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i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE
PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE
POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”
PÉREZ SALGUERO DAMIÁN JOSÉ
Quito, Diciembre, 2015
ii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE
PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE
POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”
Proyecto del trabajo de Grado a presentar como requisito parcial para obtener el título
de Ingeniero en Petróleos.
PÉREZ SALGUERO DAMIÁN JOSÉ
Quito, Diciembre, 2015
iii
DEDICATORIA
A Dios por colmarme de Amor, Sabiduría y Bendiciones.
A mis padres José Fermín y Yolanda Natividad por darme
la vida, confiar en mí y hacer posible que cumplan todos mis
sueños y metas con su apoyo incondicional y su inmenso amor
A mis Hermanos Santiago, Dayci y Evelin por sus palabras
de aliento y amor.
Damián.
iv
AGRADECIMIENTO
A LA PETROLERA Y OPERADORA ANDES PETROLEUM ECUADOR LIMITED
Por su eminente compromiso de patrocinio, apoyo y total colaboración al
respaldarme con todos sus conocimientos tecnológicos de punta fundamentalmente
en el área de perforación. En el momento cumbre y crucial en mis instancias
finales de mis Estudios Universitarios, previo a la obtención de mi título como
Ingeniero en Petróleos.
De manera especial al Ing. Moisés Cevallos Gerente del departamento de
Perforación y Reacondicionamiento, Ing. Vicente Carrera Drilling Manager,
Jimmy Moreno Coordinador de taladro de perforación y reacondicionamiento de
pozos, a los señores Company Man: Carlos Silva, José Valero y Luis
Cárdenas. Y como no dejar plasmado mi agradecimiento y gratitud a las
empresas de servicios petroleros tales como: Halliburton Energy Services
Company, Schlumberger Limited Company, Weatherford Company, CCDC,
CNLC, TIW, Que forman parte del equipo de perforación de Andes y que
conjuntamentamente fortalecieron y enriquecieron mis conocimientos en la
perforación de pozos Direccionales y Horizontales para la elaboración de este
proyecto. A todos ustedes mil gracias.
NOTA: Adjunto sendos certificados que validan mis conocimientos de lo antes
estipulado.
v
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, DAMIÁN JOSÉ PÉREZ SALGUERO, en calidad de Autor de la Tesis realizada sobre:
“ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE
PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE POZOS
PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”, por medio de la presente,
Autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los
contenidos que me pertenecen o de las partes que contiene esta obra, con fines estrictamente
académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y
demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.
Quito, 10 de Diciembre del 2015
_______________________
Damián José Pérez Salguero
C.I. 1724971682
vi
INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi carácter de Tutor del Trabajo de Grado, presentado por el señor Damián José Pérez
Salguero para optar por el Título o Grado de Ingeniero de Petróleos cuyo tema es
“ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE
PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE
POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”, considero que
dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación
pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe.
En la Ciudad de Quito a los 10 días del mes de Diciembre del Año 2015
_______________________
Msc. Ibadango Anrrango Cruz Elias
TUTOR DE TESIS
vii
APROBACIÓN DEL JURADO O TRIBUNAL
El Tribunal de Tesis de Grado integrado por: Dr. Bolívar Enríquez, Ing. José Luis Cabezas y
Msc. Diego Palacios
DECLARAN
Que la presente Tesis de Grado denominada “ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-
ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE PERORACIÓN SLIM HOLE CON LA
PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL
BLOQUE TARAPOA”, ha sido elaborado íntegramente por el señor Damián José Pérez
Salguero, egresado de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, revisada y verificada, dando fe
de la originalidad del presente trabajo.
En la Ciudad de Quito a los 10 días del mes de Diciembre del Año 2015
Para constancia de lo actuado firman
__________________________
Dr. Bolívar Enríquez
MIEMBRO DEL TRIBUNAL DELEGADO
POR EL SEÑOR SUBDECANO
_________________________ ________________________
Msc. Diego Palacios Ing. José Luis Cabezas
MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL
viii
CONTENIDO
LISTA DE TABLAS ...................................................................................................... XVIII
LISTA DE GRÁFICOS .................................................................................................. XXII
RESUMEN........................................................................................................................ XXV
ABSTRACT .................................................................................................................... XXVI
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ XXVII
CAPÍTULO I .......................................................................................................................... 1
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................... 1
1.1 ENUNCIADO DEL TEMA ................................................................................. 1
1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA .................................................................... 1
1.3 OBJETIVOS ........................................................................................................ 2
1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................... 2
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................... 2
1.4 JUSTIFICACIÓN ................................................................................................ 2
1.5 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD .............................................................. 3
1.5.1 FACTIBILIDAD .......................................................................................... 3
1.5.2 ACCESIBILIDAD ....................................................................................... 3
CAPITULO II ........................................................................................................................ 4
2. MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 4
2.1 MARCO INSTITUCIONAL ............................................................................... 4
2.1.1 RESEÑA DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD............................ 4
2.1.1.1 ANTECEDENTES ................................................................................... 4
2.1.2 CONSTITUCIÓN CORPORATIVA DE ANDES PETROLEUM
ECUADOR LTD. ........................................................................................................ 5
2.1.2.1 MISIÓN ................................................................................................... 5
2.1.2.2 VISIÓN .................................................................................................... 5
2.1.2.3 SU RAZÓN DE SER ............................................................................... 6
2.1.2.4 MODELO PARA CREAR VALOR ........................................................ 6
2.1.2.5 SU CULTURA ......................................................................................... 6
ix
2.2 MARCO LEGAL ................................................................................................. 7
2.2.1 ACCIONISTAS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. ................ 7
2.2.1.1 CNPC (China National Petroleum Corporation) ...................................... 7
2.2.1.2 SINOPEC (China Petrochemical Corporation) ........................................ 8
2.3 MARCO ÉTICO .................................................................................................. 8
2.4 MARCO REFERENCIAL ................................................................................... 9
2.4.1 BLOQUE TARAPOA.................................................................................. 9
2.4.1.1 ASPECTOS GENERALES DEL BLOQUE TARAPOA ........................ 9
2.4.1.2 IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DE POZOS Y CAMPOS DEL
BLOQUE TARAPOA. .......................................................................................... 10
2.4.1.3 GEOLOGÍA DEL BLOQUE TARAPOA ............................................. 11
2.4.2 CAMPO FANNY ....................................................................................... 12
2.4.2.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO FANNY ..................... 12
2.4.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO FANNY ........................... 12
2.4.2.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO FANNY ............................................... 13
RESERVORIOS PRODUCTORES: ............................................... 14 2.4.2.3.1
2.4.2.4 ASPECTOS GEOLÓGICOS ................................................................. 15
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA................................................... 16 2.4.2.4.1
2.4.2.5 ASPECTOS GEOFÍSICOS .................................................................... 17
2.4.2.6 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS (PVT) ......................................... 20
PROPIEDADES DEL PETRÓLEO. ............................................... 20 2.4.2.6.1
PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN. ......................... 20 2.4.2.6.2
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN (RW). ............... 21 2.4.2.6.3
2.5 DEFINICIÓN DE VARIABLES ....................................................................... 22
2.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE ............................................................... 22
2.5.2 VARIABLE DEPENDIENTE ................................................................... 22
2.6 HIPÓTESIS ........................................................................................................ 22
x
CAPITULO III ..................................................................................................................... 23
3. DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................... 23
3.1 TIPO DE ESTUDIO .......................................................................................... 23
3.1.1 DESCRIPTIVO:......................................................................................... 23
3.1.2 PROSPECTIVO: ........................................................................................ 23
3.1.3 COMPARATIVO: ..................................................................................... 23
3.2 UNIVERSO Y MUESTRA ............................................................................... 24
3.2.1 UNIVERSO ............................................................................................... 24
3.2.2 MUESTRA ................................................................................................ 24
3.3 MÉTODOS DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................ 24
3.3.1 MÉTODO ANALÍTICO: ........................................................................... 24
3.3.2 MÉTODO SINTÉTICO: ............................................................................ 25
3.3.3 MÉTODO ANALÍTICO-SINTÉTICO: ..................................................... 25
3.4 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN .................................................................. 25
3.4.1 TÉCNICA DE CAMPO ............................................................................. 25
3.4.2 TÉCNICA ELECTRÓNICAS ................................................................... 26
3.5 RECOLECCIÓN DE DATOS ........................................................................... 26
3.6 ASPECTOS ADMINISTRATIVOS .................................................................. 26
CAPITULO IV ..................................................................................................................... 27
4. PERFORACIÓN SLIM HOLE .................................................................................. 27
4.1 APLICACIONES ............................................................................................... 27
4.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN SLIM HOLE .................................................. 27
4.2.1 EQUIPOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONAL SLIM HOLE ......... 28
4.2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL SLIM HOLE .. 28
4.3 VENTAJAS DE LOS POZOS SLIM HOLE ..................................................... 29
4.3.1 REDUCCIÓN DE COSTOS ...................................................................... 29
4.3.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ............................................................... 29
4.3.3 REDUCCIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL. ....................................... 29
4.3.4 REDUCCIÓN DE ESPACIO Y EQUIPO. ................................................ 30
xi
4.4 LIMITACIONES Y DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN SLIM
HOLE..... ........................................................................................................................ 31
4.4.1 FALLAS EN LA SARTA DE PERFORACIÓN ....................................... 32
4.4.2 FALLAS DEL TOOL JOINT .................................................................... 32
4.4.3 DETECCIÓN DE REVENTONES............................................................ 32
4.4.4 PÉRDIDAS DE PRESIÓN ........................................................................ 33
4.4.5 DESCENSO EN LA TASA DE PENETRACIÓN .................................... 33
4.4.6 PROFUNDIDAD ....................................................................................... 33
4.4.7 CARA DEL POZO Y ESTABILIDAD ..................................................... 34
4.4.8 PRODUCCIÓN .......................................................................................... 34
4.5 HERRAMIENTAS ............................................................................................ 35
4.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS: ...................................................... 35
4.5.1.1 BROCA: ................................................................................................. 35
4.5.1.2 CUCHARAS DEFLECTORAS (“WHIPSTOCKS”): ........................... 36
CUCHARAS REMOVIBLE:........................................................... 36 4.5.1.2.1
CUCHARA DE CIRCULACIÓN: .................................................. 36 4.5.1.2.2
CUCHARA PERMANENTE TIPO REVESTIDOR: ...................... 36 4.5.1.2.3
4.5.1.3 MOTORES DE FONDO: ...................................................................... 36
TIPO TURBINA: ............................................................................. 36 4.5.1.3.1
DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO: ........................................... 37 4.5.1.3.2
4.5.2 HERRAMIENTAS DE MEDICIÓN: ........................................................ 37
4.5.2.1 PÉNDULO INVERTIDO O TOTCO: ................................................... 37
4.5.2.2 TOMA SENCILLA O “SINGLE SHOT” Y TOMA MÚLTIPLE O
“MULTISHOT”: .................................................................................................... 37
4.6 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ADECUADOS DE LA TECNOLOGÍA
SLIM HOLE .................................................................................................................. 37
4.6.1 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÁS IMPORTANTES PARA
IMPLEMENTAR LAS TECNOLOGÍAS SLIM HOLE, BASADO EN ESTUDIOS
DE CASOS EJECUTADOS A NIVEL MUNDIAL. ................................................ 40
4.6.1.1 PRUEBAS HIDRÁULICAS .................................................................. 40
xii
4.6.1.2 TUBERÍAS ............................................................................................ 40
4.6.1.3 SELECCIÓN DEL REVESTIMIENTO ................................................ 40
4.6.1.4 TASA DE PERFORACIÓN .................................................................. 41
4.6.1.5 DENSIDADES EQUIVALENTES DE CIRCULACIÓN ..................... 41
4.6.1.6 LIMITACIONES DE PROFUNDIDAD ............................................... 41
4.6.1.7 PRUEBAS DE POZO ............................................................................ 41
4.6.1.8 CEMENTACIÓN ................................................................................... 42
CAPÍTULO V....................................................................................................................... 43
5. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ...................................................... 43
5.1 RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167 ...................................................... 43
5.2 DATOS DEL POZO .......................................................................................... 44
5.3 PROGNOSIS GEOLÓGICA ............................................................................. 45
5.4 INFORMACIÓN GEOLÓGICA ....................................................................... 46
5.4.1 GEOLOGÍA DEL OBJETIVO .................................................................. 46
5.4.2 PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR MÁS
CERCANA: ............................................................................................................... 46
5.5 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN: ........................................................................... 46
5.6 PERFORACIÓN CONVENCIONAL DEL POZO FANNY ............................ 48
5.6.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL .................................................. 48
5.6.1.1 SECCIÓN DE 16” ................................................................................. 48
5.6.1.2 SECCIÓN DE 12 ¼” ............................................................................. 48
5.6.1.3 SECCIÓN DE 8 ½” ............................................................................... 48
5.6.1.4 DIAGRAMA DEL POZO ..................................................................... 49
5.6.1.5 PROGRAMA DIRECCIONAL ............................................................. 50
5.6.1.6 PLAN DIRECCIONAL ......................................................................... 51
5.6.2 PROGRAMA DE BROCAS, HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Y
PARÁMETROS ......................................................................................................... 57
5.6.2.1 SECCIÓN DE 26” ................................................................................. 58
5.6.2.2 SECCIÓN DE 16” ................................................................................. 60
CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA .................................. 60 5.6.2.2.1
xiii
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA ................... 60 5.6.2.2.2
CORRIDA DE LA BROCA PDC .................................................... 63 5.6.2.2.3
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC ................................. 63 5.6.2.2.4
5.6.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼” ............................................................................. 66
CORRIDA BROCA PDC ................................................................ 66 5.6.2.3.1
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE CUERPO DE 5.6.2.3.2
MATRIZ……………………………………………………………………...66
5.6.2.4 SECCIÓN DE 8 ½” ............................................................................... 69
CORRIDA BROCA PDC ............................................................... 69 5.6.2.4.1
5.6.3 ENSAMBLAJES DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS ........................ 72
5.6.3.1 HUECO DE 26” ..................................................................................... 72
BHA 1 .............................................................................................. 72 5.6.3.1.1
5.6.3.2 SECCIÓN DE 16” ................................................................................. 72
BHA 2 .............................................................................................. 73 5.6.3.2.1
BHA 3 .............................................................................................. 73 5.6.3.2.2
BHA 4 .............................................................................................. 74 5.6.3.2.3
5.6.3.3 SECCIÓN 12 ¼” .................................................................................... 74
BHA 5 y BHA 6 ............................................................................... 74 5.6.3.3.1
5.6.3.4 SECCIÓN 8 ½” ...................................................................................... 75
BHA 7 .............................................................................................. 75 5.6.3.4.1
5.6.4 PROGRAMA DE LODOS ........................................................................ 76
5.6.4.1 ESTADO MECÁNICO .......................................................................... 76
5.6.4.2 DISEÑO DE CASING ........................................................................... 76
5.6.4.3 PROGRAMA DE FLUIDOS ................................................................. 76
5.6.4.4 PROPIEDADES DEL FLUIDO ............................................................ 77
SECCION DE 16” ........................................................................... 77 5.6.4.4.1
SECCION DE 12 ¼ ......................................................................... 77 5.6.4.4.2
SECCION DE 8 ½” ......................................................................... 78 5.6.4.4.3
5.6.4.5 GRÁFICO DE DENSIDAD .................................................................. 79
xiv
5.6.5 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ......................................................... 80
5.6.5.1 CASING CONDUCTOR ....................................................................... 80
INFORMACIÓN DE TRABAJO .................................................... 80 5.6.5.1.1
RECOMENDACIONES DE TRABAJO ......................................... 81 5.6.5.1.2
PROGRAMA DE INGENIERÍA ..................................................... 82 5.6.5.1.3
5.6.5.2 CASING SUPERFICIAL 13 ⅜” ............................................................ 83
OBJETIVO....................................................................................... 83 5.6.5.2.1
LA EXPERIENCIA DE CAMPO EN EL BLOQUE TARAPOA .. 83 5.6.5.2.2
RIESGOS OPERATIVOS ............................................................... 84 5.6.5.2.3
INFORMACIÓN DE TRABAJO .................................................... 85 5.6.5.2.4
RECOMENDACIÓN DE TRABAJO ............................................. 86 5.6.5.2.5
PROGRAMA DE INGENIERÍA ..................................................... 88 5.6.5.2.6
5.6.5.3 CASING INTERMEDIO 9 ⅝” .............................................................. 89
OBJETIVO....................................................................................... 89 5.6.5.3.1
EXPERIENCIA DE CAMPO .......................................................... 89 5.6.5.3.2
INFORMACIÓN DE TRABAJO .................................................... 90 5.6.5.3.3
RECOMENDACIONES DE TRABAJO ......................................... 92 5.6.5.3.4
PROGRAMA DE INGENIERÍA ..................................................... 93 5.6.5.3.5
5.6.5.4 LINER DE PRODUCCIÓN 7” .............................................................. 95
OBJETIVO....................................................................................... 95 5.6.5.4.1
EXPERIENCIA DE CAMPO .......................................................... 95 5.6.5.4.2
INFORMACIÓN DE TRABAJO .................................................... 96 5.6.5.4.3
RECOMENDACIONES DE TRABAJO ......................................... 98 5.6.5.4.4
PROGRAMA DE INGENIERÍA ................................................... 101 5.6.5.4.5
5.7 PERFORACIÓN DEL POZO FANNY APLICANDO LA TECNOLOGÍA
SLIM HOLE ................................................................................................................ 102
5.7.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL ................................................ 102
5.7.1.1 SECCIÓN DE 12 ¼” ........................................................................... 102
5.7.1.2 SECCIÓN DE 8 ½” ............................................................................. 102
xv
5.7.1.3 PROGRAMA DIRECCIONAL ........................................................... 103
5.7.1.4 PLAN DIRECCIONAL ....................................................................... 104
5.7.2 PROGRAMA DE BROCAS, HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Y
PARÁMETROS ....................................................................................................... 112
5.7.2.1 SECCIÓN DE 16” ............................................................................... 113
CORRIDA DE LA BROCA TRICONICA XT1GSC.................... 113 5.7.2.1.1
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA ................. 113 5.7.2.1.2
5.7.2.2 SECCIÓN DE 12 1/4” (PRIMER INTERVALO) ............................... 114
CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA QH1RC ................. 114 5.7.2.2.1
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA ................. 114 5.7.2.2.2
5.7.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼” (SEGUNDO INTERVALO) ............................. 115
CORRIDA BROCA PDC .............................................................. 116 5.7.2.3.1
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE CUERPO DE 5.7.2.3.2
MATRIZ… ...................................................................................................... 116
5.7.2.4 SECCIÓN DE 8 1/2” ........................................................................... 118
CORRIDA BROCA PDC ............................................................. 118 5.7.2.4.1
5.7.3 PROGRAMA DE LODOS ...................................................................... 119
5.7.3.1 SECCIÓN DE 16” Y SECCIÓN DE 12 1/4” ...................................... 119
TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO .......................... 119 5.7.3.1.1
PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS ............ 119 5.7.3.1.2
a) SECCIÓN DE 16” ....................................................................................... 119
b) SECCIÓN DE 12 1/4” ................................................................................. 120
PROPIEDADES DE FLUIDOS .................................................... 121 5.7.3.1.3
5.7.3.2 SECCIÓN DE 8 1/2” ........................................................................... 122
TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO .......................... 122 5.7.3.2.1
PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS ............ 122 5.7.3.2.2
PROPIEDADES DE FLUIDOS .................................................... 123 5.7.3.2.3
5.7.3.3 GRÁFICO DE DENSIDAD ................................................................ 124
5.7.4 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ....................................................... 125
5.7.4.1 CASING SUPERFICIAL 9 5/8 ........................................................... 125
xvi
RECOMENDACIONES DE PROCEDIMIENTO 5.7.4.1.1
OPERACIONAL... .......................................................................................... 125
CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA.............................. 125 5.7.4.1.2
PROGRAMA DE INGENIERÍA ................................................... 126 5.7.4.1.3
5.7.4.2 LINER DE PRODUCCIÓN 7” ............................................................ 126
RECOMENDACIONES DE PROCEDIMIENTO 5.7.4.2.1
OPERACIONAL... .......................................................................................... 127
CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA.............................. 127 5.7.4.2.2
PROGRAMA DE INGENIERÍA ................................................... 128 5.7.4.2.3
5.8 ANÁLISIS ECONÓMICO COMPARATIVO DE LA PERFORACIÓN
CONVENCIONAL CON LA PERFORACIÓN SLIM HOLE ................................... 128
5.8.1 PERFORACIÓN CONVENCIONAL ..................................................... 128
5.8.1.1 AFE DE LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL: ........................... 129
5.8.2 PERFORACIÓN APLICANDO LA TECNICA SLIM HOLE ............... 129
5.8.2.1 AFE DE LA PERFORACIÓN SLIM HOLE: ..................................... 130
5.8.3 ANÁLISIS COMPARATIVO: ................................................................ 131
CAPITULO VI ................................................................................................................... 136
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 136
6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................... 136
6.2 RECOMENDACIONES .................................................................................. 137
CAPITULO VII ................................................................................................................. 138
7. BIBLIOGRAFÍA Y WEBGRAFÍA ......................................................................... 138
7.1 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 138
7.2 WEBGRAFÍA .................................................................................................. 138
CAPITULO VIII ................................................................................................................ 139
8. ANEXOS ................................................................................................................. 139
8.1 ANEXO 1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL TALADRO DE ANDES
PETROLEUM. ............................................................................................................. 139
8.2 ANEXO 2: TIEMPO AHORRADO EN ASENTAMIENTO DE CASING
SUPERFICIAL. ........................................................................................................... 140
xvii
8.3 ANEXO 3: COSTO TOTAL DE AHORRO, CUANDO SE REDUCE EL
CASING SUPERFICIAL 13 3/8 PARA LA PERFORACIÓN SLIM HOLE. ............ 140
xviii
LISTA DE TABLAS
TABLA 2.1: COORDENADAS UTM DEL BLOQUE TARAPOA……………………………...9
TABLA 2.2. ASPECTOS GEOLÓGICOS DEL CAMPO FANNY……………….............15
TABLA 2.3. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO DEL YACIMIENTO M1 Y U INFERIOR
........…………………………………………………………………………………………………………… 20
TABLA 2.4. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1
Y U- INFERIOR ……………………………………………………………...................... 21
TABLA 2.5 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1 Y
U- INFERIOR …………………………………...……………………………………………………………………………………21
TABLA 4.1. COMPARACION DE LOS EQUIPOS DE PERFORACIÓN USANDO LA
TECNONOLOGÍA CONVENCIONAL Y LA TECNOLOGÍA SLIM HOLE. ................... 30
TABLA 5.1. RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167 ...................................................... 43
TABLA 5.2. DATOS DEL POZO FANNY 18B 167 .......................................................... 44
TABLA 5.3. PROGNOSIS GEOLÓGICA ............................................................................ 45
TABLA 5.4. OBJETIVOS GEOLÓGICOS DEL POZO FANNY 18B 167 ......................... 46
TABLA 5.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR MÁS
CERCANA AL POZO FANNY 18B 167 ............................................................................. 46
TABLA 5.6: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 .................................. 56
TABLA 5.7: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS PARA EL POZO FANNY 18B-
167………………………………………………………………………………………….. 57
TABLA 5.8: ESPECIFICACIONES BROCA TRICÓNICA DE 26”…………………….. 58
TABLA 5.9: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 26” PARA EL POZO FANNY 18B-
167………………………………………………………………………………………….. 59
TABLA 5.10: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA TRICÓNICA DE
16”………………………………………………………………………………………….. 61
TABLA 5.11: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 16” PARA EL POZO FANNY 18B-
167………………………………………………………………………………………….. 62
TABLA 5.12: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 16”……………………...64
TABLA 5.13: BROCA HIDRÁULICA PDC 16” PARA EL POZO FANNY 18B-167….. 65
xix
TABLA 5.14: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 12 ¼”…………………. 67
TABLA 5.15: BROCA HIDRÁULICA PDC 12 ¼ PARA EL POZO FANNY 18B-167… 68
TABLA 5.16: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 8 ½”…………………… 70
TABLA 5.17: BROCA HIDRÁULICA PDC 8 ½ PARA EL POZO FANNY 18B-167…. 71
TABLA 5.18: BHA 2 ............................................................................................................ 73
TABLA 5.19: BHA 3 ............................................................................................................. 73
TABLA 5.20: BHA 4 ............................................................................................................. 74
TABLA 5.21: BHA 5 ............................................................................................................. 74
TABLA 5.22: BHA 6 ............................................................................................................. 75
TABLA 5.23: BHA 7 ............................................................................................................. 75
TABLA 5.24: ESTADO MECÁNICO DEL POZO .............................................................. 76
TABLA 5.25: DISEÑO DE CASING ................................................................................... 76
TABLA 5.26: PROGRAMA DE FLUIDOS ......................................................................... 76
TABLA 5.27: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 16” ............................................ 77
TABLA 5.28: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 12 ¼” ........................................ 77
TABLA 5.29: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 8 ½” .......................................... 78
TABLA 5.30: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 26” ...................................................... 80
TABLA 5.31: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20” ..................................................... 80
TABLA 5.32: GEOMETRÍA DEL POZO, MACARONI STRING 1,5” .............................. 81
TABLA 5.33: RECOMENDACIONES DE TRABAJO ....................................................... 81
TABLA 5.34: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA ............................................. 83
TABLA 5.35: RIESGOS OPERATIVOS .............................................................................. 84
TABLA 5.36: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20” ..................................................... 85
TABLA 5.37: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 16” ...................................................... 85
TABLA 5.38: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8” ............................................... 85
TABLA 5.39: RECOMENDACIONES DE TRABAJO ....................................................... 87
TABLA 5.40: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8” ............................................... 90
TABLA 5.41: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 12 ¼” ................................................. 90
TABLA 5.42: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 9 5/8” ................................................. 91
xx
TABLA 5.43: RECOMENDACIONES DE TRABAJO ....................................................... 93
TABLA 5.44: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA……………………………. 95
TABLA 5.45: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 9 5/8” ................................................. 96
TABLA 5.46: GEOMETRÍA DEL POZO, DP 5”” ............................................................... 96
TABLA 5.47: GEOMETRÍA DEL POZO, HWDP 5”” ........................................................ 97
TABLA 5.48: GEOMETRÍA DEL POZO, LINER 7” .......................................................... 97
TABLA 5.49: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO ABIERTO .......................................... 97
TABLA 5.50: RECOMENDACIONES DE TRABAJO ..................................................... 100
TABLA 5.51: TOPES FORMACIONALES ....................................................................... 104
TABLA 5.52: PUNTOS DE ASENTAMIENTO DE CASING (SLIM HOLE) ................. 104
TABLA 5.53: PUNTOS ESPECÍFICOS (SLIM HOLE) .................................................... 105
TABLA 5.54: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE) ..... 111
TABLA 5.55: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO PARA LA SECCIÓN DE
16” Y 12 ¼” (SLIM HOLE) ................................................................................................ 119
TABLA 5.56: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 16”
(SLIM HOLE) ...................................................................................................................... 119
TABLA 5.57: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼”
INTERVALO I (SLIM HOLE) ........................................................................................... 120
TABLA 5.58: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼”
INTERVALO II (SLIM HOLE) .......................................................................................... 121
TABLA 5.59: PROPIEDADES DE FLUIDOS (SLIM HOLE) .......................................... 121
TABLA 5.60: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO, SECCIÓN 8 ½” (SLIM
HOLE) ................................................................................................................................. 122
TABLA 5.61: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 8 ½”
(SLIM HOLE) ...................................................................................................................... 123
TABLA 5.62: PROPIEDADES DE FLUIDOS, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE) .............. 123
TABLA 5.63: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, CASING SUPERFICIAL 9
5/8” (SLIM HOLE) .............................................................................................................. 125
TABLA 5.64: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, CASING SUPERFICIAL 9
5/8” (SLIM HOLE) ............................................................................................................. 125
xxi
TABLA 5.65: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, LINER 7” (SLIM
HOLE)…………………………………………………………………………………….. 128
TABLA 5.66: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, LINER 7” (SLIM HOLE) 127
TABLA 5.67: AFE PERFORACIÓN CONVENCIONAL ................................................. 129
TABLA 5.68: AFE PERFORACIÓN SLIM HOLE…………………………………….. 131
TABLA 5.69: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TANGIBLES………………... 131
TABLA 5.70: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS INTANGIBLES ......................... 132
TABLA 5.71: ANÁLISIS COMPARATIVO, THIRD PARTY SERVICES ...................... 133
TABLA 5.72: ANÁLISIS COMPARATIVO, PERSONEL ................................................ 134
TABLA 5.73: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TOTALES .................................. 135
xxii
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO 2.1: PRINCIPIOS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD ........................ 5
GRÁFICO 2.2: ACTORES VINCULADOS A LA ORGANIZACIÓN ................................. 6
GRÁFICO 2.3: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE TARAPOA…………… 10
GRÁFICO 2.4: UBICACIÓN DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE TARAPOA…… 11
GRÁFICO 2.5: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE TARAPOA. .............................. 12
GRÁFICO 2.6: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO FANNY 13
GRÁFICO 2.7: FALLA FANNY – DORINE………………………………………........ 14
GRÁFICO 2.8: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO FANNY……………… 16
GRÁFICO 2.9: INTERPRETACIÓN SÍSMICA DEL CAMPO FANNY………………… 17
GRÁFICO 2.10: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO M-1 CAMPO FANNY…… 18
GRÁFICO 2.11: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO M-1, CAMPO FANNY
……………………………………………………………………………………………. 18
GRÁFICO 2.12: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO
FANNY…………………………………………………………………………………. 19
GRÁFICO 2.13: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO
FANNY…………………………………………………………………………………… 19
GRÁFICO 4.1. SLIM HOLE DRILLING RIG……………………………………….. 28
GRÁFICO 4.2. TALADRO DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL (SLIM
HOLE)……………………………………………………………………………………… 28
GRÁFICO 4.3: PROGRAMA TÍPICO DE COMPARACIÓN DE CASING…………… 38
GRÁFICO 5.1: ANÁLISIS ANTICOLISIÓN PARA EL POZO FANNY 18B 167 ............ 47
GRÁFICO 5.2 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN II PARA EL POZO FANNY 18B 167 .......... 47
GRÁFICO 5.3 DIAGRAMA DEL POZO FANNY 18B 167................................................ 49
GRÁFICO 5.4: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167…………. 50
GRÁFICO 5.5: BROCA TRICÓNICA DE 26”……………………………………………. 58
xxiii
GRÁFICO 5.6: BROCA TRICÓNICA DE 16”…………………………………………… 61
GRÁFICO 5.7: BROCA PDC DE 16”…………………………………………………….. 64
GRÁFICO 5.8: BROCA PDC DE 12 1/4” ............................................................................ 67
GRÁFICO 5.9: BROCA PDC DE 8 1/2” .............................................................................. 69
GRÁFICO 5.10: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (PERFORACIÓN
CONVENCIONAL)……………………………………………………………………….. 79
GRÁFICO 5.11: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS…………………………… 82
GRÁFICO 5.12: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 16” CEMENTADA (3D)………. 86
GRÁFICO 5.13: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS…………………………… 88
GRÁFICO 5.14: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 12 ¼” CEMENTADA (3D)………… 91
GRÁFICO 5.15: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS………………………….. 94
GRÁFICO 5.16: GRÁFICO DE POZO CEMENTADO (3D)……………………………. 98
GRÁFICO 5.17: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS…………………………. 101
GRÁFICO 5.18: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM
HOLE)……………………………………………………………………………………. 103
GRÁFICO 5.19: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS (SLIM HOLE……………… 112
GRÁFICO 5.20: BROCA TRICÓNICA DE 16”………………………………………… 113
GRÁFICO 5.21: BROCA TRICÓNICA DE 12 1/4”…………………………………… 115
GRÁFICO 5.22: BROCA PDC DE 12 1/4”……………………………………………... 116
GRÁFICO 5.22: BROCA PDC DE 12 1/4”…………………………………………… 117
GRÁFICO 5.24: BROCA PDC DE 8 1/2”……………………………………………. 118
GRÁFICO 5.25: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)… 124
GRÁFICO 5.26: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM
HOLE)-CASING……………………………………………………………………….. 126
GRÁFICO 5.27: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM
HOLE)-LINER 7”………………………………………………………………………. 128
xxiv
SIGLAS Y ABREVIATURAS
API Instituto Americano del Petróleo MBT Methylene Blue Test
Azm Azimuth MD Measured Depth
Bbl Barrels OD Outside Diameter
BHA Bottom Hole assembly PLG/INCH Pulgadas
BUR Build Up Rate PSI Pounds per Square Inch
CSG Build Up Rate PPG Pounds per Gallon
DC Drill collar PDC Diamante Policristalino
Compacto
DLS Dogleg ROP Rate of Penetration
FT Feet SS Sandstone
FT/H Feet per hour SKS Sacos de cemento
GAP Glicol Amina Polímero TD Total Depth
GPM Galones por Minuto
TFA Total Flow Area
HP Horse Power TRIC Broca Tricónica
HWDP heavy weight drill pipe TR Tubería de Revestimiento
ID Internal diameter TVD True Vertical Depth
Inc Inclination
WOB Weight on Bit
Lbs
Libras
Ls Limestone
xxv
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE
PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE
POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”
Autor: Pérez Salguero Damián José
Fecha: Diciembre 2015
RESUMEN
Esta Tesis está basada en el análisis técnico económico de la perforación convencional con la
perforación tipo Slim Hole, considerando datos reales proporcionados por Andes Petroleum
Ecuador Limited para la aplicación de esta tecnología al campo Fanny ubicada en el bloque
Tarapoa con el objeto de realizar un análisis comparativo técnico económico sobre la
Tecnología de Perforación de Pozos de diámetros reducidos (slim hole), con la perforación
convencional; así como, destacar el ahorros significativo de costos que esta técnica ofrece
para dicho campo. Para lograr el objetivo propuesto se realiza un análisis al pozo Fanny18B-
167, en el cual se describe todo el programa de perforación convencional y con esta
información se realiza un análisis económico, el cual es comparado con el nuevo diseño de
perforación aplicando la tecnología Slim Hole, obteniéndose un ahorro económico
significativo.
