UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

ESTUDIO COMPARATIVO DE CARACTERÍSTICAS

REOLÓGICAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, BASE AGUA Y

FLUIDO BASE SINTÉTICO, APLICADOS DURANTE

ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN DEL POZO 17 “POZOS DE

GAS OFFSHORE” DEL CAMPO AMISTAD, BLOQUE 6.

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO EN PETRÓLEOS

AUTOR: DANIEL DARWIN ARROBA GAIBOR

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS

QUITO, SEPTIEMBRE 2014

II

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

III

DECLARACIÓN

Yo DANIEL DARWIN ARROBA GAIBOR, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que

se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________ Daniel Darwin Arroba Gaibor

C.I. 2100619051

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO COMPARATIVO

DE CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN,

BASE AGUA Y FLUIDO BASE SINTÉTICO, APLICADOS DURANTE

ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN DEL POZO 17 “POZOS DE GAS

OFFSHORE” DEL CAMPO AMISTAD, BLOQUE 6”, que, para aspirar al título

de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Daniel Darwin Arroba Gaibor,

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

cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de

Titulación artículos 18 y 25.

(Firma)

___________________

(Ing. Fausto Ramos Aguirre) DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I.

VI

DEDICATORIA Dedico este trabajo a Dios quien me fortalece, me acompaña y me bendice en

toda circunstancia de mi vida.

A mis padres, quienes con su noble amor, sabiduría y dedicación me han

sabido guiar y brindar todo su apoyo en cada momento crucial de mi vida. A mis

hermanos por ese apoyo e impulso que han sabido darme para continuar con

mis estudios y lograr este objetivo importante en mi vida profesional.

A mi esposa y mi Bella Aitana que son el motor de mi esfuerzo, y de las ganas

de seguir superándome ámbito profesional, emocional e intelectual.

VII

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, quien con su sabiduría me ha guiado y fortalecido cada año

durante mi vida como estudiante universitario.

A los docentes de la Universidad Tecnológica Equinoccial, quienes han sabido

compartir sus conocimientos y guiarme durante toda mi carrera, en especial al

Ing. Fausto Ramos.

Al Ing. Efrén Vintimilla (Asesor sectorial del MICSE – Hidrocarburos), quien

confió en mis conocimientos y me dio la oportunidad de profesionalismo en el

desarrollo de este trabajo de investigación, sin ningún interés, egoísmo y

brindándome todo su apoyo durante el desarrollo del mismo.

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I ............................................................................................................. 3

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 3

1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .................................................................. 4

1.2 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................. 5

1.3 OBJETIVOS .................................................................................................... 6

1.3.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................... 6

CAPÍTULO II ............................................................................................................ 7

2. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 7

2.1 ¿QUE ES UN FLUIDO? ................................................................................... 7

2.3 FLUIDO NEWTONIANO .................................................................................. 9

2.4 FLUIDO NO NEWTONIANO .......................................................................... 10

2.5 FUNCIONES QUE DESEMPEÑAN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS. ................................................. 11

2.5.1 RETIRAR LOS RECORTES DE FORMACIÓN DEL POZO. ..................12

2.5.2 CONTROLAR LAS PRESIONES DE FORMACIÓN ..............................13

2.5.3 SUSPENSIÓN Y DESCARGAR DE LOS RECORTES .........................13

2.5.4 OBTURAR LAS FORMACIONES PERMEABLES .................................13

2.5.5 PROPORCIONAR ESTABILIDAD AL AGUJERO. .................................14

2.5.6 MINIMIZAR LOS DAÑOS AL YACIMIENTO..........................................15

IX

2.5.7 ENFRIAR, LUBRICAR Y APOYAR A LA BARRENA Y AL CONJUNTO

DE PERFORACIÓN .........................................................................15

2.5.8 TRANSMITIR LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A

LA BARRENA. .................................................................................16

2.5.9 ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN. ......16

2.5.10 CONTROLAR LA CORROSIÓN. .........................................................16

2.5.11 FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y LA COMPLETACIÓN. .....................17

2.5.12 MINIMIZAR EL IMPACTO AMBIENTAL ................................................17

2.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ...................................... 18

2.6.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................18

2.6.1.1 Filtrado .................................................................................................18

2.6.1.2 Contenido de sólidos y líquidos .............................................................19

2.6.1.3 pH 20

2.6.1.4 Contenido de arena. .............................................................................20

2.6.1.5 Densidad del fluido de perforación. .......................................................20

2.6.3 PROPIEDADES QUÍMICAS..................................................................21

2.7 ADITIVOS QUE SE EMPLEAN EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ...... 22

2.7.1 ADITIVOS QUÍMICOS ..........................................................................22

2.7.2 ADITIVOS INORGÁNICOS ...................................................................29

2.7.3 ADITIVOS ORGÁNICOS ......................................................................29

2.8 MODELOS REOLÓGICOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............. 29

2.8.1 MODELO PLÁSTICO DE BINGHAM.....................................................29

2.8.2 LEY DE POTENCIA ..............................................................................30

2.8.3 MODELO DE CASSON ........................................................................30

2.8.4 MODELO DE HERSCHEL–BULKLEY ..................................................31

2.8.5 MODELO DE ROBERTSON–STIFF .....................................................31

2.9 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ........................... 32

2.9.1 FLUIDOS BASE AGUA. ........................................................................33

2.9.2 FLUIDOS BASE ACEITE ......................................................................33

2.9.3 FLUIDOS DE GAS-AIRE. .....................................................................33

2.9.4 FLUIDOS SEUDO-ACEITE. ..................................................................33

X

2.10 SISTEMA DE CIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE

PERFORACIÓN ............................................................................................ 34

CAPÍTULO III ......................................................................................................... 36

3. METODOLOGÍA ............................................................................................ 36

3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO AMISTAD ........................ 36

3.1.1 UBICACIÓN .........................................................................................36

3.1.2 RESEÑA HISTÓRICA...........................................................................38

3.2 FORMACIONES GEOLÓGICAS DEL CAMPO AMISTAD ............................. 38

3.3 PRINCIPALES FALLAS DEL CAMPO AMISTAD .......................................... 40

3.4 DESCRIPCIÓN DE FORMACIONES DE LA COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

DEL CAMPO AMISTAD. ................................................................................ 41

3.4.1 FORMACIÓN PUNÁ .............................................................................43

3.4.2 FORMACIÓN PROGRESO ..................................................................43

3.4.3 FORMACIÓN SUBIBAJA ......................................................................44

3.5 GEOQUÍMICA DEL CAMPO ......................................................................... 47

3.6 PROGRAMA PROPUESTO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN A SER

APLICADOS EN EL POZO AMISTAD No 17 OFFSHORE. ........................... 51

3.6.1 PRIMERA SECCIÓN (26 PULGADAS) .................................................52

3.6.3 SEGUNDA SECCIÓN (17 ½ PULGADAS) ............................................58

3.6.4 TERCERA SECCIÓN (12 ¼ PULG. X 13 ½ PULG.) .............................64

3.6.5 CUARTA SECCIÓN (8 ½ pulgadas x 9 ½ pulgadas) .............................68

CAPITULO IV ......................................................................................................... 73

4. DESARROLLO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL POZO

AMISTAD NO 17, BLOQUE 6. ............................................................................... 73

XI

4.1 SECCIÓN DE 26 PULGADAS – SISTEMA BENTONÍTICO ........................... 73

4.1.1 PROPIEDADES DEL FLUIDO DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA

SECCIÓN DE 26 PULGADAS..........................................................75

4.1.2 PROBLEMAS OCURRIDOS. ................................................................76

4.1.3 DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE

SÓLIDOS ........................................................................................76

4.1.4 CONSUMOS Y COSTOS .....................................................................78

4.1.5 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN. ...................................................79

4.1.6 LITOLOGÍA ..........................................................................................79

4.1.7 VOLUMETRÍA ......................................................................................79

4.2 SECCIÓN DE 17 ½ PULGADA - SISTEMA QDRILL .................................... 81

4.2.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA ...........86

4.2.2 PROBLEMAS OCURRIDOS. ................................................................87


SÓLIDOS ........................................................................................87

4.2.4 CONSUMOS Y COSTOS .....................................................................88

4.2.5 CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO...........................................90

4.2.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ....................................................90

4.2.7 LITOLOGÍA ..........................................................................................91

4.2.8 VOLUMETRÍA FORMACIÓN PUNÁ .....................................................92

4.2.9 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO ......................................93

4.3 SECCIÓN 12 ¼ x 13 ¼ DE PULGADA – SISTEMA QDRILL. ........................ 99

4.3.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA (12 ¼

x13 ¼) PULGADAS. .....................................................................105

4.3.2 PROBLEMAS OCURRIDOS. ..............................................................106


SÓLIDOS ......................................................................................106

4.3.4 CONSUMOS Y COSTOS ...................................................................107

4.3.5 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ..................................................110

4.3.6 LITOLOGÍA ........................................................................................110

4.3.7 VOLUMETRÍA ....................................................................................111

4.4 SECCIÓN 8 ½ PULGADA – SISTEMA QVERT-ECO .................................. 117

XII

4.4.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA .........121

4.4.2 PROBLEMAS OCURRIDOS. ..............................................................122


SÓLIDOS ......................................................................................126

4.4.4 CONSUMOS Y COSTOS ...................................................................127

4.4.5 CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO.........................................129

4.4.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ..................................................130

4.4.7 LITOLOGÍA ........................................................................................131

4.4.8 VOLUMETRIA ......................................... ¡Error! Marcador no definido.

4.4.9 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO ....................................132

4.5 PROPUESTA A SER APLICADO EN FUTUROS POZOS. .......................... 137

CAPITULO V ........................................................................................................ 145

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................... 145

5.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 145

5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 147

NOMENCLATURA ............................................................................................... 148

GLOSARIO .......................................................................................................... 150

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 155

ANEXOS .............................................................................................................. 157

XIII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Aditivos químicos densificantes para fluidos de perforación. 23

Tabla 2 Aditivos químicos viscosificantes para fluidos de perforación. 24

Tabla 3: Materiales suplidores de iones OH- para fluidos de perforación. 25

Tabla 4: Materiales Surfactantes para fluidos de perforación. 27

Tabla 5 Composición del gas natural del campo Amistad determinada mediante

cromatografía de gases. 47

Tabla 6. Cálculo de la capacidad calorífica del gas. 48

Tabla 7. Cálculo del contenido licuable del gas 49

Tabla 8 Propiedades PVT del gas natural del Campo Amistad 49

Tabla 9 Propiedades petrofísicas del Campo Amistad 50

Tabla 10 Diseño mecánico propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore. 51

Tabla 11 Formaciones estratigráficas a perforare en el Campo Amistad, pozo No. 17,

Offshore 52

Tabla 12 Sección 26 pulgadas, programa propuesto para el Pozo Amistad No. 17,

Offshore. 52

Tabla 13 Formulación del Spud Mud, propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore.

