UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL - Repositorio ...

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DEL USO DE HERRAMIENTAS MWD Y LWD EN

COMBINACIÓN CON SISTEMAS ROTATIVOS ORIENTABLES

RSS, COMO UN SISTEMA DE OPTIMIZACIÓN DE LA

PERFORACIÓN EN POZOS DEL ORIENTE ECUATORIANO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

ANDRÉS SEBASTIÁN DÁVALOS MORENO

DIRECTOR: Ing. EDWIN PLÚAS, MSc

Quito, Junio 2016

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 171715051-8

APELLIDO Y NOMBRES: Andrés Sebastián Dávalos Moreno

DIRECCIÓN: Manuel Valdivieso Oe3-109

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: 5105602

TELÉFONO MOVIL: 0958708954

DATOS DE LA OBRA

TITULO: Análisis de uso de Herramientas

MWD y LWD en combinación con

Sistemas Rotativos Orientables

RSS, como un Sistema de

Optimización de la Perforación en

Pozos del Oriente ecuatoriano.

AUTOR O AUTORES: Andrés Sebastián Dávalos Moreno

FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN:

2 de Junio del 2016

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

Ing. Edwin Plúas Novilos MSc.

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN: Mínimo 250 palabras

El presente trabajo de titulación es

referido a un análisis de la

perforación de dos pozos

direccionales Tipo “S”, del campo

Shushufindi, en los que se utilizó

como herramienta direccional los

Sistemas Rotativos Orientables

(RSS) y como herramienta de

medición el Sistema MWD.

El análisis está enfocado en

determinar el ahorro del tiempo de

operaciones de perforación con el

uso de este tipo de herramientas, a

su vez determinar el cumplimiento

de la trayectoria diseñada y la

evaluación de los problemas

ocurridos durante la perforación.

En el análisis de tiempos se evalúa

los tiempos productivos, los tiempos

no productivos (NPT) y el ahorro del

tiempo de operaciones de acuerdo

al plan diseñado. En la evaluación

del cumplimiento de la trayectoria

se analizan los topes de las

formaciones que atraviesan cada

pozo y la trayectoria final perforada.

En la evaluación de los problemas

ocurridos durante la perforación se

analiza como los sistemas (RSS)

evitan posibles fallas, como

empaquetamiento y pega de

tubería.

PALABRAS CLAVES: RSS

Perforación Direccional

Trayectoria

Tiempos Productivos

Tiempos no Productivos

ABSTRACT:

This work degree is based on an

analysis of the drilling of two

directional wells type "S" of

Shushufindi field, which was used

like a directional tool Systems

Rotary Steerable (RSS) and like a

tool for measuring the MWD system.

The analysis is focused on

determining the time savings of

drilling operations using these tools,

in turn determine compliance path

designed and evaluation of the

problems occurred during drilling.

In the analysis time is evaluated

productive time, non-productive time

(NPT) and time saving operations

designed according to plan. In

assessing compliance path it’s

analyzed stops formations that

cross each well and the final

perforated trajectory. In assessing

the problems occurred during drilling

is analyzed like (RSS) systems

avoid possible failures, such as

packaging and stuck pipe.

KEYWORDS

RSS

Directional Drilling

Path

Production Times

Non Production Times

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

______________________________________

Andrés Sebastián Dávalos Moreno

C.I. 0802763276

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo ANDRÉS SEBASTIÁN DÁVALOS MORENO, C.I. 0802763276

autor del proyecto titulado Análisis de uso de Herramientas MWD y

LWD en combinación con Sistemas Rotativos Orientables RSS,

como un Método de Optimización de la Perforación en Pozos del

Oriente Ecuatoriano, previo a la obtención del título de INGENIERO

DE PETRÓLEOS en la Universidad Tecnológica Equinoccial.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen

las Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el

Artículo 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de

entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del

referido trabajo de graduación para que sea integrado al

Sistema Nacional de información de la Educación Superior del

Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de

autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica

Equinoccial a tener una copia del referido trabajo de

graduación con el propósito de generar un Repositorio que

democratice la información, respetando las políticas de

propiedad intelectual vigentes.

Quito 2 de Junio del 2016.


C.I. 0802763276

DECLARACIÓN

Yo ANDRÉS SEBASTIÁN DÁVALOS MORENO declaro que el

trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente

presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he

consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los

derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la

Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa

institucional vigente.


C.I. 0802763276

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis del uso de

Herramientas MWD y LWD en combinación con Sistemas Rotativos

Orientables RSS, como un sistema de Optimización de la Perforación

en Pozos del Oriente Ecuatoriano”, que para aspirar al título de Ingeniero

de Petróleos fue desarrollado por Andrés Sebastián Dávalos Moreno.,

bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e

Industrias, y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación artículo 19, 27 y 28.

Ing. Edwin Plúas Novilos MSc.

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1708903057

DEDICATORIA

A mi Mamá Normita por todas sus enseñanzas.

A mi Papá Ramiro que ha sido mi soporte en todo momento.

A mis hermanos Agustín y Vladimir por brindarme todo su conocimiento y

ayuda en aspectos relacionados con la Industria.

Y todas las personas que confiaron en mí.

AGRADECIMIENTO

Al Ing. Patricio Jaramillo por su conocimiento y confianza brindada.

Al Ing. Edwin Pluas por toda la ayuda brindada.

Al Ing. Fausto Ramos por los conocimientos y ayuda brindada a lo largo de

mi Carrera Universitaria.

A todos mis profesores por ayudarme a forjar mi carrera.

I

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN .................................................................................................... XI

ABSTRACT .................................................................................................. XII

1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 1

1.1 PROBLEMA ...................................................................................... 2

1.2 JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 2

1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 3

1.3.1 OBJETIVO GENERAL. .............................................................. 3

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ..................................................... 3

2 MARCO TEÓRICO .................................................................................. 4

2.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL ...................................................... 4

2.1.1 CRITERIOS DE DISEÑO DEL POZO. ....................................... 4

2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE ............ 5

2.3 MÉTODOS DE ESTUDIOS DIRECCIONALES ................................ 6

2.3.1 MÉTODO TANGENCIAL. ........................................................... 6

2.3.2 MÉTODO DE ÁNGULO PROMEDIO. ........................................ 7

2.3.3 MÉTODO DE CURVATURA MÍNIMA. ....................................... 9

2.4 PARAMETROS DE PERFORACIÓN.............................................. 10

2.5 PRNCIPIOS DE ANTICOLISIÓN .................................................... 10

2.5.1 MÉTODOS DE ANÁLISIS DE PROXIMIDAD. ......................... 10

2.5.1.1 Plano normal ...................................................................... 11

2.5.1.2 Distancia menor tridimensional .......................................... 11

2.5.2 POZOS VECINOS. ................................................................... 11

2.6 ENSAMBLAJES DE FONDO .......................................................... 12

2.7 MEDICIÓN EN TIEMPO REAL MWD ............................................. 12

II

2.7.1 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO. .................................... 12

2.7.2 MEDICIONES........................................................................... 13

2.7.3 COMPONENTES DEL SISTEMA EN SUPERFICIE. ............... 13

2.7.4 LOS SENSORES DEL POZO. ................................................. 14

2.7.5 SENSORES DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Y

PERFORACIÓN MECÁNICA. ............................................................... 14

2.8 REGISTRO DURANTE LA PERFORACIÓN LWD (LOGGIG WHILE

DRILLING) ................................................................................................ 15

2.8.1 USOS DE LA HERRAMIENTA. ................................................ 15

2.9 MÉTODOS DE DESVIACIÓN ......................................................... 15

2.9.1 EL MÉTODO DE LA CUCHARA DESVIADORA. ..................... 15

2.9.2 DESVIACIÓN POR CHORRO DE LA BROCA......................... 17

2.9.3 MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO. ..................... 18

2.9.4 SITEMAS ROTATIVOS ORIENTABLES. ................................ 19

2.10 SISTEMAS ROTATIVOS ORIENTABLES RSS (ROTARY

STEERABLE SISTEM) ............................................................................. 19

2.10.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO. ................................... 20

2.10.2 METODOS DE NAVEGACIÓN. ............................................ 21

2.10.2.1 Push the bit. ....................................................................... 21

2.10.2.2 Point the bit. ....................................................................... 21

2.10.3 VENTAJAS DEL SISTEMA RSS. ......................................... 22

2.11 FALLAS PRESENTES EN LA SARTA DE PERFORACIÓN ....... 22

2.12 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN ........................................ 22

3 METODOLOGÍA .................................................................................... 24

3.1 RECOLECCION DE DATOS .......................................................... 24

3.2 INFORMACION GENERAL DEL LOS POZOS ............................... 24

3.2.1 INFORMACION GENERAL DEL POZO A. .............................. 24

III

3.2.2 INFORMACION GENERAL DEL POZO A. .............................. 24

3.3 ANÁLISIS LITOLÓGICO ................................................................. 25

3.3.1 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA LOCAL. .................................... 25

3.3.2 TOPES DE LAS FORMACIONES Y PRESIÓN DE

YACIMIENTO. ....................................................................................... 26

3.3.2.1 Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del pozo

A 27

3.3.2.2 Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del pozo

B 28

3.4 PLAN DIRECCIONAL ..................................................................... 29

3.4.1 PLAN DIRECCIONAL DEL POZO A. ....................................... 29

3.4.2 PLAN DIRECCIONAL DEL POZO B. ....................................... 30

3.5 VISTA VERTICAL ........................................................................... 31

3.5.1 VISTA VERTICAL DEL POZO A. ............................................. 31

3.5.2 VISTA VERTICAL DEL POZO B. ............................................. 32

3.6 VISTA EN PLANTA ........................................................................ 33

3.6.1 VISTA EN PLANTA DEL POZO A............................................ 33

3.6.2 VISTA EN PLANTA DEL POZO B............................................ 34

3.7 POZOS VECINOS Y ANTICOLISIÓN............................................. 35

3.7.1 PARA EL POZO A. ................................................................... 35

3.7.2 PARA EL POZO B. ................................................................... 35

3.8 ENSAMBLAJES DE FONDO .......................................................... 35

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS .......................... 36