PALABRAS CLAVES: <Perforación Convencional><Perforación Slim Hole><Análisis
Técnico Económico Comparativo>
xxvi
ABSTRACT
This Thesis is based on the technical-economic analysis between Conventional drilling and
Slim Hole drilling techniques, considering real data provided by Andes Petroleum Ecuador
Limited, for the application of this technology at Fanny Field, located in Tarapoa block,
With the objective to carry out a technical economic comparative analysis about the drilling
technology for reduced diameter drills (Slim Hole); in the same way to emphasize the
significant save costs that provides this technical. To reach this objective it is necessary to
develop an analysis of the Fanny18B-167 hole to describe all the conventional drilling
program and with this information carried out an economic analysis, which is compared with
the new drilling design applying the Slim Hole technology, getting significant economic
savings.
KEYWORDS: <Conventional Drilling><Slim Hole Drilling><Comparative Analysis
Technical-Economic>
xxvii
INTRODUCCIÓN
La perforación de pozos petroleros resulta el único medio para la extracción de
hidrocarburos del subsuelo, La perforación de pozos petroleros mediante la tecnología Slim
Hole ha contribuido a la exploración y desarrollo de nuevas cuencas a nivel mundial debido
a los bajos costos operativos en comparación con la perforación convencional. Las
características principales de este tipo de pozo son los diámetros reducidos y estrechos
espacios anulares que generalmente usan altas velocidades de rotación.
La perforación Slim Hole es una técnica que está siendo aplicada en el mundo entero por sus
buenos resultados operacionales, siendo un factor importante en el aumento de la capacidad
de producción de un pozo de petróleo.1 Los pozos tipo Slim Hole se perfora con el propósito
de realizar el trabajo economizando recursos y obteniendo más provecho, utilizando brocas
de 7” o menos. La utilización de este método es muy efectiva en exploración y/o captura de
información sobre los yacimientos.
“La alta demanda de hidrocarburos y los pocos hallazgos nos llevan a buscar nuevas
tecnologías y a investigar cómo aprovechar al máximo las reservas ya existentes, es por esto
que los esfuerzos de los ingenieros y demás profesionales involucrados en las actividades de
exploración y explotación de un campo productor de petróleo, deben estar encaminados a
este propósito”.2
1 López Cesar & Sua Holman, 2011
2 López Cesar & Sua Holman, 2011
1
CAPÍTULO I
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 ENUNCIADO DEL TEMA
“Análisis Comparativo Técnico-Económico de la Tecnología de Perforación Slim Hole con
la Perforación Convencional de Pozos para el Campo Fanny en el Bloque Tarapoa”
1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
Hoy por hoy la industria petrolera se enfrenta a un incremento de los costos para la
extracción de hidrocarburos, bien sea petróleo o gas y también en muchos casos recibe un
rendimiento muy inferior a la inversión que realiza, debido a un alto resultado de pozos
secos y menor cantidad de reservas encontradas. Uno de los métodos que desarrolla y aplica
la industria para reducir los costos de producción, es la perforación de pozos cuyos hoyos
son de diámetros menores a los diámetros de hoyo de los pozos de diseños convencionales o
estándar, utilizados por la gran mayoría de las empresas petroleras a nivel mundial para la
extracción del hidrocarburo y en otros casos utiliza la perforación de hoyos reducidos para la
adquisición de datos para una mejor caracterización del yacimiento y tener una mayor
certidumbre en la perforación; La tecnología de perforación de pozos de diámetros reducidos
Slim Hole, es una alternativa probada a la perforación de pozos de diámetros convencional y
se ha demostrado que la perforación de pozo de hoyo reducido puede alcanzar el objetivo,
por lo tanto es técnica y económicamente viable; la terminación y aspectos de producción en
este tipo de pozo son los que deben recibir una mayor atención.3
La tecnología Slim Hole es una nueva opción aplicada en la exploración de hidrocarburos,
este tipo de pozos presenta ventajas respecto a los métodos convencionales tales como
reducción de costos (equipos, brocas, lodo, personal) y disminución del impacto ambiental
(residuos, ruido, emisión de gases).4
El objetivo principal de este trabajo es realizar un análisis técnico comparativo entre la
perforación convencional y la perforación aplicando la tecnología (Slim Hole); así como,
destacar los ahorros significativos de costos que la misma ofrece con respecto a la
perforación convencional.
3 López Lorena & Zuleta Sandy, 2011
4 López Lorena & Zuleta Sandy, 2011
2
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis comparativo técnico económico sobre la Tecnología de
Perforación de Pozos de diámetros reducidos (slim hole), con la perforación
convencional; así como, destacar los ahorros significativos de costos que la misma
ofrece para el Campo Fanny en el Bloque Tarapoa”
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Caracterizar el Campo Fanny y su litología.
Recolectar información de reportes finales de perforación de pozos convencionales
perforados y analizar los costos de perforación.
Diseñar la perforación de un pozo aplicando la tecnología Slim Hole, realizar un
programa de perforación y analizar los costos de perforación aplicando esta
tecnología.
Efectuar un análisis técnico económico para la perforación de un pozo convencional
y la perforación de un pozo aplicando la tecnología Slim Hole mediante cuadros
comparativos que permitan diferenciar las dos tecnologías de perforación.
Presentar los resultados del informe final de investigación a la Universidad Central
del Ecuador- FIGEMPA y a la empresa patrocinadora Andes Petroleum Ecuador
Limited.
1.4 JUSTIFICACIÓN
La perforación de pozos aplicando la tecnología SLIM HOLE reduce los costos del proyecto
sobre los costos ya estimados en un proyecto convencional. Esta tecnología Slim Hole ha
sido aplicada en la industria del petróleo como una alternativa económica a la perforación
convencional y a las técnicas tradicionales de completamiento del pozo con diámetro
estándar.
3
Los ahorros en los costos se realizan a partir del uso de diámetros de tubulares reducidos,
tamaños más pequeños en los equipos de perforación, menos cemento, menos fluidos de
perforación y menor disposición de los ripios de perforación, así como la capacidad de
perforar el pozo y completarlo en un periodo de tiempo más corto.
1.5 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD
1.5.1 FACTIBILIDAD
Este estudio es factible llevar a cabo por que se cuenta con la participación activa del
investigador para su desarrollo, además se dispone del asesoramiento técnico del tutor de la
carrera de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador y del tutor del Departamento de
Perforación de Andes Petroleum Company Limited, Bibliografía, Web grafía y el tiempo
estimado de 3 meses para su culminación.
1.5.2 ACCESIBILIDAD
Este proyecto es accesible debido a que el Departamento de Perforación de Andes Petroleum
Company Limited presta todas las facilidades para acceder a sus instalaciones, disponer de
la información y asesoría técnica, necesaria para el desarrollo del proyecto.
4
CAPITULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1 MARCO INSTITUCIONAL
2.1.1 RESEÑA DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
2.1.1.1 ANTECEDENTES
“A lo largo de los últimos 42 años en el bloque Tarapoa ha operado una misma empresa
petrolera, la cual por indistintas razones y después de algunos años de operación, ha sido
vendida y comprada por una empresa diferente, es así que ésta empresa a lo largo del tiempo
que lleva operando en este bloque, ha sufrido cambios en su nombre dependiendo de su
nuevo propietario”.5
Los nombres por los cuales ha pasado esta petrolera son:
City Ecuatoriana Production Company, Empresa Ecuatoriana, opero desde el año
1970 al año 1990.
City Investing Company Limited, Empresa Americana, opero desde el año 1990 al
año 1997.
PACALTA, Empresa Canadiense, opero desde el año 1997 al año1999.
AEC Ecuador, Empresa Canadiense, opero desde el año 2000 al año 2002.
ENCANA Ecuador, Empresa Canadiense, opero desde el año 2002 al año 2006.
Andes Petroleum Ecuador Ltd., Empresa China, opera desde el año 2006 hasta la
actualidad.
A continuación se presenta la constitución corporativa de la empresa Andes Petroleum
Company:
5 Rocío Saavedra, 2013
5
2.1.2 CONSTITUCIÓN CORPORATIVA DE ANDES PETROLEUM
ECUADOR LTD.
GRÁFICO 2.1: PRINCIPIOS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
2.1.2.1 MISIÓN
“Producción de Petróleo y Gas utilizando los más altos Estándares”.6
2.1.2.2 VISIÓN
“Ser reconocida como la Compañía Líder de Petróleo y Gas en Latinoamérica, operada con
Seguridad y Eficiencia por nuestro Talentoso Equipo Multicultural en Armonía con el
Ambiente y la Sociedad”.7
6 Andes Petroleum Ecuador Ltd.
7 Andes Petroleum Ecuador Ltd.
MISIÓN
TENER ÉXITO EN ARMONÍA
CULTURA
CREACIÓN DE VALOR
ECONÓMICO
ESTRATEGIA
CREACIÓN DE VALOR PARA LOS GRUPOS DE INTERÉS
VISIÓN
6
2.1.2.3 SU RAZÓN DE SER
“Cada miembro de la Organización es Importante y es parte Integral del engranaje
de cultura, disciplinas y habilidades propias de cada individuo, las cuales juntas
apoyan la razón de existir como Compañía y como parte importante de la
Sociedad”.8
2.1.2.4 MODELO PARA CREAR VALOR
“Incrementar el Bienestar de todos los actores vinculados a la Organización”.9
GRÁFICO 2.2: ACTORES VINCULADOS A LA ORGANIZACIÓN
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
2.1.2.5 SU CULTURA
“Alcanzar el éxito en Armonía”.10
Los valores que Comparte como un Solo Equipo son:
8 Andes Petroleum Ecuador Ltd.
9 Andes Petroleum Ecuador Ltd.
10 Andes Petroleum Ecuador Ltd.
7
Enfoque al Desempeño Excelente
Orientación al Trabajo en Equipo
Responsabilidad Social
2.2 MARCO LEGAL11
Andes Petroleum Ecuador Ltd. está en el Ecuador desde el año 2006 y han articulado un
compacto equipo multicultural, eficaz, talentoso, sumamente profesional, responsable de los
altos estándares productivos y cualitativos demostrados a lo largo de este periodo.
Andes Petroleum Ecuador Ltd opera en el Bloque Tarapoa y en la Estación de
Almacenamiento y Transferencia de Lago Agrio, en la provincia de Sucumbíos; Petro
Oriental S.A. opera en los Bloques 14 y 17, en la provincia de Orellana y Pastaza.
Estas empresas han sido formadas con aportes accionarios de las empresas estatales de la
República Popular China: China National Petroleum Corporation (CNPC) en el 55% y China
Petrochemical Corporation (SINOPEC), en el 45%.
2.2.1 ACCIONISTAS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
2.2.1.1 CNPC (China National Petroleum Corporation)
CNPC es una de las compañías de energía más importantes del mundo. Es una empresa
estatal cuyas operaciones comerciales abarcan un amplio espectro de actividades. Desarrolla
todas las fases de la industria petrolera: exploración, explotación y producción de
hidrocarburos, así como su transporte y refinación. También se desempeña en el marketing
nacional y comercio internacional, así como en la fabricación y suministro de equipos.
En el 2009, según el ranking del semanario U.S. Petroleum Intelligence, CNPC ocupó el
quinto puesto entre las 50 mejores empresas petroleras del mundo, basados en los índices de
reservas de petróleo y gas, en las cifras de producción, capacidad de procesamiento de crudo
y en la venta de productos refinados. La compañía también se ubica en el puesto 10 entre las
500 mejores empresas por volumen de ventas. (The Fortune Global 500, edición 2010).
11
Andes Petroleum Ecuador Ltd.
8
2.2.1.2 SINOPEC (China Petrochemical Corporation)
El Grupo Sinopec es una compañía petrolera y petroquímica estatal cuyas actividades se
centran en la exploración, producción y refinamiento de petróleo y gas, así como en la
producción química, marketing y distribución de productos.
Es el segundo productor de petróleo más importante de China, con 16 campos productores,
es el refinador de crudo más grande de Asia y el tercero más grande del mundo; es la
segunda empresa petroquímica más grande de Asia, la séptima más grande del mundo; es el
mayor distribuidor de productos derivados de petróleo de China (incluyendo diésel, jet fuel,
entre otros). En el 2010, se ubicó en el puesto 7 entre las 500 mejores empresas por volumen
de ventas. (The Fortune Global 500, edición 2010).
2.3 MARCO ÉTICO
La presente investigación a desarrollarse no atenta en ninguna de sus partes contra los
principios éticos, morales, ni económicos de la compañía o de los funcionarios de la misma,
en un marco de respeto y protección al medio ambiente.
9
2.4 MARCO REFERENCIAL
2.4.1 BLOQUE TARAPOA
2.4.1.1 ASPECTOS GENERALES DEL BLOQUE TARAPOA
El Bloque Tarapoa se encuentra situado en la parte oriental de la Cuenca Oriente, provincia
de Sucumbíos. Está limitado al este por el escudo Guayanés y al oeste por la Cordillera de
los Andes, en las coordenadas descritas a continuación:
COORDENADAS UTM
PUNTO ESTE NORTE
1 331,225.856 9,992,936.882
2 336,772.000 9,992,607.000
3 339,708.920 9,991,846.460
4 341,730.380 9,992,348.270
5 343,854.110 9,991,373.420
6 347,153.250 9,990,813.570
7 347,145.800 9,991,977.080
8 355,172.270 9,991,737.900
9 353,920.000 9,993,970.000
10 351,627.750 9,995,478.900
11 355,548.000 9,995,872.500
12 356,436.000 9,996,084.000
13 357,516.000 9,995,204.220
14 358,339.000 9,995,280.500
15 359,963.000 9,992,632.500
16 360,242.010 9,990,437.130
17 380,225.856 9,990,436.882
18 380,225.856 9,970,436.882
19 331,225.856 9,970,436.882
TABLA 2.1: COORDENADAS UTM DEL BLOQUE TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
10
GRÁFICO 2.3: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
2.4.1.2 IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DE POZOS Y CAMPOS
DEL BLOQUE TARAPOA.
El bloque Tarapoa está compuesto por 350 pozos.
Tarapo
Block
Block
Block
Shiripun
Amazon
Cayagm
Sardina
Param
Lago
EcuadoEcuadoEcuado
Colombi
Per
Operated
No
- Operated
QuitQuitQuit Tarapoa
Block 15 Block 14
Block 17
Shiripuno
EcuadoEcuadoEcuador
Colombia
Peru
Operated Acreage
Non - Operated Acreage
QuitQuitQuito
11
GRÁFICO 2.4: UBICACIÓN DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE TARAPO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
2.4.1.3 GEOLOGÍA DEL BLOQUE TARAPOA12
El bloque Tarapoa se compone de varias estructuras. Las estructuras orientales están dadas
por los campos Mariann, Mariann 4A y Mariann Norte los cuales representan anticlinales
fallados. Los campos Alice, Isabel, Sonia, Esperanza, Colibrí, Sonia y Mahogany, se podría
decir que representan anticlinales no muy definidos con un control estructural. Los campos
Aleluya, Chorongo, Dorine, Fanny, Joan, Shirley y Tucán no obedecen a estructuras
definidas y cabe decir que estos campos fueron definidos en base al reservorio principal en
este bloque, representado por la arenisca M-1. Pero sin duda este conjunto de campos
parecen ser parte de una gran estructura cuya parte más alta se encuentra hacia el norte del
bloque.
12
Atahualpa Gustavo, 2013
12
FALLA FANNY-DORINE
FALLA MARIANN
GRÁFICO 2.5: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE TARAPOA. Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
2.4.2 CAMPO FANNY
2.4.2.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO FANNY
El campo Fanny fue descubierto con la perforación del pozo Fanny-1 por parte de la
compañía Cayman en Enero de 1972. A partir del año 1975 se inicia la perforación de pozos
fuera del límite del Bloque Tarapoa con los pozos Fanny 18B-1, B-2 y B-3, confirmándose la
continuidad de la estructura hacia el sur en áreas pertenecientes a Petroproducción.
2.4.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO FANNY
El campo Fanny se encuentra ubicado en Tarapoa provincia de Sucumbíos, en la cuenca
Oriente del Ecuador. Este campo se encuentra localizado en la región central del Bloque
Tarapoa, al sur del campo Dorine.
En el gráfico que se presenta a continuación se puede observar los pozos que forman parte de
la estructura Fanny.
13
GRÁFICO 2.6: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO FANNY.
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
2.4.2.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO FANNY
El Campo Fanny estructuralmente presenta en el lado Oeste la falla Fanny – Dorine en
sentido Norte – Sur, la misma que divide al Campo Alice y al Campo Fanny. Esta falla es de
tipo normal, teniendo como parte levantada al Campo Fanny, en la cual existe un salto de
falla de aproximadamente 300 pies. Por el Norte del Campo Fanny se encuentra el Campo
Dorine, se consideran como campos diferentes por presentar estructuras diferentes. A lo
largo de las estructuras Dorine – Fanny en sentido Noroeste a Sureste está presente una
trampa estratigráfica en donde se tiene una ausencia de arena, trampa determinada
únicamente por estudios geofísicos. La falla Fanny - Dorine es una falla del tipo inversa en la
cual el bloque hundido es el occidental. Evidencia un desplazamiento de 150ft al Norte y al
sur un desplazamiento de 135 ft
14
GRÁFICO 2.7: FALLA FANNY – DORINE
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
RESERVORIOS PRODUCTORES: 2.4.2.3.1
En el campo Fanny 18B se han perforado pozos horizontales, direccionales y verticales en el
yacimiento M1, el cual muestra una densidad alrededor de 22.3º API. En el yacimiento U se
perforaban pozos direccionales y verticales, con una densidad de crudo de alrededor de 19.6º
API.
15
2.4.2.4 ASPECTOS GEOLÓGICOS13
Mediante análisis de núcleos se interpreta de la siguiente manera
ARENISCA NAPO M-1:
Contiene una secuencia compleja de canales estuarinos dominados por secuencias
fluviales y mareas que varían gradualmente a canales de marea abandonados y
rellenados por secuencias de lodos.
Tiene una base erosiva que termina en las lutitas marinas subyacentes a la formación
Napo Superior y se encuentra cubierta por un intervalo regional de carbón/lodolita y
arcillas carbonáceas.
Contiene una secuencia compleja de canales estuarinos dominados por secuencias
fluviales y mareas que varían gradualmente a canales de marea abandonados y
rellenados por secuencias de lodos.
TABLA 2.2. ASPECTOS GEOLÓGICOS DEL CAMPO FANNY.
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
13
Arias Oscar, 2013
ARENISCA NAPO U- INFERIOR:
Canales fluviales que pro gradan verticalmente a areniscas de canales de marea
estuarianas con sus correspondientes facies de abandono.
Los canales fluviales a la base de la secuencia de la arenisca Napo U-Inferior
erosionan a los depósitos de la caliza B, que consiste de calizas costa afuera y
lodolitas de playa. Sobreponiéndose a las arenas de canales estuarianos de marea
están depositados alternantes en capas de arena y lodo, que se formaron dentro del
ambiente de llanura de marea. Las capas de arena representan depósitos de llanura de
marea y los depósitos de lodolita representan un ambiente de llanura de lodo.
16
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 2.4.2.4.1
GRÁFICO 2.8: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO FANNY.
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
17
2.4.2.5 ASPECTOS GEOFÍSICOS14
La interpretación sísmica determina una separación entre el campo Fanny- Dorine debido a
un canal transversal de lutita que rompe parcialmente la comunicación entre estas dos
estructuras, mediante colores oscuros se reflejan donde se encuentra los anticlinales
identificados por color rojo y los sinclinales en color azul, mientras que los colores claros
representan cambios de litología, el color celeste muestra el canal de lutita, el mismo que ha
colaborado a formar un entrampamiento combinado entre estructural y estratigráfico siendo
el mismo un mecanismo de entrampamiento único entre todos los horizontes productores
existentes en la Cuenca Oriente del Ecuador.
GRÁFICO 2.9: INTERPRETACIÓN SÍSMICA DEL CAMPO FANNY
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
14
Arias Oscar, 2013
18
GRÁFICO 2.10: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO M-1 CAMPO FANNY
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
GRÁFICO 2.11: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO M-1, CAMPO FANNY
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
19
GRÁFICO 2.12: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO FANNY
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
GRÁFICO 2.13: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO FANNY
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
20
2.4.2.6 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS (PVT)
PROPIEDADES DEL PETRÓLEO.15
2.4.2.6.1
Para la caracterización de los fluidos de los dos yacimientos fue necesario tomar muestras de
fondo, que representen de forma confiable las propiedades de los fluidos, es decir muestras
de fluidos tomadas a condiciones de yacimiento.
TABLA 2.3. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO DEL YACIMIENTO M1 y U INFERIOR
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN.16
2.4.2.6.2
El tipo de agua de formación del yacimiento M-1 en Dorine – Fanny mediante análisis fue
cloruro de sodio (CaCl2) con una salinidad promedio de 15500 mg/L, con un alto nivel de
iones divalentes. El contenido total de iones Ca2+ y Mg2+ en el campo Fanny tiene un
promedio de 220 mg/L en Yacimiento Napo M-1.
15
Arias Oscar, 2013 16
Arias Oscar, 2013
21
TABLA 2.4. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1 Y U- INFERIOR
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN 2.4.2.6.3
(RW).17
La resistividad del agua de formación se determinó recolectando muestras en superficie del
agua obtenida de los cabezales de los pozos productores de la mayor parte del campo Fanny.
TABLA 2.5 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1 Y U- INFERIOR
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
.
17
Arias Oscar, 2013
22
2.5 DEFINICIÓN DE VARIABLES
2.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE
Pozo Fanny 18 B-167 ubicado en el campo Fanny (Bloque Tarapoa) y operado por Andes
Petroleum Company.
2.5.2 VARIABLE DEPENDIENTE
Análisis Comparativo Técnico-Económico en la perforación aplicando tecnología Slim Hole
con respecto a la perforación convencional.
2.6 HIPÓTESIS
El análisis Comparativo Técnico-Económico de la perforación de pozos entre el uso de la
tecnología Slim Hole y la perforación Convencional ayuda a determinar la reducción de
costos del proyecto sobre los costos ya estimados en un proyecto convencional, lo cual es
beneficioso para la empresa Andes Petroleum Company debido a que resulta eficaz y
económico perforar un pozo aplicando dicha tecnología.
23
CAPITULO III
3. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 TIPO DE ESTUDIO
Este proyecto se basa en los siguientes tipos de estudio:
3.1.1 DESCRIPTIVO:
Es de tipo descriptivo porque el presente trabajo describe información general esencial
acerca del capo Fanny relacionados a la perforación convencional, plan de perforación,
reportes finales de perforación.
3.1.2 PROSPECTIVO:
Es de tipo prospectivo debido a que mediante análisis técnico económico de un pozo
convencional perforado en el campo Fanny contribuirá al diseño de la perforación de un
pozo aplicando la tecnología Slim Hole, lo cual pretende reducir costos de perforación en la
aplicación de esta nueva tecnología.
3.1.3 COMPARATIVO:
Es de tipo comparativo porque analiza la viabilidad técnica económica tanto en la
perforación convencional como en la perforación aplicando la tecnología Slim Hole, Lo cual
ayudara a determinar cuál de las dos tecnologías podría aplicarse en el mejor de los casos en
el campo Fanny.
24
3.2 UNIVERSO Y MUESTRA
3.2.1 UNIVERSO
El universo seleccionado está enmarcado dentro de los pozos perforados en el campo
Fanny- Bloque Tarapoa ubicado en la provincia de Sucumbíos.
