Post on 20-Jan-2021
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
APLICACIOacuteN DE LA METODOLOGIacuteA VCD (VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN) EN LA ELABORACIOacuteN
DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN DE UN POZO DE LA LOCALIZACIOacuteN CS-54 DEL CAMPO GUAFITA DE LA UNIDAD
EXPLOTACIOacuteN APURE DEL DISTRITO SUR DE PDVSA
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de
Venezuela para optar al Tiacutetulo de Ingeniero de Petroacuteleo
Por los Brs Patintildeo Peacuterez Joseacute Leonardo Peacuterez Peacuterez Salvador de Jesuacutes
Caracas Octubre del 2002
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
APLICACIOacuteN DE LA METODOLOGIacuteA VCD (VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN) EN LA ELABORACIOacuteN
DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN DE UN POZO DE LA LOCALIZACIOacuteN CS-54 DEL CAMPO GUAFITA DE LA UNIDAD
EXPLOTACIOacuteN APURE DEL DISTRITO SUR DE PDVSA
TUTOR ACADEacuteMICO Prof Luis Norberto Bueno Goacutemez TUTORES INDUSTRIALES Ing Antonio Farias Ing Luis Rodriacuteguez
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de
Venezuela para optar al Tiacutetulo de Ingeniero de Petroacuteleo
Por los Brs Patintildeo Peacuterez Joseacute Leonardo Peacuterez Peacuterez Salvador de Jesuacutes
Caracas Octubre del 2002
DEDICATORIA
i
Sinceramente quiero dedicar este trabajo especial de grado a
A Dios todopoderoso
A mi mamaacute Egleacute
A mi papaacute Pepe
A mi abuela Carmen
A mi padre adoptivo Luis Norberto Bueno
A mis mejores amigos Daniel Leoacuten y Viacutector Aguilar
A mi gran amigo y compantildeero Salvador
A mis grandes amigos Lisett Marialex Dalila Violeta Marijor Gabriel Henry Fermiacuten
Daniel Avila Nataliacute Taymara Pablo Cesar Parra William Nelly Luis Castillo David
Adriana Juan Carlos Oliver Ernesto Enrique Richard
Joseacute Leonardo Patintildeo Peacuterez
DEDICATORIA
ii
A Dios por iluminarme el camino de la sabiduriacutea
A mi madre Celestina y mi padre Salvador por ser la fuente de inspiracioacuten de mi vida y
por ser el ejemplo a seguir
A mis hermanos Celeste Hiracely Yorcely y Jesuacutes (Chuo) por permitirme contar con
ellos en cualquier momento y sentir que nada es maacutes importante en la vida que
pertenecer a una familia unida
A mi tiacutea Iraima por ser mi segunda madre
A mi tiacuteo Joseacute Tomaacutes por su apoyo
A mi novia Lilibeth quien con su carintildeo amor ternura y comprensioacuten me ha motivado
en todo momento
Salvador de Jesuacutes Peacuterez Peacuterez
AGRADECIMIENTOS
iii
A Dios todo poderoso por darme la dicha de vivir
A mi madre Egleacute y a mi padre Pepe por haberme traiacutedo al mundo y respetar mis
decisiones
A mi bella y querida abuela Carmen por ser ella quien me hizo un hombre de bien
A mi padre adoptivo Luis Norberto Bueno por ser un amigo un consejero y un guiacutea
durante toda mi carrera
A miacute querida Universidad Central de Venezuela por haber sido mi fuente de
conocimiento e inspiracioacuten
A mis mejores amigos Daniel Leoacuten y Viacutector Aguilar por ser mis compantildeeros y
hermanos en todo momento
A mi gran amigo y compantildeero de tesis Salvador por ser compresivo y saber entender
mi caraacutecter y respetarlo por eso amigo ldquoGraciasrdquo
A mi querida amiga Marjorie por siempre apoyarme y ayudarme
A mis amigos Pablo y Taymara por conformar un buen equipo de trabajo
A la Sra Celeste Peacuterez por brindarme su amistad y afecto sincero
A la familia Peacuterez Peacuterez Sr Salvador Celeste Yorcely Hiracely y Chuo por hacerme
sentir en familia y brindarme su hermosa amistad
Al Ingeniero Freddy Peacuterez y todo su equipo de trabajo por haberme dado la
oportunidad de formar parte de su equipo
Al Ingeniero Luis Rodriacuteguez por ser un amigo y guiacutea durante el desarrollo del presente
trabajo
A los Ingenieros Joseacute Gerardo Peacuterez Juan Santos Joseacute Paacuteez Oscar Bautista y Joseacute
Canchica
A mis grandes amigos Lisett Marialex Dalila Violeta Marijor Gabriel Henry Fermiacuten
Daniel Aacutevila Nataliacute William Luis Castillo Cesar Parra Nelly David Adriana Juan
Carlos Oliver Ernesto Enrique Richard Por estar siempre alliacute daacutendome apoyo
A Petroacuteleos de Venezuela SA por todas las facilidades brindadas para la realizacioacuten
de este trabajo
Joseacute Leonardo Patintildeo Peacuterez
AGRADECIMIENTOS
iv
A Dios por permitirme nacer y crecer dentro de una maravillosa y espleacutendida familia
A mi madre Celestina y mi padre Salvador quienes siempre me han cuidado educado
y orientado en todo momento y bajo cualquier circunstancia
A mis cuatro hermanos por apoyarme en mis decisiones
A mi Abuela Ezequiela por siempre brindarme su calidez amor y apoyo incondicional
A mis tiacuteos Iraima Joseacute Tomaacutes Marbelyn y Anselmo por aconsejarme y apoyarme en
todo momento
A mis mejores amigos Adriana y Richard por todos y cada unos de los momentos que
vivimos por todos nuestros eacutexitos y desilusiones y sobre todo por ser mis hermanos
A mi compantildeero de tesis amigo incondicional y hermano Patintildeo juntos nos forjamos
el camino hacia el eacutexito
A mis amigos Pablo y Taymara por conformar un excelente equipo de trabajo
A mi Universidad Central de Venezuela especialmente a la Escuela de Ingenieriacutea de
Petroacuteleo por ser fuente inagotable de conocimientos
Al Ingeniero Freddy Peacuterez y todo su staff de trabajo por haberme dado la oportunidad
de formar parte de su equipo
Al Ingeniero Luis Rodriacuteguez por guiarme ensentildearme y motivarme durante la
realizacioacuten de este trabajo
AGRADECIMIENTOS
v
Al profesor Luis Norberto Bueno por los conocimientos invaluables que me ha
transmitido por saber conducirme motivarme orientarme y por su demostracioacuten de
afecto sincero
A los ingenieros Joseacute Gerardo Peacuterez Joseacute Paacuteez Joseacute Canchica Oscar Bautista y Juan
Santos por su valiosa contribucioacuten teacutecnica
A mis amigos Violeta (Willcita) Dalila Lisett Elirros (Arrocito) Karina Daniel Viacutector
Gabriel Juan Carlos Fermiacuten Marijor Nelly Cesar Enrique (Abuelo) Yetzenia y Hugo
por estar presentes en los momentos difiacuteciles
A Petroacuteleos de Venezuela SA por todas las facilidades brindadas para la realizacioacuten
de este trabajo
Salvador de Jesuacutes Peacuterez Peacuterez
vi
Patintildeo P Joseacute L
Peacuterez P Salvador de J
APLICACIOacuteN DE LA METODOLOGIacuteA VCD (VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN) EN LA ELABORACIOacuteN
DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN DE UN POZO DE LA LOCALIZACIOacuteN CS-54 DEL CAMPO GUAFITA DE LA UNIDAD
EXPLOTACIOacuteN APURE DEL DISTRITO SUR DE PDVSA
Tutor Acadeacutemico Prof Luis Norberto Bueno Goacutemez Tutor Industrial Ing
Antonio Farias e Ing Luis Rodriacuteguez Tesis Caracas UCV Facultad de
Ingenieriacutea Escuela de Ingenieriacutea de Petroacuteleo Antildeo 2002 431 p
Palabras Claves Proyecto Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten Definicioacuten Perforacioacuten
Resumen La metodologiacutea VCD (Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten) nace
como resultado de la adopcioacuten de las mejores praacutecticas originadas de anaacutelisis
comparativos realizados por intermedio de la IPA ldquoIndependent Project Analisysrdquo donde
se determinoacute la importancia y urgencia de evaluar los grados de definicioacuten y complejidad
de los proyectos para la toma de decisiones Por lo que este esquema de trabajo se ha
implantado en PDVSA organizacioacuten de perforacioacuten y subsuelo desde enero del 2000 Con
este objetivo se realizoacute el programa de construccioacuten y mantenimiento del pozo
perteneciente a la localizacioacuten CS-54 del Campo Guafita Sur Unidad de Explotacioacuten Apure
Distrito Sur involucrando todos los actores en cada una de las fases del proyecto
optimizando asiacute el costo y minimizando el tiempo de perforacioacuten manteniendo los niveles
de calidad obtenieacutendose un Valor Presente Neto de 45158 MMBs una Tasa Interna de
Retorno de 5906 una Eficiencia de Inversioacuten de 23 y un Tiempo de Pago de 14 antildeos
para un pozo direccional tipo ldquoJrdquo con un KOP a 1400 pies un aacutengulo de inclinacioacuten de
2075 grados un desplazamiento horizontal de 23126 pies y una profundidad final
medida de 8337 pies
vii
LISTA DE ECUACIONES
Ecuacioacuten 51- Relacioacuten de diaacutemetro 50
Ecuacioacuten 52- Tamantildeo promedio de la grava 50
Ecuacioacuten 53- Coeficiente de uniformidad 51
Ecuacioacuten 54- Velocidad de flujo a traveacutes de las ranuras 52
Ecuacioacuten 55- Coeficiente de uniformidad de la grava 52
Ecuacioacuten 61- Factor de disentildeo de colapso 69
Ecuacioacuten 62- Presioacuten de colapso 69
Ecuacioacuten 63- Factor de disentildeo para estallido 70
Ecuacioacuten 64- Presioacuten interna de estallido 70
Ecuacioacuten 65- Factor de flotabilidad 72
Ecuacioacuten 66- Factor de temperatura 73
Ecuacioacuten 71- Flujo de caja o flujo de efectivo 76
Ecuacioacuten 72- Ingresos 76
Ecuacioacuten 73- Regaliacutea 80
Ecuacioacuten 74- Valor mercantil 80
Ecuacioacuten 75- Impuesto sobre la renta 81
Ecuacioacuten 76- Valor Presente Neto 82
Ecuacioacuten 77- Tasa Interna de Retorno 83
Ecuacioacuten 78- Eficiencia de la inversioacuten 84
Ecuacioacuten 131- Factor de Separacioacuten 183
Ecuacioacuten 132- Profundidad Medida Ajustada 248
Ecuacioacuten 133- Miacutenimas emboladas de circulacioacuten para limpiar el hoyo 248
Ecuacioacuten 134- Miacutenimas emboladas fondo arriba 248
Ecuacioacuten 171- Costo de Generacioacuten de Potencial 294
viii
LISTA DE FIGURAS
Figura 11- Partes ldquoStake Holdersrdquo de un proyecto 5
Figura 12- Esfuerzo vs Tiempo 8
Figura 13- Relacioacuten entre estimado de costo y fases de un proyecto 10
Figura 14- Ciclo de vida de un proyecto 13
Figura 21- Implantacioacuten del VCD 16
Figura 22- Mesas Integradas 17
Figura 23- Modelo de relaciones VCD 18
Figura 24- Modelo de relaciones VCD (2) 19
Figura 31- Localizaciones Inaccesibles 21
Figura 32- Aumento de la seccioacuten productora 22
Figura 33- Pozo inclinado tipo ldquoSrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica 24
Figura 34- Pozo inclinado tipo ldquoJrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica 25
Figura 35- Esquema de construccioacuten y mantenimiento de aacutengulo 25
Figura 41- Curva de esfuerzo vs deformacioacuten 34
Figura 61- Tipo de revestidores 58
Figura 62- Relacioacuten entre esfuerzos y deformacioacuten 60
Figura 63- Caracteriacutesticas tiacutepicas de una tuberiacutea 62
Figura 64- Secuencias usuales de diaacutemetros de revestidores mechas y hoyos 63
Figura 65- Gradiente de presioacuten vs profundidad 63
Figura 66- Profundidad vs peso equivalente del lodo 66
Figura 67- Determinacioacuten de la profundidad de asentamiento 66
Figura 68- Representacioacuten de la direccioacuten de las fuerzas de colapso 69
Figura 69- Representacioacuten de la direccioacuten de las fuerzas de estallido 70
Figura 610- Efecto de tensioacuten 71
Figura 611- Esfuerzos que actuacutean simultaacuteneamente 72
Figura 612- Efectos de la temperatura 73
Figura 613- Efectos del abombamiento 74
Figura 614- Efectos de la flexioacuten 74
Figura 81- Cuencas de Venezuela 88
ix
Figura 82- Rasgos sobresalientes de la cuenca Barinas Apure 89
Figura 83- Ubicacioacuten geograacutefica del Campo Guafita 90
Figura 84- Produccioacuten de Petroacuteleo vs porcentaje de Agua y Sedimento Campo
Guafita Sur 93
Figura 85- Produccioacuten de Petroacuteleo vs porcentaje de Agua y Sedimento Campo
Guafita Norte 93
Figura 86- Mapa base del campo Guafita Norte actualizado para Enero del 2002 94
Figura 87- Mapa base del campo Guafita Norte actualizado para Enero del 2002 95
Figura 88- Columna estratigraacutefica del aacuterea Apure Campo Guafita 97
Figura 89- Mecanismos predominantes en la produccioacuten de agua 107
Figura 810- Mapa de produccioacuten acumulada de agua arena G-8 Campo Guafita Sur 108
Figura 811- Mapa Grid por Oil Fiel Manager de distribucioacuten de fluidos del Campo
Guafita Sur 112
Figura 91- Flujograma VCD 115
Figura 111- Registros Rayos Gamma soacutenico presioacuten de poro gradiente de fractura
y gradiente de sobrecarga del pozo GF-14X 131
Figura 112- Distribucioacuten de temperatura Campo Guafita 132
Figura 113- Simulacioacuten del comportamiento de produccioacuten para la localizacioacuten CS-54 133
Figura 114- Topes formacionales de la localizacioacuten CS-54 134
Figura 115- Curva de profundidad vs tiempo 138
Figura 116- Curva de tiempo limpio 139
Figura 117- Clasificacioacuten de los tiempos no productivos 140
Figura 118- Curva estimada para la localizacioacuten propuesta 142
Figura 119- Flujograma de generacioacuten de meacutetricas 147
Figura 121- Esquema de completacioacuten para la localizacioacuten CS-54 155
Figura 122- Vista de planta del pozo tipo ldquoJrdquo para la localizacioacuten CS-54 159
Figura 123- Perfil direccional generalizado pozo tipo ldquoJrdquo para la localizacioacuten CS-54 160
Figura 124- Dimensiones generales de los revestidores para la localizacioacuten CS-54 161
Figura 125- Esquema general de hoyos para la localizacioacuten CS-54 164
Figura 126- Esquema general de fluidos para la localizacioacuten CS-54 167
Figura 127- Esquema general de cantildeoneo para la localizacioacuten CS-54 169
x
Figura 128- Curvas de tiempo para la localizacioacuten CS-54 171
Figura 129- Disentildeo de la localizacioacuten propuesta 174
Figura 131- Esquema del Equipo de Bombeo Electrosumergible 179
Figura 132- Equipo de Empaque con grava 180
Figura 133- Esquema mecaacutenico de completacioacuten para la localizacioacuten CS-54 181
Figura 134- Planificacioacuten direccional correspondiente a la localizacioacuten CS-54 182
Figura 135- Distancia centro-centro entre pozos 183
Figura 136- Clasificacioacuten de los factores de separacioacuten 184
Figura 137- Vista de planta de los pozos vecinos 184
Figura 138- Vista en tres dimensiones 185
Figura 139- Vista tipo escalera 186
Figura 1310- Disentildeo de colapso 189
Figura 1311- Disentildeo de estallido 189
Figura 1312- Disentildeo axial 190
Figura 1313- Disentildeo triaxial 190
Figura 1314- Limites de disentildeo para los esfuerzos triaxiales 191
Figura 1315- Disentildeo de Colapso 193
Figura 1316- Disentildeo de Estallido 193
Figura 1317- Disentildeo axial 194
Figura 1318- Disentildeo triaxial 194
Figura 1319- Limites de disentildeo para los esfuerzos triaxiales 195
Figura 1320- Disentildeo de hoyos y puntos de asentamientos de revestidores 196
Figura 1321- Curva de densidad de lodo de los pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54 199
Figura 1322- Curva de lodo propuesta para la localizacioacuten CS-54 200
Figura 1323- Voluacutemenes de cemento para el revestidor de superficie 204
Figura 1324- Voluacutemenes de cemento para el revestidor de produccioacuten
Figura 1325- Mechas PDC de 12-14 pulgadas 210
Figura 1326- Mecha PDC de 8-12 pulgadas 212
Figura 1327- Mecha Tricoacutenica para limpieza 213
Figura 1328- Sarta de perforacioacuten para el hoyo de superficie 214
Figura 1329- Sarta de perforacioacuten para el hoyo de produccioacuten 215
xi
Figura 1330- Sarta de limpieza 216
Figura 1331- Secuencias de detonacioacuten de las cargas 217
Figura 1332- Esquema general de cantildeoneo para la localizacioacuten CS-54 218
Figura 1333- Tiempo estimado para la localizacioacuten CS-54 227
Figura 1334- Tiempo presupuestado para la localizacioacuten CS-54 228
Figura 1335- Disentildeo del pozo en profundidad 248
Figura 161- Curvas de pozos compromisos cara a cara 273
Figura 162- Poliacutetica corporativa SHA 279
Figura 163- Enfoque de mejoramiento continuacuteo del SIR-PDVSA 280
Figura 171- Diagrama Arantildea para la localizacioacuten CS-54 292
Figura 172- Diagrama Tornado para la localizacioacuten CS-54 293
xii
LISTA DE TABLAS
Tabla 51- Tamantildeo de grava comercial maacutes usada 53
Tabla 61- Relaciones de grado y resistencia de la tuberiacutea de revestimiento 61
Tabla 62- Casos de carga de los revestidores 67
Tabla 63- Factores de disentildeo de PDVSA 68
Tabla 81- Temperatura y Factor volumeacutetrico del petroacuteleo Campo Guafita Norte 104
Tabla 82- Temperatura y Factor volumeacutetrico del petroacuteleo Campo Guafita Sur 104
Tabla 83- Compresibilidad al petroacuteleo y viscosidad del Campo Guafita 104
Tabla 84- Comportamiento de presiones iniciales por arena del Campo Guafita 106
Tabla 85- Caracteriacutesticas fiacutesico quiacutemicas del agua producida en el Campo Guafita 109
Tabla 111- Presioacuten de poro y gradiente de fractura 132
Tabla 112- Temperatura de yacimiento 132
Tabla 113- Propiedades petrofiacutesicas estimadas de la arena G-7-2 134
Tabla 114- Topes formacionales y radio de drenaje 135
Tabla 115- Pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54 135
Tabla 116- Tiempos productivos de perforacioacuten para el cluster GF-14X 140
Tabla 117- Tiempo productivo por pozo 141
Tabla 118- Tiempo de completacioacuten actual 141
Tabla 119- Iacutendices de complejidad 145
Tabla 1110- Resultado de los iacutendices de complejidad para la localizacioacuten CS-54 146
Tabla 1111- Costos por fase de los pozos maacutes recientes del Campo Guafita 152
Tabla 121- Dimensiones de los revestidores 161
Tabla 122- Dimensiones de los hoyos 164
Tabla 123- Propiedades del lodo Agua Gel 166
Tabla 124- Propiedades del lodo 100 Aceite 167
Tabla 125- Propiedades del fluido de completacioacuten 167
Tabla 126- Mechas propuestas para la localizacioacuten CS-54 168
Tabla 127- Caracteriacutesticas de la carga de cantildeoneo 169
Tabla 128- Estimado de tiempo de la localizacioacuten CS-54 170
Tabla 129- Estimado de costo de la localizacioacuten CS-54 171
xiii
Tabla 131- Fluido de Completacioacuten 178
Tabla 132- Formulacioacuten del fluido de completacioacuten 178
Tabla 133- Propiedades esperadas del fluido de completacioacuten 178
Tabla 134- Plan direccional de la localizacioacuten CS-54 182
Tabla 135- Resumen del ldquoAnticolisionrdquo de la localizacioacuten CS-54 183
Tabla 136- Caracteriacutesticas del revestidor de superficie 187
Tabla 137- Caracteriacutesticas nominales del revestidor de superficie 187
Tabla 138- Caracteriacutesticas del revestidor de produccioacuten 191
Tabla 139- Caracteriacutesticas nominales del revestidor de produccioacuten 191
Tabla 1310- Caracteriacutesticas de los hoyo 196
Tabla 1311- Formulacioacuten del lodo Agua Gel 197
Tabla 1312- Propiedades esperadas del lodo Agua Gel 197
Tabla 1313- Formulacioacuten del lodo 100 Aceite 198
Tabla 1314- Propiedades esperadas del lodo 100 Aceite 198
Tabla 1315- Aditivos de la lechada de barrido para cementar el hoyo de superficie 204
Tabla 1316- Aditivos de la lechada de cola para cementar el revestidor de produccioacuten 205
Tabla 1317- Tiempo operacional planeado para cementar el hoyo de superficie 206
Tabla 1318- Aditivos de la lechada uacutenica para cementar el revestidor de produccioacuten 207
Tabla 1319- Tiempo operacional planeado para cementar el hoyo de produccioacuten 209
Tabla 1320- Paraacutemetros operacionales de las mechas del hoyo de superficie 210
Tabla 1321- Caracteriacutesticas de las mechas hoyo de superficie 210
Tabla 1322- Paraacutemetros operacionales de las mechas del hoyo de superficie 211
Tabla 1323- Caracteriacutesticas de las mechas del hoyo de produccioacuten 211
Tabla 1324- Rendimiento de las mechas PDC en pozos anteriores 211
Tabla 1325- Paraacutemetros operacionales mecha de limpieza 212
Tabla 1326- Caracteriacutesticas de la mecha tricoacutenica 213
Tabla 1327- Componentes de la sarta lisa 214
Tabla 1328- Componentes de la sarta direccional 215
Tabla 1329- Componentes de la sarta de limpieza 216
Tabla 1330- Caracteriacutesticas del cantildeoneo 217
Tabla 1331- Registro direccional hoyo de produccioacuten 219
xiv
Tabla 1332- Registros eleacutectricos hoyo de produccioacuten 219
Tabla 1333- Escalas horizontales de las curvas 220
Tabla 1334- Tiempo estimado para la localizacioacuten CS-54 227
Tabla 1335- Tiempo presupuestado para la localizacioacuten CS-54 228
Tabla 1336- Costo estimado para la localizacioacuten CS-54 231
Tabla 1337- Costo presupuestado para la localizacioacuten CS-54 234
Tabla 1338- Galonaje miacutenimo versus diaacutemetro del hoyo y aacutengulo de inclinacioacuten 247
Tabla 1339- ROP miacutenimo versus diaacutemetro del hoyo y aacutengulo de inclinacioacuten 247
Tabla 1340- Emboladas miacutenimas requeridas para limpiar el hoyo 247
Tabla 1341- Guiacutea raacutepida para identificar los mecanismos de pega 249
Tabla 1342- Plan de desplazamiento del lodo 257
Tabla 141- Correlacioacuten para determinar la tasa critica de conificacioacuten en Apure 259
Tabla 151- Comportamiento de los equipos instalados en los pozos vecinos de la
localizacioacuten CS-54 263
Tabla 161- Distribucioacuten de tiempo y costo de mudanza 269
Tabla 162- Distribucioacuten de tiempo y costo hoyo de superficie 270
Tabla 163- Distribucioacuten de tiempo y costo hoyo de produccioacuten 271
Tabla 164- Distribucioacuten de tiempo y costo de completacioacuten 272
Tabla 165- Tiempos dentro del proceso de perforacioacuten 273
Tabla 166- Costos dentro del proceso de perforacioacuten 274
Tabla 167- Comparacioacuten de los indicadores econoacutemicos y de construccioacuten 274
Tabla 168- Competencias requeridas 278
Tabla 169- Componentes operativos del SIR 281
Tabla 171- Plan de desembolsos 285
Tabla 172- Riesgos asociados a la perforacioacuten 287
Tabla 173- Riesgos asociados al personal y equipo 287
Tabla 174- Riesgo asociado al ambiente y al entorno 288
Tabla 175- Riesgos de estimacioacuten 288
Tabla 176- Riesgos asociados a la perforacioacuten 289
Tabla 177- Riesgos de facilidades 289
Tabla 178- Datos econoacutemicos generales 290
xv
Tabla 179- Resumen de los indicadores econoacutemicos 291
xvi
IacuteNDICE GENERAL
DEDICATORIAS i
AGRADECIMIENTOS iii
RESUMEN vi
LISTA DE ECUACIONES vii
LISTA DE FIGURAS viii
LISTA DE TABLAS xii
INTRODUCCIOacuteN 1
MARCO TEOacuteRICO
CAPITULO 1- PROYECTO
11- GENERALIDADES 4
12- ALCANCE DE UN PROYECTO 6
13- PLANIFICACIOacuteN DE UN PROYECTO 6
131- VENTAJAS DE LA PLANIFICACIOacuteN 7
132- LIMITACIONES DE LA PLANIFICACIOacuteN 7
14- FASES DE UN PROYECTO 8
141- FASE CONCEPTUAL 8
142- FASE PLANIFICACIOacuteN 9
143- FASE EJECUCIOacuteN 9
144- FASE COMPLETACIOacuteN 9
15- ESTIMADOS DE COSTO DE PROYECTOS 10
151- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE V (ORDEN DE MAGNITUD) 10
152- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE IV (CONCEPTUAL) 11
153- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE III (PRELIMINAR) 11
154- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE II (DEFINITIVO) 11
155- ESTIMADOS DE COSTOS CLASE I (CONTROL) 13
xvii
CAPITULO 2- VCD
21- GENERALIDADES 16
22- ORGANIZACIOacuteN DEL VCD 18
CAPITULO 3- PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
31- GENERALIDADES 21
32- APLICACIONES COMUNES DE LA PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL 21
33- PLANIFICACIOacuteN ASOCIADA A LOS POZOS DIRECCIONALES 23
331- TIPO TANGENCIAL (ldquoJrdquo) 24
34- FACTORES DE DISENtildeO 26
35- EVOLUCIOacuteN DE LAS HERRAMIENTAS DIRECCIONALES 26
351- MWD (MEASUREMENT WHILE DRILLING) 27
3511- Sistema de Poder 28
3512- Sistema de Telemetriacutea 28
3513- Sensores Direccionales 28
352- LWD (LOGGING WHILE DRILLING) 29
CAPITULO 4- GEOMECAacuteNICA
41- GENERALIDADES 33
42- APLICACIONES GEOMECAacuteNICAS 34
43- DEFORMACIOacuteN 34
44- ESFUERZOS 34
441- ESFUERZOS GEOESTAacuteTICOS 34
442- ESFUERZOS EFECTIVOS 35
45- COMPORTAMIENTO ESFUERZO-DEFORMACIOacuteN MECANISMOS Y
CRITERIOS DE FALLA 35
xviii
CAPITULO 5- CONTROL DE ARENA
51- FENOacuteMENO DE ARENAMIENTO 37
52- NATURALEZA DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA 37
521- CONSOLIDACIOacuteN DE LAS FORMACIONES 38
53- CAUSAS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA 39
531- OPERACIONES TRADICIONALES DE POZOS 39
532- FUERZAS DE ARRASTRES DE CORTE Y VISCOSAS 42
533- DISMINUCIOacuteN DE LA PRESIOacuteN DE YACIMIENTO 43
54- EFECTOS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA 43
541- ACUMULACIOacuteN DE ARENA EN EL FONDO DEL POZO 43
542- COLAPSO DE LA FORMACIOacuteN 44
55- CONTROL DE ARENA 44
551- PRINCIPIOS BAacuteSICOS PARA EL CONTROL DE ARENA 45
5511- Puenteo Mecaacutenico 45
5512- Consolidacioacuten ldquoIn Siturdquo 45
552- MEacuteTODOS DE CONTROL DE ARENA 45
5521- Meacutetodo Quiacutemico 45
5522- Meacutetodos Mecaacutenicos 46
553- EMPAQUE CON GRAVA 47
5531- Tipo de Empaque con grava 47
55311- Empaque con grava a hoyo desnudo 47
55312- Empaque con grava a hoyo entubado 48
554- DISENtildeO DE LA ARENA DEL EMPAQUE CON GRAVA 49
555- FLUIDO DE EMPAQUE CON GRAVA 53
556- ARENA DE FORMACIOacuteN-MUESTREO Y ANALISIS 54
CAPITULO 6- DISENtildeO DE REVSTIDORES
61- DEFINICIOacuteN Y FUNCIOacuteN DE LOS REVESTIDORES 57
611- CONDUCTOR 57
xix
612- TUBERIacuteA DE REVESTIMIENTO 57
6121- Revestidor de Superficie 57
6122- Revestidor y camisa de produccioacuten 58
62- MEacuteTODO DE DISENtildeO CONVENCIONAL Y VIDA DE SERVICIO 59
63- ASPECTOS DE MATERIALES Y CONEXIONES DE LOS TUBULARES 59
64- PARAacuteMETROS DEL DISENtildeO 62
65- DISENtildeO DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERIacuteAS DE
REVESTIMIENTO 63
66- CONDICIOacuteN INICIAL O CASO DE CARGA 67
67- CONSIDERACIONES DE DISENtildeO 68
CAPITULO 7- EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA
71- CONCEPTOS BAacuteSICOS 76
72- MODELO ECONOacuteMICO 85
73- ESTRUCTURA GENERAL DEL MODELO ECONOacuteMICO 86
ANAacuteLISIS DEL PROBLEMA
DESARROLLO DE LA METODOLOGIacuteA VCD Y DISCUSIOacuteN DE RESULTADOS
CAPITULO 8- AacuteREA DE ESTUDIO
81- DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA DE ESTUDIO 88
82- UBICACIOacuteN GEOGRAacuteFICA DEL CAMPO GUAFITA 89
83- ANTECEDENTES 90
84- MARCO ESTRUCTURAL 94
85- DESCRIPCIOacuteN ESTRATIGRAacuteFICA 96
86- TEMPERATURA Y FACTOR VOLUMEacuteTRICO DEL PETROacuteLEO 104
87- COMPRESIBILIDAD AL PETROacuteLEO Y VISCOSIDAD 104
88- COMPORTAMIENTO DE PRESIONES 105
xx
89- ORIGEN DE LA PRODUCCIOacuteN DE AGUA 107
810- POES RESERVAS RECUPERABLES Y RESERVAS REMANENTES 110
8101- POES CAMPO GUAFITA NORTE 110
8102- POES CAMPO GUAFITA SUR 110
CAPITULO 9- METODOLOGIacuteA GENERAL
91- OBJETIVO GENERAL 114
911- OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS 114
92- GENERALIDADES 115
CAPITULO 10- REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)
101- USO Y TIPO DE POZO 126
102- OBJETIVOS DE LA CORPORACIOacuteN 126
103- OBJETIVOS DE LA UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN 127
104- OBJETIVOS DE PERFORACIOacuteN 127
CAPITULO 11- INGENIERIacuteA CONCEPTUAL
111- ESTIMACIOacuteN DE PRESIOacuteN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA 130
112- GRADIENTE DE TEMPERATURA 132
113- PRESIOacuteN DE FONDO FLUYENTE DE DISENtildeO Y MEacuteTODO DE PRODUCCIOacuteN
NODAL 133
114- CARACTERIZACIOacuteN DE ROCA Y FLUIDOS 134
115- PROGNOSIS DE INTERVALOS PRODUCTORES Y RADIO DE DRENAJE 134
116- ANAacuteLISIS COMPARATIVO DE LA INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS 135
1161- HISTORIA DE PERFORACIOacuteN 136
1162- TIEMPOS DURANTE LA PERFORACIOacuteN 136
117- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTO Y DE POZO 143
118- RESULTADOS DE LOS IacuteNDICES DE COMPLEJIDAD PARA EL POZO 145
xxi
119- ESTRATEGIA DE APLICACIOacuteN DE NUEVAS TECNOLOGIacuteAS Y MEJORES
PRAacuteCTICAS 148
1110- DEFINICIOacuteN DE LA COMPLETACIOacuteN MECAacuteNICA PRELIMINAR 148
1111- DEFINICIOacuteN DE LA TRAYECTORIA Y GEOMECAacuteNICA REGIONAL 149
1112- DEFINICIOacuteN DE LAS DIMENSIONES DE LOS REVESTIDORES 149
1113- DEFINICIOacuteN DE LA GEOMETRIacuteA DE LOS HOYOS 149
1114- DEFINICIOacuteN DEL USO DE FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN 150
1115- DEFINICIOacuteN DEL USO DE MECHAS 150
1116- DEFINICIOacuteN DEL USO DEL ENSAMBLAJE DE FONDO 150
1117- ESTRATEGIAS DE NEGOCIOS 150
1118- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO 151
1119- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE MANTENIMIENTO DEL POZO 151
1120- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE OPERACIOacuteN DEL POZO 151
1121- ESTIMACIOacuteN DE COSTOS A NIVEL CONCEPTUAL PARA BASE DE
RECURSOS 152
CAPITULO 12- INGENIERIacuteA BAacuteSICA
121- DISENtildeO DE COMPLETACIOacuteN 154
1211- TIPO 154
1212- DIMENSIONES 154
1213- FUNCIONALIDAD 156
1214- EVOLUCIOacuteN 156
1215- FLUIDO DE COMPLETACIOacuteN 156
122- DISENtildeO DE TRAYECTORIA 157
1221- GEOMECAacuteNICA 157
1222- DIRECCIONALIDAD 157
123- DISENtildeO DE REVESTIDORES 160
1231- TIPO 160
1232- PUNTOS DE ASENTAMIENTO 161
1233- DIMENSIONES 161
xxii
1234- FUNCIONALIDAD 162
1235- EVOLUCIOacuteN 162
124- DISENtildeO DE HOYOS 164
1241- TIPO 164
1242- DIMENSIONES 164
1243- FUNCIONALIDAD 165
1244- EVOLUCIOacuteN 165
125- DEFINICIOacuteN GENERAL DE REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS 166
126- DISENtildeO GENERAL DE FLUIDOS 166
127- CEMENTACIOacuteN 168
128- MECHAS 168
129- SARTAS 168
1210- CANtildeONEO 169
1211- ESTIMADO EN BASE DE CONOCIMIENTO (COMPETENCIAS REQUERIDAS) 170
1212- ESTIMADO DE TIEMPO Y COSTO (CLASE III) 170
1213- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y PRE-SELECCIOacuteN DE EMPRESAS 172
1214- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO 172
1215- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN 172
1216- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO 172
1217- TRAMITACIOacuteN DE PERMISOLOGIacuteA Y APROBACIONES 173
1218- REVISIOacuteN Y DISENtildeO DE LA LOCALIZACIOacuteN 174
1219- PROCURA DE MATERIALES DE LARGO TIEMPO DE ENTREGA 175
CAPITULO 13- INGENIERIacuteA DE DETALLE
131- DATOS GENERALES DEL PROYECTO 177
132- COMPLETACIOacuteN 178
1321- FLUIDOS DE COMPLETACIOacuteN 178
133- TRAYECTORIA 182
134- REVESTIDORES 187
1341- REVESTIDOR DE SUPERFICIE 187
xxiii
1342- REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN 191
135- GEOMETRIacuteA DE HOYOS 196
136- FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN 197
1361- HOYO DE SUPERFICIE DE 12-14 197
1362- HOYO DE PRODUCCIOacuteN DE 7rdquo 198
137- CEMENTACIOacuteN 201
1371- REVESTIDOR DE SUPERFICIE 201
13711- Caracteriacutesticas de la zapata para cementar el revestidor de 10-34 201
13712- Caacutelculos Volumeacutetricos de las lechadas 201
137121- Capacidades 201
137122- Caacutelculo del punto neutro 202
137123- Voluacutemenes de lechada de barrido y de cola 202
13713- Tiempo Operacional de Cementacioacuten Revestidor 10-34rdquo (PLAN) 205
1372- REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN 206
13721- Lechada Uacutenica 206
13722- Caacutelculos de la Lechada Uacutenica 207
137221- Capacidades 207
137222- Caacutelculo del punto neutro 207
137223- Volumen de la lechada uacutenica 207
137224- Volumen de la lechada de cemento 207
13723- Tiempo Operacional de Cementacioacuten Revestidor 7rdquo (PLAN) 209
138- MECHAS 210
1381- HOYO DE SUPERFICIE 210
1382- HOYO DE PRODUCCIOacuteN 211
139- SARTA DE PERFORACIOacuteN 214
1391- HOYO DE SUPERFICIE 214
1392- HOYO DE PRODUCCIOacuteN 215
13921- Sarta direccional 215
13922- Sarta de limpieza 216
1310- CANtildeONEO 217
13101- RESUMEN DEL EQUIPO DE CANtildeONEO 217
xxiv
13102- SECUENCIA DE DETONACIOacuteN DE LA CARGA 217
1311- PROGRAMA DE REGISTROS Y NUacuteCLEOS 219
13111- HOYO DE SUPERFICIE 219
13112- HOYO DE PRODUCCIOacuteN 219
1312- EQUIPO DE TRABAJO Y SUS ROLES 221
13121- LIacuteDER VCD 221
13122- INGENIERO VCD 221
13123- INGENIERO DE FLUIDOS 222
13124- INGENIERO DE CEMENTACIOacuteN 223
13125- INGENIERO DE COMPLETACIOacuteN 224
13126- INGENIERO DE OPERACIONES DEL PROYECTO 224
13127- GEOacuteLOGO 225
13128- INGENIERO DE YACIMIENTOS 225
13129- INGENIERO DE PRODUCCIOacuteN 226
1313- ESTIMACIOacuteN DE TIEMPO Y COSTO CLASE II 227
13131- DISTRIBUCIOacuteN DE TIEMPO DE LA LOCALIZACIOacuteN CS-54 227
131311- Tiempo estimado 227
131312- Tiempo presupuestado 228
13132- ESTIMACIOacuteN DE COSTO CLASE II 229
131321- Costo estimado 229
131322- Costo presupuestado 232
1314- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y SELECCIOacuteN DE EMPRESAS 235
13141- MUDANZA 235
13142- PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL 235
13143- FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN 235
13144- REGISTROS ELEacuteCTRICOS 236
13145- CONTROL DE SOacuteLIDOS Y EFLUENTES 236
13146- CEMENTACIOacuteN 237
1315- INTEGRACIOacuteN DEL PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN (EJECUCIOacuteN) 238
13151- GENERALIDADES OBJETIVOS 238
131511- Hoyo de 12-14 238
xxv
13152- PROGRAMA DE LODO 239
13153- ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO 239
13154- CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACIOacuteN DEL REVESTIDOR
SUPERFICIAL DE 12-14rdquo 240
131541- Procedimiento de la Cementacioacuten del Revestidor Superficial 241
13155- GENERALIDADES OBJETIVOS 243
131551- Hoyo de 8-12 243
13156- COMPARACIOacuteN DE LOS GALONAJES MIacuteNIMOS Y LA MAacuteXIMA ROP EN
FUNCIOacuteN DEL DIAacuteMETRO DEL HOYO Y AacuteNGULO DE INCLINACIOacuteN 247
13157- PROCEDIMIENTO DE CAacuteLCULO DE LAS EMBOLADAS MIacuteNIMAS PARA LA
LIMPIEZA DEL HOYO 247
13158- GUIacuteA RAacutePIDA PARA IDENTIFICAR POSIBLE MECANISMO DE PEGA DE
TUBERIacuteA 249
13159- RECOMENDACIONES PARA LIBERAR TUBERIacuteA DE ACUERDO AL
MECANISMO DE PEGA 250
131510- ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO Nordm 2 SARTA DIRECCIONAL 253
131511- ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO Nordm 3 SARTA DE LIMPIEZA 254
131512- CONSIDERACIONES PARA CORRER EL REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN 254
131513- CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACIOacuteN DEL REVESTIDOR DE
PRODUCCIOacuteN 255
CAPITULO 14- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN
141- PREDICCIOacuteN DE LOS SISTEMAS DE OPERACIOacuteN DEL POZO 259
142- PREDICCIOacuteN DE LA VENTANA OPERACIONAL PARA PREVENIR
EFECTOS NO DESEADOS POR LOS ESFUERZOS GEOMECAacuteNICOS
E HIDRAacuteULICOS A LOS QUE SE SOMETERAacute EL POZO 259
143- PREDICCIOacuteN DE LOS POTENCIALES CAMBIOS DE REQUERIMIENTOS
FUNCIONALES A LOS QUE SOMETERAacute EL POZO 260
144- RE-CONCEPTUALIZACIOacuteN DEL POZO 260
145- PREDICCIOacuteN DE LA RUTINA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO 261
xxvi
CAPITULO 15- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO
151- PREDICCIOacuteN DE LAS INTERVENCIONES DEBIDO A REQUERIMIENTOS
MECAacuteNICOS 263
CAPITULO 16- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN
161- FLUJOGRAMA POR ACTIVIDAD DE LA OPERACIOacuteN 266
1611- INGENIERIacuteA DE CONSTRUCCIOacuteN 267
1612- PROCURA 267
1613- CONSTRUCCIOacuteN EJECUCIOacuteN 267
16131- Actividades Previas a La Mudanza 267
16132- Mudanza 267
16133- Construccioacuten de La Seccioacuten Superficial 267
16134- Construccioacuten de La Seccioacuten De Produccioacuten 267
16135- Completacioacuten 267
1614- CIERRE DEL PROYECTO 267
162- PROGRAMACIOacuteN DETALLADA POR ACTIVIDAD CON HITOS
APROBATORIOS POR COMUNIDAD DE CONOCIMIENTO 268
1621- MUDANZA 268
16211- Recursos requeridos para el logro del objetivo 268
16212- Responsabilidades del equipo de trabajo 268
16213- Puntos de atencioacuten 268
16224- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la mudanza de la
localizacioacuten CS-54 269
1622- SECCIOacuteN SUPERFICIAL 269
16221- Recursos requeridos para el logro del objetivo 269
16222- Responsabilidades del equipo de trabajo 270
16223- Puntos de atencioacuten 270
16224- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de superficie
xxvii
de la localizacioacuten CS-54 270
1623- SECCIOacuteN DE PRODUCCIOacuteN 270
16231- Recursos requeridos para el logro del objetivo 270
16232- Responsabilidades del equipo de trabajo 271
16233- Puntos de atencioacuten 271
16234- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de produccioacuten
de la localizacioacuten CS-54 271
1624- COMPLETACIOacuteN 272
16231- Recursos requeridos para el logro del objetivo 272
16232- Responsabilidades del equipo de trabajo 272
16233- Puntos de atencioacuten 272