4.1 ANÁLISIS POR SECCIONES ............................................................. 36

4.1.1 SECCIONES DEL POZO A. ..................................................... 36

4.1.1.1 Sección conductora, 26 pulgadas. ..................................... 36

4.1.1.2 Sección superficial, 16 pulgadas. ...................................... 36

IV

4.1.1.3 Sección intermedia, 12 ¼ pulgadas. .................................. 37

4.1.1.4 Sección de producción 8 ½ pulgadas. ............................... 39

4.1.2 SECCIONES DEL PÒZO B ...................................................... 40

4.1.2.1 Sección conductora, 26 pulgadas. ..................................... 40

4.1.2.2 Sección superficial, 16 pulgadas. ...................................... 40

4.1.2.3 Sección intermedia, 12 ¼ pulgadas. .................................. 42

4.1.2.4 Sección de producción 8 ½ pulgadas. ............................... 43

4.2 ANÁLISIS DE PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN ........ 44

4.2.1 PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO A .. 44

4.2.2 PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO B .. 45

4.3 ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO............................................... 46

4.3.1 ESQUEMA MECÁNICO DELPOZO A ...................................... 46

4.3.2 ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO B ..................................... 47

4.4 CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD ...................................... 48

4.4.1 CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD DEL POZO A. ........ 48

4.4.2 CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD DEL POZO B ......... 49

4.5 ANÁLISIS DE TIEMPOS POR ETAPAS ......................................... 50

4.5.1 ANÁLISIS DE TIEMPOS DEL POZO A .................................... 50

4.5.2 ANÁLISIS DE TIEMPOS DEL POZO B .................................... 51

4.6 TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ...................................................... 52

4.6.1 ANÁLISIS DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS DEL POZO A. . 52

4.6.2 ANÁLISIS DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS DEL POZO B . 53

4.7 DISTRIBUCION DE TIEMPOS ....................................................... 53

4.7.1 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS DEL POZO A .......................... 53

4.7.2 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS DEL POZO B. ......................... 54

4.8 PLAN DIRECCIONAL VS PLAN REAL ........................................... 55

V

4.8.1 TOPES FORMACIONALES DEL POZO A ............................... 55

4.8.2 TOPES FORMACIONALES DEL POZO B ............................... 56

4.9 VISTA VERTICAL ........................................................................... 57

4.9.1 VISTA VERTICAL DEL POZO A .............................................. 57

4.9.2 VISTA VERTICAL DEL POZO B .............................................. 58

4.10 VISTA EN PLANTA ..................................................................... 59

4.10.1 VISTA EN PLANTA DEL POZO A ........................................ 59

4.10.2 VISTA PLANTA DEL POZO B .............................................. 60

4.11 INDICADORES DE RENDIMIENTO ............................................ 61

4.11.1 RENDIMIENTO DEL POZO A .............................................. 61

4.11.2 RENDIMIENTO DEL POZO B .............................................. 62

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................ 64

5.1 CONCLUSIONES ........................................................................... 64

5.2 RECOMENDACIONES ................................................................... 65

6 NOMENCLATURA O GLOSARIO ......................................................... 66

7 BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 68

8 ANEXOS ............................................................................................... 70

VI

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Descripción litológica del campo Shushufindi ................................ 25

Tabla 2. Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del pozo A. .. 27

Tabla 3. Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del pozo B. .. 28

Tabla 4. Análisis de tiempos por etapas del pozo A. ................................... 50

Tabla 5. Análisis de tiempos por etapas del pozo B. ................................... 51

Tabla 6. Análisis de los topes de formacionales del pozo A. ....................... 55

Tabla 7. Análisis de los topes formacionales del pozo B. ............................ 56

VII

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente ................................ 5

Figura 2. Método Tangencial......................................................................... 6

Figura 3. Método del ángulo promedio ......................................................... 7

Figura 4. Método de curvatura mínima ......................................................... 9

Figura 5. Grafico araña a gran escala ......................................................... 12

Figura 6. Principios de funcionamiento del MWD. ....................................... 13

Figura 7. Método de la cuchara desviadora. ............................................... 16

Figura 8. Desviación por chorro ................................................................. 17

Figura 9. BHA Típico para PDM .................................................................. 18

Figura 10. Ensamblaje típico de un sistema RSS. ...................................... 19

Figura 11. Sistema Rotativo Orientable ...................................................... 21

Figura 12. Vista en Vertical del plan direccional del pozo A. ....................... 31

Figura 13. Vista en Vertical del plan direccional del pozo B. ....................... 32

Figura 14. Vista en Planta del plan direccional del pozo A. ........................ 33

Figura 15. Vista en Planta del plan direccional del pozo B. ........................ 34

Figura 16. Esquema mecánico del Pozo A. ................................................ 46

Figura 17. Esquema Mecánico del Pozo B ................................................. 47

Figura 18. Tiempo VS Profundidad de la perforación del pozo A................ 48

Figura 19. Tiempo VS Profundidad de la perforación del pozo B.............. 49

Figura 20. ROP por formación en la última sección del pozo A. ................. 50

Figura 21. ROP por formación en la última sección del pozo B. ................. 52

Figura 22. Tiempos no Productivos del Pozo A .......................................... 52

Figura 23. Tiempos no Productivos del Pozo B ......................................... 53

Figura 24. Distribución del tiempo de operación en la perforación del pozo A.

..................................................................................................................... 53

Figura 25. Distribución del tiempo de operación en la perforación del pozo B.

..................................................................................................................... 54

Figura 26. Vista Vertical del pozo A. ........................................................... 57

Figura 27. Vista Vertical del pozo B. ........................................................... 58

VIII

Figura 28. Vista en Planta del pozo A. ....................................................... 59

Figura 29. Vista en Planta del pozo B. ........................................................ 60

Figura 30. Velocidad de perforación por secciones del pozo A .................. 61

Figura 31. Comparación del tiempo total de perforación del pozo A con otros

similares del mismo campo. ......................................................................... 62

Figura 32. Velocidad de perforación por secciones del pozo B .................. 62

Figura 33. Comparación del tiempo total de perforación del pozo B con otros

similares del mismo campo. ......................................................................... 63

IX

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuacion 1. Cálculo de la profundidad vertical verdadera con la inclinación

del pozo. ...................................................................................................... 6

Ecuacion 2. Cálculo del desplazamiento horizontal con la inclinación del

pozo ............................................................................................................... 6

Ecuacion 3. Cálculo de la profundidad vertical verdadera con la inclinación

promedio de dos puntos de registro ............................................................... 7

Ecuacion 4. Cálculo del desplazamiento horizontal con la inclinación

promedio de dos puntos de registro ............................................................... 8

Ecuacion 5. Cálculo de la Inclinación promedio de dos puntos de registro .. 8

Ecuacion 6. Cálculo del Desplazamiento Norte-Sur. .................................... 8

Ecuacion 7. Cálculo del Azimut promedio de dos puntos de registro ........... 8

Ecuacion 8. Cálculo del Desplazamiento Este-Oeste ................................... 8

Ecuacion 9. Cálculo de la “Pata de Perro” ................................................... 9

Ecuacion 10. Cálculo del factor de suavización de la curva ....................... 10

Ecuacion 11. Cálculo de la “Severidad de Pata de Perro” .......................... 10

X

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

Anexos 1. BHA Nº2 para el Pozo A ............................................................ 70




Anexos 5. BHA Nº2 para el Pozo B. ........................................................... 74



XI

RESUMEN

El presente trabajo de titulación es referido a un análisis de la perforación de

dos pozos direccionales Tipo “S”, del campo Shushufindi, en los que se

utilizó como herramienta direccional los Sistemas Rotativos Orientables

(RSS) y como herramienta de medición el Sistema MWD.

El análisis está enfocado en determinar el ahorro del tiempo de operaciones

de perforación con el uso de este tipo de herramientas, a su vez determinar

el cumplimiento de la trayectoria diseñada y la evaluación de los problemas

ocurridos durante la perforación.

En el análisis de tiempos se evalúa los tiempos productivos, los tiempos no

productivos (NPT) y el ahorro del tiempo de operaciones de acuerdo al plan

diseñado. En la evaluación del cumplimiento de la trayectoria se analizan los

topes de las formaciones que atraviesan cada pozo y la trayectoria final

perforada. En la evaluación de los problemas ocurridos durante la

perforación se analiza como los sistemas (RSS) evitan posibles fallas, como

empaquetamiento y pega de tubería.

XII

ABSTRACT

This work degree is based on an analysis of the drilling of two directional

wells type "S" of Shushufindi field, which was used like a directional tool

Systems Rotary Steerable (RSS) and like a tool for measuring the MWD

system.

The analysis is focused on determining the time savings of drilling operations

using these tools, in turn determine compliance path designed and evaluation

of the problems occurred during drilling.

In the analysis time is evaluated productive time, non-productive time (NPT)

and time saving operations designed according to plan. In assessing

compliance path it’s analyzed stops formations that cross each well and the

final perforated trajectory. In assessing the problems occurred during drilling

is analyzed like (RSS) systems avoid possible failures, such as packaging

and stuck pipe.

1

CAPITULO I

1 INTRODUCCIÓN

Los datos que se obtienen durante la perforación son de gran utilidad para

la todas las operaciones de perforación direccional, correlaciones de pozos

vecinos, estimación de reservas y cálculos de parámetros de las

formaciones.

Los sistemas rotativos orientables desarrollados inicialmente para perforar

pozos de alcance extendido, también resultan efectivos en costos para

aplicaciones de perforación convencional, ya que permiten reducir el tiempo

de perforación en forma considerable.

Los sistemas RSS son ideales para situaciones que requieren el uso de

tecnología de perforación avanzada. La geología local puede determinar una

trayectoria complicada para un pozo. El espacio reducido entre pozos

requiere de gran precisión al momento de cumplir una trayectoria.

Los pozos de alcance extendido se convierten en una alternativa para

explotar yacimientos que no se podrían explotar de otra manera sin incurrir

costos o riesgos ambientales inaceptables. La perforación en racimos hace

posible alcanzar varios sitios de drenaje en un yacimiento desde una misma

locación.