3.2.2 MUESTRA
El siguiente proyecto se realizara al pozo Fanny 18 B-167 Ubicado en el campo Fanny en el
bloque Tarapoa.
3.3 MÉTODOS DE LA INVESTIGACIÓN
Para la ejecución de este proyecto se han utilizado una serie de Métodos y Técnicas,
siguiendo un proceso sistemático el cual inicialmente se basará en la recopilación de la
información necesaria ya sea de fuentes institucionales como académicas del área de trabajo.
Los métodos y técnicas que se utilizaran en el desarrollo de la investigación son las
siguientes:
3.3.1 MÉTODO ANALÍTICO:
Consiste en un procedimiento cognoscitivo, que consiste en descomponer un objeto de
estudio separando cada una de las partes del todo para estudiarlas en forma individual.
El método analítico se utilizara para el análisis de cada uno de los factores y programas de
perforación como el programa de cementación, programa de lodos, programas de brocas,
etc.; para de esta manera estudiar individualmente cada uno de los constituyentes que tiene la
perforación convencional y con estos resultados poder diseñar un programa de perforación
aplicando la tecnología Slim Hole.
25
3.3.2 MÉTODO SINTÉTICO:
El método consiste en integrar los componentes dispersos de un objeto de estudio para
estudiarlos en su totalidad.
Este método se utilizara para realizar un análisis general de la tecnología de perforación
convencional como son los costos de perforación, lo cual ayudara a comparar con un nuevo
diseño de perforación aplicando la tecnología Slim Hole y de esta manera realizar un estudio
comparativo de estas dos tecnologías
3.3.3 MÉTODO ANALÍTICO-SINTÉTICO:
Este método se caracteriza por la descomposición de las partes de un todo para el
conocimiento de un fenómeno para posteriormente generar una síntesis de las partes que da
como resultado un nuevo conocimiento.
El método analítico-sintético se utilizara para la recopilación de la información es decir que
se realizara una síntesis de la información obtenida de los reportes de perforación
convencional la misma que estará relacionada a la aplicación de una nueva tecnología de
perforación Slim Hole, los mismos que será analizados para posteriormente discutir los
resultados los cuales serán comparados.
3.4 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
En la investigación se utilizara las siguientes técnicas.
3.4.1 TÉCNICA DE CAMPO
La técnica de campo permitirá diagnosticar y levantar la información con respecto a la
técnica de perforación de pozos convencionales que realiza Andes Petroleum Company Los
mismos que serán enviados mediante “Reportes De Perforación” al departamento de
perforación de Andes Petroleum, los cuales serán de suma importancia para la elaboración
de este proyecto, ya que permitirán realizar un análisis comparativo técnico económico para
el diseño de pozos aplicando la tecnología de perforación Slim Hole.
26
3.4.2 TÉCNICA ELECTRÓNICAS
Para el procesamiento de datos se hará uso de Microsoft Excel, para la elaboración de
cuadros estadísticos y gráficos, adicionalmente se utilizará canales de comunicación como es
el internet y software propios de la empresa para el diseño de perforación.
3.5 RECOLECCIÓN DE DATOS
Los datos empleados en este trabajo serán proporcionados por el departamento de
perforación de Andes Petroleum Company Limited, a través de programas y reportes
finales de perforación.
Mientras tanto la información teórica de la perforación convencional como la perforación
aplicando la tecnología Slim Hole será recopilada a partir de libros, artículos y documentos
de divulgación pública, sean estos digitales o impresos. Debido a que estas técnicas de
perforación van de mano con la tecnología, será de vital prioridad la investigación de fuentes
recientes.
3.6 ASPECTOS ADMINISTRATIVOS
El proyecto tiene el auspicio de la compañía Andes Petroleum Company Limited, la cual
ofrecerá todas las facilidades y la información requerida disponible para alcanzar los
objetivos, el apoyo técnico, además se dispone de bibliografía, web grafía y el tiempo
necesario para la ejecución dentro de 3 meses, además de contar con la participación activa
de los investigadores para su desarrollo y el tutor de la Carrera de Ingeniería de Petróleos.
27
CAPITULO IV
4. PERFORACIÓN SLIM HOLE
“La perforación tipo Slim Hole puede llegar a ser una mejora en la eficiencia de las
operaciones de perforación, al mismo tiempo que disminuye el impacto ambiental. De hecho
tiempo de perforación menor y equipo reducido de perforación puede significar la reducción
hasta de un 50% en los costos de producción. Gracias a su bajo costo comparado con la
perforación convencional) y menor impacto ambiental, la perforación tipo Slim Hole
proporciona un método económico de perforación de exploración en nuevas áreas perforando
pozos más profundos en campos ya existentes y proporciona una eficiencia significativa por
la extracción de más gas natural y crudo de campos agotados”. 18
4.1 APLICACIONES
La tecnología de perforación Slim Hole puede ser aplicada en pozos exploratorios y en
operaciones de reentrada. Esta tecnología ofrece la posibilidad de reducir significativamente
los costos de producción de pozos, profundización y desviación (sidetracking) de pozos
existentes, perforación para pozos horizontales y multilaterales.
4.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN SLIM HOLE19
Los equipos de perforación Slim Hole se dividen en dos tipos:
a) Equipos de perforación convencional Slim Hole
b) Equipos de perforación no convencional Slim Hole
18
Garzon Marcela - Leal Claudia - Santafe Samuel, Bucaramanga, 2010. 19
Lopez Cesar & Sua Holman, 2011
28
4.2.1 EQUIPOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONAL SLIM HOLE
Son aquellos que se modifican del equipo de perforación convencional, se reducen todas sus
dimensiones y capacidades de las diferentes partes del equipo.
Son utilizados para pozos exploratorios, pozos infill y pozos de producción.
GRÁFICO 4.1. SLIM HOLE DRILLING RIG
Fuente: oilfield_review/ors91/jul91/7_slimhole.pdf (SLB)
4.2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL SLIM
HOLE
También llamados equipos de minería o rig minning; son equipos de dimensiones menores a
los equipos convencionales y de más fácil transporte, se limitan por la profundidad y por la
producción que podría tener el pozo.
GRÁFICO 4.2. TALADRO DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
29
4.3 VENTAJAS DE LOS POZOS SLIM HOLE20
4.3.1 REDUCCIÓN DE COSTOS
Los pozos slim hole son relativamente económicos debido a que utilizan menos lodo,
cemento, agua y combustible que un equipo convencional. Además, generan pequeños
volúmenes de ripios y necesitan menos personal para operar y apoyar el sistema de
perforación. Si el diámetro de la sarta se reduce en un 50%, el consumo de lodo, la
generación de ripios de perforación y el tamaño de la plataforma de perforación se
disminuyen en un 75%, por lo tanto, los costos totales cuando se trabaja un slim hole se
reducen entre un 40% y 60% en comparación con respecto a la perforación convencional.
4.3.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
Los recientes progresos en esta tecnología, han llevado a las compañías petroleras a
desarrollar fluidos de perforación que permitan estabilizar el pozo cuando se perfora, debido
a que este presenta un anular muy pequeño el cual tiene un efecto importante en las pérdidas
de presión, esto implica que la densidad del fluido de perforación, el material para sólidos, la
viscosidad y el caudal deben considerarse cuidadosamente al decidir perforar un slim hole.
Por lo tanto, en la industria se han realizado estudios y han creado varios sistemas de fluidos
para la perforación slim hole.
4.3.3 REDUCCIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL.
Debido a la reducción de áreas de trabajo, de residuos, de ruido, de consumo de energía y de
emisiones de gas, la perforación slim hole permite reducir el impacto ambiental.
Debido a que el volumen de lodo y de ripios son menores, se usan menos piscinas de
desechos de perforación.
También existe una reducción de impacto ambiental en las emisiones de gas, debido a que
perforar un hoyo reducido requiere menor consumo de energía y combustible.
20
Perforación de pozos tipo Slim Hole en la Cuenca Cauca-Patía con recuperación de núcleos y toma
de registros(Informe Final), 2011
30
4.3.4 REDUCCIÓN DE ESPACIO Y EQUIPO.
El reducido equipo de operaciones slim hole, lo hace adecuado para sitios que exigen un bajo
impacto sobre el medio ambiente, ya que un equipo convencional requiere por lo menos
cuatro veces la superficie de una plataforma de perforación slim hole, como se observa en la
siguiente tabla. De igual forma, el peso de la plataforma y la sarta de perforación para los
slim hole son menores en peso que la perforación convencional.
TABLA 4.1. COMPARACION DE LOS EQUIPOS DE PERFORACIÓN USANDO LA TECNONOLOGÍA
CONVENCIONAL Y LA TECNOLOGÍA SLIM HOLE.
Fuente: ZHU, T. y CAROLL, H. B. (1994).Report a review of slim hole drill.
EQUIPO DE PERFORACIÓN
CONVENCIONAL
SLIM HOLE
Diámetro hueco, pulgadas
8.5
3 a 4
Peso columna perforación. Ton. Métricas
40
5 a 7
Peso de plataforma Ton.
65
12
(Área ocupada/área convencional), %
100
25
Potencia, Kw
350
75 a 100
Bomba del lodo (GPM)
300
45 a 90
Capacidad tanque lodo, Bbl
470
30
Volumen Hole, Bbl/1000 ft
60
6 a 12
31
- El tamaño relativamente pequeño de los equipos involucrados con las operaciones de
slim hole, facilitan el transporte permitiendo una rápida movilización y
desmovilización del mismo, lo cual genera disminución del impacto global, el costo
de ingeniería civil y el riesgo de incidentes vinculados con el transporte del mismo.
- El equipo es helitransportable, por lo tanto se puede evitar la construcción de
carreteras, especialmente en áreas sensibles como selvas o reservas forestales; dicho
equipo puede ser transportado en cargas individuales con un peso inferior a 10
toneladas en un contenedor de un tamaño de 20 pies.
4.4 LIMITACIONES Y DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN SLIM
HOLE21
La tecnología de perforación Slim Hole puede reducir significativamente los costos de
perforación y completamiento. Sin embargo el ahorro alcanzado por la perforación Slim
Hole se puede ver afectado por:
Presenta manejo de pequeños caudales para la producción y la inyección.
Presenta aumento rápido de la caída de presión.
Perforación lenta.
Dificultades en la perforación (atascamientos, derrumbes).
Límites de profundidad.
Utilización de tubería de menor diámetro (alrededor de 3”), para la extracción de
núcleos específicamente, se expone la integridad del núcleo.
No es muy recomendable para la producción/reinyección.
Incremento en fallas mecánicas
Reducción de la longitud lateral del hueco
Carencia de control horizontal.
21
Lopez Cesar & Sua Holman, 2011
32
4.4.1 FALLAS EN LA SARTA DE PERFORACIÓN
Va asociada con el uso de pequeños diámetros de tubulares. La reducción de peso en el
drillpipe hace que la sarta de perforación mecánicamente sea más débil que su equivalente
convencional. Por ejemplo, cuando se cambia el drillpipe de 5½ pulgadas a 3½ pulgadas, la
capacidad para trasmitir el torque se podría ver reducida en un factor de cinco. Por lo tanto,
la fuerza de la sarta de perforación de diámetro pequeño es siempre preocupante,
especialmente en las operación de fresado dónde se encuentran altos torques.
Para mantener la potencia, la velocidad de la broca debe aumentar. Además, la alta velocidad
de rotación es requerida para mantener la velocidad lineal de corte debido a que se va
reduciendo el diámetro de la broca. La alta velocidad de la broca puede crear problemas en la
confiabilidad.
4.4.2 FALLAS DEL TOOL JOINT
Son otro problema para la perforación Slim Hole; Debido a que cuando la tubería y los joints
son más delgados y pequeños inherentemente son más débiles y tienen tendencia a
hinchamiento y a torcerse, particularmente en pozos más profundos.
Ahora la industria ha diseñado y probado grandes torques en tool joints y tubería Premium
para reducir la incidencia de fallas.
4.4.3 DETECCIÓN DE REVENTONES
La detección de reventones es más difícil para la perforación Slim Hole porque la cantidad
de gas que entra al yacimiento por el anular ocuparía mucho más altura que en pozos
convencionales. Esto puede resultar dentro del máximo de presión permitido en el casing
acercándose más rápidamente que un pozo convencional.
Por ejemplo:
La contención de una arremetida en pozos convencionales está entre 10 y 15 barriles,
mientras que este volumen de gas en slim hole podría estallar. La capacidad de detectar
tempranamente una patada es por lo tanto esencial.
33
4.4.4 PÉRDIDAS DE PRESIÓN
Las pérdidas de presión por fricción en SLIM HOLE son muy sensibles por la velocidad de
rotación de la tubería.
Adicionalmente, la medida de presión en el stand pipe se podría ver afectado por otros
cambios operacionales tales como el caudal de la bomba, movimiento de la tubería.
La causa del incremento en el caudal de lodo que retorna es muy difícil de identificar cuando
los efectos son más de uno, además que casi todas las operaciones ocurren simultáneamente;
Todos estos factores hacen aún más complicado detectar una arremetida. Además, el tiempo
más probable en que ocurre un reventón es durante una conexión, cuando las bombas son
cambiadas y la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo contra la formación es
reducida.
4.4.5 DESCENSO EN LA TASA DE PENETRACIÓN
El descenso en las tasas de penetración en la perforación slim hole especialmente para brocas
cónicas. Las ratas de penetración son óptimas para tamaños de hueco entre 6½ y 11¼
pulgadas. Cuando se utilizan brocas cónicas, la rata de penetración tiende a decrecer así
como va decreciendo el diámetro del hueco a partir 12¼ pulgadas, debido a que se reduce la
estructura de los ripios.
El decrecimiento de la rata de perforación se compensa con los ahorros que alcanza la
perforación Slim Hole. Las bajas ratas de penetración fue el principal problema inherente a
las operaciones para la perforación Slim Hole en el año 1950.
4.4.6 PROFUNDIDAD
La profundidad es el principal factor que se considera cuando se realiza un diseño de un
pozo Slim Hole, especialmente en exploración. Para la tecnología disponible Slim Hole
puede alcanzar profundidades de 15000 pies.
En pozos horizontales, el desplazamiento horizontal es también menor que con huecos
grandes debido a que se reduce el peso de la sarta de perforación disponible.
34
4.4.7 CARA DEL POZO Y ESTABILIDAD
La integridad de la cara del pozo y la inestabilidad son otras de las preocupaciones para la
perforación Slim Hole, debido al pequeño espacio anular entre la sarta de perforación y el
pozo, las pérdidas de presión son grandes como en la perforación convencional;
Adicionalmente las pérdidas de presión reducen la capacidad de controlar las pérdidas de
circulación y las elevadas presiones de poro.
Un sistema especial de lodo es necesario para aumentar la capacidad pesante y reducir las
fuerzas de fricción. Adicionalmente, la posibilidad de que se pegue la tubería incrementa
para la perforación Slim Hole.
4.4.8 PRODUCCIÓN
La producción en pozos Slim Hole ha venido siendo cuestionada, especialmente debido a
que por el reducido tamaño del hueco es más vulnerable a sufrir de estrangulamiento.
Estudios realizados en el campo Pearsall indicaron que la producción en pozos Slim Hole se
puede ver afectada entre el 60% y el 80% cuando se reduce el tamaño del casing desde 9⅝
hasta 4½ pulgadas. Estos estimativos se basaron en la presión suministrada por la bomba, el
corte de agua y el GOR de cada pozo que termina siendo un factor determinante.
Para pozos que presentan un alto GOR, el uso de tamaños de casing más pequeños limita el
tamaño del equipo de separación de gas que se puede utilizar. Con esta reducción en el
tamaño del equipo, la eficiencia de separación de gas también se reduce, conduciendo a una
menor productividad cuando se está utilizando una bomba convencional. Sin embargo, el
cambio de bomba puede incrementar los costos. La implementación de equipos más
pequeños por lo general presenta tolerancias internas más cerradas.
Una de las mayores limitantes para la perforación horizontal Slim Hole ha sido la inhabilidad
de transmitir efectivamente el peso a la broca; La larga sarta de perforación puede proveer
mucho más peso a la broca respecto de una pequeña. Este peso adicional ofrecido por la sarta
35
de perforación larga provee la capacidad de corregir los cambios de ángulo o problemas. Así
como la extensión lateral aumenta, el peso disponible que otorga una tubería de perforación
con diámetro pequeño disminuye hasta el punto que al hacer correcciones de ángulo puede
ser difícil o casi imposible.
4.5 HERRAMIENTAS22
La carencia de herramientas para la perforación Slim Hole representa una desventaja
económica en comparación con la aplicación de herramientas para diámetros más grandes.
Para la perforación horizontal con tecnología Slim Hole los equipos no tienen la capacidad
ingenieril de ofrecer parámetros seguros respecto a la perforación convencional.
Adicionalmente las herramientas que se pueden correr en Slim Hole deben tener diámetros
inferiores a 4 pulgadas. Los equipos de perforación direccional presentan diámetros entre 4¾
y 4⅛ pulgadas; Sin embargo el tamaño estándar requerido para correr registros es de
diámetros por debajo de 3¾ pulgadas.
Herramientas utilizadas para pozos tipo Slim Hole horizontales:
4.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS:
Son las encargadas de dirigir el hoyo en la dirección predeterminada, dentro de las cuales
tenemos:
4.5.1.1 BROCA:
Constituye la herramienta básica del proceso de perforación, ya que permite cortar y penetrar
las formaciones. En perforación direccional suelen utilizarse brocas de tamaño convencional
con uno o dos boquillas de mayor diámetro que el tercero, o dos boquillas ciegas y una
especial, a través de las cuales sale el fluido de perforación a altas velocidades y la fuerza
hidráulica generada erosiona una cavidad en la formación, lo que permite a la broca dirigirse
en esta dirección. Este método se utiliza normalmente en formaciones blandas.
22
Garzon Marcela - Leal Claudia - Santafe Samuel, Bucaramanga, 2010.
36
4.5.1.2 CUCHARAS DEFLECTORAS (“WHIPSTOCKS”):
Son piezas de acero en forma de cuchara con una punta cincelada colocada en el hoyo para
iniciar la desviación del hoyo. Pueden ser de tres tipos:
CUCHARAS REMOVIBLE: 4.5.1.2.1
Consta de una larga cuña de acero, cóncava de un lado para sostener y guiar la sarta de
perforación, posee una punta de cincel para evitar el giro y de un drill collar para recuperar la
herramienta.
CUCHARA DE CIRCULACIÓN: 4.5.1.2.2
Su instalación es igual a la anterior, pero en este caso el fluido de perforación circula por un
orificio en el fondo removiendo los ripios
CUCHARA PERMANENTE TIPO REVESTIDOR: 4.5.1.2.3
Queda permanentemente en el pozo y su principal aplicación es desviar a causa de una
obstrucción colapso del revestidor o para reingresar a un pozo existente con un pez.
4.5.1.3 MOTORES DE FONDO:
Tienen la particularidad de eliminar la rotación de la tubería, mediante una fuerza de torsión
en el fondo, impulsada por el lodo de perforación. Pueden ser:
TIPO TURBINA: 4.5.1.3.1
Es una unidad axial multi-etapa que demuestra ser muy eficiente y confiable, especialmente
en formaciones duras.
37
DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO: 4.5.1.3.2
Consta de un motor helicoidal de dos etapas, válvula de descarga, conjunto de bielas,
conjuntos de cojinetes y ejes.
4.5.2 HERRAMIENTAS DE MEDICIÓN:
Las herramientas de medición son los equipos disponibles para conocer la inclinación y
dirección del pozo en el subsuelo. Las más usadas son:
4.5.2.1 PÉNDULO INVERTIDO O TOTCO:
Es uno de los más elementales y sencillos instrumentos con los que se puede detectar la
desviación.
4.5.2.2 TOMA SENCILLA O “SINGLE SHOT” Y TOMA
MÚLTIPLE O “MULTISHOT”:
Son métodos magnéticos que requieren el uso de una barra no magnética (monel) y ofrecen
la información simultánea del rumbo e inclinación del pozo. La información es obtenida
después que la sección es perforada y arroja lecturas según la calibración de un cronómetro.
4.6 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ADECUADOS DE LA TECNOLOGÍA
SLIM HOLE23
La tecnología Slim Hole requiere una preparación y unos procedimientos diferentes de las
técnicas convencionales de perforación rotatoria.
La aplicación de técnicas de perforación de la industria minera, los pequeños anillos del
pozo, la medición precisa del flujo de líquido para la detección de patada, y los fluidos de
perforación especializada requieren comprensión significativa, técnica y preparación. La
industria ha demostrado las ventajas económicas de la utilización de esta nueva tecnología
23
Lopez Cesar & Sua Holman, 2011
38
emergente para la exploración de petróleo y gas, especialmente en las zonas fronterizas
remotas del mundo.
Una característica principal de la perforación Slim Hole es la utilización de brocas de
diamante de alta RPM con bajo peso sobre la broca (WOB) para lograr tasas óptimas de
penetración. Esto da lugar a diferencias de equipamiento primario en comparación con las
plataformas de perforación convencionales.
GRÁFICO 4.3: PROGRAMA TÍPICO DE COMPARACIÓN DE CASING
Fuente: F.E Shanks II, Mobil E&P Technical Center, and K.R Williams, Slim Hole Exploration Requires
Proper Technical Preparation. SPE 26337. Texas, 3-6 October 1993.
El control preciso WOB se consigue normalmente mediante sistema hidráulico para la
alimentación y el control de WOB. Debido a los requisitos para altas RPM, el diámetro del
hueco que se está perforando es sólo marginalmente más grande que la sarta de perforación
debido a los requisitos de estabilidad lateral. Por lo tanto, espacios anulares más pequeños
están asociados con los pozos Slim Hole que con los pozos perforados convencionalmente.
La reducción del espacio libre anular afecta a varias áreas importantes de los requisitos de
ingeniería de perforación. En los pozos convencionales, el área de la sección transversal del
espacio anular es mucho mayor que el área de la tubería de perforación. Por sartas largas de
39
la tubería, o perforaciones profundas, la perdida de presión en la tubería de perforación
domina sobre el espacio anular por la zona de flujo. Sin embargo, en Slim Hole, el área de la
sección transversal de la tubería de perforación es mayor que la superficie del espacio anular.
Por lo tanto, la mayor pérdida de presión se producirá en el anular.
Con las pérdidas de presión que ocurren en diferentes geometrías del pozo entre
convencionales y Slim Hole, los datos históricos y las ecuaciones para el diseño hidráulico
de pozos convencionales no son válidos.
Hay dos tipos de equipos disponibles para perforar Slim Hole, Equipos que han sido
específicamente construidos por la industria minera y el equipo que es un convertido o
modificado del equipo convencional, o incluso el mismo taladro de perforación
convencional. Si bien estos equipos son capaces de perforar eficientemente los pozos Slim
Hole, el equipo de perforación convencional tiene menos movilidad debido a su tamaño y
peso.
Los equipos Slim Hole construidos por la industria minera son típicamente de potencia de
diésel hidráulico. Los paquetes hidráulicos son más pequeños y ligeros que los equipos
eléctricos. Los equipos están diseñados de manera compacta y muchos son construidos en
módulos pequeños para facilitar el movimiento dentro y fuera de las zonas remotas.
Otra opción ha sido desarrollada para permitir la perforación Slim Hole como una adaptación
de los equipos existentes (Utiliza un motor por el hueco y un sub-parachoques para producir
el peso controlado sin modificar el malacate. El sistema no está diseñado para la extracción
de muestras continua y está destinado principalmente a ser utilizado para terminar la
perforación de los pozos en mayores profundidades), también se puede utilizar un taladro de
perforación convencional para realizar dicha operación.
El equipo es capaz de perforar convencionalmente con brocas ticónicas cuando sea
necesario. Sin embargo, para los huecos de mayor diámetro, los equipos no suelen tener
caballos de fuerza suficiente para competir con las tasas de penetración de equipos
convencionales.
40
4.6.1 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÁS IMPORTANTES PARA
IMPLEMENTAR LAS TECNOLOGÍAS SLIM HOLE, BASADO EN
ESTUDIOS DE CASOS EJECUTADOS A NIVEL MUNDIAL.24
4.6.1.1 PRUEBAS HIDRÁULICAS
Debido a pequeños anillos en un pozo Slim Hole, la presión causada por el flujo de
fluidos en el pozo se encuentra fuertemente afectada por pequeñas variaciones en la
geometría del pozo, la posición de la sarta de perforación con respecto al eje del
pozo, y la velocidad de rotación de la tubería de perforación. Estos factores,
generalmente insignificantes en la perforación convencional, aumentan
significativamente la dificultad de predecir y controlar las presiones en los pozos
Slim Hole.
4.6.1.2 TUBERÍAS
Los espacios anulares entre la tubería de perforación y el hueco son muy pequeños,
entre 0,15 y 0,25 pulgadas. Las ventajas de las distancias pequeñas son el uso de las
tuberías más pequeñas y ligeras que las utilizadas en la perforación rotatoria
convencional, y a su vez un equipo más pequeño, necesario para manejar las
tuberías. Cuando se usa en lugares remotos el equipo más ligero y tuberías más
pequeñas y ligeras traducen en ahorro de costos especialmente en el transporte.
4.6.1.3 SELECCIÓN DEL REVESTIMIENTO
Los diámetros del casing están relacionados con los diámetros del hueco. Con las
distancias anulares pequeñas se deben realizar trabajos adicionales en los
procedimientos de cementación. Debido a las distancias anulares pequeñas, existen
ventajas asociadas al exterior del casing. Para perforar en una frontera remota, hay
ventajas de usar la tubería de perforación como casing. El aspecto negativo del uso
de la tubería de perforación es la falta de conocimiento acerca de las conexiones de
en su uso como casing. Las conexiones deben ser evaluadas para establecer niveles
de rendimiento.
24
Lopez Cesar & Sua Holman, 2011
41
4.6.1.4 TASA DE PERFORACIÓN
Generalmente brocas de diamante son utilizadas en corazonamiento Slim Hole y en
combinación con bajo peso (2000-8000 lb) y altas revoluciones RPM (350-1000),
proporcionan tasas de penetración adecuadas (7-50)ft/h. El factor más importante en
la tasa de penetración parece ser RPM. Los pequeños espacios anulares parecen
beneficiarse de la capacidad de rotación, proporcionando la estabilidad lateral de la
sata de perforación. Esto permite que la barra del taladro que gira a velocidades de
hasta 1000 RPM, tenga una tasa de penetración mucho más alta que la baja RPM
(60-150), usada en perforación convencional.
4.6.1.5 DENSIDADES EQUIVALENTES DE CIRCULACIÓN
Altas densidades equivalentes de circulación están asociadas con el pequeño espacio
anular de la perforación Slim Hole. Esto puede conducir a la pérdida de circulación
en formaciones fracturadas o no competentes. Se debe tener cuidado al planificar y
controlar las propiedades del fluido, especialmente la viscosidad, en el pozo.
4.6.1.6 LIMITACIONES DE PROFUNDIDAD
Las limitaciones para los equipos comunes Slim Hole están entre aproximadamente
9000 pies y 12500 pies. Sin embargo, con cambios en el mástil y los viajes del
equipo, y la tubería de perforación correctos, el equipo podría tener un alcance hasta
de 15000 pies.
4.6.1.7 PRUEBAS DE POZO
Para la tecnología Slim Hole las herramientas para realizar pruebas de pozo están
disponibles. Sin embargo si se le va a realizar una prueba al pozo cuando la sarta de
perforación es utilizada como casing, se requiere suficiente planificación previa dado
que muchos de los componentes necesarios podrían no estar disponibles.
42
4.6.1.8 CEMENTACIÓN
Las técnicas de cementación deben ser desarrolladas para dar una mayor
probabilidad de éxito y buenos trabajos de cementación para pequeños espacios
anulares. La técnica llamada “Puddling” se utilizó hace muchos años en la industria
de la perforación. Se requiere que el cemento sea desplazado antes de la corrida del
casing. Los retardadores nuevos y otros productos químicos que se han desarrollado
en los últimos años ofrecen una oportunidad para que esta técnica se reevalúe para
esta aplicación
43
CAPÍTULO V
5. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS
La perforación, aplicando la técnica slim hole para el pozo Fanny 18B-167, se realiza con un
taladro de perforación convencional, cuyas características se detalla en el Anexo 1; debido a
que Andes Petroleum Ecuador Limited cuenta con este tipo de taladro para el desarrollo de
todas sus actividades de perforación.
Para llevar a cabo el objetivo de este proyecto se considera el diseño del pozo Fanny 18B-
167, perforado mediante una técnica convencional usando tres sartas de revestimiento, para
compararlo con el diseño del mismo pozo usando la técnica slim hole de dos sartas de
revestimiento.