53

Tabla 14 Propiedades del fluido base agua. 54

Tabla 15 Equipos de control de sólidos 54

Tabla 16 Sección 17 ½ pulg. 58

Tabla 17 Formulación del Q DRILL/KCL 59

Tabla 18 Propiedad del Q DRILL /KCL 60

Tabla 19 Equipos de control de solidos 61

Tabla 20 Sección (12 ¼ x 13 ½) pulgadas 64

Tabla 21 Formulación del AMODRILL 1500 65

Tabla 22 Propiedades del fluido AMODRILL 1500 66

Tabla 23 Equipo de control de sólidos 67

Tabla 24 Sección (8 ½ x 9 ½) pulgada. 68

Tabla 25 Formulación básica del AMODRILL 1500 70

Tabla 26 Propiedades del lodo 70

XIV

Tabla 27 Equipo de control de sólidos 71

Tabla 28 Sección de 26 pulgada. 74

Tabla 29 Fluido aplicado a la sección de 26 pulgadas. 74

Tabla 30 Propiedades del fluido sección 26 pulgadas. 76

Tabla 31 Costos de productos aplicados en la etapa de 26 pulgadas, real y

programados 78

Tabla 32 Parámetros de perforación para etapa de 26 pulgadas. 79

Tabla 33 Litología formación Puná 79

Tabla 34 Volumetría sección de 26 pulgadas. 79

Tabla 35 Sección de 17 ½ pulg. 81

Tabla 36 Fluido aplicado en la sección de 17 ½ pulg. 82

Tabla 37 Propiedades del fluido. 86

Tabla 38 Consumo de productos etapa de 17 ½ pulg. Programado vs real 89

Tabla 39 Consumo adicional en el intervalo 17 ½ pulgadas. 90

Tabla 40 Parámetros de perforación de la sección 17 ½ pulgadas. 90

Tabla 41 Litología de la sección atravesada 91

Tabla 42 Volúmenes de fluidos programado vs real 92

Tabla 43 Sección 12 1/42 a 13 ¼ de pulgada 99

Tabla 44 Sistema de lodo para la tercera sección 100

Tabla 45 Densidades del fluido en función de la profundidad 102

Tabla 46 Propiedades del fluido durante la perforación 105

Tabla 47 Costos programados frente al real 108

Tabla 48 Costos adicionales para la tercera sección 109

Tabla 49 Parámetros de perforación de la tercera sección. 110

Tabla 50 Litología de las zonas atravesadas 110

Tabla 51 Volumetría programada frente a la real 111

Tabla 52 Detalles de la sección 8 ½ pulgada. 117

Tabla 53Sistema del lodo QVERT-ECO 118

Tabla 54 Propiedades del fluido durante la perforación 121

Tabla 55 Detalle de las actividades y el fluido filtrado 124

Tabla 56 Costos programados vs reales para la cuarta sección 128

Tabla 57 Costo adicional Sistema QVERT ECO 129

XV

Tabla 58 Parámetros de perforación Sistema QVERT ECO 130

Tabla 59 Litología del Campo Amistad 131

Tabla 60 Volumetría sección 17 ½ pulgada 131

Tabla 61 Resumen de reporte de análisis del punto de anilina 136

Tabla 62 Ventajas y desventajas del fluido sintético 136

XVI

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Esfuerzo de corte y velocidad de corte 8

Figura 2. Representación de esfuerzo de corte vs velocidad de corte. 11

Figura 3. Funciones de fluidos de perforación 12

Figura 4. Daño de formación por filtración de lodo. 14

Figura 5. Propiedades de los fluidos de perforación. 18

Figura 6. Filtro prensa. 19

Figura 7. Embudo Marsh. 21

Figura 8. Clasificación de los fluidos de perforación. 32

Figura 9. Sistema de circulación de fluidos de perforación 35

Figura 10. Ubicación del Campo Amistad 37

Figura 11. Estructura litológica del campo Amistad. 39

Figura 12. Principales fallas geológicas del Golfo de Guayaquil 40

Figura 13. Columna estratigráfica del Campo Amistad (véase anexo 6) 41

Figura 14. Columna Estratigráfica esquemática Formaciones. Subibaja-Progreso-Puna

42

Figura 15. Clasificación de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso en el

pozo Amistad No. 8 45

Figura 16. Tamaño del grano de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso

46

Figura 17. Comportamiento del fluido simulado para la sección de 26 pulgadas. 56

Figura 18. Velocidades simuladas con 950 galones por minuto. 57

Figura 19. Hidráulicas simuladas con 950 galones por minuto (gpm) y velocidad de

penetración (ROP) de 30 pies por hora (pph). 62

Figura 20. Simulación de velocidad de penetración respecto a profundidad. 63

Figura 21. Pruebas MBT (azul metileno) 93

Figura 22. Viscosidad embudo 93

Figura 23. pH del fluido 94

Figura 24. Viscosidad Plástica del fluido 94

XVII

Figura 25. Punto cedente del fluido 95

Figura 26. Porcentaje de sólidos en el fluido 95

Figura 27. Filtrado API del fluido 96

Figura 28. Alcalinidad del fluido 96

Figura 29. Ion potasio en el fluido 97

Figura 30. Densidades aplicadas al fluido de perforación 98

Figura 31. Prueba MBT Sección (12 ¼– 13 ¼) pulgadas 112

Figura 32. Viscosidad embudo fluido tercera sección. 112

Figura 33. pH del sistema QDRILL 113

Figura 34. Viscosidad plástica (cP) sistema QDRILL 113

Figura 35. Punto cedente Sistema QDRILL 114

Figura 36. Porcentaje de sólidos Sistema QDRILL 114

Figura 37. Filtrado API sistema QDRILL 115

Figura 38. Alcalinidad Sistema QDRILL 115

Figura 39. Concentración del ion potasio sistema QDRILL 116

Figura 40. Viscosidad embudo Sistema QVERT ECO 132

Figura 41. Alcalinidad Sistema QVERT ECO 132

Figura 42. Viscosidad plástica Sistema QVERT ECO 133

Figura 43. Punto cedente Sistema QVERT ECO 133

Figura 44. Salinidad Sistema QVERT ECO 134

Figura 45. Filtrado HPHT Sistema QVERT ECO 134

Figura 46. Estabilidad eléctrica Sistema QVERT ECO 135

XVIII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO # 1 REPORTE DE PROBLEMAS FRECUENTES, INDICACIONES Y

TRATAMIENTO DURANTE PERFORACIÓN ............................................................ 158

ANEXO # 2 JACK UP, PERFORANDO POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE ......... 160

ANEXO # 3 INSTALACIONES DE MUD CLEANER KLING COBRA ......................... 161

ANEXO # 4 EQUIPO TRES EN UNO, ZARANDA, DESARENADOR

DESARCILLADOR. ................................................................................................... 162

ANEXO # 5 EMBUDO DE CUBIERTA - LÍNEAS DE FLUJO ..................................... 163

ANEXO # 6 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD........................ 164

ANEXO # 7 PROGRAMA DE BROCAS PROPUESTO .............................................. 165

ANEXO # 8 TABLA DE NTP (TIEMPOS NO PRODUCTIVOS) .................................. 167

ANEXO # 9 ESQUEMA FINAL DE PERFORACIÓN - POZO AMISTAD No. 17

OFFSHORE ............................................................................................................... 168

1

RESUMEN

En el presente trabajo, se analiza las condiciones petrofísicas y litológicas del

Campo Amistad, Bloque 6, el programa de perforación y el programa de fluidos

propuesto haciendo énfasis en las características reológicas de los fluidos

aplicados durante la perforación del Pozo Amistad No. 17 Offshore, Bloque 6. El

fluido base agua sugerido en el programa propuesto no dio resultado por la

presencia de arcillas altamente reactivas presentes en la estratigrafía del

campo, por lo que se propone un fluido base sintético mismo que excluye los

problemas de hinchamiento de arcillas, pega de tubería, derrumbes dentro del

hoyo durante la perforación del pozo Amistad No. 17 Offshore.

De manera introductoria este documento contiene información de fluidos de

perforación, sus funciones, clasificación, químicos y aditivos que constituyen a

un fluido y le dan ciertas características químicas y físicas que permiten el

cumplimiento de sus funciones durante su aplicación en el desarrollo del pozo.

Encontramos información del campo Amistad, como su litología haciendo

enfoque a la estratigrafía de interés, el programa de fluidos propuesto para

atravesar la columna estratigráfica hasta lograr el objetivo que es la formación

de pago o productora, además se detalla el equipo que permitirá controlar las

propiedades del fluido aplicado.

Finalmente, la parte más representativa de este trabajo, el programa de fluidos

que se llevó a cabo para la perforación del pozo Amistad No. 17, los problemas

que se presentaron durante toda la perforación y su análisis, considerando que

el fluido base sintético no fue optimo al perforar la zona de pago, produciendo

daño y la no producción del Pozo de Gas Amistad No. 17 Offshore.

2

ABSTRACT

In this paper, petrophysical and geological characteristics of Friendship Field,

Block 6, discusses proposed drilling program and the program of fluids with

emphasis on the rheological characteristics of the fluids applied during drilling of

Well No. 17 Amistad Offshore, Block 6 the base fluid water suggested in the

proposed program did not work in the presence of highly reactive clays present

in the stratigraphy of the field, so a synthetic base fluid which excludes same

clay swelling problems is proposed, sticks of pipe collapses into the hole during

the drilling of Friendship No. 17 Offshore.

So this introductory document provides drilling fluids, functions, sorting,

chemicals and additives that make up a fluid and give certain chemical and

physical characteristics that allow the performance of its functions during its

application in the development of the well.

We found information Amistad field, as lithology doing approach to stratigraphy

of interest, the program proposed fluid through the stratigraphic column until the

goal is the formation or production payment, in addition to detailing the

equipment that will control the properties applied fluid.

Finally, the most representative part of this work, the fluid program was

conducted for the drilling of Friendship No. 17, the problems that arose

throughout drilling and analysis, whereas synthetic base fluid was not optimal

when the charging zone was drilled, producing damage and no well production

Amistad Offshore No. 17.

3

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

El gas natural que actualmente se explota en el campo Amistad contribuye al

cambio y al desarrollo de la Nueva Matriz Energética impulsada por el Gobierno

de Turno.

El campo Amistad, bloque 6, offshore, está a cargo de la empresa pública

PETROAMAZONAS EP, sus operaciones son fuera de la costa, la producción

de gas natural del Campo Amistad se encuentra abordando los 60 millones de

pies cúbicos por día.

El país tiene un gasto anual de 800 millones de dólares en subsidios de

combustibles, mismo que se verá reducido con la incorporación de la

producción de gas natural proveniente del campo Amistad del Bloque 6, que

años atrás se lo conocía como Bloque 3.

Industrias cuencanas se suman al cambio de la matriz energética optando por

nuevos procesos industriales para reemplazar la utilización de hidrocarburos

como diesel o gas licuado de petróleo (GLP) por gas natural licuado (GNL),

como generadora de energía para sus máquinas procesadoras de porcelana.

Con el desarrollo de este proyecto el país se verá beneficiado con la no salida

de dólares por la compra de combustibles derivados del petróleo como el diesel

y el gas licuado de petróleo. La importación de estos combustibles afectaba a la

balanza comercial y a la economía del país.