16234- Distribucioacuten de tiempo y costo correspondiente a la fase de
completacioacuten de la localizacioacuten CS-54 272
1625- ANAacuteLISIS DEL PROCESO DE PERFORACIOacuteN 273
16251- Tiempo 273
16252- Costo 274
163- REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS Y MATERIALES (PLAN LOGIacuteSTICO) 275
1631- HOYO DE SUPERFICIE 275
1632- HOYO DE PRODUCCIOacuteN 276
164- ESTRUCTURAS DE RECURSOS COMPETENCIAS REQUERIDAS Y ROLES 278
165- PLAN DE SEGURIDAD HIGIENE Y AMBIENTE (SHA) 279
CAPITULO 17- ANAacuteLISIS DE RENTABILIDAD
171- ESTABLECER ESTRUCTURA DE COSTO DEL PROYECTO 284
172- PLAN DE DESEMBOLSOS 285
173- ANAacuteLISIS DE RIESGO Y AacuteRBOLES DE DECISIOacuteN 286
1731- SOPORTE A LA PREDICCIOacuteN DE PROBLEMAS POTENCIALES Y PLANES
DE CONTINGENCIA 286
174- DIAGRAMA DE ARANtildeA Y TORNADO 290
1741- DIAGRAMA ARANtildeA 292
xxviii
1742- DIAGRAMA TORNADO 293
175- COSTO DE GENERACIOacuteN DE POTENCIAL 294
CONCLUSIONES 295
RECOMENDACIONES 297
LOGROS ALCANZADOS 298
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 299
NOMENCLATURAS Y SIacuteMBOLOS 301
GLOSARIO DE TEacuteRMINOS 305
APEacuteNDICES
APEacuteNDICE A- INFORME TEacuteCNICO DE LA PROPUESTA DE PERFORACIOacuteN 312
APEacuteNDICE B- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTOS Y DE POZO 368
APEacuteNDICE C- INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS 391
APEacuteNDICE D- INFORME DIRECCIONAL Y DE COLISIOacuteN DEL POZO GF-159 400
APEacuteNDICE E- PROGRAMACIOacuteN DEL POZO GF-159 (PROJECT) 412
APEacuteNDICE F- COSTOS BASADOS EN ACTIVIDADES 417
APEacuteNDICE G- RESUMEN DE PERFORACIOacuteN POZO GF-159 427
INTRODUCCIOacuteN
1
Un proyecto se concibe como un proceso destinado a transformar o desarrollar una idea
en un producto determinado a partir de una secuencia ordenada de pasos
La planificacioacuten dentro de un proyecto promueve acciones consistentes integradas y
definidas que ayudan a preveer crisis y evitar errores asegurando mediante acciones bien
definidas y analizadas la economiacutea del proyecto suministrando bases para el control fiacutesico
y financiero
La ejecucioacuten de un proyecto involucra el desembolso de dinero y la integracioacuten de capital
humano Por lo que una adecuada planificacioacuten basada en una metodologiacutea confiable y
probada aguas arriba del proyecto garantizaraacute su eacutexito
La perforacioacuten de un pozo petrolero se puede considerar un proyecto de alta criticidad
debido a los esfuerzos econoacutemicos y humanos que son necesarios movilizar e integrar
para su ejecucioacuten Una mala planificacioacuten bastaraacute para no alcanzar los objetivos
propuestos
La metodologiacutea Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten (VCD) surge como solucioacuten a
la necesidad de involucrar todas las partes que intervienen dentro del proyecto ya que
permite bajo un esquema de trabajo detallado y eficiente generar portafolios de
proyectos con anticipacioacuten garantizando el eacutexito volumeacutetrico y mecaacutenico de los pozos
Esta metodologiacutea nace considerando las mejores praacutecticas de las empresas de clase
mundial mediante un anaacutelisis comparativo que determinoacute la urgencia y relevancia que
tiene la definicioacuten en la planificacioacuten de los proyectos
En la fase de visualizacioacuten se consideran las opciones que realmente podriacutean satisfacer las
necesidades propuestas La fase conceptualizacioacuten analiza la factibilidad de cada una de
las opciones visualizadas y genera una clasificacioacuten de acuerdo a su poder ser Finalmente
en la fase definicioacuten se disentildea cada una de las estrategias y procedimientos que rigen el
INTRODUCCIOacuteN
2
proyecto para ser ejecutado conforme al presupuesto asignado obtenido en funcioacuten de
las fases anteriores
Esta concepcioacuten permite a PDVSA asignar los recursos apropiados en el momento
adecuado basados en los requerimientos de maacutes alta calidad Asiacute mismo bajo la
metodologiacutea se pueden reconocer y descartar los proyectos de perforacioacuten de pozos
donde el nivel de definicioacuten no alcanza el miacutenimo requerido y su valor agregado no resulte
atractivo a partir de los indicadores econoacutemicos
Dentro de esta perspectiva se desarrolloacute el programa de Construccioacuten y Mantenimiento de
un pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 del campo Guafita con el fin de
incrementar el potencial de la Unidad de Explotacioacuten Apure perteneciente al Distrito Sur
de PDVSA-EPM implementando la metodologiacutea VCD
CAPITULO I- PROYECTO
PROYECTO
4
11- GENERALIDADES
Todo proyecto consiste de un conjunto ordenado de acciones que tienden a realizar un
determinado fin Sea sencillo o complejo todo proyecto tiene un inicio y un fin definidos
en el tiempo y se conciben como una secuencia de actividades tendientes a buscar
analizar y coordinar un conjunto de informaciones y datos que justifiquen seguacuten ciertos
criterios su ejecucioacuten
El proyecto se concibe como un proceso destinado a transformar una idea en un producto
terminado es decir el proyecto se define por un objetivo a alcanzar en un cierto tiempo y
con un presupuesto determinado Los proyectos presentan ciertas caracteriacutesticas
comunes tales como
Son finitos en el tiempo esto es el conjunto de actividades definidas para la obtencioacuten
de una finalidad se situacutean entre un inicio y un fin especificados
Son esfuerzos singulares en el sentido de que las acciones que los definen no son ni
repetitivas ni homogeacuteneas
Son sistemas complejos es decir son entidades complejas compuestas por elementos
fiacutesicos (materiales maquinas personas) y abstractos (datos informes notas
procedimientos)
Los elementos que integran un proyecto estaacuten relacionados entre siacute estructurados de
manera que el sistema constituye una unidad
Son entidades activas en el sentido de que todo proyecto realiza una funcioacuten o
efectuacutea un proceso o varias funciones o procesos independientes que operan sobre
ciertas entradas o insumos del proyecto dando por resultado determinadas salidas o
productos del mismo
PROYECTO
5
Gerencia de Proyectos de IngenieriacutealdquoStakeholdersrdquo de un Proyecto
ESTADO
CONSULTORES
FINANCISTAS
SUPLIDORES
CONTRATISTAS
SINDICATOS
DUENtildeO
CLIENTE
Buen uso delos recursos
limitados
CALIDAD INTEGRALEspecificaciones
TIEM
PO IDE
AL
Cron
ograma
COSTO ADECUADO
Presupuesto
ESTADO
CONSULTORES
FINANCISTAS
SUPLIDORES
CONTRATISTAS
SINDICATOS
DUENtildeO
CLIENTE
Buen uso delos recursos
limitados
CALIDAD INTEGRALEspecificaciones
TIEM
PO IDE
AL
Cron
ograma
COSTO ADECUADO
Presupuesto
Buen uso delos recursos
limitados
CALIDAD INTEGRALEspecificaciones
TIEM
PO IDE
AL
Cron
ograma
COSTO ADECUADO
Presupuesto
Buen uso delos recursos
limitados
CALIDAD INTEGRALEspecificaciones
TIEM
PO IDE
AL
Cron
ograma
COSTO ADECUADO
Presupuesto
Todo proyecto obedece a ciertos propoacutesitos que determinan la composicioacuten
estructuracioacuten y accioacuten del sistema En otras palabras los proyectos se disentildean
construyen y operan con vista a objetivos bien especiacuteficos sus salidas o productos
deben responder a los mismos
Debe ser limitado para ser susceptible al anaacutelisis Las fronteras quedan definidas al
especificarse los componentes del mismo ya sea enunciaacutendolas expliacutecitamente o
dando caracteriacutesticas distintivas al proyecto
En el siguiente esquema se pueden observar las partes involucradas en un proyecto
Figura 11 Partes de un Proyecto
PROYECTO
6
12- ALCANCE DE UN PROYECTO
El alcance de un proyecto identifica e incluye todo el trabajo requerido para completarlo
exitosamente
Para definir el alcance de un proyecto es necesario conocer
Objetivo del proyecto
Justificacioacuten del proyecto
Descripcioacuten de productos principales
Lista de sub-productos a ser entregados
Restricciones preferencias del cliente
Suposiciones
Informacioacuten histoacuterica [1]
13- PLANIFICACIOacuteN DE UN PROYECTO
La planificacioacuten es el proceso de anaacutelisis para estructurar el proyecto partiendo de un
objetivo uacutenico acompantildeado de todas las actividades ordenadas loacutegicamente indicando
todos los productos solicitados y asignando los responsables en funcioacuten de las estrategias
de ejecucioacuten acordadas con el fin de completar el proyecto en tiempo [1]
La planificacioacuten de proyecto es el medio maacutes importante para
Organizar y decidir el trabajo
Asignar y definir responsabilidades
Integrar los trabajos de las organizaciones involucradas en el proyecto
Establecer sistemas eficientes de comunicacioacuten
Establecer tiempo de inicializacioacuten y finalizacioacuten
Manejar sucesos y cambios inesperados
PROYECTO
7
Proporcionar bases para la delegacioacuten de actividades
Proporcionar las bases para el control presupuestario y financiero
Establecer bases para el auto anaacutelisis y el aprendizaje [2]
131- Ventaja de la Planificacioacuten
Promueve acciones consistentes integradas y definidas
Ayuda a prever crisis y evitar errores
Asegura la economiacutea del proyecto con acciones decididas
Suministra las bases para el control fiacutesico y financiero
132- Limitaciones de la Planificacioacuten
Seguridad en las previsiones La mayoriacutea de los planes estaacuten basados en un conjunto
de condiciones supuestas y solo seraacuten uacutetiles en la medida que eacutestas demuestren ser
correctas
Repeticioacuten de problemas similares Las poliacuteticas y procedimientos son por naturaleza
propia uacutenicamente uacutetiles siempre que una actividad se repita una y otra vez No se
adaptan bien a la ejecucioacuten de proyectos por lo que hay que utilizar viacuteas alternas ante
situaciones operativamente cambiantes
Tendencias hacia la inflexibilidad El establecimiento de programas anticipados tiende
a hacer inflexible a la gerencia Cuanto maacutes estrechos y detallados sean mayor seraacute la
inflexibilidad
Costo de la planificacioacuten La planificacioacuten es costosa y a veces sus ventajas no
justifican el gasto incurrido
PROYECTO
8
Gerencia de Proyectos de IngenieriacuteaFases de un Proyecto
FASE
CONCE
PTUAL
FASE
PLANIF
ICACI
OacuteN
FASE
EJEC
UCI
OacuteN
FASE
TER
MIN
ACI
OacuteN
TIEMPO
ESFU
ERZ
O
5 20 60 15
FASE
CONCE
PTUAL
FASE
PLANIF
ICACI
OacuteN
FASE
EJEC
UCI
OacuteN
FASE
TER
MIN
ACI
OacuteN
TIEMPO
ESFU
ERZ
O
FASE
CONCE
PTUAL
FASE
PLANIF
ICACI
OacuteN
FASE
EJEC
UCI
OacuteN
FASE
TER
MIN
ACI
OacuteN
TIEMPO
ESFU
ERZ
O
5 20 60 15
14- FASES DE UN PROYECTO
Un proyecto se divide en cuatro fases principales las cuales se presentan en la graacutefica de
esfuerzo versus tiempo mostrado en la figura 12 donde se observa el porcentaje de los
recursos totales que se asignan en cada fase[2]
141- Fase Conceptual
Nace la idea
Se formula el proyecto al analizar los puntos clave
Se toma la decisioacuten de iniciar las actividades del proyecto
Se establecen las metas
Se hacen los principales nombramientos y asignaciones de recursos
Producto Esquema de Proyecto [2]
Figura 12 Esfuerzos vs Tiempo
PROYECTO
9
142- Fase Planificacioacuten
Se define el tipo de organizacioacuten
Se define el Plan del Proyecto y el Programa para la Fase de Ejecucioacuten
Se definen los objetivos actividades tareas y recursos del proyecto
Se constituye el equipo del proyecto
Producto Plan de Ejecucioacuten del Proyecto (PEP) [2]
143- Fase Ejecucioacuten
Se ejecutan los trabajos principales del proyecto
diams Disentildeo
diams Desarrollo
diams Construccioacuten
diams Produccioacuten
diams Pruebas
diams Se consumen la mayor cantidad de recursos del proyecto
Producto Activo (Bien) o Servicio [2]
144- Fase Completacioacuten
Terminacioacuten de las actividades
Cierre de los contratos
Se transfieren los recursos y compromisos a otras organizaciones
Se hace la puesta en marcha
Producto Cierre Administrativo del Proyecto e Informe Post-Mortem [2]
La Gerencia de Proyecto es la encargada de visualizar establecer las prioridades ubicarlas
en un espacio y tiempo determinado con la finalidad de ejecutar el proyecto en el menor
tiempo costo oacuteptimo y con la calidad requerida bajo un ambiente de trabajo seguro y
armoacutenico
PROYECTO
10
Clase V
Clase IV
Clase III
Clase II
Clase I
IDEAS CONCEPTUALES
BAJA INCERTIDUMBRE
ALTA INCERTIDUMBRE
INGENIERIacuteA COMPLETA
Figura 13- Relacioacuten entre Estimados de Costos y Fases de un Proyecto
15- ESTIMADOS DE COSTOS DE PROYECTOS Existen diferentes tipos de estimados de costos que estaacuten directamente relacionados con
el desarrollo del proyecto los mismos se pueden apreciar en la figura 13
151- Estimados de Costo Clase V (Orden de Magnitud)
Se utiliza en la planificacioacuten a mediano plazo para establecer si los proyectos reuacutenen los
meacuteritos suficientes para proseguir su desarrollo Este estimado se realiza en la fase inicial
y se basa en una descripcioacuten muy general del proyecto donde la informacioacuten disponible se
limita esencialmente al tipo de proyecto tamantildeo posible ubicacioacuten caracteriacutestica de los
insumos y graacuteficos de produccioacuten preliminares
Los procedimiento de estimacioacuten del costo clase V se basa en datos histoacutericos de costos
que provienen de proyectos similares (extrapolacioacuten estadiacutestica) correlacionada por su
capacidad y corregida por iacutendices de precios y factores de ubicacioacuten geograacutefica
PROYECTO
11
152- Estimado de Costo Clase IV (Conceptual)
Los costos normalmente se obtienen de informacioacuten histoacuterica de la base de datos de
estimaciones Para generar el costo total los estimadores incluiraacuten provisiones especiales
tales como contingencia y riesgo
En la elaboracioacuten de este estimado de costo se ha avanzado poco en el disentildeo las
experiencias del equipo del proyecto solo serviraacuten para seleccionar las opciones que seraacuten
definidas en detalle durante la proacutexima fase [3]
153- Estimados de Costo Clase III (Preliminar)
Se realiza al terminar el 60 de la Ing baacutesica y requiere para su elaboracioacuten
Bases del disentildeo revisadas
Diagramas de flujos revisados
Ubicacioacuten definitiva y seleccioacuten de la opcioacuten oacuteptima
Plano de ubicacioacuten definitiva de equipos y tuberiacuteas
Plano preliminar de flujo e instrumentacioacuten
Planificacioacuten preliminar
Este estimado tambieacuten puede emplear curvas o factores histoacutericos para determinar el
costo de los equipos mayores y del proyecto en general si las cotizaciones de dichos
equipos no estaacuten disponibles[4]
PROYECTO
12
154- Estimados de Costo Clase II (Definitivo)
Este es el estimado maacutes importante debido a que con eacutel se toma la decisioacuten definitiva de
continuar con las fases maacutes costosas del proyecto Para su elaboracioacuten se requiere
Alcance bien definido
Resultados del estimado clase III
Plano definitivo de flujo e instrumentacioacuten
Estudio de impacto ambiental
Estudio de riesgo y seguridad de las condiciones operacionales
Planos y especificaciones de disentildeo de todas las disciplinas involucradas incluyendo la
incorporacioacuten de comentarios y recomendaciones de los estudios anteriores
Cotizaciones de los equipos
Plan maestro de ejecucioacuten
Desde el punto de vista gerencial la relacioacuten costo-beneficio que se obtiene con un costo
clase II es sustancial ya que invirtiendo en el desarrollo no maacutes del 7 del costo total se
reduce hasta un 85 la incertidumbre del proyecto Otro uso que tiene el costo clase II
definitivo es servir de base para comparar las ofertas comerciales presentadas en la
licitacioacuten para la ejecucioacuten conjunta de la Ing de detalle y la construccioacuten [4]
PROYECTO
13
155- Estimado De Costo Clase I (Control)
Corresponde al monto final con el cual se otorgoacute la buena-pro al contratista que ganoacute la
licitacioacuten y se usa para el control de costo de la ejecucioacuten de la Ingenieriacutea de detalle y de
la construccioacuten [4]
La figura 14 relaciona las diferentes fases de un proyecto con sus respectivos estimados
de costos
La evaluacioacuten del grado de definicioacuten o FEL ldquoFront End Loadingrdquo es una revisioacuten que
permite verificar que cada una de las aacutereas de importancia del proyecto se han
desarrollado a un cierto nivel con el propoacutesito de inferir que el proyecto ha sido definido
lo suficiente y por ende determinar que su completacioacuten es viable en forma exitosa de
acuerdo con el alcance y la planificacioacuten prevista [3]
CONCEPTUALIZACIOacuteN DEFINICIOacuteN EJECUCIOacuteN TERMINACIOacuteN
- Definicioacuten del negocio - Anaacutelisis de factibilidad - Estrategias - Ingenieriacutea Conceptual - Ing Baacutesica
Planificacioacuten y Estimacioacuten de costo Clase V
- Plan de Ejecucioacuten -Plan de contratacioacuten- Ing de detalle
Planificacioacuten y Estimacioacuten de costo Clase II
-Permisos -Procurascompra - Construccioacuten - Arranque puesta en marcha
- Finiquito de contrato - Materiales sobrantes- Cierre financieros - Informes Post- Mortem - Beneficios - Experiencias
Figura 14 Ciclo de Vida de un Proyecto
PROYECTO
14
1611- Objetivos del FEL
Garantizar que las necesidades del negocio sean el principal conductor para la
inversioacuten de capital
Asignar roles y responsabilidades a los miembros del equipo de los proyectos
Mejorar la productividad del capital invertido en los proyectos a traveacutes de la utilizacioacuten
de la mejor tecnologiacutea disponible
Minimizar los cambios durante la ejecucioacuten de los proyectos para reducir tiempo y
costos asiacute como mejorar la calidad del producto final [2]
CAPITULO II- VCD
VCD
16
VISUALIZACIOacuteN CONCEPTUALIZACIOacuteN Y DEFINICIOacuteN DE PROYECTOS (VCD)
21- GENERALIDADES
El teacutermino es el equivalente al FEL ldquoFront End Loadingrdquo el cual es una metodologiacutea de
trabajo donde se busca involucrar todos los actores en cada una de las fases de un
proyecto antes de su ejecucioacuten de forma que todos tengan la misma concepcioacuten e idea de
lo que se requiere Este esquema de trabajo es el resultado de la adopcioacuten de las mejores
praacutecticas originadas de los anaacutelisis comparativos realizados por intermedio del IPA
ldquoIndependent Project Anaacutelisisrdquo la cual es una institucioacuten que agrupa a 13 empresas liacutederes
a nivel mundial (Exxon-Mobil BP Amoco etc) donde se determinoacute la importancia y
urgencia de evaluar los grados de definicioacuten y complejidad de los proyectos para la toma
de decisiones Este esquema de trabajo se ha venido tratando de implantar en la
organizacioacuten de Perforacioacuten y Subsuelo desde Enero de 2000 (ver figura 21)
Figura 21- Implantacioacuten del VCD
Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten Definicioacuten Ejecucioacuten Operacioacuten
VCD - ldquoFront End Loadingrdquo
UEYUEY((MIYAMIYA--MIPMIP))
LICLIC
VISUALIZACIOacuteNVISUALIZACIOacuteNDE CONSTRUCCIOacuteNDE CONSTRUCCIOacuteN
DE POZOSDE POZOS
CONTRATISTASCONTRATISTAS
IDENTIFICARY VISUALIZARPROYECTOS
SELECCIOacuteN CONCEPTOANAacuteLISIS DE OPCIONES
Y MEJOR ESTIMADO
DEFINICIOacuteN ALCANCE PROPUESTA DE EJECUCIOacuteN CONPRESUPUESTO
IMPLANTACIOacuteNDEL PROGRAMAHASTA FASE DECOMPLETACIOacuteN
PRUEBAS DEOPERACIOacuteN Y
ENTREGA
Perforar Operar
VV IIIIII II
REQUERIMIENTOSREQUERIMIENTOSFUNCIONALESFUNCIONALES
INGINGCONCEPTUALCONCEPTUAL
INGINGDETALLEDETALLE
Prediccioacutende Costos
Part
icip
acioacute
n R
elat
iva
Part
icip
acioacute
n R
elat
iva
Anaacutelisis deOperacioacutenMantenimientoConstruccioacutenRentabilidad
APROBACIOacuteNAPROBACIOacuteNEJECUCIOacuteNEJECUCIOacuteN
COMPLETACIOacuteNCOMPLETACIOacuteNMECAacuteNICAMECAacuteNICA
INGINGBAacuteSICABAacuteSICA
MESA DE TRABAJO
30-40
IIIIIVIV
Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten Definicioacuten Ejecucioacuten Operacioacuten
VCD - ldquoFront End Loadingrdquo
UEYUEY((MIYAMIYA--MIPMIP))
LICLIC
VISUALIZACIOacuteNVISUALIZACIOacuteNDE CONSTRUCCIOacuteNDE CONSTRUCCIOacuteN
DE POZOSDE POZOS
CONTRATISTASCONTRATISTAS
IDENTIFICARY VISUALIZARPROYECTOS
SELECCIOacuteN CONCEPTOANAacuteLISIS DE OPCIONES
Y MEJOR ESTIMADO
DEFINICIOacuteN ALCANCE PROPUESTA DE EJECUCIOacuteN CONPRESUPUESTO
IMPLANTACIOacuteNDEL PROGRAMAHASTA FASE DECOMPLETACIOacuteN
PRUEBAS DEOPERACIOacuteN Y
ENTREGA
Perforar Operar
VV IIIIII II
REQUERIMIENTOSREQUERIMIENTOSFUNCIONALESFUNCIONALES
INGINGCONCEPTUALCONCEPTUAL
INGINGDETALLEDETALLE
Prediccioacutende Costos
Part
icip
acioacute
n R
elat
iva
Part
icip
acioacute
n R
elat
iva
Anaacutelisis deOperacioacutenMantenimientoConstruccioacutenRentabilidad
APROBACIOacuteNAPROBACIOacuteNEJECUCIOacuteNEJECUCIOacuteN
COMPLETACIOacuteNCOMPLETACIOacuteNMECAacuteNICAMECAacuteNICA
INGINGBAacuteSICABAacuteSICA
MESA DE TRABAJO
30-40
IIIIIVIV
VCD
17
El VCD esta inmerso en el Modelaje Integral de Yacimientos (MIYA) y la Metodologiacutea
Integral de Productividad (MIP) como parte de un equipo multidisciplinario que define el
portafolio de candidatos a ser jerarquizado por cada Unidad de Explotacioacuten de
Yacimientos (UEY) Es parte de los equipos naturales de trabajo que desde el Centro de
Excelencia del Distrito mancomuna esfuerzos dentro de la (UEY) Al mismo tiempo se
establece como puente de enlace con la organizacioacuten ejecutora (Gerencia de Perforacioacuten
del Distrito) y se hace responsable de todos y cada uno de los proyectos-candidatos que
conforman el portafolio los cuales a su vez deben ser aprobados por la Gerencia de ldquoUEYrdquo
estableciendo acuerdos de servicios con la Gerencia de Perforacioacuten del Distrito (ver figura
22)
Centro de Excelencia de Perforacioacuten
Produccioacuten(MIP)
Operaciones Integradas
Pozos-Superficie
Gerente Unidad de Explotacioacuten de YacimientosGerente Unidad de Explotacioacuten de Yacimientos
PlanificacioacutenGestioacuten SHA
bull Modelo estaacutetico bull Modelo dinaacutemico bull Seleccioacuten de localizaciones bull Informacioacuten oficial de reservas bull Estrategia explotacioacuten bull Monitoreo del yacimiento
bull Modelo estaacutetico bull Modelo dinaacutemico bull Seleccioacuten de localizaciones bull Informacioacuten oficial de reservas bull Estrategia explotacioacuten bull Monitoreo del yacimiento
bull Monitoreo y optimizacioacuten de pozos y procesos de superficiebull Seleccioacuten de candidatos para incrementar productividad (RARC estimulac etc )bull Monitoreo de los costos CAPEX y OPEX asociados al plan de explotacioacuten
bull Monitoreo y optimizacioacuten de pozos y procesos de superficiebull Seleccioacuten de candidatos para incrementar productividad (RARC Estimulac etc )bull Monitoreo de los costos CAPEX y OPEX asociados al plan de explotacioacuten
bull Disentildeo del programa de actividades en pozos y procesos de superficie asociado con la propuesta integral ( VCD ) para optimizar explotacioacuten de los yacimientos bull Contratos con Perforacioacuten Ingenieriacutea y Mantenimiento
bull Disentildeo del programa de actividades en pozos y procesos de superficie asociado con la propuesta integral ( VCD ) para optimizar explotacioacuten de los yacimientos bull Contratos con Perforacioacuten Ingenieriacutea y Mantenimiento
Mesas Integradas de Productividad y Construccion y Mantenimiento de Pozos
Mesa 1 Mesa 1 Mesa n Mesa n
Yacimientos (MIYA)
Cada mesa o equipo multidisciplinario estaacute orientado a un yacimiento o campo con medicioacuten de petroacuteleo gas agua y electricidad certificada por Coordinacioacuten Operacional y con Contratos de Rendimiento con organizaciones habilitadoras
Perforacioacuten yRehabilitacioacuten
(VCD )
Figura 22- Mesas Integradas
VCD
18
22- ORGANIZACIOacuteN DEL VCD
El VCD reside en los Centros de Excelencia y participa activamente en las salas MIYA y
MIP En estas salas donde se definen los proyectos de pozos a ser perforados y los pozos
a ser rehabilitados el Liacuteder de VCD del Distrito tiene dos aacutereas de trabajo el VCD-D que
trabaja en la definicioacuten del portafolio del siguiente antildeo y el VCD-VC en la del portafolio del
plan de negocios El aacuterea de VCD-D posee dos equipos de trabajo conformados por
ingenieros de disentildeo dos (2) para cada UEY (uno de perforacioacuten y uno de rehabilitacioacuten)
el de perforacioacuten estaacute inmerso en la sala MIYA de la UEY respectiva y el de rehabilitacioacuten
estaacute inmerso en la sala MIP de la UEY respectiva Estos ingenieros provienen de la
Gerencia de Perforacioacuten del Distrito y son asignados al VCD del distrito para trabajar en la
definicioacuten del portafolio del antildeo proacuteximo Es importante destacar que el producto
generado por el VCD en el Centro de Excelencia del Distrito es al final del diacutea
responsabilidad del liacuteder de la mesa respectiva ante el Gerente de la UEY En cuanto al
aacuterea de VCD-VC tiene la responsabilidad de participar en la generacioacuten del portafolio del
plan de negocios del distrito (ver figura 23)
Centro de Excelencia de Perforacioacuten
Modelo de Relaciones - VCD
VCDD
VCDVCDDD
VCDVCDPDDPDD
Centro deCentro deExcelencia - DistritoExcelencia - Distrito
1er Antildeo del Plan de Negocios 1er Antildeo del Plan de Negocios
VCDVC
VCDVCDVCVC
YacYacProdProd
YacYac
MIP MIYA
MIP MIYA
UEYUEYUEYUEY PEP PDD
UEY UEY PEP PEP PDD PDD
Plan de Negocios Plan de Negocios
IngIng
Esp Tec EspTec
INTEVEP INTEVEP
PGOPGOProdProd
Pozos con IB y Certificacioacuten
Ing Ing
Asignacioacuten de Ing Diseno
Esp Tec Esp Tec
INTEVEP INTEVEP
SubsueloSub
sueloPlan Plan
Tecnoloacutegico Tecnoloacutegico a mediano a mediano
plazo plazo
Perforaci oacute n Distrito
Perforaci oacute n Distrito Crear nuevas
realidades
Ejecucioacuten
Figura 23- Modelo de Relaciones VCD (1)
VCD
19
El VCD debe hacerse entre los meses de enero y julio para la generacioacuten del portafolio del
antildeo siguiente lo cual implica que todos los pozos de este portafolio deberaacuten tener
Ingenieriacutea Baacutesica completa Para ello se tendriacutea que haber culminado para cada pozo el
anaacutelisis de las meacutetricas de yacimiento y no se deberaacute realizar ninguacuten tipo de ingenieriacutea si
antes no se ha alcanzado el nivel de definicioacuten miacutenima (a ser determinado dentro del MIP
en el caso de los pozos a ser rehabilitados) El VCD-VC es quien genera el plan tecnoloacutegico
enmarcado dentro del portafolio de oportunidades y plan de negocios (ver figura 24)
Centro de Excelencia de Perforacioacuten
VCD Regioacuten
Perforacioacuten Distrito
CE Distrito
ANtildeO CORRIENTE
Conceptual
Ing Baacutesica
Ing Detalle
D
Plan de Negocios
Antildeo 0
Plan de Negocios
Antildeo 0 Planific
UEY- Distrito
VCD Distrito
Dic Mar Jun Sep
Plan - Presupuesto
Jul
ANtildeO PLAN Dic Mar Jun Sep Jul
Conceptual
Ing Baacutesica
Ing Detalle D
Plan deNegocios
Antildeo 1
Plan deNegocios
Antildeo 1
Plan - Presupuesto
P D F C T OEjecucioacuten
Visualizacion
Modelo de Relaciones - VCD
Figura 24- Modelo de Relaciones-VCD (2)
CAPITULO III- PEFORACIOacuteN DIRECCIONAL
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
21
FUNDAMENTOS DE PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
31- GENERALIDADES
La perforacioacuten direccional comenzoacute como una teacutecnica alternativa a diversos problemas que
se presentaban durante la perforacioacuten de un pozo vertical La peacuterdida de la tuberiacutea en el
fondo o cualquier otro elemento que causa la obstruccioacuten irremediable del hoyo requeriacutea
un procedimiento que permitiera continuar con la construccioacuten del pozo perdiendo solo la
seccioacuten obstruida Partiendo inicialmente de procedimientos de planificacioacuten que fueron
maacutes un arte que una ciencia basados en observaciones empiacutericas y comportamiento
histoacuterico de las diferentes herramientas usadas en el taladro Posteriormente a esta etapa
la perforacioacuten direccional fue desarrollaacutendose en la medida que se fueron conociendo los
diferentes escenarios de su aplicabilidad [5]
32- APLICACIONES COMUNES DE LA PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
Localizaciones Inaccesibles son aquellas aacutereas a perforar donde se encuentra alguacuten
tipo de instalacioacuten edificacioacuten (parques casas etc) o donde el terreno por sus
condiciones naturales (lagunas riacuteos montantildeas etc) hacen difiacutecil su acceso en
superficie tales como el aacuterea urbana de Cabimas Tamare la zona agriacutecola de
Bachaquero y las playas de los yacimientos costaneros de la Costa Boliacutevar en el Estado
Zulia (ver figura 31)
Figura 31- Localizacioacuten Inaccesible
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
22
Mayor contacto con zonas productoras Consiste en atravesar un yacimiento de varias
arenas con un mismo pozo caso cuando el yacimiento tiene alto buzamiento y esta
dividido por capas impermeables Tambieacuten se incluye la perforacioacuten horizontal en
yacimientos de buzamiento bajo (figura 32)
Desviacioacuten de un Hoyo Perforado Originalmente Es el caso de un pozo en proceso de
perforacioacuten que no marcha seguacuten la trayectoria programada bien sea por problemas
operacionales o fenoacutemenos inherentes a las formaciones atravesadas Tambieacuten pozos
ya perforados a los cuales se le desea abandonar el hoyo viejo por diversos problemas
relacionados a la produccioacuten tales como produccioacuten de fluidos indeseables arena
pescados y otros
Ademaacutes de estas aplicaciones la perforacioacuten direccional es utilizada para la construccioacuten
de pozos multilaterales o los llamados pozos multibrazos pozos en direcciones que eviten
atravesar zonas de alto riesgo operacional como bolsas de gas y domos de sal incluso
Figura 32- Aumento de la seccioacuten productora
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
23
para perforar pozos verticales menos desviados es decir con control estricto de su
desviacioacuten
33- PLANIFICACIOacuteN ASOCIADA A POZOS DIRECCIONALES
Los primero que hay que establecer es que hasta la perforacioacuten de un simple pozo
vertical envuelve la participacioacuten de muacuteltiples disciplinas
Un observador puede pensar que la planificacioacuten de un pozo direccional requiere solo un
poco de geometriacutea adicional a los aspectos de disentildeo de un pozo convencional sin
embargo esto eacutesta lejos de la realidad por el contrario casi todos eacutestos aspectos de
disentildeo de un pozo direccional estaacuten subordinados a las caracteriacutesticas del plan
direccional [5]
Hoy en diacutea existen varios programas (software) que prestan asistencia teacutecnica en el disentildeo
del plan direccional Sin embargo la efectividad de eacutestos estaraacute asociada a su aplicacioacuten
para lo cual se requiere un entendimiento pleno de los principios en los cuales se basan
Las variables fundamentales que participan en el disentildeo de la trayectoria del pozo son (1)
La localizacioacuten del punto de superficie es decir donde se ubicaraacute el cabezal del pozo y
(2) la localizacioacuten del objetivo es decir donde se ubican los intervalos productores Sin
embargo existen otras variables que tambieacuten poseen un impacto significativo en el plan
direccional elegido aacutengulos maacuteximos de inclinacioacuten para asegurar la estabilidad el hoyo
limitaciones para construccioacuten del aacutengulo deseado necesidades facilidades de produccioacuten
y tecnologiacuteas aplicable en la completacioacuten etc
A continuacioacuten se muestra un plan direccional que corresponde un perfil de
construccioacutenmantenimientocaiacuteda de aacutengulo de construccioacuten perteneciente a un pozo
direccional tipo ldquoSrdquo sencillo Como se muestra en la figura 33
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
24
331- Tipo Tangencial (ldquoJrdquo)
La desviacioacuten deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta misma
desviacioacuten inicial se mantiene constante hasta la profundidad total Este tipo de desviacioacuten
es aplicable a arenas de poca profundidad donde el valor del aacutengulo de desviacioacuten no
seraacute muy grande y no se requiere revestimiento intermedio hasta despueacutes de perforado el
hoyo completo
Este tipo de pozo direccional presenta muchas ventajas tales como
Configuracioacuten de curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo
Aacutengulo de inclinacioacuten moderado
Generalmente punto de arranque somero
Figura 33- Pozo inclinado tipo ldquoSrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
25
Figura 34- Pozo inclinado tipo ldquoJrdquo sencillo y su terminologiacutea baacutesica
Ademaacutes los pozos de este tipo por tener menor riesgo de pegamiento de tuberiacutea y por las
caracteriacutesticas que tienen son aplicados con frecuencia con taladros convencionales en
operaciones de tierra yo lago tal como se muestra en la figura 34
Adicionalmente en la figura 35 se muestra el mismo esquema para un pozo horizontal
aunque en eacuteste caso corresponde a una secuencia de construccioacuten mantenimiento
construccioacuten mantenimiento de aacutengulo
Figura 35- Esquema de construccioacuten y mantenimiento de aacutengulo
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
26
34- FACTORES DE DISENtildeO
Los factores de completacioacuten y las consideraciones de drenaje del yacimiento (distancia
entre pozos) son consideraciones importantes en el disentildeo del pozo Fracturamiento
empaque con grava completacioacuten en formaciones no consolidadas equipos de
levantamiento entre otros pueden limitar la inclinacioacuten final del pozo dentro del
yacimiento o quizaacutes se requiera una trayectoria final vertical o cercana a eacutesta Estas
condiciones aplican tambieacuten en yacimientos con varias capas en donde se requiere que la
trayectoria final sea horizontal para proveer un mayor contacto con el yacimiento y
consecuentemente la mayor tasa de produccioacuten posible
En pozos horizontales una determinacioacuten correcta de la TVD minimizaraacute la conificacioacuten de
gas o la alta produccioacuten de agua Por otro lado una TVD incorrecta puede generar
construir el pozo en agua en gas o incluso errar completamente la arena objetivo Se
hace evidente que la posicioacuten en el disentildeo del punto de superficie el punto de desviacuteo la
longitud nuacutemero y orientacioacuten de las secciones de construccioacuten de aacutengulo asiacute como la
longitud y direccioacuten de la seccioacuten tangente son las que en conjunto determinan la
profundidad del pozo Por lo cual es necesario que eacutestos se conjuguen para establecer un
disentildeo que busque el objetivo con el menor error posible y a su vez cumplir con los
requerimientos de los otros factores inherentes al pozo
35- EVOLUCIOacuteN DE LAS HERRAMIENTAS DIRECCIONALES
Ninguna otra tecnologiacutea relacionada con la construccioacuten de pozos de petroacuteleo ha
evolucionado tan raacutepido como la referida a las herramientas direccionales conocidas como
MWD (Medicioacuten mientras se perfora) LWD (Corrida de registros mientras se perfora) Al
comienzo de la historia en los campos petroleros los perforadores y los geoacutelogos debatiacutean
contra condiciones adversas hasta para mantener el pozo verticalizado lo cual es solo un
reflejo de los grandes problemas asociados a la perforacioacuten de esa eacutepoca Sin embargo
no fue sino hasta que los avances en los componentes electroacutenicos las ciencias de los
materiales y la tecnologiacutea en bateriacuteas hizo posible las mediciones en la mecha y su
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
27
transmisioacuten a la superficie lo cual permitioacute superar los inconvenientes presentados por los
pioneros de la actividad petrolera [5]
Las mediciones con ldquosingle shotsrdquo (Herramienta que mide la orientacioacuten mediante la
determinacioacuten del ldquoazimuthrdquo y la inclinacioacuten en un punto) utilizaban mucho tiempo de
taladro debido a la necesidad de sacar la sarta de perforacioacuten mientras se toma la
medida gracias a esto la MWD fue ganando popularidad y aceptacioacuten
Al inicio de la deacutecada de los ochenta se median paraacutemetros sencillos de la formacioacuten a