El pozo a perforar usando la técnica slim hole en Andes Petroleum es una aplicación de
dicha técnica descrita en el marco teórico. La comparación entre ambas técnicas en este pozo
se dará en la sección superficial e intermedia, ya que la sección de producción es similar sin
importar el diseño.
5.1 RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167
Pozo Fanny 18B-167
Bloque FANNY / TARAPOA
Objetivo Lower “U” Sandstone
Pad Fanny 150
TABLA 5.1. RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
44
5.2 DATOS DEL POZO
Nombre del pozo
Fanny 18B-167
Objetivo
Arenisca U Inferior
Bloque/Pad
Tarapoa Block / Fanny 150
Tipo de pozo
De desarrollo tipo Direccional
Tiempo estimado de perforación
25 Días
Compañia operadora
Andes Petroleum Ecuador Ltda.
Nombre del Taladro de perforación
Rig CCDC 25
Elevación de la mesa rotaria
780.63 ft
Nivel del terreno 749.29 ft
Coordenadas de superficie
UTM Zone:
18S, Meters Norte N 9977201.79 m Este E 351180.38 m Latitud
Longitud S 0° 12´ 22.33” W 76° 20´ 14.06”
Coordenadas del objetivo
Norte
N 9978269.00 m
Este
E 352084.00 m
TABLA 5.2. DATOS DEL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
45
5.3 PROGNOSIS GEOLÓGICA
Orteguaza Shale Top 5293 4753
Arena Orteguaza Tope 5506 4923
Arena Orteguaza Base 5767 5131
Formación Tiyuyacu 6416 5648
Conglomerado Tiyuyacu Superior Tope 6621 5811
Conglomerado Tiyuyacu Superior Base 6725 5894
Conglomerado Tiyuyacu Inferior Tope 7884 6817
Conglomerado Tiyuyacu Inferior Base 8050 6949
Formación Tena 8490 7300
Basal Tena 8964 7677
M-1 Zone 8979 7689
M-1 Coal 8982 7692
M-1 SST 8992 7700
M-1 SST Base 9055 7750
M-1 Ls 9357 7998
M-2 Ls 9603 8206
M-2 SST 9644 8241
A-Ls 9760 8342
Upper U SST 9813 8388
Mid U Marker 9861 8430
Lower U Zone 9875 8442
Lower U SST 9880 8447
B-Ls Zone 10037 8586
B-Ls 10043 8592
Upper T SST 10105 8647
Lower T SST 10160 8697
Lower T SST Marker 10180 8715
TABLA 5.3. PROGNOSIS GEOLÓGICA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
46
5.4 INFORMACIÓN GEOLÓGICA
5.4.1 GEOLOGÍA DEL OBJETIVO
TABLA 5.4. OBJETIVOS GEOLÓGICOS DEL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
5.4.2 PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR
MÁS CERCANA:
TABLA 5.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR MÁS CERCANA AL POZO
FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
5.5 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN:
FORMACIÓN: Arena U Inferior EDAD: Cretácico
LITOLOGÍA DEL RESERVORIO: Arenisca Cuarzosa de grano fino a medio con
intercalaciones menores de Shale.
TEMPERATURA DE FORMACIÓN
PREVISTA: 200°F
PRESIÓN DE FORMACIÓN PREVISTA:
3200 PSI
HIDROCARBURO ANTICIPADO: Oil 20° API
PRODUCCIÓN MÁS CERCANA: Fanny 70 INYECCIÓN MAS CERCANA: MPF
BLOQUE
CAMPO
NOMBRE DEL POZO (PRESIÓN DE YACIMIENTO)
Tarapoa
Tarapoa
Fanny
Fanny
FANNY_18B_69
FANNY_18B_70
3,220
3,287
47
GRÁFICO 5.1: ANÁLISIS ANTICOLISIÓN PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
GRÁFICO 5.2 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN II PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
48
5.6 PERFORACIÓN CONVENCIONAL DEL POZO FANNY
5.6.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL
El presente plan direccional del pozo Fanny 18B-167 fue diseñado con la finalidad de buscar
el mejor escenario operativo desde el punto de vista de perforación direccional, (ver diseño
de la trayectoria).
El plan direccional se resume:
5.6.1.1 SECCIÓN DE 16”
(0’ – 5893’ MD)
En esta sección se inició la perforación vertical hasta 1000 pies donde se define el KOP, el
objetivo principal de esta sección fue levantar la inclinación hasta 37° y 40.25 ° de Azm con
DLS de 1.5 ° / 100 ft-, posterior a esto se mantiene la inclinación y dirección hasta alcanzar
el punto de asentamiento del revestidor de 13 3/8 "@ 5,893.18'MD / 5,231.68' TVD.
5.6.1.2 SECCIÓN DE 12 ¼”
(5893’ - 8616’ MD)
En esta sección el objetivo general es continuar con una inclinación de (37.19 ° y 40.25 ° de
Azm) hasta @ 8,616.09'MD / 7,400.68 'TVD, punto de asentamiento del revestidor de 9
5/8”.
5.6.1.3 SECCIÓN DE 8 ½”
(8616’- 10307’ MD)
En esta sección el objetivo general es mantener la inclinación en 24°. Hasta llegar al objetivo
Arenisca U Inferior @ 9,880.39' MD; Posterior a esto se continua bajando hasta la
profundidad total 10.306,86 @ 'MD / 8,830.68' TVD en el cual se determina el punto de
asentamiento de liner de 7 “
49
5.6.1.4 DIAGRAMA DEL POZO
GRÁFICO 5.3 DIAGRAMA DEL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
CONDUCTOR 20”
0D: 20” ID: 19,124”
GRADO K-55 94Lb/ft
CASING 13 3/8”
OD: 13 3/8” ID: 12.415”
GRADO K-55 68 lb/ft
MD: 105 ft
TVD: 105 ft
MD: 5893 ft
TVD: 5231 ft
CASING 9 5/8”
OD: 9 5/8” ID: 8.681”
GRADO N-80 47 lb/ft
MD: 8616 ft
TVD: 7400 ft
LINER 7”
OD: 7” ID: 6.276”
C-95 25 lb/ft
MD: 10307 ft
TVD: 8831 ft
+/- 200 ft Over Lap
50
5.6.1.5 PROGRAMA DIRECCIONAL
GRÁFICO 5.4: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
5200 5850
ft
Tru
e V
ert
ica
l De
pth
(130
0 f
t/in
) Andes Petroleum Ecuador Ltd
Project: Andes Petroleum Ecuador Ltd
SECTION DETAILS
Site: Fanny 150 Pad Well: Fanny 18B 167
Sec
1
MD
0.000
Inc
0.000
Azi
0.000
TVD
0.000
+N/-S
0.000
+E/-W
0.000
Dleg
0.00
TFace
0.000
VSect
0.000
Target
Wellbore: Fanny 18B 167 2 1000.000 0.000 0.000 1000.000 0.000 0.000 0.00 0.000 0.000 Design: Fanny 18B 167 3 3479.716 37.196 40.255 3309.172 593.010 502.106 1.50 40.255 777.027
4 8978.830 37.196 40.255 7689.628 3130.144 2650.316 0.00 0.000 4101.460 5 9880.398 28.180 40.255 8447.628 3501.355 2964.623 1.00 -180.000 4587.862 F18B 167_Lower "U"
6 10306.798 23.916 40.255 8830.628 3644.221 3085.589 1.00 180.000 4775.061
DESIGN TARGET DETAILS
CASING DETAILS
TVD MD Name Size 5231.628 5893.118 13 3/8" 13.375 7400.628 8616.026 9 5/8" 9.625
8830.628 10306.798 7" 7.000
Name TVD +N/-S +E/-W Northing Easting Shape F18B 167_Lower "U" 8447.628 3501.355 2964.623 9978269.000 352084.000 Circle (Radius: 75.000)
WELL DETAILS: Fanny 18B 167
WELL @ 780.628ft (GL= 749.288’(228.383m)+RT 31.34'(H&P 117))
+N/-S +E/-W Northing Easting Latitude Longitude Slot 0.000 0.000 9977201.787 351180.383 0° 12' 22.334 S 76° 20' 14.057 W C10
0 West(-)/East(+)
0 850 1700 2550 3400
650
1300
1950
2600
3250
KOP @ 1000' MD; Start Build 1.50°/100’
Start Hold 37.19° Inc/40.25° Azm at 3479.71' MD
F18B 167_Lower "U"
13 3/8"
7"
9 5/8"
3400
2550
1700
850
0
3900 FORMATION TOP DETAILS
4550
5200
5850
6500
7150
7800
Orteguaza Shale Top
Orteguaza Sandstone Top
Orteguaza Sandstone Base
Tiyuyacu Formation
Upper Tiyuyacu Congl. Top
Upper Tiyuyacu Congl. Base
Lower Tiyuyacu Chert Top
Lower Tiyuyacu Chert Base
Tena Formation.
Basal Tena ss
M-1 Zone
M-1 Sandstone
M-1 SS Base
13 3/8"
9 5/8"
Start Drop 1.00°/100’
TVDPath MDPath Formation 4753.628 5293.049 Orteguaza Shale Top
4923.628 5506.463 Orteguaza Sandstone Top 5131.628 5767.581 Orteguaza Sandstone Base
5648.628 6416.610 Tiyuyacu Formation 5811.628 6621.236 Upper Tiyuyacu Congl. Top 5894.628 6725.432 Upper Tiyuyacu Congl. Base
6817.628 7884.143 Lower Tiyuyacu Chert Top 6949.628 8049.852 Lower Tiyuyacu Chert Base
7300.628 8490.489 Tena Formation. 7677.628 8963.765 Basal Tena ss 7689.628 8978.830 M-1 Zone 7692.628 8982.595 M-1 Coal 7700.628 8992.626 M-1 Sandstone
7750.628 9055.025 M-1 SS Base 7998.628 9357.522 M-1 LS 8206.628 9603.293 M2-LS
8241.628 9644.018 M2-SS 8342.628 9760.599 A-LS
8388.628 9813.252 Upper U SS 8430.628 9861.095 Mid U Marker 8442.628 9874.724 Lower U Zone
8447.628 9880.398 Lower U SS 8586.628 10036.963 B-LS Zone 8592.628 10043.672 B-Ls 8647.628 10104.992 Upper T SS 8697.628 10160.461 Lower T SS
8715.628 10180.368 Lower T SS MKR
8450
9100
M-1 LS
M2-LS
Mid U Marker
B-Ls Lower T SS MKR
F18B 167_Lower "U"
7"
Keep Dropping 1.00°/100’
TD at 10306.798' MD
-650 0 650 1300 1950 2600 3250 3900 4550
Vertical Section at 40.255° (1300 ft/in)
Plan:
Fanny 18B 167/ (Fanny 18B 167/Fanny 18B 167)
Elaborated By: Damián Pérez S..
51
Andes Petroleum Ecuador Ltd
Andes Petroleum Ecuador Ltd
5.6.1.6 PLAN DIRECCIONAL
Measured TVD below Vertical Local Coordinates Map Coordinates Dogleg Vertical Comments…….Comments……………………… Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)
0.000 0.000 0.000 -780.628 0.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 100.000 0.000 0.000 -680.628 100.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 200.000 0.000 0.000 -580.628 200.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 300.000 0.000 0.000 -480.628 300.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 400.000 0.000 0.000 -380.628 400.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 500.000 0.000 0.000 -280.628 500.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 600.000 0.000 0.000 -180.628 600.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 700.000 0.000 0.000 -80.628 700.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 800.000 0.000 0.000 19.372 800.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 900.000 0.000 0.000 119.372 900.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000
1,000.000 0.000 0.000 219.372 1,000.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 KOP @ 1000' MD; Start Build 1.50°/100’
1,100.000 1.500 40.255 319.361 1,099.989 1.00 N 0.85 E 9,977,202.091 351,180.641 1.50 1.309 1,200.000 3.000 40.255 419.281 1,199.909 4.00 N 3.38 E 9,977,203.005 351,181.414 1.50 5.235 1,300.000 4.500 40.255 519.064 1,299.692 8.99 N 7.61 E 9,977,204.526 351,182.702 1.50 11.775 1,400.000 6.000 40.255 618.641 1,399.269 15.97 N 13.52 E 9,977,206.654 351,184.504 1.50 20.925 1,500.000 7.500 40.255 717.945 1,498.573 24.94 N 21.12 E 9,977,209.388 351,186.819 1.50 32.678 1,600.000 9.000 40.255 816.908 1,597.536 35.89 N 30.39 E 9,977,212.726 351,189.645 1.50 47.027 1,700.000 10.500 40.255 915.460 1,696.088 48.81 N 41.33 E 9,977,216.666 351,192.981 1.50 63.962 1,800.000 12.000 40.255 1,013.536 1,794.164 63.70 N 53.94 E 9,977,221.204 351,196.823 1.50 83.470 1,900.000 13.500 40.255 1,111.068 1,891.696 80.55 N 68.20 E 9,977,226.337 351,201.170 1.50 105.539 2,000.000 15.000 40.255 1,207.988 1,988.616 99.33 N 84.10 E 9,977,232.063 351,206.018 1.50 130.154 2,100.000 16.500 40.255 1,304.231 2,084.859 120.05 N 101.64 E 9,977,238.377 351,211.364 1.50 157.297 2,200.000 18.000 40.255 1,399.730 2,180.358 142.68 N 120.81 E 9,977,245.275 351,217.204 1.50 186.950 2,300.000 19.500 40.255 1,494.420 2,275.048 167.21 N 141.58 E 9,977,252.752 351,223.535 1.50 219.093 2,400.000 21.000 40.255 1,588.237 2,368.865 193.62 N 163.94 E 9,977,260.803 351,230.352 1.50 253.704
52
Measured TVD below Vertical Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..…. Vertical Comments………………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)
2,500.000 22.500 40.255 1,681.115 2,461.743 221.90 N 187.88 E 9,977,269.422 351,237.650 1.50 290.759 2,600.000 24.000 40.255 1,772.992 2,553.620 252.03 N 213.39 E 9,977,278.604 351,245.425 1.50 330.232 2,700.000 25.500 40.255 1,863.803 2,644.431 283.98 N 240.44 E 9,977,288.343 351,253.671 1.50 372.097 2,800.000 27.000 40.255 1,953.488 2,734.116 317.73 N 269.02 E 9,977,298.631 351,262.382 1.50 416.324 2,900.000 28.500 40.255 2,041.984 2,822.612 353.26 N 299.11 E 9,977,309.462 351,271.552 1.50 462.885
3,000.000 30.000 40.255 2,129.231 2,909.859 390.55 N 330.68 E 9,977,320.827 351,281.175 1.50 511.745 3,100.000 31.500 40.255 2,215.170 2,995.798 429.57 N 363.72 E 9,977,332.721 351,291.245 1.50 562.873 3,200.000 33.000 40.255 2,299.740 3,080.368 470.30 N 398.20 E 9,977,345.133 351,301.755 1.50 616.233 3,300.000 34.500 40.255 2,382.884 3,163.512 512.69 N 434.10 E 9,977,358.056 351,312.697 1.50 671.788 3,400.000 36.000 40.255 2,464.546 3,245.174 556.74 N 471.40 E 9,977,371.481 351,324.064 1.50 729.501
3,479.710
3,500.000
37.196
37.196
40.255
40.255
2,528.540
2,544.702
3,309.168
3,325.330
593.01 N
602.37 N
502.10 E
510.03 E
9,977,382.536
9,977,385.389
351,333.424
351,335.840
1.50
0.00
777.023
789.289
Start Hold 37.19° Inc/40.25° Azm at
3479.71' MD
3,600.000 37.196 40.255 2,624.360 3,404.988 648.51 N 549.09 E 9,977,399.451 351,347.747 0.00 849.743 3,700.000 37.196 40.255 2,704.017 3,484.645 694.64 N 588.16 E 9,977,413.514 351,359.654 0.00 910.197
3,800.000 37.196 40.255 2,783.675 3,564.303 740.78 N 627.22 E 9,977,427.577 351,371.561 0.00 970.651
3,900.000 37.196 40.255 2,863.332 3,643.960 786.92 N 666.29 E 9,977,441.639 351,383.468 0.00 1,031.105
4,000.000 37.196 40.255 2,942.990 3,723.618 833.05 N 705.35 E 9,977,455.702 351,395.374 0.00 1,091.559
4,100.000 37.196 40.255 3,022.648 3,803.276 879.19 N 744.42 E 9,977,469.764 351,407.281 0.00 1,152.012
4,200.000 37.196 40.255 3,102.305 3,882.933 925.33 N 783.48 E 9,977,483.827 351,419.188 0.00 1,212.466
4,300.000 37.196 40.255 3,181.963 3,962.591 971.46 N 822.55 E 9,977,497.889 351,431.095 0.00 1,272.920
53
Measured TVD below Vertical Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..….Vertical Comments………………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)
4,400.000 37.196 40.255 3,261.620 4,042.248 1,017.60 N 861.61 E 9,977,511.952 351,443.002 0.00 1,333.374 4,500.000 37.196 40.255 3,341.278 4,121.906 1,063.74 N 900.68 E 9,977,526.015 351,454.909 0.00 1,393.828 4,600.000 37.196 40.255 3,420.935 4,201.563 1,109.88 N 939.74 E 9,977,540.077 351,466.816 0.00 1,454.282 4,700.000 37.196 40.255 3,500.593 4,281.221 1,156.01 N 978.80 E 9,977,554.140 351,478.723 0.00 1,514.736 4,800.000 37.196 40.255 3,580.251 4,360.879 1,202.15 N 1,017.87 E 9,977,568.202 351,490.629 0.00 1,575.189 4,900.000 37.196 40.255 3,659.908 4,440.536 1,248.29 N 1,056.93 E 9,977,582.265 351,502.536 0.00 1,635.643 5,000.000 37.196 40.255 3,739.566 4,520.194 1,294.42 N 1,096.00 E 9,977,596.327 351,514.443 0.00 1,696.097 5,100.000 37.196 40.255 3,819.223 4,599.851 1,340.56 N 1,135.06 E 9,977,610.390 351,526.350 0.00 1,756.551 5,200.000 37.196 40.255 3,898.881 4,679.509 1,386.70 N 1,174.13 E 9,977,624.453 351,538.257 0.00 1,817.005 5,293.117 37.196 40.255 3,973.056 4,753.684 1,429.66 N 1,210.50 E 9,977,637.547 351,549.344 0.00 1,873.298 Orteguaza Shale Top
5,300.000 37.196 40.255 3,978.538 4,759.166 1,432.84 N 1,213.19 E 9,977,638.515 351,550.164 0.00 1,877.459 5,400.000 37.196 40.255 4,058.196 4,838.824 1,478.97 N 1,252.26 E 9,977,652.578 351,562.071 0.00 1,937.913 5,500.000 37.196 40.255 4,137.854 4,918.482 1,525.11 N 1,291.32 E 9,977,666.640 351,573.978 0.00 1,998.367 5,506.531 37.196 40.255 4,143.056 4,923.684 1,528.12 N 1,293.87 E 9,977,667.559 351,574.755 0.00 2,002.315 Orteguaza Sandstone Top
5,600.000 37.196 40.255 4,217.511 4,998.139 1,571.25 N 1,330.39 E 9,977,680.703 351,585.885 0.00 2,058.820 5,700.000 37.196 40.255 4,297.169 5,077.797 1,617.38 N 1,369.45 E 9,977,694.765 351,597.791 0.00 2,119.274 5,767.649 37.196 40.255 4,351.056 5,131.684 1,648.59 N 1,395.88 E 9,977,704.279 351,605.846 0.00 2,160.170 Orteguaza Sandstone Base
5,800.000 37.196 40.255 4,376.826 5,157.454 1,663.52 N 1,408.51 E 9,977,708.828 351,609.698 0.00 2,179.728 5,893.186 37.196 40.255 4,451.056 5,231.684 1,706.51 N 1,444.92 E 9,977,721.932 351,620.794 0.00 2,236.063 13 3/8"
5,900.000 37.196 40.255 4,456.484 5,237.112 1,709.66 N 1,447.58 E 9,977,722.891 351,621.605 0.00 2,240.182 6,000.000 37.196 40.255 4,536.142 5,316.770 1,755.79 N 1,486.64 E 9,977,736.953 351,633.512 0.00 2,300.636 6,100.000 37.196 40.255 4,615.799 5,396.427 1,801.93 N 1,525.71 E 9,977,751.016 351,645.419 0.00 2,361.090 6,200.000 37.196 40.255 4,695.457 5,476.085 1,848.07 N 1,564.77 E 9,977,765.078 351,657.326 0.00 2,421.544 6,300.000 37.196 40.255 4,775.114 5,555.742 1,894.21 N 1,603.84 E 9,977,779.141 351,669.233 0.00 2,481.997 6,400.000 37.196 40.255 4,854.772 5,635.400 1,940.34 N 1,642.90 E 9,977,793.203 351,681.140 0.00 2,542.451
54
Measured TVD below Vertical Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..….Vertical Comments………………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)
6,416.677 37.196 40.255 4,868.056 5,648.684 1,948.04 N 1,649.42 E 9,977,795.549 351,683.125 0.00 2,552.533 Tiyuyacu Formation
6,500.000 37.196 40.255 4,934.429 5,715.057 1,986.48 N 1,681.97 E 9,977,807.266 351,693.047 0.00 2,602.905 6,600.000 37.196 40.255 5,014.087 5,794.715 2,032.62 N 1,721.03 E 9,977,821.329 351,704.953 0.00 2,663.359 6,621.302 37.196 40.255 5,031.056 5,811.684 2,042.45 N 1,729.35 E 9,977,824.324 351,707.490 0.00 2,676.237 Upper Tiyuyacu Congl. Top
6,700.000 37.196 40.255 5,093.745 5,874.373 2,078.75 N 1,760.10 E 9,977,835.391 351,716.860 0.00 2,723.813
6,725.498 37.196 40.255 5,114.056 5,894.684 2,090.52 N 1,770.06 E 9,977,838.977 351,719.896 0.00 2,739.228 Upper Tiyuyacu Congl. Base
6,800.000 37.196 40.255 5,173.402 5,954.030 2,124.89 N 1,799.16 E 9,977,849.454 351,728.767 0.00 2,784.267 6,900.000 37.196 40.255 5,253.060 6,033.688 2,171.03 N 1,838.23 E 9,977,863.516 351,740.674 0.00 2,844.721
7,000.000 37.196 40.255 5,332.717 6,113.345 2,217.17 N 1,877.29 E 9,977,877.579 351,752.581 0.00 2,905.174
7,100.000 37.196 40.255 5,412.375 6,193.003 2,263.30 N 1,916.35 E 9,977,891.642 351,764.488 0.00 2,965.628
7,200.000 37.196 40.255 5,492.033 6,272.661 2,309.44 N 1,955.42 E 9,977,905.704 351,776.395 0.00 3,026.082
7,300.000 37.196 40.255 5,571.690 6,352.318 2,355.58 N 1,994.48 E 9,977,919.767 351,788.302 0.00 3,086.536
7,400.000 37.196 40.255 5,651.348 6,431.976 2,401.71 N 2,033.55 E 9,977,933.829 351,800.208 0.00 3,146.990
7,500.000 37.196 40.255 5,731.005 6,511.633 2,447.85 N 2,072.61 E 9,977,947.892 351,812.115 0.00 3,207.444
7,600.000 37.196 40.255 5,810.663 6,591.291 2,493.99 N 2,111.68 E 9,977,961.954 351,824.022 0.00 3,267.898
7,700.000 37.196 40.255 5,890.320 6,670.948 2,540.12 N 2,150.74 E 9,977,976.017 351,835.929 0.00 3,328.352
7,800.000 37.196 40.255 5,969.978 6,750.606 2,586.26 N 2,189.81 E 9,977,990.080 351,847.836 0.00 3,388.805 7,884.208 37.196 40.255 6,037.056 6,817.684 2,625.11 N 2,222.70 E 9,978,001.921 351,857.863 0.00 3,439.712 Lower Tiyuyacu Chert Top
7,900.000 37.196 40.255 6,049.636 6,830.264 2,632.40 N 2,228.87 E 9,978,004.142 351,859.743 0.00 3,449.259 8,000.000 37.196 40.255 6,129.293 6,909.921 2,678.54 N 2,267.94 E 9,978,018.205 351,871.650 0.00 3,509.713
55
Measured TVD below Vertical…. Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg .Vertical Comments……………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)
8,049.917 37.196 40.255 6,169.056 6,949.684 2,701.57 N 2,287.44 E 9,978,025.224 351,877.593 0.00 3,539.890 Lower Tiyuyacu Chert Base
8,100.000 37.196 40.255 6,208.951 6,989.579 2,724.67 N 2,307.00 E 9,978,032.267 351,883.557 0.00 3,570.167 8,200.000 37.196 40.255 6,288.608 7,069.236 2,770.81 N 2,346.06 E 9,978,046.330 351,895.464 0.00 3,630.621 8,300.000 37.196 40.255 6,368.266 7,148.894 2,816.95 N 2,385.13 E 9,978,060.392 351,907.370 0.00 3,691.075 8,400.000 37.196 40.255 6,447.924 7,228.552 2,863.08 N 2,424.19 E 9,978,074.455 351,919.277 0.00 3,751.529
8,490.553 37.196 40.255 6,520.056 7,300.684 2,904.86 N 2,459.57 E 9,978,087.189 351,930.059 0.00 3,806.271 Tena Formation.
8,500.000 37.196 40.255 6,527.581 7,308.209 2,909.22 N 2,463.26 E 9,978,088.518 351,931.184 0.00 3,811.982 8,600.000 37.196 40.255 6,607.239 7,387.867 2,955.36 N 2,502.32 E 9,978,102.580 351,943.091 0.00 3,872.436 8,616.091 37.196 40.255 6,620.056 7,400.684 2,962.78 N 2,508.61 E 9,978,104.843 351,945.007 0.00 3,882.164 9 5/8"
8,700.000 37.196 40.255 6,686.896 7,467.524 3,001.50 N 2,541.39 E 9,978,116.643 351,954.998 0.00 3,932.890
8,800.000 37.196 40.255 6,766.554 7,547.182 3,047.63 N 2,580.45 E 9,978,130.705 351,966.905 0.00 3,993.344
8,900.000 37.196 40.255 6,846.211 7,626.839 3,093.77 N 2,619.52 E 9,978,144.768 351,978.812 0.00 4,053.798 8,963.829 37.196 40.255 6,897.056 7,677.684 3,123.22 N 2,644.45 E 9,978,153.744 351,986.412 0.00 4,092.385 Basal Tena ss
8,978.893 37.196 40.255 6,909.056 7,689.684 3,130.17 N 2,650.34 E 9,978,155.862 351,988.206 0.00 4,101.492 Start Drop 1.00°/100’ - M-1 Zone
8,982.659 37.158 40.255 6,912.056 7,692.684 3,131.90 N 2,651.81 E 9,978,156.392 351,988.654 1.00 4,103.767 M-1 Coal
8,992.690 37.058 40.255 6,920.056 7,700.684 3,136.52 N 2,655.72 E 9,978,157.799 351,989.846 1.00 4,109.819 M-1 Sandstone
9,000.000 36.985 40.255 6,925.892 7,706.520 3,139.88 N 2,658.56 E 9,978,158.823 351,990.713 1.00 4,114.221 9,055.089 36.434 40.255 6,970.056 7,750.684 3,165.01 N 2,679.84 E 9,978,166.483 351,997.198 1.00 4,147.150 M-1 SS Base
9,100.000 35.985 40.255 7,006.293 7,786.921 3,185.26 N 2,696.98 E 9,978,172.655 352,002.424 1.00 4,173.681 9,200.000 34.985 40.255 7,087.719 7,868.347 3,229.56 N 2,734.49 E 9,978,186.157 352,013.857 1.00 4,231.728
9,300.000 33.985 40.255 7,170.146 7,950.774 3,272.77 N 2,771.08 E 9,978,199.328 352,025.008 1.00 4,288.346
9,357.585 33.409 40.255 7,218.056 7,998.684 3,297.15 N 2,791.72 E 9,978,206.759 352,031.300 1.00 4,320.294 M-1 LS
9,400.000 32.985 40.255 7,253.548 8,034.176 3,314.88 N 2,806.73 E 9,978,212.161 352,035.874 1.00 4,343.517 9,500.000 31.985 40.255 7,337.901 8,118.529 3,355.86 N 2,841.43 E 9,978,224.654 352,046.452 1.00 4,397.223 9,600.000 30.985 40.255 7,423.178 8,203.806 3,395.72 N 2,875.18 E 9,978,236.803 352,056.739 1.00 4,449.449
56
Measured TVD below Vertical…. Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..Vertical Comments……………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)
9,603.356 30.951 40.255 7,426.056 8,206.684 3,397.04 N 2,876.30 E 9,978,237.205 352,057.079 1.00 4,451.176 M2-LS
9,644.081 30.544 40.255 7,461.056 8,241.684 3,412.93 N 2,889.75 E 9,978,242.048 352,061.180 1.00 4,471.997 M2-SS
9,700.000 29.985 40.255 7,509.353 8,289.981 3,434.44 N 2,907.96 E 9,978,248.604 352,066.730 1.00 4,500.179
9,760.662 29.378 40.255 7,562.056 8,342.684 3,457.36 N 2,927.37 E 9,978,255.591 352,072.647 1.00 4,530.218 A-LS
9,800.000 28.985 40.255 7,596.401 8,377.029 3,472.00 N 2,939.77 E 9,978,260.053 352,076.424 1.00 4,549.398
9,813.315 28.851 40.255 7,608.056 8,388.684 3,476.91 N 2,943.93 E 9,978,261.550 352,077.692 1.00 4,555.836 Upper U SS
9,861.158 28.373 40.255 7,650.056 8,430.684 3,494.40 N 2,958.73 E 9,978,266.880 352,082.205 1.00 4,578.747 Mid U Marker
9,874.787 28.237 40.255 7,662.056 8,442.684 3,499.33 N 2,962.91 E 9,978,268.383 352,083.478 1.00 4,585.210 Lower U Zone
9,880.398 28.181 40.255 7,667.000 8,447.628 3,501.35 N 2,964.62 E 9,978,269.000 352,084.000 1.00 4,587.862 Keep Dropping 1.00°/100’
9,880.461 28.181 40.255 7,667.056 8,447.684 3,501.38 N 2,964.64 E 9,978,269.007 352,084.006 0.00 4,587.892 Lower U SS
9,900.000 27.985 40.255 7,684.295 8,464.923 3,508.40 N 2,970.59 E 9,978,271.147 352,085.817 1.00 4,597.089
10,000.000 26.985 40.255 7,773.007 8,553.635 3,543.62 N 3,000.41 E 9,978,281.882 352,094.907 1.00 4,643.240
10,037.026 26.614 40.255 7,806.056 8,586.684 3,556.36 N 3,011.19 E 9,978,285.765 352,098.195 1.00 4,659.934 B-LS Zone
10,043.735 26.547 40.255 7,812.056 8,592.684 3,558.65 N 3,013.13 E 9,978,286.463 352,098.786 1.00 4,662.936 B-Ls
10,100.000 25.985 40.255 7,862.511 8,643.139 3,577.65 N 3,029.22 E 9,978,292.255 352,103.691 1.00 4,687.835
10,105.055 25.934 40.255 7,867.056 8,647.684 3,579.34 N 3,030.65 E 9,978,292.770 352,104.126 1.00 4,690.048 Upper T SS
10,160.524 25.379 40.255 7,917.056 8,697.684 3,597.67 N 3,046.17 E 9,978,298.357 352,108.857 1.00 4,714.064 Lower T SS
10,180.430 25.180 40.255 7,935.056 8,715.684 3,604.16 N 3,051.67 E 9,978,300.334 352,110.531 1.00 4,722.565 Lower T SS MKR
10,200.000 24.985 40.255 7,952.780 8,733.408 3,610.49 N 3,057.03 E 9,978,302.264 352,112.165 1.00 4,730.861
10,300.000 23.985 40.255 8,043.786 8,824.414 3,642.12 N 3,083.81 E 9,978,311.905 352,120.328 1.00 4,772.305
10,306.860 23.916 40.255 8,050.056 8,830.684 3,644.24 N 3,085.61 E 9,978,312.553 352,120.876 1.00 4,775.090 TD at 10306.860' MD
TABLA 5.6: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
57
5.6.2 PROGRAMA DE BROCAS, HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Y PARÁMETROS
TABLA 5.7: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
No.
