 78. Información general del pozo – fase de definición


PROFUNDIDADES ESTIMADAS DEL OBJETIVO DEL POZO CYBC-2019

OBJETIVO

PROF.

VERTICAL

(ft)

PROFUNDIDAD

MEDIDA (ft)

DESPLAZAMIENTO

(ft)

AZIMUTH

(°)

COORDENADAS

(m)

X Y

UUS 7603,5 7755,5 1066,9 332,22 10005194 356853

PT 8077,8 7917,8 1138,6 332,22

Tabla 79. Profundidades estimadas del objetivo del pozo CYBC-2019



4.4.1.2 Plan y perfil direccional

El pozo es un pozo direccional tipo J modificado, con fin de alcanzar el objetivo

propuesto por el área de geología, se requiere mantener la vertical hasta los 3500ft donde

empieza la construcción de Angulo a una tasa de 1,5°/100ft hasta alcanzar una inclinación

de 14° con una dirección de 332,2° a los 4433ft, mantiene la inclinación por alrededor de

110

1000ft donde sigue con la construcción del Angulo hasta alcanzar los 18,977° con dirección

332,2° a los 5822ft, mantiene el ángulo para atravesar la formación del Conglomerado

inferior hasta llegar a Basal Tena donde a los 7200ft comienza a tumbar ángulo a una tasa de

0.9°/100ft, alcanzando el objetivo con 13,8° y llegando a TD con una inclinación de 11,54°.

INFORMACIÓN DIRECCIONAL DEL POZO

PROFUNDIDAD VERTICAL 7917,7 ft

PROFUNDIDAD MEDIDA 8077,8 ft

KOP 1 3500 ft

AZIMUTH 332,2 °

ANGULO MAXIMO 14°

DOGLEG 1,5°/100 ft

KOP 2 5491 ft

AZIMUTH 332,2°

DOGLEG 1,5°/100 ft

ANGULO MAXIMO 18,97°

DOP 1 7198 ft

AZIMUTH 332,2°

DOGLEG 0,9°/100 ft

ANGULO MAXIMO 11,35°

OBJETIVO 7770,4 MD / 7617,6 TVD

DESPLAZAMIENTO 1072 ft

PROFUNDIDAD TOTAL 8077,8ft MD / 7917,7ft TVD

DESPLAZAMIENTO EN LA PROFUNDIDAD

TOTAL

1139 ft

Tabla 80. Información direccional del pozo CYBC-2019


111

Figura 49. Perfil direccional pozo CYBC-2019 – fase de definición


112

Figura 50. Section View pozo CYBC-2019


Figura 51. Inclinación vs. Profundidad pozo CYBC-2019


113

Figura 52. Vista 3D pozo CYBC-2019


4.4.1.3 Anticolisión

Se realizo el análisis de anticolisión con el fin de revisar la separación entre el pozo

planificado y los pozos ya perforados dentro del Pad, para este análisis se tomó y se cargó

los survey de los pozos CYBC-013, CYBC-034, CYBC-035, CYBC-056 preliminar,

CYBC-060 Y CYBC-068, además se utilizó el software COMPASS de la empresa

Halliburton.

114

Figura 53. Resumen reporte anticolisión pozo CYBC-2019


Como se puede observar en el resumen del análisis de anticolisión el pozo planificado no

presento ningún problema con la cercanía con otros pozos a lo largo de toda la trayectoria.

Figura 54. Ladder plot pozo CYBC-2019


En el Ladder Plot podemos observar la separación centro-centro de las elipses de

incertidumbre del pozo planificado con los demás pozos.

Los pozos al pertenecer a el mismo Pad podemos ver que la separación en los primeros

700ft es poca sin llegar a ser de consideración y a medida que se profundiza la separación es

mayor y nos deja una trayectoria sin peligro de colisión con pozos cercanos.

115

Figura 55. Separation Factor plot pozo CYBC-2019


En la gráfica del Factor de Separación podemos observar que todos los pozos cercanos

tienen un factor de separación mayor a 3 y ninguno sobrepasa los niveles de alerta

establecidos en el software, lo que significa que la trayectoria no presenta problemas con su

diseño.

116

Figura 56. Traveling cylinder pozo CYBC-2019


La gráfica del Travelling Cylinder nos ofrece una vista más interactiva de nuestro pozo a

lo largo de su trayectoria, en esta grafica podemos observar que el diseño no presenta ningún

problema de colisión.

4.4.1.4 Configuración del BHA

La configuración del BHA establecido en la etapa de Conceptualización lo cual se obtuvo

del análisis de pozos offset y fueron los siguientes.

Sección 16”

BHA SECCIÓN 16" - POZO CYBC-2019

ITEM DESCRIPTION LENGTH (ft) OD

(plg)

ID

(plg)

1 PDC BIT 16" 1,31 16 -

2 BIT SUB 2,25 9 2 3/4

117

3 DC 90,31 8 2,93

4 CROSS OVER 2,02 8 3 1/4

5 HWDP 303,3 5 3

Tabla 81. Configuración BHA sección 16” – fase de definición


Sección 12 ¼”



(ft) OD

(plg) ID

(plg) WEIGHT (ppf)

1 PDC BIT 12 1/4" 1 12 1/4 - 130

2 PDM 8,5" 5:6/6,0 SLEEVE STAB 12" 29,24 8 1/2 5 149

3 FLOAT SUB 3,02 8 4 149

4 SPRING SPIRAL STAB 11 3/4" 6,77 8 3/4 2 3/8 150

5 PONY MONEL 9,68 8 1/4 3 1/16 146

6 MWD 32,44 8 3 1/8 135

7 MONEL 31,41 8 3 135

8 X/O SUB 2,6 7

11/16 2 7/8 135

9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49

10 DRILLING JAR 30,15 6 1/2 2 1/2 91

11 4 X 5" HWDP 121,65 5 3 49

Tabla 82. Configuración BHA sección 12 ¼” – fase de definición


Sección 8 ½”



(ft)

OD

(plg)

ID

(plg)

WEIGHT

(ppf)

1 PDC BIT 8 1/2" 1,02 8 1/2 - 80

2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,06 6

11/16 - 81

3 FLOAT SUB + VALVE 3,35 6

11/16 2 7/8 81

4 I. B. STAB 8" 9,68 6 1/2 2 1/4 100

5 SHORT NMDC 14,6 6 3/4 3 3/4 97

6 MULE SHOE 3,63 6 3/4 3 1/16 97

7 NMDC EM PP MWD 28,03 6 3/8 3 1/4 97

8 NMDC 30,55 6 9/16 2 13/16 97

9 1 X 6 1/2" DC 28,39 6 1/2 2 100

10 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49

11 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91

118

12 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49

Tabla 83. Configuración BHA sección 8 ½” – fase de definición


4.4.1.5 Torque y arrastre

El análisis de torque y arrastre predice y analiza el torque y las fuerzas axiales generadas

por la sarta, casing o tubing durante la perforación, RIH, POOH, sliding, etc. Para esto se

utilizó la configuración del BHA obtenida previamente.

Sección 16”

Figura 57. Ilustración BHA sección 16”


119

Gráfica 5. Tensión efectiva BHA sección 16”


En la gráfica de tensión efectiva tenemos que la tensión en las diferentes operaciones se

encuentra dentro del límite de tensión y no presenta problemas de Buckling ya que la línea

de tensión de las operaciones seleccionadas no cruza la línea de Buckling.

Gráfica 6. Torque BHA sección 16”


En la Gráfica 6 de torque podemos identificar cuando las juntas de la sarta de

perforación van a ser propensas a experimentar un sobre torque o una ruptura en el caso de

que las curvas de las diferentes operaciones crucen la curva del torque límite.

120

En este caso tenemos que en el presente diseño no se presenta ningún inconveniente con

el toque de la sarta.

Gráfica 7. Fuerzas laterales BHA sección 16”


En la gráfica de fuerzas laterales podemos observar la distribución de las fuerzas de

contacto entre el ensamblaje y el hoyo bajo las diferentes operaciones y tenemos un

resultado de cero fuerzas laterales por lo corta que es esta sección.

Gráfica 8. Fatiga BHA sección 16”


121

En la Gráfica 8 podemos observar la proporción de fatiga a cuál está sometida la sarta en

los diferentes modos de operación, tenemos como limite 1 y sobre este valor estaremos en

presencia de fatiga. En el caso de nuestro diseño tenemos un valor de 0.

Gráfica 9. Carga del gancho BHA sección 16”


En la Gráfica 9 representa la carga a la que estará sometido el gancho cuando se perfora

rotando o deslizando, en este caso tenemos las cargas adecuadas para el diseño.

Gráfica 10. Mínimo WOB BHA sección 16”


122

En esta grafica tenemos el mínimo peso sobre la broca para que se genere un Buckling

sinusoidal o helicoidal durante las operaciones de rotación o deslizamiento.

Gráfica 11. Esfuerzos BHA sección 16”


En la Gráfica 11 podemos observar el esfuerzo generado en la sarta durante el viaje a

superficie y el límite del esfuerzo el cual no se supera este diseño.

Sección 12 ¼”

Figura 58. Ilustración BHA sección 12 ¼”


123

Gráfica 12. Tensión efectiva BHA sección 12 ¼”


En la Gráfica 12 podemos observar que no se presentan problemas de Buckling en la

sarta seleccionada.

Gráfica 13. Torque BHA sección 12 ¼”


En la gráfica no presenta ningún problema con el torque de la sarta.

124

Gráfica 14. Fuerzas laterales BHA sección 12 ¼”


Podemos observar que se generan mayores fuerzas laterales en las secciones donde se

construye o tumba ángulo durante la trayectoria sin generar problemas del diseño.

Gráfica 15. Fatiga BHA sección 12 ¼”


En la gráfica de fatiga se observa que se produce una mayor fatiga en la construcción de

ángulo aun sin llegar a un valor de 1 con lo cual el diseño es correcto.

125

Gráfica 16. Carga del gancho BHA sección 12 ¼”


Observamos que en la carga del gancho no se produce ningún tipo de problema.

Gráfica 17. Mínimo WOB BHA sección 12 ¼”


Tenemos el mínimo WOB para que se genere Buckling sinusoidal o helicoidal.

126

Gráfica 18. Esfuerzos BHA sección 12 ¼”


Vemos que los esfuerzos generados no sobrepasan el límite lo que indica que no se

tendrá problemas con la sarta del diseño.

127

Sección 8 ½”

Figura 59. Ilustración BHA sección 8 ½”


Gráfica 19. Tensión efectiva BHA sección 8 ½”


128

La gráfica de la tensión efectiva nos indica que la tensión de la sarta se encuentra dentro

del límite y no produce Buckling.

Gráfica 20. Torque BHA sección 8 ½”


La sarta no presenta problemas con el torque generado en las diferentes operaciones

analizadas.

Gráfica 21. Fuerzas laterales BHA sección 8 ½”


129

Podemos ver que en esta sección se generan fuerzas laterales sin llegar a generar

problemas.

Gráfica 22. Fatiga BHA sección 8 ½”


La fatiga se observa que en esta sección no es significante y se mantiene muy debajo del

valor de 1.

Gráfica 23. Carga del gancho BHA sección 8 ½”


La carga del gancho se puede observar que no genera ningún problema en esta sección.

130

Gráfica 24. Mínimo WOB BHA sección 8 ½”


Se observa el mínimo WOB con el que se puede trabajar para que no se produzca ningún

tipo de Buckling.