4

Actualmente PETROAMAZONAS EP se encuentra en operaciones de

completación del pozo 17 del Campo Amistad, mismo que contribuirá con 12

millones de pies cúbicos por día, a la producción nacional de Gas Natural.

1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

El alto costo de inversión para la perforación de pozos de gas offshore se

incrementa a medida que los trabajos rutinarios son interrumpidos por

problemas de pega de tubería, misma que se puede dar durante la perforación,

en la bajada y subida de la sarta de perforación, y consecuencia de este se

derriban nuevos problemas y condiciones como es el cambio de cronogramas

de actividades, aumento de herramientas de perforación, re planificación de la

trayectoria a seguir durante la perforación, la realización de un sidetrack y

perdida de equipos.

Durante las actividades de perforación del Pozo 17 del Campo Amistad, Bloque

6, se produjo pegas de tuberías en zonas arcillosas aplicando fluido de

perforación base agua por lo cual se implementó un fluido de perforación base

sintético, el cual no es reactivo frente a formaciones de arcillas altamente

reactivas en presencia de agua, es un fluido estable frente a los cambios de

presión y temperatura que se manifiesta durante las operaciones de

perforación.

5

1.2 JUSTIFICACIÓN

La pega de tuberías durante los procesos de perforación del pozo 17 del

Campo Amistad constituye el principal problema. Por lo cual se ve en la

necesidad de implementar un nuevo programa de fluidos de perforación para

atravesar las formaciones arcillosas que han originado este problema. A 9590

pies de profundidad se realizó un sidetrack1 (paso lateral), hasta esta

profundidad se utilizó un fluido base agua para la perforación del hoyo que

constituirá el pozo 17 offshore, mismo que aportara con una producción de 12

millones de pies cúbicos de gas a la producción nacional de gas natural.

La selección correcta de un programa de fluidos de perforación a aplicarse en

offshore como es el caso del Campo Amistad es de vital importancia para

eliminar cualquier posibilidad de impacto ambiental (fluidos base aceite) y

reducir al máximo problemas de perforación como es la pega de tubería y daño

a la formación.

La presente investigación busca analizar y comparar las características físicas

químicos de los fluidos de perforación y contribuir con un programa de fluidos

de perforación que pueda ser aplicado en futuro.

1 SIDETRACTK, desviación de un hoyo perforado originalmente durante un proceso de perforación que no marcha según la trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas.

6

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar el fluido de perforación que cumpla con todos los requerimientos

operativos y ambientales, para ser aplicados en la perforación de nuevos pozos

de gas en el Campo Amistad, Bloque 6, Offshore.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir las características reológicas y físico-químicas de los fluidos

utilizados en la perforación del pozo No. 17 del Campo Amistad, Bloque 6.

Analizar los resultados del fluido sintético aplicado en la perforación del

pozo Amistad No. 17, Offshore.

Determinar ventajas y desventajas de los fluidos de perforación aplicados.

Recomendar un programa de fluidos de perforación en base a la geología

y a la columna estratigráfica de la zona.

7

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1 ¿QUE ES UN FLUIDO?

Una sustancia que adopta fácilmente la forma del recipiente en el que se

coloca. El término incluye líquidos y gases. Se trata de una sustancia en la que

la aplicación de cada sistema de esfuerzos (excepto la presión hidrostática)

producirá una deformación continuamente creciente, sin relación alguna entre el

régimen de deformación en cualquier instante y la magnitud de los esfuerzos en

ese instante. Los fluidos de perforación son generalmente fluidos newtonianos y

plásticos, pocas veces seudoplásticos y raramente dilatantes.

2.2 VISCOSIDAD Y REOLOGÍA DE LOS FLUIDOS DE

PERFORACIÓN

La viscosidad es el término reológico más conocido. En un sentido más amplio,

la viscosidad se puede definir como la resistencia al flujo de una sustancia

cuando se le aplica a esta un esfuerzo cortante.

La viscosidad se representa matemáticamente como:

𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑(𝜇) =𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝜏)

𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝛾) [2.1]

8

Cuando un fluido se encuentra fluyendo, existe una fuerza en el fluido que se

opone al flujo. Esta fuerza de llama esfuerzo de corte. Se puede describir como

un esfuerzo de fricción que aparece cuando una capa de fluido se desliza por

encima de otra capa. La velocidad a la cual una capa pasa por encima de la

otra se conoce como velocidad de corte. Esto se puede ver en la figura 1. Por lo

tanto, la velocidad de corte es un gradiente de velocidad.

Figura 1. Esfuerzo de corte y velocidad de corte (Ramos, 2014)

2.2.1 VISCOSIDAD EFECTIVA

La viscosidad efectiva (μe) o también llamada en ocasiones viscosidad

aparente (Va), se considera como la viscosidad que tiene el fluido bajo ciertas

condiciones específicas de velocidad de corte, presión y temperatura. Esta se

obtiene mediante la lectura de un viscosímetro de lodo a 300 [rpm] (θ300) o por

la lectura que indica el viscosímetro a 600 [rpm] (θ600) dividiéndola por dos.

9

2.2.2 VISCOSIDAD PLÁSTICA

La viscosidad plástica se describe como la parte de resistencia al flujo que es

causada por la fricción mecánica. Y esta es ocasionada principalmente por:

La concentración de sólidos.

El tamaño y la forma de los sólidos.

La viscosidad de la fase fluida.

La presencia de algunos polímeros de cadena larga.

Las relaciones aceite-agua o sintético-agua en los fluidos de emulsión

inversa.

2.2.3 PUNTO DE CEDENCIA

Este punto representa una medida de las fuerzas electroquímicas o fuerzas de

atracción que actúan en un fluido en determinadas condiciones de flujo. Estas

fuerzas son el resultado de las cargas positivas y negativas ubicadas cerca de

la superficie de las partículas.

2.3 FLUIDO NEWTONIANO

Los fluidos básicos y más simples, desde el punto de vista de la viscosidad, en

los cuales el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de

corte. Estos fluidos comenzarán a moverse inmediatamente cuando se aplica

una presión o fuerza mayor que cero, (véase figura 1.). Los ejemplos de fluidos

10

newtonianos incluyen el agua, el aceite diesel y la glicerina. El punto cedente

determinado por un viscosímetro de indicación directa es cero.

Esfuerzo Cortante = coeficiente de viscosidad x velocidad de corte.

𝜏 = 𝜇 ∗ 𝛾 [2.2]

Coeficiente de viscosidad = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑(𝜇) =𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝜏)

𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝛾) [2.3]

Las unidades del coeficiente de viscosidad son:

𝑙𝑏𝑠 𝑥 𝑠𝑒𝑔

100 𝑝𝑖𝑒2= 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑖𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒 [2.4]

2.4 FLUIDO NO NEWTONIANO

Una de las clasificaciones de los fluidos no newtonianos se detalla a

continuación.

2.4.1 COMPORTAMIENTO INDEPENDIENTE DEL TIEMPO.

Plástico de Bingham

Pseudoplástico

Dilatante

Pseudoplástico y dilatante con punto de cedencia.

11

2.4.2 COMPORTAMIENTO DEPENDIENTE DEL TIEMPO.

Tixotrópicos

Reopécticos

Figura 2. Representación de esfuerzo de corte vs velocidad de corte. (Richardson, 1999)

2.5 FUNCIONES QUE DESEMPEÑAN LOS FLUIDOS DE

PERFORACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS.

Los fluidos de perforación desempeñan funciones específicas que facilitan el

avance de las actividades de perforación, minimizando problemas de

estabilidad del hoyo y problemas operacionales durante todo el programa de

perforación, entre estas tenemos las siguientes:

12

Figura 3. Funciones de fluidos de perforación

(Instituto Americano del Petróleo, 2001)

2.5.1 RETIRAR LOS RECORTES DE FORMACIÓN DEL POZO.

A medida que la barrena atraviesa las formaciones litológicas va produciendo

un sinnúmero de recortes los cuales deben ser retirados del pozo para lo cual

se hace circular el fluido de perforación desde los tanques de almacenamiento

hasta pasar a través de la barrena y asciende a superficie por el espacio anular

arrastrando consigo los recortes hasta superficie. Para desarrollo de esta

actividad, en el fluido de perforación se debe considerar los siguientes factores:

Fluidos de perforación

Retirar recortes Suspender/

descargar recortes

Obturar formaciones permeables

Mantener estabilidad del

pozo

Enfriar, lubricar conjunto

perforación

Minimizar impacto

ambientalFacilitar

cementación / completación

Controlar la corrosión

Evaluación adecuada de la

formación

Transmitir energía

Hidraulica

Minimizar daños al Yacimiento

Control de presiones de

formación

13

Viscosidad.

Velocidad

Densidad

Rotación de la columna de perforación.

2.5.2 CONTROLAR LAS PRESIONES DE FORMACIÓN

Íntimamente ligada con la densidad del fluido, a medida que aumenta la presión

de la formación se aumenta la densidad del fluido de perforación con la finalidad

de igualar o superar en un mínimo a la presión de la formación y de esta

manera mantener el control del pozo.

2.5.3 SUSPENSIÓN Y DESCARGAR DE LOS RECORTES

Se debe seleccionar un fluido de perforación cuyas propiedades permitan la

suspensión de los recortes, la suspensión de los recortes requiere de fluidos de

alta viscosidad que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte con

propiedades tixotrópicas.

2.5.4 OBTURAR LAS FORMACIONES PERMEABLES

Todo fluido de perforación debe tener la capacidad de producir o formar costra

de lodo de baja permeabilidad en la pared del pozo con la finalidad de limitar la

invasión de filtrado, dar estabilidad a las paredes del pozo y evitar problemas

durante la perforación y producción.

14

Figura 4. Daño de formación por filtración de lodo. (PDVSA-Gerencia de perforación, 2005)

2.5.5 PROPORCIONAR ESTABILIDAD AL AGUJERO.

La estabilidad de las paredes del pozo son de vital importancia para el

desarrollo de procesos de cementación, para la bajada de tubería de

revestimiento cuando aún no esté cementado el agujero, derrumbes en el pozo

es indicativo de un desequilibrio de factores mecánicos o químicos, produciendo

estos puentes, relleno durante las maniobras, agujero reducido que terminan

dificultando trabajos de limpieza del pozo.

15

2.5.6 MINIMIZAR LOS DAÑOS AL YACIMIENTO

La porosidad y permeabilidad de la zona de pago pueden verse afectadas por la

obturación del lodo o los sólidos de perforación, como de las interacciones

químicas (propiedades y características reológicas del lodo de perforación) y

mecánicas (conjunto de perforación) con la formación, los mecanismos más

comunes que causan daño a la formación son:

a. Invasión de la matriz de la formación, perdida de porosidad.

b. Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento,

perdida de permeabilidad.

c. Precipitación de sólidos por procedimientos de completación o

estimulación.

d. Emulsificación entre el filtrado y el fluido de la formación, perdida de

permeabilidad.

2.5.7 ENFRIAR, LUBRICAR Y APOYAR A LA BARRENA Y AL CONJUNTO

DE PERFORACIÓN

La circulación del fluido de perforación enfría al conjunto de perforación

incluyendo la barrena, haciendo posible llevar a cabo los trabajos de

perforación, mantener una eficiencia, alargar la vida útil de los equipos gracias a

la función refrigerante del fluido de perforación.