SIZE
BIT
TYPE DEPTH
OUT DIST
DRLD DRLG
TIME
ROP ACC
TIME
WOB
RPM MUD
WT DAYS
REMARKS
(in) (ft) (ft) (hrs) (ft/hr) (hrs) (klb) (ppg)
1 26 GTX-CG1 150 150 6.0 25.0 6.0 5 20 40 90 .3 JTS 4X16 TFA: 0.785
Control de parametros para evitar fracturar la formacion. 1.3 Set 20 in. Casing. 1 Days.
2 16 GTX-G1 500 350 18.0 19.4 24.0 5 20 40 90 2.3 JTS: 4X16 TFA: 0.785
Control de galonaje para evitar fracturar la formacion y perforar lel estrato de boulders
3 16 HCD605S 5893 5393 120.0 44.9 144 5 45 40 80 8.5 JTS: 10X11 TFA: 0.928
Maximos parametros para aprovechar la eficiencia hidráulica en esta sección. 11.5 Set 13.375 in. Casing. 3 Days.
4 12-1/4 HCD605X 8616 2723 90.0 30.3 234 5 35 40 80 16.2 JTS: 7X14 TFA: 1.052
Control de parametros en Conglomerados de Tiyuyacu Superior e Inferior 19.2 Set 9.625 in. Casing. 3 Days.
5 8-1/2 HC505ZX 10306 1690 75.0 22.5 309 5 25 40 80 23.1 JTS: 7X12 TFA: 0.773
TD del pozo.
58
PROGRAMA DE BROCAS POR SECCIÓN
5.6.2.1 SECCIÓN DE 26”
Para perforar el hueco de 26” dentro de la formación Terciario indiferenciado se recomienda
el uso de una broca tricónica de dientes para atravesar los conglomerados aluviales.
A continuación se presenta mediante una imagen la broca GTX-CG1 de 660.4 mm para el
hueco de 26” y las especificaciones de la misma.
GRÁFICO 5.5: BROCA TRICÓNICA DE 26”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
TABLA 5.8: ESPECIFICACIONES BROCA TRICÓNICA DE 26”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
59
A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca tricónica anteriormente mencionada, hasta 150 ft:
TABLA 5.9: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 26” PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
60
5.6.2.2 SECCIÓN DE 16”
Para perforar la sección de 16” dentro de la formación Terciario indiferenciado se usó una
broca tricónica de dientes (Para aislar litología abrasiva) y para perforar parte del Terciario
indiferenciado (Arcilla, Limos y arenas) hasta Orteguaza se usa una broca PDC.
CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA 5.6.2.2.1
Se perfora con esta broca hasta una profundidad de 350ft una vez que se atraviese en su
totalidad el conglomerado superficial se procederá al cambio de broca.
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA 5.6.2.2.2
o Mejor eficiencia de la perforación gracias a su estructura de corte y dientes
condensados de acero relevado, dientes agresivos.
o Un cuarto chorro se coloca en el centro de la broca y se utiliza para prevenir
la acumulación de residuos (ripios de perforación) en la broca que puede
producir atascamiento de los conos.
o Cuenta con rodamientos sellados antifricción permitiendo perforar a altas
RPM, sin generar calor que acelera el desgaste de las superficies de
contacto internas.
o Excelente aplicación para la zona de Cantos Rodados (Boulders Zone)
debido al efecto de paleo de sus dientes.
61
A continuación se presenta mediante una imagen la broca tricónica GTX-G1 de 406.4 mm
para la sección de 16”, y las especificaciones de la misma.
GRÁFICO 5.6: BROCA TRICÓNICA DE 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
TABLA 5.10: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA TRICÓNICA DE 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
62
A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca tricónica anteriormente mencionada, hasta 5000 ft:
TABLA 5.11: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 16” PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
63
CORRIDA DE LA BROCA PDC 5.6.2.2.3
Para la sección de 16” en donde se realiza el trabajo direccional se corrió una broca
policristalina (PDC) la cual tiene un alto desempeño debido: a su gran estabilidad reflejada
en la buena respuesta direccional construyendo, manteniendo y tumbando ángulo y en sus
altas ROP obtenidas con desgaste leve.
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC 5.6.2.2.4
o Las brocas de PDC son la solución probada para la complejidad cada vez
mayor de aplicaciones direccionales y formaciones más duras. Las brocas
PDC ofrecen un mayor rendimiento y mejor control direccional.
o Se utiliza un software para diseñar y asegurar el equilibrio óptimo entre el
flujo, refrigeración del corte y evacuación del corte.
o El tamaño de los cortadores, junto con la gran área de desalojo sumado al
diseño hidráulico permite optimizar la ROP al máximo posible.
A continuación se presenta mediante dos imágenes la broca PDC HCD605S de 406.4 mm
para la sección de 16”, y las especificaciones de la misma.
64
GRÁFICO 5.7: BROCA PDC DE 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
TABLA 5.12: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
65
A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca PDC anteriormente mencionada, hasta 5893 ft:
TABLA 5.13: BROCA HIDRÁULICA PDC 16” PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
66
5.6.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼”
Para perforar la sección de 12 ¼” dentro de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena; se
usará 1 broca PDC con cuerpo de matriz.
CORRIDA BROCA PDC 5.6.2.3.1
Broca diseñada para mejorar la perforabilidad en las arcillas de Tiyuyacu por sus cortadores
de alta resistencia al impacto incrementando la durabilidad de la estructura de corte.
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE 5.6.2.3.2
CUERPO DE MATRIZ
Las brocas PDC son la solución probada para el mejoramiento continuo en el avance de
perforación dando apoyo a las diferentes aplicaciones involucradas en el desarrollo de un
pozo, debido a su alta resistencia, estabilidad y tecnología continua.
El diseño de la LGC (longitud, geometría y estructura de corte) se ha optimizado para
minimizar las patas de perro. LGC y su diseño ofrece altas velocidades de penetración, para
la construcción sin comprometer la calidad del agujero.
A continuación se presenta mediante dos imágenes la broca PDC HCD605X de 311.2mm
para la sección de 12 ¼”, y las especificaciones de la misma.
67
GRÁFICO 5.8: BROCA PDC DE 12 1/4”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
TABLA 5.14: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 12 ¼”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
68
A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca PDC anteriormente mencionada, hasta 8616 ft:
TABLA 5.15: BROCA HIDRÁULICA PDC 12 ¼ PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
69
5.6.2.4 SECCIÓN DE 8 ½”
CORRIDA BROCA PDC 5.6.2.4.1
El diseño de la broca permite desarrollar altas tasas de penetración en formaciones poco
consolidadas (tena, basal tena y Napo).
A continuación se presenta mediante dos imágenes la broca PDC HC505ZX de 215.9mm
para la sección de 8 ½”, y las especificaciones de la misma.
GRÁFICO 5.9: BROCA PDC DE 8 1/2”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
71
A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca PDC anteriormente mencionada, hasta 10306 ft:
TABLA 5.17: BROCA HIDRÁULICA PDC 8 ½ PARA EL POZO FANNY 18B 167
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
72
5.6.3 ENSAMBLAJES DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS
5.6.3.1 HUECO DE 26”
Para perforar el hueco de 26” con un casing superficial de 20”, se usa un BHA
CONVENCIONAL (BHA 1).
El BHA # 1 Convencional se utilizará para perforar desde la superficie hasta 150 ft MD y
tiene como objetivo atravesar los cantos rodados (boulders) y mantener la verticalidad del
pozo.
BHA 1 5.6.3.1.1
26” Tricone bit
Bit sub w/ported float
2 x 8” DC
Cross Over
2 x 5” HWDP
5.6.3.2 SECCIÓN DE 16”
Para perforar el agujero de 16” usando un casing de 13 3/8” hasta 5893 ft se usaron los
siguientes BHA:
73
BHA 2 5.6.3.2.1
El BHA No. 2 es un ensamblaje rotatorio, está diseñado para perforar verticalmente hasta +/-
350 ft.
TABLA 5.18: BHA 2 DIRECCIONAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
BHA 3 5.6.3.2.2
El BHA 3, es un ensamblaje direccional, diseñado para alcanzar el KOP a 1000 ft, y levantar
una inclinación de 37,19° y 40,2° de azimut, hasta los 4000 pies de profundidad o 40 horas
de perforación.
COMPONENT DATA
Item # Description
OD ID Stiff ID Gauge Weight Top
Connection
Length Total Location
(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)
1 16" PDC 8.000 3.000 16.000 147.22 P 7-5/8" REG 1.35
2 9 5/8" SperryDrill Lobe 3/4 - 6.0 stg 9.625 6.212 6.212 167.42 B 7-5/8" REG 28.93 30.28
Stabilizer 15.750 4.26
3 Flex Float Sub 9.600 4.800 4.800 185.01 B 6-5/8" REG 2.94 33.22
4 14 3/4" Integral Blade 8.000 3.125 3.125 14.750 145.17 B 6-5/8" REG 6.30 39.52 35.97
5 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 71.53
6 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.22 74.75
7 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 901.75
8 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.49 932.24
9 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 153.55 1085.79
Total: 1085.79
TABLA 5.19: BHA 3
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
COMPONENT DATA
Item
#
DESCRIPTION
OD ID Stiff ID Gauge Weight Top Connection
Length Total Location
(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)
1 16" Tricone 8.000 3.000 16.000 147.22 P 7-5/8" REG 1.35
2 Bit Sub + Float Valve + Totco Ring 8.500 3.000 2.930 169.30 4.12 5.47
3 1 x 8" Drill Collar 8.000 3.000 146.90 28.40 33.87
4 15 1/2'' Integral Blade Stabilizer 8.000 3.125 3.125 15.500 145.17 B 6-5/8" REG 7.07 40.94 36.82
5 2 x 8" Drill Collar 8.000 3.000 146.90 61.08 102.02
6 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 128.89 P 4-1/2" IF 3.30 105.32
7 11 x 5" HWDP 5.000 3.000 42.83 244.15 349.47
Total: 349.47
74
BHA 4 5.6.3.2.3
El BHA 4 es un ensamblaje direccional, diseñado para mantener la inclinación y dirección
hasta alcanzar el punto del casing de 13 3/8” a 5893 ft (MD) - 5231 ft (TVD)
COMPONENT DATA
Item #
Description OD ID Stiff ID Gauge Weight Top
Connection Length Total Location
(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)
1 16" PDC 8.000 3.000 16.000 147.22 P 7-5/8" REG 1.35
2 9 5/8" SperryDrill Lobe 3/4 - 6.0 stg 9.625 6.212 6.212 167.42 B 7-5/8" REG 28.93 30.28
Stabilizer 15.750 4.26
3 Flex Float Sub 9.600 4.800 4.800 185.01 B 6-5/8" REG 2.94 33.22
4 Pony Collar 8.000 3.000 147.22 5.14 38.36
5 14 3/4" Integral Blade 8.000 3.125 3.125 14.750 145.17 B 6-5/8" REG 6.30 44.66 41.11
6 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 76.67
7 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.22 79.89
8 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 906.89
9 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.49 937.38
10 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 153.55 1090.93
Total: 1090.93
TABLA 5.20: BHA 4
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
5.6.3.3 SECCIÓN 12 ¼”
Para perforar la seccion de 12 ¼” con un casing de 9 5/8” se uso los siguiente BHA”s:
BHA 5 y BHA 6 5.6.3.3.1
El BHA 5 y el BHA 6 son ensamblajes direccionales, diseñados para mantener la inclinacion
y dirección hasta alcanzar el punto del casing de 9 5/8” a 8616 ft (MD) – 6620 ft (TVD).
TABLA 5.21: BHA 5
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
COMPONENT DATA
Item #
Description OD ID Stiff ID Gauge Weight Top
Connection
Length Total Location
(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)
1 12-1/4" PDC 8.000 3.000 12.250 147.22 P 6-5/8" REG 0.91
2 8" SperryDrill Lobe 6/7 - 4.0 stg 8.000 5.250 5.250 123.16 B 6-5/8" REG 26.03 26.94
Stabilizer 12.000 3.05
3 8" Flex Float Sub 8.000 3.000 3.000 147.22 B 6-5/8" REG 4.04 30.98
4 11 1/4" Stabilizer 7.750 2.875 2.875 11.250 138.64 B 6-5/8" REG 5.44 36.42 33.48
5 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 68.43
6 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.51 71.94
7 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 898.94
8 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.72 929.66
9 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 155.00 1084.66
Total: 1084.66
75
COMPONENT DATA
Item #
Description
OD ID Stiff ID Gauge Weight Top
Connection
Length Total Location
(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)
1 12-1/4" PDC 8.000 3.000 12.250 147.22 P 6-5/8" REG 0.91
2 8" SperryDrill Lobe 6/7 - 4.0 stg 8.000 5.250 5.250 123.16 B 6-5/8" REG 26.03 26.94
Stabilizer 12.000 3.05
3 8" Flex Float Sub 8.000 3.000 3.000 147.22 B 6-5/8" REG 4.04 30.98
4 Pony Collar 8.000 3.000 147.22 4.62 35.60
5 11 1/4" Stabilizer 7.750 2.875 2.875 11.250 138.64 B 6-5/8" REG 5.44 41.04 38.10
6 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 73.05
7 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.51 76.56
8 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 903.56
9 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.72 934.28
10 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 155.00 1089.28
Total: 1089.28
TABLA 5.22: BHA 6
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
5.6.3.4 SECCIÓN 8 ½”
Para perforar la sección de 8 ½” con liner de 7” de 8616 ft hasta 10307 ft se usó los
siguientes BHA.
BHA 7 5.6.3.4.1
El BHA 6 es un ensamblaje direccional, diseñado para controlar la inclinación y dirección
hasta alcanzar la profundidad total de 10306 ft (MD) – 8050 ft (TVD).
COMPONENT DATA
Item #
Description
OD ID Stiff ID Gauge Weight Top
Connection
Length Total Location
(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)
1 PDC 6.750 3.000 8.500 97.86 P 4-1/2" REG 0.77
2 6 3/4" SperryDrill Lobe 6/7 - 5.0 stg 6.750 4.498 4.498 87.63 B 4-1/2" REG 24.39 25.16
Stabilizer 8.250 2.90
3 Float Sub on the Motor 6.750 3.000 3.000 97.86 B 4-1/2" IF 2.83 27.99
4 Pony Collar 6.750 3.000 97.86 5.54 33.53
5 7 1/2" Integral Blade 6.719 3.000 3.000 7.500 96.74 B 4-1/2" IF 4.28 37.81 34.63
6 6 3/4" HOC 6.750 3.000 2.810 97.86 B 4-1/2" IF 32.50 70.31
7 27 X 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 830.48 900.79
8 6-1/2" Sledgehammer Jar 6.500 2.500 2.500 88.24 B NC 50 31.01 931.80
9 5 X 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 153.99 1085.79
Total: 1085.79
TABLA 5.23: BHA 7
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
76
5.6.4 PROGRAMA DE LODOS
5.6.4.1 ESTADO MECÁNICO
TABLA 5.24: ESTADO MECÁNICO DEL POZO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
5.6.4.2 DISEÑO DE CASING
Descripción Fin MD
(ft) CSG ID (in) CSG OD (in)
Tamaño de Broca
(in)
CSG 13 3/8 5893 12.347 13.375 16
CSG 9 5/8 8616 8.681 9.625 12.25
LINER 7” 10306 6.276 7.000 8.5
TABLA 5.25: DISEÑO DE CASING
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
5.6.4.3 PROGRAMA DE FLUIDOS
Sección Tipo de Fluido Densidad (ppg) Galonaje
(gpm)
16” AQUAGEL – CALCIUM NITRATE 8.4 – 10.6 900 – 1000
12 ¼” EZ MUD DP – CLAYSEAL 9.7 – 10.5 750 – 900
8 ½” BARADRIL – N 9.7 – 10.3 450 – 600
TABLA 5.26: PROGRAMA DE FLUIDOS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
Sección Inicio MD (ft) Fin MD (ft) Tamaño de broca (in) Profundidad (ft)
16” 0 5893 16 5893
12 ¼” 5893 8616 12.25 2723
8 ½” 8616 10306 8.5 1690
77
5.6.4.4 PROPIEDADES DEL FLUIDO
SECCION DE 16” 5.6.4.4.1
Superficie – 5893 ft (MD).
TABLA 5.27: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
SECCION DE 12 ¼ 5.6.4.4.2
5893 ft - 8616 ft (MD)
EZ MUD DP – CLAYSEAL
Properties Units Min Max Properties Units Min Max
Density Ppg 9.7 10.5 Sand % 0 1
Funnel Viscosity sec/qt 28 50 MBT ppb eq. < 25
Plastic Viscosity Cp 5 15 Ph 9.0 10
Yield Point lbf/100_ft2 12 28
API / HPHT
Filtrate mL/30min
<10
Tiyuyacu
< 8 / 18 Tena
TABLA 5.28: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 12 ¼”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
AQUAGEL MUD
Propiedades Unidades Min Max Propiedades Unidades Min Max
Density Ppg 8.5 10.6 Sand % 0 1
Funnel Viscosity sec/qt 28 45 MBT ppb eq. N/C
Plastic Viscosity cP 3 15 Ph 7.0 9.0
Yield Point lbf/100_ft2 5 20 API Filtrate mL/30min <15 Orteguaza
78
SECCION DE 8 ½” 5.6.4.4.3
8616 ft – 10306 ft (MD)
EZ MUD DP – CLAYSEAL
Properties Units Min Max Properties Units Min Max
Density Ppg 9.7 10.3 Sand % 0 1
Funnel Viscosity sec/qt 35 60 MBT ppb eq. < 10
Plastic Viscosity Cp 15 20 Ph 9.0 10
Yield Point Lbf/100_ft2 18 28 API / HPHT, PPT Filtrate mL/30min
< 8 Tena
< 5/18, 18 Napo
TABLA 5.29: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 8 ½”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
79
5.6.4.5 GRÁFICO DE DENSIDAD
GRÁFICO 5.10: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (PERFORACIÓN CONVENCIONAL)
Fuente: Andes Petroleum Company Ltd.
8,5 8,6
8.8
9
9,2
9,4
9,5
9,6
9,8
10
10.1
10,3 10,6 9,7 9,7
9,8
9,9
10
10,2 10,5 9,7 9,8
9,8
9,9
10
10,1 10,3
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
11000
8,4 8,6 8,8 9 9,2 9,4 9,6 9,8 10 10,2 10,4 10,6 10,8 11 11,2P
RO
FU
ND
IDA
D (
ft)
DENSITY - MW [ppg] FANNY 18B 167
Liner 7" @
Casing 9 5/8" @
Casing 13 3/8" @ 5893'
80
5.6.5 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN
5.6.5.1 CASING CONDUCTOR
INFORMACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.1.1
GEOMETRÍA DEL POZO
HUECO 26"
HUECO 26" 0 - 110 ft (MD)
DIÁMETRO INTERNO 26.000 in
EXCESO DE TRABAJO 100 %
TABLA 5.30: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 26”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
CASING 20"
CASING 20" 0 - 110 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 20.000 in
DIÁMETRO INTERNO 19.124 in
PESO TUBULAR 94 lbm/ft
GRADO CASING N-80
TABLA 5.31: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
81
2 MACARONI STRING 1.5 "
2 MACARONI STRING 1.5 " 0 - 60 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 1.500 in
DIÁMETRO INTERNO 1.276 in
TABLA 5.32: GEOMETRÍA DEL POZO, MACARONI STRING 1,5”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
RECOMENDACIONES DE TRABAJO 5.6.5.1.2
Fluid 1: Water based spacer
Water
Density: 8.3 [lbm/gal]
Volume: 5 [bbl]
Fluid 2: Halcem A
Standard – Class A
Density: 15.6 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.18 ft
3/sk
Total Mixing Fluid: 4.92 Gal/sk
Top of Fluid: 0 ft
Calculated Fill: 60 ft
Volume: 95 bbl
Calculated Sacks: 445 sks
Proposed Sacks: 450 sks
TABLA 5.33: RECOMENDACIONES DE TRABAJO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
82
PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.6.5.1.3
POSICIONES DE FLUIDOS:
GRÁFICO 5.11: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
83
5.6.5.2 CASING SUPERFICIAL 13 ⅜”
OBJETIVO 5.6.5.2.1
Proporcionar aislamiento y la zona de 13 ⅜ " y casing superficial y a los equipos de
superficie para ser instalado con el fin de perforar siguiente sección.
LA EXPERIENCIA DE CAMPO EN EL BLOQUE 5.6.5.2.2
TARAPOA
TABLA 5.34: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
84
RIESGOS OPERATIVOS 5.6.5.2.3
TABLA 5.35: RIESGOS OPERATIVOS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
Parámetro Consecuencia Medidas
Preventivas
Medidas Correctivas
Zapato lavado por
sobredesplazamiento
- Ausencia de cemento en anular.
- Mal aislamiento zonal en las
zonas productoras.
- Correcto cálculo de
desplazamiento.
- Evaluación de presiones de
bombeo vs diseño.
- Manipulación correcta de
tapones.
- Medir físicamente volumen de
desplazamiento.
- Nunca bombear más allá del volumen
teórico más la mitad del shoe track.
No se asienta tapón. - Gran longitud de cemento dentro
de casing.
- Viaje adicional con broca
tricónica
- Pérdida de tiempo de taladro por
perforación de cemento.
- Correcto cálculo de
desplazamiento.
- Evaluación de presiones de
bombeo vs diseño.
- Manipulación correcta de
tapones
- Medir físicamente volumen de
desplazamiento.
- Uso de antiespumante en el
lodo de desplazamiento.
- En caso de no asentar el tapón y que se
haya visto enganche de tapones,
desplazar la mitad del shoe track..
Pérdida de circulación - Presiones anormalmente altas.
- Estallido de casing.
- Fractura y pérdida de cemento a
formación.
- Correcto diseño de
cementación bajo gradiente de
fractura.
- Circulación y limpieza del
pozo, al menos 2 fondos
arriba.
- Circulación al mismo caudal
que el de desplazamiento
- Verificación de límite de
presión del sistema.
- Bajar el caudal de desplazamiento para
reducir el ECD y evitar o disminuir las
pérdidas.
Empaquetamiento anular - Presiones anormalmente altas
- Pérdida de circulación
- Gran longitud de cemento dentro
de casing.
- Fractura
- Circulación y limpieza del
pozo, al menos 2 fondos arriba
y verificar retornos en
barandas.
- Verificación de parámetro
correctos del lodo para
circulación.
- Circulación al mismo caudal
que el de desplazamiento.
- Bombeo y circulación de
píldora de Tuned Spacer.
- Si el empaquetamiento se da durante la
cementación, bombear hasta asentar
tapón a mínimo caudal posible. Presión
máxima de bombeo 80% de presión de
estallido del casing.
Canalización del cemento - Mal aislamiento zonal.
- Cementación remedial requerida.
- Acondicionamiento del lodo.
- Jerarquía reológica
- Centralización adecuada.
- N/A
Tapones no liberados de la
cabeza
- Sobredesplazamiento, zona del
zapato lavado
- Cemento tail contaminado con
lodo.
- Pobre o nula integridad del zapato
- Armado de cabeza en
presencia de Ingeniero de
Cementación y COMAN
- Correcta manipulación al
momento de armado.
- Correcto manipulación al
momento de liberar dardo.
- En caso de no observar enganche de
tapones, desplazar únicamente el
volumen teórico.
Falla en abastecimiento de
cemento
- Demoras en la operación para
corregir el desperfecto.
- Parada en el bombeo de cemento.
- Revisar el sistema neumático y
los silos antes de la operación.
- Airear el silo.
- Reducir el caudal al mínimo mientras se
corrige el problema. Priorizar la
densidad adecuada del cemento que se
envía al pozo.
Falla en abastecimiento de
lodo.
- Bajo caudal de desplazamiento.
- Mala remoción de lodo.
- Parada en el bombeo.
- Buena comunicación con el
personal del taladro.
- Probar abastecimiento antes de
la operación.
- Estar preparados con un tanque con
agua. En caso de no tener
abastecimiento de lodo, continuar con
agua.
Canal en el cemento entre
zonas con diferente presión
de poro (cross flow)
- Mal aislamiento zonal.
- Cementación remedial puede ser
requerida.
- Uso de packers hinchables
para aislar zonas.
- Diseño de cemento con tiempo
de transición controlado.
- N/A
Incertidumbre de tamaño del
aguejo (no tener registro de
caliper).
- El cemento Tail puede llegar al
setting tool del colgador y
quedrse cementado.
- El cemento Tail no alcanza a
cubrir el objetivo superior y no se
logra un buen cemento en esta
zona.
- Diseño de traslape para dar
holgura suficiente a la lechada
Tail para no alcanzar al
colgador.
- Simulación de posición de
fluidos con varios diámetros
de agujero y verificar
condiciones seguras.
- Se sugiere tener un registro de caliper
mecánico.