La combinación de herramientas MWD y LWD con los sistemas rotativos

orientables RSS, logran una mayor eficiencia de los procesos de perforación,

reduciendo la probabilidad de ocurrencia de problemas durante la

perforación ya que se monitorea y se realiza las correcciones pertinentes en

tiempo real.

2

1.1 PROBLEMA

Las variaciones litológicas y otros parámetros influyen en la posibilidad de

lograr la trayectoria de perforación planeada. La formación de “patas de

perro” ocasiona trayectorias tortuosas dificultando la bajada de los

revestidores. El mayor problema que se presenta en la perforación por

deslizamiento convencional es la tendencia de la columna no rotativa a sufrir

atrapamientos. Durante los periodos de perforación por deslizamiento, la

tubería de perforación se apoya sobre el lado inferior del hoyo, lo cual

produce velocidades disparejas del fluido alrededor de la tubería. Por otra

parte, la falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad del fluido de

perforación para remover recortes haciendo posible la formación de un

colchón de recortes en el fondo del hoyo. La perforación en el modo de

deslizamiento disminuye la potencia disponible para hacer girar la broca, lo

cual, sumado a la fricción de deslizamiento reduce la tasa de penetración

(ROP). Y finalmente en perforaciones de gran alcance, las fuerzas de

fricción durante el deslizamiento se acumulan hasta un punto en que el peso

axial resulta insuficiente para hacer frente al arrastre de la tubería de

perforación.

1.2 JUSTIFICACIÓN

En la actualidad la necesidad de perforar nuevos pozos para la extracción de

petróleo, estratigrafías complejas y los nuevos requerimientos ambientales,

hacen de la perforación de pozos, un reto cada vez más difícil.

La aplicación de nuevas tecnologías reduce significativamente la

probabilidad de problemas durante la perforación, evitando tiempos no

productivos, que a más de aumentar el tiempo total de la perforación

aumentan los costos de la perforación de un pozo. Además hace posible

alcanzar nuevos objetivos que serían prácticamente imposibles con

herramientas convencionales.

3

Se podría incrementar el drenaje de un pozo en particular extendiendo la

penetración en el reservorio o con la construcción de pozos con múltiples

tramos laterales que por lo general drena varios compartimientos del

reservorio.

En los campos maduros, los compartimientos pequeños también pueden ser

productivos en forma económica si los pozos direccionales se encuentran

ubicados de manera adecuada.

1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1 OBJETIVO GENERAL.

Analizar los procesos de perforación direccional con el uso de los Sistemas

Rotativos Orientables RSS, en pozos de la Cuenca Oriente.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Identificar zonas y los problemas ocurridos durante la perforación de

los pozos estudiados de la Cuenca Oriente.

Evaluar el cumplimiento de las trayectorias de perforación

planificadas.

Evaluar la reducción del tiempo de perforación con la utilización de

estas técnicas.

4

CAPITULO II

2 MARCO TEÓRICO

2.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Es el esfuerzo de ingeniería para desviar un agujero a lo largo de una

trayectoria planeada hacia un objetivo a cierta profundidad en el subsuelo,

cuya ubicación está a una distancia lateral dada y en una dirección definida,

a partir de la posición superficial.1

2.1.1 CRITERIOS DE DISEÑO DEL POZO.

El diseño de los pozos se los realiza con el fin de encontrar el mejor

escenario desde el punto de vista operativo de perforación direccional,

cumpliendo con los objetivos dentro de la zona productora y acorde a las

disposiciones medioambientales estipuladas por el organismo de control. El

objetivo planificado se lo realiza con una tolerancia de 50 ft de radio.

1 SCHLUMBERGER, Fundamentos de Perforación Direccional, pág. 8

5

2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE

Figura 1. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

(Petroproducion , 2004)

6

2.3 MÉTODOS DE ESTUDIOS DIRECCIONALES

2.3.1 MÉTODO TANGENCIAL.

Este método supone que la trayectoria del pozo es una línea recta con la

misma dirección e inclinación en la última estación de registro.

Figura 2. Método Tangencial

(Gorgone, 2013)

Cálculo de la profundidad vertical verdadera con la inclinación del pozo.

[1]

Cálculo del desplazamiento horizontal con la inclinación del pozo.

[2]

7

2.3.2 MÉTODO DE ÁNGULO PROMEDIO.

Este método supone que la trayectoria del pozo es una línea recta cuya

inclinación y dirección son el promedio entre las medidas registradas en la

estación presente (Nº2) y la estación anterior (Nº1).

Figura 3. Método del ángulo promedio

(Gorgone, 2013)

Cálculo de la profundidad vertical verdadera con la inclinación

promedio de dos puntos de registro.

[3]

8

Cálculo del desplazamiento horizontal con la inclinación promedio de

dos puntos de registro.

[4]

Cálculo de la Inclinación promedio de dos puntos de registro.

[5]

Cálculo del Desplazamiento Norte-Sur

[ 6]

Cálculo del Azimut promedio de dos puntos de registro.

[7]

Cálculo del Desplazamiento Este-Oeste

[8]

Dónde:

I1 e I2= Inclinación en los puntos de registro

Iprom= Inclinación promedio

A1 y A2= Azimut en los puntos de registro

Aprom= Azimut promedio

MD= Profundidad Medida

TVD= Profundidad vertical verdadera

9

2.3.3 MÉTODO DE CURVATURA MÍNIMA.

Figura 4. Método de curvatura mínima

(Gorgone, 2013)

Supone que la trayectoria del pozo es una curva suave que se puede ajustar

a la superficie de una esfera de radio específico.

Proporciona una gran precisión de los cálculos

Es semejante al método del Radio de Curvatura

Método más usado para pozos horizontales.

Toma los vectores definidos por la inclinación y el azimut en los

puntos de registro.

Los suaviza convirtiéndolos en un arco de esfera que está definida

por la curvatura del pozo.

Esta curvatura llamada “Pata de Perro”, (Dog Leg = DL) es:

[9]

10

Un factor de relación, RF suaviza las dos líneas rectas definidas por la

inclinación y el azimut en los puntos de registro:

[10]

Cálculo de la severidad de “Pata de perro”.

[11]

2.4 PARAMETROS DE PERFORACIÓN

Galonaje

Peso sobre la broca (WOB)

Torque

Presión diferencial

Tasa de penetración

2.5 PRNCIPIOS DE ANTICOLISIÓN

2.5.1 MÉTODOS DE ANÁLISIS DE PROXIMIDAD.

El análisis de proximidad proporciona los siguientes tres métodos estándar

para calcular las distancias de separación entre el pozo sujeto y el(los)

pozo(s) de correlación:

11

Plano normal

Plano horizontal (no es muy útil)

Distancia menor tridimensional

2.5.1.1 Plano normal

El método de plano normal de cálculo desciende a lo largo del pozo

que se perfora, En cada paso (intervalo) del registro del pozo de

Correlación, este método busca anticolisión en un plano normal con el

registro del pozo sujeto en el punto de intervalo. (SCHLUMBERGER,

2013)

2.5.1.2 Distancia menor tridimensional

El método de distancia menor tridimensional es idéntico

algorítmicamente al método de plano normal; sin embargo, invierte los

papeles entre el pozo sujeto y el pozo de correlación.

(SCHLUMBERGER, 2013)

2.5.2 POZOS VECINOS.

La Colisión con pozos vecinos puede ser un problema cuando se perforan

varios pozos desde una locación en superficie. Esto es especialmente cierto

cuando los pozos adyacentes están produciendo y la colisión podría dar

lugar a una situación extremadamente peligrosa. La planificación anticolisión

se detallan y grafican en mapas conocidos como gráficas “araña”, estas

gráficas se utilizan para asignar cuidadosamente la relación de la propuesta

del nuevo pozo a todos los pozos existentes y a futuros pozos propuestos.

12

Figura 5. Grafico araña a gran escala

(Schlumberger, Direcctional Drilling Training Manual, 2009)

2.6 ENSAMBLAJES DE FONDO

Constituyen el conjunto de herramientas de fondo de pozo utilizadas durante

la perforación. La configuración y posición de las herramientas dependen

específicamente del diseño de la trayectoria del pozo, de la profundidad del

pozo y del tipo de formación a perforar.

2.7 MEDICIÓN EN TIEMPO REAL MWD

2.7.1 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO.

La Herramienta toma los datos en el fondo, los datos son transmitidos en

forma de pulsos de lodo, los sensores convierten los pulsos en señales

eléctricas, el equipo de superficie decodifica la información de los sensores,

entrega los registros y datos direccionales al cliente.

13

Figura 6. Principios de funcionamiento del MWD.

(SCHLUMBERGER, 2014)

2.7.2 MEDICIONES.

Todas las herramientas MWD proporcionan los mismos datos como lo son:

Inclinación del pozo (Ángulo) y el rumbo (Azimut). Además de estos registros

proporcionan diferentes medidas, entre las cuales se destacan: la

temperatura en el fondo del pozo, presión, choques, vibraciones, y

parámetros de evaluación de formaciones LWD.

2.7.3 COMPONENTES DEL SISTEMA EN SUPERFICIE.

Sensores de superficie para medición de parámetros de perforación,

como la profundidad del pozo.

14

Transductor de presión en la superficie que recibe la señal de

medición de la herramienta MWD.

Una computadora en la superficie la cual se utiliza para decodificar los

datos enviados por medio de la herramienta

2.7.4 LOS SENSORES DEL POZO.

Los sensores del pozo de un equipo MWD se dividen en dos:

Sensores de profundidad, dirección e inclinación, temperatura y

presión.

Sensores LWD (Logging While Drilling) que son el conjunto de

sensores que toman registros para evaluar a la formación mientras se

está perforando.

2.7.5 SENSORES DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Y PERFORACIÓN

MECÁNICA.

Herramientas MWD también puede proporcionar información sobre las

condiciones de la sarta de perforación. Esto puede incluir:

Velocidad de rotación de la sarta de perforación.

Torque

Peso sobre la broca

Desgaste en la broca

RPM del motor

Tipo y gravedad de las vibraciones de fondo de pozo.