traveacutes de herramientas que se corriacutean con guaya fina tales como resistividad normal y
mediciones de gamma ray Hacia finales de los ochenta se incorporaron mediciones maacutes
avanzadas de los paraacutemetros de la formacioacuten con herramientas que usaban memoria
ubicadas en el ensamblaje de fondo Poco despueacutes las mediciones de resistividad de 2
MHz la porosidad neutroacuten y la densidad del rayo gama fueron transmitidas a la superficie
en tiempo real Los cuales en paralelo con el avance de las mediciones de telemetriacutea
usado en los sistemas MWD y en los motores de fondo fueron haciendo a la perforacioacuten
horizontal maacutes accesible y comuacuten
351- MWD ldquoMeasurement While Drillingrdquo (Medicioacuten mientras se perfora)
Aunque en la actualidad muchas mediciones son realizadas mientras se perfora el teacutermino
MWD es comuacutenmente usado para referirse a las mediciones realizadas en el fondo del
hoyo con dispositivos electromecaacutenicos con el objetivo de establecer la localizacioacuten exacta
del ensamblaje de fondo BHA La capacidad de enviar a la superficie la informacioacuten
adquirida mientras se perfora es relativa a la definicioacuten propia del tipo de herramienta Los
meacutetodos de telemetriacutea han tenido problemas para enviar grandes cantidades de
informacioacuten a la superficie por lo cual dependiendo de la definicioacuten las MWD poseen
como componentes memorias las cuales son recuperadas cuando la herramienta retorna a
superficie Todos los sistemas MWD poseen baacutesicamente tres subcomponentes mayores
dentro de su configuracioacuten El Sistema de Poder los Sensores Direccionales y el Sistema
de Telemetriacutea
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
28
3511- Sistema de Poder
El sistema de poder de una MWD estaacute dividido en dos tipos bateriacutea y turbina con el
objetivo de hacer menos dependiente a la herramienta de la circulacioacuten de lodo o durante
condiciones intermitentes de flujo en el hoyo
Las bateriacuteas proveen de energiacutea al MWD mientras la circulacioacuten esta detenida Estaacutes son
especialmente necesarias cuando la toma de registros se realiza mientras se saca la
tuberiacutea fuera del hoyo
La segunda fuente de poder de la MWD es la turbina la cual usa la fuerza del fluido de
perforacioacuten que circula Un rotor es colocado en la corriente de fluido y la circulacioacuten es
dirigida dentro de las aspas del rotor el cual estaacute conectado a un alternador La
generacioacuten de energiacutea por el alternador es inmediatamente usada por la MWD
3512- Sistema de Telemetriacutea
Aunque se han dado diversos avances en cuanto a la forma de enviar la data a la
superficie la telemetriacutea del pulso en el lodo es el meacutetodo estaacutendar en las MWD y LWD
comerciales Estos pulsos pueden ser negativos positivos o de ondas continuas El pulso
negativo crea un pulso de presioacuten expulsando una pequentildea cantidad de lodo a alta
presioacuten desde el interior de la tuberiacutea de perforacioacuten hacia el anular El pulso positivo se
forma generando una restriccioacuten momentaacutenea al flujo en la tuberiacutea de perforacioacuten El
sistema de ondas continuas crea un carril de frecuencia que es transmitido a traveacutes del
lodo codificando la data usando cambios de fases en el carril de transmisioacuten Este tipo de
pulso es usado frecuentemente debido a que la generacioacuten de pulsos negativos y
positivos generalmente requiere una caiacuteda de presioacuten considerable a traveacutes del BHA los
cuales reducen la capacidad de limpieza del fluido de perforacioacuten
3513- Sensores Direccionales
Son dispositivos encargados de establecer la posicioacuten del pozo con respecto a un origen
ldquo(surveyrdquo Por la naturaleza de las mediciones que estos sensores realizan estos son
PERFORACIOacuteN DIRECCIONAL
29
afectados por un nuacutemero de efectos que pueden generar localizaciones erroacuteneas del BHA
La localizacioacuten geograacutefica y la componente horizontal del magnetismo de la tierra afectan
la medicioacuten del sensor direccional Las variaciones diurnas en el magnetismo de la tierra y
las variaciones de la interferencia magneacutetica de los mismos componentes de BHA pueden
inducir errores en la direccioacuten medida
352- LWD ldquoLogging While Drillingrdquo (Corrida de registros mientras se perfora)
La LWD es similar a la MWD la diferencia radica en el tipo de mediciones que realiza La
funcioacuten baacutesica de la LWD es determinar los paraacutemetros de la formacioacuten que son
requeridos para identificar el tipo de roca que se estaacute atravesando Las mediciones de la
LWD pueden ser
Registros de Resistividad
Registros de Radiactividad
Registros Acuacutesticos
Su composicioacuten y longitud dependen de las herramientas de medicioacuten que estaacuten incluidas
en el ensamblaje lo cual a su vez es inherente a las mediciones de los paraacutemetros de la
formacioacuten que se necesiten
CAPITULO IV- GEOMECAacuteNICA
GEOMECAacuteNICA
31
GEOMECAacuteNICA
41- GENERALIDADES
La geomecaacutenica es la ciencia que estudia las caracteriacutesticas mecaacutenicas de los materiales
geoloacutegicos que conforman las rocas de la formacioacuten Esta disciplina estaacute basada en los
conceptos y teoriacuteas de mecaacutenica de rocas y suelos que relacionan el comportamiento de
la formacioacuten bajo los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de
perforacioacuten completacioacuten y produccioacuten de pozos La geomecaacutenica utiliza resultados
experimentales de campo y laboratorio conjuntamente con soluciones analiacuteticas para
resolver problemas particulares
42- APLICACIONES GEOMECAacuteNICAS[6]
La geomecaacutenica siempre trata problemas en donde se relacionan los esfuerzos con
resistencia de la formacioacuten Es entonces de esperar que aquellas operaciones de pozos
que afecten y causen dantildeo a la formacioacuten tambieacuten van a tener una gran influencia en el
anaacutelisis de cualquier problema (estabilidad de hoyos arenamiento fracturamiento etc)
Por lo tanto se deben analizar todas las operaciones de pozos que puedan ser negativas
desde el punto de vista de la formacioacuten para luego optimizarlas en funcioacuten de las
caracteriacutesticas de la roca
La magnitud y direccioacuten de los esfuerzos en sitio va a definir la trayectoria de mayor
estabilidad para pozos horizontales y de gran desviacioacuten Estos pozos tendraacuten una mayor
estabilidad si son perforados en la direccioacuten perpendicular al esfuerzo principal menor ya
que este problema de estabilidad se complica debido a que el eje del pozo no coincide con
la direccioacuten del esfuerzo principal mayor Si se puede determinar experimentalmente la
envolvente de falla de la roca de formacioacuten entonces se puede calcular el rango de pesos
de lodo que mantenga la integridad del hoyo
GEOMECAacuteNICA
32
Los problemas de estabilidad pueden existir auacuten despueacutes de la perforacioacuten debido a que
la mayoriacutea de los pozos horizontales son completados a hueco abierto y la reduccioacuten de
las presiones de poros del yacimiento causa un aumento en los esfuerzos efectivos
43- DEFORMACIOacuteN [6]
Cuando un cuerpo es sometido a fuerzas externas este experimenta cambios en relacioacuten
con su configuracioacuten original de aquiacute es posible definir a la deformacioacuten como la relacioacuten
que existe entre la nueva magnitud o forma de un elemento y su configuracioacuten original o
no alterada cuando es sometido a fuerzas externas
44- ESFUERZOS [6]
Se define el esfuerzo como la capacidad de un cuerpo de resistir una carga aplicada en
determinada aacuterea Existen dos tipos de esfuerzos normales y tangenciales
Esfuerzo normal Es la accioacuten de una fuerza que actuacutea perpendicular a la seccioacuten
transversal de un cuerpo a la que se asocia un efecto de tensioacuten o compresioacuten
Esfuerzo tangencial Se define como la componente que tiende a cortar al material es
perpendicular al esfuerzo normal
441- Esfuerzos Geoestaacuteticos [6]
Son los presentes en el interior del suelo producidos por las cargas exteriores aplicadas y
por el peso del propio suelo Este sistema de esfuerzos puede ser bastante complicado
sin embargo existe un caso donde es muy sencillo cuando la superficie del terreno es
horizontal y cuando la naturaleza del suelo variacutea muy poco en esa direccioacuten Este caso se
presenta con mucha frecuencia en suelos sedimentarios en tal caso se denominan
esfuerzos geoestaacuteticos Estos pueden ser verticales y horizontales
GEOMECAacuteNICA
33
Un suelo resultaraacute cada vez maacutes compacto al aumentar la profundidad debido a la
compresioacuten originada por los esfuerzos geoestaacuteticos Al aumentar el espesor de los
sedimentos se produce una compresioacuten vertical del suelo a todos los niveles debido al
aumento del esfuerzo vertical Al producirse la sedimentacioacuten generalmente en una zona
extensa no existe razoacuten por la cual deba ocurrir una compresioacuten horizontal apreciable
442- Esfuerzos Efectivos [6]
Las formaciones geoloacutegicas donde se encuentran los yacimientos estaacuten formadas por
rocas compuestas de granos minerales y poros rellenos de fluidos Debido a la naturaleza
porosa de las rocas eacutestas reaccionan no solo a los esfuerzos totales sino tambieacuten a la
presioacuten de los fluidos en los poros estos uacuteltimos juegan un papel muy importante ya que
ellos soportan parte del esfuerzo total aplicado Solo una porcioacuten del esfuerzo total es
soportada por la matriz de la roca ademaacutes la presencia de un fluido que se puede mover
libremente en la roca porosa introduce un factor dependiente del tiempo a la respuesta
mecaacutenica de la misma
45- COMPORTAMIENTO ESFUERZO-DEFORMACIOacuteN MECANISMOS Y
CRITERIOS DE FALLAS [6]
Un meacutetodo comuacuten para observar el proceso de esfuerzo deformacioacuten es someter a
compresioacuten axial un cilindro de roca Para cualquier carga axial aplicada se miden las
deformaciones laterales radiales y axiales Se grafican los esfuerzos vs las deformaciones
para obtener la curva esfuerzo deformacioacuten para esa muestra Algunas rocas presentan
curvas de esfuerzos vs deformacioacuten de forma lineal hasta llegar a una ruptura o falla
abrupta pero otras rocas pueden presentar un comportamiento menos lineal tal como se
muestra a continuacioacuten en la figura 41 en la cual cuatros regiones pueden ser
clasificadas
GEOMECAacuteNICA
34
En la regioacuten 1 (OA) la cual es ligeramente convexa hacia arriba y en la regioacuten 2 (AB) la
cual se presenta muy cerca de la linealidad el comportamiento es praacutecticamente elaacutestico
En la regioacuten 3 (BC) coacutencava hacia abajo la pendiente de la curva se degrada
progresivamente hasta llegar a cero al incrementarse los esfuerzos En eacutesta regioacuten se
produce deformaciones irreversibles Si el material es descargado y recargado (QR) la
curva se presenta por debajo del segmento (OABC) pero al final alcanza la curva original
a un esfuerzo mayor La maacutexima ordenada (del punto C) se conoce como resistencia
uacuteltima de la roca
Las rocas exhiben un comportamiento duacutectil en la regioacuten 3 entendieacutendose por ductilidad
la propiedad del material de mantener deformaciones permanentes sin perder su habilidad
para resistir cargas iguales o mayores En la regioacuten 4 la roca se vuelve fraacutegil ya que su
capacidad de resistir cargas decrece al aumentar la deformacioacuten El punto C de la curva
esfuerzo-deformacioacuten marca la transicioacuten duacutectil-fraacutegil del comportamiento de la roca El
punto de falla de la roca no estaacute bien definido La falla se considera un proceso continuo
que ocurre progresivamente Esto ocurre en la regioacuten (BCD) en la cual la roca se deteriora
continuamente
Co C
D
A
B
U
1
2
3 4
σ
εε0 Q
RP
S
T
Figura 41- Curva esfuerzo-deformacioacuten completa caracteriacutesticas para rocas
GEOMECAacuteNICA
35
En pozos que son desviados maacutes de 60deg de la vertical son fuentes potenciales de futuros
problemas como el puenteo y el atascamiento de tuberiacutea En contraste el colapso es un
proceso catastroacutefico asociado con la incapacidad de la masa de roca de redistribuir los
esfuerzos a regiones vecinas competentes La energiacutea resultante de los esfuerzos
inducidos es liberada repentina y dinaacutemicamente si la capacidad de almacenamiento de la
masa de roca deformada es excedida El colapso total puede resultar en herramientas
encerradas y potencialmente la peacuterdida completa de grandes porciones del hoyo
El colapso de matriz tambieacuten puede ocurrir en formaciones poco consolidadas y en rocas
que tienen una porosidad inusualmente grande Esta falla estaacute asociada con una reduccioacuten
del volumen y una densificacioacuten del medio tambieacuten puede estar acompantildeado de una
reduccioacuten draacutestica de la permeabilidad y consecuentemente una gran y repentina caiacuteda de
la produccioacuten
En el caso de rocas duacutectiles una presioacuten del lodo menor que el esfuerzo radial puede
resultar en un movimiento no elaacutestico progresivo hacia adentro causando elipticidad del
hoyo el cual se conoce como ldquohoyo apretadordquo
CAPITULO V- CONTROL DE ARENA
CONTROL DE ARENA
37
51- FENOacuteMENO DE ARENAMIENTO
El fenoacutemeno de arenamiento tiene su origen cuando los esfuerzos desestabilizadores
(esfuerzos de arrastre y gradientes de presioacuten) son mayores que la resistencia mecaacutenica
de la formacioacuten La teoriacutea generalmente maacutes aceptada para la produccioacuten de arena es la
de que a medida que los fluidos fluyen a traveacutes del medio poroso crean fuerzas de
ldquodragadordquo a lo largo de la trayectoria recorrida por tales fluidos Estas fuerzas actuacutean
sobre el material cementante y dependiendo del grado de cementacioacuten intergranular el
grado de compactacioacuten la friccioacuten intergranular y la cohesioacuten de los granos de la roca los
fluidos pueden arrastrar consigo cantidades considerables de estos granos sueltos y
friables [7]
Aunque la consolidacioacuten inicial de la formacioacuten haya sido fuerte la aparicioacuten de la arena
progresivamente puede convertirse en un problema serio Esto puede suceder cuando el
flujo de agua disuelva el material cementante (generalmente carbonatos o siacutelice) y
tambieacuten cuando disminuye la presioacuten del yacimiento y se da lugar a la compactacioacuten un
esfuerzo cortante es producido sobre el material de cementacioacuten natural y los granos de
arena lo cual causaraacute la migracioacuten de los mismos Este desprendimiento puede ser en la
forma de granos individuales de arena que se producen continuamente o pedazos enteros
de la formacioacuten
52- NATURALEZA DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA [8]
Las condiciones que pueden originar la produccioacuten de arena y el estado en que
probablemente se encuentre la formacioacuten por fuera de la tuberiacutea de revestimiento una
vez producida dicha arena se determina con base en los factores que inciden en el inicio
de la produccioacuten de arena Estos factores deben describir tanto la naturaleza del material
de la formacioacuten como las fuerzas que ocasionan la falla en la estructura de la misma
CONTROL DE ARENA
38
En general la resistencia a la compresioacuten de una roca se encuentra determinada
fundamentalmente por las fuerzas de friccioacuten intergranulares por lo que la resistencia de
la roca se incrementaraacute a medida que aumente el esfuerzo de confinacioacuten que se ejerza
sobre la misma Los esfuerzos que provocan la falla de la roca en este caso son el
esfuerzo mecaacutenico que se deriva del material de sobrecarga y las fuerzas de arrastre
vinculadas al flujo de fluidos viscosos que circulan a traveacutes de la matriz de la roca El
esfuerzo de sobrecarga es sustentado parcialmente por la presioacuten de poro de la roca Por
lo tanto el esfuerzo que realmente actuacutea para ocasionar la falla de la roca es la diferencia
entre el esfuerzo de sobrecarga y la presioacuten de poro
521- Consolidacioacuten de la Formacioacuten [7]
La informacioacuten sobre el tipo de formacioacuten que se completaraacute y el conocimiento sobre la
consolidacioacuten de las arenas que se estaacuten tratando es de trascendental importancia para
seleccionar el tipo de tratamiento a realizar en el pozo y para garantizar la efectividad del
mismo Seguacuten el grado de consolidacioacuten que posean las arenas se pueden clasificar de la
siguiente manera
Arena muy poco consolidadas En este tipo de formacioacuten el material cementante que
mantiene unidos los granos de arena es escaso por lo cual los granos son faacutecilmente
suspendidos en hidrocarburos o agua Esta formacioacuten de arena es altamente moacutevil y
una gran cantidad de arena puede ser producida de ella o inyectada en ella sin ninguacuten
cambio aparente en las caracteriacutesticas de la formacioacuten
Arenas poco consolidadas con cementante deacutebil En este tipo de formacioacuten los granos
de arena estaacuten en contacto uno con el otro pero estaacuten cementados uno al otro muy
deacutebilmente La fuerza de cohesioacuten entre los granos presentes es baja y por lo tanto
posee poca resistencia a las fuerzas de arrastre ejercidas por los fluidos producidos
Cuando se produce arena los granos remanentes se redistribuyen y la consolidacioacuten
disminuye
CONTROL DE ARENA
39
Arenas consolidadas En este tipo de formacioacuten los granos de arena estaacuten
generalmente muy bien consolidados y poseen alta resistencia a los esfuerzos a los
cuales se somete la roca al iniciarse la produccioacuten Pero en ciertos casos puede
suceder que el material cementante no resista los esfuerzos de sobrecarga a los
cuales es sometida la formacioacuten cuando los fluidos son producidos y la presioacuten del
yacimiento declina Inicialmente la formacioacuten soporta los esfuerzos a los cuales se le
somete con la produccioacuten y no se produce arena pero al irse agotando las reservas y
aumentar las tasas de produccioacuten el cemento de la roca cederaacute ante los esfuerzos a
los cuales es sometido y la produccioacuten de arena comenzaraacute
53- CAUSAS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA [8]
Las causas para que ocurra el arenamiento de un pozo pueden ser muacuteltiples cada uno de
los cuales depende de las condiciones o caracteriacutesticas particulares de un yacimiento De
la experiencia de campo se tiene que la produccioacuten de arena puede ocurrir por
531- Operaciones Tradicionales de Pozos
La resistencia mecaacutenica de la formacioacuten y los esfuerzos a los cuales es sometida la misma
pueden ser afectados por las operaciones tradicionales de pozos Esto se debe a que
dichas operaciones pueden
a) Disminuir la resistencia mecaacutenica de la formacioacuten
b) Aumentar las velocidades de los fluidos los cuales causaraacuten esfuerzos de arrastre
excesivos
Las actividades que pueden causar problemas de arenamiento son perforacioacuten
cementacioacuten cantildeoneo tasas de bombeo (cambios en las tasas de bombeo arranque y
parada de pozos) y estimulacioacuten
CONTROL DE ARENA
40
Las actividades de perforacioacuten causan dantildeos a la resistencia mecaacutenica de la formacioacuten los
cuales son directamente proporcionales a la tasa de penetracioacuten de la mecha
Adicionalmente los fluidos de perforacioacuten tambieacuten pueden causar dantildeos debido a pesos
demasiados altos que causan un rompimiento mecaacutenico de la formacioacuten (fractura
hidraacuteulica no planificada) y problemas de invasioacuten del lodo causando dantildeos de formacioacuten
en las inmediaciones del pozo que reduce la permeabilidad
El dantildeo de formacioacuten crea una costra de permeabilidad reducida en la vecindad del pozo y
esto a su vez causa una caiacuteda de presioacuten adicional en las inmediaciones del mismo Este
gradiente de presioacuten adicional cercano al pozo causa una concentracioacuten de esfuerzos de
corte en la matriz geoloacutegica y si estos esfuerzos son mayores que la resistencia mecaacutenica
de la formacioacuten entonces habraacute un colapso del esqueleto mineral de la misma
Al tener un valor de dantildeo de formacioacuten alto en las inmediaciones del pozo el fluido
ejerceraacute una mayor presioacuten sobre el esqueleto mineral de la formacioacuten ya que la
capacidad de flujo estaacute limitada Por lo tanto muchos de los factores que causan dantildeos de
formacioacuten tambieacuten afectan negativamente el problema de arenamiento Sin embargo si se
logra reducir el dantildeo de formacioacuten no solo se mejoraraacute el problema de arenamiento sino
que se podraacute producir maacutes petroacuteleo
Las operaciones de perforacioacuten que pueden ser causantes del dantildeo de formacioacuten son las
que involucran fluidos de perforacioacuten y completacioacuten La invasioacuten y migracioacuten de soacutelidos
puede causar dantildeo ya que ciertos tamantildeos de las partiacuteculas en suspensioacuten dentro de los
fluidos de perforacioacuten yo completacioacuten pueden taponar los poros existentes entre los
granos minerales causando una disminucioacuten de la permeabilidad de la formacioacuten en las
inmediaciones del pozo
El problema de invasioacuten de filtrado puede ser minimizado si se logra una mayor
compatibilidad de los fluidos de perforacioacuten y completacioacuten con la roca y fluidos del
yacimiento
CONTROL DE ARENA
41
Aunque la perforacioacuten siempre va a causar alguacuten dantildeo a la formacioacuten se deben modificar
las operaciones para minimizar dichos dantildeos (perforacioacuten bajo balance)
Las actividades de cementacioacuten tambieacuten pueden fomentar problemas de arenamiento ya
que si se dejan canales entre la formacioacuten y el revestidor eacutestos se volveraacuten canales
preferenciales de flujo donde las velocidades seraacuten excesivas causando una mayor fuerza
de arrastre que puede desprender los granos de la matriz de la roca y por lo tanto la
produccioacuten de arena de formacioacuten
Las actividades de cantildeoneo deben ser planificadas y ejecutadas para producir cavidades
estables a largo plazo Los paraacutemetros de disentildeo de las perforaciones tales como
diaacutemetro longitud o penetracioacuten densidad aacutengulo de fase y presiones de desbalance
deberaacuten ser especificados en funcioacuten de las propiedades mecaacutenicas de la formacioacuten
Es recomendable en formaciones mioceacutenicas realizar perforaciones donde el aacuterea de flujo
sea lo suficientemente grande para evitar el arenamiento Esto se explica en el hecho de
que al existir un aacuterea de flujo restringida se crea un diferencial de presioacuten adicional en las
cercaniacuteas del pozo lo cual crea turbulencia en el flujo de los fluidos producidos ademaacutes se
incrementa la velocidad de flujo aumentando la capacidad de arrastre debido a estos
procesos los granos de arena de la formacioacuten estaraacuten sometidos a mayores esfuerzos y se
desprenderaacuten mas faacutecilmente Si se observa la formula Darcy para Flujo Radial se puede
observar la proporcionalidad directa que existe entre el gradiente de presioacuten y la tasa de
produccioacuten si aumenta el diferencial de presioacuten a la cual se produce el pozo la tasa
aumentaraacute y por ende la velocidad de flujo de los fluidos producidos seraacute mayor
El aacuterea de flujo a los cuales seraacuten sometidos los fluidos que se produciraacuten de la formacioacuten
depende tanto de la densidad del cantildeoneo (cantidad de Tiros Por Pie) y el diaacutemetro de
cada orificio producido por cada disparo
La densidad de cantildeoneo reviste importancia en cuanto al control de arena ya que si la
cantidad de tiros por pie es muy pequentildea el aacuterea de flujo es muy restringida lo cual
CONTROL DE ARENA
42
aumenta la turbulencia y la velocidad de flujo por lo tanto aumentan los esfuerzos de
arrastre de los fluidos y se arenaraacute el pozo con mayor rapidez Las experiencias en campo
reflejan que lo maacutes recomendable en formaciones eoceacutenicas es una densidad de cantildeoneo
de 4 TPP a 8 TPP y las mioceacutenicas de 10 TPP a 20 TPP
En cuanto al diaacutemetro del orificio en formaciones eoceacutenicas se recomienda que sean de
02rdquo a 05rdquo y en formaciones mioceacutenicas se utilizan los llamados ldquoBig Holerdquo los cuales son
orificios de 06rdquo a 1rdquo de diaacutemetro
Las actividades de produccioacuten quizaacutes sean las maacutes perjudiciales desde el punto de vista de
arenamiento Cuando un pozo es sometido a un aumento no controlado de la produccioacuten
se puede inducir a un problema de arenamiento al aumentar las fuerzas de arrastre de
los fluidos en la formacioacuten Este problema se agrava cuando se someten pozos a
variaciones bruscas de tasas de flujo en cortos periacuteodos de tiempo debido a la apertura y
cierre del pozo (por cambios no justificados de reductores) esto incide directamente en
los esfuerzos de corte tensioacuten y erosioacuten que se generan en la matriz de la roca cercana a
las paredes del hoyo estos pozos generalmente tienden a convertirse en pozos
productores de arenas
532- Fuerzas de Arrastre de Corte y Viscosas [8]
Estas fuerzas provocan el movimiento de los granos de arena y es causada por los fluidos
producidos del yacimiento La fuerza de friccioacuten aumenta significativamente cuando existe
un aumento progresivo de la saturacioacuten de agua Esto se debe a la disminucioacuten de la
permeabilidad relativa al hidrocarburo lo que ocasiona un alto gradiente de presioacuten sobre
la cara de la arena o alrededor de la cavidad de una perforacioacuten La friccioacuten se hace maacutes
criacutetica si el pozo presenta alto potencial de produccioacuten y baja densidad de cantildeoneo Peor
auacuten si se experimenta con cambios bruscos en la tasa de produccioacuten ya que esto incide
directamente en los esfuerzos de corte tensioacuten y erosioacuten que se generan en la matriz de
la roca cercana a las paredes del hoyo
CONTROL DE ARENA
43
533- Disminucioacuten de la Presioacuten de Yacimiento
Como consecuencia de la disminucioacuten de presioacuten del yacimiento a medida que los fluidos
son producidos las fuerzas de compactacioacuten actuacutean perturbando de esta manera la
estabilidad de la cementacioacuten natural entre los granos de arena Cuando la sobrecarga
ejercida por las capas suprayacentes a la formacioacuten supere la resistencia de la roca y la
presioacuten de poro el material cementante cederaacute ante estos esfuerzos y la roca se
compactaraacute lo cual incrementa los esfuerzos de arrastre que los fluidos ejercen contra los
granos de arena y al estos poseer un cemento fraacutegil fluiraacuten con mayor facilidad
incrementando la migracioacuten
54- EFECTOS DE LA PRODUCCIOacuteN DE ARENA [7]
La produccioacuten de arena causa efectos perjudiciales tanto en las cercaniacuteas del pozo en el
fondo del hoyo como en los equipos de produccioacuten y de superficie Ciertamente existen
casos en los cuales la produccioacuten de arena estaacute dentro de los liacutemites manejables y se han
realizado estudios de modelaje con el fin de analizar la posibilidad de producir arena de
manera controlada para obtener una maacutexima productividad en los pozos Pero en la
mayoriacutea de los casos ya sea a corto mediano o largo plazo el arenamiento traeraacute
consecuencias severas que afectaraacuten directamente la vida productiva del pozo dichas
consecuencias se explican a continuacioacuten
541- Acumulacioacuten de Arena en el Fondo del Pozo
Cuando la tasa de produccioacuten es baja la velocidad con la cual se mueven los fluidos en el
yacimiento probablemente no tendraacute la suficiente fuerza como para arrastrar los granos
de arena desde el fondo del pozo hasta la superficie por lo cual los mismos decantaran
por efecto de su propio peso Este efecto causara la acumulacioacuten de granos de arena en
el fondo del pozo (en pozos verticales) o en la tuberiacutea de produccioacuten (en pozos
horizontales) En ambos casos la produccioacuten del pozo disminuiraacute progresivamente hasta
detenerse cuando el intervalo productor quede completamente cubierto de arena o la
CONTROL DE ARENA
44
tuberiacutea eductora quede obstruida totalmente En situaciones como esta se requiere
adoptar medidas correctivas para limpiar el pozo y restablecer la produccioacuten estos
trabajos pueden ser realizados con guaya o con tuberiacutea continua ldquocoiled tubingrdquo Cuando
la produccioacuten de arena es continua es probable que las operaciones de limpieza deban
realizarse rutinariamente lo cual se traduciraacute en peacuterdidas de produccioacuten y mayores costos
de mantenimiento del pozo
542- Colapso de la Formacioacuten
Cuando se produce arena a altas tasas o por un largo periodo de tiempo se pueden
extraer voluacutemenes significativos de arena de la formacioacuten lo cual se incrementaraacute a
medida que se avance en la produccioacuten Esto crearaacute un vaciacuteo en la formacioacuten en los
lugares de donde se desprenden los granos de arena si el vaciacuteo es muy grande el
material cementante puede no soportar los esfuerzos a los cuales es sometido por las
capas suprayacentes y por lo tanto existiraacute un colapso de la formacioacuten Cuando esto
ocurre la permeabilidad del medio poroso disminuye y se incrementa la caiacuteda de presioacuten a
traveacutes de la formacioacuten cercana al pozo para una tasa de flujo dada
55- CONTROL DE ARENA [8]
Se entiende coacutemo control de arena a todos aquellos meacutetodos o teacutecnicas aplicadas en un
pozo para eliminar o reducir la produccioacuten de arena en el mismo El control de arena se
considera efectivo cuando el mismo no restringe la productividad del pozo y es lo
suficientemente longevo como para que sea rentable La duracioacuten del tratamiento en
teacuterminos de su vida uacutetil reviste una mayor importancia en operaciones costa afuera donde
los costos se incrementan considerablemente
La experiencia ha demostrado que es maacutes difiacutecil controlar el arenamiento una vez que la
formacioacuten ha producido la arena Por lo tanto es recomendable realizar el tratamiento a la
formacioacuten que seguacuten las estimaciones se cree que va a producir arena antes de colocar el
pozo en produccioacuten
CONTROL DE ARENA
45
551- Principios Baacutesicos para el Control de Arena [7]
5511- Puenteo Mecaacutenico
Este meacutetodo deberaacute cumplir con dos objetivos baacutesicos que son los implementos a utilizar
deberaacuten actuar como filtros que retengan la arena y permitan el paso de fluidos y que a
la vez soporten mecaacutenicamente la formacioacuten Para ello se requiere del conocimiento del
tamantildeo del grano de arena que constituye la formacioacuten Esto se logra mediante un anaacutelisis
de tamiz hecho a una muestra representativa de arena de formacioacuten obtenida
preferencialmente a partir de un nuacutecleo o en su defecto de las muestras de pared o las
obtenidas de reflujo o lavado de las perforaciones Una vez caracterizado el tipo de arena
se procederaacute a utilizar dependiendo cual sea el caso los implementos que permitan
separar fluidos y soacutelidos tales como forros ranurados con o sin empaques forros pre-
empacados entre otros
5512- Consolidacioacuten ldquoIN SITUrdquo
La consolidacioacuten IN SITU de la arena de formacioacuten fue introducida alrededor de 1945
Generalmente esta teacutecnica consiste en la inyeccioacuten de un plaacutestico a la formacioacuten que
cubre los granos de arena y se endurece para formar un segundo agente de
aglutinamiento La permeabilidad se retiene por medio de la contraccioacuten del plaacutestico la
inyeccioacuten de fluidos por la separacioacuten de la resina y el fluido conductor creando un aacuterea
de drenaje estable
552- Meacutetodos de Control de Arena [7]
5521- Meacutetodo Quiacutemico
Los problemas de produccioacuten de arena generalmente ocurren en formaciones
naturalmente no consolidadas o con un material cementante deacutebil por lo cual se
CONTROL DE ARENA
46
consideroacute la consolidacioacuten artificial como una teacutecnica para el control de arena
Los meacutetodos comerciales de consolidacioacuten existen desde 1940 y consisten baacutesicamente
en la inyeccioacuten de soluciones plaacutesticas y resinas a la formacioacuten las cuales cubren los
granos de arena y al secarse se endurecen formando un segundo agente cementante La
permeabilidad de la formacioacuten se mantiene debido a que la resina se encoge al secarse
lo cual garantiza mantener la permeabilidad necesaria para garantizar la productividad del
pozo Las consolidaciones quiacutemicas son maacutes costosas que el empaque con grava y son
generalmente aplicados a intervalos cortos y en zonas donde sea necesario garantizar el
diaacutemetro interno maacuteximo del pozo para garantizar su productividad De ser exitoso el
empleo de esta teacutecnica el aumento en la resistencia a la compresioacuten de la formacioacuten seraacute
suficiente para soportar las fuerzas de arrastre mientras se continuacutea produciendo a las
tasas deseadas
5522- Meacutetodos Mecaacutenicos
Los meacutetodos mecaacutenicos de control de arena previenen la produccioacuten de arena de
formacioacuten con el puenteo de la arena utilizando mallas en el fondo del pozo camisas o
liners ranurados y empaques de grava los cuales proporcionan un filtro que separa fluidos
y soacutelidos y que soportan mecaacutenicamente la formacioacuten
La formacioacuten de puentes es la habilidad que tienen los granos de arena para acumularse
frente a materiales porosos (grava) u orificios de tal manera que permiten el paso de
fluidos uacutenicamente a traveacutes de los espacios interconectados Inicialmente se retienen los
granos de mayor tamantildeo y luego los maacutes pequentildeos en orden sucesivo constituyendo una
especie de barrera que impide la produccioacuten de arena
El principio de los meacutetodos mecaacutenicos de control de arena es el puenteo de los granos de
mayor diaacutemetro en las ranuras de los liners o de las rejillas yo en los empaques de grava
si eacutestos estaacuten presentes Estos a su vez son utilizados para retener los granos maacutes
pequentildeos de la formacioacuten El calibre de las ranuras de los liners y la grava a ser utilizada
CONTROL DE ARENA
47
deben ser seleccionadas cuidadosamente para asegurarse de que la arena de formacioacuten
seraacute retenida por los mismos Diversos autores han recomendado que el calibre de la
ranura y el tamantildeo de la grava requerida para el puenteo de las arenas de formacioacuten
deben ser seleccionados a partir del anaacutelisis de una muestra representativa de la arena de
formacioacuten
553- Empaque con Grava
El principio del empaque con grava es el de colocar arena gruesa o grava de un tamantildeo
apropiado frente a la formacioacuten productora para prevenir y evitar el movimiento de los
granos de arena que arrastran consigo los fluidos que entran al pozo y de esta manera
obtener una produccioacuten libre de arena La grava que se le inyecta al pozo seraacute retenida
por una tuberiacutea ranurada la cual seraacute disentildeada al igual que la grava del empaque de
manera de garantizar la retencioacuten de la arena de formacioacuten sin afectar la productividad del
pozo
El eacutexito de un empaque de grava depende de la seleccioacuten correcta del tamantildeo de grava y
la su colocacioacuten apropiada alrededor de la tuberiacutea ranurada o rejilla Si el tamantildeo de la
grava a emplearse no es seleccionado correctamente la arena de formacioacuten no seraacute
controlada y migraraacute hacia el pozo El empaque con grava debe ser colocado
completamente alrededor de la rejilla ya que posibles cavidades presentes en el
empaquetamiento permitiraacuten la migracioacuten y produccioacuten de las arenas de formacioacuten El