16

2.5.8 TRANSMITIR LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A

LA BARRENA.

La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de

penetración, mejorando la remoción de recortes en la barrena.

2.5.9 ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN.

Una correcta evaluación de la formación perforada es de esencial importancia y

uno de los factores a considerar para que la perforación sea considerada un

éxito, las propiedades físico químicas del fluido de perforación influirán en la

evaluación de la formación, como el tipo de evaluación a realizar a la formación

en la selección del fluido de perforación.

2.5.10 CONTROLAR LA CORROSIÓN.

Una de las funciones importante del fluido de perforación es la protección del

conjunto de perforación, es decir controlara la corrosión y mantener a niveles

bajos y aceptables a la misma. El fluido de perforación deberá tener

características neutrales para proteger a los componentes metálicos, como

componentes de caucho y elastómeros.

17

2.5.11 FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y LA COMPLETACIÓN.

Un fluido de perforación debe proporcionar un medio adecuado para bajar

tubería de revestimiento al pozo, este deberá tener una costra fina y delgada en

sus paredes para mayor facilidad de instalación de tubería y para mayor

eficiencia de procesos de cementación del pozo.

2.5.12 MINIMIZAR EL IMPACTO AMBIENTAL

Terminada la vida útil de un fluido de perforación estos deben ser desechados

conforme a las leyes ambientales vigentes y reglamentarias existentes en cada

país. Por lo cual los fluidos de perforación de bajo impacto ambiental son más

deseados, los fluidos base aceite, anhídridos y sintéticos están sujetos a

diferentes procedimientos de tratamiento para su disposición en el medio

ambiente.

18

2.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Figura 5. Propiedades de los fluidos de perforación.

(Halliburton Company, 2000)

2.6.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

2.6.1.1 Filtrado

Filtrado API, indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través de la

costra o revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es

sometido a una presión diferencial alta. Esta propiedad se ve afectada por lo

siguiente:

a. Presión

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

DENSIDAD DEL LODO

REOLOGÍA

FILTRACIÓN

CONTENIDO DE LÍQUIDOS Y

SÓLIDOS

PH

PROPIEDADES QUIMICAS

CONTENIDO DE ARENA

19

b. Dispersión

c. Temperatura

d. Tiempo

Figura 6. Filtro prensa.

(PDVSA-Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), 2002)

2.6.1.2 Contenido de sólidos y líquidos

Es el porcentaje de sólidos y líquidos que contiene un fluido de perforación, es

determinado mediante una prueba de retorta, los resultados permiten conocer a

través de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad

específica, no aplica para los fluidos base sintético.

20

2.6.1.3 pH

Permite determinar el tipo de fluido, fluido acido o un fluido básico. La mayor

parte de fluidos base agua son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre

7,5 a 11,5.

2.6.1.4 Contenido de arena.

Es el porcentaje de arena que contiene un fluido durante la perforación de un

pozo. La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica,

de propiedades abrasiva, lo cual produce graves daños en la camisa de las

bombas de lodo.

2.6.1.5 Densidad del fluido de perforación.

La densidad es una propiedad propia de los cuerpos, expresada en lbs/gal.

Mediante la cual el fluido de perforación controla el pozo durante toda la

actividad de perforación del pozo. Mediante la adicción de barita (4,2 gr/cm3), se

puede variar la presión hidrostática para controlar el pozo.

2.6.2 PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN.

La reología de un fluido de perforación se centra en el estudio de la

deformación de un fluido al fluir.

21

2.6.2.1 Viscosidad api o viscosidad de embudo

Esta propiedad de los fluidos es determinada con el embudo Marsh, sirve para

comparar la fluidez de un líquido con la del agua, ya descrita en el capítulo 2.2.

Figura 7. Embudo Marsh.

(PDVSA-Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), 2002)

2.6.3 PROPIEDADES QUÍMICAS.

2.6.3.1 Dureza

Producto de un alto contenido de sales de calcio y magnesio disueltos en el

agua o en el filtrado del lodo.

22

2.6.3.2 Cloruros

Prueba para determinar la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del

lodo.

2.6.3.3 Alcalinidad

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

solubles en agua que pueden neutralizar a los ácidos. Con el resultado de las

pruebas de alcalinidad y su análisis previo se puede estimar la concentración de

iones OH-, CO3- y HCO3 presentes en el fluido de perforación.

2.6.3.4 Prueba de azul metileno (MBT)

Prueba mediante la cual se determina en contenido total de sólidos arcillosos

contenidos en el fluido de perforación.

2.7 ADITIVOS QUE SE EMPLEAN EN LOS FLUIDOS DE

PERFORACIÓN.

2.7.1 ADITIVOS QUÍMICOS

Para la formulación de un fluido base agua, base aceite y sintéticos se usan

aditivos químicos en diferentes concentraciones para cumplir funciones

específicas, establecidas en los programas de perforación.

Los aditivos químicos cumplen con las siguientes funciones:

23

Densificar

Viscosificar

Controlar filtrado o pérdida de agua

Controlar reología

Controlar pH

Controlar la perdida de circulación

Lubricar

Modificar la tensión interfacial

Remover sólidos

Estabilizar lutitas

Evitar la corrosión

Controlar bacterias y hongos

Precipitar contaminantes

2.7.1.1 Materiales densificantes

Aquellos materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar, que son utilizados con

la finalidad de aumentar la densidad del fluido para controlar al pozo.

Tabla 1 Aditivos químicos densificantes para fluidos de perforación.

Fuente: (Romai, 2008)

24

2.7.1.2 Materiales viscosificantes

Estos productos son agregados a los fluidos para mejorar la habilidad de los

mismos de remover los sólidos perforados y suspender el material densificante,

durante la perforación de un pozo.

Tabla 2 Aditivos químicos viscosificantes para fluidos de perforación.


2.7.1.3 Materiales para controlar filtrado

Los materiales más utilizados para controlar filtrado son:

Bentonita

Polímeros manufacturados

Almidones

Adelgazantes orgánicos

o Lignitos

o Lignosulfanatos

25

2.7.1.3.1 Revoque

Su espesor depende del filtrado, de la cantidad y tipo de sólidos que contiene el

fluido. Los sólidos arcillosos son los que realmente forman revoques de calidad.

Los factores que garantizan la formación de un revoque de calidad son:

Diseño del agente sellante.

Control de calidad de los aditivos usados

Eficiencia de los equipos de control de sólidos

Control y seguimiento sobre la distribución del tamaño de partículas.

2.7.1.4 Materiales para controlar reología

Como controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos

y adelgazantes poliméricos.

2.7.1.5 Materiales para controlar el pH

Entre los materiales suplidores de iones OH- están los siguientes, de los cuales

el más utilizado es la Soda cáustica.

Tabla 3: Materiales suplidores de iones OH- para fluidos de perforación.


26

2.7.1.6 Materiales para controlar perdida de circulación

Existen ciertos materiales que permiten controlar parcial o totalmente las

pérdidas de fluido que pueden producirse durante la perforación del pozo, entre

estos tenemos; fibra celulósica, grafito siliconizado, carbonato de calcio.

2.7.1.7 Materiales para dar lubricidad

Existe una gama de lubricantes que se utilizan con el propósito de reducir el

torque y el arrastre en las operaciones de perforación, los cuales están

constituidos por:

Aceites, minerales

Surfactantes

Grafico

Gilsonita

Bolillas de vidrio

2.7.1.8 Materiales surfactantes

Los surfactantes son materiales que tienden a concentrarse en la interfase de

dos medios, solido – agua, aceite – agua, agua – aire, modificando la tensión

interfacial. Se utilizan para controlar el grado de emulsificación, agregación,

dispersión, espuma, humectación, entre otros en los fluidos de `perforación.

27

Tabla 4: Materiales Surfactantes para fluidos de perforación.


2.7.1.9 Materiales para flocular

Durante las operaciones de perforación se generan una gran cantidad de

sólidos que deben ser removidos del sistema de circulación lo antes posible y

forma eficiente.

Existen dos métodos de remoción de sólidos, el químico que incluye la dilución

y la floculación/coagulación

2.7.1.10 Materiales estabilizantes de Lutitas

Las formaciones reactivas se derrumba con facilidad cuando entran en contacto

con la fase liquida de los fluidos base agua, por tal razón es conveniente

perforar este tipo de formación con fluidos cien por ciento aceite o fluidos a

base de agua con alta concentración de iones inhibidores de lutitas.

Entre los aditivos controladores de lutita tenemos los siguientes:

28

Polímeros sintéticos de alto peso molecular (PHPA)

Asfaltos

Sales inorgánicas

Cal/yeso

2.7.1.11 Materiales para controlar la corrosión

Durante el proceso de perforación las sartas de tubería están sujetas a ser

afectadas por agentes corrosivos y sustancias químicas que pueden crear un

potencial eléctrico espontáneo.

La remoción efectiva de oxigeno se la realiza con ayuda de secuestrantes de

oxígeno, entre los más comunes tenemos a sulfito y cromato.

La remoción de H2S se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros

insolubles.

2.7.1.12 Materiales para controlar bacterias y hongos

Los organismos microscópicos como bacterias, algas y hongos pueden existir

en los fluidos de perforación bajo diversas condiciones de pH. Como la mayoría

de los fluidos contienen materiales orgánicos que son susceptibles a la

degradación, la aplicación de estos productos va a inhibir o eliminar la

reproducción y el crecimiento de bacterias y hongos, los bactericidas son los

más aplicados durante la perforación.

29

2.7.2 ADITIVOS INORGÁNICOS

Existen aditivos inorgánicos que se utilizan en la preparación y mantenimiento

de los fluidos de perforación y completación de pozos, para cumplir funciones

específicas como; dar y mantener pH, tratar contaminaciones, formular

soluciones salinas y lograr efectos de inhibición.

2.7.3 ADITIVOS ORGÁNICOS

Ciertos aditivos orgánicos son usados en los fluidos de perforación para el

control de filtrado cuando se perfora con fluidos base polímeros. Los aditivos

orgánicos son coloides orgánicos de cadena larga que se originan mediante un

proceso de polimerización.

2.8 MODELOS REOLÓGICOS DE LOS FLUIDOS DE

PERFORACIÓN

Los modelos reológicos son una relación matemática que nos permite

caracterizar la naturaleza reológica de un fluido, estudiando la deformación

dada a una tasa de corte específica. (Cardona, 2009).

2.8.1 MODELO PLÁSTICO DE BINGHAM

Es un modelo de dos parámetros muy usado en la industria. La ecuación que lo

define es:

30

τ = τy + μp ∙ γ [2.5]

Un fluido Plástico de Bingham no comienza a fluir hasta que el esfuerzo de

corte aplicado exceda el valor mínimo 𝜏𝑦. A partir de este punto el cambio en el

esfuerzo de corte es proporcional a la tasa de corte y la constante de

proporcionalidad es la viscosidad plástica (𝜇𝑝).