85
INFORMACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.2.4
GEOMETRÍA DEL POZO
CASING 20"
POFUNDIDAD CASING 20" 0 – 110 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 20.000 in
DIÁMETRO INTERNO 19.124 in
PESO TUBULAR 94 lbm/ft
GRADO CASING K-55
TABLA 5.36: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
HUECO 16”
TABLA 5.37: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
CASING 13 ⅜"
PROFUNDIDAD CASING 13 ⅜" 0 – 5920 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 13.375 in
DIÁMETRO INTERNO 12.415 in
PESO TUBULAR 68 lbm/ft
GRADO CASING K-55
TABLA 5.38: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PROFUNDIDAD HUECO 16” 0 – 5920 ft (MD)
DIÁMETRO INTERNO 16.00 in
EXCESO DE TRABAJO 20 %
DIÁMETRO EQUIVALENTE 16.48 in
86
GRÁFICO 5.12: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 16” CEMENTADA (3D)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
RECOMENDACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.2.5
Fluid 1: Water based spacer
Dual Spacer
Density: 12 [lbm/gal]
Volume: 50 [bbl]
Fluid 2: Flush
Mud Flush
Density: 8.4 [lbm/gal]
Volume: 20 [bbl
Fluid 3: Econocem A
Standard – Class A
87
TABLA 5.39: RECOMENDACIONES DE TRABAJO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
Density: 13.5 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.65 ft3/sk
Total Mixing Fluid: 8.55 Gal/sk
Top of Fluid: 0 ft
Calculated Fill: 4920 ft
Volume: 453 bbl
Calculated Sacks: 1541 sks
Proposed Sacks: 1550 sks
Fluid 4: Halcem A
Standard – Class A
Density: 15.8 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.13 ft3/sk
Total Mixing Fluid: 4.72 Gal/sk
Top of Fluid: 4920 ft
Calculated Fill: 1000 ft
Volume: 102 bbl
Calculated Sacks: 507 sks
Proposed Sacks: 510 sks
Fluid 5: Water
Water
Density: 8.40 [lbm/gal]
Volume: 10 [bbl]
Fluid 6: Mud
Mud
Density: 10.5 [lbm/gal]
Volume: 865 [bbl]
88
PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.6.5.2.6
POSICIONES DE FLUIDOS:
GRÁFICO 5.13: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
89
5.6.5.3 CASING INTERMEDIO 9 ⅝”
OBJETIVO 5.6.5.3.1
Proporcionar aislamiento zonal y apoyo a casing intermedio 9⅝ " y equipos de superficie
para ser instalado con el fin de perforar siguiente sección.
EXPERIENCIA DE CAMPO 5.6.5.3.2
TABLA 5.39: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
90
INFORMACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.3.3
CASING SUPERFICIAL 13 ⅜ "
GEOMETRÍA DEL POZO
CASING 13⅜"
CASING 13⅜" 0 – 5893 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 13.375 in
DIÁMETRO INTERNO 12.415 in
PESO TUBULAR 68 lbm/ft
GRADO CASING K-55
TABLA 5.40: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
HUECO 12 ¼”
HUECO 12 ¼” 5893 – 8616 ft (MD)
DIÁMETRO INTERNO 12.25 in
EXCESO DE TRABAJO 40 %
DIÁMETRO EQUIVALENTE 13.15 in
TABLA 5.41: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 12 ¼”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
91
CASING 9 5/8"
CASING 9 5/8" 0 – 8616 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 9.625 in
DIÁMETRO INTERNO 8.681 in
PESO TUBULAR 47 lbm/ft
GRADO CASING N-80
TABLA 5.42: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 9 5/8”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
GRÁFICO 5.14: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 12 ¼” CEMENTADA (3D)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
92
RECOMENDACIONES DE TRABAJO 5.6.5.3.4
Fluid 1: Water based spacer
Dual Spacer
Density: 12 [lbm/gal]
Volume: 60 [bbl]
Fluid 2: Water based spacer
Mud Flush III
Density: 8.4 [lbm/gal]
Volume: 20 [bbl]
Fluid 3: Econocem A
Standard – Class A
Density: 13.5 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.65 ft3/sk
Total Mixing Fluid: 8.55 Gal/sk
Top of Fluid: 4893 ft
Calculated Fill: 2723 ft
Volume: 194 bbl
Calculated Sacks: 650 sks
Proposed Sacks: 660 sks
Fluid 4: Halcem A
Standard – Class A
Density: 15.8 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.13 ft3/sk
Total Mixing Fluid: 4.73 Gal/sk
Top of Fluid: 7616 ft
Calculated Fill: 1000 ft
Volume: 84 bbl
Calculated Sacks: 407 sks
Proposed Sacks: 420 sks
93
Fluid 5: Water
Water
Density: 8.40 [lbm/gal]
Volume: 10 [bbl]
Fluid 6: Mud
Water
Density: 10.4 [lbm/gal]
Volume: 615 [bbl]
TABLA 5.43: RECOMENDACIONES DE TRABAJO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.6.5.3.5
POSICIONES DE FLUIDOS:
95
5.6.5.4 LINER DE PRODUCCIÓN 7”
OBJETIVO 5.6.5.4.1
Proporcionar aislamiento zonal a T inferior y areniscas M1.
EXPERIENCIA DE CAMPO 5.6.5.4.2
TABLA 5.44: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
96
INFORMACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.4.3
LINER DE PRODUCCIÓN 7 “
GEOMETRÍA DEL POZO
CASING 9 5/8"
CASING 9 5/8" 0 – 8619 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 9.625 in
DIÁMETRO INTERNO 8.681 in
PESO TUBULAR 47 lbm/ft
GRADO CASING N-80
TABLA 5.45: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 9 5/8”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
DP 5"
DP 5" 0 – 7423 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 5.000 in
DIÁMETRO INTERNO 4.276 in
PESO TUBULAR 19.50 lbm/ft
GRADO CASING S-135
TABLA 5.46: GEOMETRÍA DEL POZO, DP 5””
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
97
HWDP 5"
HWDP 5" 7423 – 8376 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 5.000 in
DIÁMETRO INTERNO 3.00 in
PESO TUBULAR 49.7 lbm/ft
GRADO CASING S-135
TABLA 5.47: GEOMETRÍA DEL POZO, HWDP 5””
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
LINER 7"
LINER 7" 8376 – 10238 ft (MD)
DIÁMETRO EXTERNO 7.000 in
DIÁMETRO INTERNO 6.276 in
PESO TUBULAR 26 lbm/ft
GRADO CASING N-80
TABLA 5.48: GEOMETRÍA DEL POZO, LINER 7”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
HUECO ABIERTO
HUECO ABIERTO 8619 – 10238 ft (MD)
DIÁMETRO DE LA BROCA 8.5 in
DIÁMETRO DEL CALIPER 10.0 in
EXCESO DE TRABAJO 20 %
DIÁMETRO EQUIVALENTE 10.49 in
TABLA 5.49: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO ABIERTO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
98
GRÁFICO 5.16: GRÁFICO DE POZO CEMENTADO (3D)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
RECOMENDACIONES DE TRABAJO 5.6.5.4.4
Fluid 1: Water based spacer
Mud Flush III
Density: 8.4 [lbm/gal]
Volume: 10 [bbl]
99
Fluid 2: Water based spacer
Water based spacer
MCA@ 12%
Density: 8.7 [lbm/gal]
Volume: 15 [bbl]
Fluid 3: Water based spacer
Mud Flush III
Density: 8.4 [lbm/gal]
Volume: 10 [bbl]
Fluid 4: Water based spacer
Tuned Spacer III
Density: 11.5 [lbm/gal]
Volume: 70 [bbl]
Fluid 5: Water based spacer
Mud Flush III
Density: 8.4 [lbm/gal]
Volume: 10 [bbl]
Fluid 6: Water based spacer
Mud Flush III
Density: 13 [lbm/gal]
Volume: 20 [bbl]
Fluid 7: Lead Cement – VersaCem
Premium - Class G Dyckerhoff
Density: 15.8 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.16 ft3/sk
Total Mixing Fluid: 5.17 Gal/sk
Top of Fluid: 8416 ft
Calculated Fill: 243 ft
Volume: 20 bbl
Calculated Sacks: 97 sks
Proposed Sacks: 100 Sks
100
Fluid 10: Mud
Mud
Density: 10.3 [lbm/gal]
Volume: 140 [bbl]
TABLA 5.50: RECOMENDACIONES DE TRABAJO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
Fluid 8: Tail Cement – ExpandaCem GS
Premium - Class G Dyckerhoff
Density: 16.50 [lbm/gal]
Slurry Yield: 1.13 ft3/sk
Total Mixing Fluid: 4.67 Gal/sk
Top of Fluid: 8619 ft
Calculated Fill: 1619 ft
Volume: 64 bbl
Calculated Sacks: 318 sks
Proposed Sacks: 325 S
Fluid 9:Displacement
Water
Density: 8.40 [lbm/gal]
Volume: 68 [bbl]
101
PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.6.5.4.5
POSICIONES DE FLUIDOS
GRÁFICO 5.17: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
102
5.7 PERFORACIÓN DEL POZO FANNY APLICANDO LA TECNOLOGÍA
SLIM HOLE
5.7.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL
El presente plan direccional del pozo Fanny 18b-167 fue diseñado para la aplicación de la
tecnología SLIM HOLE
EL PLAN DIRECCIONAL SE RESUME:
5.7.1.1 SECCIÓN DE 12 ¼”
(0’ - 8503,07 ’ MD)
En esta sección se inició la perforación vertical hasta 1000 pies donde se define el KOP, el
objetivo principal de esta sección es levantar la inclinación hasta 37° y 40.25 ° de Azm con
DLS de 1.5 ° / 100 ft-, posterior a esto se mantiene la inclinación y dirección hasta alcanzar
el punto de asentamiento del revestidor de 9 5/8"@7310,63 ft (TVD); 8503,07 ft (MD).
5.7.1.2 SECCIÓN DE 8 ½”
(8503,07’- 10.306,86’ MD)
En esta sección el objetivo general es mantener la inclinación y dirección hasta 7690 ft
(TVD), 8979 ft (MD), (formación Zona M1), con DLS de 1,0 ° / 100’. Hasta llegar al
objetivo: Arenisca U Inferior @ 9,880.39 'MD. Se continua bajando hasta la profundidad
total 10.306,86 @ 'MD / 8,830.68' TVD, punto de asentamiento de liner de 7 “
103
5.7.1.3 PROGRAMA DIRECCIONAL
GRÁFICO 5.18: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
TVD (ft)
N.Offset (ft)
Project:TARAPOA
Site: FANNY 150 PAD
Well: FANNY 18B 167
Wellbore: FANNY 18B 167
PLAN FANNY 18B 167
-1800
FANNY 18B 167
GLE: 749.29 ft
RT: 31.34 ft
RKB: 780.63 ft
40.3°
40.3°
0 2000
0.0° KOP @ 1000' MD / TVD
1800
40.3° 0
FANNY 18B - 167
37.2° EOB @ 3480' MD / 3309' TVD
3600
Orteguaza Shale Top
-2000
-2000 0 2000 4000
E.Offset (ft)(Scale:2000ft/inch)
Orteguaza Sandstone Top
Orteguaza Sandstone Base
5400
Tiyuyacu Formation
Upper Tiyuyacu Congl. Top
Upper Tiyuyacu Congl. Base
Lower Tiyuyacu Chert Top
Lower Tiyuyacu Chert Base
7200
Tena Formation.
Basal Tena ss
M-1 Coal
M-1 Sandstone
M-1 SS Base
M-1 LS
37.20° Csg 9 5/8" @ 8503' MD / 7311' TVD
37.2° DOP @ 8979' MD / 7690' TVD
9000
Casing Point Information:
Name MD Inc TVD
True
Grid
Grid Convergence: 0.00°
M2-LS
M2-SS
A-LS
Upper U SS
Mid U Marker
Lower U Zone
B-Ls
B-LS Zone
Upper T SS
Lower T SS
Lower T SS MKR
28.2°
23.9° TD @ 10307' MD / 8831' TVD
Liner 7" @ 10307' MD
10800
(feet) (°) (feet)
9 5/8 in 8503.07 37.20 7310.63
7 in 10306.80 23.92 8830.61
Mag
Mag Declination: -4.34°
Bearing:
True = Mag - 4.34°
Grid = True - 0.00°
-1800 0 1800 3600 5400 7200 9000 10800
VS (ft)(Bearing:40.26° Scale:1800ft/inch)
Field: TARAPOA
Map Unit: Metres Vertical Reference Datum (VRD): Mean Sea Level
Projected Coordinate System: PSAD56 / UTM zone 18S
Slot: FANNY 18B-167
Position:
Offset is from Site centre
+N/-S: -95.27ft Northing: 9977201.79m Latitude: 0°-12'22.3"
+E/-W: 49.01ft Easting: 351180.38m Longitude: -76°20'14.1"
Elevation Above VRD: 749.29ft
Well: FANNY 18B-167
Type: Main-Well
File Number:
Plan Point Information:
DogLeg Severity Unit: °/100.00ft Position offsets from Slot centre
MD Inc Az TVD +N/-S +E/-W Northing Easting VSec DLS
(feet) (°) (°) (feet) (feet) (feet) (m) (m) (feet) (DLSU)
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 9977201.79 351180.38 0.00 0.00
1000.00 0.00 0.00 1000.00 0.00 0.00 9977201.79 351180.38 0.00 0.00
3479.72 37.20 40.26 3309.17 593.01 502.11 9977382.54 351333.43 777.03 1.50
8978.83 37.20 40.26 7689.61 3130.16 2650.34 9978155.86 351988.21 4101.48 0.00
9880.40 28.18 40.26 8447.61 3501.37 2964.65 9978269.00 352084.01 4587.88 1.00
10306.80 23.92 40.26 8830.61 3644.23 3085.62 9978312.55 352120.88 4775.08 1.00
Formation Point Information:
Name TVD TVDss MD
(feet) (feet) (feet)
Orteguaza Shale Top 4753.63 -3973.00 5293.06
Orteguaza Sandstone Top 4923.63 -4143.00 5506.48
Orteguaza Sandstone Base 5131.63 -4351.00 5767.59
Tiyuyacu Formation 5648.63 -4868.00 6416.63
Upper Tiyuyacu Congl. Top 5811.63 -5031.00 6621.25
Upper Tiyuyacu Congl. Base 5894.63 -5114.00 6725.45
Lower Tiyuyacu Chert Top 6817.63 -6037.00 7884.16
Lower Tiyuyacu Chert Base 6949.63 -6169.00 8049.87
Tena Formation. 7300.63 -6520.00 8490.51
Basal Tena ss 7677.63 -6897.00 8963.79 Plan Folder: P1 Plan: Plan Fanny 18B 167 v.1
Vertical Section: Position offset of origin from Slot centre:
+N/-S: 0.00ft Azimuth: 40.16°
M-1 Coal 7692.63 -6912.00
REALIZED BY: DAMIÁN PÉREZ M-1 Sandstone 7700.63 -6920.00
M-1 SS Base 7750.63 -6970.00
8982.62
8992.65
9055.05 +E/-W: 0.00ft
Magnetic Parameters: M-1 LS 7998.63 -7218.00
M2-LS 8206.63 -7426.00 9357.55
9603.32
Model: Field Strength: Declination: Dip: Date: M2-SS 8241.63 -7461.00 9644.04 BGGM 29036(nT) -4.34° 21.45° 2013-11-18 A-LS 8342.63 -7562.00 9760.62
REALIZED BY: DAMIÁN PÉREZ Upper U SS 8388.63 -7608.00 9813.28
Mid U Marker 8430.63 -7650.00 9861.12
Lower U Zone 8442.63 -7662.00 9874.75
B-LS Zone 8586.63 -7806.00 10036.99
Created by: J. Mckee B-Ls 8592.63 -7812.00 10043.70
Reviewed by: D. Moscoso Date: Upper T SS 8647.63 -7867.00 10105.01
Reviewed by: A. Ortega Date: Lower T SS 8697.63 -7917.00 10160.48
Approved by: V. Carrera Date: Lower T SS MKR 8715.63 -7935.00 10180.39
© 2015 Weatherford. All Rights Reserved.
104
5.7.1.4 PLAN DIRECCIONAL
TOPES FORMACIONALES
Nombre MD TVD
(ft) (ft)
Orteguaza Shale Top 5293,06 4753,63
Orteguaza Sandstone Top 5506,48 4923,63
Orteguaza Sandstone Base 5767,59 5131,63
Tiyuyacu Formation 6416,63 5648,63
Upper Tiyuyacu Congl. Top 6621,25 5811,63
Upper Tiyuyacu Congl. Base 6725,45 5894,63
Lower Tiyuyacu Chert Top 7884,16 6817,63
Lower Tiyuyacu Chert Base 8049,87 6949,63
Tena Formation. 8490,51 7300,63
Basal Tena ss 8963,79 7677,63
M-1 Coal 8982,62 7692,63
M-1 Sandstone 8992,65 7700,63
M-1 SS Base 9055,05 7750,63
M-1 LS 9357,55 7998,63
M2-LS 9603,32 8206,63
M2-SS 9644,04 8241,63
A-LS 9760,62 8342,63
Upper U SS 9813,28 8388,63
Mid U Marker 9861,12 8430,63
Lower U Zone 9874,75 8442,63
B-LS Zone 10036,99 8586,63
B-Ls 10043,7 8592,63
Upper T SS 10105,01 8647,63
Lower T SS 10160,48 8697,63
Lower T SS MKR 10180,39 8715,63
TABLA 5.51: TOPES FORMACIONALES
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
Puntos de Casing:
CASING MD Inc TVD
(ft) (°) (ft)
9 5/8 in 8503,07 37,2 7310,63
7 in 10306,8 23,92 8830,61
TABLA 5.52: PUNTOS DE ASENTAMIENTO DE CASING (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
105
TABLA 5.53: PUNTOS ESPECÍFICOS (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
Puntos Específicos
Comment
MD Inc Az TVD TVDss N.Offset E.Offset Northing Easting Latitude Longitude DLS T.Face B.Rate T.Rate VS
(ft) (°) (°) (ft) (ft) (ft) (ft) (m) (m) (° ' '') (° ' '') (°/100 ft) (°) (°/100 ft) (°/100 ft) (ft)
0 0 0 0 780,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
KOP @ 1000' MD / TVD 1000 0 0 1000 -219,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
EOB @ 3480' MD / 3309' TVD 3479,72 37,2 40,25 3309,17 -2528,54 593,01 502,11 9977382,54 351333,43 0°-12'16.45" -76°20'9.11" 1,5 40,26 1,5 0 777,03
DOP @ 8979' MD / 7690' TVD 8978,83 37,2 40,25 7689,61 -6908,98 3130,16 2650,34 9978155,86 351988,21 0°-11'51.27" -76°19'47.93" 0 0 0 0 4101,49
9880,4 28,18 40,25 8447,61 -7666,98 3501,37 2964,65 9978269 352084,01 0°-11'47.59" -76°19'44.83" 1 180 -1 0 4587,89
TD @ 10307' MD / 8831' TVD 10306,8 23,92 40,25 8830,61 -8049,98 3644,23 3085,62 9978312,55 352120,88 0°-11'46.17" -76°19'43.64" 1 180 -1 0 4775,09
106
PLAN DIRECCIONAL
Comentario MD Inc Az TVD TVDss N.Offset E.Offset Northing Easting Latitude Longitude DLS T.Face B.Rate T.Rate VS
(ft) (°) (°) (ft) (ft) (ft) (ft) (m) (m) (° ' '') (° ' '') (°/100 ft) (°) (°/100 ft) (°/100 ft) (ft)
0 0 0 0 780,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
100 0 0 100 680,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
200 0 0 200 580,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
300 0 0 300 480,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
400 0 0 400 380,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
500 0 0 500 280,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
600 0 0 600 180,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
700 0 0 700 80,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
800 0 0 800 -19,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
900 0 0 900 -119,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
KOP @ 1000' MD / TVD 1000 0 0 1000 -219,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0
1100 1,5 40,25 1099,99 -319,36 1 0,85 9977202,09 351180,64 0°-12'22.32" -76°20'14.05" 1,5 40,25 1,5 0 1,31
1200 3 40,26 1199,91 -419,28 4 3,38 9977203,01 351181,41 0°-12'22.29" -76°20'14.02" 1,5 0 1,5 0 5,23
1300 4,5 40,25 1299,69 -519,06 8,99 7,61 9977204,53 351182,7 0°-12'22.24" -76°20'13.98" 1,5 0 1,5 0 11,77
1400 6 40,26 1399,27 -618,64 15,97 13,52 9977206,66 351184,5 0°-12'22.18" -76°20'13.92" 1,5 0 1,5 0 20,92
1500 7,5 40,26 1498,57 -717,94 24,94 21,12 9977209,39 351186,82 0°-12'22.09" -76°20'13.85" 1,5 0 1,5 0 32,68
1600 9 40,25 1597,54 -816,91 35,89 30,39 9977212,73 351189,64 0°-12'21.98" -76°20'13.76" 1,5 0 1,5 0 47,03
1700 10,5 40,25 1696,09 -915,46 48,81 41,33 9977216,67 351192,98 0°-12'21.85" -76°20'13.65" 1,5 0 1,5 0 63,96
1800 12 40,26 1794,16 -1013,53 63,7 53,94 9977221,2 351196,82 0°-12'21.70" -76°20'13.53" 1,5 0 1,5 0 83,47
1900 13,5 40,26 1891,7 -1111,07 80,55 68,2 9977226,34 351201,17 0°-12'21.53" -76°20'13.38" 1,5 0 1,5 0 105,54
107
2000 15 40,25 1988,62 -1207,99 99,33 84,1 9977232,06 351206,02 0°-12'21.35" -76°20'13.23" 1,5 0 1,5 0 130,15
2100 16,5 40,25 2084,86 -1304,23 120,05 101,64 9977238,38 351211,36 0°-12'21.14" -76°20'13.05" 1,5 0 1,5 0 157,3
2200 18 40,25 2180,36 -1399,73 142,68 120,81 9977245,28 351217,2 0°-12'20.92" -76°20'12.87" 1,5 0 1,5 0 186,95
2300 19,5 40,25 2275,05 -1494,42 167,21 141,58 9977252,75 351223,53 0°-12'20.67" -76°20'12.66" 1,5 0 1,5 0 219,09
2400 21 40,25 2368,86 -1588,23 193,62 163,94 9977260,8 351230,35 0°-12'20.41" -76°20'12.44" 1,5 0 1,5 0 253,71
2500 22,5 40,26 2461,74 -1681,11 221,9 187,89 9977269,42 351237,65 0°-12'20.13" -76°20'12.20" 1,5 0 1,5 0 290,76
2600 24 40,25 2553,62 -1772,99 252,03 213,39 9977278,61 351245,42 0°-12'19.83" -76°20'11.95" 1,5 0 1,5 0 330,23
2700 25,5 40,25 2644,43 -1863,8 283,98 240,45 9977288,34 351253,67 0°-12'19.52" -76°20'11.69" 1,5 0 1,5 0 372,1
2800 27 40,26 2734,12 -1953,49 317,73 269,03 9977298,63 351262,38 0°-12'19.18" -76°20'11.40" 1,5 0 1,5 0 416,33
2900 28,5 40,25 2822,61 -2041,98 353,26 299,11 9977309,46 351271,55 0°-12'18.83" -76°20'11.11" 1,5 0 1,5 0 462,89
3000 30 40,25 2909,86 -2129,23 390,55 330,69 9977320,83 351281,18 0°-12'18.46" -76°20'10.80" 1,5 0 1,5 0 511,75
3100 31,5 40,25 2995,8 -2215,17 429,57 363,73 9977332,72 351291,25 0°-12'18.07" -76°20'10.47" 1,5 0 1,5 0 562,88
3200 33 40,26 3080,37 -2299,74 470,3 398,21 9977345,13 351301,76 0°-12'17.67" -76°20'10.13" 1,5 0 1,5 0 616,24
3300 34,5 40,25 3163,51 -2382,88 512,7 434,11 9977358,06 351312,7 0°-12'17.25" -76°20'9.78" 1,5 0 1,5 0 671,79
3400 36 40,25 3245,17 -2464,54 556,74 471,4 9977371,48 351324,06 0°-12'16.81" -76°20'9.41" 1,5 0 1,5 0 729,51
EOB @ 3480' MD / 3309' TVD 3479,72 37,2 40,25 3309,17 -2528,54 593,01 502,11 9977382,54 351333,43 0°-12'16.45" -76°20'9.11" 1,5 0 1,5 0 777,03
3500 37,2 40,25 3325,33 -2544,7 602,37 510,03 9977385,39 351335,84 0°-12'16.36" -76°20'9.03" 0 0 0 0 789,29
3600 37,2 40,25 3404,98 -2624,35 648,51 549,1 9977399,45 351347,75 0°-12'15.90" -76°20'8.64" 0 0 0 0 849,75
3700 37,2 40,25 3484,64 -2704,01 694,65 588,16 9977413,52 351359,65 0°-12'15.44" -76°20'8.26" 0 0 0 0 910,2
3800 37,2 40,25 3564,3 -2783,67 740,78 627,23 9977427,58 351371,56 0°-12'14.98" -76°20'7.87" 0 0 0 0 970,66
3900 37,2 40,25 3643,96 -2863,33 786,92 666,29 9977441,64 351383,47 0°-12'14.52" -76°20'7.49" 0 0 0 0 1031,11
4000 37,2 40,25 3723,61 -2942,98 833,06 705,36 9977455,7 351395,38 0°-12'14.07" -76°20'7.10" 0 0 0 0 1091,57
4100 37,2 40,25 3803,27 -3022,64 879,19 744,42 9977469,77 351407,28 0°-12'13.61" -76°20'6.72" 0 0 0 0 1152,02
108
4200 37,2 40,25 3882,93 -3102,3 925,33 783,49 9977483,83 351419,19 0°-12'13.15" -76°20'6.33" 0 0 0 0 1212,47
4300 37,2 40,25 3962,59 -3181,96 971,47 822,55 9977497,89 351431,1 0°-12'12.69" -76°20'5.95" 0 0 0 0 1272,93
4400 37,2 40,25 4042,24 -3261,61 1017,61 861,62 9977511,95 351443 0°-12'12.23" -76°20'5.56" 0 0 0 0 1333,38
4500 37,2 40,25 4121,9 -3341,27 1063,74 900,68 9977526,02 351454,91 0°-12'11.78" -76°20'5.18" 0 0 0 0 1393,84
4600 37,2 40,25 4201,56 -3420,93 1109,88 939,75 9977540,08 351466,82 0°-12'11.32" -76°20'4.79" 0 0 0 0 1454,29
4700 37,2 40,25 4281,21 -3500,58 1156,02 978,81 9977554,14 351478,73 0°-12'10.86" -76°20'4.41" 0 0 0 0 1514,75
4800 37,2 40,25 4360,87 -3580,24 1202,16 1017,88 9977568,2 351490,63 0°-12'10.40" -76°20'4.02" 0 0 0 0 1575,2
4900 37,2 40,25 4440,53 -3659,9 1248,29 1056,95 9977582,27 351502,54 0°-12'9.95" -76°20'3.64" 0 0 0 0 1635,66
5000 37,2 40,25 4520,19 -3739,56 1294,43 1096,01 9977596,33 351514,45 0°-12'9.49" -76°20'3.25" 0 0 0 0 1696,11
5100 37,2 40,25 4599,84 -3819,21 1340,57 1135,08 9977610,39 351526,35 0°-12'9.03" -76°20'2.87" 0 0 0 0 1756,56
5200 37,2 40,25 4679,5 -3898,87 1386,7 1174,14 9977624,46 351538,26 0°-12'8.57" -76°20'2.48" 0 0 0 0 1817,02
Orteguaza Shale Top : 5293,06 37,2 40,25 4753,63 -3973 1429,64 1210,49 9977637,54 351549,34 0°-12'8.15" -76°20'2.12" 0 0 0 0 1873,28
5300 37,2 40,25 4759,16 -3978,53 1432,84 1213,21 9977638,52 351550,17 0°-12'8.11" -76°20'2.10" 0 0 0 0 1877,47
5400 37,2 40,25 4838,81 -4058,18 1478,98 1252,27 9977652,58 351562,07 0°-12'7.66" -76°20'1.71" 0 0 0 0 1937,93
5500 37,2 40,25 4918,47 -4137,84 1525,12 1291,34 9977666,64 351573,98 0°-12'7.20" -76°20'1.33" 0 0 0 0 1998,38
Orteguaza Sandstone Top : 5506,48 37,2 40,25 4923,63 -4143 1528,1 1293,86 9977667,55 351574,75 0°-12'7.17" -76°20'1.30" 0 0 0 0 2002,3
5600 37,2 40,25 4998,13 -4217,5 1571,25 1330,4 9977680,71 351585,89 0°-12'6.74" -76°20'0.94" 0 0 0 0 2058,84
5700 37,2 40,25 5077,79 -4297,16 1617,39 1369,47 9977694,77 351597,8 0°-12'6.28" -76°20'0.56" 0 0 0 0 2119,29