Con este análisis se puede concluir que la sarta de perforación de cada una de las

secciones no presenta ningún inconveniente con el diseño realizado.

4.4.1.6 Análisis de revestimiento

El análisis se lo realizo en el software Stress Check de la compañía Halliburton, con los

siguientes parámetros:

Tabla 84. Esquema casing y tubing – fase de definición


Junto los límites de seguridad establecidos en la etapa anterior de Visualización,

obtuvimos las gráficas de cada revestimiento con cada tipo de esfuerzo al que va a estar

sometido.

131

Casing 13 3/8”

Gráfica 25. Análisis stress check casing 13 3/8”


En las gráficas se puede observar como en los esfuerzos de estallido, colapso, axial y

triaxial los límites del material de la tubería de revestimiento no sobrepasan los esfuerzos a

los que está sometida en este diseño.

Figura 60. Diagrama equivalente de Von Mises casing 13 3/8”


132

En la Figura 48 vemos el diagrama del esfuerzo equivalente de Von Mises el cual se usa

como indicador de un buen diseño para cierto tipo de materiales, en este caso podemos ver

que el diseño es adecuado para soportar los esfuerzos provocados por las operaciones.

Casing 9 5/8”

Gráfica 26. Análisis stress check casing 9 5/8”


En este análisis se tiene que el casing de 9 5/8” escogido es adecuado para el diseño

propuesto ya que la curva de diseño se aleja de la curva del límite de esfuerzo.

133

Figura 61. Diagrama equivalente de Von Mises casing 9 5/8”


El diagrama de Von Mises indica que la tubería de revestimiento fue adecuada para el

diseño realizado.

Liner 7”

Gráfica 27. Análisis de stress check liner 7”


134

Es la gráfica podemos observar que la curva de diseño esta distante de la curva del límite

de diseño lo cual nos indica que la tubería de revestimiento es adecuada para el diseño

realizado.

Figura 62. Diagrama equivalente de Von Mises liner 7”


En el diagrama de Von Mises observamos que el diseño es adecuado y soporta los

esfuerzos provocados en las diferentes operaciones simuladas.

4.4.1.7 Prognosis geológica

La prognosis geológica se obtuvo con la información del área de geología de la empresa y

adecuada con el diseño de la trayectoria que se realizó.

PROGNOSIS GEOLOGICA POZO CYBC-2019

FORMACIÓN PROFUNDIDAD MEDIDA (ft) PROFUNDIDAD VERTICAL (ft)

ORTEGUAZA 4467,8 4457,7

TIYUYACU 5137,7 5107,7

CGL SUPERIOR 5323,2 5287,7

BASE CGL SUPERIOR 5508,7 5467,7

CGL INFERIOR 6139,2 6067,7

BASE CGL INFERIOR 6599,2 6502,7

TENA 6826,5 6717,7

BASAL TENA 7171,3 7043,7

NAPO 7207,2 7077,7

135

CALIZA M1 7412,2 7272,7

CALIZA M2 7572,7 7426,7

ARENISCA M2 7636,0 7487,7

CALIZA A 7702,1 7551,7

ARENISCA U SUPERIOR 7750,6 7598,7

CALIZA U MEDIA 7770,2 7617,7

ARENISCA U MEDIA 7787,7 7634,7

ARENISCA U INFERIOR 7806,2 7652,7

BASE U INFERIOR 7882,2 7726,7

CALIZA B 7896,6 7740,7

ARENISCA T SUPERIOR 7937,6 7780,7

ARENISCA T INFERIOR 8001,0 7842,7

BASE T INFERIOR 8054,2 7894,7

ARENISCA HOLLIN SUPERIOR 8077,6 7917,7

Tabla 85. Prognosis geológica pozo CYBC-2019


4.4.1.8 Brocas de perforación

Para le selección de las brocas se tomó en cuenta los datos obtenidos de los pozos de

correlación y se obtuvo los siguientes resultados:

DIAM BROCA IADC JETS-TFA INTERVALO

(MD-ft)

FORMACION LITOLOGIA ESTRUCT.

DE

CORTE

JUSTIFICACION

16” RC 115 1X16 + 3X15

0,714 plg2

322’ (46-368)

SUPERFICIAL ARENISCA, ARCILLOLITA

BROCA CON AMPLIA EXPERIENCIA EN EL ORIENTE ECUATORIANO

12 ¼” PDC M323 7X13 0,907 plg2

6455’ (368-6823)

CHALCANA ORTEGUAZA

TIYUYACU

TENA

ARENISCA, ARCILLOLITA,

LUTITA

DISEÑO PARA FORMACIONES ARCILLOSAS Y DURABILIDAD

NECESARIA PARA LOS

CONGLOMERADOS

12 ¼” PDC M323 7X13

0,907 plg2

754’

(6823 – 7523)

TENA NAPO ARENISCA

ARCILLOLITA,

LUTITA, LIMOLITA

DISEÑO PARA FORMACIONES

ARCILLOSAS Y DURABILIDAD

NECESARIA PARA PERFORAR CALIZAS

8 ½” PDC M323 6X12 0,663 plg2

520’ (7587 – 8078)

NAPO ARENISCA, LUTITA,

CALIZA

BROCA CON AMPLIA EXPERIENCIA EN EL ORIENTE ECUATORIANO

Tabla 86. Programa de brocas pozo CYBC-2019


Broca #1

Q=400gpm

Pump Rate 400,0 gpm Stand Pipe Pressure 345,27 psi

136

Bit Pressure Loss 248,48 psi Percent Power at Bit 71,97 %

Bit Hydraulic Power /

Area (HIS)

0,3 hp/in² Bit Nozzle Velocity 179,7 ft/s

Bit Hydraulic Power

57,98 hp

Bit Impact Force 320,3 lbf

Surface Equip. Pressure

Loss

0,00 psi Total Bit Flow Area in²

Tabla 87. Hidráulica broca #1


Broca #2 y #3

Q= 550-920 gpm




Area (HIS)


Bit Hydraulic Power

248,68 hp



Loss


Tabla 88. Hidráulica broca #2 y broca #3


Broca #4

Q=380 gpm




Area (HIS)


Bit Hydraulic Power

61,74 hp



Loss


Tabla 89. Hidráulica broca #4


137

4.4.1.9 Hidráulica

Sección 16”

Para el análisis de hidráulica tenemos las siguientes graficas

Gráfica 28. Inclinación vs. Profundidad – fase de definición


La grafica de inclinación vs profundidad medida que nos ayuda a identificar los puntos

importantes con respecto a la limpieza del hoyo.

138

Figura 63. Análisis de hidráulica sección 16”


La Figura 63 muestra que en la sección de 16” se genera un volumen del 17% del

volumen de ripios y 3,8” de la cama de ripios con 400gpm, para asegurar la limpieza del

hoyo se requiere un galonaje mínimo de 585gpm; pero considerando la capacidad y

eficiencia volumétrica de las bombas se recomienda utilizar 400gpm. Se debe monitorear

torque y arrastre y ECD para prevenir pegas de tubería.

Sección 12 ¼”

139

Figura 64. Análisis de hidráulica sección 12 ¼”


La Figura 64 muestra que con una inclinación de 18° se genera un volumen del 2,9% del

volumen de ripios, un volumen de 0.6-1.2% de volumen de ripios en suspensión y una cama

de ripios de 0.5” con un rango de galonaje de 550-920gpm, para asegurar la limpieza del

hoyo se requiere un galonaje mínimo de 570gpm. Se debe monitorear torque y arrastre y

ECD para prevenir pegas de tubería.

Sección 8 ½”

Figura 65. Análisis de hidráulica sección 8 ½”


La Figura 65 muestra que con una inclinación de 11° se genera un volumen del 0,51%

del volumen de ripios y una cama de ripios de 0” con un galonaje de 380gpm, para asegurar

la limpieza del hoyo se requiere un galonaje mínimo de 180gpm. Con el galonaje

establecido se logra alcanzar una buena limpieza del hoyo. Se debe monitorear torque y

arrastre y ECD para prevenir pegas de tubería.

140

4.4.1.10 Fluidos de perforación

Sección 16”

Para esta sección se tiene una densidad de 8,4-8,6 ppg una viscosidad de embudo de 26-

30 seg., una viscosidad plástica 2-4 cP, Yield point de 3-5lb/100 ft2 y un porcentaje de

solidos menor al 10%.

Sección 12 ¼”

En esta sección tenemos la formación Chalcana que contiene intercalaciones de arenas y

arcillas jóvenes hidratables que con el contacto con el agua adquieren una consistencia

blanda y pegajosa, además se encuentran las sedimentitas las cuales presentan

intercalaciones de esmectita hidratables o gumbos que pueden provocar embolamiento y

taponamiento de las líneas de flujo; para evitar problemas se utiliza calcio soluble ya que

proporciona la inhibición necesaria al pozo.

Previo al ingreso a la formación Orteguaza se refrescará el sistema convirtiéndolo en

polimérico.

Parte importante de esta sección es aislar las formaciones Tiyuyacu, Tena y Napo con el

fin de dar integridad al pozo para perforar la siguiente sección. Para este fluido se necesita

aditivos como inhibidores de arcillas, controladores de filtrado, surfactantes, estabilizadores

mecánicos y carbonato de calcio.

Sección 8 ½”

En esta sección se tiene las formaciones productoras por lo que es importante que el

fluido provea una buena suspensión, transporte de ripios e inhiba las arcillas de las zonas

productoras y se realice un puenteo adecuado para minimizar el daño a las formaciones.

PROPIEDADES DEL LODO

PROFUNDIDAD TIPO DE LODO DENSIDAD (ppg) VICOSIDAD (seg) FILTRADO (c.c.) SOLIDOS VP/YP

368 NITRATO DE CALCIO 8,4-8,6 28-30 N/A <10% 2-4/3-5

4450 NITRATO DE CALCIO 8,6-9,1 28-32 N/A <5% 3-11/4-13

7587 POLIMERICO 9,3-9,8 32-50 <10 <2 10-15/12-

16

8078 POLIMERICO 9-9,2 45-65 <5 <1 12-20/16-26

Tabla 90. Propiedades del lodo pozo CYBC-2019


141

4.4.1.11 Parámetros de perforación

PARAMETROS DE PERFORACION

DIAM BHA BROCA JETS-TFA INTERVALO (MD) FORMACION LITOLOGIA CAUDAL

(gpm) RPM

WOB (klb)

ROP INST ROT. (ft/h)

16” 1 RC 1X16 + 3X15

0,714 plg2 322’

(46-368) SUPERFICIAL

ARENISCA, ARCILLOLITA

400 40-100 5-25 47

12 ¼” 2 PDC 7X13

0,907 plg2

6455’ (368-6823)

CHALCANA ORTEGUAZA TIYUYACU

TENA

ARENISCA, ARCILLOLITA, LUTITA

550-920 40-80 5-40 64

TIYUYACU CONGLOMERADOS

CONGLOMERADO, ARENISCA, ARCILLA

600 40 5-12 35

12 ¼” 3 PDC 7X13

0,907 plg2 754’

(6823 – 7523) TENA NAPO

ARENISCA ARCILLOLITA, LUTITA,

LIMOLITA 550-920 40-80 5-40 64

8 ½” 4 PDC 6X12

0,663 plg2

520’ (7587 – 8078)

NAPO ARENISCA, LUTITA,

CALIZA 380 40-80 5-30 43

Tabla 91. Parámetros de perforación pozo CYBC-2019


4.4.1.12 Cementación

Para la cementación se tomaron en cuenta los siguientes aspectos importantes en el

proceso:

Se debe determinar el diámetro promedio del hoyo con el fin de calcular

adecuadamente el volumen.