empaque debe ser colocado sin causar reduccioacuten en la permeabilidad asegurando asiacute una
maacutexima productividad
5531- Tipos de Empaque con Grava
55311- Empaque con grava a hoyo desnudo
En este tipo de completacioacuten el revestidor se coloca en el tope del intervalo productor El
horizonte productor es perforado con lodo Despueacutes del perfilaje eleacutectrico el lodo se
CONTROL DE ARENA
48
cambia por un fluido que no dantildee la formacioacuten preferiblemente libre de soacutelidos Se
perfora el hoyo hasta la profundidad final y se amplia (con una herramienta especial)
utilizando uno de estos fluidos
Posteriormente se baja un forro ranurado y la sarta de empacar con grava Se prueban las
liacuteneas de bombeo y la tuberiacutea de manera de verificar que no existan fugas Posteriormente
se realiza una circulacioacuten de tuberiacutea a revestimiento y viceversa para asegurar que no
existen obstrucciones al flujo Esta circulacioacuten se realiza con fluido que no dantildee la
formacioacuten Se inicia el bombeo continuo de la mezcla fluidograva la cual se realiza en
superficie en un mezclador especial previo al bombeo La grava se bombea por la tuberiacutea
mezclada con el fluido de empaque limpio y al llegar a la herramienta de cruce la mezcla
es desviada hacia el espacio anular forro ndash hoyo ampliado donde la grava es depositada
formando el empaque deseado y el fluido de empaque asciende por la tuberiacutea de lavar y
el ldquotubingrdquo hasta la superficie desde donde inicia nuevamente el ciclo de circulacioacuten Una
vez que todas las ranuras de la rejilla han sido rodeadas por el empaque de grava la
presioacuten de bombeo en la superficie se incrementa sostenidamente lo cual es sentildeal de que
el pozo ya ha sido empacado en este momento se detiene el bombeo de grava y se
procede a desplazar con fluido limpio hasta alcanzar la presioacuten de empaque (generalmente
de 1000 a 1500 Lppc) posteriormente se circula en reverso para sacar el exceso de grava
que queda dentro de la tuberiacutea de trabajo y se vuelve a probar el empaque hasta la
presioacuten maacutexima se saca la herramienta de asentamiento junto con los tubos lavadores y
la herramienta de cruce y en este momento se da por concluida la operacioacuten para
posteriormente bajar el equipo de completacioacuten del pozo
En superficie antes de bajar el equipo se deben revisar las dimensiones del colgador y la
herramienta de asentamiento a insertar en el hoyo ademaacutes de que se deben verificar las
caracteriacutesticas del forro ranurado calibrar las ranuras de los mismos a fin de verificar la
uniformidad para garantizar la efectividad del empaque La herramienta de cruce debe
probarse en superficie comprobando el paso de fluidos en ambas direcciones El equipo
de empaque no debe bajarse raacutepido para evitar un exceso de friccioacuten en las gomas del
CONTROL DE ARENA
49
colgador que puedan dantildear las mismas y evitar el riesgo de que al llegar a la profundidad
deseada las gomas no asienten
55312- Empaque con grava a hoyo entubado
La operacioacuten de empaque en un hoyo revestido se realiza de manera similar a la de hoyo
desnudo pero difiere en que en vez de ampliar el hoyo de la zona productora se debe
cantildeonear el mismo para que exista comunicacioacuten entre el yacimiento y el pozo para
posteriormente proceder a realizar el empaque
554- Disentildeo de la Arena del Empaque con Grava [7]
El meacutetodo maacutes usado para el control de arena es una camisa ranurada rodeada por un
empaque con grava La camisa provee el camino libre al fluido producido de la zona
productora mientras se retiene la grava La grava es el principal componente de eacuteste
meacutetodo se disentildea para detener cualquier migracioacuten de arena de la formacioacuten
combinando una accioacuten de soporte mecaacutenico (para resistencia) con la teoriacutea de puenteo
(para productividad) Las publicaciones de Coberly Gumpertz Hill Schwartz Saucier y
otros ejemplifican diversas teacutecnicas que permiten seleccionar el tamantildeo adecuado de
arena de empaque con grava para controlar la produccioacuten de arena de formacioacuten
La teacutecnica que maacutes se emplea en la actualidad fue desarrollada por Saucier (meacutetodo
tambieacuten denominado de maacutexima productividad) El trabajo de Saucier parte de la premisa
baacutesica de que el control oacuteptimo de arena se logra cuando el tamantildeo medio de los granos
del empaque con grava es no maacutes de seis veces mayor que el tamantildeo medio de granos de
la arena de formacioacuten Saucier establecioacute esta relacioacuten en una serie de experimentos con
flujos a traveacutes de nuacutecleos En estos trabajos la mitad del nuacutecleo estaba constituido por
arena de empaque con grava y la otra mitad era arena de formacioacuten la razoacuten entre
tamantildeo medio de los granos de arena de empaque con grava y tamantildeo medio de los
granos de arena de formacioacuten se modificoacute a lo largo de un rango comprendido entre dos y
diez para determinar donde se lograba el control oacuteptimo de arena Estudios
CONTROL DE ARENA
50
experimentales le llevaron al descubrimiento del paraacutemetro D denominado relacioacuten de
diaacutemetros el cual se define por
D = Dp50 Df50 Ecuacioacuten 51
Donde
Dp50 Es el tamantildeo promedio de grava (punto 50 percentil)
Df50 Es el tamantildeo promedio de la arena de formacioacuten (punto 50 percentil)
D Relacioacuten de diaacutemetro
Posteriormente la relacioacuten de diaacutemetros fue correlacionada empiacutericamente con la
permeabilidad del empaque y se encontroacute que una relacioacuten de cuatro (4) a seis (6) es el
valor oacuteptimo para controlar efectivamente la invasioacuten de arena mientras se retiene la
maacutexima permeabilidad
Dp50 = D Df50 Ecuacioacuten 52
Donde se escoge un D entre cuatro (4) y seis (6)
Una vez que Dp50 ha sido calculado el grado requerido de grava es seleccionado en una
tabla donde se clasifican los tamantildeos de grava buscando el valor maacutes aproximado de
Dp50 en la misma El hecho de que se pueda escoger cualquier valor entre cuatro y seis le
da a esta teacutecnica cierta flexibilidad Calculando los valores de Dp50 correspondientes a
D=4 y D=6 se determinan los liacutemites promedios superior e inferior de la grava Muchos
de los tamantildeos comerciales caeraacuten dentro de este rango Por lo tanto el responsable del
disentildeo debe adecuarse a los tamantildeos disponibles en el mercado para poder obtener un
empaque eficiente a un costo miacutenimo
Existe otro meacutetodo muy usado en el disentildeo de los empaques con grava el cual es el
propuesto por Schwartz el cual se explica a continuacioacuten paso por paso
CONTROL DE ARENA
51
1 Inicialmente se debe obtener una muestra representativa de la arena de
formacioacuten y tamizarla determinando el porcentaje de peso retenido en cada
malla
2 Estos valores obtenidos se grafican en papel semi-log de 3 ciclos en donde se
representaraacute el porcentaje de material retenido acumulado contra la abertura de
la malla
3 De la graacutefica se deben obtener los valores correspondientes a los valores del
tamantildeo de la arena para distintos porcentajes retenidos acumulados los cuales
son D10 D40 D70 Y D90
4 Determinar el coeficiente de uniformidad C
C = D40 D90 Ecuacioacuten 53
Donde
C Coeficiente de uniformidad
D40 Tamantildeo de arena al registrar 40 de arena retenida acumulada
D90 Tamantildeo de arena al registrar 90 de arena retenida acumulada
Seguacuten Schwartz se pueden presentar tres escenarios distintos
Si C lt 5 y V lt 005 ftsec entonces la arena es uniforme y el punto de
disentildeo a utilizar es D10
Si C lt 5 yo V gt 005 ftsec entonces la arena no es uniforme y el punto de
disentildeo a utilizar es D40
Si C gt 10 y V gt 01 ftsec entonces la arena es totalmente no uniforme y el
punto de disentildeo a utilizar es D70
CONTROL DE ARENA
52
5 Para determinar la velocidad se utiliza la siguiente formula
V = Q (05 A) Ecuacioacuten 54
Donde
V Velocidad de flujo a traveacutes de las ranuras (ftsec)
Q Tasa de produccioacuten esperada (ft3sec)
A Sumatoria del aacuterea expuesta al flujo (ft2)
6 Para disentildear el tamantildeo criacutetico de la grava se utiliza
Dcg = 6 Dca Ecuacioacuten 55
Donde
Dcg Tamantildeo criacutetico de la grava
Dca Tamantildeo criacutetico de la arena correspondiente a D10 D40 oacute D70 dependiendo de
las consideraciones del paso 4
7 De acuerdo a Schwartz el coeficiente de uniformidad para la grava (Cg) es de
15 Entonces para un valor dado de D40 se puede obtener un valor de D90
(Eq 51) De esta manera se obtiene la recta de uniformidad de la grava
8 Se graacutefica el punto correspondiente al tamantildeo criacutetico de grava obtenido (Dcg)
y se traza una paralela a la recta de uniformidad por dicho punto
determinaacutendose graacuteficamente D0g y D100g Estos valores corresponden al
rango de tamantildeo de la grava a utilizar en el empaque
9 Con los valores obtenidos en el paso anterior utilizando la tabla respectiva se
determina el tamantildeo de la grava en la escala US Mesh o Tyler
CONTROL DE ARENA
53
10 El ancho de la ranura o de la camisa se toma como el valor correspondiente a
D100g o 23 de D100g
Despueacutes de disentildear la grava la malla localizada dentro del empaque debe ser
seleccionada La malla cumple dos funciones muy importantes aparte de proporcionar un
camino libre al flujo de fluidos dentro del pozo esta debe evitar la migracioacuten de la grava
retenieacutendola en su totalidad Como un factor de seguridad adicional las ranuras de la
malla son calibradas entre 12 y 34 del tamantildeo maacutes pequentildeo de la grava del empaque
La tabla que se muestra a continuacioacuten contiene informacioacuten acerca de los tamantildeos de
arena para empaque con grava disponibles en el mercado
Tamantildeos de Gravas Comerciales (mas usados)
Tamantildeo de Grava (US Mesh) Rango de Tamantildeos (pulgadas)
812 0094 ndash 0066
1016 0079 ndash 0047
1220 0066 ndash 0033
1630 0047 ndash 0023
2040 0033 ndash 0017
4070 0017 ndash 00098
555- Fluido de Empaque de Grava [8]
Los fluidos que se utilizan para el empaque con grava pueden ser de base agua o aceite
Los fluidos de base de agua son por lo general los preferidos y se consideran maacutes
flexibles que los sistemas de base de aceite Por esta razoacuten los fluidos de base agua son
los maacutes utilizados El crudo continuacutea siendo una alternativa vaacutelida en formaciones
extremadamente sensibles el agua Cuando se requieren fluidos de baja densidad pueden
emplearse emulsiones y espumas
Tabla 51- Tamantildeo de Grava Comercial maacutes usada
CONTROL DE ARENA
54
556- Arena de Formacioacuten ndash Muestreo y Anaacutelisis [7]
Obtener una muestra representativa de la arena de formacioacuten es una necesidad para la
aplicacioacuten de una teacutecnica efectiva de control de arena de manera de realizar la seleccioacuten
adecuada del calibre de la ranura de las tuberiacuteas y el tamantildeo de grava a utilizarse para el
empaque El anaacutelisis de la arena se realiza tamizando la misma y obteniendo las muestras
que quedan en las mallas de los tamices por los cuales se hace pasar la arena de la
formacioacuten
El tamizado actual de una muestra es un procedimiento simple una vez que la muestra es
obtenida La muestra es pesada y colocada en un tamiz que es puesto en un vibrador
electroacutenico o vibrado manualmente y de ese modo se obtendraacute la caiacuteda de los diversos
tamantildeos de arena a traveacutes de los diferentes tamices utilizados La separacioacuten de los
diversos tamantildeos de granos de arenas presentes en la muestra es posible con una serie
de tamices de mayor a menor tamantildeo de arriba hacia abajo lo que significa tamices de
mayor apertura en la parte superior y de menor en la parte inferior Luego del vibrado el
material retenido en cada tamiz seraacute pesado Este peso seraacute el peso del tamiz maacutes el peso
de la arena correspondiente a ese tamantildeo de cedazo Luego de haber realizado esta
operacioacuten en todos los tamices utilizados se obtendraacute el porcentaje correspondiente a
cada tamiz y de alliacute se obtendraacute el tamantildeo de grava a utilizarse proveniente de una tabla
estandarizada (por ejemplo US mesh)
La toma de nuacutecleos en formaciones no consolidadas siempre ha requerido de equipo
especializado Los meacutetodos tradicionales de toma de nuacutecleos fueron desarrollados para
arenas consolidadas donde el nuacutecleo recobrado tiene una cierta integridad fiacutesica (solidez)
lo cual facilita su captura y minimiza su perturbacioacuten
La utilizacioacuten de teacutecnicas inadecuadas de muestreo de arena de formacioacuten puede
traducirse en empaques con grava que fallen debido al taponamiento de los mismos o a la
produccioacuten de arena Como el tamantildeo de la arena de formacioacuten reviste tanta importancia
la teacutecnica empleada para obtener una muestra de formacioacuten resulta tambieacuten importante
CONTROL DE ARENA
55
Conociendo las distintas teacutecnicas de muestreo es posible efectuar compensaciones al
seleccionar el tamantildeo de la arena del empaque con grava si es necesario
CAPITULO VI-DISENtildeO DE REVESTIDORES
DISENtildeO DE REVESTIDORES
57
61- DEFINICIOacuteN Y FUNCIOacuteN DE LOS REVESTIDORES
611- Conductor Se refiere a la primera tuberiacutea de revestimiento
Reduce al miacutenimo la peacuterdida de circulacioacuten a poca profundidad
Conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de la perforacioacuten
Minimiza la erosioacuten de sedimentos superficiales debajo del taladro
Protege de la corrosioacuten a las tuberiacuteas de revestimiento subsiguientes
Sirve de soporte para el sistema desviador en caso de afluencia inesperada a poca
profundidad [9]
612- Tuberiacutea de Revestimiento Es aquella tuberiacutea que recubre las paredes del pozo
con el propoacutesito general de protegerlo Existen varios tipos de revestidores los cuales se
diferencian dependiendo de la funcioacuten y la profundidad a la cual son asentados entre
estos tenemos
6121- Revestidor de superficie
Soporta el resto de los revestidores
Protege de la corrosioacuten cualquier tramo de tuberiacutea de revestimiento subsiguiente
Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados maacutes debilitados que se
hallan proacuteximos a la superficie
Protege de la contaminacioacuten las arenas someras que contienen agua dulce
Proporciona resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad
Sirve de apoyo primario para los impide reventones [9]
DISENtildeO DE REVESTIDORES
58
Conductor
Revestidor Superficial
Revestidor Intermedio
Tuberiacutea de produccioacuten
Camisa de Produccioacuten
6122- Revestidor intermedio y camisa de perforacioacuten
Permite utilizar grandes pesos de lodo sin dantildear las formaciones superficiales
Controla las zonas de sal y las lutitas desmoronables de faacutecil desprendimiento [9]
6123- Revestidor y camisa de produccioacuten
Protege el ambiente en caso de una falla de tuberiacutea
Permite cambiar o reparar la tuberiacutea de produccioacuten
Aiacutesla la zona productora de las demaacutes formaciones
Crea un conducto de paso de dimensiones conocidas [10]
En la siguiente figura se presentan las posiciones de cada uno de los revestidotes
nombrados
Figura 61- Tipos de Revestidores
DISENtildeO DE REVESTIDORES
59
62- MEacuteTODO DE DISENtildeO CONVENCIONAL Y VIDA DE SERVICIO
Cuando se disentildea una sarta de tuberiacutea de produccioacuten o de revestimiento con estos
meacutetodos se encuentran factores adecuados para las cargas de estallidos colapso y
tensioacuten Estas cargas se generan a partir del peso suspendido de la sarta las presiones
superficiales internas externas y las densidades de los fluidos
El meacutetodo convencional considera por separado las cargas de estallido colapso y tensioacuten
Por lo general no se toma en cuenta la cementacioacuten el pandeo los cambios de
temperatura los esfuerzos de flexioacuten ni las variaciones en el aacuterea transversal Este
meacutetodo convencional a menudo se traduce en un disentildeo demasiado conservador de sartas
someras y auacuten maacutes inadecuado para sartas profundas
El meacutetodo de la vida de servicio considera que el estado base de esfuerzo es aquel donde
el revestidor se encuentra cementado Una vez que el cemento ha fraguado todo cambio
posterior que se lleve a cabo en el pozo generaraacute esfuerzos adicionales en la tuberiacutea de
revestimiento Estos se suman a las condiciones base para construir la carga de servicio
Es posible aplicar muacuteltiples cargas para describir la vida de servicio de una sarta de
revestimiento [9]
El caso de carga o condicioacuten de servicio queda definido por
Un perfil de Presioacuten Interna
Un perfil de Temperatura [10]
63- ASPECTOS DE MATERIALES Y CONEXIONES DE LOS TUBULARES
Para efectos de disentildeo los tubulares que se utilizan como revestidor y tuberiacutea de
produccioacuten se identifican seguacuten cuatros paraacutemetros
DISENtildeO DE REVESTIDORES
60
Diaacutemetro nominal Los revestidores estaacuten definidos como tuberiacuteas cuyo diaacutemetro
externo variacutea entre 4 12rdquo a 20rdquo Entre las propiedades que se incluye dentro de los
estaacutendares API para las tuberiacuteas y sus conexiones estaacuten resistencia dimensiones
fiacutesicas y procedimientos de calidad asiacute como las maacuteximas cargas que pueden
soportar[10]
Peso nominal Generalmente se trata del peso nominal unitario en [lbpie] eacuteste se usa
con la tuberiacutea de revestimiento como base para determinar los factores de seguridad
de las juntas en tensioacuten y tambieacuten en la identificacioacuten de las oacuterdenes de compra
El diaacutemetro interno miacutenimo es controlado por un diaacutemetro especiacutefico ldquoDriftldquo que no
es maacutes que el diaacutemetro miacutenimo de un mandril que debe pasar libremente sin sufrir
obstruccioacuten con su propio peso por el interior de la tuberiacutea [9]
Grado Establece las propiedades mecaacutenicas y la resistencia a la corrosioacuten del
producto Consiste de una letra seguida de un nuacutemero el cual designa la miacutenima
resistencia a la fluencia del acero (en miles de Lppc) En la figura 62 se puede
apreciar la relacioacuten entre el esfuerzo vs deformacioacuten
Esfuerzo
Deformacioacuten
Resistencia a la fluencia
Resistencia maacutexima
Ductilidad
Pendiente = moacutedulo de elasticidad
Zona de deformacioacuten elaacutesticaZona de deformacioacuten permanente
Esfuerzo
Deformacioacuten
Resistencia a la fluencia
Resistencia maacutexima
Ductilidad
Pendiente = moacutedulo de elasticidad
Zona de deformacioacuten elaacutesticaZona de deformacioacuten permanente
Figura 62- Relacioacuten entre Esfuerzos vs Deformacioacuten
DISENtildeO DE REVESTIDORES
61
Tabla 61- Relaciones de Grado y Resistencia de las Tuberiacuteas de Revestimiento
Resistencia a la fluencia
Resistencia m aacutexim a
M iacutenim a M aacutexim a M iacutenim a
G rado (ps i) (ps i) (ps i)
H 40 40000 80000 60000 J55 55000 80000 75000 K 55 55000 80000 95000 N 80 80000 110000 100000 L80 80000 95000 95000 C 90 90000 105000 100000 C 95 95000 110000 105000 T95 95000 110000 105000 P110 110000 140000 125000 Q 125 125000 150000 135000
En la siguiente tabla se especifican los requerimientos mecaacutenicos exigidos a los tubulares
normalizados por la API
Acabado final (tipo de rosca) una conexioacuten o junta es un dispositivo mecaacutenico que se
utiliza para unir tramos de tuberiacuteas equipos de fondo yo accesorios para formar una
sarta de tuberiacutea con caracteriacutesticas geomeacutetricas funcionales especiacuteficas [9 y 10]
diams Conexiones API son juntas que se rigen por especificaciones del dominio
puacuteblico hay dos tipos
Redondas
IJ - Junta Integral
NUE - Conexioacuten con filete
EUE - Conexioacuten externa con filete
STC - Conexioacuten con filete corto
LTC - Conexioacuten con filete largo
Trapezoidales
BTC - Buttress
DISENtildeO DE REVESTIDORES
62
XL - Extreme-line
diams Las conexiones Premium vienen en gran variedad de formas y en general se
clasifican como
MTC - Estaacutendar con sello metal-metal (VAM BDS)
MIJ - Integral con sello metal-metal (PH-6 IJ4S)
HW - Especiales para paredes gruesas (HPCVAM HW)
LD - Especiales para grandes diaacutemetros (Big Omega ATS)
SLH - Especiales de alto rendimiento y liacutenea reducida
(ULT NJO)
IFJ - Especiales integrales el diaacutemetro externo suele
ser menor a 1 por encima de la tuberiacutea (STLFL-4S)
Una tuberiacutea tiacutepica se identifica como
64- PARAacuteMETROS DEL DISENtildeO
En todo disentildeo de pozo se requiere un nuacutemero limitado de premisas y conocer ciertas
caracteriacutesticas del pozo antes de proceder formalmente con los pasos del disentildeo Los
9 58rdquo 47 lbpie P9 58rdquo 47 lbpie P--110 BTC110 BTC
Diaacutemetro externo
Peso unitarioMaterial con una resistencia a la fluencia miacutenima de 110000 psi
Rosca Buttress
9 58rdquo 47 lbpie P9 58rdquo 47 lbpie P--110 BTC110 BTC
Diaacutemetro externo
Peso unitarioMaterial con una resistencia a la fluencia miacutenima de 110000 psi
Rosca Buttress
Figura 63- Caracteriacutesticas Tiacutepicas de una Tuberiacutea
DISENtildeO DE REVESTIDORES
63
aspectos que se consideren determinaraacuten el resultado del mismo y en uacuteltima instancia el
equipo que finalmente se instalaraacute en el pozo
A continuacioacuten se presenta cada una de estas premisas y consideraciones
Seguridad La evaluacioacuten del riesgo que pueda correr la poblacioacuten el ambiente y la
propiedad debe ser parte de todo disentildeo considerando las fuentes de riesgo que
incluyen equipos y operaciones
Operaciones Toma en cuenta los requerimientos de datos de exploracioacuten desarrollo
del campo y todo lo que sea necesario para poner a producir el pozo
Aacutereas de conocimientos requeridas El disentildeo del pozo requiere conocimientos de
aacutereas de ingenieriacutea ambiental petroacuteleo mecaacutenica de materiales y otros
Seleccioacuten de diaacutemetro Se hace principalmente seguacuten el diaacutemetro del hoyo y la holgura
entre eacuteste y el tubular
Un segundo criterio de seleccioacuten es la consideracioacuten de dejar suficiente espacio para
herramientas o para bajar un revestidor intermedio debido a alguacuten problema imprevisto
En la figura 64 ilustra un monograma para la seleccioacuten del diaacutemetro del revestidor en el
cual la liacutenea continua representa la solucioacuten maacutes viable
DISENtildeO DE REVESTIDORES
64
65- DISENtildeO DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERIacuteAS DE
REVESTIMIENTO
Las profundidades a las cuales se asienta la tuberiacutea de revestimiento deben adaptarse a
las condiciones geoloacutegicas y la funcioacuten que eacutesta debe cumplir En los pozos profundos
generalmente la consideracioacuten primordial es controlar la acumulacioacuten de presiones
anormales en la formacioacuten y evitar que alcancen y afecten zonas someras maacutes deacutebiles
De modo que la planificacioacuten de la colocacioacuten correcta del revestidor comienza por la
identificacioacuten de las condiciones geoloacutegicas presiones de la formacioacuten y gradientes de
Figura 64- Secuencias Usuales de Diaacutemetros de los Revestidores Mechas y Hoyos
DISENtildeO DE REVESTIDORES
65
fractura El meacutetodo convencional de seleccioacuten de la profundidad de asentamiento para la
tuberiacutea de revestimiento comienza por la identificacioacuten del gradiente de fractura y el
gradiente de presioacuten de poro Tal como se muestra en la figura 65 el proceso se inicia en
el fondo proyectando la densidad de lodo a la profundidad total (presioacuten poro maacutes
sobrebalance) hasta el punto en que se intercepta el gradiente de fractura menos un
margen de arremetida Se asienta el revestidor en ese punto y da inicio al proceso otra
vez [9]
Donde la curva de gradiente de fractura menos el margen de arremetidas para PDVSA
(curva naranja) es
05 Lbgal (pozos de desarrollo)
10 Lbgal (pozos exploratorios)
Posterior al disentildeo de estas curvas se determina las profundidades de asentamientos de
los revestidores de la siguiente manera
Prof
undi
dad
Presioacuten
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Presioacuten
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Presioacuten
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Gradiente defractura
Prof
undi
dad
Presioacuten
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Presioacuten
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Presioacuten
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Prof
undi
dad
Gradiente defractura
Gradiente fracmenos margen de arremetida
Gradiente depresioacuten de poro
Grad PP maacutessobrebalance
0
Prof final
Figura 65- Gradiente de Presioacuten Vs Profundidad
DISENtildeO DE REVESTIDORES
66
Peso de lodo necesario para controlar el pozo a la profundidad requerida
Prof
undi
dad
Peso equivalente de lodo
0
Profundidad miacutenima a la que la formacioacuten puede ver ese peso de lodo sin que ocurra fractura
Hay que proteger toda la formacioacuten por encima
RevestidorRevestidorPeso de lodo necesario para controlar el pozo a la profundidad requerida
Prof
undi
dad
Peso equivalente de lodo
0
Profundidad miacutenima a la que la formacioacuten puede ver ese peso de lodo sin que ocurra fractura
Hay que proteger toda la formacioacuten por encima
RevestidorRevestidor
Figura 66-Profundidad Vs Peso Equivalente de Lodo
Figura 67 Determinacioacuten de la Profundidad de Asentamiento
Pro
fund
idad
Peso equivalente de lodo
Intermedio
Superficial
Produccioacuten
Camisa
De donde se obtiene
DISENtildeO DE REVESTIDORES
67
Tabla 62- Casos de cargas de los Revestidores
66- CONDICIOacuteN INICIAL O CASO DE CARGA
Se denominan Casos de Carga a aquellas condiciones a las que se supone se veraacute
sometida la tuberiacutea a lo largo de su vida de servicio por ejemplo
Prueba de presioacuten
Arremetida de gas
Fuga de gas en la tuberiacutea de produccioacuten [9]
Los casos de cargas a los cuales estaacuten sometidos los diferentes revestidores se pueden
apreciar en la siguiente tabla
Tipo de Revestido Casos de Cargas Sometido
Conductor Pruebas de Presioacuten
13 de vaciacuteo
Superficie e Intermedio
Pruebas de Presioacuten
13 de Vaciacuteo
Arremetida de gas
Perforacioacuten
Produccioacuten
Vaciacuteo total
Fuga de la tuberiacutea de produccioacuten cerca de la superficie con
temperatura estaacutetica
Estimulacioacuten a traveacutes del revestidor
DISENtildeO DE REVESTIDORES
68
67- CONSIDERACIONES DE DISENtildeO
Analizados los casos de carga se deben comparar los resultados con la resistencia del
material a
Colapso
Cedencia interna (estallido)
Traccioacuten
Compresioacuten [9]
Los factores de disentildeo miacutenimos seguacuten PDVSA se pueden observar en la siguiente tabla
Se llama colapso a la posibilidad de que la tuberiacutea falle por exceso de presioacuten externa
esto se aprecia en siguiente figura
Colapso Estallido Tensioacuten Compresioacuten VME
Conductor 1
Superficial 1 11 16 13 125
Intermedio 1 11 16 13 125
Produccioacuten 11 11 16 13 125
Tuberiacutea de
Produccioacuten 11 11 16 13 125
Tabla 63- Factores de Disentildeo de PDVSA
DISENtildeO DE REVESTIDORES
69
El factor de disentildeo para colapso viene dado por la siguiente ecuacioacuten
DFc= Ecuacioacuten 61
La presioacuten de colapso equivalente se define como
Ecuacioacuten 62
Resistencia al colapso de la tuberiacutea
Presioacuten de colapso equivalente
Pi
tD
PP oe sdot
minusminus=21
Figura 68- Representacioacuten de la Direccioacuten de Fuerzas en Colapso
DISENtildeO DE REVESTIDORES
70
Donde
Pe= Presioacuten de colapso [lppc]
Po = Presioacuten externa [lppc]
Pi = Presioacuten interna [lppc]
D = Diaacutemetro externo [pulg]
t = Espesor [pulg]
La cedencia interna o estallido se refiere a la posibilidad de que la tuberiacutea falle por exceso
de presioacuten interna
El factor de disentildeo para estallido viene dado por
Ecuacioacuten 63
La ecuacioacuten que se emplea para calcular el valor nominal de la presioacuten interna de
estallido es la siguiente [9]
Presioacuten interna de fluencia
Diferencial de presioacuten
sdotsdotsdot=
DtRpP 28750 Ecuacioacuten 64
Figura 69- Representacioacuten de la Direccioacuten de Fuerzas de Estallido
DFb=
DISENtildeO DE REVESTIDORES
71
Donde
P = Presioacuten interna de fluencia del cuerpo de tuberiacutea [lppc]
Rp = resistencia a la fluencia miacutenima del cuerpo de tuberiacutea [lppc]
t = Espesor de la pared del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]
D = Diaacutemetro externo del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]
La resistencia a la traccioacutencompresioacuten aunque no es un valor definido por la API es un
paraacutemetro de disentildeo sumamente importante En general el valor nominal para
revestidores y tuberiacuteas de produccioacuten se basa en la resistencia a fluencia de traccioacuten del
material
Hay que considerar por otra parte que frecuentemente la conexioacuten es maacutes resistente que
el tubo por lo que siempre hay que verificar su resistencia
Los Esfuerzos Von Mises se originan cuando una pieza estaacute sometida a varias cargas
simultaacuteneamente la mejor forma de considerarlas es calculando un esfuerzo equivalente y
comparar dicho esfuerzo con la resistencia a la fluencia del material Los esfuerzos
simultaacuteneos que actuacutean en la tuberiacutea son
Figura 610- Efecto de Tensioacuten
DISENtildeO DE REVESTIDORES
72
Axiales de las cargas de traccioacuten compresioacuten yo flexioacuten a que estaacute sometida la
tuberiacutea
Radiales de las presiones internas y externas
Tangenciales tambieacuten de las presiones
Cortantes de una posible torsioacuten
Consideraciones Generales
Para el disentildeo de la tuberiacutea por Tensioacuten-Compresioacuten se tienen que tener en cuenta los
siguientes factores
Factor de Flotabilidad Suponiendo que se tiene un pozo vertical se puede calcular un
factor de flotabilidad que permita determinar el peso sumergido en la tuberiacutea El factor
de flotabilidad siempre es menor a uno y al multiplicarlo por el peso del aire de la
sarta daraacute su peso en flotacioacuten [9]
El factor de flotacioacuten viene dado por
Donde
minus=
a
BFρρ11 Ecuacioacuten 65
Figura 611- Esfuerzos que Actuacutean Simultaacuteneamente
DISENtildeO DE REVESTIDORES
73
BF= Factor de Flotacioacuten ldquoBouyancy Factorrdquo
ρ1= Densidad de lodo
ρa= Densidad del acero (652 Lbgal = 488 lb pie3)
Efectos teacutermicos Otros de los factores que afectan la cantidad de tensioacuten en la sarta
son los cambios de temperatura Cualquier cambio de temperatura con respecto al
estado de instalacioacuten provocariacutea un cambio de longitud debido a la expansioacuten teacutermica
del material Como la tuberiacutea estaacute fija en sus partes superior e inferior la expansioacuten
teacutermica se ve impedida y aparece una fuerza sobre el tubular La fuerza seraacute de
compresioacuten negativa cuando aumente la temperatura y tensioacuten positiva cuando
disminuya la temperatura [9]
Esto se puede observar en la siguiente figura
Para calcular la fuerza asociada a estos cambios de temperatura se deduce al compensar
la posible deformacioacuten teacutermica con una deformacioacuten elaacutestica de la misma magnitud y
sentido contrario con lo que queda [9]
Donde
FTEMP= Fuerza aplicada por cambios de temperaturas [lbf]
F
Calor CalorDilatacioacutenTeacutermica
EsfuerzoTeacutermico
F
Calor CalorDilatacioacutenTeacutermica
EsfuerzoTeacutermico
Ecuacioacuten 66
Figura 612- Efecto de la Temperatura
FTEMP= - αEAp∆T
DISENtildeO DE REVESTIDORES
74
α= Coeficiente de expansioacuten teacutermica [ordmF-1]
E= Modulo de Elasticidad [Lppc]
Ap= Aacuterea transversal del cuerpo de la tuberiacutea [pulg2]= 07854middot (D2-d2)
D= Diaacutemetro externo del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]
d= Diaacutemetro interno del cuerpo de la tuberiacutea [pulg]
∆T= Cambio de temperatura en la relacioacuten con el estado de instalacioacuten [ordmF]
Efecto del Abombamiento En la figura 613 se puede observar que cuando se
presuriza un revestidor por dentro su diaacutemetro se ldquoabombardquo ligeramente Esto hace
que se acorte su longitud Sin embargo como la tuberiacutea sigue fija por su parte inferior
aparece una fuerza de traccioacuten adicional [9]
Efecto de la Flexioacuten Los efectos de flexioacuten debido a pandeo o curvatura del hoyo
(patas de perro) generan esfuerzos La flexioacuten induce esfuerzos de tensioacuten axial en
lado externo La curvatura de un pozo direccional se expresa generalmente en
teacuterminos de cambio de aacutengulo del hoyo por unidad de longitud [9]
F
F
Presioacuten Presioacuten
F
F
Presioacuten Presioacuten
Figura 613- Efecto del Abombamiento
En el lado interno de la curvatura los esfuerzos
son de compresioacuten
En el lado externo de la curvatura los esfuerzos son de traccioacuten
En el lado interno de la curvatura los esfuerzos
son de compresioacuten
En el lado externo de la curvatura los esfuerzos son de traccioacuten
Figura 614- Efecto de Flexioacuten
CAPITULO VII- EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTOS
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
76
71- CONCEPTOS BAacuteSICOS
Horizonte econoacutemico Se refiere al periacuteodo de tiempo establecido durante el cual se
calculan los flujos de caja de una propuesta de inversioacuten Generalmente este periacuteodo
fluctuacutea entre 10 y 20 antildeos sin embargo existiraacuten propuestas que requeriraacuten ser
evaluadas en periacuteodos mayores o menores No es recomendable establecer un horizonte
econoacutemico demasiado extenso debido a que se dificultan las estimaciones de flujo
efectivo por el desconocimiento del comportamiento futuro de las variables econoacutemicas a
ser utilizadas [11]
Vida uacutetil Es el periacuteodo estimado de duracioacuten del activo y constituye la base para el caacutelculo
de la depreciacioacuten puede ser igual o mayor al horizonte econoacutemico pero nunca menor
Para los activos de las Industrias Petrolera Petroquiacutemica y Carboniacutefera la vida uacutetil estaacute
establecida en el Manual de Normas y Procedimientos de Finanzas sobre Poliacutetica de
Depreciacioacuten [11]
Flujo de caja o flujo efectivo Se determina con los ingresos y egresos que durante el
horizonte econoacutemico establecido genere el programa o proyecto en evaluacioacuten La
estimacioacuten del flujo efectivo constituye la primera fase de la evaluacioacuten por lo que la
buena calidad de las estimaciones y el mayor conocimiento respecto a las variables a ser
consideradas inciden en la obtencioacuten de resultados maacutes reales [11]
FE= Ingresosndash Inversionesndash Costos - Gastos -ISLR ndash Regaliacutea Ecuacioacuten 71
Ingresos Dinero o cualquier otra ganancia o rendimiento de naturaleza econoacutemica
obtenido durante cierto periodo de tiempo El ingreso puede referirse a un individuo a
una entidad a una corporacioacuten o un gobierno[11]
Ingresos antildeo =∆NPANtildeO(PR crudo + PR gas RGPEST)T cambio Ecuacioacuten 72
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
77
Donde
Ingresos antildeo = Ingresos por antildeo [Bs]
∆NPANtildeO = Volumen estimado de produccioacuten de crudo por antildeo [BNP]
PR crudo = Precio de referencia del crudo [$BNP]
PR gas = Precio de referencia del gas [$PC]
RGP EST = Relacioacuten gas petroacuteleo estimada [PCBNP]
T cambio = Tasa de cambio estimada durante el periodo de evaluacioacuten [Bs$]
En el caso de la Industria Petrolera los ingresos estaacuten asociados a programas yo
proyectos de inversioacuten cuyos objetivos variacutean desde mantener un nivel de produccioacuten
especiacutefico hasta desarrollar la infraestructura requerida para almacenar y distribuir
productos en el Mercado Interno Los ingresos generados de estos programas yo
proyectos se determinan sobre la base del valor de las ventas potenciales de petroacuteleo gas