Par y de peso en bits, medidos cerca de la sarta de perforación.

Volumen de flujo de lodo.2

2 (Flores, 2013)

15

2.8 REGISTRO DURANTE LA PERFORACIÓN LWD (LOGGIG

WHILE DRILLING)

Las herramientas básicas que componen un sistema LWD son:

Densidad

Neutrón

Rayos gamma

Resistividad

Sónico

2.8.1 USOS DE LA HERRAMIENTA.

Condiciones que favorecen el uso del LWD:

Alto costo del equipo de perforación

Altos riesgos de perforación

Alto riesgo de fallar un objetivo muy delimitado

Interpretación Geológica estructural de un pozo de producción.3

2.9 MÉTODOS DE DESVIACIÓN

Los principales métodos de deviación usados en la perforación direccional

son:

2.9.1 EL MÉTODO DE LA CUCHARA DESVIADORA.

Este procedimiento se lo realiza con el hoyo limpio, donde se baja con el

BHA una cuchara desviadora, al llegar a la parte inferior del pozo la

3 (PDVSA, 2003)

16

circulación debe estar comenzada, la cara cóncava de la cuchara debe

estar orientada en la dirección deseada, la herramienta se fija en la parte

inferior mediante la aplicación de peso en superficie para romper el pasador

de seguridad.

Luego se baja la broca piloto por la cara de la cuchara y se perfora de

manera controlada alrededor de 30 pies o que ingrese en BHA completo.

Luego de esto se recupera la cuchara y se hace otro viaje con una broca de

calibre completo para continuar con la perforación.

Un ensamblaje típico para este método es:

La cuchara desviadora + broca piloto + estabilizador + pasador de fijación +

sub de orientación + collar no magnético.

Figura 7. Método de la cuchara desviadora.


17

2.9.2 DESVIACIÓN POR CHORRO DE LA BROCA.

Esta técnica se la realiza en formaciones blandas poco consolidadas, donde

se utiliza una tobera grande accionada y otras dos pequeñas no accionadas;

la boquilla grande representa la cara de la herramienta y debe estar

orientado en la dirección deseada. Se utiliza la tasa máxima de inyección

para la apertura del bolsillo, sin utilizar peso sobre la broca. Cuando se ha

perforado alrededor de 5 pies con esta técnica se va soltando peso de

manera que la broca siga la orientación del bolsillo.

Una configuración típica para este método es:

Una broca + boquilla de alto caudal + sub de orientación + pulsador de flujo

+ drill collar no magnético + estabilizador + drill collar + estabilizador.

Figura 8. Desviación por chorro


18

2.9.3 MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO.

En este método se ubica un sub doblado (bent sub), directamente encima

del motor de desplazamiento. El pasador de la sub doblada compensa un

ángulo entre 1º - 3º. El sub doblado permite que la deflexión se produzca

empujando el motor de lodo a un lado del agujero, de esta manera la broca

se ve obligada a seguir una trayectoria curva, donde la severidad de pata de

perro o grado de curvatura depende del desplazamiento del ángulo del sub

doblado.

Un ensamble para esta técnica de perforación direccional es:

La Broca + PDM + bent sub + sub flotador + sub orientable (UBHO) + drill

collar no magnético + drill collar de acero + tubería pesada + tubería de

perforación.

Figura 9. BHA Típico para PDM


19

2.9.4 SITEMAS ROTATIVOS ORIENTABLES.

En este método el BHA dirigible en 3D hace cambios en la inclinación y en el

azimut mientras está rotando en forma continua. La unidad de desviación

posee aletas movidas por pistones hidráulicos que aplican la fuerza lateral

necesaria para provocar la desviación a medida que gira a la velocidad de

esta.

Un ensamblaje típico para este sistema es:

Broca + RSS (unidad desviadora + motor dirigible + unidad de control) +

estabilizador + LWD resistivo + MWD + LWD nuclear

Figura 10. Ensamblaje típico de un sistema RSS.

(Gorgone, Nuevas Tecnologías de Perforación Direccional, 2013)

2.10 SISTEMAS ROTATIVOS ORIENTABLES RSS (ROTARY

STEERABLE SISTEM)

Un sistema rotativo orientable es una nueva forma de tecnología de

perforación utilizados en la perforación direccional y vertical. Se

emplea el uso de equipos especializados de fondo de pozo para

reemplazar a las herramientas convencionales de dirección tales

como los DHM+MWD.

20

Estos son generalmente programados por el ingeniero MWD o

perforador direccional que transmite comandos utilizando equipos de

superficie (normalmente utilizando las fluctuaciones de presión en la

columna de lodo). En otras palabras, una herramienta diseñada para

perforar direccionalmente con rotación continua desde la superficie,

eliminando la necesidad de deslizar un motor direccional.(Giordano,

2010)

2.10.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO.

El sistema RSS es un sistema compacto que comprende una unidad

sesgada y una unidad de control que agregan sólo 3,8m [12 1⁄2 pies]

a la longitud total del BHA.

La unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la mecha, aplica

una fuerza sobre la mecha en una dirección controlada mientras toda

la columna gira. La unidad de control, que se encuentra detrás de la

unidad sesgada, contiene dispositivos electrónicos, sensores, y un

mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección

promedio de las cargas del lado de la mecha, necesarias para

alcanzar la trayectoria deseada.

El sistema RSS está ligado al sistema MWD y al conjunto de

sistemas de perfilaje durante la perforación LWD. (slb, 2010)

21

Figura 11. Sistema Rotativo Orientable

(DrillEng Group4 Directional Drilling, 2009)

2.10.2 MÉTODOS DE NAVEGACIÓN.

2.10.2.1 Push the bit.

Consiste en aplicar una fuerza lateral de empuje sobre la pared del pozo

para lograr dirigir el trépano en la dirección deseada.

Los trépanos utilizados con estos sistemas poseen calibres de mayor

longitud para aumentar a estabilidad y mejorar la calidad del pozo.

2.10.2.2 Point the bit.

Consiste en aplicar una fuerza, generada dentro de la herramienta, que

permita modificar la dirección del trépano en la trayectoria deseada (poseen

un ¨shaft interior¨ que produce la desviación en la trayectoria del trepano).

Los trépanos utilizados con estos sistemas normalmente requieren un área

de calibre inferior a los bits utilizados en aplicaciones de motores.

Esta reducción de la superficie lateral ofrece una mayor capacidad de

respuesta de dirección cuando la fuerza lateral se aplica.

22

2.10.3 VENTAJAS DEL SISTEMA RSS.

Como manifiesta (SCHLUMBERGER , 2012), las los sistemas rotativos

orientables ofrecen muchas ventajas al momento de ejecutar una trayectoria

planeada de un pozo.

Mejor limpieza de pozo. (La rotación continua de la sarta de

perforación permite mejoras en el transporte de recortes de

perforación)

Pozos menos tortuosos. (disminuye el promedio de DLS generados,

entregando pozos más lisos y suaves)

Menor torque y arrastre en la sarta.

ROP Mayor y Constante.

Puede ser utilizado en aplicaciones con altas RPM

Reduce el riesgo de quedarse atascado

Fácil instalación del casing

Reducción de la posibilidad de colisión con pozos verticales

adyacentes.

Reducción del costo de la perforación. (Pág 42)

2.11 FALLAS PRESENTES EN LA SARTA DE PERFORACIÓN

Las fallas presentes en la sarta de perforación se producen por: Fatiga, por

tensión, por torsión, por colapso y por ambientes con azufre.

2.12 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN

Los problemas más comunes durante la perforación son:

Pérdida de circulación

Pega de tubería

Empaquetamiento

23

Pega diferencial

Geometría del Pozo

Hinchamiento de arcillas

Choques y vibraciones

Torsional

Axial

Lateral

Stick & Slip (Resbalón & atascón)

Tortuosidad en la trayectoria del pozo

Alto torque

24

CAPITULO III

3 METODOLOGÍA

3.1 RECOLECCION DE DATOS

Para el desarrollo del presente proyecto los datos se obtuvo a partir de:

Reportes de perforación de los pozos A y B los mismos que constituyen a

pozos perforados en el campo Shushufindi. También se generaron datos a

partir de los surveys registrados y de los puntos de asentamiento de los

revestidores.

3.2 INFORMACION GENERAL DEL LOS POZOS

3.2.1 INFORMACION GENERAL DEL POZO A.

Es un pozo de clasificación productor, tipo S que alcanza una MD de 10 340

pies y un TDV de 9 893pies, con una inclinación máxima de 29.5º y un

azimut de 195.05º. Las zonas de interés principal son: la U inferior y la T

inferior y los objetivos secundarios son: U superior, T superior y Basal Tena.

3.2.2 INFORMACION GENERAL DEL POZO A.

Es un pozo de clasificación productor, tipo S que alcanza una MD de 10 118

pies y un TDV de 9 331 pies, con una inclinación máxima de 26º y un azimut

25

de 266.62º. Las zonas de interés principal son: la U inferior y la T inferior y

los objetivos secundarios son: U superior, T superior.

3.3 ANÁLISIS LITOLÓGICO

3.3.1 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA LOCAL.

La descripción litológica se detalla a continuación, considerando el punto de

inicio de las trayectorias direccionales, para el pozo A, una MD de 1 850

pies y para el pozo B a una MD de 3 000 pies, en la sección de 16 pulgadas.

Tabla 1. Descripción litológica del campo Shushufindi

26

Continuación de la Tabla 1.

3.3.2 TOPES DE LAS FORMACIONES Y PRESION DE YACIMIENTO.

Los valores de los topes de las formaciones y presión de yacimiento indicado

para cada pozo se determinaron en base a estudios geofísicos y correlación

de pozos vecinos.

27

3.3.2.1 Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del

pozo A

Tabla 2. Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del pozo A.

28


3.3.2.2 Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del

pozo B

Tabla 3. Topes de las Formaciones y Presión de Yacimiento del pozo B.