En caso de no tener retornos en superficie se debe realizar un Top Job.

En plan de centralización debe asegurar el mayor Stand-Off posible a lo largo del hoyo.

Con el fin de prevenir el intermezclado de los preflujos con la lechada es recomendable

bombear primero los preflujos, liberar el tapón de fondo, posterior bombear las

lechadas y liberar el tapón de desplazamiento.

Para facilitar las operaciones perforación de los tapones y limpieza de cemento entre el

cuello y la zapata, es recomendable que estos accesorios sean del tipo no rotatorio.

Es importante reconocer y aplicar el tiempo de WOC necesario para continuar con la

perforación de la siguiente sección.

Además, se estableció las siguientes parámetros para la cementación del pozo.

PLAN DE CEMENTACION POZO CYBC-2019

SECCIÓN LECHADA DIAMETRO INTERVALO A

CEMENTAR

No. SACOS

CLASE PESO LECHADA (PPG)

ADITIVOS

HOYO (PLG)

T. REV (PLG)

1 1 16 13 3/8 322 175 A 15,6 ANTIESPUMANTE,

RETARDADOR, VISCOSIFICANTE

142

2

1 12 ¼ 9 5/8 2787 633 A 13,5 ANTIESPUMANTE, VISCOSIFICANTE

2 12 ¼ 9 5/8 800 275 G 16 ANTIESPUMANTE,

DISPERSANTE

3

1 8 ½ 7 187 87 G 15,8 ANTIESPUMANTE,

RETARDADOR, VISCOSIFICANTE

2 8 ½ 7 355 128 G 17

ANTIESPUMANTE, VISCOSIFICANTE,

RETARDADOR, BLOQUEO DE GAS,

MATERIAL ELASTICO

Tabla 92. Cementación Pozo CYBC-2019


4.4.2 Curva de tiempo base

Con los resultados de los pozos de correlacion se obtuvieron los tiempos de las diferentes

actividades que comprenden la ejecucion de un pozo, ademas se utilizo las ROP promedio

establecido en los parametros de perforacion. Con esto se obtuvo como resultado la

siguiente tabla.

DETALLE DE OPERACIÓN TIEMPO

TIEMPO

ACUMULADO

PROF.

INICIO

PROF.

FIN

horas días ft ft

SECCION 16”

REUNION DE SEGURIDAD ARMADO BHA #1 0,5 0,02 0 0

ARMADO BHA #1 1 0,06 0 0

PERFORACION 5,29 0,28 46 368

CIRCULACION 1,5 0,35 368 368

ARMA HERRAMIENTAS Y CORRE GYRO 0,5 0,37 368 368

SACA BHA #1 1,5 0,43 368 368

REUNION DESARMADO BHA #1 0,5 0,45 368 368

DESARMA BHA #1 1 0,49 368 368

REUNION ARMADO DE EQUIPO CSG 0,5 0,51 368 368

ARMADO DE EQUIPOS CORRIDA CSG 13 3/8” 0,5 0,53 368 368

CONECTA ZAPATO Y COLLAR, PRUEBA DE EQUIPO 0,5 0,55 368 368

BAJA CSG 13 3/8” 1 0,60 368 368

CIRCULA CSG 1 0,64 368 368

ARMA LINEAS DE CEMENTACION, INSTALA CABEZA Y PRUEBA 1 0,68 368 368

REUNION PARA CEMENTAR CSG 13 3/8” 0,5 0,70 368 368

REALIZA CEMENTACION 2,5 0,80 368 368

RETIRA CABEZA Y DESARMA LINEAS 0,6 0,83 368 368

DESARMA EQUIPO 0,5 0,85 368 368

CORTA Y BISELA CSG 0,5 0,87 368 368

INSTALA SECCION AB DEL CABEZAL Y PRUEBA SELLOS 1,5 0,93 368 368

143

COLOCA BOP 1,5 1,00 368 368

PRUEBA BOP 0,5 1,02 368 368

RETIRA TEST PLUG E INSTALA WEAR BUSHING 0,5 1,04 368 368

Tabla 93. Detalle de tiempos sección 16”


SECCION 12 ¼” 0 1,04 368 368

REUNION ARMADO BHA #2 0,5 1,06 368 368

ARMA BHA #2 2 1,14 368 368

PRUEBA BHA #2 0,5 1,16 368 368

BAJA BHA #2 1,7 1,23 368 368

ROTA CEMENTO + TAPONES 1,5 1,30 368 368

PRUEBA CASING 0,5 1,32 368 368

CIRCULA 1,5 1,38 368 368

PERFORACION 70 4,30 368 5100

CAMBIO DE FLUIDO 0,5 4,32 5100 5100

FIT 0,5 4,34 5100 5100

PERFORACION 48 6,34 5100 6800

CIRCULACION 4 6,50 6800 6800

SACA BHA #2 5,2 6,72 6800 6800


DESARMA BHA #2 1 6,78 6800 6800

REUNION DE SEGURIDAD ARMADO BHA #3 0,5 6,80 6800 6800

ARMADO BHA #3 2 6,89 6800 6800

BAJA BHA #3 9 7,26 6800 6800

PERFORACION 12,3 7,77 6800 7587

CIRCULACION 4 7,94 7587 7587

SACA BHA #3 5,8 8,18 7587 7587


REUNION ARMADO DE EQUIPO CSG 0,5 8,22 7587 7587

ARMA EQUIPO DE CORRIDA DE CSG DE 9 5/8” 1,5 8,29 7587 7587

CONECTA ZAPATO Y COLLAR, PRUEBA DE EQUIPO 0,5 8,31 7587 7587

BAJA CSG 9 5/8” 11,9 8,80 7587 7587


REUNION PARA CEMENTAR CSG 9 5/8” 0,5 8,87 7587 7587

REALIZA CEMENTACION 3,5 9,01 7587 7587

RETIRA CABEZA Y DESARMA LINEAS 1,4 9,07 7587 7587

BAJA Y ASIENTA WEAR BUSHING 1,5 9,13 7587 7587

Tabla 94. Detalle de tiempos sección 12 ¼”


144

SECCION 8 ½” 0 9,13 7587 7587

REUNION ARMADO DE BHA #4 0,5 9,15 7587 7587

ARMA BHA #4 2 9,24 7587 7587

PRUEBA BHA #4 0,5 9,26 7587 7587

BAJA BHA #4 9 9,63 7587 7587

ROTA CEMENTO + TAPONES 2 9,72 7587 7587

PRUEBA CASING 0,5 9,74 7587 7587

CIRCULA 2 9,82 7587 7587

CAMBIO DE FLUIDO 0,5 9,84 7587 7587

PERFORACION 11,4 10,32 7587 8078

CIRCULACION 2 10,40 8078 8078

SACA BHA #4 7,9 10,73 8078 8078

REUNION DESARMA BHA #4 0,5 10,75 8078 8078

DESARMA BHA #4 1 10,79 8078 8078

TOMA DE REGISTROS 7 11,08 8078 8078

BAJA LINER DE 7” 8,1 11,42 8078 8078

LANZA BOLA DE ACERO 1 11,46 8078 8078

COLOCA LINER Y LANZA SETTING TOOL 1 11,50 8078 8078


REUNION PARA CEMENTAR LINER 7” 0,5 11,57 8078 8078

CEMENTA LINER DE 7” 2 11,65 8078 8078

SACA HERRAMIENTAS Y SETTING TOOL 6 11,90 8078 8078

Tabla 95. Detalle de tiempos sección 8 ½”


Como resultado del análisis realizado y la aplicación de la metodología VCDSE se obtuvo

una curva de tiempo base que se utilizó para la ejecución del pozo teniendo como base los

tiempo utilizados en los pozos de correlación, dando 11.90 días como tiempo óptimo para la

perforación del pozo.

145

Gráfica 29. Curva de tiempo base pozo CYBC-2019


146

CAPITULO V

RESULTADOS, SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN

5.1 Seguimiento

Penúltima fase en la aplicación de la metodología VCDSE, en la que se dio seguimiento a

las actividades realizadas en la construcción del pozo previstas en la etapa de Definición,

con el objetivo de garantizar el cumplimiento del diseño programado y corregir errores con

la toma de decisiones oportunas.

5.1.1 Intervención al pozo

En la intervención al pozo se recopilo la secuencia de operaciones realizadas con el tiempo

de duración de cada operación obtenidas de los reportes diarios realizados por el personal de

la empresa para su posterior análisis y comparación con lo establecido en la fase de

definición.

DIAS Totales PROF

(ft) ACTIVIDADES

0,021 52 INICIA EVENTO DE PERFORACION DEL POZO CYBC-074 EL DIA 26 DE OCTUBRE DEL 2019 A LAS 00:00. REALIZA REUNION DE

SEGURIDAD OPERATIVA. ARMA BHA #1

0,208 355 PERFORA VERTICALMENTE SECCION DE 16" CON BHA#1 CONVENCIONAL DESDE 52FT HASTA 355FT (PUNTO DE

REVESTIDOR 13 3/8") AVG. ROP 61 ft/h

0,229 355 CIRCULA HOYO PARA LIMPIEZA CON 400 gpm Y 420 psi

0,250 355 SACA BHA #1 CONVENCIONAL DE 355ft HASTA SUPERFICIE

0,271 355 DESARMA BHA #1

0,313 355 LEVANTA Y ARMA HERRAMIENTAS CONVENCIONALES Y FILL UP TOOL PARA CORRIDA DE CASING. SE CAMBIA ELEVADOR

0,333 355 REUNION DE SEGURIDAD PREVIO A CORRIDA DE CASING

0,354 355 ARMAN 13 3/8" ZAPATO CONVENCIONAL + 13 3/8" CASING + 13 3/8" COLLAR FLOTADOR + 13 3/8" CASING + PRUBA EQUIPO DE

FLOTACION

0,375 355 BAJAN CASING 13 3/8" HASTA 355ft. SE UTILIZAN 10 JUNTAS DE CASING 13 3/8" 68 lbs/ft K-55

0,396 355 RETIRA HERRAMIENTAS DE CORRIDA DE CASING CONVENCIONAL, SE MANTIENE POZO EN CIRCULACION

0,417 355 RELIZA REUNION DE SEGURIDAD Y OPERATIVA PREVIO A LA CEMENTACION

0,438 355 LEVANTA Y ARMA LINEAS Y CABEZA DE CEMENTACION, PRUEBA LINEAS CON 3000psi POR 10 MIN OK

0,479 355 REALIZA CEMENTACION DE CASING 13 3/8" NO REALIZA TOP JOB. RETIRAN LINEAS Y CABEZA DE CEMENTACION

0,583 355 REALIZA CORTE DE CASING DE 20" A 56" DESDE EL CELLAR Y CORTE EN CASING DE 13 3/8" A 35" DESDE EL CELLAR

0,667 355 RELIZA CORTE EN FRIO Y BISELADO DEL CASING 13 3/8"