2.8.2 LEY DE POTENCIA

Es un modelo de dos parámetros para el cual la viscosidad absoluta disminuye

a medida que la tasa de corte aumenta. La relación entre la tasa de corte y el

esfuerzo de corte está dada por la siguiente ecuación:

τ = Kγ𝑛 [2.6]

No existe un término para el punto de cedencia por tanto bajo este modelo los

fluidos comienzan a fluir a una tasa de corte cero.

2.8.3 MODELO DE CASSON

Este modelo da una buena descripción de las características reológicas de los

fluidos de perforación. A altas temperaturas y bajas presiones la aproximación

se hace más pobre. La relación que los caracteriza es:

31

𝜏1/2 = 𝜏𝑦1/2 + 𝜇𝑝𝑦1/2 [2.7]

2.8.4 MODELO DE HERSCHEL–BULKLEY

Es el resultado de la combinación de aspectos teóricos y prácticos de los

modelos Plástico de Bingham y Ley de Potencia. La siguiente ecuación

describe el comportamiento de un fluido regido por este modelo:

𝜏 = 𝜏𝑦 + (𝑘𝑦)𝑛 [2.8]

En este modelo los parámetros “𝑛” y “𝑘” se definen igual que en Ley de

Potencia. Como casos especiales se tienen que el modelo se convierte en

Plástico de Bingham cuando 𝑛=1 y en Ley de Potencia cuando 𝜏𝑦=0.

2.8.5 MODELO DE ROBERTSON–STIFF

Fue presentado en 1979 como un modelo hibrido de los modelos Ley de

Potencia y Plástico de Bingham para representar lechadas de cemento y lodos.

La ecuación que lo caracteriza es:

𝜏 = 𝑘(𝛾𝑜 + 𝛾)𝑛 [2.9]

El parámetro 𝛾 𝑜 es considerado como una corrección a la tasa de corte, de

modo que 𝛾 +𝛾 𝑜 representa la tasa de corte requerida por un fluido seudo-

32

plástico puro para producir el esfuerzo de cedencia del modelo de Bingham. Los

parámetros “𝑛” y “𝑘” se definen igual que en Ley de Potencia.

2.9 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

Figura 8. Clasificación de los fluidos de perforación.

(Drilling Fluids Processing 2005).

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS DE AGUA DULCE

FLUIDOS EN BASE A AGUA SALADA

FLUIDOS TRATADOS CON

CALCIO

LODOS SURFACTANTES

LODOS EMULSIONADOS

FLUIDOS TRATADOS

QUIMICAMENTE

FLUIDOS BASE ACEITE

FLUIDOS ACEITE

FLUIDOS EMULSIONES INVERTIDAS

FLUIDOS BASE GAS-AIRE

FLUIDOS BASE SEUDO-ACEITE

33

2.9.1 FLUIDOS BASE AGUA.

Los fluidos base agua son los que tienen menor impacto ambiental, son de

menor costo para su diseño e implementación, de fácil mantenimiento y por lo

tanto son los que comúnmente son utilizados en procesos de perforación de

pozos hidrocarburiferos.

2.9.2 FLUIDOS BASE ACEITE

Los fluidos base aceite suministran una adecuada lubricación de la barrena y

del conjunto de perforación. Así como ofrecen ventajas operacionales los fluidos

base aceite representan un gran problema ambiental por su grado de toxicidad

y bajo grado de biodegradación.

2.9.3 FLUIDOS DE GAS-AIRE.

Los fluidos de perforación a base de gas o aire como su propio nombre lo dice

son aquellos que utilizan el gas natural, gases inertes, aire mezclados con

agua. Aplicados en zonas litológicas consolidadas donde difícilmente se

encontraría cantidades de agua apreciables. Los recortes o ripios de

perforación son reducidos a polvo y transportados a superficie por medio del

espacio anular. No es aplicable para zonas poco consolidadas, zonas de alta

presión o zonas productoras de agua.

2.9.4 FLUIDOS SEUDO-ACEITE.

Este tipo de fluido es de alto costo producirlo, pero es más idóneo respecto a

fluidos donde la fase continua es el aceite, disminuyendo así grandes

34

problemas de contaminación ambiental, no muy aplicado por su poca

estabilidad a altas temperaturas.

2.10 SISTEMA DE CIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE

PERFORACIÓN

La circulación del lodo empieza en el tanque de succión. La bomba succiona al

lodo del tanque y lo desplaza hacia la línea del manifold hasta la tubería vertical

que está conectada a la cabeza de inyección, el lodo entra por la cabeza de

inyección, baja por el cuadrante o Kelly, tubería de perforación, portamechas,

estabilizadores y sale por las boquillas del trepano para retornar a la superficie

por el espacio anular, finalmente el lodo sale a la superficie, a través de la línea

de descarga y cae sobre un tamiz vibratorio llamado zaranda, esta zaranda

separa los recortes más grandes y los deposita en la fosa y el lodo pasa a los

tanques de control de sólidos para luego finalmente llegar a los tanques de

succión porque el lodo ya está en condiciones de ser nuevamente bombeado al

pozo.

A continuacion un esquema del sistema de circulacion de fluidos de perforacion.

35

Figura 9. Sistema de circulación de fluidos de perforación (Shanghai China Co LTD., 2014)

36

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA

3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO AMISTAD

3.1.1 UBICACIÓN

El campo Amistad está en el Bloque 6, ubicado en el Golfo de Guayaquil,

costas afuera (Offshore), en Machala, provincia de El Oro, a 65 kilómetros de

Puerto Bolívar, con profundidades de agua que oscilan entre cuarenta y

cuarenta y cinco metros. Su área aproximada es de diecisiete kilómetros y la

zona productora tiene un espesor neto de pago de unos ciento veinte pies.

37

Figura 10. Ubicación del Campo Amistad (PAM EP, 2014)

38

3.1.2 RESEÑA HISTÓRICA

En 1969 se realizaron cuatro perforaciones dentro de la estructura del Campo

Amistad, Amistad 1, fue el pozo descubridor de gas en una capa de areniscas

que se encontraba alrededor de los 9720 y 10333 pies de profundidad.

El 3 de octubre del 2002, Energy Development Corporation (EDC), inauguró la

primera planta de generación eléctrica Machala Power a gas natural, y

continuará explorando en las aguas del Océano Pacífico.

El 9 de junio de 2011, el campo Amistad pasa a manos del Estado Ecuatoriano.

En octubre de 2012 llegó desde Egipto la plataforma de perforación auto

elevable denominada “Jack up”, con el fin de optimizar la producción de este

campo.

A partir del 2 de enero de 2013, acorde con el Decreto Ejecutivo 1351-A, este

Bloque pasó a ser operado por PETROAMAZONAS EP (PAM EP).

3.2 FORMACIONES GEOLÓGICAS DEL CAMPO AMISTAD

Constituido por una cuenca sedimentaria con un espesor máximo en el eje de

aproximadamente 12.000 metros de sedimento de depósitos marinos

continentales, de origen probablemente deltaico y que estratigráficamente

resulta en una secuencia alternante de arenas y lutitas, con pequeños

espesores de calizas de edad que va desde el Oligoceno hasta el Reciente.

39

Estas arenas y arcillas por efecto de la compresión tectónica de levantamiento

produjeron condiciones estructurales y estratigráficas necesarias para el

entrampamiento de hidrocarburos.

Al campo Amistad se lo ha definido como un anticlinal alargado en dirección

norte-sur de 11 km. de largo por 3,7 km. aproximadamente de ancho, bastante

fallado, con una falla principal al oeste de la estructura, con un salto de

alrededor de 1.000 pies.

Figura 11. Estructura litológica del campo Amistad. (Petroamazonas, 2014)

40

3.3 PRINCIPALES FALLAS DEL CAMPO AMISTAD

Las principales fallas presentes en el Golfo de Guayaquil son: la Falla de la

Cruz, que separa el levantamiento Santa Elena de la Cuenca de Progreso; la

Zona de Falla de Posorja que separa la Cuenca de Esperanza del

levantamiento Santa Elena; y la Falla de Jambelí que se encuentra al sur de la

Cuenca de Jambelí.

Figura 12. Principales fallas geológicas del Golfo de Guayaquil (Witt, 2006)

41

3.4 DESCRIPCIÓN DE FORMACIONES DE LA COLUMNA

ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD.

Figura 13. Columna estratigráfica del Campo Amistad (véase anexo 6) (EP PETROECUADOR, 2013)

CE

NO

ZO

ICO

C

Z

Ma

Fa

se

sO

rog

én

ica

sF

AS

E O

RO

GE

NIC

A

TA

RD

IO A

ND

INA

FA

SE

OR

OG

EN

ICA

T

EM

PR

AN

A

AN

DIN

A

EDAD LITOLOGÍA

ES

PE

SO

R (

m)

CR

ET

ÁC

ICO

ME

SO

ZO

ICO

M

Z

ALBIANO

APTIANO

NEOCOMIANO

SU

PE

RIO

RIN

FE

RIO

R

CAMPANIANO

MAESTRICHTIANO

SANTONIANO

CONIACIANO

TURONIANO

CENOMANIANO

75

88

100

106

141

GUAYAQUIL.INF.

PA

LE

OC

EN

O

THANETIANO

DANIANO

65

S

I

GUAYAQUIL.SUP.

PA

LE

OG

EN

O

EO

CE

NO

PRIABONIANO

BARTONIANO

LUTECIANO

YPRESIANO

43

49

55

37

S

M

I

OL

IGO

CE

NO

CHATTIANO

STAMPIANO

S

I

NE

OG

EN

O

MIO

CE

NO

TORTONIANO

SERRAVALLIANO

LANGHIANO

BURDIGALIANO

AQUITANIANO

8

25

10

15A

TT

ICA

S

M

I

CU

AT

ER

NA

RIO

PLEISTOCENO

HOLOCENOMILAZZIANO

VERSILIANO

CALABRIANO

ASTIANO

ZANCIANO

MESSINIANO

1.8

5.3

8

AT

TIC

AR

HO

DA

NIA

NA

SI

SI

PL

IOC

EN

O

PE

TR

ÓL

EO

(P

)G

AS

(G

)

10

00

300

50

0

PU

NA

PR

OG

RE

SO

Superior

Inferior

Cerro Mala

Progreso

Zapotal

Dos Bocas

SubibajaZacachún

Saiba10

00

10

00

15

00

S U

B I B

A J

A

PLAYARICA

PL

AY

AR

ICA

?

15

00

G

A

N C

Ó

N

Clay Pebble

Socorro

Seca

Punta Ancon

20

00

120

05

00

50

0

P

P

P

AZ

UC

AR

28

00

?

Estancia

Chanduy

Engabao

C

H O

N

G Ó

N Guayaquil

Cayo

Calentura

P

I

Ñ O

N

P

GR

UP

O

FO

RM

AC

IÓN

Mie

mb

ro

ARENISCAS CONGLOMERATICAS

PLATAFORMA INTERNA. ARCILLOLITAS GRIS VERDOSAS Y ARENISCAS FINAS

ARENISCA CONGLOMERATICA Y ARCILLOLITAS GRISES

PLATAFORMA, ARENISCAS FINASY LUTITAS GRIS VERDOSA

ESTUARIO DELTAICO, PRINCIPALMENTE ARCILLOLITAS GRISES Y EN MENOR PROPORCION ARENISCAS FINAS, LOCALMENTE

ARCILLOLITAS CAFE Y VERDE, ABUNDANTE RESTOS VEGETALES, FORAMINIFEROS BENTÓNICOS HACIA LA BASE.