29


3.4 PLAN DIRECCIONAL

3.4.1 PLAN DIRECCIONAL DEL POZO A.

El pozo A fue diseñado con el fin de encontrar el mejor escenario operativo

desde el punto de vista de perforación direccional cumpliendo con los

objetivos dentro de la zona productora, con una profundidad final de

10 340.17 pies MD y un Objetivo con una tolerancia de 50 pies de radio.

Este plan inicia el trabajo direccional a una profundidad de 1 850 pies MD en

la sección de 16 pulgadas donde se construirá con un DLS de 1.8°/100 pies

en una dirección de 195.05° Azimut hasta alcanzar 29.52° de inclinación a

una profundidad de 3 490.14 pies MD, mantener tangente hasta 5 723 pies

MD. A partir de esta profundidad comenzar a tumbar inclinación con un DLS

30

de 1.5°/100 pies hasta verticalizar el pozo a 7 691.17 pies MD, a partir de allí

mantener vertical hasta la profundidad final a 10 340.17 pies MD.

3.4.2 PLAN DIRECCIONAL DEL POZO B.

El pozo B fue diseñado con el fin de encontrar el mejor escenario operativo

desde el punto de vista de perforación direccional cumpliendo con los

objetivos dentro de la zona productora, con una profundidad final de 10 118

pies MD y un Objetivo con una tolerancia de 50 pies de radio.

Este plan inicia el trabajo direccional a una profundidad de 3 000 pies MD en

la sección de 16 pulgadas donde se construirá con un DLS de 1.4°/100 pies

en una dirección de 300° Azimut hasta alcanzar 10° de inclinación a una

profundidad de 3 714 pies MD y luego girar con un DLS de 1.6°/100 pies en

una dirección de 266.41° Azimut hasta alcanzar 26° de inclinación a una

profundidad de 4 868 pies MD, de allí mantener tangente hasta 8 417 pies

MD.

A partir de esta profundidad comenzar a tumbar inclinación con un DLS de

1.2°/100 pies hasta la profundidad de 9 570 pies MD y luego seguir con la

caída de ángulo a razón de 1°/100 pies hasta la profundidad final a 10 118

pies MD.

31

3.5 VISTA VERTICAL

3.5.1 VISTA VERTICAL DEL POZO A.

Figura 12. Vista en Vertical del plan direccional del pozo A.

(PETROAMAZONAS, 2014)

32

3.5.2 VISTA VERTICAL DEL POZO B.

Figura 13. Vista en Vertical del plan direccional del pozo B.


33

3.6 VISTA EN PLANTA

3.6.1 VISTA EN PLANTA DEL POZO A.

Figura 14. Vista en Planta del plan direccional del pozo A.


34

3.6.2 VISTA EN PLANTA DEL POZO B.

Figura 15. Vista en Planta del plan direccional del pozo B.


35

3.7 POZOS VECINOS Y ANTICOLISIÓN

3.7.1 PARA EL POZO A.

Se realizó un Escaneo global con los pozos existentes en el campo

Shushufindi mostrando que existen 6 pozos que arrojan falla en el análisis

de Anticolisión. Siendo el pozo Shushufindi 170D el más cercano y se

encuentra a 26.26 pies de distancia en superficie y a una distancia centro a

centro de 19.61 pies en el punto más cercano a la profundidad de 980 pies.

Los otros pozos que son Shushufindi 41, Shushufindi 61, Shushufindi 25,

Shushufindi 85 y Shushufindi 47 se encuentran a más 8 000 pies de

distancia en superficie, sin embargo presentan falla ya que no poseen

registros de desviación confiable por lo que es necesario gestionar una

excepción de anticolisión.

3.7.2 PARA EL POZO B.

Se realizó un Escaneo global con los pozos existentes en el campo

Shushufindi mostrando que existe 1 pozo que arroja una falla mayor en el

análisis de Anticolisión. El Shushufindi 73V es un pozo que se encuentra a

una distancia de 77.71 pies centro a centro en su punto más cercano a una

profundidad de 3 950 pies MD por lo cual es necesario generar una exención

de anticolisión. Luego tenemos el Shushufindi 187D que se encuentra a una

distancia de 24.84 pies centro a centro a una profundidad de 2 400 pies MD

y el Shushufindi 295D que se encuentra a una distancia de 51.85 pies centro

a centro a una profundidad de 1 030 pies MD, que se deben tener en cuenta

durante el monitoreo de anticolisión.

3.8 ENSAMBLAJES DE FONDO

La descripción de los ensamblajes de fondo utilizados en la perforación de

los pozos A y B de detallan en los anexos.

36

CAPITULO IV

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS

4.1 ANÁLISIS POR SECCIONES

4.1.1 SECCIONES DEL POZO A.

4.1.1.1 Sección conductora, 26 pulgadas.

Esta sección fue realizada en 1.85 días sin NPT reportado.

Armó total 100 paradas (300 juntas) de DP 5 pulgadas, más 10 paradas (30

juntas) de HWDP de 5 pulgadas, se midió y calibro en caballetes.

Armó BHA Nª 1 convencional con broca tricónica de 26 pulgadas, se perforo

agujero de 26 pulgadas hasta 116 pies. Circulo a través del sellar jet, los

últimos 4 pies por presencia de boulders. Reviso broca y continuo

perforando desde 116 pies. Bombeó, circuló para limpieza y saco hasta

superficie. Regreso a fondo, circuló y se agrega píldora viscosa. Saco sarta

de perforación hasta superficie y quebró broca.

La sección termino a 228 pies MD y 228 pies de TVD y 0,41º de inclinación.

Para la perforación se utilizó lodo nativo gelex con un peso de 8,5 LPG y

terminando con 9,1 LPG.

4.1.1.2 Sección superficial, 16 pulgadas.

Esta sección fue realizada en 6,21 días sin NPT reportado.

37

Armo BHA direccional con broca PDC de 16 pulgadas y power drive x5

1100. Probó y bajo herramienta direccional desde 80 pies hasta 225 pies

(tope de cemento). Desde 141 pies bajo lavando. Bombeo píldora

espaciadora y desplazo lodo contaminado por lodo nuevo. Perforo zapato

desde 225 pies hasta 228 pies. Perforo sección de 16 pulgadas

verticalmente desde 228 pies hasta 2 075 pies, se observó perdida de flujo,

caída de nivel de hasta 60 bbls de lodo en los tanques y retorno de

formación en forma de rocas de tamaño moderado. Circuló. La formación

devolvió casi todo el flujo perdido, se perdió 15 bbls. Se bombeo 100 bbls de

píldora de alta viscosidad y barrido, continúo perforando de 2 075 pies hasta

2 598 pies. Bombeo tren de píldoras. Continúo perforando desde 2 598 pies

hasta 4 565 pies. Bombeo y circulo. Continuo perforando desde 4565 pies

hasta 5 675 pies, bombeo y circulo. Saco sarta libre desde 5 675 pies hasta

4666 pies, con backreaming desde 4666 pies hasta 4030 pies, con bomba

desde 4 030 pies hasta 3 483 pies, a 3 483 pies se observó restricción de

movimiento con intento de pega. Se trabajó hacia abajo y arriba con bomba

hasta obtener full circulación y rotación. Bombeo y circulo para tratar de

desembolar BHA. Continuo sacando con backreaming desde 3483 pies

hasta 2 810 pies, con bomba desde 2 810 pies hasta 2 430 pies, libre desde

2 430 pies hasta 228 pies. Bombeo y circulo. Bajo BHA libre desde 228 pies

hasta 4 570 pies donde encontró restricción, conecto top drive y continuo

bajando desde 4 570 pies hasta 5 675 pies con reamming, bombeo y circulo,

saco libre desde 5675 hasta 5600 pies, con bomba desde 5 600 pies hasta

5 300 pies, libre de 5 300 pies hasta superficie. Quebró broca.

La sección termina a 5 675 pies MD y 5367,05 TVD con 28,10º de

inclinación y 193º de azimut.

4.1.1.3 Sección intermedia, 12 ¼ pulgadas.

Esta sección fue realizada en 7,98 días con 0,2 días de NPT reportado.

38

Armo BHA Nº 3 direccional con broca de 12 ¼ pulgadas de con PD 900 X6

con HWDP desde 97 pies hasta 738 pies. Continúo bajando hasta 1 050 pies

y probo herramientas direccionales. Continúo bajando desde 1 050 pies

hasta 5 400 pies. Conecto top drive, lleno tubería y bajo lavando con

precaución hasta tope de cemento hasta 5 607 pies. Perforo cemento más

tapones más collar flotador y cemento hasta 5 627 pies. Realizo prueba de

integridad del revestido de 13 3/8 de pulgada con 1000 psi durante 10

minutos.

Continúo moliendo cemento más zapata y 10 pies de nueva perforación

desde 5 675 pies hasta 5 685 pies. Cambio fluido nativo de 10,4 lpg por

fluido nuevo klashfiel de 9,5 lpg. Realizo prueba de integridad a la formación

con 530 psi con 12,5 lpg. Perforo agujero de 12 ¼ pulgadas desde 5 285

pies hasta 6 717 pies. Perforo con parámetros controlado desde 6 717 pies

hasta 6 885 pies con parámetros normales desde 6 885 pies hasta 7 677

pies con parámetros controlados desde 7 677 pies hasta 8 315 pies con

parámetros normales desde 8 315 pies hasta 8 692 pies. Saco sarta de la

siguiente manera: con elevadores desde el fondo hasta 8 692 pies, punto

apretado a 7 350 pies; con bomba desde 7 350 pies hasta 6 885 pies, con

backreaming desde 6 885 pies hasta 5 853 pies, libre desde 5 853 pies

hasta 101 pies con tubería seca. Quebró broca.

Armo BHA Nº 4 direccional con broca PDC de 12 ¼ pulgadas con motor

hasta 1485 pies, probo herramientas direccionales. Continuo bajando desde

1 435 pies hasta el fondo, a 8 250 pies encontró punto apretado. Perforo con

parámetros normales desde 8 692 pies hasta 8 845 pies, con parámetros

controlados desde 8 845 pies hasta 9 530 pies.