0,750 355 INSTALAN CONJUNTO DE BOP SOBRE CABEZAL MULTIBOWL + LINEAS DE HCR Y KILL LINE

0,771 355 PRUEBAN BOP

0,813 355 INSTALAN NIPLE CAMPANA + CAMISA DE CIRCULACION Y FLOW LINE

0,854 355 RECUPERAN TAPON DE PRUEBA + INSTALAN WEAR BUSHING EN SECCION A DEL CABEZAL

0,875 355 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO ARMADO BHA #2

0,958 355 ARMA BHA #2 DIRECCIONAL

1,042 355 BAJA BHA #2 DIRECCIONAL EN TUBERIA HWDP DE 5" HASTA 309ft, NORMALIZAN CIRCULACION CON 350gpm, ROTAN

COLLAR FLOTADOR 314-316ft Y ROTAN ZAPATO DE 352-355ft

1,104 563 PERFORAN DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DESDE 355ft HASTA 563ft, ROP=100ft/h

1,125 563 COMPANIA GYRO REALIZA PRIMER REGISTRO DE INCLINACION

1,208 830 PERFORAN DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DESDE 355ft HASTA 830ft, ROP=100ft/h

1,250 830 GYRO REALIZA SEGUNDO REGISTRO DE INCLINACION @ 730ft

1,313 1.096 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DE 830ft A 1096ft, ROP=140ft/h

1,333 1.096 INSTALA MARTILLO DE PERFORACION EN BHA #2 DIRECCIONAL

147


1,396 1.278 REALIZA CAMBIO DE SAVER SUB 4 1/2" IF POR SAVER SUB 5 1/2" FH



2,458 4.330 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECICON 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO DE 3760ft A 4330ft, ROP 140ft/h

2,500 4.330 DESPLAZA 60BLS DE PILDORA DISPERSANTE 8,5ppg X 27 SEGUNDOS, INCREMENTO DE RECORTES EN ZARANDAS 15%-20%

2,542 4.330 DESPLAZA 80BLS DE PILDORA ESPACIADORA DE 9ppg X 28 SEGUNDOS + REALIZA CAMBIO DE FLUIDO DRILLCOCAL DE

9,2ppg POR DRILLCOGLYL DE 9,1ppg

2,583 4.330 RELIZA LIMPIEZA DE BOLSILLO Y CANALETAS

3,167 5.328 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO DE 4330ft A 5328ft, ROP 90ft/h

3,250 5.400 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS POR CGL SUPERIOR DE 5328ft

A 5400ft, ROP 35ft/h

3,354 5.500 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS POR CGL SUPERIOR DE 5400ft

A 5500ft, ROP=100ft/h

3,542 5.952 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 5500ft A 5952ft,

ROP=100ft/h

3,563 5.952 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO REALIZA CAMBIO DE SAVER SUB DE 5 1/2" POR DAÑOS EN HILOS DE LA ROSCA

3,688 6.089 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 5952ft A 6089ft,

ROP=45,6ft/h

4,250 6.520 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRAVESAR CGL INFERIOR

DE 6089ft A 6520ft, ROP=32ft/h

4,583 6.810 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRAVESAR CGL INFERIOR


4,792 7.149 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 6810ft A 7149ft, ROP=67,8ft/h

4,833 7.192 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRVESAR BASAL TENA DE

7149ft A 7192ft, ROP=43ft/h

4,875 7.192 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO, DETECTA ROSCA MELLADA DEL SAVER SUB, CAMBIA SAVER SUB

4,896 7.192 REALIZA RIG SERVICE

4,938 7.220 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRAVESAR BASAL TENA


5,188 7.600 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 7220ft A 7600ft PUNTO DE CASING,

ROP 63ft/h

5,250 7.600 BOMBEA 60BLS DE PILDORA VISCOSA DE 11,4ppg Y 120sec/qt, CIRCULA HASTA RETORNOS LIMPIOS

5,271 7.600 CONTINÚA CIRCULANDO HASTA ZARANDAS LIMPIAS

5,292 7.600 BOMBEA Y DEJA EN EL FONDO 100BLS DE PILDORA VISCOSA DE 10,2ppg Y 110seg/qt

5,604 7.600 OBSERVA POZO POR FLUJO, OK Y SACA TUBERIA CON BHA#2 HASTA 111ft, TRIP RATE=998,5ft/h

5,625 7.600 REUNION PARA DESARMAR BHA #2

5,688 7.600 QUIEBRA BROCA PDC + BHA

5,708 7.600 ENGANCHA UNA PARADA, COLOCA TEST PLUG, BAJA Y RECUPERA WEAR BUSHING

5,750 7.600 ACONDICIONA MESA Y EQUIPO PARA BAJAR REVESTIDOR DE 9 5/8"

5,771 7.600 REUNION DE SEGURIDAD PREVIO A CORRIDA DE CASING

5,792 7.600 LEVANTA PRIMERA JUNTA DE REVESTIDOR + PRUEBA EQUIPO DE FLOTACION

5,833 7.600 CONTINÚA BAJANDO CASING DE 9 5/8", 47lbs/ft, N-80

6,125 7.600 TOMA PARAMETROS DE CONTROL EN EL ZAPATO DE 13 3/8", TRIP RATE: 683,9ft/h

6,167 7.600 CON CASING DE 9 5/8" CIRCULA Y OBSERVA ABUNDANTE MATERIAL EN ZARANDAS

6,250 7.600 CONTINÚA BAJANDO CASING DE 9 5/8", 47lbs/ft, N-80 EN HOYO ABIERTO, TRIP RATE 958ft/h

6,375 7.600 CONTINÚA BAJANDO CASING DE 9 5/8" EN HOYO ABIERTO CON BOMBA, TRIP RATE: 324,6ft/h

6,417 7.600 CON CASING DE 9 5/8" CIRCULA POZO CON 300 gpm

6,458 7.600 CONTINÚA BAJANDO REVESTIDOR DE 9 5/8" EN HOYO ABIERTO 7074ft-7547ft LLENANDO CADA TUBO, TRIP RATE:473ft/h

6,479 7.600 INSTALA CASING MANDRELL HANGER CON RUNNING TOOL Y LANDING JOINT SOBRE LA ULTIMA JUNTA DE REVESTIDOR

DE 9 5/8"

6,500 7.600 CIRCULA POZO CON REVESTIDOR + CIA. REALIZA R/U DE LINEAS

6,521 7.600 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO OPERACIONES DE CEMENTACION

6,563 7.600 CONECTA CABEZA DE CEMENTACION Y CONTINÚA CIRCULANDO, OBSERVA PRESIONES ESTABLES + REALIZA PRUEBA DE

LINEAS

6,667 7.600 REALIZA CEMENTACION DE CASING 9 5/8" @ 7587ft, NO SE OBSERVAN RETORNOS DE CEMENTO NI ESPACIADORES EN

SUPERFICIE

6,688 7.600 DESCONECTA LINEAS DE SUPERFICIE Y CABEZA DE CEMENTACION + BAJA LA PLANCHADA

6,708 7.600 RETIRA HERRAMIENTAS DE CORRIDA DE CASING DE 9 5/8"

6,771 7.600 COLOCA ELEVADOR Y ENGANCHA UNA PARADA DE DRILL PIPE DE 5 1/2"

6,792 7.600 CONECTA TEST PLUG Y ASIENTA WEAR BUSHING

6,896 7.600 LEVANTA Y ARMA BHA #3 DIRECCIONAL DE 8 1/2"

6,958 7.600 CONTINUA ARMANDO Y BAJANDO BHA #3 DIRECCIONAL HASTA 500ft

148

7,188 7.600 CONTINÚA BAJANDO BHA #3 TRIP RATE: 1200ft/h

7,208 7.600 REALIZA RIG SERVICE

7,229 7.600 REEMPLAZA MANGUERA DE AIRE PARA ACCIONAR LA VELOCIDAD EN ALTA DE MALACATE. NPT A CARGO DEL TALADRO

7,250 7.600 CONTINÚA BAJANDO TUBERIA CON BHA #3 DIRECCIONAL DESDE 7300ft HASTA 7539ft

7,375 7.600 REALIZA DRILL OUT DE TAPONES, COLLAR FLOTADOR Y CEMENTO CON BHA #3 DIRECCIONAL

7,417 7.600 BOMBEA 60 BLS DE PILDORA VISCOSA DE 10,2ppg Y 120 seg/qt Y CONTINÚA LIMPIANDO CEMENTO

7,479 7.600 CIRCULA Y BOMBEA 80BLS DE PILDORA ESPACIADORA 9,4ppg Y 30 seg/qt. REALIZA CAMBIO DE SISTEMA DE DRILLCOGLYL

DE 10,2 ppg POR DRILLCOIN DE 9ppg

7,500 7.600 CIERRA PIPE RAM SUPERIOR Y REALIZA PRUEBA FIT APLICANDO PRESION POR 15MIN

7,813 8.058 PERFORA SECCION 8 1/2" CON BHA #3 DIRECCIONAL DE 7610ft A 8058ft, ROP: 43,5ft

7,854 8.058 CON BHA #3 CIRCULA HASTA RETORNOS LIMPIOS CON 350gpm

7,896 8.058 OBSERVA POZO POR FLUJO, OK Y SACA EN HOYO ABIERTO, TRIP RATE=916ft/h

7,958 8.058 BOMBEA 40BLS DE PILDORA VISCOSA 9,2ppg Y 120 seg/qt Y CIRCULA HASTA ZARANDAS LIMPIAS CON 350gpm

8,167 8.058 BOMBEA 40BLS DE SLUG 10,8ppg Y 105 seg/qt Y CONTINÚA SACANDO TUBERIA SECA

8,250 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO DE DESARMAR BHA #3 + QUIEBRA BROCA PDC Y BHA

8,271 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO A ARMAR HERRAMIENTAS Y CORRER REGISTROS ELECTRICOS

8,292 8.058 REALIZA RIG UP DE POLEAS Y HERREMIENTA DE CORRIDA GR-DSNT-SDLT-ACRT-SP

8,396 8.058 REALIZA PRIMERA CORRIDA DE REGISTROS ELECTRICOS

8,438 8.058 SACA HERRAMIENTA RESGISTRANDO DESDE 6050ft HASTA SUPERFICIE

8,458 8.058 RETIRA FUENTE Y BAJA LA PLANCHADA

8,521 8.058 ARMA HERRAMIENTAS PARA SEGUNDA CORRIDA DE REGISTROS RDT PUNTOS DE PRESION

8,729 8.058 BAJA HERRAMIENTAS RDT CON CABLE HASTA 8050ft Y REALIZA CORRIDA DE REGISTROS RDT

8,771 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW SACA SONDA DE REGISTROS ELECTRICOS RDT DESDE 7300ft HASTA SUPERFICIE

8,813 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW REVISA COMPONENTES DE LA SONDA DE REGISTROS ELECTRICOS HASTA IDETIFICAR LA

FALLA SE REGISTRA DAÑO EN MODULO QGS

8,854 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW BAJA HERRAMIENTA RDT NUEVAMENTE CON CABLE HASTA 8060ft

8,896 8.058 CONTINÚA TOMANDO REGISTRO DE PRESION CON HERRAMIENTO RDT

8,917 8.058 POSICIONA HERRAMIENTA A 7820ft Y REALIZA PROCEDIMIENTO PARA ACTIVAR Y PROBAR SENSOR DE FLUIDO, TEMP. Y

PRESION HIDROSTATICA CON APERTURA Y CIERRE DE VALVULAS

9,125 8.058 REALIZA REGISTRO MINI DST VARIANDO CAUDALES DE ACUERDO AL APORTE DE LA FORMACION A 7820ft (ARENISCA U

INFERIOR)