Orteguaza Sandstone Base : 5767,59 37,2 40,25 5131,63 -4351 1648,58 1395,87 9977704,27 351605,84 0°-12'5.97" -76°20'0.30" 0 0 0 0 2160,15
5800 37,2 40,25 5157,44 -4376,81 1663,53 1408,53 9977708,83 351609,7 0°-12'5.82" -76°20'0.17" 0 0 0 0 2179,74
5900 37,2 40,25 5237,1 -4456,47 1709,67 1447,6 9977722,89 351621,61 0°-12'5.37" -76°19'59.79" 0 0 0 0 2240,2
6000 37,2 40,25 5316,76 -4536,13 1755,8 1486,66 9977736,96 351633,52 0°-12'4.91" -76°19'59.40" 0 0 0 0 2300,65
6100 37,2 40,25 5396,42 -4615,79 1801,94 1525,73 9977751,02 351645,42 0°-12'4.45" -76°19'59.02" 0 0 0 0 2361,11
109
6200 37,2 40,25 5476,07 -4695,44 1848,08 1564,79 9977765,08 351657,33 0°-12'3.99" -76°19'58.63" 0 0 0 0 2421,56
6300 37,2 40,25 5555,73 -4775,1 1894,22 1603,86 9977779,14 351669,24 0°-12'3.54" -76°19'58.24" 0 0 0 0 2482,02
6400 37,2 40,25 5635,39 -4854,76 1940,35 1642,92 9977793,21 351681,14 0°-12'3.08" -76°19'57.86" 0 0 0 0 2542,47
Tiyuyacu Formation : 6416,63 37,2 40,25 5648,63 -4868 1948,02 1649,42 9977795,55 351683,12 0°-12'3.00" -76°19'57.80" 0 0 0 0 2552,52
6500 37,2 40,25 5715,04 -4934,41 1986,49 1681,99 9977807,27 351693,05 0°-12'2.62" -76°19'57.47" 0 0 0 0 2602,92
6600 37,2 40,25 5794,7 -5014,07 2032,63 1721,05 9977821,33 351704,96 0°-12'2.16" -76°19'57.09" 0 0 0 0 2663,38
Upper Tiyuyacu Congl. Top : 6621,25 37,2 40,25 5811,63 -5031 2042,43 1729,35 9977824,32 351707,49 0°-12'2.06" -76°19'57.01" 0 0 0 0 2676,23
6700 37,2 40,25 5874,36 -5093,73 2078,76 1760,12 9977835,4 351716,87 0°-12'1.70" -76°19'56.70" 0 0 0 0 2723,83
Upper Tiyuyacu Congl. Base : 6725,45 37,2 40,25 5894,63 -5114 2090,51 1770,06 9977838,97 351719,9 0°-12'1.59" -76°19'56.61" 0 0 0 0 2739,22
6800 37,2 40,25 5954,02 -5173,39 2124,9 1799,18 9977849,46 351728,77 0°-12'1.25" -76°19'56.32" 0 0 0 0 2784,29
6900 37,2 40,25 6033,67 -5253,04 2171,04 1838,25 9977863,52 351740,68 0°-12'0.79" -76°19'55.93" 0 0 0 0 2844,74
7000 37,2 40,25 6113,33 -5332,7 2217,18 1877,31 9977877,58 351752,59 0°-12'0.33" -76°19'55.55" 0 0 0 0 2905,2
7100 37,2 40,25 6192,99 -5412,36 2263,31 1916,38 9977891,65 351764,49 0°-11'59.87" -76°19'55.16" 0 0 0 0 2965,65
7200 37,2 40,25 6272,64 -5492,01 2309,45 1955,44 9977905,71 351776,4 0°-11'59.41" -76°19'54.78" 0 0 0 0 3026,11
7300 37,2 40,25 6352,3 -5571,67 2355,59 1994,51 9977919,77 351788,31 0°-11'58.96" -76°19'54.39" 0 0 0 0 3086,56
7400 37,2 40,25 6431,96 -5651,33 2401,73 2033,57 9977933,83 351800,21 0°-11'58.50" -76°19'54.01" 0 0 0 0 3147,01
7500 37,2 40,25 6511,62 -5730,99 2447,86 2072,64 9977947,9 351812,12 0°-11'58.04" -76°19'53.62" 0 0 0 0 3207,47
7600 37,2 40,25 6591,27 -5810,64 2494 2111,7 9977961,96 351824,03 0°-11'57.58" -76°19'53.24" 0 0 0 0 3267,92
7700 37,2 40,25 6670,93 -5890,3 2540,14 2150,77 9977976,02 351835,94 0°-11'57.13" -76°19'52.85" 0 0 0 0 3328,38
7800 37,2 40,25 6750,59 -5969,96 2586,28 2189,83 9977990,08 351847,84 0°-11'56.67" -76°19'52.47" 0 0 0 0 3388,83
Lower Tiyuyacu Chert Top : 7884,16 37,2 40,25 6817,63 -6037 2625,11 2222,71 9978001,92 351857,86 0°-11'56.28" -76°19'52.14" 0 0 0 0 3439,71
7900 37,2 40,25 6830,24 -6049,61 2632,41 2228,9 9978004,15 351859,75 0°-11'56.21" -76°19'52.08" 0 0 0 0 3449,29
8000 37,2 40,25 6909,9 -6129,27 2678,55 2267,96 9978018,21 351871,66 0°-11'55.75" -76°19'51.70" 0 0 0 0 3509,74
110
Lower Tiyuyacu Chert Base : 8049,87 37,2 40,25 6949,63 -6169 2701,56 2287,44 9978025,22 351877,6 0°-11'55.52" -76°19'51.51" 0 0 0 0 3539,89
8100 37,2 40,25 6989,56 -6208,93 2724,69 2307,03 9978032,27 351883,56 0°-11'55.29" -76°19'51.31" 0 0 0 0 3570,19
8200 37,2 40,25 7069,22 -6288,59 2770,82 2346,09 9978046,33 351895,47 0°-11'54.84" -76°19'50.93" 0 0 0 0 3630,65
8300 37,2 40,25 7148,87 -6368,24 2816,96 2385,16 9978060,4 351907,38 0°-11'54.38" -76°19'50.54" 0 0 0 0 3691,1
8400 37,2 40,25 7228,53 -6447,9 2863,1 2424,22 9978074,46 351919,28 0°-11'53.92" -76°19'50.16" 0 0 0 0 3751,56
Tena Formation. : 8490,51 37,2 40,25 7300,63 -6520 2904,86 2459,58 9978087,19 351930,06 0°-11'53.51" -76°19'49.81" 0 0 0 0 3806,28
8500 37,2 40,25 7308,19 -6527,56 2909,24 2463,29 9978088,52 351931,19 0°-11'53.46" -76°19'49.77" 0 0 0 0 3812,01
PUNTO CASING 9 5/8 in 8503,07 37,2 40,25 7310,63 -6530 2910,65 2464,48 9978088,95 351931,56 0°-11'53.45" -76°19'49.76" 0 0 0 0 3813,87
8600 37,2 40,25 7387,85 -6607,22 2955,37 2502,35 9978102,59 351943,1 0°-11'53.00" -76°19'49.39" 0 0 0 0 3872,47
8700 37,2 40,25 7467,5 -6686,87 3001,51 2541,42 9978116,65 351955,01 0°-11'52.55" -76°19'49.00" 0 0 0 0 3932,92
8800 37,2 40,25 7547,16 -6766,53 3047,65 2580,48 9978130,71 351966,91 0°-11'52.09" -76°19'48.62" 0 0 0 0 3993,37
8900 37,2 40,25 7626,82 -6846,19 3093,79 2619,55 9978144,77 351978,82 0°-11'51.63" -76°19'48.23" 0 0 0 0 4053,83
Basal Tena ss : 8963,79 37,2 40,25 7677,63 -6897 3123,22 2644,47 9978153,74 351986,42 0°-11'51.34" -76°19'47.99" 0 0 0 0 4092,39
DOP @ 8979' MD / 7690' TVD 8978,83 37,2 40,25 7689,61 -6908,98 3130,16 2650,34 9978155,86 351988,21 0°-11'51.27" -76°19'47.93" 0 0 0 0 4101,49
M-1 Coal : 8982,62 37,16 40,26 7692,63 -6912 3131,9 2651,82 9978156,39 351988,66 0°-11'51.25" -76°19'47.91" 1 180 -1 0 4103,78
M-1 Sandstone : 8992,65 37,06 40,26 7700,63 -6920 3136,52 2655,73 9978157,8 351989,85 0°-11'51.21" -76°19'47.87" 1 180 -1 0 4109,83
9000 36,98 40,26 7706,5 -6925,87 3139,9 2658,59 9978158,83 351990,72 0°-11'51.17" -76°19'47.85" 1 180 -1 0 4114,25
M-1 SS Base : 9055,05 36,43 40,26 7750,63 -6970 3165,01 2679,85 9978166,48 351997,2 0°-11'50.92" -76°19'47.64" 1 180 -1 0 4147,16
9100 35,98 40,26 7786,9 -7006,27 3185,28 2697,01 9978172,66 352002,43 0°-11'50.72" -76°19'47.47" 1 180 -1 0 4173,71
9200 34,98 40,26 7868,33 -7087,7 3229,58 2734,52 9978186,16 352013,86 0°-11'50.28" -76°19'47.10" 1 180 -1 0 4231,76
9300 33,98 40,26 7950,75 -7170,12 3272,79 2771,11 9978199,33 352025,02 0°-11'49.85" -76°19'46.74" 1 180 -1 0 4288,38
M-1 LS : 9357,55 33,41 40,26 7998,63 -7218 3297,15 2791,74 9978206,76 352031,3 0°-11'49.61" -76°19'46.53" 1 180 -1 0 4320,3
9400 32,98 40,25 8034,16 -7253,53 3314,89 2806,76 9978212,17 352035,88 0°-11'49.44" -76°19'46.39" 1 180 -1 0 4343,55
111
9500 31,98 40,25 8118,51 -7337,88 3355,88 2841,46 9978224,66 352046,46 0°-11'49.03" -76°19'46.04" 1 180 -1 0 4397,25
9600 30,98 40,25 8203,79 -7423,16 3395,73 2875,21 9978236,81 352056,75 0°-11'48.63" -76°19'45.71" 1 180 -1 0 4449,48
M2-LS : 9603,32 30,95 40,25 8206,63 -7426 3397,04 2876,31 9978237,2 352057,08 0°-11'48.62" -76°19'45.70" 1 180 -1 0 4451,18
M2-SS : 9644,04 30,54 40,25 8241,63 -7461 3412,93 2889,77 9978242,05 352061,18 0°-11'48.46" -76°19'45.57" 1 180 -1 0 4472,01
9700 29,98 40,25 8289,96 -7509,33 3434,45 2907,99 9978248,61 352066,74 0°-11'48.25" -76°19'45.39" 1 180 -1 0 4500,21
A-LS : 9760,62 29,38 40,25 8342,63 -7562 3457,36 2927,39 9978255,59 352072,65 0°-11'48.02" -76°19'45.20" 1 180 -1 0 4530,23
9800 28,98 40,25 8377,01 -7596,38 3472,01 2939,8 9978260,06 352076,43 0°-11'47.88" -76°19'45.07" 1 180 -1 0 4549,42
Upper U SS : 9813,28 28,85 40,25 8388,63 -7608 3476,91 2943,94 9978261,55 352077,7 0°-11'47.83" -76°19'45.03" 1 180 -1 0 4555,84
Mid U Marker : 9861,12 28,37 40,25 8430,63 -7650 3494,4 2958,75 9978266,88 352082,21 0°-11'47.66" -76°19'44.89" 1 180 -1 0 4578,75
Lower U Zone : 9874,75 28,24 40,25 8442,63 -7662 3499,33 2962,92 9978268,38 352083,48 0°-11'47.61" -76°19'44.85" 1 180 -1 0 4585,22
9880,4 28,18 40,25 8447,61 -7666,98 3501,37 2964,65 9978269 352084,01 0°-11'47.59" -76°19'44.83" 1 180 -1 0 4587,89
9900 27,98 40,26 8464,9 -7684,27 3508,41 2970,61 9978271,15 352085,82 0°-11'47.52" -76°19'44.77" 1 180 -1 0 4597,12
10000 26,98 40,25 8553,62 -7772,99 3543,63 3000,43 9978281,89 352094,91 0°-11'47.17" -76°19'44.48" 1 180 -1 0 4643,26
B-LS Zone : 10036,99 26,61 40,26 8586,63 -7806 3556,35 3011,21 9978285,76 352098,2 0°-11'47.04" -76°19'44.37" 1 180 -1 0 4659,94
B-Ls : 10043,7 26,55 40,25 8592,63 -7812 3558,65 3013,15 9978286,46 352098,79 0°-11'47.02" -76°19'44.35" 1 180 -1 0 4662,94
10100 25,98 40,25 8643,12 -7862,49 3577,66 3029,25 9978292,26 352103,7 0°-11'46.83" -76°19'44.19" 1 180 -1 0 4687,86
Upper T SS : 10105,01 25,93 40,25 8647,63 -7867 3579,34 3030,67 9978292,77 352104,13 0°-11'46.81" -76°19'44.18" 1 180 -1 0 4690,05
Lower T SS : 10160,48 25,38 40,25 8697,63 -7917 3597,67 3046,19 9978298,36 352108,86 0°-11'46.63" -76°19'44.02" 1 180 -1 0 4714,07
Lower T SS MKR : 10180,39 25,18 40,25 8715,63 -7935 3604,15 3051,68 9978300,33 352110,53 0°-11'46.57" -76°19'43.97" 1 180 -1 0 4722,57
10200 24,98 40,25 8733,39 -7952,76 3610,5 3057,05 9978302,27 352112,17 0°-11'46.50" -76°19'43.92" 1 180 -1 0 4730,88
10300 23,98 40,26 8824,4 -8043,77 3642,13 3083,83 9978311,91 352120,33 0°-11'46.19" -76°19'43.65" 1 180 -1 0 4772,33
TD @ 10307' MD / 8831' TVD 10306,8 23,92 40,25 8830,61 -8049,98 3644,23 3085,62 9978312,55 352120,88 0°-11'46.17" -76°19'43.64" 1 180 -1 0 4775,09
TABLA 5.54: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
112
5.7.2 PROGRAMA DE BROCAS, HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Y
PARÁMETROS
PARA LA SECCIÓN DE 16” Y PARA LA SECCIÓN DE 12 1/4!” Y 8 ½”
GRÁFICO 5.19: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
16
•
•
•
15 60 500 Blades & Noz 25 80 450 EDL features
PLAN DE BROCAS– FANNY 18B-167 MD
0
500
1000
1500
2000
Formation
Lithology Size (inch)
Bit
Type
QH1RC
IADC
Code
Depth Out
(Ft-MD)
Footage
(Ft-MD)
HRS ROP AVG
(ft / hr)
WOB
(Klb)
5 - 15
RPM Flow (gpm)
40-90 200-500
Design
12 ¼” QH1RC
• Estructura
Corte: 67
Dientes
• Cojinetes
Sellados /
Protección en
Calibre
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
Terciario
Indif.
Orteguaza
5293’
12 1/4
FX56s S123
15 80
40 90
900
1000
12 ¼” FX56s
• Cutting Structure: 52 (19, 16
and 13mm)
• Blades: 5
• Jets: 7
• Protecction: Anti – balling
Coating, Impact Arrestors
12 1/4” MME56D
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500 10000 10500
CSG 9 5/8” @
8503’ MD TD” @ 10306’ MD
LINER 7”
Tiyuyacu
6416’
Cong. Inf.
7884’
Tena
8490’
M1 Coal
8982’
M2 Ls
9663’
8 1/2
MME56D M323 20 35
MME65 M322
40 700
90 900
• Cutters 80 (19, 16 y 13mm)
• Blades 5
• Doble estructura corte
• Protección TSP y PDC en Gauge.
8 ½” MME65
Cutters: 46 (16 y 13
mm)
zles: 6
• Proteccion TSP
113
5.7.2.1 SECCIÓN DE 16”
Para perforar la sección de 16” dentro de la formacion terciario indiferenciado compuesto de
cantos rodados, areniscas, limolita y arcillolita se recomienda el uso de un broca tricónica de
dientes XT1GSC.
CORRIDA DE LA BROCA TRICONICA XT1GSC 5.7.2.1.1
Se perforará con esta broca hasta una profundidad de 110 ft, se debe trabajar con galonaje
moderado para evitar fracturar formaciones superficiales, colocar pesos sobre la broca
moderados y altas RPM para mantener la verticalidad del hoyo.
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA 5.7.2.1.2
Extensión optima de dientes- mejora limpieza y remoción de cortes
Recubrimiento de Hard facing (Carburo de tungsteno) en la estructura de corte,
minimiza adherencia de arcilla.
Dientes planos en el área del calibre, lo cual brinda mayor resistencia al desgaste
Jet central, mejora la hidráulica y remoción de recortes.
GRÁFICO 5.20: BROCA TRICÓNICA DE 16”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
114
5.7.2.2 SECCIÓN DE 12 1/4” (PRIMER INTERVALO)
Para perforar la sección de 12 1/4” dentro de la formación Terciario indiferenciado,
Formación Orteguaza, Formación Tiyuyacu y Conglomerado Inferior se recomienda el uso
de tres brocas una tricónica y dos PDC
CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA QH1RC 5.7.2.2.1
Se perforará con esta broca hasta una profundidad de 350ft, una vez que se atraviese en su
totalidad el conglomerado superficial se procederá al cambio de broca.
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA 5.7.2.2.2
o Mejor eficiencia de la perforación gracias a su estructura de corte y dientes
condensados de acero relevado, dientes agresivos.
o Un cuarto chorro se coloca en el centro de la broca y se utiliza para prevenir
la acumulación de residuos (ripios de perforación) en la broca que puede
producir atascamiento de los conos.
o Cuenta con rodamientos sellados antifricción permitiendo perforar a altas
RPM, sin generar calor que acelera el desgaste de las superficies de
contacto internas.
o Excelente aplicación para la zona de Cantos Rodados (Boulders Zone)
debido al efecto de paleo de sus dientes.
115
A continuación se presenta una imagen de la broca tricónica anteriormente dicha, y sus
operaciones recomendadas
GRÁFICO 5.21: BROCA TRICÓNICA DE 12 1/4”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
RECOMENDACIÓN OPERACIONAL:
WOB: 5-15 Klb
RPM: 40-90
GPM: 200-500
BROCAS PDC
5.7.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼” (SEGUNDO INTERVALO)
Para perforar la sección de 12 ¼” dentro de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena; se
usará 2 brocas PDC de cuerpo de matriz siendo estas:
1. BROCA FX56S
2. BROCA MME56D
116
CORRIDA BROCA PDC 5.7.2.3.1
Broca diseñada para mejorar la perforabilidad en las arcillas de Tiyuyacu por sus cortadores
de alta resistencia al impacto incrementando la durabilidad de la estructura de corte.
CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE 5.7.2.3.2
CUERPO DE MATRIZ
BROCA FX56S:
Diseñada para perforar el terciario indiferenciado hasta una profundidad de 5000 ft. Su
característica principal es su cuerpo de acero con cortadores de 19 mm, brindando mayor
remoción de material y su área de desalojo permite un mejor avance y limpieza en la
perforación.
RECOMENDACIÓN OPERACIONAL:
WOB: 15-40 Klb
RPM: 80-90
GPM: 900-1000
GRÁFICO 5.22: BROCA PDC DE 12 1/4”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
117
BROCA MME56D:
Diseñada para perforar las formaciones:
Orteguaza a 5293 ft
Tiyuyacu a 6416 ft
Conglomerado inferior a 7854 ft
Formación Tena a 8490 ft
Su principal característica es su doble estructura de corte con cortadores Selectcuter
resistentes al impacto, abrasión e integridad termo mecánicas, que permiten mayor ROP en
zonas arcillosas y mantener la resistencia requerida en conglomerados.
Esta broca es diseñada para perforar hasta alcanzar el punto de asentamiento del revestidor
del casing de 9 5/8” a 8503 ft (MD).
RECOMENDACIÓN OPERACIONAL
WOB: 20-35 Klb
RPM: 40-90
GPM: 700-900
GRÁFICO 5.23: BROCA PDC DE 12 1/4”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
118
5.7.2.4 SECCIÓN DE 8 1/2”
En esta sección se usara una broca MME65 para perforar desde 8700 ft (MD) hasta 10306 ft
(MD) punto en el cual se asienta el liner de 7”; atravesando las siguientes formaciones:
Caliza M1 a 8982 ft (MD)
Caliza M2 a 9663 ft (MD).
CORRIDA BROCA PDC 5.7.2.4.1
El diseño de la broca permitirá desarrollar altas tasas de penetración en formaciones poco
consolidadas.
GRÁFICO 5.24: BROCA PDC DE 8 1/2”
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
119
5.7.3 PROGRAMA DE LODOS
5.7.3.1 SECCIÓN DE 16” Y SECCIÓN DE 12 1/4”
SECCIÓN DE 16” (0 ft -110 ft) Y SECCIÓN DE 12 1/4” (110 ft – 8503 ft)
TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO 5.7.3.1.1
INTERVALO (ft) 0 - 110 110 – 8503
SECCIÓN SECCIÓN 16” SECCIÓN 12 ¼”
DIÁMETRO DEL POZO 16 Pulg 12 1/4 Pulg
PROFUNDIDAD ft 110 ft ft 110-5000 ft 5000 ft 5000-8503 ft
OD CASING: CSG 13 3/8” CSG 9 5/8” CSG 9 5/8”
SISTEMA DE FLUIDO SPUD MUD CALCIUM NITRATE GAP
VOLUMEN-SUPERFICIE 300 550 550 PROFUNDIDAD 110 ft 5000 ft 8503 ft VOL. LAST CASING 17 bl 19,50 plg 16 bl 19,20 plg 16 bl 12,415 plg
HOLE VOLUME 72 bl 729 bl 1240 bl DILUTION 22 bl ,20 bl/ft 1500 bl ,30 bl/ft 1051 bl ,30 bl/ft
RE-USED VOLUME LAST SECTION 0 0 800 VOLUMEN TOTAL 411 bl 2795 bl 2057 bl 4852 bl
TABLA 5.55: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO PARA LA SECCIÓN DE 16” Y 12 ¼” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES 5.7.3.1.2
ESTIMADAS
a) SECCIÓN DE 16”
(0 ft -110 ft)
Mediante la siguiente tabla que se muestra a continuación se indica la cantidad y la
concentración de bentonita a ser utilizada para el hueco de 16” que va desde superficie (0 ft)
hasta (110 ft).
SECCIÓN 16” CONCENTRACIÓN CANTIDAD
PROFUNDIDAD 0 - 110 0 - 110
BENTONITA 55 Lbs 11,00 12,00 85,00
TABLA 5.56: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 16” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
120
b) SECCIÓN DE 12 1/4”
(110 ft – 8503 ft)
En la sección de 12 ¼”, se recomienda realizar el trabajo en dos intervalos, el primer
intervalo desde 110 ft hasta el tope de la formación Orteguaza en el cual se perfora con
nitrato de calcio, y un segundo intervalo desde el tope de la Formacion Orteguaza hasta la
Formación Tena en la cual se utilizara un sistema GAP para la perforación.
INTERVALO I: De 110 ft hasta 5000 ft
INTERVALO I: DE 110 ft a 5000 ft
Mediante la siguiente tabla se indica la cantidad y la concentración de Nitrato de Calcio a ser
utilizada para la sección de 12 ¼” que va desde (110 ft) hasta (5000 ft).
SECCIÓN DE 12 ¼” CONCENTRACIÓN CANTIDAD
110-5000 110-5000
CALCIUM NITRATE 50 Lbs 10,00 11,00 586,00
CCDC PPC 441 Lbs 0,00 0,00 0,00
BARITA 100 Lbs 30,00 40,00 978,00
CAUSTIC SODA 55 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC XC HV 55 Lbs 0,20 0,30 12,00
CALCIUM CARBONATE 325 110 Lbs 0,00 0,00 0,00
CALCIUM CARBOINATE 200 110 Lbs 0,00 0,00 0,00
CALCIUM CARBONATE 100 110 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC-PAC-HV 55 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC-PAC LV 55 Lbs 0,50 0,50 25,00
CCDC-SMP-1 55 Lbs 0,75 1,00 44,00
CCDC-XCS III 441 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC-NRH 55 Lbs 0,00 0,00 0,00
ALL COARSE 55 Lbs 0,20 0,40 15,00
CCDC-K PAM 55 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC-XY 27 55 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC - AP1 441 Lbs 0,00 0,00 0,00
TABLA 5.57: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼” INTERVALO I
(SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
121
INTERVALO II: Desde 5000 ft hasta 8503 ft de profundidad
INTERVALO II: DE 5000 ft a 8503 ft
Mediante la siguiente tabla se indica la cantidad y la concentración de GAP a ser utilizado
para la sección de 12 ¼” que va desde (5000 ft) hasta (8503 ft).
SECCIÓN DE 12 1/4 CONCENTRACIÓN CANTIDAD
5000-8503 5000-8503
CALCIUM NITRATE 50 Lbs - - -
CCDC PPC 441 Lbs 2,00 2,00 9
BARITA 100 Lbs 20,00 30,00 514
CAUSTIC SODA 55 Lbs 0,20 0,30 9
CCDC XC HV 55 Lbs 0,50 0,75 23
CALCIUM
CARBONATE 325
110 Lbs 30,00 40,00 654
CALCIUM
CARBOINATE 200
110 Lbs 10,00 15,00 233
CALCIUM
CARBONATE 100
110 Lbs 3,00 5,00 74
CCDC-PAC-HV 55 Lbs 0,50 0,75 23
CCDC-PAC LV 55 Lbs 1,50 1,50 56
CCDC-SMP-1 55 Lbs 1,50 1,50 56
CCDC-XCS III 441 Lbs 2,00 2,00 9
CCDC-NRH 55 Lbs 2,00 2,00 74
ALL COARSE 55 Lbs 0,75 0,75 28
CCDC-K PAM 55 Lbs 1,75 2,00 70
CCDC-XY 27 55 Lbs 1,00 1,00 37
CCDC - AP1 441 Lbs 1,00 1,00 4
TABLA 5.58: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼” INTERVALO II
(SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PROPIEDADES DE FLUIDOS 5.7.3.1.3
PROPIEDADES PROGRAMA Mud Density, ppg 8.4 - 10.5 / 10,6 Wiper Trip 10,8 Casing
30 - 45 Chalcana 40 - 60 Orteguaza / Tiyuyacu Funnel Viscosity, sec/qt
Plastic Viscosity, cP 6 – 9
6 –15 Chalcana 15 - 21 Orteguaza / Tiyuyacu Yield Point, lb/100 ft2
Gels, lb/100 ft2 4 / 5 -12 / 14 API Filtrate, cc/30 min NC
MBT, ppb NC
Calcium 1000 - 1800 ppm TABLA 5.59: PROPIEDADES DE FLUIDOS (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
122
5.7.3.2 SECCIÓN DE 8 1/2”
(8503 ft -10307 ft)
Para perforar esta sección se usa un Sistema GAP, este sistema está diseñado para zonas de
arcillas y lutitas debido a su bajo contenido en sólidos y productos amistosos con la
formación; esto garantizara una mínima invasión y buena limpieza en la cara del pozo, y
reduce la posibilidad de crear washout a la formacion debido a su reología.
TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO 5.7.3.2.1
PROFUNDIDAD (ft) 8503 – 10307
SECCIÓN 8 1/2”
HOLE DIAMETER 8 1/2 Pulg
INTERVALO 8503 ft 10757 ft
FLUID SYSTEM GAP Dril N
SURFACE VOLUME 550
LONG. LAST CASING 8503 Ft 0
LONG. LINER LAST SECTION 0 Ft
HOLE LONG. 2254 ft
VOL. LAST CASING 622 bl 8,681 plg
VOL. LINER LAST SECTION
HOLE VOLUME 1398 bl
DILUTION 113 bl ,05 bl/ft
RE-USED VOLUME LAST SECTION 800
TOTAL VOLUME 1883 bl
TABLA 5.60: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES 5.7.3.2.2
ESTIMADAS
SECCIÓN 8 ½” CONCENTRACIÓN CANTIDAD
INTERVALO 8503 – 10307 8503 - 10307
CAUSTIC SODA 55 Lbs 0,20 0,30 8,00
CCDC XC HV 55 Lbs 1,50 1,50 51,00
CALCIUM CARBONATE 325 110 Lbs 30,00 35,00 556,00
CALCIUM CARBOINATE 200 110 Lbs 20,00 22,00 359,00
CALCIUM CARBONATE 100 110 Lbs 10,00 11,00 179,00
CCDC-PAC-HV 55 Lbs 1,25 1,50 47,00
123
CCDC-PAC LV 55 Lbs 1,50 1,50 51,00
CCDC-SMP-1 55 Lbs 1,00 1,50 42,00
CCDC-XCS III 441 Lbs 3,00 3,00 12,00
CCDC-NRH 55 Lbs 1,00 1,00 34,00
ALL COARSE 55 Lbs 0,00 0,00 0,00
CCDC-K PAM 55 Lbs 1,00 1,00 34,00
CCDC-XY 27 55 Lbs 0,50 0,50 17,00
CCDC - AP1 441 Lbs 1,00 1,00 4,00
TABLA 5.61: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
PROPIEDADES DE FLUIDOS 5.7.3.2.3
PROPIEDADES PROGRAMA
Density, ppg 10,0 - 10,1 Napo
10,3 Wiper Trip and Liner
Funnel Viscosity, sec/qt 40 – 65
Plastic Viscosity, cp 15 – 18
Yield Point, lbf/100^2 24 – 32
MBT, ppb Less than 15
Ph 8 -9,5
API Filtrate, cc/30 min < 6 cc
TABLA 5.62: PROPIEDADES DE FLUIDOS, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.