CONTINENTAL, ARENISCAS Y ARCILLOLITAS DE OLORES GRISES VERDOSOS, CAFE ROJO, CON CARBON Y PIRITA, NO FOSILES

MARINO, LIMOLITAS Y ARENISCAS FINAS GRIS OLIVO CON FORAMI-NIFEROS, EN EL POZO AMISTAD S-1, ALTERNAN CON LIMOLITAS GRISES Y CAFE DE AMBIENTE TRANSICIONAL A CONTINENTAL.

FONDO OCEANICO.COMPLEJO ÍGNEO DE ROCAS EXTRUSIVAS, LAVAS BASÁLTICAS

EN " PILLOWS - LAVAS" PERIDIOTITAS CON OLIVINO E HIPERSTENA INTERCALADAS DE BRECHAS Y ARCILLAS

TOBACEAS, LIMOLITAS Y ARENISCAS EN CAPAS FINAS DE ORIGEN SUBMARINO, PIROCLÁSTICO TURBIDÍTICO

PROBABLEMENTE ESTRATIFICADOS, DELGADAS CAPAS DE SEDIMENTOS INTERCALADOS PELÁGICOS.

INTERCALACIONES DE ARCILLAS MARRÓN OSCURO, Y ARCILLAS GRIS VERDOSO Y CAPAS DELGADAS DE ARENISCAS FINAS A

VECES GLAUCONITAS CON CARBON Y FRAGMENTOS LITICOS. AL TOPE, SE NOTA LA PRESENCIA DE DOS NIVELES DE

ARENISCAS TOBACEAS LITOFELDESPATHICAS. Reflextor (Texaco Pecten)

Abertura de la cuenca progreso, Reactivación de las estructuras, fuerte erosión en Manabi

COMPILADO: J. CHIRIBOGA

Jaguar 10 de julio 2011

GUAYAQUIL CHERT. ES UNA SERIE DE HORIZONTES DE LUTITASALTAMENTE SILICOSAS O "HORSTENOS". CONSISTE DE

ESTRATIFICACIONES DELGADAS A MASIVAS, DE COLOR GRIS, HABANO, VERDOSO OSCURO, GRIS, Y NEGRO, CON ÍNTER ESTRATIFICACIONES DE LUTITAS SILICOSAS, ARCILLITA Y TOBAS LOCALMENTE DEFORMADAS, CON ESTRUCTURAS

SIN-SEDIMENTARIAS Y RIZADURAS (SLUMPS). LOS HORSTENOSSON GENERALMENTE BIEN ESTRATIFICADOS, PERO

FRECUENTEMENTE DISTORSIONADOS. APARECEN UNOS POCOSESTRATOS DELGADOS DE COLOR CAFÉ, A CAFÉ VERDOSO, DE

GRÁNULOS FINOS DE ARENISCAS CALCÁREAS.

SANTA ELENA (GUYAQUIL CHERT), SEDIMENTACIÓN PELÁGICA CON VULCANISMO ACTIVO, TURBIDITAS DE BAJA DENSIDAD.

COMPLEJO DE ABANICOS TURBIDÍTICOS DEPOSITADOS ENAMBIENTE MARINO PROFUNDO, (BASIN FLOOR FONE).TURBIDITAS DE ALTA DENSIDAD CON PARTICIPACIÓN

MINORITARIA DE FLUJOS DE BAJA DENSIDAD. ARENISCAS TURBIDÍTICAS GRUESAS CONGLOMERADOS Y LUTITAS

OSCURAS

MARINO SOMERO, ARENISCAS GRUESAS

PLATAFORMA INTERMEDIA A MARINO SOMERO, LUTITAS LIMOLITAS Y MARGAS

FACIE DE TALUD A PLATAFORMA EXTERNA, TURBIDITAS FINAS Y ARCILLAS

DEPÓSITOS DE REMOCIÓN EN MASA EN AMBIENTE DE TALUD(SLUMPS), ARCILLAS CONGLOMERÁTICAS DIAMÍCTICAS.

ABANICOS TURBIDÍTICOS - RELLENO DE CUENCAS DE TALUDTURBIDITAS FINAS

LOS SEDIMENTOS DE DOS BOCAS CORRESPONDEN A UN MÁXIMO TRANSGRESIVO CON UN AMBIENTE NERÍTICO EXTERNO A BATIAL SUPERIOR (ORDOÑEZ ET AL., 2006).

LA FORMACIÓN DOS BOCAS SE CONFORMA DE ARCILLOLITAS COLOR CAFÉ CHOCOLATE Y LUTITAS CON APARIENCIA DE SERA,

PRESENTAN VETILLAS DE YESO.

SEDIMENTOS MARINOS POCO PROFUNDOS HASTA CLASTICOS CONTINENTALESGRUESOS, ARENISCAS, CONGLOMERADOS, LIMOLITAS Y ARCILLITAS QUE SE CONVIERTEN EN LUTITAS

CALIZAS GRISES OSCURAS A NEGRAS CON INTERESTRATIFICA-CIONES FINAS DE TOBAS CALCÁREAS DE LAPILLI E

INTERESTRATIFICADOS CON MARGAS EN ESTRATOS DELGADOS A MEDIOS, DE TOBAS LAPILLI DE GRANO GRUESO. LA PARTE SUPERIOR ESTÁ CONFORMADA

POR LUTITAS TOBÁCEAS Y TOBAS LAPILLI

ABISAL, ESTÁ FORMADA POR BRECHAS VOLCANOCLÁSTICASESTRATIFICADAS EN AGLOMERADOS Y MACIZOS MUY GRUESOS

QUE CAMBIAN HACIA EL TECHO A ROCAS TURBIDÍTICAS VOLCANOCLÁSTICAS, PRINCIPALMENTE ARENISCAS Y LUTITAS

TOBÁCEAS SILICIFICADAS (BENÍTEZ 1988,1990).

BREVE DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

Zona N-23

G

450

24

00

450

Fuente de Información:Estudios Paleontológicos Dr. Martha Ordoñez (+)

N4

N5

N6

N7

P22P21

P20P19

P17

P15

P14

P12P11

P10

P9P8P7P6

P4

P3

P2

P1

N8

N9

N14

N18

N21

N17N16N15

N22

G

Placer

LechuzaIndicios de Hidrocarburos: Lechuza -1, Corell Drill de Puna.

Superficie de Santa Rosa

42

Figura 14. Columna Estratigráfica esquemática Formaciones. Subibaja-

Progreso-Puna (Petroamazonas, 2014)

CU

AT

ER

NA

RIO

HOLOCENO VERSILIANO

FA

SE

OR

OG

EN

ICA

T

AR

DIO

AN

DIN

A

1.8

5.3

8

25

10

15

AT

TIC

AR

HO

DA

NIA

NA

EDAD

ZA

CA

CH

UN

SA

IBA

MARINO, LIMOLITAS YARENISCAS FINAS GRIS OLIVOCON FORAMINIFEROS, EN EL

POZO AMISTAD S-1, ALTERNAN CON LIMOLITAS GRISES Y CAFE DE AMBIENTE TRAN-SICIONAL A CONTINENTAL.

ESTUARIO DELTAICO, PRINCIPALMENTE

ARCILLOLITAS GRISES Y EN MENOR PROPORCION

ARENISCAS FINAS, LOCALMENTE ARCILLOLITAS CAFE Y VERDE, ABUNDANTE

RESTOS VEGETALES, FORAMINIFEROS

BENTONICOS HACIA LA BASE.

PLATAFORMA, ARENISCAS FINAS

Y LUTITAS GRIS VERDOSA

PLATAFORMA INTERNA.ARENISCA CONGLOMERATICA

Y ARCILLOLITAS GRISES

PLATAFORMA INTERNA.ARCILLOLITAS GRIS

VERDOSAS Y ARENISCAS FINAS

CONTINENTAL, ARENISCAS Y ARCILLOLITAS

DE OLORES GRISES VERDOSOS, CAFE ROJO, CON CARBON Y PIRITA,

NO FOSILES

FO

RM

AC

IÓN

MIE

NB

RO

DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA


MILAZZIANO

CALABRIANO

PL

EIS

TO

CE

NO

ASTIANO

ZANCIANOPL

IOC

EN

O

NE

OG

EN

O

MIO

CE

NO

LANGHIANO

SERRAVALLIANO

TORTONIANO

MESSINIANO

BURDIGALIANO

AQUITANIANO

Su

peri

or

Infe

rio

rIn

feri

or

Su

peri

or

Su

peri

or

Med

ioIn

feri

or

CE

NO

ZO

ICO

C

Z

Fases

Oro

gén

icas

Ma

LITOLOGÍA

PU

NA

S

UP

ER

IOR

PU

NA

IN

FE

RIO

RP

RO

GR

ES

OS

UB

IBA

JA

Fms. SUBIBAJA - PROGRESO - PUNAEN BASE AL POZO AMISTAD SUR - 1

COLUMNA ESTRATRIGRÁFICA ESQUEMÁTICA

Copilado: J. Chiriboga 10 de julio 2011

43

Las formaciones que se atravesaron durante la perforación del pozo Amistad

No. 17 son: formación puna, progreso y subibaja.

3.4.1 FORMACIÓN PUNÁ

La Formación Puná puede ser subdividida en dos miembros: Puná Inferior o

Placer y Puná Superior o Lechuza. El Miembro Puná Inferior Placer comprende

areniscas compactas con intercalaciones de arcillolitas y limolitas, que cambian

lateralmente a microconglomerados y areniscas conchíferas. Ocasionalmente

pueden ocurrir brechas de rocas ígneas. El Miembro Puná Superior o Lechuza

presenta areniscas friables con intercalaciones de limolitas, y hacia el tope

coquinas y areniscas conglomeráticas fosilíferas.

Hacia la base de la Formación Puná se presentan sedimentos de origen

estuarino, mientras que hacia el tope se transforma en un ambiente más marino

(Ordoñez et al., 2006).

Ordoñez et al., (2006) basada en la ocurrencia de foraminíferos planctónicos

sugiere para el Miembro Puná Inferior o Placer una edad Plioceno; mientras que

para el Miembro Puná Superior o Lechuza una edad Pleistoceno Temprano.

3.4.2 FORMACIÓN PROGRESO

Los sedimentos de la formación Progreso pueden ser subdividas en dos zonas,

Inferior y Superior. La zona inferior corresponde a arenas muy finas a medias

estratificadas con arcillolitas tobáceas y lutitas, las cuales corresponderían a la

roca reservorio en el Campo Amistad (Amistad-8, Zambrano y Benítez, 2001).

Las areniscas de la Formación Progreso han sido clasificadas como litoarenitas,

hacia la base el tamaño de grano varía entre muy fino a gruesa, mientras que al

44

tope los sedimentos son muy finos a finos. Medina, (2001) sugiere la presencia

de dos sellos al tope de esta zona.