9,146 8.058 RETRAE SENSORES E INTENTA MOVER SARTA, SIN EXITO, SE TRABAJA SARTA TENSIONANDO HASTA 12300lb PARA

ACTIVACION DE MARTILLO POR 7 OCACIONES LOGRANDO LIBERAR SONDA DE REGISTRO

9,167 8.058 SACA SONDA LIBRE DESDE 7820ft HASTA 7406ft

9,188 8.058 REALIZA PRUEBA DE SENSORES DE PRESION HIDROTATICA, TEMP. Y DENSIDAD SIN EXITO

9,250 8.058 SACA SONDA RDT DESDE 7450ft HASTA SUPERFICIE

9,271 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIA AL ARMADO Y CORRIDA DEL LINER DE 7"

9,313 8.058 LEVANTA Y ARMA EQUIPOS PARA CORRIDA DE LINER 7"

9,375 8.058 ARMA ZAPATO CONVENCIONAL DE 7"

9,396 8.058 LEVANTA E INSTALA LINER HANGER "X-PAK" DE 7"x9 5/8"

9,646 8.058 CONTINÚA BAJANDO LINER 7", 26lbs/ft, P-110, TXP BTC. TRIP RATE=1158,8ft/h

9,667 8.058 CON LINER DE 7" TOMA PARAMETROS DE CONTROL

9,708 8.058 CONTINÚA BAJANDO LINER 7", 26lbs/ft, P-110, TXP BTC. TRIP RATE=488ft/h

9,750 8.058 CON LINER DE 7" ESTABLECE PARAMETROS DE CIRCULACION CON 130-300gpm

9,771 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIA A OPERACIONES DE CEMENTACION

9,813 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO LEVANTA ENSAMBLE DE LA CABEZA DE CEMENTACIONE INTENTA CONECTAR

SOBRE LA ULTIMA JUNTA SIN EXITO

9,854 8.058 CONECTA ENSAMBLE DE LA CABEZA DE CEMENTACION + PRUEBA LINEAS CON 7000psi OK

9,875 8.058 REALIZA PREMEZCLA EN BATCH MIXER MIENTRAS CONTINÚA ACONDICIONANDO EL HOYO

9,938 8.058 REALIZA CEMENTACION

9,958 8.058 PROCEDE A REALIZAR EL ANCLAJE DEL COLGADOR EXPANDIBLE X-PAK PRESURIZANDO

9,979 8.058 LEVANTA LA SARTA 25ft OBSERVANDO PERDIDA DE PESO Y CONFIRMA LA SARTA LIBRE

10,000 8.058 QUIEBRA CABEZA DE CEMENTACION + CROSSOVER

10,042 8.058 PROCEDE A CAMBIAR EL LODO DE 9,2ppg POR AGUA FRESCA CON 600-650gpm, 1050-1300psi

10,250 8.058

SACA TUBERIA CON SETTING TOOL DEL COGADOR X-PAK DESDE 7472ft HASTA SUPERFICIE LLENANDO EL POZO CON AGUA

FRESCA. TRIP RATE: 1245ft/h, FINALIZA OPERACIONES DE PERFORACION DEL POZO CYBC-074 EL DIA 05 DE NOVIEMBRE DEL

2019 A LAS 06H00.

Tabla 96. Seguimiento a la ejecución del pozo CYBC-2019


149

La intervención del pozo tomo un total de 10.25 días.

En la intervención al pozo se encontró tiempos no productivos los cuales se detallan a

continuación.

DETALLE TIEMPO NO PRODUCTIVO DURANTE LA PERFORACIÓN

TIEMPO PROFUNDIDAD EVENTO

horas ft

0,5 5952 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO: REALIZA CAMBIO DE SAVER SUB DE 5

1/2" POR DAÑOS EN HILOS DE LA ROSCA

1 7192 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO: DETECTA ROSCA MELLADA DEL SAVER

SUB, CAMBIA SAVER SUB

0,5 7600 NPT A CARGO DEL TALADRO: REEMPLAZA MANGUERA DE AIRE PARA

ACCIONAR LA VELOCIDAD EN ALTA DE MALACATE.

1 8058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW: SACA SONDA DE REGISTROS ELECTRICOS RDT

DESDE 7300ft HASTA SUPERFICIE

1 8058

NPT TIEMPO A CARGO DE HW: REVISA COMPONENTES DE LA SONDA DE

REGISTROS ELECTRICOS HASTA IDETIFICAR LA FALLA SE REGISTRA DAÑO EN

MODULO QGS

1 8058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW: BAJA HERRAMIENTA RDT NUEVAMENTE CON

CABLE HASTA 8060ft

1 8058 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO: LEVANTA ENSAMBLE DE LA CABEZA DE

CEMENTACIONE INTENTA CONECTAR SOBRE LA ULTIMA JUNTA SIN EXITO

6 TOTAL

Tabla 97. Detalle de tiempos no productivos pozo CYBC-2019


5.1.2 Seguimiento táctico y operativo

5.1.2.1 Seguimiento a la columna geológica

La columna geológica del pozo CYBC-2019 abarca sedimentos que van desde el

Plioceno hasta en Cretácico Temprano, en la Tabla 97 se muestra la columna geológica real

perforada donde se encontró el tope del Conglomerado superior a 5369ft MD (5332ft TVD),

el tope del conglomerado inferior a 6117ft MD (6050ft TVD) y el tope de la Arenisca U

Superior a 7741ft MD (7595ft TVD) el cual fue el objetivo principal de este pozo.

150

TOPES FORMACIONALES POR RIPIOS

FORMACIÓN

RIPIO

MD

(ft)

TVD

(ft)

ORTEGUAZA 4494 4481

TIYUYACU 5162 5129

TOPE CGL. SUPERIOR 5369 5332

BASE CGL. SUPERIOR 5460 5421

TOPE CGL. INFERIOR 6117 6050

BASE CGL. INFERIOR 6597 6501

TENA 6825 6715

BASAL TENA 7177 7047

NAPO 7210 7078

CALIZA M1 7403 7264

CALIZA M2 7574 7430

ARENISCA M2 7625 7480

CALIZA A 7690 7544

ARENISCA U SUPERIOR 7741 7595

CALIZA U MEDIA 7763 7617

ARENISCA U MEDIA 7778 7632

ARENISCA U INFERIOR 7801 7654

BASE ARENISCA U INFERIOR 7862 7717

CALIZA B 7883 7734

ARENISCA T SUPERIO 7930 7780

TOPE ARENISCA T INFERIOR 7988 7838

BASE ARENISCA T INFERIOR 8042 7890

HOLLIN SUPERIOR - -

PT 8058 7907

Tabla 98. Topes formacionales determinados por ripios


5.1.2.2 Seguimiento al asentamiento de la tubería de revestimiento

Los puntos de asentamiento de la tubería de revestimiento se reajustaron conforme se

perforaba y se comprobaba los topes formacionales.

DETALLE TUBERIA DE REVESTIMIENTO

SECCION PROFUNDIDAD CANTIDAD DESCRIPCION

16" 355 ft 10 CSG 13-3/8”: K-55, 68 LBS/FT,

BTC

12 1/4" 7600 ft 175 CSG 9-5/8”: N-80Q, 47 LBS/FT,

BTC

8 1/2" 8058 ft 13 LINER 7”: P-110, 26 LBS/FT,

TXP-BTC

Tabla 99. Detalle de tubería de revestimiento pozo CYBC-2019


151

5.1.2.3 Seguimiento al plan direccional

El pozo alcanzo una profundidad total de 8058ft MD y una inclinación máxima de 20,66°

SURVEY FINAL

MD INCLINACION AZIMUTH V.SEC

ft deg deg ft

0 0 0 0

49,6 0,159 66,98 -0,006

100 0,32 66,98 -0,023

200 0,44 61,79 -0,044

300 0,46 85,2 -0,197

355 0,517 93,458 -0,412

400 0,57 98,9 0,651

500 0,56 106,13 -1,287

600 0,56 110,5 -1,991

700 0,54 97,14 -2,626

766 0,84 104,99 -3,132

855 0,36 231,68 -3,627

944 0,4 233 -3,727

1032 0,81 259,65 -3,59

1123 0,96 246,67 -3,338

1212 0,69 257,26 -3,141

1310 0,89 234,07 -3,096

1405 0,89 236,39 -3,275

1501 0,85 247,32 -3,288

1596 0,99 238,95 -3,272

1692 1,06 243,63 -3,297

1787 0,8 318,67 -2,614

1882 1,3 326,89 -0,881

1978 2,01 15,42 1,431

2073 1,98 56,42 2,811

2169 2,15 70,51 2,719

2264 1,1 104,41 1,849

2359 1,13 131,23 0,362

2455 1,02 214,32 -0,921

2550 1,4 234,59 -1,471

2645 1,45 233,94 -1,798

2741 1,29 225,04 -2,292

2836 1,42 218,23 -3,086

2932 1,3 212,84 -4,104

3027 1,53 265,16 -4,138

3122 1,81 302,97 -2,335

3218 2,75 347,08 1,214

3313 2,03 2,07 4,876

3408 1,61 57,11 6,455

3504 1,41 61,94 6,58

3599 1,35 38,97 7,028

3694 2,65 9,16 9,225

3790 4,9 2,38 14,544

3855 6,35 352,67 22,975

3980 6,7 340,44 33,382

152

4075 7,69 331,94 45,224

4171 9,23 328,47 59,331

4266 11,43 328,99 76,333

4361 14,13 330,24 97,325

4457 16,21 330,54 122,432

4494 15,719 329,479 132,601

4552 14,96 327,68 147,911

4648 12,95 324,9 170,935

4743 14,07 327,42 193,002

4838 14,4 328,83 216,301

4934 13,39 327,97 239,303

5029 14,02 329,72 261,77

5125 13,93 330,86 284,939

5162 13,024 330,001 293,558

5220 11,61 328,39 305,912

5315 11,99 329,79 328,309

5369 12,647 330,621 336,823

5411 13,16 331,21 349,199

5460 13,753 330,963 357,599

5506 14,31 330,75 368,749

5602 15,97 332,11 393,818

5697 16,35 332,56 420,258

5793 16,68 332,48 447,547

5888 16,84 332,49 474,941

5984 18,13 332,2 503,784

6079 18,97 332,02 534,006

6117 19,118 332,024 546,405

6174 19,34 332,03 565,178

6270 19,49 331,61 597,088

6365 19,57 331,11 628,843

6461 19,74 330,61 661,124

6556 20,16 330,28 693,522

6597 20,346 330,215 707,706

6651 20,59 330,13 726,577

6747 20,66 330,09 760,37

6825 20,471 329,869 787,749

6842 20,43 329,82 793,684

6938 19,57 333,63 826,499

7033 19,3 334,57 858,091

7128 18,53 334,08 888,865

7177 18,326 333,848 904,348

7210 18,188 333,688 914,682

7224 18,13 333,62 919,044

7319 16,24 332,32 947,107

7403 14,276 329,058 969,196

7415 14 328,52 972,122

7510 11,87 328,06 993,337

7574 11,311 327,801 1006,159

7587 11,197 327,745 1008,689

7625 10,866 327,576 1015,689

7690 10,298 327,261 1027,832

7715 10,08 327,13 1032,237

153

7741 10,047 326,994 1036,762

7763 10,019 326,879 1040,579

7778 10 326,8 1043,175

7801 9,971 326,678 1047,145

7810 9,96 326,63 1048,695

7862 10,144 326,229 1057,725

7883 10,218 326,071 1061,416

7906 10,3 325,9 1065,488

7930 10,128 326,248 1069,719

7988 9,713 327,14 1079,664

8001 9,62 327,35 1081,839

8042 9,512 327,815 1088,63

8055 9,478 327,965 1090,769

8058 9,47 328 1091,261

Tabla 100. Survey final pozo CYBC-2019


5.1.2.4 Seguimiento a los fluidos de perforación

En los fluidos de perforación se utilizó los siguientes volúmenes y propiedades para cada

sección.