124
5.7.3.3 GRÁFICO DE DENSIDAD
GRÁFICO 5.25: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Company Ltd.
125
5.7.4 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN
5.7.4.1 CASING SUPERFICIAL 9 5/8
La cementación del casing superficial de 9 5/8” tiene como objetivo proporcionar
aislamiento zonal y dar apoyo a los equipos de superficie a ser instalados con el fin de
perforar siguiente sección.
RECOMENDACIONES DE PROCEDIMIENTO 5.7.4.1.1
OPERACIONAL.
TABLA 5.63: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, CASING SUPERFICIAL 9 5/8” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA 5.7.4.1.2
Frac 14 psi at 110.0 ft
Pore 29 psi at 110.0 ft
Collapse 3338 psi at 8428.9 ft
Burst 8150 psi at 0.0 ft
Csg.Pump out 96 ton Check Valve Diff Press 1381 psi
TABLA 5.64: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, CASING SUPERFICIAL 9 5/8” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
FLUIDO VOLUMEN DENSIDAD CAUDAL COMENTARIO DESCENSO DEL TAPON INFERIOR
MUD PUSH II 70 12,5 ppg 4-5 bpm Premezclado
Lead Slurry 441 13,5 ppg 4-5 bpm Mezclado sobre la marcha
Tail Slurry 61 15,6 ppg 4-5 bpm Mezclado sobre la marcha
DESCENSO DEL TAPON SUPERIOR
DESPLAZAMIENTO
Agua 20 8,4 ppg
5 bpm Ws pumps
Lodo 575 10,1 ppg 8,5 bpm Rig pumps
Lodo 22 10,1 ppg 4 bpm Rig pumps
Desplazamiento total 617
Contingency (1/2 shoe track)= 5.0 bbls/2= 2,25 bbls
126
PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.7.4.1.3
POSICIONES DE FLUIDOS
GRÁFICO 5.26: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)-CASING
9-5/8”
Fuente: Andes Petroleum Company Ltd.
5.7.4.2 LINER DE PRODUCCIÓN 7”
La cementación del liner de 7” tiene como objetivo proporcionar aislamiento zonal a T
inferior y areniscas M1.
127
RECOMENDACIONES DE PROCEDIMIENTO 5.7.4.2.1
OPERACIONAL.
TABLA 5.65: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, LINER 7” (SLIM HOLE) Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA 5.7.4.2.2
Frac 1253 psi at 10306.0 ft
Pore 878 psi at 8503.0 ft
Collapse 4407 psi at 10226.0 ft
Burst 8150 psi at 10226.0 ft
Csg.Pump out 80 ton Check Valve Diff Press 871 psi
TABLA 5.66: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, LINER 7” (SLIM HOLE)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
128
PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.7.4.2.3
POSICIONES DE FLUIDOS
GRÁFICO 5.27: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)-LINER 7”
Fuente: Andes Petroleum Company Ltd.
5.8 ANÁLISIS ECONÓMICO COMPARATIVO DE LA PERFORACIÓN
CONVENCIONAL CON LA PERFORACIÓN SLIM HOLE
A fin de conocer el ahorro significativo en costos, se elaborara cuadros comparativos y
gráficos de las dos técnicas de Perforación: Perforación Convencional y Perforación Slim
Hole, el método de comparación es mediante el uso de un AFE, el cual detalla el costo de
cada compañía que entra a realizar el trabajo en el pozo.
5.8.1 PERFORACIÓN CONVENCIONAL
A continuación se presenta el AFE para el pozo Fanny 18 B-167 aplicando la técnica de
perforación Convencional; dando como costo total un monto de 2.639.219 Dólares.
129
5.8.1.1 AFE DE LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL:
TABLA 5.67: AFE PERFORACIÓN CONVENCIONAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
5.8.2 PERFORACIÓN APLICANDO LA TECNICA SLIM HOLE
A continuación se presenta el AFE para el pozo Fanny 18B-167 aplicando la técnica de
perforación Slim Hole, dando como costo total un monto de 1.920.000 Dólares.
Discipline Description Object Subsid Remarks
Tangible Cost 885.893
Wellhead Equipment 8735 780 21.728 0,8%
20" Surface Casing & Accessories 8735 746 6.000 0,2%
13-3/8" Surface Casing & Accessories 8735 775 310.983 11,8%
10-3/4" Surface Casing & Accessories 8735 775 0,0%
9-5/8" Intermediate Casing & Accessories 8735 775 331.978 12,6%
7" liner & Accesories 8735 775 37.586 1,4%
7" Liner Hanger & Accessories (As Contingency) 8735 656 95.062 Baker BOT 3,6%
Screen Equipment & Services 8715 654 0,0%
Drilling Bits 8715 634 82.555 Smith Bits 3,1%
Intangible Cost
Daywork Charges ( Drilling ) 8715 346 655.430 25 operative days 24,8%
Camp / Crew / Catering 8715 355 37.493 25 days 1,4%
Mobilization / Demobilization 8715 338 43.775 Trucking divided by 4 wells 1,7%
Third Party Services
Directional Drilling Equipment & Services 8715 628 188.655 Directional services by Halliburton 7,1%
Wellbore Surveying Equipment & Services 8715 628 0,0%
Mud / Fluid Services & Chemicals 8715 354 190.100 Baroid 7,2%
Solids Control Materials, Equipment & Services 8715 666 130.013 Baroid 4,9%
Drilling Waste Disposal / Landfarming Services 8715 648 69.902 Baroid 2,6%
Rig Fuel 8715 352 7.057 25 days 0,3%
Cementing Service, Cement & Additives 8715 618 186.108 by Halliburton 7,1%
Casing Running Services 8715 616 36.483 Green Tools 1,4%
Frac/Acidize/ Stimulate 8715 370 0,0%
Wellhead Services ( Welding ) 8715 757 - 0,0%
Tubular Testing / Inspection / Repair 8715 842 4.007 0,2%
Wireline Logging / LWD 8715 658 56.350 TLC Logging 2,1%
Geological Data / Mud Logging 8715 660 15.600 21 days 0,6%
Coring Equipment and Services 8715 624 0,0%
Security Services & Subsistence 8715 590 6.574 0,2%
Fishing Equipment & Services 8715 344 0,0%
Rental
Downhole Rental Tools ( Jars ) + Reductors of friction 8735 760 10.749 25 days 0,4%
Surface Rental Equipment ( Frac Tanks & Campers ) 8715 358 11.040 25 days 0,4%
Site
Lease / Road Maint/ Prep 8715 330 4.272 0,2%
Personnel
Supervision 8715 376 41.712 25 days 1,6%
Transport
Trucking 8715 360 47.451 25 days 1,8%
Personnel Transport ( Crewbus & Utility Vehicle ) 8715 378 - 25 days 0,0%
Aviation ( Charter Flights & Helicopter ) 8715 602 0,0%
Other
Spill Control & Cleanup 8715 334 0,0%
Safety 8715 384 556 0,0%
Miscellaneous Services / Materials 8715 358 0,0%
Service Fees for ARCH 8715 326 10.000 0,4%
REALIZED BY DAMIÁN PÉREZ
COSTO TOTAL2.639.219 100%
JDE ACCOUNT Cost Estimate
130
5.8.2.1 AFE DE LA PERFORACIÓN SLIM HOLE:
TABLA 5.68: AFE PERFORACIÓN SLIM HOLE
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
A continuación se procede a realizar gráficos comparativos de los AFE de las dos técnicas de
perforación, para conocer la diferencia económica entre estas dos técnicas.
Discipline Description Object Subsid Remarks
Tangible Cost 591.000
Wellhead Equipment 8735 780 35.000 MULTIBOWL 1,8%
20" Surface Casing & Accessories 8735 746 - 0,0%
13-3/8" Surface Casing & Accessories 8735 775 9.000 0,5%
10-3/4" Surface Casing & Accessories 8735 775 0,0%
9-5/8" Intermediate Casing & Accessories 8735 775 332.000 17,3%
7" liner & Accesories 8735 775 45.000 2,3%
7" Liner Hanger & Accessories (As Contingency) 8735 656 110.000 TIW 5,7%
Screen Equipment & Services 8715 654 0,0%
Drilling Bits 8715 634 60.000 Halliburton 3,1%
Intangible Cost
Daywork Charges ( Drilling ) 8715 346 450.000 15 operative days 23,4%
Camp / Crew / Catering 8715 355 18.000 15 days 0,9%
Mobilization / Demobilization 8715 338 15.000 Skidding system 0,8%
Third Party Services
Directional Drilling Equipment & Services 8715 628 140.000 Directional services by Halliburton 7,3%
Wellbore Surveying Equipment & Services 8715 628 0,0%
Mud / Fluid Services & Chemicals 8715 354 190.000 Baroid 9,9%
Solids Control Materials, Equipment & Services 8715 666 72.000 Baroid 3,8%
Drilling Waste Disposal / Landfarming Services 8715 648 54.000 Baroid 2,8%
Rig Fuel 8715 352 9.000 15 days 0,5%
Cementing Service, Cement & Additives 8715 618 160.000 by Halliburton 8,3%
Casing Running Services 8715 616 60.000 Green Tools 3,1%
Frac/Acidize/ Stimulate 8715 370 0,0%
Wellhead Services ( Welding ) 8715 757 3.000 0,2%
Tubular Testing / Inspection / Repair 8715 842 5.000 0,3%
Wireline Logging / LWD 8715 658 60.000 TLC Logging 3,1%
Geological Data / Mud Logging 8715 660 15.000 8 days 0,8%
Coring Equipment and Services 8715 624 0,0%
Security Services & Subsistence 8715 590 6.000 0,3%
Fishing Equipment & Services 8715 344 0,0%
Rental
Downhole Rental Tools ( Jars ) + Reductors of friction 8735 760 13.000 15 days 0,7%
Surface Rental Equipment ( Frac Tanks & Campers ) 8715 358 4.000 15 days 0,2%
Site
Lease / Road Maint/ Prep 8715 330 8.000 0,4%
Personnel
Supervision 8715 376 15.000 15 days 0,8%
Transport
Trucking 8715 360 20.000 15 days 1,0%
Personnel Transport ( Crewbus & Utility Vehicle ) 8715 378 - 15 days 0,0%
Aviation ( Charter Flights & Helicopter ) 8715 602 0,0%
Other
Spill Control & Cleanup 8715 334 0,0%
Safety 8715 384 2.000 0,1%
Miscellaneous Services / Materials 8715 358 0,0%
Service Fees for ARCH 8715 326 10.000 0,5%
REALIZED BY DAMIÁN PÉREZ
COSTO TOTAL1.920.000 100%
JDE ACCOUNT Cost Estimate
131
5.8.3 ANÁLISIS COMPARATIVO:
TABLA 5.69: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TANGIBLES
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PERFORACIÓN CONVENCIONAL PERFORACIÓN SLIM HOLE
COSTOS TANGIBLES
21.728 6.000
310.983 331.978
37.586
95.062 82.555
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
35.000 - 9.000
332.000
45.000
110.000
60.000
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
132
TABLA 5.70: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS INTANGIBLES Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PERFORACIÓN CONVENCIONAL PERFORACIÓN SLIM HOLE
COSTOS INTANGIBLES
655.430
37.493 43.775
-
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
Daywork Charges (Drilling )
Camp / Crew / Catering Mobilization /Demobilization
450.000
18.000 15.000
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
Daywork Charges (Drilling )
Camp / Crew / Catering Mobilization /Demobilization
133
TABLA 5.71: ANÁLISIS COMPARATIVO, THIRD PARTY SERVICES
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PERFORACIÓN CONVENCIONAL PERFORACIÓN SLIM HOLE
THIRD PARTY SERVICES
188.655 190.100
130.013
69.902
7.057
186.108
36.483
- 4.007
56.350
15.600 6.574
- 20.000 40.000 60.000 80.000
100.000 120.000 140.000 160.000 180.000 200.000
140.000
190.000
72.000 54.000
9.000
160.000
60.000
3.000 5.000
60.000
15.000 6.000
- 20.000 40.000 60.000 80.000
100.000 120.000 140.000 160.000 180.000 200.000
134
TABLA 5.72: ANÁLISIS COMPARATIVO, PERSONEL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PERFORACIÓN CONVENCIONAL PERFORACIÓN SLIM HOLE
PERSONNEL
41.712
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
1
15.000
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
1
135
TABLA 5.73: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TOTALES
Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd
PERFORACIÓN CONVENCIONAL PERFORACIÓN SLIM HOLE
COSTOS TOTALES
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
3000000
PERFORACIÓNCONVENCIONAL
PERFORACIÓN SLIM HOLE
2633219
1920000
$ 2.639.219
$ 1.920.000
136
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
De acuerdo a datos de pozos vecinos, a través de una prognosis geológica, se
determina que no existe presencia de gas ni acuíferos en zonas superficiales, lo cual
permite realizar la perforación de la primera sección del hoyo reducido (Slim Hole)
sin necesidad de usar un BOP.
En la perforación de un pozo reducido (Slim Hole), se reemplaza el uso de un
conductor de 20” por uno de 13 3/8” dando como resultado un ahorro en dinero.
Para la perforación de un pozo convencional se usa un casing superficial de 13 3/8,
mientras que en la perforación utilizando la técnica Slim Hole se utiliza un casing
superficial de 9 5/8, resultando un ahorro en tiempo y económico (ver anexos 2 y 3).
Comparando las dos técnicas de perforación, y debido a la reducción del diámetro
del hoyo y por lo tanto de espacio anular entre el tamaño del hoyo y la sarta de
perforación, existe un ahorro en la cantidad de volumen de química a ser usado, por
lo que el costo por pies perforados de estos servicios son menores. De igual manera
que se reducen las lechadas de cemento a ser desplazadas.
En la perforación de hoyo reducido (Slim Hole) se tiene un ahorro en tiempo, broca
y por ende viaje a superficie con relación a un pozo convencional, debido a que usa
una broca de 12 ¼, la misma que llega hasta Tena.
Mediante los análisis comparativos se llega a la conclusión que en la técnica de
perforación slim hole existe un ahorro significativo en tiempo y En costos; en tiempo
se tiene un ahorro de 10 días aproximadamente, y en costos un ahorro de 719.219
dólares.
El diseño de un plan direccional de un pozo en dos sartas no es aplicable a pozos de
gran alcance, debido a que al perforar la primera sección en una longitud muy larga
no se tiene estabilidad en las paredes del hoyo
137
6.2 RECOMENDACIONES
Considerar el uso de un Diverter para controlar una arremetida de pozo si no se
dispone de una prognosis geológica de pozos aledaños ya perforados, y se desea
realizar la perforación de un pozo Slim Hole en dos sartas.
Mantener estaciones de circulación en zonas estables para optimizar la limpieza del
pozo y evitar atrapamiento de la tubería.
Planificar un cambio de lodo considerando el tipo de formacion a ser atravesadas en
la perforación de la sección superficial.
Planificar el uso de dos tipos de grado de casing en caso de que la primera sección
sea más profunda, debido a las capacidades del punto de estallido y punto de colapso
del revestidor.
Diseñar un cambio de fluido durante la perforación de la sección superficial, ya que
se puede atravesar formaciones profundas que requieran propiedades de fluidos
diferentes a las formaciones superficiales en la perforación de un pozo usando la
técnica Slim Hole, y de acuerdo a la caracterización del campo
138
CAPITULO VII
7. BIBLIOGRAFÍA Y WEBGRAFÍA
7.1 BIBLIOGRAFÍA
1. Andes Petroleum Ecuador Limited (Departamentos de Perforación, Departamento de
Geología, Departamento de Producción)
2. Baker Hughes (Departamento de Brocas).
3. CCDC Company (Departamento de Fluidos de Perforación).
4. Gustavo Enrique Atahualpa Moreta, Efecto de la glauconita en las propiedades
petrofísicas del reservorio arenisca “T” superior del bloque Tarapoa. Quito, 2013.
5. Halliburton Company (Departamento de perforación direccional, Departamento de
Cementación, Departamento de Brocas, Departamento de Fluidos de Perforación).
6. López Cesar & Sua Holman, Análisis comparativo entre una perforación
Convencional y una perforación Slim Hole, Santander 2011.
7. López A., Lorena M. ; Zuleta E., Sandy M. Estado del arte de tecnología de
construcción de pozos de diámetros reducidos (SLIM HOLES) visto desde la perspectiva costo / producción, 2011
8. Marcela Fernanda Garzón Torres – Claudia Fernanda Leal Contreras – Samuel
Santafe Páez, Tecnología Slim Hole, Facultad Ingeniería Fisicoquímicas,
Bucaramanga, 2010
9. Oscar Polivio Arias Pilaquinga, Análisis técnico de alternativas innovadoras para el
control de agua de formación del yacimiento “M-1” y “U inferior” del campo
Fanny Bloque Tarapoa, Andes Petroleum Limited. Quito, 2013.
10. Perforación de pozos tipo Slim Hole en la cuenca Cauca-Patía con recuperación de
núcleos y toma de registros, Informe final Universidad Industrial de Santander,
Diciembre 2011.
11. SAAVEDRA M. ROCIO, Plan de relaciones públicas comunitarias que permita
fortalecer la vinculación de Andes Petroleum Ecuador ltd. y la comunidad de
Tarapoa, provincia de Sucumbíos.
12. Schlumberger Ecuador Limited (Departamento de Cementación)
13. Weatherford Company (Departamento de Perforación Direccional).
7.2 WEBGRAFÍA
http://www.andespetro.com
139
CAPITULO VIII
8. ANEXOS
8.1 ANEXO 1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL TALADRO DE ANDES
PETROLEUM.
TALADRO DE PERFORACIÓN
ÍTEM ESPECIFICACIÓN
MALACATE
Potencia de entrada 2000 HP
Capacidad de elevación. 1,000,000 lbs
GATO HIDRÁULICO
Gato Hidráulico 2
Presión de trabajo 16Mpa(2320PSI)
MASTIL
Gancho de carga 1,000,000 lbs
Número de líneas 12
BLOQUE CORONA
Capacidad nominal 1,000,000 lbs
TOP DRIVE
Capacidad nominal 500 Ton
Potencia de salida 800 HP
GENERADORES
Cantidad 4sets
Capacidad 4×1900 KVA
Potencia de salida 4×1200kw(4×1632HP)
Velocidad de rotación 1500rpm
140
8.2 ANEXO 2: TIEMPO AHORRADO EN ASENTAMIENTO DE CASING
SUPERFICIAL.
8.3 ANEXO 3: COSTO TOTAL DE AHORRO, CUANDO SE REDUCE EL
CASING SUPERFICIAL 13 3/8 PARA LA PERFORACIÓN SLIM HOLE.
TIEMPO
(HORAS)
PROCEDIMIENTO PARA ASENTAR CASING SUPERFICIAL
PARTIENDO DESDE QUE SE ALCANZA EL PUNTO DE
ASENTAMIENTO
3 Circular para limpieza de pozo
6 Viaje de Calibración
3 Circular para limpieza de pozo
7 Sacando ensamblaje
18 Viaje de limpieza
14 Bajando Casing
8 Cementación del Casing Superficial
13 Armada de cabezal y BOP
72 TOTAL DE HORAS PARA REALIZAR EL PROCEDIMIENTO
Casing superficial de 13 3/8 310.000,00$
Daywork Charges ( Drilling ) 90.000,00$
Catering 4.500,00$
Equipos y servicios de perforacion direccional 23.000,00$
Bajada de casing de 13 3/8 20.000,00$
Inspección de casing 13 3/8" 3.000,00$
Geología 4.500,00$
Servicios de seguridad 800,00$
Renta de martillos 1.300,00$
Equipos de superficie- camper 1.325,00$
Supervision 5.000,00$
Trucking 5.700,00$
COSTO TOTAL DE AHORRO 469.125,00$
TRANSPORTE
COSTOS TANGIBLES
COSTOS INTANGIBLES
SERVICIO DE TERCERAS COMPAÑIAS
RENTA
PERSONAL
1
CURRICULUM VITAE
DATOS PERSONALES:
NOMBRES: JOSÉ DAMIÁN
APELLIDOS: PÉREZ SALGUERO
LUGAR DE NACIMIENTO: SALCEDO – COTOPAXI - ECUADOR
FECHA DE NACIMIENTO: 17/02/1991
NACIONALIDAD: ECUATORIANA
ESTADO CIVIL: SOLTERO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1724971682
LIBRETA MILITAR No: 1724971682
DIRECCIÓN DOMICILIARIA: QUITO: Urb. LA PAMPA
TELÉFONO DOMICILIARIO: 026008023 – 023490200 - 0999710836. MOVISTAR
TELÉFONO CELULAR: 0979010769. MOVISTAR
EMAIL: deimian360@gmail.com, deimian_360@hotmail.com
ESTUDIOS PRIMARIOS:
ESCUELA FISCAL GONZALES SUÁREZ, SALCEDO- ECUADOR
ESTUDIOS SECUNDARIOS:
COLEGIO EXPERIMENTAL E IPED “JUAN MONTALVO” QUITO – ECUADOR
ESPECIALIDAD: FÍSICO MATEMÁTICO
ESTUDIOS SUPERIORES:
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
2
CURSOS ACADÉMICOS:
HALLIBURTON: Jornadas técnicas Halliburton Bloque 43; (8 horas de capacitación)
PETROAMAZONAS EP: Jornadas técnicas SPE-UCE Bloque 43; (8 horas de capacitación)
SCHLUMBERGER: Jornadas técnicas Schlumberger Bloque 43; (8 horas de capacitación)
WEATHERFORD: Jornadas técnicas Weatherford Bloque 43; (8 horas de capacitación)
SPE: Curso de capacitación sobre Recuperación Mejorada de Petróleo organizado por la
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Universidad Central del
Ecuador SPE Student Chapter y Enhanced Oil Recovery Ecuador Community (40 horas de
capacitación continua).
HALLIBURTON: Armado de BHA Convencional y Direccional para la perforación de pozos
Direccionales de 2 y 3 Sartas, y para la perforación de pozos Horizontales con GEOPILOT.
SCHLUMBERGER: Cementación para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas, y pozos
Horizontales.
CCDC: Fluidos de perforación para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos Horizontales.
CNLC: Control de sólidos para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos Horizontales.
TIW: Hanger Liner para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos Horizontales.
WEATHERFORD: Corrida de casing para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos
Horizontales.
CURSOS ACADÉMICOS:
Tratamiento para la Deshidratación de Crudo y Control de la Corrosión en la Industria Petrolera.
Escuela Politécnica Nacional 2012, Quito-Ecuador (24 Horas).
V Oil and Gas International Expo and Congress Ecuador
JW. Marriot 2012, Quito-Ecuador (24 Horas).
SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, November 2015.
3
OTROS CONOCIMIENTOS:
INFORMATICA: office Windows/ Excel Windows/ multimedia e internet (Suficiencia
del centro de Informática de la Universidad Central del Ecuador).
PROGRAMACIÓN: Fortran / Visual Basic
HERRAMIENTAS GRÁFICAS: AutoCAD / ZWCAD
SOFTWARE DE PRODUCCIÒN: OFM /Black Oil / Flowpat 2.6 / DPDL / DPDL
system / Nodal Analysis Program / Hoja Electrónica propia para Diseño de Bombeo
Electro Sumergible y Bombeo Hidráulico.
SOFTWARE DE DISEÑO Y EVALUACIÓN DE EQUIPO BES: Pipe Sim / Sub Pump
SOFTWARE DE ANALISIS DE IPR ACTUALES Y FUTUROS DE PRODUCCIÓN:
PPS / Voguel IMP / Hoja electrónica propia.
SOFTWARE EVALUACION DE POZOS: PETREL / INTERACTIVE
PETROPHYSICS
SOFTWARE PARA PERFORACIÓN DE POZOS: Compass / Techlog.
HABILIDADES:
ANALIZAR, SINTETIZAR Y DAR SOLUCIÓN A LOS PROBLEMAS PROPIOS
APLICAR CON SOLTURA LOS CONOCIMIENTOS PARA DAR SOLUCIÓN A
PROBLEMAS CONCRETOS
TRABAJAR EN EQUIPO Y PARTICIPAR EN LOS GRUPOS
INTERDISCIPLINARIOS CONFORMADOS ENTRE OTROS PROFESIONISTAS,
POR INGENIEROS GEÓLOGOS, GEOFÍSICOS, MECÁNICOS, CIVILES
QUÍMICOS, ETC
ESTABLECER LA COMUNICACIÓN Y EL INTERCAMBIO DE IDEAS.
PLANEAR ACTIVIDADES Y ORGANIZAR EL TRABAJO.
TOMAR DECISIONES CON RAPIDEZ Y ASERTIVIDAD.
4
DESTREZAS:
ADAPTARME AL TRABAJO Y RESIDIR EN DISTINTOS MEDIOS Y
CONDICIONES.
ACEPTAR EL HORARIO EN QUE LA EMPRESA LO REQUIERA DENTRO O
FUERA DE LA CIUDAD
DESARROLLAR Y APLICAR MODELOS, ADEMÁS DE ANALIZAR E
INTERPRETAR RESULTADOS.
OBJETIVOS:
Asimilar y desarrollar nuevas tecnologías que requieren las disciplinas de la Ingeniería
Petrolera para: Diseñar, Conducir y Evaluar experimentos que permitan optimizarlos.
Impartir, y Adquirir los conocimientos que me permiten llevar a cabo, con excelencia
técnica, la Programación, la Ejecución y la Dirección de los Procesos Hidrocarburiferos,
a fin de redituar Beneficios Económicos al país y prever los posibles Daños ecológicos
al medio ambiente.
REFERENCIAS PERSONALES:
Msc. MOISES CEVALLOS – GERENTE DE PERFORACIÓN
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
TELÉFONO: 0987223228
Msc. VICENTE CARRERA GARCÍA – DRILLING MANAGER
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
TELÉFONO: 0982625132
CARLOS SILVA – COMPANY MAN PERFORACIÓN Y
REACONDICIONAMIENTO
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
TELÉFONO: 0999234540
5
Ing. JOSÉ VALERO – COMPANY MAN PERFORACIÓN Y
REACONDICIONAMIENTO
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
TELÉFONO: 0998382847
Ing. JAIME JIMMY MORENO PIÑA – COORDINADOR DE TALADROS –
PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
TELÉFONO: 0993182427
THAMRIN SAMOSIR – SENIOR DIRECTIONAL DRILLING SUPERVISOR
HALLIBURTON SPERRY ECUADOR.
TELÉFONO: +628129355503 (INDONESIA) / +59399912409 (ECUADOR)
EMAIL: Thamrin.Samosir@halliburton.com / Thamrins43@hotmail.com
MANUEL GONZAGA CUEVA – RIG MANAGER
CCDC COMPANY
TELÉFONO: 0982704998
Msc. FÉLIX GARCÍA – SENIOR FLUIDOS DE PERFORACIÓN
CCDC DRILLING FLUIDS
TELÉFONO: 0981717062
Ing. DANIELA ORELLANA OSPINA – M/LWD FIELD ENGINEER
HALLIBURTON SPERRY ECUADOR.
TELÉFONO: +593995112893
EMAIL: Daniela.Orellana@halliburton.com
Ing. HUGO LEONARDO MIRANDA – DIRECTIONAL FIELD ENGINEER
HALLIBURTON SPERRY ECUADOR.
TELÉFONO: 09982433807
EMAIL: Hugoleonardo.miranda@halliburton.com
Ing. ANDREA VERA – CEMENTING FIELD ENGINEER
SCHLUMBERGER CEMENTING SERVICE
TELÉFONO: 0919386060
6
ING. DAYCI DEL CARMEN PÉREZ SALGUERO – SUPERVISOR REGIONAL
DE VENTAS IIASA CATERPILLAR QUITO – ECUADOR
TELÉFONOS: 0984488772
IIASA CATERPILLAR: 0995137387
ING. EVELYN NATALY PÉREZ SALGUERO – COORDINADORA DE LA
PRESIDENCIA ADMINISTRATIVA DEL CEACES QUITO —ECUADOR
TELÉFONO: 0984643903
DAMIÁN PÉREZ S.
Damián Pérez Salguero
Cl.172497168-2