La zona superior de la formación Progreso corresponde al sello de lutitas del

reservorio en el Campo Amistad e incluye arcillolitas tobáceas grises y lutitas

gris verdosas, con intercalaciones de arenas muy finas y limolitas. (Amistad-8,

Zambrano y Benitez, 2001).

3.4.3 FORMACIÓN SUBIBAJA

La Formación Subibaja puede ser subdividida en dos miembros: Saiba y

Zacachum. El Miembro Saiba comprende lutitas grises y cremas y hacia el tope

presenta areniscas finas arcillosas. El Miembro Zacachum presenta areniscas y

arcillolitas de varios colores.

Ordoñez et al, (2006) basada en la ocurrencia de foraminíferos planctónicos

sugiere una edad Mioceno Temprano Tardío para el Miembro Saiba; mientras

que para el Miembro Zacachum una edad Mioceno Temprano Tardío – Mioceno

Medio Temprano.

Los sedimentos del Miembro Zacachum de la Formacion Subibaja son arenas

finas a medias y arcillolitas tobáceas gris verdosas con intercalaciones

subordinadas de arcillolitas y limolitas rojas (Amistad-8, Zambrano y Benitez,

2001). La presencia de capas rojas es un buen indicador del contacto entre la

formación Subibaja y la formación Progreso.

45

Figura 15. Clasificación de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso en el pozo Amistad No. 8

(Medina, 2001)

46

Figura 16. Tamaño del grano de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso

(EP PETROECUADOR, 2013)

47

3.5 GEOQUÍMICA DEL CAMPO

En el golfo de Guayaquil no se ha identificado roca generadora de crudo; los

estudios realizados en las diferentes rocas indican lo siguiente:

La Formación Cayo Facie Calentura presenta excelente potencial pero

insuficiente madurez. Las facies Subibaja y Dos Bocas tienen buen

potencial pero no madurez (Golfo de Guayaquil).

El gas del campo Amistad está constituido con un 99% de Metano por lo

que puede ser considerado de origen biogénico2.

Tabla 5 Composición del gas natural del campo Amistad determinada mediante

cromatografía de gases.

Composición Fracción Molar

H2S ---

CO2 0,02

N2 0,27

CH4 98,6

Etano 0,78

Propano 0,22

Iso-Butano 0,06

N-Butano 0,02

2 Biogénico, Producido por organismos vivos o procesos biológico, “la fermentación es un proceso biogénico”. (Inside, 2010)

48

Continuación, tabla 5.

Iso-Pentano 0,02

N-Pentano 0,01

Hexano Trazas

BTU/SCF Promedio 1.022

Fuente: (PAM EP, 2014)

Tabla 6. Cálculo de la capacidad calorífica del gas.

componenteg

asfraccion molar

yi= ni/nt

peso molecular

componente (g/g-

mol)

peso molecular

mezcla

(g/g-mol)

poder calorico

neto (BTU/pie3)

yi *Pci

(BTU/pie3)

N2 0,0027 28,0 0,076 0,00 0,00

metano 0,9860 16,0 15,818 909,40 896,67

CO2 0,0002 44,0 0,009 0,00 0,00

Etano 0,0078 30,1 0,235 1618,70 12,63

H2S 0,0000 34,1 0,000 586,80 0,00

Agua 0,0000 18,0 0,000 0,00 0,00

propano 0,0022 44,1 0,097 2315,00 5,09

i-butano 0,0006 58,1 0,035 3000,00 1,80

n-butano 0,0002 58,1 0,012 3011,00 0,60

i-pentano 0,0002 72,2 0,014 3699,00 0,74

n-pentano 0,0001 72,2 0,007 3707,00 0,37

i-hexano 0,0000 86,2 0,024 4392,00 1,22

n-hexano 0,0000 86,2 0,000 4403,00 0,00

i-heptano 0,0000 100,2 0,011 5100,00 0,54

BASE DE CALCULO 1,000 16,337 32741,90 919,67

peso molecular

del gas

poder calorico

neto de mezcla

gaseosa

(BTU/pie3)

88,58

poder calorico de

mezcla gaseosa

en BTU/lb

Fuente: (Ramos, 2014)

49

Tabla 7. Cálculo del contenido licuable del gas

componente gasfraccion molar

yi

Factor de

conversión gpm(i)

N2 0,0027

metano 0,9860

CO2 0,0002

Etano 0,0078

H2S 0,0000

Agua 0,0000

propano 0,0022 27,4816 0,060

i-butano 0,0006 32,626 0,020

n-butano 0,0002 31,4433 0,006

i-pentano 0,0002 36,1189 0,007

n-pentano 0,0001 36,1189 0,004

0,097

gpm de

mezcla

gaseosa

Fuente: (Ramos, 2014)

Tabla 8 Propiedades PVT del gas natural del Campo Amistad


Falla Bloque FB1 FB2 FB4 FB5 FB6 FB7

POZOS REFERENCIA 8 8 st & 16st 6,7, 11,14, A1

Nombre Reservorio Subibaja Subibaja Subibaja Subibaja Subibaja Subibaja

Categoria probada probada probada probada probada probada

Estatus SI & UD SI & UD SI & UD productor PD & UD PD & UD

Prof Promedio 9813 9763 9750 10200 9900 10300

Limite, Est GWC 10425 10425 10500 10500 10500 10500

Area reserv, acre 506 329 1214 264 877 291

net pay, ft 138.5 192 158.5 138 136 96.3

Volumen Reservorio, AF 70,098 63,248 192,454 36,511 119,320 28,025

porosidad promedio 20.6% 20.6% 20.6% 20.6% 20.6% 20.6%

saturacion agua 48.4% 48.4% 48.4% 48.4% 48.4% 48.4%

temp reser, °R 671 671 671 677 673 678

presion origina, psi 4709 4709 4663 4663 4947 4947

gravedad especifica 0.57 0.57 0.57 0.57 0.57 0.57

Z inicial 1.010 1.010 1.007 1.100 1.025 1.027

12, LOC 15 Y 17

50

Tabla 9 Propiedades petrofísicas del Campo Amistad

Fuente: (EP, 2014)

ACTIVOVOLUMEN

TOTAL DE ROCAAREA CERO

ESPESOR

PROMEDIO

NETO

N/G

VOLUMEN

NETO DE

ROCA

POROSIDAD Sw Zi o BoiGas Original en

Sitio GOESPermeabilidad °API

Presión

Inicial

Factor de Recobro

de Reservas

Probadas

Reserva Inicial

Probada

Reserva Inicial

Total

Producción

Acumulada al 31-dic-

2013

Factor de

Recobro

Actual 31-Dic-

2013

Reservas(1P)

Probadas

Remanentes al

31-Dic-2013

Reservas

Probables al

31-Dic-2013

Reservas (2P)

Probadas R +

probables

31-Dic-2013

Reservas

Posibles al

31-Dic-2013

Reservas (3P)

probabas

remanentes +

Probables +

Posibles

31-Dic-2013

FR a la

Recuperación

Final del

Yacimiento

(al 31-dic-2013) acre-pie acres pies % acre-pie % % MMCF mD Lpca ( % ) MMCF MMCF MMCF ( % ) MMCF MMCF MMCF MMCF MMCF ( % )

AMISTAD AMISTAD

Subibaja 509,656 3,481 146.4 509,656 20.6 48.4 1.03 782,040 70 4,773 47.5% 371,161 371,161 123,995 15.86 247,165 247,165 0 247,165 47.46%

Puna 105,386 2,306 45.7 105,386 21.0 43.6 0.87 80,868 2,045 16.9% 13,688 31,711 0 13,688 18,023 31,711 0 31,711 39.21%

Subtotal Amistad 615042.00 862,908 371,389 402,872 123,995 260,853 18,023 278,876 0 278,876 46.69%

CAMPO RESERVORIO

51

3.6 PROGRAMA PROPUESTO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN A SER APLICADOS EN EL

POZO AMISTAD No 17 OFFSHORE.

El programa de perforación propuesto es dividido en cuatro secciones de acuerdo al diámetro del revestidor que

se revestirá el hoyo del pozo.

Tabla 10 Diseño mecánico propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore.

PROFUNDIDAD

(Pies)

DIÁMETRO

DEL

HUECO

(Pulgadas)

DIÁMETRO DEL

REVESTIMIENTO

(Pulgadas)

TIPO DE FLUIDO

RECOMENDADO

DENSIDAD

DEL LODO

(libras por

galón)

0 – 1700 26 20 SPUD MUD 8.9 – 9.6

1700 – 7758 17 ½ 13 3/8 QDRILL KCL 10 – 10.5

7758 – 9858 12 ¼ X 13 ½ 9 5/8 AMODRILL 1500 10.8 – 11

9858– 11,259 8 ½ X 9 ½ 7 AMODRILL 1500 11.1 – 12,1

Fuente: (QMAX, 2014)

52

Las formaciones que se atravesaran durante la perforación de columna

estratigráfica se detallan a continuación con sus respectivas profundidades a las

cuales se encuentran.

Tabla 11 Formaciones estratigráficas a perforare en el Campo Amistad, pozo

No. 17, Offshore


3.6.1 PRIMERA SECCIÓN (26 PULGADAS)

Tabla 12 Sección 26 pulgadas, programa propuesto para el Pozo Amistad No.

17, Offshore.

INTERVALO 26 pulgadas

PROFUNDIDAD 0 – 1700 pies

TIPO DE FLUIDO AGUA DE MAR/SPUD MUD


FORMACIÓN Profundidad

(pies)

PUNA 244

PROGRESO 8058

SUBIBAJA 10438

T.D. 11259

53

La sección será perforada con agua de mar en circuito cerrado bombeando

píldoras viscosas de bentonita de 8,9 libras por galón (lpg) pre-hidratadas para

optimizar la limpieza, bombeadas aproximadamente cada 100 pies directamente

al pozo. Al final del intervalo y antes de sacar tubería para bajar casing de 20

pulg., llenar el pozo con 1100 barriles de fluido bentonítico con 2% de lubricante.

El fluido que se dejará en el agujero para bajar el revestimiento debe ser

optimizado con adiciones de carbonato de calcio (CaCO3 A-100) a 5 ppb para

garantizar la estabilidad de las paredes y permitir la bajada del casing.

La viscosidad de las píldoras debe estar en valores de (70 – 120) segundos por

cuarto de galón (seg/qt), esto en razón de que las píldoras de limpieza se incluirán

en el sistema circulante, además de que al perforar arcillas estas se incorporaran

al fluido, incrementando ambos efectos las viscosidades y densidad.

3.6.1.1 Formulación del fluido de perforación a utilizar en la primera

sección.

Tabla 13 Formulación del Spud Mud, propuesto para el Pozo Amistad No. 17,

Offshore.

PRODUCTOS CONCENTRACIÓN

Barita 50 lpb

Natural gel 15 lpb

Caco3 A 100 10 lpb

Pac HV 0,5 lpb

Qlube 0,5 %

Soda caustica 0,5 lpb

Agua 2700 barriles


54

3.6.1.2 Propiedades del fluido

Tabla 14 Propiedades del fluido base agua.