Tabla 101. Detalle de fluidos de perforación pozo CYBC-2019


Tabla 102. Detalle fluidos sección 16”


154

Tabla 103. Detalle fluidos sección 12 ¼”


Tabla 104. Detalle fluidos sección 8 ½”


5.1.2.5 Seguimiento a las brocas

En la perforación del pozo se utilizó 3 brocas, una tricónica y dos PDC, con la siguiente

configuración de boquillas y calificación al salir.

Tabla 105. Detalle de brocas utilizadas pozo CYBC-2019


5.1.2.6 Seguimiento a los BHA

Para la perforación del pozo se utilizó solo 3 BHAs, uno para cada sección.

155

Sección 16”

BHA #1

N° DESCRIPCIÓN OD (plg) ID (plg) LENGTH (ft) TOP CONN.

1 TRICONICA 16" 16 - 1,38 7 5/8 REG

2 BIT SUB 9 5/8 3 1/4 2,97 7 5/8 REG

3 3 x DRILL COLLAR 8" 8 3 89,93 6 5/8 REG

4 X-OVER 6 5/8" 8 3 2,51 4 1/2 IF

5 9 x HWDP 5" 5 3 269,72 4 1/2 IF

Tabla 106. BHA #1 Sección 16” pozo CYBC-2019


Sección 12 ¼”

BHA #2


1 PDC BIT U519M 12 1/4 - 1,25 6 5/8 REG

2 DHM 800" 78/4 SLEEVE 12" 8 4 13/16 28,97 6 5/8 REG

3 PONY SUB 8 3 9,31 6 5/8 REG

4 11 1/2" STRING STABILIZER 8 3 6,45 6 5/8 REG

5 8" MULE SHOE 8 3 1/4 2,95 6 5/8 REG

6 8" NMDC MWD 7 3/4 3 1/4 30,64 6 5/8 REG

7 8" NMDC 8 3 1/4 30,14 6 5/8 REG

8 UBHHO 8 2 7/8 2,23 6 5/8 REG

9 X OVER 8 2 7/8 2,47 4 1/2 IF

10 31 x 5" HWDP 5 3 923,55 4 1/2 IF

11 HYDRAULIC JAR 6 3 28,89 4 1/2 IF

12 7 x 5" HWDP 5 3 209,66 4 1/2 IF

13 X OVER 5 2 7/8 2,53 5 1/2 FH

Tabla 107. BHA #2 Sección 12 ¼” pozo CYBC-2019


Sección 8 ½”

BHA #3


1 PDC BIT U616 8 1/2 0,83 4 1/2 REG

2 DHM 675*6,7/5,0 SLEEVE 8 3/8 6 3/4 3 1/2 26,47 4 1/2 IF

3 PONY SUB 6 3/4 6 3/4 3 1/4 7,65 4 1/2 IF

4 8" STRING STABILIZER 6 3/4 2 13/16 5,74 4 1/2 IF

5 6 3/4" MULE SHOE 6 3/4 3 1/4 2,99 4 1/2 IF

6 6 3/4" NMDC MWD 6 7/8 3 1/4 31,03 4 1/2 IF

7 6 3/4" NMDC 6 1/8 3 5/16 31,07 4 1/2 IF

156

8 22 x 5" HWDP 5 3 656,98 4 1/2 IF

9 HYDRAULIC JAR 6 3 28,68 4 1/2 IF

10 7 x 5" HWDP 5 3 206,45 4 1/2 IF

11 CROSS OVER SUB 5 3 2,53 5 1/2 FH

5.1.2.7 Seguimiento a la cementación

En la cementación se utilizaron los siguientes materiales

CASING 13 3/8"

LECHADA UNICA

CANTIDAD DE CEMENTO 119 sk AGUA DE MEZCLA 14 bls

VOLUMEN DE LECHADA 22 bls RENDIMIENTO 1,19 ft3/sk

TOPE CEMENTO 140 ft DENSIDAD LECHADA 15,3 ppg

RESISTENCIA COMPRESION 500 psi 6:59 h TIEMPO BOMBEABLE 2:31 h

Tabla 108. Detalle cementación casing 13 3/8” pozo CYBC-2019


CASING 9 5/8"

LECHADA PRINCIPAL


VOLUMEN DE LECHADA 61 bls RENDIMIENTO 1,13

ft3/sk

TOPE CEMENTO 6818 ft DENSIDAD LECHADA 16 ppg


LECHADA RELLENO


VOLUMEN DE LECHADA 202 bls RENDIMIENTO 1,59

ft3/sk

TOPE CEMENTO 4031 ft DENSIDAD LECHADA 13,5 ppg


Tabla 109. Detalle cementación casing 9 5/8” pozo CYBC-2019


LINER 7"

LECHADA COLA

CANTIDAD DE CEMENTO 90 sk AGUA DE MEZCLA 7,5 bls


TOPE CEMENTO - DENSIDAD LECHADA 17 ppg


LECHADA COLA EXTENDIDA


157


TOPE CEMENTO - DENSIDAD LECHADA 17 ppg


Tabla 110. Detalle cementación liner 7” pozo CYBC-2019


5.2 Evaluación

Fase final de la metodología VCDSE en la cual se realiza una evaluación integral

comparando el diseño programado en la etapa de definición y la ejecución final del proyecto

pozo recopilado en la etapa de seguimiento, con la finalidad de obtener una

retroalimentación útil para los futuros proyectos.

5.2.1 Evaluación al proyecto pozo CYBC-2019

Una vez concluida la perforación del pozo CYBC-2019 se realizó un análisis comparativo

con el fin de identificar los principales cambios realizados al pozo durante la ejecución, a

continuación, se presentarán las modificaciones realizadas.

5.2.1.1 Comparativa columna geológica

La columna geológica programada se realizó con la información suministrada por el área

de geología y el perfil direccional realizado.

En la Tabla 110 se muestra la comparación entre la columna geológica programada y la

columna geológica real verificada por los ripios.

TOPES FORMACIONALES PROGNOSIS VS RIPIOS

FORMACIÓN PROGNOSIS RIPIOS

MD TVD MD TVD

ORTEGUAZA 4468 4458 4494 4481

TIYUYACU 5138 5108 5162 5129

TOPE CGL. SUPERIOR 5323 5288 5369 5332

BASE CGL. SUPERIOR 5509 5468 5460 5421

TOPE CGL. INFERIOR 6139 6068 6117 6050

BASE CGL. INFERIOR 6599 6503 6597 6501

TENA 6827 6718 6825 6715

BASAL TENA 7171 7044 7177 7047

NAPO 7207 7078 7210 7078

CALIZA M1 7412 7273 7403 7264

CALIZA M2 7573 7427 7574 7430

ARENISCA M2 7636 7488 7625 7480

CALIZA A 7702 7552 7690 7544

ARENISCA U SUPERIOR 7751 7599 7741 7595

CALIZA U MEDIA 7770 7618 7763 7617

ARENISCA U MEDIA 7788 7635 7778 7632

ARENISCA U INFERIOR 7806 7653 7801 7654

BASE ARENISCA U INFERIOR 7882 7727 7862 7717

158

CALIZA B 7897 7741 7883 7734

ARENISCA T SUPERIO 7938 7781 7930 7780

TOPE ARENISCA T INFERIOR 8001 7843 7988 7838

BASE ARENISCA T INFERIOR 8054 7895 8042 7890

HOLLIN SUPERIOR 8078 7918 - -

PT 8078 7918 8058 7907

Tabla 111. Comparativa topes formacionales


En la Tabla 110 además podemos observar los topes reales del Conglomerado Superior

(5359ft MD), Conglomerado Inferior (6117ft MD), el objetivo principal Arenisca U

Superior (7741ft MD) y una profundidad total alcanzada de 8058ft es decir 20ft menos de lo

programado.

5.2.1.2 Comparativa tubería de revestimiento

Figura 66. Comparativa tubería de revestimiento pozo CYBC-2019


Como se observa en la Figura 54 el casing de 13 3/8” se asentó a la profundidad de 355ft

con una diferencia de 13ft de la programado, el casing de 9 5/8” se asentó a la profundidad

de 7600ft con una diferencia de 13ft de lo programado y el liner de 7” se asentó a la

profundidad de 8058ft con una diferencia de 20ft de lo programado.

5.2.1.3 Comparativa del programa direccional

En la ejecución del pozo se realizaron pequeños cambios en el perfil direccional los

cuales se presentan a continuación.

159

COMPARACION DE LA INFORMACIÓN DIRECCIONAL DEL POZO

PROGRAMADO REAL

PROFUNDIDAD VERTICAL 7917,7 ft 7906,9 ft

PROFUNDIDAD MEDIDA 8017,8 ft 8058 ft

KOP 1 3500 ft 3599 ft

AZIMUTH 332,2 ° 330,96°

ANGULO MAXIMO 14° 16,21°

DOGLEG 1,5°/100 ft 1,399°/100 ft

KOP 2 5491 ft 5220 ft

AZIMUTH 332,2° 332,02°

DOGLEG 1,5°/100 ft 0,75°/100 ft

ANGULO MAXIMO 18,97° 20,66°

DOP 1 7198 ft 7224 ft

AZIMUTH 332,2° 333,96°

DOGLEG 0,9°/100 ft 0,86°/100 ft

ANGULO MAXIMO 11,35° 9,47°

OBJETIVO 7770,4 MD / 7617,6 TVD 7763ft MD / 7616,42ft

TVD

DESPLAZAMIENTO 1072 ft 1040,5 ft

PROFUNDIDAD TOTAL 8017,8ft MD / 7917,7ft

TVD

8058ft MD / 7906,9ft

TVD

DESPLAZAMIENTO EN LA PROFUNDIDAD

TOTAL 1139 ft 1091,26 ft

Tabla 112. Comparativa información direccional pozo CYBC-2019


160

Gráfica 30. Survey programado vs survey real pozo CYBC-2019


0.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

-10 190 390 590 790 990 1190 1390

PR

OFU

ND

IDA

D (

ft)

VERTICAL SECTION (ft)

PERFIL DIRECCIONAL PLANIFICADO VS REAL

SURVEY PROGRAMADO SURVEY REAL

161

5.2.1.4 Comparativa del programa de fluidos

Gráfica 31. Comparativa programa de fluidos pozo CYBC-2019


En la Gráfica 31 se presenta en color azul la curva de densidad de lodo programada y en

color amarillo la curva de densidad real junto con el sistema de fluido utilizada.

Durante la ejecución se cumplió con los objetivos planteados para cada sección en el

programa de fluidos.