La sección termina a 9 530 pies MD y 9072,77 TVD con 0,9º de inclinación

y 102,78º de azimut. Para la perforación se utilizó fluido klashield, inicia la

perforación con uno peso de 9,5 lpg y terminando con 10,4 lpg.

39

4.1.1.4 Sección de producción 8 ½ pulgadas.

Esta sección fue realizada en 3,13 días, sin NPT reportado.

Armo BHA Nº 5 direccional con broca PDC de 8,5 pulgadas y motor XP,

probo herramientas direccionales y bajo BHA desde 1 137 pies hasta 9 434

pies. Perforo tapones (9 434) pies más collar flotador más cemento hasta

9 490 pies. Realizo prueba de integridad del revestido de 9 5/8 de pulgada

aplicando 1 850 psi durante 10 minutos, continuo moliendo cemento más

zapata más 10 pies de nueva formación hasta 9 540 pies mientras desplazo

fluido kla stop NT de 10,4 lpg por lodo kla stop NT de 8,9 lpg. Realizo prueba

de integridad a la formación con 1 700 psi durante 10 minutos y una

densidad equivalente de 12,5 lpg. Perforo agujero de 8,5 pulgadas desde

9 540 pies hasta 10 272 pies. Bombeo tren de píldoras y circulo hasta

retorno limpio. Saco BHA desde el fondo hasta 9 522 pies libre. Regreso a

fondo y espoteó píldora viscosa sellante. Saco desde el fondo 10 272 pies

hasta 9 522 pies, circulo y bombeo píldora. Continúo sacando sarta hasta

superficie. Quebró BHA y broca.

La sección termina a 10 272 pies MD y 9812,65 pies TVD con 1,27º de

inclinación y 55,46º de azimut. Para la perforación se utilizó fluido kla stop

NT, se inicia con un peso de 8,9 lpg y se termina con un peso de 9,2 lpg.

Concluye operaciones de perforación con un total de 19,37 días de

operaciones con un tiempo productivo de 19,17 días y NPT de 0,2 días.

40

4.1.2 SECCIONES DEL PÒZO B

4.1.2.1 Sección conductora, 26 pulgadas.

Esta sección fue realizada en un día sin NPT reportado.

Armo BHA Nº1 convencional con broca bicónica de 26 pulgadas y perforó

hasta 280 pies, se determinó presencia de boulders desde 90 hasta 180

pies. Bombeo 50 bbls de píldora viscosa y circulo. Bombeo 50 bbls de

píldora dispersa y circulo. Esporteó 140 bbls de píldora viscos estabilizadora.

Verifico pozo estático y realizo viaje desde 280 pies hasta superficie, quebró

broca.

La sección termino a 280 pies MD y 279,9 pies TVD con 0,85º de inclinación

y 231,17º de azimut. Para la perforación se utilizó fluido lodo nativo gelex

con un peso inicial de 8,5 lpg y final de 9,0 lpg

4.1.2.2 Sección superficial, 16 pulgadas.


Armo BHA Nº 2 direccional con broca PDC de 16 pulgadas y motor de fondo

GT. Probo y bajo herramienta direccional hasta 275 pies, perforo cemento y

zapato hasta 280 pies.

Bombeó 40 bbls de píldora espaciadora y se cambió fluido nativo gelex por

nativo disperso de 9 lpg, confirmo perforando desde 280 pies hasta 544 pies.

Realizo corrida de giro de 544 pies

Perforó sección de 16 pulgadas verticalmente desde 544 pies hasta 3 000

pies y direccionalmente a razón de 1,4º/100 pies, desde 3 000 pies hasta

5 200 pies, desde donde mantiene la tangente hasta la TD de la sección a

41

5 700 pies repasando dos veces cada parada perforada y bombeando

píldora viscosa cada dos paradas. Bombeo 60 bbls de píldora viscosa

pesada, verifico pozo estático.

Realizo viaje corto desde 5 700 pies hasta 5 167 pies libre y circulo. Regreso

libre desde 5 171 pies a fondo hasta 5 700 pies. Espoteó 140 bbls de píldora

estabilizadora sellante con lubricante, verifico pozo estático.

Saco BHA Nº2 de la siguiente manera: desde 5 700 pies hasta 4 310 pies

con backreaming desde 4 310 pies hasta 3 850 pies bombeo 40 bbls de

píldora dispersa seguido de 50 bbls de píldora viscosa y circulo.

Continúo sacando sarta con bomba desde 3 850 pies hasta 3 390 pies,

backreaming desde 3 390 pies hasta 3 200 pies. Se decidió bajar BHA Nº2

para limpiar la sarta.

Bajo BHA Nº 2 libre desde 3 200 pies hasta 3 565 pies y circuló 60 bbls de

píldora suficiente hasta retornos limpios.

Saco BHA Nº2 de la siguiente manera libre desde 3 565 pies hasta 3 200

pies, Backreaming desde 3 200 pies hasta 2 715 pies donde se observó

conato de empaquetamiento por lo que se trabajó la sarta mecánicamente

con 550 gpm y 70 rpm hasta recuperar retornos en superficie.

Continúo sacando sarta de la siguiente manera: backreaming desde 2 715

pies hasta 1 420 pies, bomba desde 1 420 pies hasta 944 pies, circulo un

fondo arriba y saco sarta libre desde 944 pies hasta superficie. Quebró BHA

Nº2.

La sección termina a 5 700 pies MD y 5 566,34 pies TVD con una inclinación

de 25,09º y un azimut de 267,96º. Para la perforación se utilizó fluido lodo

nativo disperso con un peso inicial de 9,0 lpg y un peso final de 10,6 lpg.

42

4.1.2.3 Sección intermedia, 12 ¼ pulgadas.


Armo BHA Nº3 direccional con broca PDC de 12 ¼ pulgadas y power drive

900X6. Probo herramientas direccionales a 1 035 pies, continuo bajando

hasta 5 630 pies, tope de cemento, perforo tapones, collar flotador y

cemento hasta 5 685 pies, bombeo 40 bbls de píldora viscosa y circulo para

sacar del pozo residuos de tapón, cemento y collar flotador, realizo prueba

de integridad del revestidor de 13 3/8 pulgadas aplicando 1 500 psi por 10

minutos, continuo moliendo cemento y zapata desde 5 685 pies hasta 5 700

pies. Cambio sistema de lodo nativo disperso de 10,6 lpg por lodo ultra drill

de 10 lpg, continuo perforando 15 pies dentro de la formación desde 5 700

pies hasta 5 715 pies, levanto sarta hasta 5 700 pies y realizo prueba de

integridad a la formación con 724 psi durante 10 minutos para una densidad

equivalente de 12,5 lpg.

Perforó sección de 12 ¼ pulgadas de la siguiente manera: con parámetros

normales desde 5 715 pies hasta 5 920 pies, parámetros controlados al

detectar entrada al conglomerado superior desde 5 920 hasta 6 484 pies (se

determinó el tope del conglomerado superior a 6 396 pies ), parámetros

normales desde 6 488 pies hasta 7 390 pies, parámetros controlados al

detectar entrada al conglomerado inferior desde 7 390 pies hasta 7 490 pies,

(se determinó el tope del conglomerado inferior a 7 440 pies), parámetros

controlados desde 7 440 pies hasta 7 780 pies, parámetros normales desde

7 708 pies hasta 8 743 pies, parámetros controlados para determinar

entrada a Basal Tena desde 8 743 pies hasta 8 796 pies. (Se determinó el

tope de Basal Tena a 8 764 pies), parámetros normales desde 8 796 pies

hasta 9 401 pies. Repaso dos veces cada parada perforada y bombeo

píldora de limpieza cada tres paradas. Bombeo 80 bbls de píldora viscosa

pesada y circulo, verifico pozo estático.

Saco BHA Nº3 desde 9 401 pies hasta 8 648 pies y circulo hasta tener

retorno de píldoras de limpieza en superficie

43

Regreso a fondo desde 1 648 pies hasta 9 401 pies, bombeo 80 bbls de

píldora viscosa pesada y circulo fondo arriba. Espoteó 100 bbls de píldora

viscosa lubricante estabilizadora en fondo y verifico pozo estático.

Saco BHA Nº 3 del siguiente modo: libre desde 9 401 pies hasta 7 916 pies,

con backreaming desde 7 916 pies hasta 5 635 pies donde se observó

overpool de hasta 90 klbs: por lo que se bombeo 60 bbls de píldora dispersa

con material desembolante. Se levantó la sarta desde 5 635 pies hasta 5 448

pies para confirmar sarta libre de restricciones.

Esporteó 50 bbls de píldora pesada.

Continuo sacando BHA Nº3 libre desde 5 448 pies hasta superficie. Quebró

BHA Nº3.

La sección termina a 9 401 pies MD y 9 923,11 pies TVD, con 14,59º de

inclinación y 262,12º de azimut. Para la perforación se utilizó fluido ultra drill

con un peso inicial de 10 lpg y un peso final de 10,6 lpg.

4.1.2.4 Sección de producción 8 ½ pulgadas.

Esta sección fue realizada en 4,65 días, sin NPT reportado.

Armo BHA Nº4 direccional con broca PDC de 8,5 pulgadas y motor de fondo

A675M, bajo herramienta direccionales hasta encontrar tope de cemento a

9 288 pies, perforo cemento, tapo, collar flotador y cemento hasta 9 368

pies, circulo para limpiar el pozo y realizar prueba de integridad del

revestidor de 9 5/8 aplicando 2000 psi durante 10 minutos, continuo

moliendo cemento, zapato flotador y perforó nueva formación hasta 9 419

pies, desplazo fluido de perforación ultra drill de 10,6 lpg por nuevo fluido Kla

stop NT de 9 lpg, circulo para homogeneizar fluido, realizo prueba de

integridad a la formación con 1 624 psi durante 10 minutos para una

densidad equivalente de 12,5 lpg.

44

Perforo agujero de 8,5 pulgadas desde 9 419 pies hasta 9 960 pies, se

modificó el programa de perforación en cuanto a la profundidad del pozo, es

decir no se perforó hasta la formación Hollín. Repaso dos veces cada parada

perforada y bombeo píldora viscosa con material puenteante y sellante cada

parad, verifico pozo estático y registro pesos de la sarta, levanto broca

desde 9 960 pies hasta 9 320 pies, circulo y regreso a fondo a 9 960 pies,

espoteó 50 bbls de píldora puenteante, sellante y estabilizadora con

lubricidad, se verifico pozo estático.