y productos derivados que se espera realizar tanto en el Mercado de Exportacioacuten como en
el Mercado Interno [11]
A continuacioacuten se definen los ingresos por cada uno de estos mercados
Ventas de Exportacioacuten Para determinar el ingreso se multiplica el volumen estimado
de crudo gas o producto que el programa o proyecto generaraacute por el precio de
exportacioacuten correspondiente Para estos efectos se utilizaraacuten los precios a corto
mediano y largo plazo correspondiente al escenario maacutes conservador [11]
Ventas al Mercado Interno Para determinar el ingreso se multiplica el volumen
estimado de productos que el programa o proyecto generaraacute por el precio neto de
ventas vigente para el mercado interno (precio seguacuten Gaceta impuesto consumo
participacioacuten de expendedor y costo de transporte cuando proceda) [11]
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
78
Valor de chatarra de un activo o Valor de Rescate Es aquel que ostenta un activo
depreciable solo cuando esteacute fiacutesicamente usado hasta su fin (que no hay probabilidad de
uso o que para usarlo sea necesario incurrir en reparaciones excesivas) o bien cuan el
activo esta teacutecnica yo econoacutemicamente obsoleto [11]
Valor del mercado esperado El valor de mercado de un activo al teacutermino del horizonte
econoacutemico conceptualmente equivale al valor actual de los flujos de efectivos que el activo
es capaz de generar en el futuro considerando que auacuten tiene vida uacutetil productiva [11]
Costo de operaciones y mantenimientos Son todos aquellos costos necesarios para la
operacioacuten y mantenimiento de la propuesta en evaluacioacuten Entre los paraacutemetros maacutes
importantes que deben formar parte de la estructura de costo de operacioacuten y
mantenimiento se encuentran [11]
Labor Corresponde al costo de los sueldos salarios y beneficios del personal cuyo
esfuerzo fiacutesico o intelectual esta directa o indirectamente relacionado con las actividades
de operacioacuten administracioacuten y mantenimiento de la propuesta de inversioacuten
Materiales generales Esta asociado al costo de los materiales que se utilizaran en las
actividades de operacioacuten mantenimiento y administracioacuten de la propuesta
Materiales de proceso Se refiere al costo de productos quiacutemico catalizadores aditivos y
otros productos que se utilizaran en el proceso de produccioacuten de la propuesta de
inversioacuten
Combustible Es el costo del gas natural coque gas de refineriacutea y otros productos liacutequidos
utilizados como fuente energeacutetica de los procesos de operacioacuten
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
79
Servicios industriales Es el valor estimado de compra de electricidad agua vapor y
cualquier otro insumo necesario para la operacioacuten del programa o proyecto inherente a
servicios industriales
Servicios contratados Comprende los costos estimados de los servicios de terceros que se
prestaran bajo contrato Entre estos servicios generalmente se incluye mantenimiento
(parada de planta y mantenimiento extraordinario) transporte y alquiler de equipos
herramientas consultoriacuteas y asistencia teacutecnica
Apoyo tecnoloacutegico Bajo este elemento debe incluirse el costo estimado de los contratos
de asistencia teacutecnica que se estimen suscribir con empresas especializadas en diferentes
materias
Costos fijos Son aquellos costos asociados a una actividad que permanece relativamente
constante en un rango de produccioacuten Ejemplo labor mantenimiento seguros
investigaciones[11]
Costos Variables Son aquellos costos que cambian con la produccioacuten por ejemplo
materiales quiacutemicos electricidad agua vapor costos del taladro [11]
Depreciacioacuten La depreciacioacuten contabiliza la disminucioacuten del potencial de utilidad de los
activos invertidos en un negocio bien por la peacuterdida de valor debida al desgaste fiacutesico por
la utilizacioacuten habitual del bien como el caso de la maquinaria bien debido al deterioro
provocado por la accioacuten de los elementos como en el caso de un edificio antiguo o la
erosioacuten de la tierra o a la obsolescencia que es debida a los cambios tecnoloacutegicos
y a la introduccioacuten de nuevas y mejores maacutequinas y meacutetodos de produccioacuten Sin embargo
no se trata de reflejar la caiacuteda del valor de mercado de los activos [11]
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTOS
80
Impuesto de explotacioacuten o Regaliacutea Se refiere al Impuesto que el Fisco Nacional establecioacute
sobre la produccioacuten de petroacuteleo crudo y del gas natural utilizado como combustible o
hidrocarburos liacutequidos y azufre producidos La tasa vigente del Impuesto equivale a un 30
del valor mercantil del petroacuteleo extraiacutedo fiscalizado hidrocarburos liacutequidos producidos
derivados del gas natural tratados en las plantas de gasolina natural gas natural
enajenado yo utilizado como combustible y azufre producido Para estos efectos cada una
de las filiales operadoras firman convenios individuales con el Ministerio de Energiacutea y
Minas en el cual se establece [11]
Gravedad API por tipo de crudo de referencia
Pesados y Extrapesados lt 22 Lagunillas 15deg API
Medianos 22lt=26lt29 Tiacutea Juana 26 deg API
Livianos =gt 29 Tiacutea Juana 31deg API
Regaliacutea ANtildeO = 30[∆NPANtildeO Valor Mercantil TCAMBIO100] Ecuacioacuten 73
Donde
Regaliacutea ANtildeO = Regaliacuteas por antildeo [MMBs]
∆NPANtildeO = Volumen producido de petroacuteleo por antildeo [MMBNP]
Valor Mercantil = Precio de Venta del Crudo [$BNP]
TCAMBIO = Tasa de cambio [Bs$]
Como puede observarse en eacutesta ecuacioacuten interviene el valor mercantil del crudo la cual
se calcula dependiendo de la relacioacuten entre el crudo que se desea comercializar y su crudo
marcador La ecuacioacuten siguiente muestra la relacioacuten general para el valor mercantil de
cualquier crudo pesado y extrapesado (menos de 22 APIdeg) y su precio de referencia
VM =0945PRcrudo+0268(APIdeg-15) Ecuacioacuten 74
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
81
Donde
VM = Valor Mercantil o Precio de Venta en el Mercado
PR crudo = Precio de referencia
APIdeg = Gravedad API del crudo extrapesado que se desea comercializar
Aporte Legal a PDVSA La Ley Orgaacutenica que reserva al Estado Venezolano La Industria y el
Comercio de los Hidrocarburos del antildeo 1967 establece que las empresas operadoras
entregaran mensualmente a la empresa matriz una cantidad de dinero equivalente al
10 de los ingresos netos del petroacuteleo exportado por ella [11]
Ganancia antes el ISLR Equivale a la diferencia aritmeacutetica entre el total de ingresos y el
total de egresos ( incluida la depreciacioacuten) Conceptualmente y desde el punto de vista de
la evaluacioacuten econoacutemica de la propuesta corresponde al beneficio del proyecto o programa
ante del caacutelculo del ISLR [11]
La ganancia y flujo de caja despueacutes del ISLR Corresponde a la diferencia aritmeacutetica entre
la ganancia antes del ISLR y el valor determinado como impuesto Conceptualmente y
desde el punto de vista de la evaluacioacuten econoacutemica constituye el flujo neto de efectivo
base para la evaluacioacuten [11]
Impuesto sobre la Renta (ISLR) corresponde al valor estimado que debe incluirse en una
propuesta por concepto de ISLR Es un efecto que tendraacute cualquier proyecto de inversioacuten
y deberaacute ser pagado al Fisco Nacional (Estado) como consecuencia del enriquecimiento
neto o renta gravable Se calcula seguacuten lo establecido en la Ley de Impuesto Sobre la
Renta Vigente con la siguiente ecuacioacuten [11]
ISLR = 050[Ingresos ndash Depreciacioacuten ndash Regaliacuteas - CP] Ecuacioacuten 75
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
82
Donde
ISLR = Impuesto sobre la Renta [MMBs]
Ingresos = Ingresos por antildeo [MMBs]
Regaliacuteas = Regaliacuteas por antildeo [MMBs]
CP = Costo de Produccioacuten [MMBs]
Indicadores financieros dinaacutemicos Son aquellos indicadores que consideran el valor del
dinero en el tiempo esto permitiraacute analizar en forma maacutes exacta el comportamiento de los
flujos de caja de los modelos financieros Los indicadores financieros maacutes importantes
son [11]
Tasa de descuento Porcentaje de beneficio miacutenimo esperado por la inversioacuten a realizar y
representa una medida del valor del dinero en el tiempo [12]
Valor Presente Neto (VPN) Es la sumatoria de todos los flujos de caja neto descontados a
una tasa de descuento determinada
Ecuacioacuten 76
Donde
FEi = Flujo de Efectivo en el Antildeo
(i + d) = Tasa de descuento establecida por la Corporacioacuten (10)
N = Antildeos de vida del proyecto
Tasa Interna de Retorno (TIR) Se denomina Tasa Interna de Retorno a la tasa de intereacutes
promedio que iguala el valor presente de un flujo de ingresos y gastos con la inversioacuten
inicial Hace que el valor presente de un proyecto sea igual a cero Eacutesta se utiliza cuando
sum= +
=N
0ii
i
d)(1FEVPN
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
83
se desea obtener una indicacioacuten porcentual del rendimiento del proyecto que permita
compararlo con el rendimiento de otros proyectos o instrumentos financieros
sum= +
=N
0ii
i
TIR)(1FE0 Ecuacioacuten 77
Donde
FEi = Flujo de Efectivo en el Antildeo i
TIR = Tasa interna de Retorno
N = Antildeos de vida del proyecto
La tasa interna de retorno debe calcularse por alguacuten meacutetodo iterativo o utilizando el perfil
del valor presente neto El resultado obtenido debe ser manejado con mucho cuidado ya
que bajo ciertas condiciones aparecen varios valores de TIR que satisfacen su definicioacuten
matemaacutetica
Para la consideracioacuten de una propuesta en la Industria Petrolera Estatal la tasa interna de
Retorno debe ser de al menos un 15 por ciento () para que pueda entrar en el
Presupuesto de Inversiones de la Corporacioacuten Por otra parte si la Tasa interna de retorno
esta entre 10 y 15 por ciento entonces el proyecto en cuestioacuten debe competir con otros
proyectos Mientras que una tasa interna de retorno menor a 10 es inaceptable para la
ejecucioacuten de un proyecto
Tasa Interna de Retorno Modificada (TIRM) Es aquella tasa interna de retorno que no
considera las tasas de financiamiento de las inversiones y de la re-inversioacuten de los
excedentes de efectivo
Periacuteodo de Recuperacioacuten Dinaacutemico Se define como el tiempo necesario para que la suma
de los flujos netos anuales descontados iguale la inversioacuten inicial
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
84
Eficiencia de la Inversioacuten (EI) Es la rentabilidad que se obtiene en teacuterminos reales por
cada unidad monetaria invertida
sum= +
= N
0ii
i
d)(1INV
VPNEI Ecuacioacuten 78
Donde
EI = Eficiencia de la inversioacuten [BsBs]
VPN = Valor presente neto [Bs]
INVi = Inversioacuten ejecutada en el periodo i
N = Antildeos de vida del proyecto
Indicadores financieros estaacuteticos Son aquellos indicadores que no consideran el valor del
dinero en el tiempo y su uso se recomienda uacutenicamente como una evaluacioacuten preliminar
a fin de determinar en primera instancia la posible conveniencia de ejecutar un proyecto
Entre ellos tenemos [13]
Flujo de Caja Neto (FCN) Consiste en sumar todos los cobros realizados menos todos
los pagos efectuados durante el horizonte econoacutemico del proyecto o lo que es igual
sumar todos los flujos anuales
Periacuteodo de Recuperacioacuten de la Inversioacuten Definido como el periacuteodo de recuperacioacuten de
la inversioacuten el cual consiste en calcular los antildeos en que el proyecto tarda en recuperar
la inversioacuten inicial
Inversioacuten Gastos para aumentar la riqueza futura y hacer posible un crecimiento de la
produccioacuten [13]
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
85
Tasa de intereacutes Tasa por la cual medimos el precio del costo de oportunidad del
dinero[11]
Valor esperado interno El valor esperado interno de un activo al teacutermino del horizonte
econoacutemico conceptualmente equivale al valor actual de los flujos de efectivo que el activo
es capaz de generar en el futuro considerando que auacuten tiene vida uacutetil productiva [11]
Valor residual Es una expresioacuten estrictamente contable y equivale al valor neto en el libro
(valor original ndash depreciacioacuten acumulada) en cualquier periacuteodo [11]
72- MODELO ECONOacuteMICO
Un modelo econoacutemico debe evaluar varios esquemas de estrategias de produccioacuten Es
como la prediccioacuten de tendencias futuras del mercado por lo cual se deben hacer
predicciones bajo los diversos guiones econoacutemicos con el fin de conseguir una buena
percepcioacuten de la sensibilidad de los ingresos netos esperados del mercado Se han
disentildeado modelos econoacutemicos para simular el desarrollo y funcionamiento de proyectos
reales de recuperacioacuten de crudo Las caracteriacutesticas del yacimiento y el costo del crudo
residual producido se introducen en los modelos econoacutemicos y se generan las siguientes
estimaciones
La cantidad de crudo que se produciraacute del proyecto
El precio suficiente para reembolsar todos los costos del proyecto y proporcionar un
retorno adecuado en la inversioacuten
Programar lo que se produciraacute del yacimiento
Estas estimaciones se toman en cuenta para las consideraciones de predicciones globales
de produccioacuten diaria produccioacuten acumulada y uacuteltima recuperacioacuten [12]
EVALUACIOacuteN ECONOacuteMICA DE PROYECTO
86
73- ESTRUCTURA GENERAL DEL MODELO ECONOacuteMICO
La prediccioacuten de la cantidad de crudo residual que puede ser recuperado estaacute basado en
los paraacutemetros reales del yacimiento la saturacioacuten de crudo residual y las teacutecnicas de
recuperacioacuten primaria y secundaria Las estimaciones de la cantidad de crudo producido
estaacuten basadas en la composicioacuten del yacimiento y en el modelo de simulacioacuten en la
proyeccioacuten de los flujos de caja y en la tasa de retorno Los ingresos se obtienen por la
produccioacuten de crudo y los egresos se generan de la inversioacuten los gastos del desarrollo del
campo gastos de equipo mantenimiento costo de material de inyeccioacuten y otros Los
flujos de caja de dinero se expresan en doacutelares por antildeo del tiempo de iniciacioacuten del
proyecto estos son basados en las caracteriacutesticas de desarrollo numerosas teacutecnicas
especiacuteficas y costo general de paraacutemetros Las estimaciones de produccioacuten se combinan
con la inversioacuten costo de operacioacuten y varias tasas de retorno para calcular de esta
manera el precio requerido de crudo Reciacuteprocamente distintos software proporcionan el
rendimiento de las tasas de retorno para una serie de precios fijos [12]
CAPITULO VIII- AacuteREA DE ESTUDIO
AacuteREA DE ESTUDIO
88
81- DESCRIPCIOacuteN DEL AacuteREA EN ESTUDIO
La Cuenca de Barinas-Apure estaacute ubicada en la parte Suroccidental del paiacutes al Norte de la
frontera con Colombia y pertenece al sistema de cuencas subandinas las cuales
constituyen un aacuterea de sedimentacioacuten que quedoacute estructuralmente aislada entre el Escudo
Suramericano y la Cordillera de los Andes a raiacutez del levantamiento de eacutesta uacuteltima en el
Plio-Pleistoceno
Los liacutemites Noroccidental y Suroriental de la cuenca estaacuten naturalmente definidos por los
Andes de Meacuterida y el Escudo Guayaneacutes respectivamente Al Sur continuacutea en la Cuenca
Colombiana de los Llanos Al Noreste termina contra el Arco de El Bauacutel maacutes allaacute del cual
empieza la Cuenca Oriental de Venezuela (Figura 81) Definida de manera general la
Cuenca de Barinas-Apure tiene una superficie de aproximadamente 100000 Km2 y se
extiende sobre los estados Apure Barinas y Portuguesa (Figura 81)[14]
La Cordillera de los Andes y la Cordillera Oriental de Colombia estaacuten compuestas por un
complejo de rocas iacutegneo-metamoacuterficas y sedimentos que abarcan desde el Precaacutembrico
hasta el Cuaternario El Escudo de Guayana estaacute principalmente formado por un antiguo
Figura 81- Cuencas de Venezuela[7]
AacuteREA DE ESTUDIO
89
grupo de rocas iacutegneo-metamoacuterficas del Precaacutembrico Estos dos complejos forman las
fuentes principales de sedimentos durante la edad del Mesozoico y el Cenozoico [14]
Figura 82- Rasgos Sobresalientes de la Cuenca Barinas-Apure[14]
Dentro de esta cuenca se han descubierto 12 campos petroleros de los cuales 10 estaacuten
concentrados en una superficie relativamente pequentildea de 1200 Km2 ubicada a unos 30
Km al Sureste de Barinas y estaacute denominada Aacuterea Mayor de San Silvestre o zona
productora de Barinas Los restantes dos campos Guafita y La Victoria constituyen los
descubrimientos en la zona de Apure en el borde Sur de la cuenca cerca de la frontera
colombo-venezolana[14]
82- UBICACIOacuteN GEOGRAacuteFICA DEL CAMPO GUAFITA
El Campo Guafita estaacute situado a unos 40 Km al Sureste de la poblacioacuten de Guasdalito y a
40 Km al Este del Campo La Victoria Este fue asignado a CORPOVEN en febrero de 1986
con una superficie de explotacioacuten de 244 Km2 situados en el Municipio El Amparo del
Distrito Paacuteez Edo Apure [14]
AacuteREA DE ESTUDIO
90
83- ANTECEDENTES
El Campo Cantildeo Limoacuten Ubicado al Sur del riacuteo Arauca (Colombia) fue descubierto por la
perforacioacuten del pozo CANtildeO LIMON-1X perforado entre Abril y Julio de 1983 A raiacutez de
estos resultados Corpoven inicio la actividad en el campo Guafita con la perforacioacuten del
pozo GF-1X en 1984 que proboacute 2000 BNPD de 298ordm API el cual detectoacute acumulaciones
de hidrocarburos en las arenas de la formacioacuten Guafita y Quevedo de edad Terciario y
Cretaacuteceo respectivamente
Los primeros cuatro pozos de Corpoven fueron perforados en el bloque Norte del Campo
Guafita del lado levantado de la falla Guafita Cantildeo Limoacuten con resultados exitosos pero
atravesando solo una columna petroliacutefera de aproximadamente 40 pies El GF-5X
LA VICTORIA GUASDUALITO
GUAFITA
TTooppee YYaacc GG--77
Figura 83- Ubicacioacuten Geograacutefica del Campo Guafita[14]
AacuteREA DE ESTUDIO
91
orientado en rumbo con los pozos del campo La Yuca (Colombia) fue el primero perforado
en el bloque Sur o lado deprimido de la falla penetrando una columna de petroacuteleo mayor
que la del bloque norte y similar a la de los pozos colombianos (150 pies
aproximadamente)
El pozo GF-1X fue productor de arena desde el momento de la completacioacuten por flujo
natural En el antildeo 1989 se realizoacute el primer empaque con grava en el pozo GF-29 y para
1994 existiacutean siete pozos empacados en un universo de 48 pozos perforados desde 1989
hasta 1993 se habiacutean completado cinco pozos (GF-22 GF-29 GF-36 GF-40 GF-41) en los
cuales se utilizo gel como fluido de transporte obtenieacutendose resultados poco
satisfactorios
Entre 1993 y comienzos de 1995 ocurre una etapa de transicioacuten en la cual se estudia la
necesidad de implementar el empaque con grava como meacutetodo de control de arena y se
cambia el uso del gel como fluido de transporte a agua con KCL este periodo concluye
con el empaque del pozo GF-60
A partir de Enero de 1995 comienza masivamente a realizar empaque con grava en todos
los pozos de RARC y completacioacuten original
Para el antildeo 1995 cuando se da inicio de manera masiva a completar con empaque
existiacutean razones para realizar esta actividad la produccioacuten de arena siempre ha estado
presente originando taponamiento en el interior del intervalo productor y atascamiento
en los equipos BES Los estudios realizados indican que existe aumento de la
permeabilidad en las perforaciones productoras por lo que el procedimiento de empaque
no dantildea la formacioacuten La teacutecnica de empaque se perfecciona usando cantildeones de 21 TPP
Super Big Hole el cual permite tener maacutes aacuterea abierta para introducir la grava a las
perforaciones
Para Julio de 2002 el uacuteltimo pozo al cual se le realizoacute empaque fue al GF-156 para
mediados de 1998 se puede diferenciar otra etapa con la completacioacuten sin empaque del
AacuteREA DE ESTUDIO
92
pozo GF-83 el cual fue completado con una bomba de alto caudal produciendo los fluidos
junto con la arena de formacioacuten debido al eacutexito obtenido en este pozo se decide
completar los pozos RARC sin la presencia de empaque y el uso de bombas de alto
caudal
Con los empaques con grava se logro controlar la produccioacuten de arena permitiendo a los
equipos de produccioacuten funcionar con mayor tiempo Operacionalmente la falla que ocurre
con maacutes frecuencia es la inyeccioacuten de grava a los orificios perforados forzando parte de
la grava a los intervalos y en ocasiones solamente se logra empacar el anular
Para el campo Guafita Sur en la Figura 84 se muestra un histoacuterico de produccioacuten de
petroacuteleo vs porcentaje de agua y sedimentos para el campo Guafita Sur Se puede
apreciar que entre finales de 1988 y comienzos de 1989 se da un incremento acelerado de
la produccioacuten de agua periodo en el cual se acrecienta el efecto de arenamiento de los
pozos hacieacutendose necesario aplicar un sistema de control de arena
Para el campo Guafita Norte (ver Figura 85) se puede apreciar que para 1994 hay un
repunte de la produccioacuten de petroacuteleo antildeo en el cual se implementa el programa ODEA
(Optimizacioacuten de Explotacioacuten Apure) en el cual se decide optimizar el meacutetodo de
levantamiento prevaleciente (Flujo Natural) ya que bajo estas condiciones el tiempo
estimado de recobro de las reservas es muy prolongado por lo que se decide acelerar la
produccioacuten cambiando el meacutetodo de levantamiento de flujo natural a sistema de bombeo
electrosumergible aplicaacutendose inicialmente al Campo La Victoria en la arena (ESC-M1) y
en Guafita Norte en la arena (G-9) extendieacutendose luego a todo el campo con el
incremento de la tasa de flujo producto de cambio de meacutetodo se incrementa tambieacuten la
produccioacuten de agua la cual es una de las causas principales del desprendimiento de la
arena de formacioacuten
En cuanto a la actualidad del campo se tiene que para Julio de 2002 se han perforado
156 pozos convencionales (verticales y desviados) con 131 pozos activos en el bloque
AacuteREA DE ESTUDIO
93
Norte y el Sur Para inicios de 1999 se dio inicio al desarrollo de un plan de perforacioacuten de
pozos horizontales completaacutendose hasta el presente 8 pozos en el Campo Guafita
Figura 84- Produccioacuten de Petroacuteleo vs de Agua y Sedimentos Campo Guafita Sur
Figura 85- Produccioacuten de Petroacuteleo vs Agua y SedimentosCampo
Guafita Norte
AacuteREA DE ESTUDIO
94
84- MARCO ESTRUCTURAL
Los elementos estructurales maacutes importantes en el Campo Guafita son Un anticlinal
orientado en direccioacuten Noreste hacia el Suroeste una zona de fallas transcurrentes
paralela al eje del anticlinal con un desplazamiento que alcanza 500ft (152m) y un cierre
estructural contra esta zona de fallas en la parte sur del campo Estos elementos se
extienden hasta el Campo La Yuca en los llanos colombianos dando origen a dos
acumulaciones separadas por la falla Guafita- Cantildeo Limoacuten las cuales se han identificado
como bloque Norte (Figura 86)y Sur (Figura 87)[14]
Figura 86- Mapa base del Campo Guafita Norte actualizado para enero de 2002
AacuteREA DE ESTUDIO
95
Las acumulaciones petroliacuteferas de Guafita se ubican entre 6900 y 7000 pies de
profundidad en formaciones claacutesticas de edad Oligo-Mioceno (Terciario) con caracteriacutesticas
de reservorio de crudo de muy buena calidad formando yacimientos de crudo mediano
con gravedad de 29 API subsaturados con un mecanismo de produccioacuten hidraacuteulica
asociado a un acuiacutefero de caracteriacutesticas infinitas con porosidades de roca entre 24 y 26
haciendo de estos yacimientos uno de los que tiene la mayor permeabilidad conocidos
en el paiacutes (3-7 Darcy) estos yacimientos fueron explotados inicialmente por flujo natural
alcanzaacutendose tasas inicialmente de 4000 BPPD con la masificacioacuten de la explotacioacuten en
este campo se fueron presentando problemas de arenamiento y produccioacuten prematura de
agua que con el tiempo se han ido corrigiendo con teacutecnicas tanto de empaque de grava
como mejoramiento en la cementacioacuten
Figura 87- Mapa base del Campo Guafita Sur actualizado para enero de 2002
AacuteREA DE ESTUDIO
96
Estaacuten identificadas cinco Unidades de origen Fluvio-Deltaacuteico posiblemente con influencia
de mareas G-7-34 G-8 G-9-12 G-9-34 y G-10 cuyos sedimentos descansan
discordantemente sobre los sedimentos del Cretaacuteceo pertenecientes a la Formacioacuten
Quevedo e infrayacen concordantemente con los sedimentos del Mioceno Para Guafita
Norte solo las dos ultimas con intereacutes comercial
Los yacimientos del aacuterea estaacuten asociados a un empuje hidraacuteulico activo a nivel de la Arena
G-10 y a un proceso suplementario de produccioacuten por bombeo electrosumergible (BES)
en todas las arenas Se estima que el mayor porcentaje de reservas recuperables proviene
de la Arena G-9
En Guafita Sur las arenas maacutes productoras del aacuterea son la G-8 y G-10 ya que son bastante
limpias mientras que las arenas G-7-34 y G-9 han sido afectadas en sus porosidades por
procesos diageneacuteticos Estas arenas estaacuten constituidas baacutesicamente por areniscas y lutitas
divididas en cuerpos heteroliacuteticos (varias litologiacuteas)
La distribucioacuten de fluidos del Campo no se considera compleja y se ha mencionado en
varios estudios que no existe una variacioacuten de la composicioacuten del crudo con profundidad
seguacuten los PVT disponibles para lo cual se considera que los yacimientos son de caraacutecter
volumeacutetricos subsaturados con un acuiacutefero asociado a nivel de la arena G-10
85- DESCRIPCIOacuteN ESTRATIGRAacuteFICA[14]
Los pozos del aacuterea de Guafita que se han perforado tienen aproximadamente 7500 pies de
profundidad promedio en una secuencia representada de base a tope con el basamento
precretaacutecico en contacto discordante a eacutesta unidad se encuentran las formaciones
Aguardiente Escandalosa Miembro La Morita y Quevedo productor este uacuteltimo en el
bloque sur y mojado en el bloque norte del Campo Guafita Por encima de eacutesta formacioacuten
se encuentra una seccioacuten de intereacutes petroliacutefero de 150 pies de espesor aproximadamente
el cual pertenece al miembro Arauca de Edad Oligoceno de la Formacioacuten Guafita
AacuteREA DE ESTUDIO
97
(aproximadamente 1500 pies de espesor) La formacioacuten Guafita se encuentra separada del
cretaacuteceo por una discordancia de caraacutecter regional de edad Eoceno
Figura 88- Columna Estratigraacutefica del aacuterea Apure Campo Guafita
Formacioacuten Riacuteo Yuca
Edad Basaacutendose en su posicioacuten estratigraacutefica se le asigna una edad Mioceno Tardio-
Plioceno
Localidad tipo El riacuteo Yuca cerca de la ciudad de Barinas Distrito Obispo del Estado
Barinas
Descripcioacuten litoloacutegica La unidad consiste principalmente en conglomerados de grano
grueso (25) en lechos macizos areniscas macizas con estratificacioacuten cruzada de grano
medio a grueso blandas a duras arcillosas de color tiacutepico verde grisaacuteceo La formacioacuten
AacuteREA DE ESTUDIO
98
en su globalidad representa el intervalo molaacutesico principal derivado del raacutepido
levantamiento de los Andes de Meacuterida
Espesor Se estima un espesor de 2000 m en la localidad tipo
Extensioacuten geograacutefica La unidad aflora en una amplia faja a lo largo del flanco sureste de
los andes desde el riacuteo Socopoacute hasta el aacuterea de Acarigua limitada al norte por su contacto
con la formacioacuten Paraacutengula y al Sur con la formacioacuten Guanapa o sedimentos recientes
Formacioacuten Paraacutengula
Edad Pertenece al Mioceno Temprano y posiblemente alcanzando el Oligoceno en algunas
aacutereas
Localidad tipo Quebrada Paraacutengula afluente del riacuteo Santo Domingo inmediatamente al
oeste de la terraza del pueblo de Barinitas Estado Barinas
Descripcioacuten litoloacutegica Aquiacute es notable el caraacutecter regresivo (engrosamiento hacia arriba)
de la formacioacuten que se inicia con una gruesa arenisca basal gradando hacia arriba a
arcillas y limolitas varicoloreadas y calcaacutereas alternando con areniscas arcillosas de grano
fino micaacuteceas y lenticulares
Espesor Mide 550 m en la seccioacuten tipo aumenta su espesor hacia el sudoeste estimando
que llegue hasta 1400 m y se adelgaza hacia el noreste hasta los alrededores de
Guanare
Extensioacuten Geograacutefica En la superficie se conoce a lo largo del piedemonte surandino
desde el riacuteo Portuguesa hasta las cercaniacuteas del riacuteo Caparo En el subsuelo ha sido trazada
desde el Arco El Bauacutel hasta la cuenca Barinas Apure en donde se aplica el nombre
Miembro Guardulio (Formacioacuten Guafita)
AacuteREA DE ESTUDIO
99
Formacioacuten Guafita
Edad En base a su abundante flora a la formacioacuten Guafita se le asigna una edad
Oligoceno a Mioceno temprano
Localidad tipo Se asigna como localidad tipo el intervalo desde 1835 a 2358 m (6020 a
7735 pies) en el pozo Guafita 2X (GF-2X) situado a 62 Km del riacuteo Arauca y a 10 Km al
Oeste del Apostadero Naval de la Isla de Guardulio Distrito Paacuteez municipio Amparo
Estado Apure
Descripcioacuten litoloacutegica La Formacioacuten Guafita se compone de una alternancia de areniscas
Wacas cuarzosas y arcoacutesicas lutitas arcillas limolitas y algunas capas delgadas de lignito
En los campos Guafita y la Victoria se pueden reconocer dos miembros
El Miembro Arauca (inferior) estaacute compuesto de un 75 de arenas areniscas (wacas
cuarciacuteticas y arcoacutesicas) de color gris claro pardo lechoso a traslucido Las limonitas
representan un 20 del miembro las lutitas representan entre el 5 y 10 de la unidad
En la base del miembro se observan capas delgadas y aisladas de caliza tipo Packstone
Las arenas y areniscas representan abundantes estructuras sedimentarias tales como
estratificacioacuten paralela cruzada festoneadas y rizaduras
El miembro Guardulio (superior) esta representado por un 40 de lutitas gris oscuro a
verdoso ocasionalmente moteadas de oacutexido de hierro masivas a laminares con
abundantes restos de plantas y flora Las areniscas representan el 10 a 20 del
miembro
La formacioacuten Guafita esta definida como una unidad sedimentaria de origen deltaacuteico y
ambiente de llanura baja progradante en un sistema transgresivo que alcanza su
culminacioacuten en el tope del miembro superior Guardulio
AacuteREA DE ESTUDIO
100
El grano de las arenas variacutea entre muy fino y grueso encontraacutendose rara vez un tamantildeo
mayor Las arenas son bastante uniformes y generalmente bien escogidas especialmente
las masivas salvo en las faacutecies de abono y canales menores donde se observan
frecuentes afinamientos de grano hacia el tope
Espesor El espesor de la formacioacuten Guafita ha sido medido en el pozo GF-2X en 523 m
(1715 pies) En este pozo el miembro Arauca alcanza 108 m (355 pies) y el miembro
Guardulio 415 m (1360 pies) Hacia el oeste de la regioacuten de Apure la unidad alcanza maacutes
de 640 m (2100 pies) en los pozos GF-8X Cantildeo Muntildeoz-1X Guasdulito-1X Hacia el centro
del campo Guafita en el pozo GF-1X el espesor de la formacioacuten alcanza 496 m (1625
pies) de los cuales el miembro Arauca tiene 61 m (200 pies)
Extensioacuten geograacutefica Se reconoce en el subsuelo a lo largo de la frontera colombo-
venezolana y la parte noroeste del distrito Paacuteez del estado Apure hasta el aacuterea de los
pozos capitanero del estado Barinas La extensioacuten del miembro Arauca a las aacutereas
Calzada Lechozote y Nutrias al sur del aacuterea mayor Sinco-Silvestre de Barinas restringe
el miembro Guardulio al aacuterea de la cresta del Arco Arauca y al sudoeste de ella Al norte
del arco Guardulio equivale a Paraacutengula inferior
Formacioacuten Navay
Edad Se ubica en la edad coniaciense se consideraron en conjunto a las formaciones
Escandalosa y Navay afirmando que ambas se incluyen dentro de la superzona
palinoloacutegica V y VI (Turoniense-Maastrichtiense) en los pozos de Guafita y la Victoria
La flora y fauna en el aacuterea del riacuteo Caparo ubican al miembro en el Coniaciense-
Maastrichtiense y al miembro Quevedo en el Maastrichtiense
Localidad Tipo Riacuteo Navay afluente del riacuteo Daradas en el vertiente sureste de la sierra
Cuchilla de Navay al norte de la poblacioacuten de San Joaquiacuten de Navay distrito Libertador
del Estado Taacutechira No han sido publicadas descripciones formales de la seccioacuten tipo de la
AacuteREA DE ESTUDIO
101
formacioacuten La seccioacuten tipo del miembro Quevedo estaacute a 2 Km al noroeste de la quebrada
Quevedo y a 3Km al noroeste de Santa Baacuterbara
Descripcioacuten litoloacutegica Esta compuesta de lutitas siliacuteceas friables a no friables blandas
duras quebradizas amarillo claro a crema y a blanco como constituyentes menores de la
formacioacuten se presentan areniscas lenticulares de grano angular calcaacutereas a siliacuteceas
pardo claro a gris claro La formacioacuten ha sido repartida en orden ascendente en la lutita
ldquoNrdquo (Miembro La Moritardquo) y ldquoMrdquo al ldquoIrdquo (Miembro Quevedo) Tiende a ser maacutes arenosa
hacia arriba se vuelve muy arenosa hacia el Escudo de Guayana hacia Apure y la Cuenca
Los Llanos
El Miembro La Morita consiste en una seccioacuten esencialmente lutiacutetica hacia el flanco
suroriental de la cuenca de Barinas cambia gradualmente a una faacutecies compuesta casi
totalmente de areniscas con intercalaciones menores de lutitas y ocasionalmente calizas
El Miembro Quevedo es una secuencia de rocas siliceas duras quebradizas
predominantemente lutiacuteticas que incluye ademaacutes intercalaciones de areniscas
gruesamente estratificadas
Espesor En la localidad tipo el espesor es de 940 m (3084 pies) y de 610 m (2000 pies)
en el aacuterea de Burgua Tiende a aumentar raacutepidamente al surco de Uribante y se acuntildea
hasta extinguirse hacia el sur de Apure y los llanos colombianos asiacute como localmente
sobre el Arco de Meacuterida
El miembro la Morita tiene un espesor de 12 a 18 m (40 a 60 pies) en los pozos de
Barinas 150 m (492 pies) en el aacuterea de Burguacutea y 180 m (591 pies) en la seccioacuten tipo de la
quebrada Agua Friacutea El espesor promedio es de 26 m (85 pies)
El Miembro Quevedo tiene un espesor de 91 m (300 pies) en los campos de Silvestre y
Sinco 200 m (600 pies) en el aacuterea de Burguacutea y estaacute totalmente ausente en el aacuterea de
Guanarito o erosionada por completo en la regioacuten central del campo Hato
AacuteREA DE ESTUDIO
102
Extensioacuten geograacutefica Aflora en la regioacuten nororiental de los Andes y posee extensioacuten
regional en el subsuelo de la cuenca de Barinas La extensioacuten en el subsuelo es desde los
pozos Bugua hasta el Arco de El Bauacutel y en el aacuterea fronteriza de Guafita-La Victoria-Cantildeo
Limoacuten-Arauca
Formacioacuten Escandalosa
Edad Cretaacuteceo Cenomaniense a Turoniense por correlacioacuten lateral y por sus relaciones
con unidades mejor definidas
Localidad tipo Quebrada Escandalosa tributaria del riacuteo Dorada en Taacutechira suroriental
Descripcioacuten litoloacutegica La formacioacuten esta compuesta por areniscas macizas cuarzosas y
muy glauconiacuteticas con cantidades menores de lutitas negras calcaacutereas En el tope de la
seccioacuten se encuentra una caliza de unos 4 m de espesor
Espesor Tiene 300 m en la seccioacuten tipo entre 150 y 427 m en otras localidades
Extensioacuten geograacutefica La formacioacuten aflora a lo largo de la regioacuten piemontina de los andes
surorientales y se reconoce en el subsuelo de la cuenca de Barinas
Formacioacuten Aguardiente