Sección 16”

Figura 67. Objetivos programa de fluidos sección 16”


162

Sección 12 ¼”

Figura 68. Objetivos programa de fluidos sección 12 ¼”


Sección 8 ½”

Figura 69. Objetivos programa de fluidos sección 8 ½”


5.2.1.5 Comparativa del programa de brocas

Para la perforación del pozo CYBC-2019 se utilizó solamente 3 brocas a diferencia de las

4 que se programaron, esto debido al buen rendimiento que se tuvo en la ejecución por la

163

parte direccional y los parámetros usados junto con el buen manejo de los fluidos de

perforación.

COMPARATIVA DEL PROGRAMA DE BROCAS

PROGRAMADO REAL

SECCION BROCA IADC JETS-TFA INTERVALO

(MD) SECCION BROCA IADC JETS-TFA

INTERVALO

(MD) CALIFICACION

16" RC 115 1X16 + 3X15

0,714 322'

(46-368) 16" RC 115

1X18 + 3X14 0,699

303' (52-355)

0-0-NO-A-E-I-NO-TD

12 1/4" PDC M323 7X13

0,907

6455'

(368-6823) 12 1/4" PDC M323

7X13

0,907

7245'

(355 - 7600) 0-1-BT-S-X-I-NO-TD

12 1/4" PDC M323 7X13

0,907

754'

(6823 - 7523)

8 1/2" PDC M323 6X12 0,663

520' (7587 - 8078)

8 1/2" PDC M423 6X12 0,663

458' (7600 - 8058)

0-0-NO-A-X-I-NO-TD

Tabla 113. Comparativa del programa de brocas pozo CYBC-2019


5.2.1.6 Comparativa del programa de BHA

Al igual que en las brocas se utilizó solo tres BHA para la perforación de este pozo.

COMPARATIVA PROGRAMA DE BHA

PROGRAMADO REAL

DIAMETRO TIPO SARTA DIAMETRO TIPO SARTA

16" CONVENCIONAL 16" CONVENCIONAL

12 1/4" DIRECCIONAL MOTOR +

MWD 12 1/4"

DIRECCIONAL MOTOR +

MWD 12 1/4"

DIRECCIONAL MOTOR +

MWD

8 1/2" DIRECCIONAL MOTOR +

MWD 8 1/2"

DIRECCIONAL MOTOR +

MWD

Tabla 114. Comparativa programa de BHAs pozo CYBC-2019


5.2.1.7 Comparativa del programa de cementación

El programa de cementación se ajustó con las modificaciones que se realizaron en el

perfil direccional y las profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento.

164

COMPARATIVA DEL PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

PROGRAMADO REAL

DIAMETRO

CSG

TIPO DE

LECHADA DENSIDAD LONGITUD

DIAMETRO

CSG

TIPO DE

LECHADA DENSIDAD LONGITUD

13 3/8" UNICA 15,3 322 13 3/8" UNICA 15,3 215

12 1/4" PRINCIPAL 16 800

12 1/4" PRINCIPAL 16 813

RELLENO 13,5 2787 RELLENO 13,5 2787

8 1/2" COLA 17 355

8 1/2" COLA 17 471

COLA EXTENDIDA 15,8 187 COLA EXTENDIDA 17 287

Tabla 115. Comparativa del programa de cementación pozo CYBC-2019


5.2.1.8 Comparativa de parámetros de perforación

Los parámetros utilizados en la perforación del pozo se fueron ajustando conforme se

avanzaba con la ejecución teniendo en cuenta lo establecido en la etapa de Definición.

COMPARATIVA DE PARAMETROS DE PERFORACION

DIAM BHA FORMACION CAUDAL

(gpm) RPM

WOB

(klb)

ROP INST

ROT.

(ft/h)

DIAM BHA FORMACION CAUDAL

(gpm) RPM

WOB

(klb)

ROP INST

ROT.

(ft/h)

16" 1 SUPERFICIAL 400 40-

100 5-25 47 16" 1 SUPERFICIAL 350 40 4 67,3

12

1/4" 2

CHALCANA

ORTEGUAZA

TIYUYACU TENA

550-920 40-80 5-40 64

12

1/4" 2

CHALCANA

ORTEGUAZA

TIYUYACU TENA

550-900 40-80 4-22 106

TIYUYACU

CONGLOMERADOS 600 40 5-12 35

TIYUYACU

CONGLOMERADOS

BASAL TENA

600-700 40 12-20 35

12

1/4" 3 TENA NAPO 550-920 40-80 5-40 64 TENA NAPO 550-900 40-80 20-40 45

8 1/2" 4 NAPO 380 40-80 5-30 43 8 1/2" 3 NAPO 350 80 22 61

Tabla 116. Comparativa de parámetros de perforación pozo CYBC-2019


Con estos parámetros, en la Gráfica 32 podemos observar los ROP alcanzados en cada

sección.

165

Gráfica 32. ROP vs profundidad pozo CYBC-2019


5.2.1.9 Comparativa curva de tiempo

Con el ROP alcanzado y la reducción de tiempo al utilizar solo 3 BHAs se redujo el

tiempo en 1.65 días ya que el tiempo programado fue de 11.90 días y el tiempo real fue de

10.25 días.

166

Gráfica 33. Tiempo programado vs real pozo CYBC-2019


5.3 Análisis económico comparativo para el pozo CYBC-2019

Para el análisis económico se obtuvo los costos totales por servicio planificados y los

costos reales, estos valores se los presentó y comparó en forma de porcentaje ya que estos

valores son considerados sensibles y estratégicos porque involucra empresas con las que no

se tiene ningún convenio y además todos los contratos firmados entre ellas son

confidenciales.

Para la realización del presupuesto del pozo los servicios se dividieron en grupos para un

mejor control y designación de responsabilidades.

167

Los grupos fueron los siguientes:

GRUPOS PRESUPUESTO DEL POZO CYBC-2019

GRUPO SERVICIO

GRUPO 1 SERVICIO TALADRO PERFORACIÓN

GRUPO 2

GERENCIAMIENTO Y SUPERVISION EN CAMPO

FLUIDO DE PERFORACIÓN

PERFORACION DIRECCIONAL Y ACCSESORIOS

MARTILLO DE PERFORACIÓN

PROVEEDOR DE BROCAS

SERVICIO DE DISPOSICIÓN FINAL

CONTROL DE SOLIDOS

SERVICIO DE MUG LOGGING

REGISTROS EN HOYO ABIERTO

SERVICIO DE CEMENTACIÓN

SERVICIO DE COLGADOR DE LINER

GRUPO 3 SERVICIO LWD-GR

SERVICIO DE GYRO

GRUPO 4 TUBERIA DE REVESTIMIENTO

CORRIDA TUBULARES Y MATERIALES ADICIONALES

GRUPO 5 MATERIALES CABEZAL DEL POZO

GRUPO 6 SERVICIO DE WIRELINE

GRUPO 7 GYRO REGISTRO CONTINUO

GRUPO 8 SERVICIO INSPECCION DE TUBULARES

GRUPO ADM REPARACION TUBERIA, COMBUSTIBLES, PERMISOS

Tabla 117. Clasificación de servicios por grupos



Una vez establecidos los grupos se realizó el presupuesto para la ejecución del pozo

CYBC-2019 el mismo que se comparó con los costos reales generados una vez concluida la

ejecución del pozo. La diferencia de costos de cada servicio se la presenta a continuación.

168

Gráfica 34. Comparación de costos Planificado vs Real



Como vemos en la Grafica 34 en el servicio del taladro de perforación se tuvo un ahorro

de 34,6% a lo presupuestado, en el grupo 2 con los servicios de perforación direccional y

demás se tuvo un ahorro del 1,6%, el servicio de LWD no se utilizó por eso se tuvo un

ahorro de 100%, en la tubería de revestimiento se tuvo un ahorro del 6,9% y un 19,6% en la

corrida de estos, en la corrida de registros con wireline se tuvo un ahorro del 82,1%, en la

reparación de tubería, combustible y gastos administrativos se tuvo un ahorro de 68,4%.

En los costos de Gyro y Cabezal del pozo no se tuvo ninguna diferencia ya que estos

fueron costos fijos por operación.

Los costos de Gyro registro continuo y el servicio de inspección de tubulares presentan

un porcentaje negativo ya que son valores de que no se tenían presupuestados y se los

adiciono conforme su necesidad durante la ejecución.

Con esto se obtuvo una diferencia del costo total del pozo del 23,6% del presupuesto

planificado.

34.6%

1.6%

100.0%

0.0% 6.9%19.6%

0.0%

82.1%

-100.0% -48.3%

68.4%

SER

VIC

IO T

ALA

DR

OP

ERFO

RA

CIO

N

GR

UP

O D

IREC

CIO

NA

L +

CEM

ENTA

CIO

N

SER

VIC

IO L

WD

-GR

SER

VIC

IO D

E G

YRO

TUB

ERIA

DE

REV

ESTI

MIE

NTO

CO

RR

IDA

TU

BU

LAR

ES Y

MA

TER

IALE

S A

DIC

ION

ALE

S

MA

TER

IALE

S C

AB

EZA

L D

ELP

OZO

SER

VIC

IO D

E W

IREL

INE

GYR

O R

EGIS

TRO

CO

NTI

NU

O

SER

VIC

IO IN

SPEC

CIO

N D

ETU

BU

LAR

ES

REP

AR

AC

ION

TU

BER

IA,

CO

MB

UST

IBLE

S, P

ERM

ISO

S

DIFERENCIA DE COSTOS EN

PORCENTAJE PLANIFICADO VS REAL

169

Gráfica 35. Diferencia costo total del pozo



Con esto se da por terminado la aplicación de la metodología VCDSE para el diseño y

ejecución del pozo CYBC-2019, donde se cumplió con el planteamiento y desarrollo de las

5 fases que componen la metodología lo que nos llevó a ejecutar adecuadamente la

perforación del pozo y un ahorro de 23.6% de lo ejecutado frente a lo planificado.

00%

05%

10%

15%

20%

25%

DIFERENCIA COSTO TOTAL

23.6%

DIFERENCIA COSTO TOTAL DEL POZOPLANIFICADO VS REAL

170

CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 Conclusiones

La metodología VCDSE es una herramienta fundamental en la administración de

proyectos petroleros, y busca incrementar la eficiencia operativa y mejorar la

productividad de la inversión, para esto la metodología se fundamenta en la

optimización mediante el análisis técnico en las etapas de planificación de un proyecto.

En la metodología VCDSE se genera y analiza varios escenarios a fin de encontrar el

más favorable técnica y económicamente para su ejecución. Esto se realizó en este

proyecto dando como resultado la generación de tres probables escenarios y la

selección de uno, del cual se desarrolló la ingeniería conceptual y de detalle para su

ejecución y evaluación.

El escenario seleccionado fue el de un pozo tipo J de tres etapas (13 3/8” – 9 5/8” –

7”) con una profundidad total de 8078ft e inclinación máxima de 18.9°, en la ejecución

del pozo se tuvo como profundidad total 8058ft e inclinación máxima de 20.66° lo que

se encuentra dentro del diseño planificado.

Con la sección de 16” más corta se logró eliminar el uso de un BHA para la

construcción de esta sección, además se logra una buena limpieza y mejores tasas de

penetración en la sección de 12 ¼”, eliminando también el uso de un BHA,

Para la determinación de la curva de tiempo base con la aplicación de la metodología

VCDSE se realizó un análisis de tiempos en la fase de Visualización donde se

determinó el tiempo para la ejecución de las diferentes operaciones dentro de la

perforación y en la fase de Conceptualización se analizó los tiempos no productivos

donde se determinó que los problemas presentados en los pozos de correlación fueron

de logística y fallo de herramientas.