Saco desde saco desde 9 960 pies hasta 9 320 pies y espoteó 50 bbls de

píldora pesada para sacar tubería seca. Continuo sacando desde 9 320 pies

hasta superficie, quebró BHA y broca.

La sección termina a 9960 pies MD/ 9467,18 pies TVD con una inclinación

de 12º y un azimut de 262,50º.

Concluye operaciones de perforación con un total de 17,44 días de

operación sin NPT.

4.2 ANÁLISIS DE PROBLEMAS DURANTE LA

PERFORACIÓN

4.2.1 PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO A

Problemas para tomar surveys debido a la presencia de mucha

espuma en el lodo. Se trató el fluido añadiendo antiespumantes.

Después de varios intentos se logró tomar survey.

Desde 3 200 pies hasta 2 715 pies donde se observó conato de

empaquetamiento por lo que se trabajó la sarta mecánicamente con

backreaming a 550 gpm y 70 rpm hasta recuperar retornos en

superficie.

45

A 3 483' se observó restricción de movimiento con intento de pega.

Se trabajó cañería hacia abajo, hacia arriba, con rpm, con bomba

hasta conseguir full circulación y rotación.

Se apagan los generadores por falta de diésel a los 9 724 pies. Este

problema pone en riesgo a los componentes del BHA a más de dejar

el pozo sin actividad con todos los riesgos que implica. La falta de

diésel produjo un NPT de 3 horas.

A los 9 542 pies fallan las bombas lo que produjo un NPT de una

hora, al fallar las bombas perdemos circulación en el pozo lo que

podría ocasionar empaquetamientos.

4.2.2 PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO B

A profundidad de 4 041pies, 4 033 pies, 4 011 pies y 4 310 pies se

observó puntos apretados realizando un máximo de overpull 60 klbs.

Sacando BHA # 2 en modo backreaming desde 4 310 pies hasta

3 850 pies. Parámetros: caudal 1 000 gpm, presión: 2 600-2 900 psi,

rotación: 70 rpm, torque: 7 - 14 klbs-pie. Durante la sacada en modo

backreaming se observaron incrementos puntuales de presión y

torque.

En la sección de 8 ½ pulgadas en el viaje a fondo con la sarta de

registros eléctricos se observaron sobretensiones por lo que se

canceló la corrida de registros especiales adicionales CMR

46

4.3 ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO

4.3.1 ESQUEMA MECÁNICO DELPOZO A

El esquema mecánico del pozo se realizó según lo planificado sin problemas

reportados, el asentamiento de los revestidores se realizó sin problemas

según lo planificado.

Figura 16. Esquema mecánico del Pozo A.


47

4.3.2 ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO B

El esquema mecánico del pozo se realizó sin problemas reportados. Aunque

los puntos de asentamiento de los revestidores debieron ser modificados

debido a la tortuosidad y espesor de los estratos. La bajada de los

revestidores se realizó sin problemas de puntos apretados.

Figura 17. Esquema Mecánico del Pozo B


48

4.4 CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD

4.4.1 CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD DEL POZO A.

Figura 18. Tiempo VS Profundidad de la perforación del pozo A

Con los NPT ocurridos como: la falta de diésel y falla en las bombas, se

pudo terminar el pozo antes de lo planificado. Se concluyeron operaciones

de perforación con un ahorro de 0,83 días según la planificación.

49

4.4.2 CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD DEL POZO B

Figura 19. Tiempo VS Profundidad de la perforación del pozo B

El pozo B se realizó sin NPT reportado produciendo una ganancia de 5,81

días, tiempo que refleja un ahorro en operaciones de perforación. A pesar de

que se realizaron operaciones backreaming se logró terminar la perforación

antes de lo planificado.

50

4.5 ANÁLISIS DE TIEMPOS POR ETAPAS

4.5.1 ANÁLISIS DE TIEMPOS DEL POZO A

Tabla 4. Análisis de tiempos por etapas del pozo A.

SECCIÓN TIEMPO

PRODUCTIVO (días)

TIEMPO NO PRODUCTIVO

(días)

TOTAL (días)

26" 1,85 0 1,85

16" 6,21 0 6,21

12 1/4" 7,98 0,2 8,18

8 1/2" 3,13 0 3,13

Total 19,17 0,2 19,37

Se observa una alta ROP en las zonas de desviación con el uso de las RSS

y en la zona de mantenimiento de tangente observamos valores dentro de lo

planificados con el uso me motores orientables.

Figura 20. ROP por formación en la última sección del pozo A.

51

Se presentan valores muy similares de ROP a lo largo de la trayectoria del

pozo, en las lutitas de la formación Napo hay una reducción de las ROP

debido a intentos de pega y atascamientos por lo que se debió realizar

trabajos de backreaming. En la caliza A también se redujo la ROP debido a

que en múltiples tramos se debió perforar con parámetros controlados por la

estratigrafía de la zona, también se realizaron ajustes del lodo de perforación

debido a la presencia de glauconita.

4.5.2 ANÁLISIS DE TIEMPOS DEL POZO B

Tabla 5. Análisis de tiempos por etapas del pozo B.

SECCIÓN TIEMPO

PRODUCTIVO (días)

TIEMPO NO PRODUCTIVO

(días)

TOTAL (días)

26" 1 0 1

16" 5,65 0 5,65

12 1/4" 6,14 0 6,14

8 1/2" 4,65 0 4,65

Total 17,44 0 17,44

Los tiempos de perforación en todas las secciones fueron inferiores a lo

planificado, dando cumplimiento a la trayectoria sin NPT reportado.

Reflejando una alta ROP en zonas de construcción así como en zonas de

mantenimiento de tangencia con el uso del sistema RSS.

52

Figura 21. ROP por formación en la última sección del pozo B.

Con el uso del sistema RSS al atravesar las lutitas del Napo no se afectó las

ROP como en el caso del pozo A, en donde se utilizaron motores PDM

para la sección de mantenimiento de tangencia. Observamos una velocidad

de perforación reducida al atravesar la caliza A.

4.6 TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

4.6.1 ANÁLISIS DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS DEL POZO A.

Figura 22. Tiempos no Productivos del Pozo A

53

4.6.2 ANÁLISIS DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS DEL POZO B

Figura 23. Tiempos no Productivos del Pozo B

En el pozo A se evidencia tiempos no productivos ya que se produjeron NPT

debido a factores externos como una falla en las bombas y falta de diésel.

En cuanto al pozo B se obtuvo un 100% de tiempo productivo sin NPT

reportado.

4.7 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS

4.7.1 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS DEL POZO A

Figura 24. Distribución del tiempo de operación en la perforación del pozo A.

54

Las operaciones complementarias a la perforación del pozo se realizaron

dentro del tiempo planificado. En la distribución del tiempo total se refleja el

tiempo destinado a realizar reparaciones y el NPT reportado.

4.7.2 DISTRIBUCIÓN DE TIEMPOS DEL POZO B.

Figura 25. Distribución del tiempo de operación en la perforación del pozo B.

La distribución de tiempos refleja el cumplimiento de las operaciones

complementarias a la perforación del pozo dentro del tiempo planificado sin

NPT reportado.

55

4.8 PLAN DIRECCIONAL VS PLAN REAL

4.8.1 TOPES FORMACIONALES DEL POZO A

Tabla 6. Análisis de los topes de formacionales del pozo A.

FORMACION

TOPES FORMACIONALES

PROGNOSIS CORTES

DIFERENCIA MD (ft) TVD (ft)

TVDSS (ft)

MD (ft)

TVD (ft)

TVDSS (ft)

ORTEGUAZA 5563 5252 -4359 5611 5251 -4358 1 ARRIBA

TIYUYACU 6224 5868 -4975 6302 5873 -4980 5 ABAJO

CGL SUPERIOR 6691 6320 -5427 6773 6323 -5430 3 ABAJO

BASE CGL SUPERIOR

6752 6380 -5487 6835 6384 -5491 4 ABAJO

CGL INFERIOR 7649 7272 -6379 7733 7276 -6383 4 ABAJO

TENA 8183 7806 -6913 8251 7794 -6901 12 ARRIBA

BASAL TENA 8815 8438 -7545 8882 8424 -7531 14 ARRIBA

LUTITA NAPO SUPERIOR

8856 8479 -7586 8926 8469 -7576 10 ARRIBA

CALIZA "M-1" 9134 8756 -7863 9217 8760 -7867 4 ABAJO

CALIZA "M-2" 9425 9048 -8155 9511 9054 -8161 6 ABAJO

CALIZA "A" 9484 9107 -8214 9564 9107 -8214

ARENISCA "U" SUPERIOR

9531 9154 -8261 9617 9160 -8267 6 ABAJO

ARENISCA "U" INFERIOR

9624 9247 -8354 9711 9254 -8361 7 ABAJO

LUTITA MEDIA NAPO

9714 9337 -8444 9787 9330 -8437 7 ABAJO

CALIZA "B" 9784 9407 -8514 8767 9410 -8517 7 ABAJO

ARENISCA "T" SUPERIOR

9803 9426 -8533 9887 9430 -8537 4 ABAJO

ARENISCA "T" INFERIOR

9893 9516 -8623 9980 9523 -8630 7 ABAJO

LUTITA NAPO INFERIOR

9986 9609 -8716 10068 9611 -8718 2 ABAJO

ARENISCA HOLLIN SUP

10069 9692 -8799 10137 9680 -8787 12 ARRIBA

ARENISCA HOLLIN INF

10134 9756 -8863 10208 9751 -8858 5 ARRIBA

Los topes de las formaciones se encontraron en el rango de lo esperado en

base al estudio de geología. Las variaciones encontradas debido a la

tortuosidad y variaciones de espesor de los estratos hicieron que el alcance

56

del pozo sea ampliado a pesar de que la TVD resulto muy similar a la

planificada.