Edad Cretaacuteceo principalmente Albiense
Localidad tipo Cuesta de buzamiento de la conspiacutecua Fila de Aguardiente al sur de la
concesioacuten Barco Departamento de Santander Colombia
Descripcioacuten litoloacutegica Conformada por areniscas calcaacutereas duras de color gris a verde
claro grano variable y estratificacioacuten cruzada con intercalaciones de lutitas micaacuteceas y
algunos lechos de caliza en la parte inferior
AacuteREA DE ESTUDIO
103
Espesor En la concepcioacuten Barco (Colombia) se sentildealan espesores de 150 ndash 160 metros
se mencionan 500 metros cerca de San Cristoacutebal y menos de 300 metros en el norte del
Taacutechira
Extensioacuten geograacutefica Zulia suroccidental y partes adyacentes de Colombia y cordillera de
Los Andes entre Taacutechira y Lara
AacuteREA DE ESTUDIO
104
86- TEMPERATURA Y FACTOR VOLUMEacuteTRICO DEL PETROacuteLEO
Yacimiento Temperatura ( ordmF) Bo (BYBN)
G-9 (GF-10) 196 7322 Pies 3000 1002
G-10 (GF-2X) 196 7416 Pies 3100 1042
Yacimiento Temperatura ( ordmF) Bo (BYBN)
G-7-3 (GF-5X) 190 7190 pies 10492 2500 Lppc
G-8 (GF-5X) 195 7374 pies 10475 3000 Lppc
G-9 (GF-5X) 200 7552 Pies 10525 3000 Lppc
G-10 (GF-5X) 200 7690 Pies 10514 3128 Lppc
Qv (GF-5X) 200 7758 Pies 10457 3285 Lppc
87- COMPRESIBILIDAD AL PETROacuteLEO Y VISCOSIDAD
Yacimiento Viscosidad
(cp)
Compresibilidad del
petroacuteleo
(Lppc -1)
Campo Guafita Norte
G-9 (GF-10) 382 3000 Lppc 618x10-6 3000 Lppc
G-10 (GF-2X) 5798 3000 Lppc 4505x10-6 3000 Lppc
Campo Guafita Sur
G-7-3 (GF-5X) 472 2500 Lppc 604x10-6 2500 Lppc
G-8 (GF-5X) 417 3096 Lppc 552x10-6 3096 Lppc
G-9 (GF-5X) 392 3000 Lppc 593x10-6 3000 Lppc
G-10 (GF-5X) 584 3128 Lppc 574x10-6 3128 Lppc
QV (GF-5X) 765 3285 Lppc 524x10-6 3285 Lppc
Tabla 82- Campo Guafita Sur
Tabla 83- Campo Guafita
Tabla 82- Campo Guafita Norte
AacuteREA DE ESTUDIO
105
88- COMPORTAMIENTO DE PRESIONES
En general existen tres tipos de regiones de saturacioacuten en una estructura donde existe
una acumulacioacuten de petroacuteleo Esta distribucioacuten de fluidos en el yacimiento es el resultado
de la segregacioacuten natural producto de la diferencia de densidades en los fluidos que
saturan el medio poroso es asiacute como hacia la parte alta de la estructura se encuentra
una capa de gas en la parte maacutes baja agua y entre estaacutes petroacuteleo
En el caso particular de Guafita inicialmente se encontroacute subsaturado (sin capa inicial de
gas) y en algunos casos con contacto agua petroacuteleo (aproximadamente a 6955 pies
seguacuten GF-38)
El anaacutelisis de presiones de aacuterea de Guafita no ha sufrido cambios relevantes desde el inicio
de su vida productiva igualmente para las medidas por arena Intevep realizoacute un estudio
de los datos de presioacuten estaacutetica medidos para los pozos GF-1X GF-2X GF-3X GF-4X GF-
49 para el aacuterea de Guafita Norte y los pozos GF-5X GF-7X GF-14X GF-17 GF-18 Gf-19
GF-20 GF-22 GF23 GF-27 para el campo Guafita Sur con el fin de evaluar el
comportamiento de la formacioacuten en las arenas productoras
Por medio de graacuteficas de Presioacuten vs Tiempo el estudio demostroacute que la presioacuten del
yacimiento no ha sido muy variada este comportamiento esta vinculado con la presencia
de un acuiacutefero activo considerado infinito y que esta orientado en sentido Noreste -
Sudoeste
Se establecioacute que la declinacioacuten de presiones hasta febrero de 1996 era de unas 100 a
115 Lppca aproximadamente por debajo de la presioacuten inicial Sin embargo se cree que la
presioacuten actual en la arena G-7-3 (campo Guafita Sur) es inferior a 2500 Lppc seguacuten
registros MDT corridos en el aacuterea (pozo GF-118 Julio-1998)
AacuteREA DE ESTUDIO
106
El comportamiento de los diferentes paraacutemetros PVT (Bo Pb Compresibilidad viscosidad)
corresponde a lo convencionalmente esperado para un tipo de fluido cuya RGP es
praacutecticamente nula y el volumen relativo al petroacuteleo es favorable desde el punto de vista
de recuperacioacuten
GUAFITA NORTE PRES INICIAL (Lppc)
PRESIOacuteN DE BURBUJEO (Lppc)
ARENA G9-1 (GF-10)
3125 7380 Pies 15
ARENA G9-3 (GF-10)
3180 7405 Pies 15
ARENA G-10 (GF-2X)
3227 7000 Pies 22
GUAFITA SUR PRES INICIAL (Lppc)
PRESIOacuteN DE BURBUJEO (Lppc)
ARENA G7-3 (GF-5X) 3300 7200 Pies 47
G-8 (GF-5X)
3111 7300 Pies 36
G9-12 (GF-5X)
3120 7450 Pies 42
G9-34 (GF-5X)
3067 7450 Pies 42
G-10 (GF-5X)
3300 7550 Pies 51
Q-2 (GF-5X)
3350 7700 Pies 35
Q-3A(GF-5X)
3370 7700 Pies 29
Q-3B(GF-5X)
3380 7700 Pies 21
Tabla 84- Comportamiento de presiones iniciales por arenas
AacuteREA DE ESTUDIO
107
89- ORIGEN DE LA PRODUCCIOacuteN DE AGUA
Los pozos productores del Campo Guafita han presentado histoacutericamente problemas de
alta produccioacuten de agua lo cual ha incrementado notablemente los voluacutemenes de fluido
producido asiacute como los barriles de crudo Intevep analizoacute un total de 20 pozos en Guafita
Norte 4 pozos en la Arena G-10 7 pozos en la Arena G-9 4 pozos en la arena G-9-3 en
todos estos pozos se identificaron problemas de canalizacioacuten y conificacioacuten de agua
En los casos donde se diagnosticoacute problemas de conificacioacuten de agua en el Pozo (GF-92 D
GF-44) se verificoacute la existencia del contacto agua - petroacuteleo asiacute como la altura del cono a
fin de establecer bases que corroboren el problema identificado
Las arenas G-9-1 G-9-2 y G-9-3 por sus caracteriacutesticas estratigraacuteficas presenta tendencia
a la canalizacioacuten de agua ya que el agua posee mayor movilidad que el petroacuteleo
0
2
4
6
8
10
12
14
Frec
uenc
ia Canalizacioacuten
ConificacioacutenPoca historiaSin problemas
Figura 89- Mecanismos Predominantes en la Produccioacuten de Agua
AacuteREA DE ESTUDIO
108
En la arena G-10 se aprecia un pozo conificando agua (GF-92D) ya que la arena tiene un
acuiacutefero cuyo movimiento permite la formacioacuten del cono de agua en el pozo productor de
igual forma este pozo se encuentra ubicado fuera de la zona de canales de esta arena
En este mapa se muestra el acumulado de agua desde el inicio de la explotacioacuten de la
arena donde se observa que los pozos en la estructura del yacimiento han acumulado
mayor cantidad de agua que los pozos en la base del mismo
En el flanco central del yacimiento es donde existe un mayor acumulado de agua los
pozos GF-27 y GF-18 muestran altos acumulados de agua (posible conificacioacuten) en la
zona central del yacimiento se aprecia una zona de altos acumulados de agua (zona
verde) lo que puede ser sentildeal de canalizacioacuten
El estudio de las aguas se realizoacute sobre 11 muestras de crudo Se caracterizoacute mediante el
anaacutelisis de los iones mayoritarios (Cl- HCO3 CO3 = SO4 = Na+ Ca2+ y Mg2+) con el fin
de encontrar la tendencia de origen de las aguas del acuiacutefero Las sumas de las
ARENA G8 ndash AGUA ACUMULADA
Figura 810- Mapa de Produccioacuten Acumulada de agua Arena G-8 Campo Guafita Sur
AacuteREA DE ESTUDIO
109
concentraciones de los iones son muy bajas lo que en primera aproximacioacuten indica
aguas que no son de origen connato asiacute como las siguientes caracteriacutesticas
Distribucioacuten similar caracteriacutesticas de aguas meteoacutericas
La suma de los iones no alcanza 200 ppm
Altas concentraciones de sodio
Bajas concentraciones cloruros
Altas concentraciones de bicarbonatos
PARAacuteMETROS CANTIDAD
Color Sin color
Olor Sin olor
Sabor Sin color
Alcalinidad total 18000 (ppm CaCO3)
Dureza temporal 70000 (ppm CaCO3)
Dureza permanente 000 (ppm CaCO3)
Dureza total 10000 (ppm CaCO3)
Fe 10 ppm
Siacutelice 10 ppm
pH 93
Resistividad 090 (ohm-m) 85 degF
A traveacutes del anaacutelisis de aguas (iones mayoritarios) se determinoacute que el agua es de origen
meteoacuterico lo cual indica que el sistema hidrodinaacutemico esta siendo cargado por agua
fresca que recientemente ha estado en contacto con la atmoacutesfera esto sugiere que la
presioacuten del yacimiento se mantiene durante el proceso de produccioacuten Por otro lado se
observoacute una tendencia clara de lavado por agua debido a lo dinaacutemico de la recarga
Tabla Ndeg 85- Caracteriacutesticas fiacutesico-quiacutemicas del agua producida en el Campo Guafita Fuente Datos obtenidos de anaacutelisis fiacutesico-quiacutemico realizado por PDVSA
AacuteREA DE ESTUDIO
110
impidiendo que el agua permanezca suficiente tiempo para disolver minerales que
contribuyen al incremento de los iones mayoritarios en los crudos se evidencia la ausencia
total de ciertos compuestos aromaacuteticos de bajo peso molecular (maacutes solubles en agua)
810- POES RESERVAS RECUPERABLES Y RESERVAS REMANENTES
La estimacioacuten de hidrocarburos inicial de un yacimiento es uno de los pasos maacutes
importantes en la definicioacuten de un modelo de explotacioacuten la cuantificacioacuten de los
voluacutemenes de petroacuteleo en sitio (POES) conjuntamente con la distribucioacuten espacial de las
propiedades de la roca y los fluidos de una acumulacioacuten permiten caracterizar un
yacimiento con el objetivo de generar un esquema oacuteptimo de explotacioacuten para un aacuterea en
particular
8101- POES Campo Guafita Norte
A partir del caacutelculo del Poes se puede estimar las reservas recuperables del yacimiento
para el caso del Campo Guafita Norte estos valores se calcularon basaacutendose en factores
de recobro (FR) estimados en 74 para las arenas G-9 y G-10
Para la arena G-9 se estimoacute un POES de 7002 MMBN para la arena G-10 se estimoacute un
POES de 1447 MMBN para un total de 8449 MMBN
8102- POES Campo Guafita Sur
Oficialmente los resultados indican un POES de 316 MMBN para la columna de
hidrocarburos contenida en las arenas G-7-3 G-8 G-9 G-10 El mecanismo de produccioacuten
asociado es empuje hidraacuteulico por efecto del acuiacutefero activo que mantiene la presioacuten
Solo se han producido 106 MMBN lo que representa un 34 del volumen total de
petroacuteleo original en sitio
AacuteREA DE ESTUDIO
111
El volumen de petroacuteleo en Guafita Sur se encuentra principalmente acumulado en la G-
10 quedando en segundo lugar la arena G-8 luego G-7-3 y por uacuteltimo G-9
La Arena G-8 ha tenido una explotacioacuten maacutes masiva y efectiva que la arena G-10 ya que
originalmente sus voluacutemenes de reservas recuperables eran muy similares sin embargo
hay que tomar en cuenta que la irrupcioacuten de agua en los pozos productores de G-10 ha
sido mayor que en G-8 manejaacutendose una RAP promedio de 764 e identificaacutendose un
proceso de canalizacioacuten del acuiacutefero casi en la totalidad de sus pozos productores lo que
causa un barrido irregular de zona de petroacuteleo dejando voluacutemenes importantes de
petroacuteleo atrapados entre zonas invadidas por agua ademaacutes de invadir las perforaciones
en el pozo evitando asiacute el flujo de petroacuteleo hacia el pozo
AacuteREA DE ESTUDIO
112
Figura No 810
POES Total 316 MMBls Mapa Grid por OFM de Distribucioacuten de fluidos Campo Guafita Sur
4984 MMBLS
Arena G8Arena G7
Arena G9 Arena G10
110 MMBLS
336MMBLS
1228 MMBLS
CAPITULO IX- METODOLOGIacuteA
METODOLOGIacuteA
114
91-OBJETIVO GENERAL
Aplicar la metodologiacutea VCD en la elaboracioacuten del programa de perforacioacuten de un pozo de
la localizacioacuten CS-54 del campo ldquoGUAFITArdquo
911- Objetivos Especiacuteficos
Elaborar un programa de construccioacuten y mantenimiento de un pozo bajo los aspectos de
planificacioacuten seguacuten lo establecido en la metodologiacutea VCD
Requerimientos Funcionales incluyendo las meacutetricas de yacimiento (Definicioacuten y
Complejidad)
Ingenieriacutea de construccioacuten de pozo que abarca a la ingenieriacutea conceptual
ingenieriacutea baacutesica e ingenieriacutea de detalle incluyendo la meacutetrica de pozo
(Complejidad y Definicioacuten)
Anaacutelisis de Operacioacuten
Anaacutelisis de Mantenimiento
Anaacutelisis de Construccioacuten
Estimacioacuten de costos seguacuten formato Metodologiacutea CBA
Anaacutelisis de rentabilidad y de riesgo
METODOLOGIacuteA
115
92- GENERALIDADES
La metodologiacutea aplicada para la Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten es detallada
en los diferentes capiacutetulos que conciernen a cada etapatoacutepico del proyecto Sin embargo
se presenta una metodologiacutea general la cual es ilustrada en el ldquoflujograma VCDrdquo
En esta metodologiacutea de trabajo se observa que para generar el proceso de planificacioacuten
de un pozo se requiere cubrir una serie de etapas las cuales a su vez estaacuten asociados a
actividades con sus respectivas sub-activadades
A continuacioacuten se presentan las actividades de cada una de las etapas
INGENIERIACONCEPTUAL
INGENIERIABASICA
INGENIERIADE DETALLE
ANALISISDE OPERACION
ANALISISDE MANTENIMIENTO
ANALISISDE CONSTRUCCION
ESTIMACIONDE COSTOS +10-10
ANALISISDE
RENTABILIDAD
REQUERIMIENTOSFUNCIONALES
PROGRAMA DE PERFORACION GENERAL
PROGRAMA DE PERFORACION ESPECIFICO
SISTEMA DE PRODUCCION
REHABILITACION Y REPARACION DE POZOS
PROGRAMA DE CONSTRUCCION DEL POZO
EJECUCION+-
POSTMORTEN
INGENIERIacuteACONCEPTUAL
INGENIERIacuteABASICA
INGENIERIacuteADE DETALLE
ANAacuteLISISDE OPERACION
ANAacuteLISISDE MANTENIMIENTO
ANAacuteLISISDE CONSTRUCCION
ESTIMACIOacuteNDE COSTOS +10-10
ANAacuteLISISDE
RENTABILIDAD
REQUERIMIENTOSFUNCIONALES
PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL
PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO
SISTEMA DE PRODUCCIOacuteN
REHABILITACIOacuteN Y REPARACIOacuteN DE POZOS
PROGRAMA DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO
EJECUCIOacuteN+-
POSTMORTEN
Figura 91- Flujograma VCD
METODOLOGIacuteA
116
1- REQUERIMIENTO FUNCIONALES
11- Visualizar el Uso y Tipo de Pozo
111- Exploratorio
112- Delineador (Liacutemite Informacioacuten Tecnologiacutea) iquestSeraacute activo de produccioacuten
113- Desarrollo (Productor Inyector)
114- Tecnoloacutegico (LICacutes)
12- Revisar los Objetivos de la Corporacioacuten
121- Miacutenimo costo y rentable
122- Requisitos de calidad cero defecto
123- Miacutenimo riesgo ambiental y seguridad
13- Revisar los Objetivos de la Unidad de Explotacioacuten
131- Manejar un volumen de fluidos de gas crudo y agua
132- Drenar la seccioacuten de yacimiento especificada (coordenadas de subsuelo)
133- Aislar zonas productoras con distintas presiones y crudos
134- Evitar dantildeo de formacioacuten
135- iquestEs un aacuterea criacutetica estrateacutegica
136- Objetivos estrateacutegicos pozo observador adquisicioacuten de datos
137- Valor econoacutemico del proyecto
14- Revisar los Objetivos de Perforacioacuten
141- Praacutecticas para futuros trabajo y mejorar tiempos de perforacioacuten
142- Mantenible en el tiempo
143- Ser la mejor opcioacuten
METODOLOGIacuteA
117
2- INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (ESTUDIO DE OPCIONES)
21- Reunir los requerimientos y la informacioacuten disponible del proyecto
211- Gradiente de presioacuten de poro fractura y temperatura
212- Presioacuten de fondo fluyente de disentildeo y meacutetodo de produccioacuten (Anaacutelisis
Nodal)
213- Caracterizacioacuten de fluidos y roca
214- Prognosis de intervalos productores radio de drenaje
215- Anaacutelisis comparativo de la informacioacuten de pozos vecinos
216- Estrategia de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas y mejores praacutecticas
22- Visualizar los requerimientos funcionales
221- Visioacuten y definicioacuten de la completacioacuten mecaacutenica preliminar
222- Visioacuten y definicioacuten de la trayectoria y geomecaacutenica regional
223- Visioacuten y definicioacuten del dimensionamiento de revestidores
224- Visioacuten y definicioacuten de la geometriacutea de los hoyos
225- Visioacuten y definicioacuten del uso de fluidos mechas y ensamblajes de fondo
226- Visioacuten y definicioacuten de las estrategias de negocio
227- Anaacutelisis conceptual de construccioacuten mantenimiento y operacioacuten
228- Estimacioacuten de costos a nivel conceptual para base de recursos
3- INGENIERIacuteA BAacuteSICA
31- Revisar los requerimientos funcionales
32- Realizar el disentildeo baacutesico de la arquitectura del pozo
321- Disentildeo de completacioacuten
METODOLOGIacuteA
118
3211 Tipo
3212 Dimensiones
3213 Funcionalidad
3214 Evolucioacuten
3215 Fluido de Completacioacuten
322- Disentildeo de Trayectoria
3221 Geomecaacutenica
3222 Direccionalidad
323- Disentildeo de Revestidores
3231 Tipo
3232 Puntos de Asentamiento
3233 Dimensiones
3234 Funcionalidad
3235 Evolucioacuten
324- Disentildeo de Hoyos
3241 Tipo
3242 Dimensiones
3243 Funcionalidad
3244 Evolucioacuten
325- Definicioacuten general de requerimientos de equipos mechas etc
3251 Disentildeo general de fluidos
3252 Cementacioacuten
3253 Mechas
3254 Sartas
3255 Cantildeoneo
METODOLOGIacuteA
119
33- Estimar la base de conocimiento productividad tiempo y costo (clase
III)
34- Realizar la estrategia de contratacioacuten y pre-seleccioacuten de empresas
35- Realizar el anaacutelisis y mantenimiento de operacioacuten y construccioacuten del
pozo
36- Tramitar permisologiacutea y aprobaciones
37- Revisar y disentildear la localizacioacuten
38- Realizar la procura de materiales de largo tiempo de entrega
4- INGENIERIA DE DETALLE
41- Revisar detalladamente los requerimientos funcionales
42- Detallar la estructura de conocimiento el equipo de trabajo y sus
roles la estrategia de contratacioacuten de empresas la integracioacuten del
programa de perforacioacuten y los controles de ejecucioacuten del proyecto
421- Completacioacuten
422- Trayectoria y problemaacutetica de estabilidad de hoyo
423- Revestidores
424- Geometriacutea de Hoyos
425- Fluidos de perforacioacuten
426- Cementacioacuten
427- Mechas
428- Sarta de perforacioacuten
METODOLOGIacuteA
120
429- Cantildeoneo
4210- Programa de registros y nuacutecleos
43- Equipo de trabajo y sus roles
44- Realizar la estimacioacuten de tiempo y costo clase II
45- Estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas
46- Integracioacuten del programa de perforacioacuten (ejecucioacuten)
5- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN
51- Predice los sistemas de operaciones del pozo los efectos no deseados
por los esfuerzos geomecaacutenicos e hidraacuteulicos y los potenciales cambios
de requerimientos funcionales a los que se someteraacute el pozo
511- Intervenciones para cambios de completacioacuten por efectos energeacuteticos
512- Requerimientos de sensores de fondo y superficie
52- Re-conceptualiza el pozo y se predice la rutina de mantenimiento
preventivo
521- Arenamiento por desequilibrio causado por drenaje superior al criacutetico
522- Irrupcioacuten prematura de agua yo gas por drenaje superior al criacutetico
53- Prediccioacuten de los potenciales cambios de requerimientos funcionales
a los que se someteraacute el pozo
531- Re-entradas
METODOLOGIacuteA
121
532- Levantamiento Artificial
533- Estimulacioacuten
54- Re-conceptualizacioacuten del pozo
55- Prediccioacuten de la rutina de mantenimiento preventivo
551- Nuacutemero de intervenciones en el ciclo del pozo
5511 Por requerimientos energeacuteticos
5512 Por requerimientos mecaacutenicos
6- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO
61- Predice las intervenciones debido a requerimientos mecaacutenicos y la
inversioacuten de capital en completacioacuten original
611- Estimacioacuten de frecuencia
612- Estimacioacuten de costos
7- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN
71- Revisa detalladamente los requerimientos funcionales
72- Realiza el flujograma por actividad de la operacioacuten
73- Realiza la programacioacuten detallada por actividad con hitos
aprobatorios por comunidad de conocimiento
731- Mudanza
732- Seccioacuten superficial
METODOLOGIacuteA
122
733- Seccioacuten intermedia
734- Seccioacuten de produccioacuten
735- Completacioacuten y entrega
74- Realiza los requerimientos de materiales y equipos
75- Estructura los recursos competencias requeridas y roles
76- Realiza la estrategia de contratacioacuten y seleccioacuten de empresas
77- Establece el plan SHA (Seguridad Higiene y Ambiente)
8- ESTIMACIOacuteN DE COSTOS
81- Labor
811- Labor Propia
812- Labor Contratada
813- Asesoriacutea
82- Estima costos de materiales y equipos
821- Revestidores y accesorios
822- Cabezal del pozo (Secciones A B C D E)
823- Equipos de completacioacuten (Empacadura Camisa Sello etc)
824- Tuberiacutea de produccioacuten
825- Combustibles y lubricantes
826- Otros materiales y suministros
METODOLOGIacuteA
123
83- Estima costos de servicios
831- Transporte propio transporte alquilado
832- Localizacioacuten viacutea acceso reacondicionamiento viacuteas de acceso
833- (Desvestida-Movilizacioacuten-Vestida) Taladro o Cabria
834- Fluidos Cementacioacuten
835- Mechas de Perforacioacuten
836- Direccional (equipos servicios ldquosurveysrdquo)
837- Registros eleacutectricos examen de formacioacuten (nuacutecleos)
838- Alquiler equipos perforacioacuten completacioacuten RARC
839- Tratamiento de efluentes liacutequidos y soacutelidos
8310- Alquiler de equipos de control de soacutelidos equipos de pesca
8311- Contrato de taladro o cabria
8312- Pruebas de tuberiacutea inspeccioacuten
8313- Cantildeoneo
8314- Acidificacioacuten fractura de formacioacuten
8315- Empaque con grava
8316- Otros servicios contratados dantildeos a terceros
9- ANAacuteLISIS DE RENTABILIDAD
91- Establece la estructura del proyecto
911- Producto de la estimacioacuten
912- Tangibles vs Intangibles
92- Plan de desembolos
93- Anaacutelisis de Riesgos y Arboles de decisioacuten
METODOLOGIacuteA
124
931- Soporte a la prediccioacuten de problemas potenciales
932- Planes de contingencia
933- Proceso sistemaacutetico de toma de decisiones
94- Diagramas de Arantildea y Tornado
941- Identificar donde enfocar la Gerencia de Costos
942- Identificar cuellos de botella para garantizar rentabilidad
95- Costo de Generacioacuten de Potencial (M$BPD)
CAPITULO X- REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)
REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)
126
101- USO Y TIPO DE POZO
La localizacioacuten CS-54 seraacute un pozo de desarrollo ubicado en el cluster GF-14X del campo
Guafita Sur Este pozo estaacute ubicado aproximadamente 570 m al Suroeste del pozo GF-14X
y a 460 m al Este del GF-17
El anaacutelisis de toda la informacioacuten de pozos del aacuterea (nuacutecleos registros mapas de
tendencia de faacutecies datos baacutesicos de yacimientos reservas y comportamiento de
produccioacuten) indica muy buena prospectividad para los yacimientos objetivo en el aacuterea
donde se propone esta perforacioacuten
Para la navegacioacuten se propone un perfil direccional tipo ldquoJrdquo el cual manteniendo el aacutengulo
atravesaraacute todo el intervalo de intereacutes para asiacute asegurar entrar en todos los niveles de la
arena objetivo
Las coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator) de Fondo y Superficie definitivas
correspondientes a la localizacioacuten CS-54 son
SUPERFICIE (Cluster GF- 14X) FONDO
N 77339742 E 27622742 N 772895 E 275841
102- OBJETIVOS DE LA CORPORACIOacuteN
Los proyectos de Inversioacuten de Capital de la Corporacioacuten tienen como objetivos
Miacutenimo costo y ser econoacutemicamente rentables
Valor Presente Neto mayor a cero
Tasa Interna de Retorno superior al 15
REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)
127
Requisitos de calidad cero defecto
Miacutenimo dantildeo e Impacto ambiental garantizando el cumplimiento de normas e
indicadores para la Seguridad Higiene y Ambiente (SHA)
103- OBJETIVOS DE LA UNIDAD DE EXPLOTACIOacuteN
Incrementar el potencial del Distrito Sur de PDVSA en 1000 BNPD de crudo de 29 ordmAPI del
yacimiento G-7-2 mediante el desarrollo de un plan de Explotacioacuten que conlleva la
perforacioacuten de un pozo direccional tipo ldquoJrdquo el cual presenta un presupuesto asociado de
2100 MMBs y 37 diacuteas de construccioacuten siendo el proyecto evaluado bajo un horizonte
econoacutemico de 20 antildeos obteniendo una Tasa Interna de Retorno de 5906 Valor
Presente Neto de 45158 MMBs Eficiencia de Inversioacuten de 273 y un Tiempo de Pago de
140 antildeos
La localizacioacuten CS-54 a perforarse en el campo Guafita Sur presenta como objetivo
principal la arena G-7-2 (Mioceno) Esta nueva localizacioacuten constituiraacute un punto de drenaje
adicional para extraer las reservas oficiales recuperables probadas de estas arenas que se
situacutean en los 538 MMBN y cuyas reservas remanentes en este bloque se encuentran en el
orden 2139 MMBN de petroacuteleo de 29 ordmAPI Ademaacutes existen reservas oficiales
recuperables probadas de la arena G-7-34 objetivo secundario que se encuentran en el
orden de los 4622 MMBN con unas reservas remanentes para el campo Guafita Sur de
2513 MMBN de petroacuteleo de 29 ordmAPI
104- OBJETIVOS DE PERFORACIOacuteN
Optimizar los disentildeos de construccioacuten buscando mejorar los tiempos de perforacioacuten en
10 lo cual aunado a la aplicacioacuten de las mejores praacutecticas e inclusioacuten de tecnologiacuteas de
vanguardia permita disminuir costos en 20
Realizar el mejor disentildeo mantenible en el tiempo asegurando la optimizacioacuten de costos
REQUERIMIENTOS FUNCIONALES (VISIOacuteN)
128
Asegurar la optimizacioacuten de futuros trabajos a partir de las lecciones aprendidas
Construir mantener y operar cumpliendo con las regulaciones ambientales fomentando la
armoniacutea con el entorno y enmarcado bajo la premisa de cero accidentes cero descargas al
ambiente (100 manejo de pasivos ambientales)
Completar garantizando el mantenimiento y las futuras intervenciones
CAPITULO XI- INGENIERIacuteA CONCEPTUAL
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
130
111- ESTIMACIOacuteN DE PRESIOacuteN DE PORO Y GRADIENTE DE FRACTURA
La presioacuten de poro es la presioacuten a la cual se encuentran los fluidos de la formacioacuten asiacute
mismo la presioacuten de fractura es la presioacuten requerida para fracturar la formacioacuten La
diferencia entre estos dos valores permite conocer la ventana operacional del peso de
lodo
Se obtuvo la presioacuten de poro y el gradiente de fractura para las Formaciones Riacuteo Yuca
Paraacutengula y Guafita mediante el uso de la aplicacioacuten de ingenieriacutea PREDICT utilizando la
informacioacuten proveniente de los registros rayos gamma soacutenico resistividad y densidad del
Pozo GF-14X
El procedimiento fue el siguiente
1- Se desplegaron las curvas de los registros en diferentes pistas en la primera pista
profundidad contra rayos gamma en la segunda pista profundidad contra tiempo de
traacutensito de la onda compresional en la tercera pista profundidad contra resistividad y en
la cuarta pista profundidad contra densidad bruta
2- Luego se estimoacute basado en el registro rayos gamma del pozo GF-14X una liacutenea base
de lutitas de 80 GAPI basados en el Iacutendice Gamma Ray
3- En base a esto se discriminaron las lutitas de las areniscas El anaacutelisis se realizoacute con
los valores de tiempo de traacutensito y resistividad en las lutitas
4- Se determinaron las liacuteneas de tendencia de compactacioacuten normal (LTCN) tanto para el
tiempo de traacutensito como para la resistividad
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
131
5- A partir del registro de densidad se creoacute un registro de gradiente de sobrecarga el
cual ya habiacutea sido creado mediante la integracioacuten del registro sinteacutetico de densidad
6- Se construyeron las curvas de presioacuten de poro para las liacuteneas de tendencia de
compactacioacuten normal utilizando las correlaciones de Eaton y profundidad equivalente
A partir de estas curvas se construyeron las curvas de gradiente de fractura para cada
curva de presioacuten de poro
En las figura 111 se muestra el resultado obtenido para el pozo GF-14X
Figura 111- Registro de Rayos Gamma Soacutenico Presioacuten de Poro Gradiente de Fractura y Gradiente de Sobrecarga del Pozo GF-14X
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
132
A partir del anaacutelisis generado por PREDICT se obtuvieron los siguientes valores
promedios
Presioacuten de Poro 0443 Lppcpie
Gradiente de Fractura 07 Lppcpie
112- GRADIENTE DE TEMPERATURA
El gradiente de temperatura se determinoacute a partir de la medicioacuten de temperatura tomada
durante la corrida de los registros Resistividad Gamma Ray Potencial Espontaacuteneo y
Densidad-Neutroacuten del pozo GF-5X
Asiacute mismo el valor de la temperatura del yacimiento se obtuvo a partir del Anaacutelisis PVT
realizado en el pozo GF-14X donde se obtuvieron los siguientes resultados
Yacimiento Temperatura ( F)
G-7-2 196ordm 7322 Pies
G-7-34 197ordm 7416 Pies
Gradiente de temperatura 0016 ordmFpie
D i s t r i b u c i oacute n d e T e m p e r a t u r a s
0
2 0 0 0
4 0 0 0
6 0 0 0
8 0 0 0
1 0 0 0 0
1 2 0 0 0
8 0 9 6 1 1 2 1 2 8 1 4 4 1 6 0 1 7 6 1 9 2 2 0 8 2 2 4 2 4 0
T e m p e r a t u r a
Prof
undi
dad
D i s t r i b u c ioacute n d e T e m p e r a t u r a s
Figura 112- Distribucioacuten de Temperatura Campo Guafita
Tabla 111- Presioacuten de Poro y Gradiente de Fractura
Tabla 112- Temperatura del Yacimiento
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
133
113- PRESIOacuteN DE FONDO FLUYENTE DE DISENtildeO Y MEacuteTODO DE PRODUCCIOacuteN
NODAL
La presioacuten en el Campo Guafita ha venido declinando debido a la produccioacuten de fluidos
del anaacutelisis nodal se tiene la presioacuten de fondo fluyente de disentildeo en el orden de 2900
Lppc requirieacutendose de un meacutetodo de produccioacuten con Equipo Levantamiento Artificial
asistido por Equipo de Bombeo Electrosumergible
Se simuloacute el comportamiento de produccioacuten del prospecto con una bomba TE-1500 de
105 etapas resultando
Figura 113- Simulacioacuten del comportamiento de produccioacuten Pozo para la localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
134
114- CARACTERIZACIOacuteN DE ROCA Y FLUIDOS
Los anaacutelisis petrofiacutesicos realizados en el aacuterea han permitido obtener las siguientes
caracteriacutesticas
ARENA ARENA NETA
TOTAL (pies)
ARENA NETA
PETROLIacuteFERA
(pies)
POROSIDAD
()
SATURACIOacuteN
DE AGUA
()
SATURACIOacuteN
DE
PETROacuteLEO
()
PERMEABILIDAD
(md)
G-7-2 20 15 20 41 59 250
En cuanto a las propiedades de los fluidos se tiene que el petroacuteleo presenta una gravedad
de 29 ordmAPI promedio con una Presioacuten de Burbujeo promedio de 40 lppc
115- PROGNOSIS DE INTERVALOS PRODUCTORES Y RADIO DE DRENAJE
La secuencia estratigraacutefica a ser atravesado en la localizacioacuten CS-54 con su topes
formacionales se presenta a continuacioacuten
G 7 - 2 ( 6 8 3 2 acute )
G 7 - 3 4 ( 7 1 2 3 acute )
G 8 ( 7 2 8 0 acute )
L u t i t a d e G u a f i t a (7 3 9 0 acute )
L u t i t a L ig n iacute t ic a (7 2 6 0 acute )
Figura 114- Topes Formacionales de la Localizacioacuten CS-54
Tabla 113- Propiedades Petrofiacutesicas Estimadas de la Arena G-7-2
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
135
Tabla 115- Pozos Vecinos de la Localizacioacuten CS-54
POZO TIPO LOCALIZACIOacuteN CLUSTER NORTE ESTE PERFORACIOacuteN
GF-14X V CS-55 GF-14X 77336126 27614726 15041986
GF-17 D CK-54 GF-14X 77336081 27617219 11031987
GF-31 D CH-54 GF-14X 77336241 27622259 02051990
GF-52 D CH-54AJ1 GF-14X 77338022 27618028 15011995
COORDENADAS DE SUPERFICIE
Los intervalos productores del pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 estaacuten
conformados por las arenas G-7-2 y G-7-34 que presentan las siguientes caracteriacutesticas
Formaciones Tope Estimado
(pies)
Radio de drenaje
(m)
G-7-2 6832 450
G-7-34 7123 350
Las pruebas de presiones realizadas en el aacuterea han permitido determinar que en el
Campo Guafita se tiene un radio de drenaje promedio de 400 metros
116- ANAacuteLISIS COMPARATIVO DE LA INFORMACIOacuteN DE POZOS VECINOS
Con las coordenadas de superficie de la localizacioacuten propuesta (Norte 773397 y Este
27622742) se ubicoacute en un mapa Isoacutepaco ndash Estructural los pozos vecinos los cuales son
GF-14X GF-17 GF-31 y GF-52 Esto se realizoacute con la finalidad de realizar el cuadro
resumen de los eventos asociados a la perforacioacuten y tiempos durante la perforacioacuten para
cada uno de los pozos
Tabla 114- Topes Formacionales y Radio de Drenaje
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
136
1161- Historia de Perforacioacuten
Es un cuadro resumen que presenta los eventos maacutes relevantes ocurridos durante la
perforacioacuten del pozo este contempla caracteriacutesticas de los revestidores utilizados
(diaacutemetro peso grado y tipo de rosca) curva de densidad de lodo y tipo de fluidos
utilizados diaacutemetro de los hoyos perforados tasa de penetracioacuten obtenida en cada
intervalo perforado ademaacutes se esquematizan graacuteficamente los eventos resaltantes
durante la perforacioacuten (pegas arrastres apoyos y repasos) para finalmente plasmar en
forma escrita los aspectos anteriormente mencionados (ver Apeacutendice C)
La informacioacuten obtenida a partir de las historias de perforacioacuten conduciraacute a la
caracterizacioacuten del aacuterea en relacioacuten a los problemas que se pueden presentar durante la
perforacioacuten lo cual permitiraacute preveerlos y a su vez contar con un plan de contingencia
asociado a cada evento
1162- Tiempos Durante la Perforacioacuten
El proceso de construccioacuten de pozos conlleva una serie de actividades inherentes a la
perforacioacuten y completacioacuten de un pozo mudar vestir perforar revestir evaluar y
completar Cada una de eacutestas se compone de un tiempo asociado necesario para
ejecutarlas Estos tiempos son clasificados en dos grupos a saber
Tiempo Productivo Es el periacuteodo de tiempo de aquellas actividades de los equipos de
perforacioacuten que contribuyen al progreso de la construccioacuten del pozo de acuerdo a lo
planificado o de eventos adicionales no contemplados en la planificacioacuten que surgen a
requerimiento del cliente
Tiempo no Productivo Es el periacuteodo acreditable a eventos o actividades en las
operaciones del equipo de perforacioacuten que retardan el avance de las actividades de
construccioacuten de un pozo seguacuten lo planificado Para un mejor anaacutelisis de los eventos
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
137
que generan tiempos no productivos durante las diferentes fases del proceso de
perforacioacuten se clasifica en
a) Tiempo Problemas Son todos aquellos acontecimientos no productivos
inherentes a la condicioacuten del hoyo y que por sus caracteriacutesticas se le denominan
ldquoproblemasrdquo Comprende las actividades Acondicionamiento de hoyo peacuterdida de
circulacioacuten atascamiento de tuberiacutea control de arremetida ldquoside trackrdquo (desviacuteo)
correccioacuten de cementacioacuten primaria pesca y complejidad geoloacutegica
b) Tiempo Perdido Son todos aquellos acontecimientos no productivos que por su
naturaleza no son considerados como tiempo Problemas y no estaacuten asociados a
condiciones del hoyo sino a eventos logiacutesticos y superficiales Estos son las fallas
en general las esperas reacondicionamientos reparaciones y fuerza mayor
Para la planificacioacuten de un pozo se hace necesario conocer el tiempo asociado a cada fase
de perforacioacuten llevada a cabo en los pozos vecinos lo que permite establecer un tiempo
aproximado total de perforacioacuten y de esta manera realizar los estimados de costos
Debido a que el pozo maacutes reciente que se ha perforado en el aacuterea el cual perteneceraacute a la
localizacioacuten CS-54 corresponde al antildeo 1995 se decidioacute analizar los cinco uacuteltimos pozos
perforados en el mismo Campo Guafita Sur GF-151 GF-152 GF-153 GF-154 y GF-155
con la finalidad de soportar la aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas y la implementacioacuten de las
mejores praacutecticas que se han establecido progresivamente en el aacuterea
Para determinar los tiempos empleados en cada una de las fases de la perforacioacuten se
utilizoacute el reporte de operaciones de las carpetas de pozos clasificaacutendose en las siguientes