La curva de tiempo base establecida para el proyecto pozo fue de 11.90 días, la misma

que en la ejecución se redujo obteniendo un total de 10.25 días dando una diferencia

de 1.65 días.

En la parte económica se tuvo una diferencia favorable del 23.6% del presupuesto en

comparación con el costo real del pozo.

171

6.2 Recomendaciones

Aplicar la metodología VCDSE en la planificación y ejecución de proyectos futuros

en el campo Cuyabeno-Sansahuari y extender su uso a otros campos petroleros del

país.

Aplicar la metodología VCDSE con un equipo multidisciplinario ya que es necesario

profundizar en análisis técnicos, logísticos y económicos que involucran otras áreas

de estudio.

Mantener la construcción de una sección de 16” más corta para ahorrar tiempo y dinero

en la construcción de esta sección y optimizar los parámetros para las siguientes

secciones.

Realizar una retroalimentación tanto a nivel de la empresa Cuyabenopetro como en

Petroamazonas EP que permita un aprendizaje y mejora continua.

Capacitar al personal de las empresas involucradas en la industria petrolera para

optimizar la planificación y administración de proyectos.

172

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Abdou, M. (2015). Application of natural polymers in engineering. doi:10.1007/987-3-319-

26414-1_7

ARCH, (2015). Mapa de bloques petroleros del ecuador. ARCH, Recuperado de:

http://www.secretariahidrocarburos.gob.ec/wp-content/uploads/2015/09/Mapa-Bloques-

Petroleros-actualizado-en-la-WEB-25_09_2015.pdf.

Baby, R. & B. (2014). La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo (3ra ed.). Quito, Ecuador.

Baker Hughes, (2019). Wireline entry guide. Recuperado de:

https://global.shopbakerhughes.com/completions/3-1-2-wireline-entry-guide-half-

muleshoe.html.

Baker, R. (2001). A Primer of Oilwell Drilling.Texas. USA: Texas University.

Benitez, M. (1979). Apuntes de fluidos de perforación .Mexico. México:UNAM.

Bourgoyne, A., Millheim, K., Chenevert, M., & Young, F. (1991). Applied Drilling

Engineering. Texas, USA: SPE.

Brandon, B. D., Cerkovnik, J., Koskie, E., Bayoud, B. B., Colston, F., Clayton, R. I., … Niemi,

R. (1992, January 1). First Revision to the IADC Fixed Cutter Dull Grading System. Society

of Petroleum Engineers. doi:10.2118/23939-MS

Cameron. (2016), High pressure annular BOP, Recuperado de: https://www.products.slb.com/-

/media/productsslb/files/brochure/drilling/dl-bop-br.ashx.

Castro, L. (2014). Dimensionamiento de un taladro helitrasportable de pozos exploratorios

profundos en el bloque 78 del sur oriente del Ecuador (Tesis de pregrado). Escuela

Politecnica Nacional, Quito, Ecuador.

Clark, D. A., Coolidge, R. B., Kelety, J. T., & Kerr, J. (1987, January 1). Application of the New

IADC Dull Grading System for Fixed Cutter Bits. Society of Petroleum Engineers.

doi:10.2118/16145-MS.

Course, A. D. L. (1995). Drilling Engineering Workbook. Houston.USA:Baker

http://www.secretariahidrocarburos.gob.ec/wp-content/uploads/2015/09/Mapa-Bloques-Petroleros-actualizado-en-la-WEB-25_09_2015.pdf

http://www.secretariahidrocarburos.gob.ec/wp-content/uploads/2015/09/Mapa-Bloques-Petroleros-actualizado-en-la-WEB-25_09_2015.pdf

https://global.shopbakerhughes.com/completions/3-1-2-wireline-entry-guide-half-muleshoe.html

https://global.shopbakerhughes.com/completions/3-1-2-wireline-entry-guide-half-muleshoe.html

https://www.products.slb.com/-/media/productsslb/files/brochure/drilling/dl-bop-br.ashx

https://www.products.slb.com/-/media/productsslb/files/brochure/drilling/dl-bop-br.ashx

173

Cuyabenopetro. (2019). Programa de perforación

Dezhou Rundong Petroleum Machinery Co., Ltd., (2018). motor de perforación de fondo.

Recuperado de: http://oildrilling.es/8-downhole-drilling-motor.html.

DownHole-drilling tools. (2019). estabilizador. Recuperado de: http://spanish.downhole-

drillingtools.com/sale-11373774-drill-stem-spiral-blade-near-bit-stabilizer-drill-string-

stabilizer-aisi4145h.html.

Dvalves. (2019). Float Valve IBOP. Recuperado de: https://www.dvalves.com/products/float-

sub-ibop/

Garcia, D. (2015). Perforación Direccional para Pozos de Hidrocarburos (Tesis de pregrado).

Universidad Autonoma Agraria Antonio Narro. Buenavista. México.

Garcia, J., Inciarte, A., & Pulgar, C. (2011). Fluidos de Perforación. Recuperado de:

https://docgo.net/info-doc.html?utm_source=manual-de-fluidos-de-perforacion-pdvsa-

cied-003.

González, A., Jara, M., Ramirez, L. (2010). Diseño del programa de brocas requerido para

perforar el pozo direccional XD (Tesis de pregrado). Escuela Superior Politecnica del

Litoral, Guayaquil, Ecuador.

Gutiérrez, L. (2013). Análisis técnico de la problemática durante la perforación de pozos

direccionales en la sección de 12 ¼” aplicado a las formaciones orteguaza, tiyuyacu, tena

y napo de la cuenca oriente para optimizar la perforación de pozos futuros (Tesis de

pregrado). Escuela Politecnica Nacional, Quito, Ecuador.

Halliburton. (2018). Brocas Triconicas. Recuperado de: www.halliburton.com/en-US/ps/drill-

bits/hard-rock-drill-bit-solutions

IADC, (2017). Curso de control de pozos.

Luhai Energy, (2019). Non-Megnetic drill collar. Recuperado de:

http://www.luhaienergy.com/products_show.asp?ID=5

Luna, L. (2014). Evaluación técnico económica de las operaciones de desarmada, movilización

y armada de equipos de un taladro de perforación (Tesis de pregrado). Universidad

Tecnológica Equinoccial, Quito, Ecuador.

Macpherson, J. (2008). Microhole wireless steering while drilling system.doi: 10.2172/930681.

http://oildrilling.es/8-downhole-drilling-motor.html

http://spanish.downhole-drillingtools.com/sale-11373774-drill-stem-spiral-blade-near-bit-stabilizer-drill-string-stabilizer-aisi4145h.html



https://www.dvalves.com/products/float-sub-ibop/

https://www.dvalves.com/products/float-sub-ibop/

https://docgo.net/info-doc.html?utm_source=manual-de-fluidos-de-perforacion-pdvsa-cied-003

https://docgo.net/info-doc.html?utm_source=manual-de-fluidos-de-perforacion-pdvsa-cied-003



http://www.luhaienergy.com/products_show.asp?ID=5

174

Marcom, M. (2015). The rotary rig and its components. Recuperado de:

https://petex.utexas.edu/publications/books/drilling/291-rotary-drilling-rig-components-

5th

Mediavilla, T. (2018). Estudio comparado del desempeño del sistema direccional de rotación

continua (rss) vs motor de fondo, en el campo tiputini para las secciones de 16” y 12 ¼”

(Tesis de pregrado). Escuela Politecnica Nacional, Quito, Ecuador.

Mitchell, B. (1995). Oil Well Advance Drilling Engineering (10th ed.). New Mexico. USA: SPE.

Mosquera, L, & Rodriguez, V. (2010). Optimizacion de las facilidades de produccion del campo

Cuyabeno (Tesis de pregrado). Escuela Politecnica Nacional, Quito, Ecuador.

Olvera, M. (2016). Proyecto de explotación en PEMEX , aplicando la metodologia FEL (Tesis

de pregrado). Universidad Nacional Autonoma de México, México D.F, México.

Oses, L. (2017). Top Drive. Recuperado de: https://www.slideshare.net/quitin071/top-drive-

78154036

Pemex. (2008). Equipo para control de pozo. Recuperado de:

http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1103/A5.pd

f?sequence=5

Petroamazonas E.P. (2018b) Reporte final de perforación.

Petroamazonas E.P. (2018b) Reportes diarios de perforacion Pozos Cuyabeno.

Rabia, H. (2002). Well Engineering & Construction. .Texas.USA.

Rivadeneria, D. (2014). Importacion de brocas triconicas desde Houston-Estados Unidos hacia

Quito-Ecuador (Tesis de pregrado). UDLA, Quito, Ecuador.

RK Pipe & Supply. (2019). Brocas de perforación. Recuperado de:

http://www.steeldrillpipe.com/es/equipo/brocas-de-perforacion/.

Salazar, O. (2011). Perforación direccional (Tesis de pregrado). Instituto Politecnico Nacional,

México, México.

Schlumberger. (2014). Programa de entrenamiento acelerado para supervisores. Recuperado de:

https://es.slideshare.net/MagnusMG/06-barrenas-y-su-seleccin-42664243

Schlumberger Drilling School. (2012). Curso de perforación.

Scribd. (2018). Brocas Triconicas. Recuperado de

https://petex.utexas.edu/publications/books/drilling/291-rotary-drilling-rig-components-5th

https://petex.utexas.edu/publications/books/drilling/291-rotary-drilling-rig-components-5th

https://www.slideshare.net/quitin071/top-drive-78154036

https://www.slideshare.net/quitin071/top-drive-78154036

http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1103/A5.pdf?sequence=5

http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1103/A5.pdf?sequence=5

http://www.steeldrillpipe.com/es/equipo/brocas-de-perforacion/

https://es.slideshare.net/MagnusMG/06-barrenas-y-su-seleccin-42664243

175


Slb. (2019). Hydra-Jar AP. Recuperado de: https://www.slb.com/drilling/bottomhole-

assemblies/drilling-jars-and-impact-tools/hydra-jar-ap-double-acting-hydraulic-drilling-

jar.

Villaroel, L. (2014). Diseño de un fluido de perforación drill-in compuesto por carbonato de

calcio para minimizar el daño en formaciones productoras en el campo sacha (Tesis de

pregrado). Universidad Central del Ecuador, Quito, Ecuador.

WellDrill. (2013). BOP Control Systems (API-16D). Recuperado de

http://www.drillchina.com/m/show.asp?id=1696.

Williamson, D. (2013). Fundamentos de los fluidos de perforacion. Oilfield Review, 25(1), 67-

69. Recuperado de: https://www.slb.com/-/media/files/oilfield-review/defining-fluids-

spanish.


https://www.slb.com/drilling/bottomhole-assemblies/drilling-jars-and-impact-tools/hydra-jar-ap-double-acting-hydraulic-drilling-jar



http://www.drillchina.com/m/show.asp?id=1696

https://www.slb.com/-/media/files/oilfield-review/defining-fluids-spanish

https://www.slb.com/-/media/files/oilfield-review/defining-fluids-spanish

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · CREATIVIDAD E INNOVACION, concedo a favor de la...

Documents

Transcript of UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · CREATIVIDAD E INNOVACION, concedo a favor de la...