4.8.2 TOPES FORMACIONALES DEL POZO B

Tabla 7. Análisis de los topes formacionales del pozo B.

FORMACION

TOPES FORMACIONALES

PROGNOSIS CORTES

DIFERENCIA MD (ft)

TVD (ft)

TVDSS (ft)

MD (ft)

TVD (ft)

TVDSS (ft)

ORTEGUAZA 5.257 5.157 -4.283 5.242 5.153 -4.279 4 ARRIBA

TIYUYACU 5.910 5.743 -4.869 5.893 5.741 -4.867 2 ARRIBA

CGL SUPERIOR

6.407 6.190 -5.316 6.396 6.192 -5.318 2 ABAJO

BASE CGL. SUPERIOR

6.470 6.246 -5.372 6.457 6.246 -5.372 0

CGL INFERIOR 7.428 7.107 -6.233 7.440 7.121 -6.247 14 ABAJO

TENA 7.994 7.616 -6.742 7.985 7.602 -6.728 14 ARRIBA

BASAL TENA 8.794 8.341 -7.467 8.764 8.314 -7.440 27 ARRIBA

LUTITA NAPO SUPERIOR

8.807 8.353 -7.479 8.778 8.327 -7.453 26 ARRIBA

CALIZA "M-1" 9.095 8.625 -7.751 9.079 8.612 -7.738 13 ARRIBA

CALIZA "M-2" 9.386 8.904 -8.030 9.360 8.883 -8.009 14 ARRIBA

CALIZA "A" 9.428 8.945 -8.071 9.400 8.922 -8.048 23 ARRIBA

ARENISCA "U" SUPERIOR

9.469 8.985 -8.111 9.439 8.960 -8.086 25 ARRIBA

ARENISCA "U" INFERIOR

9.570 9.083 -8.209 9.520 9.038 -8.164 43 ARRIBA

BASE "U" INFERIOR

9.652 9.164 -8.290 9.635 9.150 -8.276 12 ARRIBA

CALIZA "B" 9.706 9.217 -8.343 9.693 9.207 -8.333 10 ARRIBA

ARENISCA "T" SUPERIOR

9.740 9.250 -8.376 9.711 9.224 -8.350 26 ARRIBA

ARENISCA "T" INFERIOR

9.822 9.331 -8.457 9.813 9.324 -8.450 7 ARRIBA

BASE "T" INFERIOR

9.910 9.418 -8.544 9.885 9.394 -8.520 24 ARRIBA

ARENISCA HOLLIN SUP

9.976 9.483 -8.609

ARENISCA HOLLIN INF

10.01 9.523 -8.649

TD 10118 9624 -8.750 9960 9467 -8.593 156 ARRIBA

Debido a la tortuosidad y variación de espesor de los estratos, el pozo B

resulto 156 pies arriba de lo planificado.

57

4.9 VISTA VERTICAL

4.9.1 VISTA VERTICAL DEL POZO A

Figura 26. Vista Vertical del pozo A.


58

4.9.2 VISTA VERTICAL DEL POZO B

Figura 27. Vista Vertical del pozo B.


59

4.10 VISTA EN PLANTA

4.10.1 VISTA EN PLANTA DEL POZO A

Figura 28. Vista en Planta del pozo A.


Se logró alcanzar los objetivos según el rango de error permitido de 50 ft. Al

atravesar las lutitas de la formación Napo hubo una pequeña deflexión en el

curso de la trayectoria la misma que se corrigió oportunamente para cumplir

exitosamente el plan.

60

4.10.2 VISTA PLANTA DEL POZO B

Figura 29. Vista en Planta del pozo B.


Los objetivos del pozo se alcanzaron según el rango de error permitido. La

trayectoria resulto modificada de acuerdo a la ubicación de los estratos,

motivo por el cual se debió realizar un aumento en el ángulo de caída en la

última sección.

61

4.11 INDICADORES DE RENDIMIENTO

4.11.1 RENDIMIENTO DEL POZO A

Figura 30. Velocidad de perforación por secciones del pozo A

Los indicadores de rendimiento indican un aumento del número de pies

perforados por día en zonas de construcción de la curva. En el punto de

mantenimiento de la tangente se observa una velocidad de perforación

similar a la planificada. Las secciones que fueron perforadas con la

herramienta RSS reflejan un aumento en la velocidad de perforación según

lo planificado.

62

Figura 31. Comparación del tiempo total de perforación del pozo A con otros similares del mismo campo.

Los días de perforación de este pozo fueron menores al promedio de días de

perforación en pozos similares del campo.

4.11.2 RENDIMIENTO DEL POZO B

Figura 32. Velocidad de perforación por secciones del pozo B

63

En la sección superficial al atravesar los conglomerados se ve reducida la

velocidad de perforación debido a las operaciones de backreaming que se

tuvieron que realizar por intentos de empaquetamiento. Mientras que en las

dos secciones inferiores se observa un aumento significativo de la velocidad

de perforación con el uso del sistema RSS.

Figura 33. Comparación del tiempo total de perforación del pozo B con otros similares del mismo campo.

.

En el pozo B se estableció un nuevo record de perforación en pozos de

similares características del campo.

64

CAPITULO V

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Con el uso de sistemas rotativos orientable es posible maximizar las

ROP y construir trayectorias en tiempos menores al planificado, la

herramienta de posicionamiento MWD resultó eficiente al determinar

las coordenadas de la trayectoria haciendo posible realizar

correcciones a los desvíos generados durante la perforación y de esta

manera cumplir con el programa de acuerdo al rango de error

permitido.

El uso del sistema RSS representa una mayor inversión para la

perforación de una trayectoria pero reduce significativamente los

riesgos operativos así como el tiempo de operación.

Con el sistema de rotación se realizaron operaciones para evitar

problemas de pega y empaquetamiento dando resultados muy

positivos evitando posibles NPT’s durante la perforación.

Con el sistema de rotación en las secciones de construcción de la

curva y de mantenimiento de la tangente se reduce el contacto del

BHA con las paredes del pozo y se facilita la limpieza de recortes.

Con el uso del sistema RSS de realizo la trayectoria del pozo de

forma limpia evitando la formación de llavederos y acercamientos

peligroso hacia pozos vecinos.

Con el uso del sistema LWD y los análisis de laboratorio se pudo

determinar de manera efectiva las variaciones de tortuosidad y

espesos de los estratos para ubicar de manera acertada los objetivos

primarios y secundarios del pozo así como los puntos de

asentamiento de los revestidores.

65

Con el uso del sistema RSS se logró disminuir los tiempos de

perforación en 0,83 días para el pozo A y en 5,81 días para el pozo B

5.2 RECOMENDACIONES

Se recomienda planificar de manera óptima el abastecimiento de

diésel para las operaciones de perforación y evitar los NPT’s

Se debe monitorear constantemente la presión y mantener el galonaje

óptimo a 1 100 gpm para garantizar la limpieza del hoyo.

Para la perforación de estratos inferiores a la Formación Tiyuyacu se

recomienda realizar calibres para evitar extender el tiempo con

operaciones de backreaming.

Se recomienda elevar el peso del lodo entre los 4 000 y 4 500 pies al

atravesar los conglomerados para garantizar la limpieza del hueco.

Se recomienda mantener la sección de tangente con la ayuda del

sistema RSS ya que esta manera se logró culminar la sección

exitosamente con un solo BHA.

66

6 NOMENCLATURA O GLOSARIO

TVD: PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA

TVDSS: PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA REFERENTE AL

NIVEL DEL MAR

MD: PROFUNDIDAD MEDIDA

I: INCLINACION

Iprom: INCLINACION PROMEDIO

A: AZIMUT

Aprom: AZIMUT PROMEDIO

DL: PATA DE PERRO

DLS: SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO

SAG: DESALINEACIÓN VERTICAL DEL GIROSCOPIO

DP: TUBERIA DE PERFORACION

HWDP: TUBERIA PESADA DE PERFORACION

NMDC: COLLARES DE PERFORACION NO MAGNETICOS

RPM: REVOLUCIONES POR MINUTO

SURVEY: REGISTRO DE LA TRAYECTORIA DEL POZO

PDM: MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

RSS: SISTEMAS ROTATIVOS ORIENTABLES

DHM: MOTORES DE FONDO

PDC: DIAMANTE POLICRISTALINO

BBLS: BARRILES

GPM: GALONES POR MINUTO

PSI: LIBRAS POR PULGADA CUADRADA

KLBS: KILOLIBRAS

OVERPOOL: ELEVAR LA SARTA CON TENSION HACIA ARRIBA

BHA: ENSAMBLAJE DE FONDO

CSG: CASING O TUBERIA DE REVESTIMINETO

QHSE: QUALITY, HEALTH, SEFETY, ENVIRONMENT

NPT: TIEMPO NO PRODUCTIVO

LWD: REGISTRO MIENTRAS SE PERFORA

67

MWD: MEDICIONES MIENTRAS SE PERFORA

PIE: UNIDAD DE MEDIDA REFERENTE A LA PROFUNDIDAD DEL

POZO

POOH: PULL OUT OF HOLE, referente a sacar un BHA fuera del pozo o

viaje intermedios de calibración de abajo hacia arriba.

PULGADA: UNIDAD DE MEDIDA USADA EN DIAMETROS DE LAS

SECCIONES Y HERRAMIENTAS

RIH: RUN IN HOLE, referente a introducir BHA dentro del pozo.

ROP: RATA DE PENETRACION

TD: TOTAL DEPTH (Profundidad total)

TDS: TOP DRIVE SISTEM

VS: DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL

WOB: PESO SOBRE LA BROCA

TRICONICA: TIPO DE BROCA COMPUESTAS POR CONOS DE

RODILLOS

NPT: TIEMPO NO PRODUCTIVO

68

7 BIBLIOGRAFÍA

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Datalog. (2010). Manual para el Monitoreo de Vibración.

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(pág. 42).

PETROAMAZONAS. (2014). Reporte Final de Perforación SHHF 138.

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70

8 ANEXOS

Anexos 1. BHA Nº2 para el Pozo A


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Anexos 5. BHA Nº2 para el Pozo B.


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