fases
Mudanza
Perforacioacuten del hoyo de superficie
Corrida y cementacioacuten del revestidor de superficie
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
138
Figura 115- Curva de Profundidad vs Tiempo
Perforacioacuten del hoyo intermedio
Corrida de registros a hoyo abierto
Corrida y cementacioacuten del revestidor intermedio
Perforacioacuten del hoyo de produccioacuten
Corrida y cementacioacuten del revestidor ldquolinerrdquo de produccioacuten
Completacioacuten del pozo (registro de cementacioacuten cantildeoneo empaque con grava
evaluacioacuten etc)
Se realizaron tres tipos de graacuteficos las cuales se describen a continuacioacuten
Graacutefico de Perforacioacuten Representa los tiempos asociados a cada una de las fases del
proceso tanto productivos como no productivos
Profundidad vs Tiempo (Real)
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
100000 10 20 30 40 50 60 70
Tiempo (diacuteas)
Prof
undi
dad
(pie
s)
GF-14X GF-17 GF-31
GF-52 GF-151 GF-152
GF-153 GF-154 GF-155
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
139
Figura 116- Tiempo Limpio
Profundidad vs Tiempo (LIMPIO)
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
100000 10 20 30 40 50 60
Tiempo (diacuteas)
Prof
undi
dad
(pie
s)
GF-14X GF-17 GF-31
GF-52 GF-151 GF-152
GF-153 GF-154 GF-155
En la graacutefica se aprecia que el pozo GF-31 el cual terminoacute con un tiempo de perforacioacuten
de 6085 diacuteas es el de mayor duracioacuten seguido por el GF-14X con 503 diacuteas el pozo GF-
52 se perforoacute en 416 diacuteas siendo el que representa ser el mejor
Curva Limpia Representa uacutenicamente los tiempos productivos
El Factor de Tiempo Perdido (FTP) es funcioacuten de los tiempos no productivos como lo
podemos observar en la siguiente figura (se determinoacute dividiendo el tiempo no productivo
por el tiempo total de perforacioacuten)
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
140
Figura 117- Clasificacioacuten de los Tiempos no Productivos
Tabla 116- Tiempos Productivos de Perforacioacuten para el Cluster GF-14X
Para cada pozo se clasificaron los tiempos no productivos obsevaacutendose que los tiempos
perdidos inciden en mayor proporcioacuten que los tiempos problemas Se promediaron los
tiempos productivos de perforacioacuten para el cluster obtenieacutendose 4474 diacuteas tal como se
ilustra en la siguiente tabla
POZO TIEMPO LIMPIO
GF-14X 4758
GF-17 4173
GF-31 485
GF-52 4114
PROMEDIO 4474
TIEMPOS NO PRODUCTIVOS
0
2
4
6
8
10
12
GF-14X GF-17 GF-31 GF-52 GF-151 GF-152 GF-153 GF-154 GF-155
POZOS
PERD
IDO
(diacute
as)
0
05
1
15
2
25
PRO
BLEM
A (d
iacuteas)
PERDIDOPROBLEMA
POZO FTP()GF-14X 54GF-17 39GF-31 203GF-52 11
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
141
La siguiente tabla muestra los tiempos productivos por fase para los uacuteltimos pozos del
aacuterea
Para la localizacioacuten propuesta se considera efectuar empaque con grava debido a los
problemas de produccioacuten de arena por lo que el tiempo estimado de completacioacuten es de
10 diacuteas
Para estos pozos el tiempo oacuteptimo de perforacioacuten fue de 2721 diacuteas tomando en cuenta el
tiempo de construccioacuten de las fases maacutes raacutepida de los mismos es decir para la fase
mudar se tomoacute el menor tiempo de los cinco de igual manera para las demaacutes
POZO MUDANZA HOYO SUPERFICIE REV SUP HOYO PRODUCCION REV PROD COMPLETACIOacuteN TOTAL (DIacuteAS)
GF-151 833 175 181 1254 054 56 3057
GF-152 423 088 146 1396 158 425 2636
GF-153 425 135 14 1092 181 55 2523
GF-154 535 081 198 1023 142 425 2404
GF-155 492 11 148 1267 154 552 2723
FASES
Tabla 117- Tiempos Productivos por Pozo
Tabla 118- Tiempo de Completacioacuten Actual
POZO MUDANZA HOYO SUPERFICIE REV SUP HOYO PRODUCCION REV PROD COMPLETACIOacuteN TOTAL (DIacuteAS)
GF-151 833 175 181 1254 054 10 3497
GF-152 423 088 146 1396 158 10 3211
GF-153 425 135 14 1092 181 10 2973
GF-154 535 081 198 1023 142 10 2979
GF-155 492 11 148 1267 154 10 3171
META 423 081 14 1023 054 10 2721
FASES
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
142
Figura 118- Curva Estimada para la Localizacioacuten Propuesta
Profundidad vs tiempo (ESTIMADO)
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
95000 5 10 15 20 25 30 35
Tiempo (diacuteas)
Pro
fund
idad
(pie
s)
Pozo Estimado
MUDANZA
REVESTIDOR DE SUPERFICIE
HOYO DE PRODUCCIOacuteN
HOYO DE SUPERFICIE
COMPLETACIOacuteN CON (EMPAQUE CON GRAVA)
REVESTIDOR DE PRODUCCIOacuteN
Finalmente se estimoacute el tiempo de perforacioacuten para la localizacioacuten realizando un promedio
entre los tiempos productivos totales de los cinco pozos que se muestran en la Tabla 118
dando como resultado 32 diacuteas
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
143
117- MEacuteTRICAS DE YACIMIENTO Y DE POZO
Las mejores praacutecticas se refieren a la homologacioacuten de un proceso donde se conjuguen
todas las actividades que se hayan realizado oacuteptimamente El VCD surge como resultado
del anaacutelisis comparativo de las mejores praacutecticas realizadas a escala mundial por la
institucioacuten IPA (Idependient Project Analisys) la cual agrupa a 13 empresas liacutederes a nivel
mundial (Exxon-Mobil BP Amoco etc) y donde se determinoacute la importancia y urgencia de
evaluar los grados de definicioacuten y complejidad de los proyectos para la toma de
decisiones
Esta institucioacuten ha desarrollado un modelo matemaacutetico que permite evaluar la operabilidad
de un proyecto de perforacioacuten de un pozo Es decir el modelo establece el grado de
incertidumbre que existe con respecto a los tiempos y costos de operacioacuten y el potencial
inicial del yacimiento De esta forma durante la planificacioacuten de la perforacioacuten del pozo se
puede conocer anticipadamente la incertidumbre asociada al proyecto Este modelo
establece una correlacioacuten entre las variables teacutecnicas que controlan el logro o no de los
objetivos de la perforacioacuten asiacute como la desviacioacuten de los resultados esperados en cuanto
tiempo costo planificado y potencial inicial esperado
El modelo para la evaluacioacuten de un proyecto de perforacioacuten de un pozo esta conformado
por dos matrices Matriz de Complejidad del Yacimiento y Matriz de Complejidad del Pozo
Estas estaacuten disentildeadas basaacutendose en investigaciones estadiacutesticas sobre el proceso de
perforacioacuten de un pozo tomando en cuenta las principales actividades y problemas que se
presentan durante el proceso
Estas matrices estaacuten formadas por una serie de preguntas que miden el nivel de
complejidad asociado a las variables teacutecnicas que tienen mayor impacto en el proceso de
planificacioacuten y perforacioacuten de un pozo y que inciden directamente en el grado de dificultad
de dicho proceso
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
144
La Matriz Complejidad del Yacimiento tiene como objetivo evaluar el grado de
caracterizacioacuten y definicioacuten del yacimiento que va a ser drenado por el pozo Parte
importante del eacutexito de la perforacioacuten de un pozo estaacute en lograr una produccioacuten rentable
de acuerdo a los estimados planificados por lo tanto es necesario determinar el grado de
incertidumbre de las condiciones estaacuteticas y dinaacutemicas del yacimiento al momento de
perforar el pozo
La Matriz Complejidad del Yacimiento consta de
ldquoInputsrdquo (InformacioacutenDatos)
Definicioacuten de las tareas (Inicio del proyecto)
Restricciones de yacimientos (Inicio del proyecto)
Guiacuteas para la medicioacuten de la complejidad del Modelo Estaacutetico del Yacimiento
1 Complejidad Estructural
2 Complejidad Estratigraacutefica
3 Complejidad de Calidad de la Roca
4 Complejidad de los Fluidos
5 Energiacutea del Yacimiento
Guiacuteas para la estimacioacuten de la Complejidad Dinaacutemica del Yacimiento
1 Complejidad del Yacimiento
2 Complejidad Dinaacutemica del Reservorio
La Matriz Complejidad de Pozo tiene como objetivo evaluar y optimizar las variables que
impactan el proceso de perforacioacuten de un pozo y que suman o restan dificultad al mismo
y establecer su grado de influencia en la desviacioacuten de los resultados esperados
La Matriz Complejidad de Pozo consta de
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
145
Guiacuteas para la Medicioacuten de la Complejidad del Proceso de Perforacioacuten
1 VCD (Visualizacioacuten Conceptualizacioacuten y Definicioacuten) de Construccioacuten de Pozos
2 IPA (Iacutendice IPA de Complejidad del Pozo)
Los resultados son obtenidos en valores numeacutericos definidos como iacutendices los cuales se
muestran en la tabla 119
Iacutendice Rango
Iacutendice Complejidad Estaacutetica Yacimiento ICEY 1 al 5
Iacutendice Complejidad Dinaacutemica Yacimiento ICODY 8 al 40
Iacutendice Calidad Definicioacuten Yacimiento ICADY 1 al 4
Iacutendice Complejidad Pozo ICODP 0 al 6
Iacutendice Calidad Definicioacuten Pozo ICADP 1 al 4
Tabla 119- Iacutendices de Complejidad
ICEY
Baja Media Alta
8 40 15 - 25
ICODY
Definitiva Preliminar Primaria Seleccioacuten
2 3 4
ICADY
Medianamente Complejo
Menos Complejo
Complejo Muy Complejo
0 15 3 45 6
ICODP
Definitiva Preliminar Primaria Seleccioacuten
2 3 4 ICADP
1
Baja Media Alta
1 5 2 - 4
1
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
146
Es importante destacar que debido a la reciente implementacioacuten de este modelo no se ha
logrado establecer un liacutemite que permita detener la realizacioacuten de un proyecto aguas
arriba de acuerdo a su grado de complejidad Hasta el momento la uacutenica informacioacuten de
intereacutes que se puede extraer de las matrices es la complejidad del proyecto y el grado de
definicioacuten de cada variable que interviene en el mismo
118- RESULTADOS DE LOS INDICES DE COMPLEJIDAD PARA EL POZO
Estas matrices se realizaron en una Mesa de Trabajo formada por los diferentes actores
involucrados en el proyecto provenientes de las Comunidades de Conocimientos (Disentildeo
Completacioacuten Fluidos y Cementacioacuten) de Estudios Integrados (Geoacutelogos Ingenieros de
Yacimientos Petrofiacutesicos) compantildeiacuteas de servicios y en este caso en particular la Unidad
de Explotacioacuten Apure (ldquoUEArdquo) (ver Apeacutendice B)
Los resultados obtenidos para la localizacioacuten CS-54 se presentan en la tabla 1110
Iacutendice Rango Valor
Iacutendice Complejidad Estaacutetica Yacimiento ICEY 1 al 5 21
Iacutendice Complejidad Dinaacutemica Yacimiento ICODY 8 al 40 231
Iacutendice Calidad Definicioacuten Yacimiento ICADY 1 al 4 29
Iacutendice Complejidad Pozo ICODP 0 al 6 11
Iacutendice Calidad Definicioacuten Pozo ICADP 1 al 4 28
El flujograma que se presenta a continuacioacuten describe el proceso mediante el cual se
involucran los actores dentro del proceso de realizacioacuten de las meacutetricas de yacimiento y
pozo bajo la metodologiacutea VCD
Tabla 1110- Resultados de los Indices de Complejidad Pozo la Localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
147
Tal como se encuentra descrito en el flujograma anterior las meacutetricas de pozo son
realizadas previa generacioacuten de las de yacimiento ya que las de pozo se generan luego de
reunir los requerimientos funcionales y revisar el portafolio de oportunidades del proyecto
en la ingenieriacutea conceptual no obstante se decidioacute documentar ambas meacutetricas
simultaacuteneamente con el fin de ilustrar su funcionalidad bajo mismo entorno
GERENCIA UEY - EXPLORACION
INGENIERIacuteACONCEPTUALBAacuteSICA
VCD PERFORACIOacuteN DTTO
No Cumple
BASE RECURSOS PDNPDO
Cumple
MESA DE TRABAJO
Principal
Optimizacioacuten Revisioacuten Cambios
Producto
PROCESO
Ingenieriacutea Detalle
Ejecucioacuten
Post - MortemNo
Cumple
Cumple
Metrical Pogo
Baja
Buena
Informe Teacutecnico
Anaacutelisis RiesgoYac-Pozo
Meacutetrica Yacimientos
Meacutetrica
Pozo
Cartera de Proyectos
Aprobacioacuten
Presupuesto
REQUERIMIENTOSFUNCIONALES
No Cumple
Cumple
Figura 114-Flujograma de generacioacuten de meacutetricas
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
148
119- ESTRATEGIA DE APLICACIOacuteN DE NUEVAS TECNOLOGIacuteAS Y MEJORES
PRAacuteCTICAS
El proceso de Aplicacioacuten de Nuevas Tecnologiacuteas y mejores praacutecticas en la perforacioacuten del
campo Guafita se basa en
Correr mechas con mayor rendimiento en el aacuterea ldquoMechas Polycristaline Diamond
Compact (PDC)rdquo con 6 aletas y cortadores de 22 mm de diaacutemetro las cuales han
generado ahorros en tiempo de 235 horas por pozo con una tasa de penetracioacuten de
38 pies por hora y un rendimiento promedio de una mecha por cada dos pozos
Utilizar fluidos de completacioacuten de baja densidad compatibles con la formacioacuten a fin de
minimizar el dantildeo asiacute como la eliminacioacuten del uso de barita mediante el uso del
Carbonato de Calcio (CaCO3)
Efectuar viajes cortos cada 50 horas de rotacioacuten con el fin de asegurar la limpieza y
estabilidad del hoyo
Bombear piacuteldoras viscosas y dispersas cada 300 pies garantizando asiacute la limpieza
efectiva del hoyo cuando se tengan ratas de penetracioacuten superiores a 30 pieshora
1110- DEFINICIOacuteN DE LA COMPLETACIOacuteN MECAacuteNICA PRELIMINAR
La completacioacuten del pozo del aacuterea baacutesicamente se compone de
Equipo de Bombeo Electrosumergible
Empaque con grava
Tuberiacutea de 3-12rdquo
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
149
1111- DEFINICIOacuteN DE LA TRAYECTORIA Y GEOMECAacuteNICA REGIONAL
El pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54 se propone como Direccional Tipo ldquoJrdquo con
un KOP promedio de 1400 pies un aacutengulo de maacuteximo de inclinacioacuten de 21ordm
desplazamiento horizontal de 2500 pies una severidad de pata de perro de 25 ordm100 pies
y profundidad vertical verdadera total de 7923 pies
Actualmente no existe informacioacuten geomecaacutenica disponible para estimar la direccioacuten de los
esfuerzos principales en el campo Guafita Sur por lo que se debe inducir por evidencias
secundarias no obstante a partir de la informacioacuten obtenida de los ensayos especiales de
laboratorio de resistencia mecaacutenica de la roca realizados con muestras del pozo GF-26 se
observan patrones de fracturas naturales parcialmente abiertas a nivel de la arena G-7-2
1112- DEFINICIOacuteN DE LAS DIMENSIONES DE LOS REVESTIDORES
El disentildeo de revestidores baacutesicamente comprende
Revestidor de Superficie de diaacutemetro 10-34rdquo con el objetivo de cubrir las arenas de agua
superficiales
Revestidor de Produccioacuten de diaacutemetro 7rdquo con el objetivo de aislar arenas de agua cubrir
formaciones inestables y proteger las arenas productoras
1113- DEFINICIOacuteN DE LA GEOMETRIacuteA DE LOS HOYOS
La geometriacutea de los hoyos baacutesicamente comprende
Hoyo de Superficie con un diaacutemetro de 12-14rdquo y va a ser perforado hasta una
profundidad aproximada de 1000 pies
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
150
Hoyo de Produccioacuten con un diaacutemetro de 8-12rdquo y va a ser perforado hasta la profundidad
total aproximada de 8400 pies
1114- DEFINICIOacuteN DEL USO DE FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN
En el hoyo de superficie se va a utilizar un lodo agua-gel con propiedades de acarreo para
garantizar la efectiva limpieza del hoyo
En el hoyo de produccioacuten se va a utilizar un lodo 100 aceite para estabilizar zonas
inestables y con propiedades de acarreo que garanticen la efectiva limpieza del hoyo
siempre buscando fluidos compatibles con la formacioacuten para minimizar el dantildeo
1115- DEFINICIOacuteN DEL USO DE MECHAS
Las mechas PDC ldquoPolycristaline Diamond Compactrdquo van a ser utilizadas por ser ellas las
que han generado los mejores resultados en el aacuterea
1116- DEFINICIOacuteN DEL USO DEL ENSAMBLAJE DE FONDO
En la seccioacuten vertical va a ser utilizado un ensamblaje de fondo liso para asegurar la
verticalidad y en la desviacioacuten del pozo un sistema de navegacioacuten conformado por un
motor de fondo con camisa estabilizada
1117- ESTRATEGIAS DE NEGOCIOS
Las estrategias de negocio para el proyecto se encuentran focalizadas a la culminacioacuten de
los procesos licitatorios para los equipos herramientas y servicios tales como taladros
servicio direccionales cementacioacuten fluido equipos de control de soacutelidos tratamientos de
efluentes y otros por lo que se quiere alertar y dar seguimiento en cuanto al estatus de
estos las mechas se regiraacuten a traveacutes del nuevo contrato vigente y como punto de
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
151
atencioacuten se debe revisar el tiempo de entrega de secciones de cabezal bajo esquema
tubulares colgadores y otros
1118- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO
La localizacioacuten CS-54 presenta un esquema de construccioacuten poco complejo
Se usara la placa del pozo GF-14X (pozo vertical)
Lodo de Perforacioacuten oacuteptimo para el aacuterea
Equipos con disponibilidad inmediata
Personal con experiencia (Taladro en secuencia)
1119- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE MANTENIMIENTO DEL POZO
Debido a que las arenas que se atravesaran pertenecen al Mioceno existen problemas de
arenamiento que causan caiacutedas en la produccioacuten del pozo lo que contempla
intervenciones perioacutedicas
El Mioceno corresponde a una Epoca del Tiempo Geoloacutegico comprendida en la Era
Geoloacutegica del Cenozoico dentro del periodo del Neoacutegeno Comprende un rango de tiempo
desde los 235 millones de antildeos a los 53 millones de antildeos
La localizacioacuten CS-54 va a ser completada con Equipo de Bombeo Electrosumergible por
ello se tiene previsto posibles intervenciones en el pozo por problemas con los
componentes de estos equipos
1120- ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE OPERACIOacuteN DEL POZO
Se tienen facilidades de superficie debido a la cercaniacutea del prospecto con la placa del pozo
GF-14X
INGENIERIacuteA CONCEPTUAL (REVISIOacuteN DE OPCIONES)
152
Tabla 116- Costo por Fase de los Pozos maacutes Recientes del Campo Guafita
El campo Guafita presenta un mecanismo de produccioacuten hidraacuteulica asociado a un acuiacutefero
de caracteriacutesticas infinitas lo que implica que el avance del frente de agua origina aumento
del corte de agua en los pozos
1121- ESTIMACIOacuteN DE COSTOS A NIVEL CONCEPTUAL PARA BASE DE
RECURSOS
POZO
MUDANZA
MMBs
HOYO
SUPERFICIE
MMBs
HOYO
PRODUCCIOacuteN
MMBs
COMPLETACIOacuteN
MMBs
TOTAL
MMBs
GF-148 4505 1248 8364 7301 21418
GF-149 5423 1493 8775 5085 20776
GF-150 1733 1106 10090 6544 19473
GF-151 3924 985 9588 2025 16522
GF-152 2927 1179 7962 5785 17853
GF-153 2916 1156 6252 4303 14627
GF-154 3122 1122 6738 1615 12597
GF-155 2866 1179 5708 2281 12034
A partir de los costos por fase de los uacuteltimos pozos perforados en el campo Guafita se
tiene un costo total promedio de 16913 MMBs para la localizacioacuten CS-54 no obstante
para una paridad cambiariacutea de 1040 Bs$ y con una inflacioacuten estimada del 20 por ciento
el costo presupuestado de este proyecto es de 2100 MMBs
CAPITULO XII- INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
154
121-DISENtildeO DE COMPLETACIOacuteN
1211- Tipo
El pozo que se perforaraacute desde la localizacioacuten CS-54 va a ser completado con equipo de
levantamiento artificial asistido por Bombeo Electrosumergible dada la versatilidad que
poseen estos equipos al manejar altos voluacutemenes de fluidos (Agua y Petroacuteleo) asiacute mismo
debido a la poca consolidacioacuten que presentan las arenas de la Formacioacuten Guafita del
Campo Guafita el prospecto deberaacute ser empacado con grava
1212- Dimensiones
Equipo de Bombeo conformado por
Motor
Sensor de Presioacuten y Temperatura
Protector del motor
Moacutedulo de succioacuten
Bomba
Moacutedulo de descarga
Cable
Equipo de Empaque con Grava con el fin de evitar la produccioacuten de arena conformado
por
Empacadura
Tubos lisos
Rejillas
Grava
Tuberiacutea de produccioacuten de 3-12rdquo
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
155
El esquema de tubulares y completacioacuten se presenta en la figura 121
PROFFINAL 8400rsquo
ZAP REV 10-34rdquo 1000rsquo
EBES 7500rsquo
ZAPATA 7rdquo 8400rsquo
EQUIPO DE EMPAQUE CON GRAVAG-7-2
G-7-34
Figura 121- Esquema de Completacioacuten para la localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
156
1213- Funcionalidad
El propoacutesito de esta completacioacuten es aumentar el potencial de la unidad de explotacioacuten en
1000 BNPD con un equipo de bombeo electrosumergible que mediante la rotacioacuten
centriacutefuga de los impulsores de la bomba permita que el fluido vaya ascendiendo a traveacutes
de las etapas de los impulsores hasta la superficie con suficiente presioacuten para ser
distribuido a la estacioacuten de produccioacuten
Seraacute empacado con grava para minimizar la produccioacuten de arena
1214- Evolucioacuten
En 1994 se implementa el programa ODEA (Optimizacioacuten de Explotacioacuten Apure) en el cual
se decide optimizar el meacutetodo de levantamiento prevaleciente (Flujo Natural) ya que bajo
estas condiciones el tiempo estimado de recobro de las reservas es muy prolongado por
lo que se decide acelerar la produccioacuten cambiando de flujo natural al meacutetodo de
levantamiento con sistema de bombeo electrosumergible aplicaacutendose inicialmente al
Campo La Victoria en la arena (ESC-M1) y en Guafita Norte en la arena (G-9)
extendieacutendose luego a todo el campo Con el incremento de la tasa de flujo producto del
cambio de meacutetodo se incrementa tambieacuten la produccioacuten de agua la cual es una de las
causas principales del desprendimiento de la arena de formacioacuten
1215- Fluido de Completacioacuten
Se propone completar con lodo 100 aceite con el fin de minimizar el dantildeo a la
formacioacuten
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
157
122- DISENtildeO DE TRAYECTORIA
1221- Geomecaacutenica
La estructura en el campo Guafita Sur consiste de un monoclinal plegado buzando hacia el
mismo sentido limitado al Norte por la falla principal Guafita - Cantildeo Limoacuten y por el Sur por
el sistema de fallas compresivas La Yuca
Actualmente no existe informacioacuten geomecaacutenica disponible para estimar la direccioacuten de los
esfuerzos principales en el campo Guafita por lo que se debe inducir por evidencias
secundarias no obstante a partir de la informacioacuten obtenida de los ensayos especiales de
laboratorio de resistencia mecaacutenica de la roca realizados con muestras del pozo GF-26 se
observan patrones de fracturas naturales parcialmente abiertas a nivel de la arena G-7-2
1222- Direccionalidad
El perfil direccional se obtiene con la herramienta de Ingenieriacutea Computarized Planning
and Analysis Survey System (COMPASSTM)
COMPASSTM es una herramienta de anaacutelisis de la Informacioacuten de ldquosurveysrdquo para la
planificacioacuten de Pozos direccionales e incluye todos los aspectos para el disentildeo de
trayectorias de pozos complejos Para tal fin COMPASSTM analiza y monitorea los meacutetodos
de planificacioacuten la informacioacuten de ldquosurveysrdquo minimiza los problemas de torque y arrastre
y permite identificar de antemano los potenciales problemas de colisioacuten
COMPASSTM esta constituido por tres moacutedulos principales que permiten especificar los
elementos cruciales del disentildeo del pozo direccional
Planificacioacuten ldquoPlanningrdquo
Medicioacuten de Desviacioacuten ldquoSurveyrdquo
Colisioacuten entre Pozos ldquoAnticollisionrdquo
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
158
Planificacioacuten
El ambiente de este moacutedulo posee una hoja interactiva de trabajo la cual permite al
usuario construir la trayectoria del pozo en secciones Se disponen de una gran variedad
de curvas para cada seccioacuten en dos o tres dimensiones para los diferentes tipos de pozos
(ldquoJrdquo ldquoSrdquo Horizontales etc)
Medicioacuten de Desviacioacuten ldquoSurveyrdquo
Este moacutedulo calcula la trayectoria perforada a partir de los datos de entrada mediante el
meacutetodo de caacutelculo de ldquosurveysrdquo especificado por la compantildeiacutea en nuestro caso el de
miacutenima curvatura
El meacutetodo de miacutenima curvatura presupone que el pozo es un arco esfeacuterico con miacutenima
curvatura
El moacutedulo maneja distintos tipos de ldquosurveysrdquo tales como los tradicionales (MD
ldquoMeassured Depthrdquo Azi ldquoAzimuthrdquo Inc ldquoInclinacioacutenrdquo) los inerciales (TVD ldquoTrue Vertical
Depthrdquo N ldquoNorterdquo y E ldquoEsterdquo) y los de inclinacioacuten (MD Inc)
La calidad de la informacioacuten obtenida a partir de los ldquosurveysrdquo es verificada mediante los
limites de severidad de ldquopata de perrordquo y tortuosidad a medida que son cargados con la
ayuda del meacutetodo de miacutenima curvatura que permite identificar la inconsistencia de la data
Utilizando un meacutetodo de error para el manejo de los ldquosurveysrdquo se puede determinar el
grado de incertidumbre a lo largo de la trayectoria del pozo y esto puede ser incluido en el
plan definitivo
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
159
Colisioacuten entre Pozos
Este moacutedulo es de gran importancia ya que permite detectar el evento de la colisioacuten con
pozos vecinos que puede afectar la seguridad y el costos de operacioacuten El mismo esta
dotado de graacuteficos funcionales tales como tipo arantildea proximidad en dos y tres
dimensiones tipo escalera vista del factor de separacioacuten y cilindro viajero
La trayectoria propuesta es Tipo ldquoJrdquo con un KOP promedio a 1400 pies aacutengulo de
inclinacioacuten promedio de 21ordm desplazamiento horizontal de 2500 pies severidad de pata
de perro de 25 ordm100 pies y profundidad vertical total verdadera de 7923 pies
El perfil y la vista de planta del prospecto direccional tipo ldquoJrdquo se presenta en la figura 122
y 123 respectivamente
Figura 122- Vista de planta del Pozo Tipo ldquoJrdquo para localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
160
123- DISENtildeO DE REVESTIDORES
1231- Tipo
Revestidor de Superficie de 10-34rdquo con el objetivo de proteger los acuiacuteferos superficiales
y colocar el sistema de seguridad
Revestidor de Produccioacuten de 7rdquo con el objetivo de aislar arenas de agua cubrir
formaciones inestables y proteger las arenas productoras
Figura 123- Perfil Direccional generalizado Pozo Tipo ldquoJrdquo para localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
161
Tabla 121- Dimensiones de los Revestodores
1232- Puntos de Asentamiento
Revestidor de Superficie asentado a la profundidad promedio de 1000 pies
Revestidor de Produccioacuten asentado a la profundidad final
1233- Dimensiones
De acuerdo al anaacutelisis de esfuerzos realizados en el Campo Guafita se muestra a
continuacioacuten las dimensiones
Revestidor Diaacutemetro Grado Peso (Lbpie) Profundidad (pies)
Superficie 10-34rdquo J-55 405 1000
Produccioacuten 7rdquo N-80 26 8400
Rev Sup 10-34rdquo 1000rsquo
Equipo de Bombeo Electrosumergible Rev Prod 7rdquo 8400rsquo
G-7-34 Objetivo Secundario
G-7-2 Objetivo Primario
Figura 124- Dimensiones Generales de los revestidores para la localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
162
1234- Funcionalidad
Revestidor de superficie
Soportar el resto de los revestidores (Intermedio Produccioacuten)
Proteger de la corrosioacuten cualquier tramo de tuberiacutea de revestimiento subsiguiente
Prevenir los derrumbes de los sedimentos no consolidados maacutes debilitados que se
hallan proacuteximos a la superficie
Proteger de la contaminacioacuten las arenas someras que contienen agua dulce
Proporcionar resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad
Servir de apoyo primario para los impide reventones
Revestidor de produccioacuten
Proteger el ambiente en caso de una falla de tuberiacutea
Permitir cambiar o reparar la tuberiacutea de produccioacuten
Aislar la zona productora de las demaacutes formaciones
Crear un conducto de paso de dimensiones conocidas
1235- Evolucioacuten
El disentildeo de revestidores en el Campo Guafita ha venido evolucionando los uacuteltimos antildeos
con los nuevos progresos de anaacutelisis de esfuerzos En el pasado el meacutetodo utilizado era el
convencional que consideraba las cargas por separado no tomando en cuenta la
cementacioacuten el pandeo los esfuerzos de flexioacuten ni las variaciones en el aacuterea transversal
lo que se traduciacutea en un disentildeo demasiado conservador de sartas someras revistiendo
auacuten mayor importancia en un disentildeo inadecuado para sartas profundas
El meacutetodo de la vida de servicio considera el estado base de esfuerzo donde el revestidor
se encuentra cementado debido a que el cemento una vez fraguado genera fuerzas y
esfuerzos adicionales en la tuberiacutea de revestimiento Las teacutecnicas convencionales de
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
163
disentildeo (meacutetodo convencional) son sencillas por naturaleza y pueden resolverse faacutecilmente
mediante caacutelculos a mano Por el contrario los caacutelculos relativos al meacutetodo de la vida de
servicio son bastantes complicados por lo que se requiere del uso de una computadora
La herramienta de ingenieriacutea donde se genera el disentildeo de revestidores es Stress
CheckTM
Stress CheckTM es una herramienta de disentildeo de sartas de revestidores y colgadores
ldquolinersrdquo permitiendo minimizar el costo de los tubulares Esta herramienta incorpora una
gama de atributos que permiten raacutepidamente evaluar los siguientes disentildeos Triaxial
Colapso Estallido y la solucioacuten de miacutenimo costo todo esto enmarcado bajo la metodologiacutea
de la vida de servicio
STRESS CHECKTM viene acompantildeado de una gran variedad de opciones tales como
Miacutenimo costo en el disentildeo del ldquocasingrdquo utilizando un inventario predefinido por el
usuario cumpliendo con las normas API y los disentildeos triaxiales para asiacute poder obtener
longitudes y secciones miacutenimas
A partir de perfiles de temperatura se pueden analizar las cargas inducidas por los
efectos de la temperatura durante la perforacioacuten produccioacuten e inyeccioacuten
Se pueden especificar factores de disentildeo independientes tanto para el cuerpo de la
tuberiacutea como para las conexiones Ademaacutes se pueden definir los factores de seguridad
para los diferentes casos de carga apropiadamente basados en la clasificacioacuten de la
tuberiacutea y sus conexiones
La herramienta genera las liacuteneas de carga tanto para estallido colapsos y esfuerzos
axiales
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
164
Tabla 122- Dimensiones de los Hoyos
124- DISENtildeO DE HOYOS
1241- Tipo
Hoyo de Superficie de 12-14rdquo hasta profundidad del revestidor de superficie
Hoyo de Produccioacuten de 8-12rdquo atravesando la seccioacuten productora y profundidad final
1242- Dimensiones
Hoyo Diaacutemetro(Pulgadas)
Superficie 12-14rdquo
Produccioacuten 8-12rdquo
En la figura 125 se observan el esquema contentivo de las formaciones que van a ser
atravesadas y los puntos de asentamiento de los revestidores
HHooyyoo de 1122--1144rdquordquo
Hoyo de 8-12rdquo
1000 pies
8400 pies
Figura 125- Esquema general de hoyo para la localizacioacuten CS-54
RRIIOO YYUUCCAA PPAARRAacuteAacuteNNGGUULLAA
G-7 G-8
LLUUTTIITTAA GGUUAAFFIITTAA
G-9
G-10
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
165
1243- Funcionalidad
Hoyo de Superficie de 12-14rdquo con el objetivo de perforar la Formacioacuten Riacuteo Yuca y
Paraacutengula para asentar el revestidor de superficie
Hoyo de Produccioacuten de 8-12rdquo con el objetivo de perforar la seccioacuten productora y asentar
el revestidor de produccioacuten
1244- Evolucioacuten
Los hoyos son perforados con el objetivo de atravesar las arenas de intereacutes y determinar
la profundidad optima de asentamiento de los revestidores
El meacutetodo convencional de seleccioacuten de la profundidad de asentamiento de la tuberiacutea de
revestimiento comienza por la identificacioacuten del gradiente de fractura y la presioacuten de poro
El proceso se inicia en el fondo proyectando la densidad del lodo a la profundidad total
(presioacuten de poro mas sobrebalance) hasta el punto que intercepta el gradiente de fractura
menos un margen de arremetida siendo este proceso realizado hasta llegar a la
superficie
En la actualidad la herramienta de ingenieriacutea CasingSeatTM tiene la capacidad de
proveer un meacutetodo raacutepido y preciso de seleccioacuten de la configuracioacuten de los revestidores
ldquocasingrdquo asiacute como los esquemas mas apropiados para el asentamiento de los revestidores
en el pozo
CasingSeatTM optimiza las configuraciones de los revestidores tomando en cuenta todas
las restricciones operacionales y condiciones Determina todas los posibles esquemas y
combinaciones HoyoRevestidor basados en el inventario actual Compara los resultados
de ambos meacutetodos de caacutelculo desde el fondo hacia arriba y de superficie hacia abajo
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
166
Tabla 123- Propiedades del Lodo Agua Gel
Estudia la sensibilidad de las soluciones con variaciones en Presioacuten de Poro Gradiente de
Fractura o incertidumbre en la profundidad de las formaciones
125- DEFINICIOacuteN GENERAL DE REQUERIMIENTOS DE EQUIPOS
Mecha Tipo PDC de 12-14rdquo
Mecha Tipo PDC de 8-12rdquo
Mecha Tricoacutenica de 8-12ldquo
Mecha Tricoacutenica de 6-18rdquo
Motor y dispositivos de fondo para perforar de hoyo 8-12rdquo
Tubulares de 10-34rdquo
Tubulares de 7rdquo
Centralizadores de 10-34rdquo y 7rdquo
Zapata y cuello flotador de 10-34rdquo
Zapata y cuello flotador de 7rdquo
Cabezal de 10-34rdquo x 7rdquo
Sartas (Tuberiacutea de Perforacioacuten ldquoDrill Piperdquo ldquoDrill Collarsrdquo) Estabilizadores Heavy
Weight Martillos
126- DISENtildeO GENERAL DE FLUIDOS
Lodo base agua para el hoyo de superficie de 12-14rdquo con las siguientes propiedades
Propiedad Miacutenimo Maacuteximo
Densidad (Lpg) 87 91
Viscosidad Marsh (s) 35 50
OpH 85 9
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
167
Tabla 124-Propiedades del Lodo 100 Aceite
Tabla 125-Propiedades del Fluido de Completacioacuten
Lodo 100 aceite mineral para el hoyo de produccioacuten de 7rdquo con las siguientes
propiedades
Propiedad Miacutenimo Maacuteximo
Densidad (Lbgal) 92 93
Punto Cedente (Lb100 pies2) 16 20
Viscosidad Plaacutestica 21 28
Fluido de completacioacuten 100 aceite mineral con las siguientes propiedades
Propiedad Miacutenimo Maacuteximo Densidad (Lpg) 82 84
Punto Cedente (Lb100 pies2) 16 20 Viscosidad Plaacutestica 21 28
El esquema de fluidos se presenta a continuacioacuten
HOYO 12-14rdquo
Rev Sup 10-34rdquo 1000rsquo
HOYO 8-12rdquo
RevProd 7rdquo 8400rsquo
Profundidad Final 8400rsquo MD
Lodo Base Agua
Lodo 100 Aceite Mineral
Figura 126- Esquema generalizado de fluidos para la localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
168
Tabla 126- Mechas propuestas para la Localizacioacuten CS-54
127- CEMENTACIOacuteN
Revestidor de Superficie
Lechada de llenado con cemento clase ldquoBrdquo metasilicatos y bentonita
Lechada de cola de cemento puro clase ldquoBrdquo
Revestidor de Produccioacuten
Lechada uacutenica con cemento clase ldquoHrdquo extendedor antimigratorio
impermeabilizante retardador
128- MECHAS
Esquema de mechas para la localizacioacuten CS-54
Mecha Diaacutemetro (pulgadas)
PDC Tricoacutenica 12-14rdquo
Polycristaline Diamond Compact 8-12rdquo
129- SARTAS
Hoyo de superficie
Sarta lisa
Hoyo de Produccioacuten
Seccioacuten Vertical Sarta lisa
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
169
Tabla 127- Caracteriacutesticas del Cantildeoneo
Seccioacuten de construccioacuten y mantenimiento de aacutengulo Sarta de navegacioacuten estabilizada
con motor de fondo
1210- CANtildeONEO
Al aumentar el aacuterea de flujo mejora el emplazamiento de la grava para controlar la
produccioacuten de arena y reducir las restricciones de caiacuteda de presioacuten causada por la
turbulencia caracteriacutestica de los pozos con altas tasas de produccioacuten El meacutetodo de
cantildeoneo utilizado es el de cargas huecas que genera una gran aacuterea abierta al flujo y deja
al revestidor con una mayor resistencia remanente y minimiza la cantidad de detritos
Las caracteriacutesticas del cantildeoneo son
Tipo de Carga Densidad de Cantildeoneo Penetracioacuten (Pulgadas)
Super Big Hole 21 59
A continuacion se presenta el esquema cantildeoneo
Ph
Figura 127- Esquema General de Cantildeoneo para la Localizacioacuten CS-54
Rev 7rdquo
Carga Hueca 21 TPP penetracioacuten 59 pulgadas
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
170
Tabla 128- Estimados de Tiempo para la Localizacioacuten CS-54
1211- ESTIMADO EN BASE DE CONOCIMIENTO (COMPETENCIAS REQUERIDAS)
La base de conocimiento y competencias requeridas para la localizacioacuten CS-54 es la
siguiente
Liacuteder de Proyecto Geoacutelogo Sedimentoacutelogo Petrofiacutesico Ingeniero de Yacimiento (Simulacioacuten) Geofiacutesico Ingeniero de Produccioacuten Ingeniero de Infraestructura Ingeniero de Seguridad Higiene y Ambiente ldquoSHArdquo Habilitacioacuten de Immuebles Ingeniero VCD Ingeniero de Cemento Ingeniero de Fluidos Ingeniero de Completacioacuten De Pozos Ingeniero de Procura De Materiales Relaciones Laborales Contratista Consultoriacutea
1212- ESTIMADO DE TIEMPO Y COSTO (CLASE III)
Distribucioacuten de tiempo de la localizacioacuten CS-54
META
(diacuteas)
ESTIMADO VCD
(diacuteas)
PRESUPUESTADO
(diacuteas)
MUDANZA 4 5 5
HOYO SUPERFICIAL 2 3 4
HOYO PRODUCCIOacuteN 12 14 18
COMPLETACIOacuteN 10 10 10
TOTAL 28 32 37
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
171
Tabla 129- Estimados de Costo para la Localizacioacuten CS-54
Estimados de tiempo
Estructuras de Costo
META
(MM Bs)
ESTIMADO VCD
(MM Bs)
PRESUPUESTADO
(MM Bs)
MUDANZA 161 196 196
HOYO SUPERFICIAL 94 141 188
HOYO PRODUCCIOacuteN 656 810 984
COMPLETACIOacuteN 732 732 732
TOTAL 1643 1879 2100
Figura 128- Curvas de Tiempo para la localizacioacuten CS-54
Estimados de Tiempo para la localizacioacuten CS-54-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
90000 5 10 15 20 25 30 35 40
Tiempo (dias)
Prof
undi
dad
(Pie
s)
Tiempo Meta
Tiempo Estimado VCD
Tiempo Presupuestado
Hoyo de Superficie
Hoyo de Produccioacuten
Rev Prod a 8400 pies Completacioacuten
Rev Sup a 1000 pies
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
172
1213- ESTRATEGIA DE CONTRATACIOacuteN Y PRE-SELECCIOacuteN DE EMPRESAS
Taladro CPV-08 administrado por BRC Corporation (Extensioacuten de Contrato 1 antildeo)
Mudanza (Contrato Existente con Transporte La Cabantildea CA)
Fluidos (Contrato Existente TBC Brinard)
Equipos de Control de Soacutelidos (Oil Tool)
Cemento (Contrato Existente con Halliburton)
RegistrosCantildeoneo (Contrato Existente con Halliburton y Sclumberger)
Equipos de Completacioacuten (Alianza Estrateacutegica PDVSA-ESP)
Tubulares (Bariven)
Cabezal (Alianza Estrateacutegica PDVSA-INGRAM CACTUS)
Mechas (Propiedad de PDVSA)
1214- ANAacuteLISIS DE MANTENIMIENTO
Experiencia en el aacuterea personal propio y compantildeiacuteas de servicio
Tecnologiacuteas utilizadas con eacutexito
Operaciones de perforacioacuten poco complejas
1215- ANAacuteLISIS DE OPERACIOacuteN
Posibilidad de arenamiento
Falla de bombas electrosumergibles (Cada 3 meses)
1216- ANAacuteLISIS DE CONSTRUCCIOacuteN DEL POZO
Informacioacuten requerida disponible
Disentildeos requeridos efectuados
Materiales con disponibilidad inmediata
Empresas con tecnologiacuteas requeridas disponibles
Estrategias de contratacioacuten definidas
Tiempos y Costos definidos
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
173
Perforacioacuten del pozo con poca complejidad
1217- TRAMITACIOacuteN DE PERMISOLOGIacuteA Y APROBACIONES
Inspeccioacuten de Campo (Ingenieriacutea de Construccioacuten (Seguridad Higiene y Ambiente
ldquoSHArdquo) (Habilitacioacuten de Inmuebles ldquoHDIrdquo) Perforacioacuten Unidad de Explotacioacuten)
Memoria Descriptiva (Ingenieriacutea de Construccioacuten)
Planos del Proyecto (Aacuterea Viacuteas Preacutestamos)
HDI Permiso del propietario
SHA Documento Teacutecnico Ambiental (Decreto 1257 Resolucioacuten 56)
Consignacioacuten al Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales (Inspeccioacuten)
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
174
ENTRADA
PLANTA DE EMERGENCIA
TR1 TR2 TR3 TR4 TR5 TR6
TR CONTROL
DE SOacuteLIDOS
TR DE LODO
CABRIA
RAMPA
TANQUE EQUIPOCONTROL DE
SOacuteLIDOS
TANQUEDE VIAJE
TANQUES DE AGUA
RA
CK
SD
ETU
BER
IacuteA
FOSA DE
BIO-REMEDIACIOacuteN
TANQUE
ACTIVO
TRAILERS
TANQUE (R1)
LODO
TANQUE (R2)
LODOBOMBAS
TANQUES
DE BARITA
MOTORES
(04)
SCR
TANQUE
DE GASOIL
RA
CK
SD
ETU
BER
IacuteA
ZONA DECONCENTRACIOacuteN
PLANTA DE TRATAMIENTODE AGUAS NEGRAS
FOSA DEAGUAS SERVIDAS
CAP 12000 lts
135 m
80 m
Figura 129-Disentildeo de la Localizacioacuten Propuesta
1218- REVISIOacuteN Y DISENtildeO DE LA LOCALIZACIOacuteN
Anaacutelisis de Coordenadas de fondo simulacioacuten del tipo de pozo para alcanzar el
objetivo de fondo (Vertical Vs Direccional)
Definicioacuten de Coordenadas de superficie
Inspeccioacuten del sitio
Ingenieriacutea (Topografiacutea y Disentildeo)
Inicio de Permisologiacutea (MARN Propietario)
Contratacioacuten de Servicios de Construccioacuten
Disentildeo de Localizacioacuten en Funcioacuten de Lineamientos Corporativos (Aacuterea (80 x135) m
Asfaltado de aacuterea (70 x 95) m resto sin asfalto
Ampliacioacuten de localizacioacuten existente
El disentildeo de la localizacioacuten con los componentes del taladro en sitio es el siguiente
INGENIERIacuteA BAacuteSICA (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN GENERAL)
175
1219- PROCURA DE MATERIALES DE LARGO TIEMPO DE ENTREGA
Seccioacuten de Cabezal (Requerimiento a INGRAM CACTUS)
Caracteriacutesticas teacutecnicas de los equipos
Revestidores en almaceacuten (Barinas-Oriente)
Mechas de Smith International y Motores de Precission Drilling con disponibilidad
inmediata
CAPITULO XIII- INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN DETALLADO)
INGENIERIA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
177
131- DATOS GENERALES DEL PROYECTO
LOCALIZACIOacuteN CS-54 CAMPO GUAFITA - SUR
INFORMACIOacuteN GENERAL
LOCALIZACIOacuteN CS-54
POZO GF-159
TALADRO CPV-8
PARCELA APUR G-48
CAMPO GUAFITA SUR
ESTADO APURE
ORIGEN DE COORDENADAS UTM ZONA 19
COORDENADAS SUPERFICIE N 77339700 E 27622742
COORDENADAS DE OBJETIVO (G-7-2) N 77289500 E 27584100
TOPE DEL OBJETIVO (G-7-2) 7305rsquo (TVD)
PROFUNDIDAD FINAL ESTIMADA 7923rsquo (TVD) 83372rsquo (MD)
OBJETIVO PRIMARIO G-7-2 FORMACIOacuteN GUAFITA
ELEVACIOacuteN DEL TERRENO 455rsquo
EMR APROXIMADO 473rsquo
CLASIFICACIOacuteN LAHEE A-O (DESARROLLO)
PRODUCCIOacuteN ESPERADA 1000 BNPD DE 29deg API
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
178
132- COMPLETACIOacuteN
1321- Fluidos de Completacioacuten
Tipo Peso
(Lbgal) Observaciones
100 Aceite 84 Cantildeoneo zona productora
Formulacioacuten
Formulacioacuten
Aditivo Concentracioacuten (Lbbbl)
Carbonato de Calcio (CaCO3) 35
Viscosificante 8
Poliacutemero soluble en aceite
Controlador de Filtrado 6
Propiedades
Propiedad Valor Miacutenimo Valor Maacuteximo
Densidad (Lbgal) 78 85
Punto Cedente (Lb100 pies2) 14 16
Viscosidad Plaacutestica (cp) 16 20
Lectura a 3 rpm 8 10
Lectura a 6 rpm 9 11
Filtrado HPHt (cc 30 min) 4 6
Estabilidad Eleacutectrica (V) 2000
Soacutelidos 6 8
Tabla 131- Fluido de Completacioacuten
Tabla 132- Formulacioacuten de Completacioacuten
Tabla 133- Propiedades del Fluido de Completacioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
179
Esquema de completacioacuten
Equipo de Bombeo Electrosumergible marca ESP conformado por
Motor de 160 HP 1115 Voltios 885 amperios
Sellos
Separador de Gas
Bomba TE-1500 105 etapas
Cable de longitud 7500 pies
Profundidad de asentamiento 7500 pies
Frecuencia de Arranque 45 Hz
PC
CABLE
CABEZAL
TUB PROD
SELLOS
SEPARADORDE GAS
BOMBA BES
MOTOR
SENSOR
TUBOS
LINEA DE FLUJO
Figura 131- Esquema del Equipo de Bombeo Electrosumergible
Figura 131- Esquema de Equipo de Bombeo Electrosumergible
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
180
Empaque con grava conformado por
Empacadura
2 Tubos Lisos de 3-12rdquo 93 Lbpie EUE de diaacutemetro interno 2970rdquo
Rejillas de 4rdquo N-80 diaacutemetro de los orificios 0012rdquo diaacutemetro interno 3438rdquo
Grava API Mesh 2040
Figura 132- Equipo de Empaque con Grava
Empacadura
Puerto de Grava
Rejillas
2 Tubos Lisos
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
181
Diagrama mecaacutenico de completacioacuten
PROFFINAL 8337
Figura 133-- Esquema de Completacioacuten para la Localizacioacuten CS-54
ZAP REV 10-34rdquo 1000rsquo
EBES 7500rsquo
ZAPATA 7rdquo 8337rsquo
EQUIPO DE EMPAQUE CON GRAVAG-7-2
G-7-34
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
182
133- TRAYECTORIA
Disentildeo direccional para la localizacioacuten CS-54
MD
(pies)
Inc
(grados)
Azimuth
(grados)
TVD
(pies)
+N-S
(pies)
+E-W
(pies)
DLS
(ordm100rsquo)
Build
(ordm100rsquo) Objetivo
00 000 21759 00 000 000 000 000
14000 000 21759 14000 00 00 000 000
22301 2075 21759 22120 -1178 -907 250 250
76764 2075 21759 73050 -16470 -12678 000 000 G 7-2
83372 2075 21759 79230 -18325 -14106 000 000 PT
Planificacioacuten del pozo a ser perforado en la localizacioacuten CS-54
Figura 134- Planificacioacuten Direccional Correspondiente a la Localizacioacuten CS-54
Tabla 134- Plan Direccional Localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
183
A partir de la informacioacuten de ldquosurveysrdquo de los pozos vecinos de la localizacioacuten CS-54 se
tiene un sumario de puntos criacuteticos a tomar en cuenta para evitar colisioacuten
Pozo MD(pies)
Profundidad
referenciada al pozo
objeto de anaacutelisis
(pies)
Distancia
Centro-Centro
(pies)
Factor de
Separacioacuten
GF-14X 2500 2469 142 3295
GF-17 2400 2183 59 1819
GF-31 2100 2089 53 1454
GF-52 2200 2183 95 2497
La distancia centro-centro se define desde el centro del pozo en estudio hasta el centro
del pozo vecino dentro en un plano de referencia definido
El factor de separacioacuten entre pozos es un valor adimensional que incluye la distancia
centro-centro y la incertidumbre respecto a la posicioacuten del pozo ademaacutes permite detectar
una eventual colisioacuten
Figura 135- Distancia Centro-Centro entre Pozos
Factor de Separacioacuten = Distancia Centro-Centro
R1 + R2
Tabla 135- Resumen del ldquoAnticollisionrdquo de la localizacioacuten CS-54
Ecuacioacuten 131
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
184
De acuerdo al anaacutelisis realizado se observa que no existe riesgo de colisioacuten y esto se
muestra en las diferentes vistas de los pozos que se presentan a continuacioacuten
Vista de planta de la posicioacuten de los pozos
Factor de Separacioacuten gt1
Factor de Separacioacuten = 1
Factor de Separacioacuten lt 1
Figura 137- Vista de Planta de los Pozos
Figura 136- Clasificacioacuten de los Factores de Separacioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
185
Vista en tres dimensiones
Figura 138-Vista en Tres Dimensiones
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
186
La vista ldquoLadder Viewrdquo graacutefica la profundidad medida del pozo de referencia contra la
separacioacuten centro-centro calculada de los pozos vecinos Este graacutefico es utilizado con el fin
de obtener el verdadero riesgo de colisioacuten ya que considera la interferencia magneacutetica
equivalente en distancia asiacute como la magnitud de los errores de medicioacuten cometidos en la
superficie
El eje de las abcisas de este graacutefico representa el pozo a ser perforado en la localizacioacuten
CS-54 desde donde se mide la distancia con los otros pozos
Vista tipo escalera ldquoLadder Viewrdquo
Figura 139- Vista Tipo Escalera
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
187
134- REVESTIDORES
1341- Revestidor de Superficie
INTERVALO
(pies)
DIAacuteMETRO
(pulg)
PESO
(lbsPie) GRADO ROSCA FC FE FA FT
0 ndash 1000 10-34 405 J ndash 55 BTC 328 1482 1798 459
Donde
FC= Factor de disentildeo por colapso
FE= Factor de disentildeo por estallido
FA= Factor de disentildeo por cargas axiales
FT= Factor de disentildeo por cargas triaxiales
Caracteriacutesticas nominales
REVESTIDOR COLAPSO
(lppc)
ESTALLIDO
(lppc)
TENSIOacuteN (lbs)
J-55 405 BTC 1580 3130 629000
Los factores de disentildeo calculados deben ser mayores en magnitud a los factores de disentildeo
miacutenimos seguacuten PDVSA para cada tipo de tuberiacutea de revestimiento de lo contrario no se
aceptara el disentildeo
Condicioacuten inicial o caso base
Revestidor cementado La cantidad de cemento que se coloca en los revestidores
depende de su funcioacuten la tuberiacutea de superficie y todas las camisas deberiacutean
Tabla 136- Caracteriacutesticas del Revestidor de Superficie
Tabla 137- Caracteriacutesticas Nominales del Revestidor de Superficie
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
188
cementarse completamente El perfil de presioacuten interna de todas las sartas de la
tuberiacutea de revestimiento es normalmente el peso del lodo al cual se corrioacute la sarta sin
presioacuten superficial El perfil de presioacuten externa estaacute dado por el lodo en el tope del
cemento o soacutelo el cemento seguacuten sea el criterio seleccionado
Condiciones de servicio o casos de carga
Pruebas de presioacuten Se supone que el revestidor estaacute lleno del lodo con el cual se
corrioacute la sarta a una presioacuten interna superficial suficiente para producir una presioacuten en
la zapata del mismo que sea igual a la presioacuten del ldquogradiente de fractura de
seguridadrdquo este es igual al gradiente de fractura maacutes 02 Lbgal
13 de vaciacuteo Se considera vaciacuteo el interior del revestidor desde la superficie hasta 13
de la profundidad del hoyo abierto (la profundidad de la siguiente sarta o tuberiacutea de
superficie)
Arremetida de gas Para los pozos de desarrollo se considera una arremetida de gas
de 50 bbl a 05 Lbgal Esta arremetida junto con el lodo de perforacioacuten genera el
perfil de presioacuten interna el perfil de presioacuten externa estaacute dado por la presioacuten natural
de poro El perfil de temperatura se calcula basaacutendose en la temperatura de
circulacioacuten
Carga axial originada previo a la cementacioacuten Considera el comportamiento de las
cargas axiales que se originan al nivel de la zapata
Para las graacuteficas que se muestran a continuacioacuten las liacuteneas de color negro representan la
resultante de disentildeo para colapso estallido axial y triaxial respectivamente considerando
todos los casos carga y la liacutenea roja representa la tuberiacutea que posee las caracteriacutesticas
necesarias para cumplir con el disentildeo
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
189
Figura 1311- Disentildeo de Estallido
Figura 1310- Disentildeo de Colapso
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
190
Figura 1312- Disentildeo Axial
Figura 1313- Disentildeo Triaxial
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
191
1342- Revestidor de Produccioacuten
INTERVALO (pies)
DIAacuteMETRO (pulg)
PESO (lbsPie) GRADO ROSCA FC FE FA FT LONGITUD
(pies) 0-89 7 26 N-80 BTC +100 241 305 282 89
89-7337 7 23 N-80 BTC 118 147 271 185 7248 7337-8337 7 26 N-80 BTC 167 205 387 248 1000
Caracteriacutesticas nominales
REVESTIDOR COLAPSO (lppc)
ESTALLIDO (lppc)
TENSIOacuteN (lbs)
N-80 26 BTC 5410 7240 604000 N-80 23 BTC 3830 6340 532000
Figura 1314- Liacutemites de Disentildeo para los Esfuerzos Triaxiales
Tabla 138- Caracteriacutesticas del Revestidor de Produccioacuten
Tabla 139- Caracteriacutesticas Nominales del Revestidor de Produccioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
192
Condiciones de servicio o de carga
Vaciacuteo total Se vaciacutea completamente todo el interior de la tuberiacutea de produccioacuten La
presioacuten externa estaacute dada por el peso del lodo donde se corrioacute la sarta
Fuga de la tuberiacutea de produccioacuten cerca de la superficie con temperatura estaacutetica
Consiste en simular una fuga en la tuberiacutea de produccioacuten cerca del cabezal El perfil
interno esta compuesto por las presiones del yacimiento y del gradiente de crudo
Internamente el revestidor soporta la presioacuten de cierre del cabezal del pozo encima
del fluido de completacioacuten
Estimulacioacuten a traveacutes del revestimiento Es una carga de produccioacuten y perfil de presioacuten
interno que consiste en simular cualquier inyeccioacuten
Se consideran los siguientes casos de carga axial
a) Prueba de cemento verde Se ejecuta mientras el cemento actuacutea como fluido y no
ha sellado el espacio anular
b) Margen de sobre tensioacuten ldquooverpullrdquo Simula el efecto generado por un perfil de
carga axial que refleja el incremento de la fuerza generada por el equipo de
levantamiento
c) Corrida del revestidor Simula la tensioacuten maacutexima que se genera en cada punto del
revestidor mientras es corrido dentro del hoyo
d) Cementacioacuten Considera las cargas que se originan cuando el revestidor se esta
cementado
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
193
Figura 1315- Disentildeo de Colapso
Figura 1316- Disentildeo de Estallido
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
194
Figura 1317 Disentildeo de Tensioacuten
Figura 1318- Disentildeo Triaxial
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
195
Figura 1319- Liacutemites de Disentildeo para los Esfuerzos Triaxiales
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
196
135- GEOMETRIacuteA DE HOYOS
La configuracioacuten final de los hoyos de la localizacioacuten CS-54 con los respectivos puntos de
asentamiento de los revestidores se presenta a continuacioacuten
Hoyo Diaacutemetro
(pulgadas) Profundidad (pies) Objetivo
Superficie 12-14 1000 Atravesar la formacioacuten Paraacutengula - Riacuteo
Yuca y asentar el revestidor de superficie
Produccioacuten 8-12 8337
Atravesar la arenas productoras de la
formacioacuten Guafita y asentar el revestidor
de produccioacuten
Figura 1320- Disentildeo de Hoyos y puntos de asentamiento de revestidores
Tabla 1310- Caracteriacutesticas de los Hoyos
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
197
136- FLUIDOS DE PERFORACIOacuteN
1361- Hoyo de Superficie de 12-14rdquo
Lodo Agua Gel con las siguiente formulacioacuten
Formulacioacuten
Aditivo Concentracioacuten (Lbbbl)
Bentonita 10
Cal 05
Surfactante 2
Propiedades
Propiedad Valor Miacutenimo Valor Maacuteximo
Densidad (Lbgal) 87 93
Viscosidad Marsh (s) 35 50
Viscosidad plaacutestica (cp) 8 10
MBT (lbbbl) 125 15
Cal Hidratada (lbbbl) 05 1
Arena - 05
opH 9 105
Tabla 1311- Formulacioacuten del Lodo Agua Gel
Tabla 1312- Propiedades Esperadas del Lodo Agua Gel
INGENIERIA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
198
1362- Hoyo de Produccioacuten de 7rdquo
Lodo 100 Aceite con la siguiente formulacioacuten
Formulacioacuten
Aditivo Concentracioacuten (Lbbbl)
Carbonato de Calcio (CaCO3) 148
Viscosificante 8
Poliacutemero soluble en aceite
Controlador de Filtrado 6
EmulsificanteHumectante 2
Cal 4
0
Propiedades
Propiedad Valor Miacutenimo Valor Maacuteximo
Densidad (Lbgal) 92 95
Punto Cedente (Lb100 pies2) 16 20
Viscosidad Plaacutestica (cp) 18 28
Geles 10 seg 10 min (Lb100 pies2) 1220 2230
Lectura a 3 rpm 9 10
Lectura a 6 rpm 10 11
Filtrado HPHt (cc 30 min) 4 5
Estabilidad Eleacutectrica (V) 2000
Soacutelidos 13 17
Tabla 1313- Formulacioacuten del Lodo 100 Aceite
Tabla 1314- Propiedades del Lodo 100 Aceite
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
199
Curva de densidad del lodo de los pozos GF-14X GF-17 GF-31 y GF-52 vecinos de la
localizacioacuten CS-54
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000800 850 900 950 1000 1050 1100 1150
DENSIDAD (LPG)
PRO
FUN
DID
AD
MD
(PIE
S)
Lodo Lignosulfonato GF-14X
Lodo Polimerico GF-31
Lodo Lignosulfonato GF-17
Lodo Lignosulfonato GF-52
Plan de Lodo Localizacioacuten CS-54
Figura 1321- Curvas de Densidad de Lodo de los Pozos Vecinos a la Localizacioacuten CS-54
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
200
A parir de la informacioacuten de las curvas de densidad de lodo de los pozos GF-14X GF-17
GF-31 y GF-52 se presenta la Curva de densidad de lodo propuesta para la localizacioacuten
CS-54
131-
Lodo Agua GelLodo 100 Aceite
Figura 1322- Curva de Lodo Propuesta
LUTITA GUAFITA LUTITA GUAFITA
RIO YUCA RIO YUCA
PARANGULA PARAacuteNGULA
G-7
G-8
G-9
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
90008 85 9 95 10
Densidad (Lbgal)
Prof
undi
dad
MD
(PIE
S)
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
201
137- CEMENTACIOacuteN
1371- Revestidor de Superficie
13711- Caracteriacutesticas de la zapata a utilizar en la cementacioacuten del revestidor de
10-34rdquo
Zapata flotadora 10-34rdquo MegoAfek Modelo SSII-2 Diaacutemetro Revestidor 10 34rdquo Grado del Revestidor API J55 Peso del Revestidor 405 lbpie Diaacutemetro interno del Drift 10192 pulg Tipo de rosca BTC Aacuterea de Flujo de la vaacutelvula 312 pulg Rango de Temperatura 300 ordm F Rango de Tasa de Bombeo (2-4 Contenido de Arena) 10 Bblmin x 24 hr Resistencia a la compresioacuten (Vaacutelvula) 5000 Lppc Perforable con Mecha PDC Si Diaacutemetro Interno del cono de la espiga 4rdquo
13712- Caacutelculos volumeacutetricos de las lechadas
Premisas
Diaacutemetro del hoyo 1225 rdquo + 10 Exceso (Nominal)
Longitud lechada de cola 300 pies Longitud lechada de barrido 700 pies
137121- Capacidades (Bblpie)
Hoyo 1225+10 (1347rdquo) 01764 Bblpie
Hoyo 1225+10 - Rev 10-34 00648 Bblpie
Rev 10-34 405 LbPie 00981 Bblpie
DPrsquos 45rdquo 166 LbPie 001422 Bblpie
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
202
137122- Caacutelculo del punto neutro
Pn= Pzap x Ff donde Ff = 1-(Densidad Lodo Densidad hierro)
Pn= 1000rsquo x (1-(92654))
Pn= 859rsquo
137123- Voluacutemenes de Lechada de Barrido y de Cola
Lechada de Barrido
Aditivos concentracioacuten
Tipo Concentracioacuten
Cemento B
Gel 6
Metasilicato de sodio Anhidro 05
Agua Fresca 500 gal
Lechada de Barrido ((Cemento B + 6 Gel + 05 Metasilicato de sodio
Anhidro + Agua) con una densidad de 126 Lbgal) a una tasa de 4 bpm
V1= (Pies cemento barrido) x Capacidad (Hoyo 1225rdquo+10 ndash Rev 10-34rdquo)
V1= 700 pies x 00648 Bblpie
V1= 46 Bbls
Sacos de Cemento Lechada de barrido
Sxs = V1 x 5615 = 46 Bbls x 5615 pie3Bbls rArr Sxs = 122 Rend 213 pie3Sxs
Mezclar 122 Sxs (46 Bbls) de Lechada de barrido
Tabla 1315- Aditivos de la Lechada de Barrido
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
203
Lechada de cola
Tipo Concentracioacuten
Mara B
Agua Fresca 500 gal
Lechada de cola ((Cemento B + Agua ) con una densidad de 156 Lbgal)
V2= (Pies cemento Cola) x Capacidad (Hoyo 1225rdquo+10 ndash Rev 10-34rdquo)
V2= 300 pies x 00648 Bblspie
V2= 20 Bbls
Sacos de cemento lechada de cola
Sxs = V1 x 5615 = 20 Bbls x 5615 pie3Bbls rArr Sxs = 96 Rend 118 pie3Sxs Mezclar 96 Sxs (20 Bbls) de Lechada de Cola
Volumen Teoacuterico de Desplazamiento con Espiga ldquoStingerrdquo
Vd = (Capacidad DPrsquos 45rdquo166 Lbp x Long)
Vd = (001422 x 1000rsquo)
Vd= 1422 Bbl
Nota Desplazar con 13 Bbls de agua con la finalidad de minimizar riesgos de lavar la
zapata
Tabla 1316- Aditivos de la Lechada de Cola
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
204
La representacioacuten de los voluacutemenes considerados para la cementacioacuten del revestidor de
produccioacuten se muestran a continuacioacuten
Figura 1323- Voluacutemenes de Cemento para el Revestidor de Superficie
Drill Pipe de 4-12rdquo
500 gal Agua Fresca
Mara B
Concentracioacuten Tipo
Lechada de barrido de 126 Lbgal 700 pies equivalentes a 46 bbl 122 sxs rendimiento 218 pie3sxs
Lechada de Cola de 156 Lbgal 300 pies equivalentes a 20 bbl 96 sxs rendimiento de 118 pie3sxs
Drill Pipe de 4-12rdquo con espiga de cementacioacuten
Receptaculo de Espiga
Revestidor Sup 10-34rdquo a 1000 pies
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
205
13713- Tiempo operacional de cementacioacuten revestidor 10-34rdquo(PLAN)
Volumen Tasa Tiempo TiempoACTIVIDAD (Bbl) (BPM) Llenado
(min) Cola
1- Probar Liacuteneas de Cementacioacuten (3000 Lppc)
2- Bombear 50 bbls de Lechada de barrido ((Cemento B + 6 Gel + 05 Metasilicato de sodio Anhidro + Agua) 126 Lbgal)
50 4 13
3- Bombear 22 bbls de Lechada de Cola (Cemento B + Agua 156 Lbgal)
Continuar mezclando cemento de cola hasta que se observe la presencia de cemento en
superficie maacuteximo 40 bbls (200 sxs) En caso de no observarse cemento en superficie
prepararse para TOP-JOB 100 sxs 20 bbls
22 4 6 6
4- Desplazamiento con el camioacuten bomba de la compantildeiacutea de servicio 13 2 7 7
5- Desahogar Verificar contraflujo 5 5 6- Desempotrar espiga y Levantar un (01)
pie 5 5
7- Bombeo de (02) bbls de agua 2 2 1 1 36 min 23 min
Llenado Cola Tiempo Operacioacuten 00 hr + 36 min 00 hr + 23 min
Tiempo de Seguridad 2 hr + 54 min 02 hr + 07 min Tiempos de Espesamiento 3 hr + 30 min 02 hr + 30 min
Tabla 1317- Tiempo Operacional Planeado para Cementar Hoyo de Superficie
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
206
1372- Revestidor de produccioacuten
13721- Lechada uacutenica
Tipo MARA ldquoHrdquo
Densidad 158 Lbgal
Rendimiento Lechada 117 pie3sxs
Fluido Base Agua
Cantidad Mezclar 42 Bbl (202 sxs)
Tiempo espesamiento +-200 hrs + 50 min premezclado a temperatura ambiente
Aditivos concentracioacuten
Tipo Concentracioacuten
Mara H
Silicalite 5
Aditivo Antimigratorio (Gas Stop) 05
C de Filtrado(Halad 344) 05
Retardador(CFR-3) 04
Pen 5 (Surfactante) 35 gal
Agua Fresca 500 gal
Propiedades Esperadas a 150 degF Vp= 24295 cps Pc=4828 Lbs100 pies2 Peacuterdida de
Filtrado= 18 cc en 30 min Resistencia a la compresioacuten 8 horas 1000 Lppc 12
horas= 1450 Lppc y 2000 Lppc a 24 horas
Tabla 1318- Aditivos de la lechada uacutenica para cementar el revestidor de produccioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
207
13722- Caacutelculos de la lechada uacutenica
137221- Capacidades (Bblpie)
Hoyo 85rdquo + 05rdquo 0079 Hoyo 85rdquo- Revestidor 7rdquo 0031 Revestidor 7rdquo 23 Lbpie 00393 Revestidor 7rdquo 26 Lbpie 00382
137222- Caacutelculo del punto neutro
Pn= Pt x (1-92654) = 8337lsquo x 086
Pn= 7169rsquo
137223- Volumen lechada uacutenica V1 = Volumen entre cuello flotador y zapata = 892 pies x 00382 Bblpie V1 = 340 Bbl V2 = Volumen anular entre hoyo 8-12rdquo y Rev 7rdquo = (1200 pies x 0031) = 38 Bbls V3 = Volumen de desplazamiento V3 = Volumen Rev 7rdquo (26 Lbpie)+ Volumen Rev 7rdquo (23 Lb pie) V3= (1089 x 00382) + (7248 x 00393) V3= (416)+(2848464) = 327 Bbls considerando volumen compresibilidad del lodo 137224- Volumen de la lechada de cemento Vcemento = V1 + V2 = Bbl Vcemento = 42 bbls Sacos = 42 Bbl 5615 = 202 sxs 117 sxspie3 Mezclar 202 sxs (42 bbl )
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
208
La representacioacuten de los voluacutemenes considerados para la cementacioacuten del revestidor de
produccioacuten se muestran a continuacioacuten
Vcemento= 42 bbl Lechada uacutenica
Revestidor Prod 7rdquo a 8337 pies
V1 Es el volumen Entre cuello flotador y Zapata
V3 Es el volumen de desplazamiento
V2 Es el volumen del anular entre el hoyo de 8-12rdquo y el Rev 7rdquo
Figura 1323- Voluacutemenes de Cemento para el Revestidor de Produccioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
209
13723- Tiempo operacional de cementacioacuten revestidor 7rdquo (PLAN)
ACTIVIDAD VOLUMEN
[ Bbl ] BPM TIEMPO
Cemento [ min ]
1-Probar Liacuteneas de Cementacioacuten 5000 Lppc Instalar Tapoacuten Rojo y Tapoacuten Negro Reciprocar tuberiacutea 20 pies durante todo el trabajo
10
2- Premezclar 42 bbls (211 sacos) de Lechada de Cemento 158 Lbgal 42 - 40
3-Bombear 50 Bbls de piacuteldora Dispersa 92 Lbgal 50 8 7
4- Bombear 60 bbls piacuteldora Solvente Removedora (preflujos 7 2 Lbgal) 60 5 12
5- Bombear 40 bbls espaciador Tuned Spacer 105 Lbgal 40 5 8
6- Bombear 40 bbls de piacuteldora salina a 92 Lbgal 40 5 8
7-Bombear 10 bbls de agua + surfactante 84 Lbgal 10 5 2
8-Soltar tapoacuten (rojo) de limpieza 10 9- Bombear 42 Bbls (211 sacos) de lechada
158 Lbgal 42 5 9
10- Soltar tapoacuten negro de desplazamiento 10
11- Desplazar con Lodo 84 Lbgal con bombas de taladro 347 bbls Hasta asentar tapoacuten 500 Lppc por encima presioacuten de trabajo
330
17
8 3
39 7
12- Desahogar presioacuten lentamente y Contabilizar contraflujo 10
TOTAL 172
Lechada Operacioacuten Tiempo de Espesamiento
Tiempo de Seguridad
Uacutenica 1 hora 15 min 2 Hrs 50 min (1 hr premezclado) 1 hora 35 min
Tabla 1319- Tiempo Operacional Planeado para Cementar Hoyo de Produccioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
210
138- MECHAS
1381-Hoyo de Superficie
TIPO DIAacuteMETRO
(pulg) GPM
PSM
(mLbs)
PROF DE
ENTRADA
(pies)
PROF DE
SALIDA
(pies)
PDC 12-14 300-400 5-12 0 300
PDC 12-14 590 5-12 300 1000
FABRICANTE MODELO Ndeg DE ALETAS TAMANtildeO DE CORTADORES
(mm) CHORROS
TFA
(pulg^2)
GEODIAMOND S95N 4 19
2 de 1632rdquo
1 de 1532rdquo
1 de 1432rdquo
072
Figura 1325- Mecha PDC de 12-14 Pulgadas
Tabla 1320- Paraacutemetros Operacionales de las Mechas del Hoyo de Superficie
Tabla 1321- Caracteriacutesticas de las Mechas del Hoyo de Superficie
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
211
1382-Hoyo de produccioacuten
TIPO DIAacuteMETRO
(Pulg) GPM
PSM
(MLbs)
PROF DE ENTRADA
(Pies)
PROF DE SALIDA
(Pies)
PDC 8-12 300 3-10 1000 1400
PDC 8-12 460-480 3-10 1400 8337
FABRICANTE MODELO Ndeg DE
ALETAS
TAMANtildeO DE
CORTADORES (mm) CHORROS
TFA
(Pulg^2)
COacuteDIGO
IADC
SMITH S958PX 6 22 3 de (1132)rdquo
3 de (1232)rdquo 0610 S121
A continuacioacuten se muestra el rendimiento de la mecha en pozos anteriores
POZO PROF ENTRADA
(Pies)
PROF SALIDA
(Pies)
PIES
PERFORADOS HORAS
HORAS ROP
(PiesHora)
1028 3924 2896 655 4421
3924 6583 2659 85 3128 GF-150
6583 8442 1859 615 3023
1017 5020 4003 76 5267 GF-151
5020 8448 3428 995 3445
1020 5833 4813 1065 4519 GF-152
5833 7497 1664 71 2344
1010 2400 1389 145 9579 GF-154
2400 8328 5928 1225 4839
1021 2500 1479 17 84
2500 7921 5421 155 3497 GF-156
7921 8502 581 20 2905
GF-157 1022 8498 7476 1865 4009
Total de pies perforados acumulados 43596 1081 4035
Tabla 1322- Paraacutemetros Operacionales de las Mechas del Hoyo de Produccioacuten
Tabla 1323- Caracteriacutesticas de las Mechas del Hoyo de Produccioacuten
Tabla 1324- Rendimiento de las Mechas PDC en Pozos Anteriores
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
212
Es importante sentildealar que la mecha se ha sometido a dos reparaciones debido a que se
busca optimizar costos sin afectar la eficiencia del proceso y la mecha PDC de 8ndash12
pulgadas modelo Security S958PX ha permitido esto
Mecha para limpieza
TIPO DIAacuteMETRO
(Pulg) GPM
PSM
(MLbs)
PROF DE ENTRADA
(Pies)
PROF DE SALIDA
(Pies)
Tricoacutenica 8-12 450-500 2-4 1000 8337
Figura 1326- Mecha PDC de 8-12 pulgadas
Tabla 1326- Paraacutemetros Operacionales de las Mechas de Limpieza
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
213
FABRICANTE MODELONdeg DE
CHORROS
TIPO DE
DIENTES COacuteDIGO IADC
SMITH FGSS SIN CHORROS FRESADOS 117
Figura 1327- Mecha Tricoacutenica para Limpieza
Tabla 1326- Caracteriacutesticas de las Mechas Tricoacutenicas
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
214
139- SARTA DE PERFORACIOacuteN 1391- Hoyo de Superficie
Sarta lisa compuesta por
Ndeg COMPONENTE DE (Pulg) DI (Pulg) PESO (LbsPie) CANTIDAD LONGITUD
(Pies) 1 Bit 12-14 - 1 15 2 Bit Sub 8 2437 - 1 328 3 Drill Collar 8 2-78 150 1 3064 4 Drill Collar 8 2437 150 1 2996 5 Cross Over 8 3-14 - 1 213 6 Drill Collar 7 2437 119 1 3073 7 Drill Collar 7 2437 119 1 3073 8 Cross Over 7-14 2-78 83 1 258 9 Drill Collar 6 2-78 - 3 9304 10 Heavy Wate 4-12 2-1516 41 12 36153
Longitud total del ensamblaje 58612 pies
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Figura 1328- Sarta Perforacioacuten para el Hoyo de Superficie
Tabla 1327- Componentes de la Sarta Lisa
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
215
1392-Hoyo de Produccioacuten
13921- Sarta direccional
Ndeg COMPONENTE DE (Pulg) DI (Pulg) PESO
(LbsPie) CANTIDA
D LONGITUD
(Pies) 1 Mecha PDC 8-12 NA - 1 065 2 Motor 15 deg 6-34 NA - 1 26 3 Pony Monel 6-12 2-1316 - 1 943 4 Estabilizador 6-12 2-14 - 1 499 5 Sub PINXPIN 6-12 2-1516 - 1 198 6 Tool Carrier 6-34 2-1516 - 1 1911 7 Emitting Sub 6-34 2-1316 - 1 1032 8 Monel 6-12 2-1316 - 1 3033 9 Float Sub 6-58 NA - 1 262 10 Drill Collar 6-14 2-1516 90 3 9203 11 Heavy Wate 6-116 2-1516 41 7 21207 12 Martillo 6-1116 2-78 - 1 3549 13 Heavy wate 6-116 2-1516 41 9 27144 14 Cross Over 6-12 2-1516 - 1 187
Longitud total del ensamblaje 71833 pies Figura 1329- Sarta de Perforacioacuten para el Hoyo de Produccioacuten
Tabla 1328- Componentes de la Sarta Direccional
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
216
13922- Sarta de Limpieza
Ndeg COMPONENTE DE (Pulg) DI (Pulg) PESO (LbsPie) CANTIDAD LONGITUD
(Pies) 1 Mecha
Tricoacutenica 8-12 - 1 08
2 Bit Sub 6-12 2-78 - 1 280 3 Drill Collar 6-14 2-1516 908 3 9203 4 Heavy Wate 6-18 2-78 426 7 21207 5 Martillo 6-34 2-12 - 1 3549 6 Heavy Wate 6-18 2-1516 426 9 27144 7 Cross Over 6-12 2-1516 - 1 187
Longitud total del ensamblaje 6165 pies
Figura 1330- Sarta de Limpieza
Tabla 1329- Componentes de la Sarta de Limpieza
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
217
1310- CANtildeONEO
13101- Resumen del Equipo de Cantildeoneo
Diaacutemetro
Cantildeoacuten Tipo
Tiros
Por
Pie
Nombre
de la carga
Diaacutemetro
del Rev
Diaacutemetro
Perforaciones
(pulg)
Penetracioacuten
(pulgadas)
Esfuerzo
formacioacuten
(Lppc)
4 -58rdquo Casing
Gun 21
Super Big
Hole 7rdquo 083 59 6028
13102- Secuencia de Detonacioacuten de la Carga
Figura 1331- Secuencia de Detonacioacuten de las Cargas
Tabla 1330- Caracteriacutesticas del Cantildeoneo
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
218
El esquema final de cantildeoneo
Ph P
Figura 1332- Esquema General de Cantildeoneo para la Localizacioacuten CS-54
Rev 7rdquo
Carga Suacuteper Big Hole 21 TPP penetracioacuten 59 pulgadas
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
219
1311- PROGRAMA DE REGISTROS Y NUacuteCLEOS
13111- Hoyo de Superficie
En Esta fase no se contempla tomar registros eleacutectricos ni direccionales
13112- Hoyo de Produccioacuten
Direccionales
Se utilizaraacute el equipo direccional y una vez que se inicie la perforacioacuten direccional se
mantendraacute la inclinacioacuten y la direccioacuten
TIPOS DE
REGISTROS DESDE HASTA
MWD 1000rsquo 8337rsquo
Eleacutectricos
REGISTRO ESCALA INTERVALO
Registro de Induccioacuten
(Investigacioacuten Profunda y
Somera) ndash Rayos Gamma
1200
1500
7300acute ndash 8300acute
7300acute ndash 8300acute
RHOB-Neutroacuten-GR-Caliper 1200
1500
7300acute ndash 8300acute
7300acute ndash 8300acute
Resonancia Magneacutetica
Nuclear
1200
1500
7300acute ndash 8300acute
7300acute ndash 8300acute
Presiones y Muestra de
Fluido para PVT
1200
1500
7300acute ndash 8300acute
7300acute ndash 8300acute
Tabla 1331- Registro Direccional del Hoyo de Produccioacuten
Tabla 1332- Registros Eleacutectricos del Hoyo de Produccioacuten
INGENIERIacuteA DE DETALLE (PROGRAMA DE PERFORACIOacuteN ESPECIacuteFICO)
220
() Este valor se caacutelculo con la profundidad medida a partir de la trayectoria simulada
para el pozo
PF La profundidad final estimada es 8337 pies (MD) seguacuten el plan de la trayectoria del
pozo
Los registros deben presentarse en escala lineal excepto el de Resistividad que seraacute en
escala logariacutetmica
Escalas horizontales de las curvas
Curva Escala Horizontal
Rayos Gamma 0 ndash 200 API
Resistividad 02 ndash 2000 ohm-m
Densidad de Formacioacuten 19 - 29 grcc
Neutroacuten 45 ndash (-15) Matriz Arenisca (265)
La seccioacuten repetida de todos los registros debe hacerse en un intervalo prospectivo de la
Formacioacuten Guafita
La informacioacuten de todos los registros debe estar en profundidad con el registro de
Resistividad-Rayos Gamma
Tabla 1333- Escalas horizontales de las curvas