3.6.2 Equipo de control de sólidos3

Tabla 15 Equipos de control de sólidos

Elemento Cantidad Descripción Observaciones

SHAKER

(ZARANDA) 3

Para los altos

galonajes a manejar,

ROP altas y la gran

cantidad de cortes

que se tendrían en

Mallas

recomendadas:

100 – 120 API

3 Equipo recomendado por QMAX con el fin de mantener el lodo en buenas condiciones: bajos MBT & L.G.S. y disminuir las tazas de dilución.

Propiedad Rango

Densidad, ppg. 8.9 – 9.6

Viscosidad Funnel, seg/qt 70 – 120

Viscosidad Plástica, cP 10 – 12

Punto Cedente (YP),

Lb/100pies2 20 – 30

pH 8.5 – 9.5

% Sólidos (8 – 10)%

55

superficie, con el fin

de tener un manejo de

cortes óptimos y evitar

derrame de lodo en

superficie.

DESARENADOR 1

Equipo para la

separación de

partículas hasta de 75

micrones.

2 conos de 12

pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

DESILTER 1

Equipo para la

separación de


micrones.

18 conos de 4

pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

CENTRIFUGAS 2

De alta velocidad

(2200 – 2600 rpm)

para eliminar sólidos

de baja gravedad y de

baja velocidad (1200

– 1400 rpm) para

recuperar barita.

Se utilizaría en el

momento en que

sean requeridas.


Continuación, Tabla 13

56

3.6.2.1 HIDRÁULICAS SIMULADAS ETAPA 26 PULGADAS

Corrida con 950 galones por minuto (gpm) y velocidad de penetración, velocidad de penetración, (ROP) de 20

pies por hora (pph).

Figura 17. Comportamiento del fluido simulado para la sección de 26 pulgadas.

(PAM EP, 2014)

CAMA DE RECORTES (in)16 17 18 19 20

Ground Level = 134,0 ft

Previous Casing Shoe = 400,0 ft

L E G E N D

Bed Height

% LIMPIEZA PROMEDIO 68 (%)20 40 60 80

Ground Level = 134,0 ftL E G E N D

Suspended VolumeTotal Volume

Inclination (°)-5 0 5

PR

OF

UN

DID

AD

(ft)

0

500

1000

1500


Inclination

CAUDAL MINI MO (gpm)3000 3500 4000


Min. Flow rate

57

Figura 18. Velocidades simuladas con 950 galones por minuto.

(PAM EP, 2014)

Velocidades anulares: Simuladas con 950 gpm 38 ft/min promedio y la optima es de 65 (ft/min)30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85

Pro

fun

did

ad

(ft)

0

500

1000

1500


58

3.6.3 SEGUNDA SECCIÓN (17 ½ PULGADAS)

Tabla 16 Sección 17 ½ pulg.

INTERVALO 17 ½ pulg.

PROFUNDIDAD 1700 – 7758 pies

TIPO DE LODO Q DRILL/KCL


Para la perforación de este intervalo se está considerando utilizar un tipo de

lodo con características de inhibición promovidas por el ion K+, combinado con

un Glicol (GLYMAX), una amina (MAXDRILL) además utiliza las propiedades

de encapsulamiento de la PHPA4 para facilitar la descarga de sólidos íntegros

sobre zarandas, los productos mencionados ejercen una inhibición (química y

mecánica) a las arcillas reactivas, caso Formación Puna y Progreso.

A 2000 pies se inicia el KOP, llegando a 3409 pies con un ángulo de 28,17

grados, a partir de 6329 pies se dejara caer el ángulo y terminando la etapa a

7738 pies con 0° ,se debe tomar especial cuidado en las manifestaciones del

pozo para poder mantener el anular libre de sólidos, mantener un programa de

píldoras de limpieza dispersas/viscosas, con súper sweep y viscosa-pesadas si

son necesarias, evaluar el uso de las píldoras dispersas por la fragilidad de las

4 PHPA; Una clase de lodos a base de agua que utilizan poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) como aditivo funcional, ya sea para controlar las lutitas del pozo o para extender arcilla de bentonita en un lodo con bajo contenido de sólidos. Como lodo para control de lutitas se cree que la PHPA sella las microfracturas y reviste las superficies de las lutitas con una película que retarda la dispersión y la desintegración. (Clark RK, Sheuerman RF, Raoth H, & Van Laar H, 1976)

59

paredes de las formaciones perforadas, pudiendo ocasionar el alargamiento del

hoyo (turbulencia). La etapa se perforará con concentraciones de ion potasio

entre 30000 a 35000 ppm.

3.6.3.1 Formulación básica del fluido

Tabla 17 Formulación del Q DRILL/KCL

PRODUCTOS

CONCENTRACIÓN

Libras por barril

lpb

BARITA 105 lpb

CLORURO DE

POTASIO 25 lpb

CaCO3 A 100 10 lpb

CaCO3 A 325 10 lpb

CAMIX 10 lpb

CAL HIDRATADA 0,5 lpb

SODA CAUSTICA 1 lpb

PAC LV/HV 1,5 lpb

GLYMAX 0,75 %

MAXDRILL 0,1 galón/barril

SYNERFLOC 1 lpb

STARDRILL 2 lpb

KELZAN XCD 1 lpb

Qstop FINE 1 lpb

AGUA 4360 barriles


60

3.6.3.2 Propiedades del lodo sugeridas

Tabla 18 Propiedad del Q DRILL /KCL

Propiedad Rango

Densidad, libras por galón

(ppg). 10 – 10.5

Viscosidad Funnel, s/qt5 50 – 60

Viscosidad Plástica (VP), cP 15 – 25

Punto cedente(YP) lb/100 ft2 20 – 30

Filtrado API, cc 6 – 8

pH 9.5 – 10

MBT, lb/ bbl. < 15

Ion potasio, ppm 30000 – 35000

% Solidos 8 – 15


3.6.3.3 Equipo de control de sólidos*

5 S/QT; segundos por cuarto de galón

61

Tabla 19 Equipos de control de solidos


SHAKER 3

Para los altos

galonajes posibles a

manejar, ROP altas y

la gran cantidad de

cortes que se tendrían

en superficie, con el

fin de tener un manejo

de cortes óptimos y

evitar derrame de lodo

en superficie.

Mallas

recomendadas:

(140 – 170) API

DESARENADOR 1

Equipo para la

separación de


micrones.

2 conos de 12

pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

DESILTER 1

Equipo para la

separación de


micrones.

16 conos de

4pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

CENTRIFUGAS 2

De alta velocidad

(2200 – 2600 rpm)

para eliminar sólidos

de baja gravedad y de

baja velocidad (1200

– 1400 rpm) para

recuperar barita.

Se utilizaría

durante toda la

perforación del

intervalo.


62

3.6.3.4 HIDRAULICAS SIMULADAS ETAPA DE 17 ½ PULGADAS

Figura 19. Hidráulicas simuladas con 950 galones por minuto (gpm) y velocidad de penetración (ROP) de 30 pies por

hora (pph). (QMAX, 2014)

CAMA DE RECORTES (in)0 1 2 3 4


Previous Casing Shoe = 1700,0 ft

L E G E N D

Bed Height

% LIMPIEZA PROMEDIO: 85 (%)5 10 15


Suspended VolumeTotal Volume

INCLINACION (°)0 10 20

Pro

fun

did

ad

(f

t)

0

2000

4000

6000


Inclination

MINIMO CAUDAL (gpm)600 800 1000 1200


Min. Flow rate

63

Figura 20. Simulación de velocidad de penetración respecto a profundidad.

(QMAX, 2014)

Velocidades anulares: Simuacion con 950 gpm 78 ft/mim y la optima promedio 62 (ft/min)50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110

Pro

fun

did

ad

(ft)

0

2000

4000

6000

Ground Level = 134,0 ftVelocidad anular

Velocidad anular

optima

64

3.6.4 TERCERA SECCIÓN (12 ¼ PULG. X 13 ½ PULG.)

Tabla 20 Sección (12 ¼ x 13 ½) pulgadas

INTERVALO (12 ¼ x 13 ½) pulg.

PROFUNDIDAD (7758 – 9858) pies

TIPO DE LODO AMODRILL 1500


Para la perforación de este intervalo se está considerando utilizar un tipo de

lodo basado en un aceite sintético AMODRILL 1500, el propósito es ejercer un

control completo sobre las propiedades de las arcillas, propiedades que son

extremadamente reactivas, al utilizar un aceite se eliminara totalmente las

condiciones de hinchamiento de las arcillas, y con el contenido de la fase

acuosa con un contenido de 250,000 ppm (tentativo) de Cloruro de Calcio (94%

de pureza), se efectuará un proceso de osmosis del agua de la formación hacia

el fluido de perforación, eliminando totalmente cualquier proceso de

hinchamiento.

La densidad será obtenida con barita, el sellamiento con la aplicación de

carbonados, el control de filtración será efectuado con Gilsonita, la suspensión

de sólidos será obtenida con una arcilla organofílica, todos estos productos

estarán efectivamente recubiertos para no ser afectados por la presencia de

agua, inclusive el agua que estará finamente dispersa dentro del aceite estará

humectada para no ser afectada por el aceite sintético ni los sólidos integrados

al fluido.

65

Se deberá mantener una agitación fuerte para poder conseguir la emulsión

necesaria, creada con los emulsificantes primarios y secundarios.


Tabla 21 Formulación del AMODRILL 1500

PRODUCTOS

CONCENTRACIÓN

Libras por barril

(lpb)

Barita 120

Cloruro de calcio (94%) (25 – 35) %

Caco3 A 100 10

Camix 10

Q mul sp 8 – 10

Q mul sc 4 – 6

Cal hidratada 6 – 10

Bentone 150 6 – 14

Gilsonita 4 – 8

Q wet 0.5 – 1

Amodrill 1500 2000 barriles

Agua 500 barriles


66

3.6.4.2 Propiedades del lodo

Tabla 22 Propiedades del fluido AMODRILL 1500

Propiedad Rango

Densidad, libras por galón

(ppg) 10.8 – 11

Viscosidad Embudo,

segundos/cuarto de galón

(s/qt)

42 – 46

Viscosidad Plástica (VP), cP 20 – 26

Punto cedente (YP),

lb/100pie2 8 – 12


HTHP6, cc 15 – 25

Estabilidad Eléctrica, Volts 600 – 800

Salinidad total, ppm x 1000 250

Relación agua/aceite, % 80/20

Geles, lb/100pie2 2 – 6


6 Filtrado HTHP.

Se realiza para fluidos base agua y base aceite. Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta y la perdida a condiciones de pozo más reales en condiciones estáticas.

67

3.1.3.3 Equipo de control de sólidos

Tabla 23 Equipo de control de sólidos


SHAKER 3

Para los altos

galonajes posibles

a manejar, ROP

altas y la gran

cantidad de cortes

que se tendrían en

superficie, con el

fin de tener un

manejo de cortes

óptimos y evitar

derrame de lodo

en superficie.

Mallas

recomendadas:

(175 – 210) API

DESARENADOR 1

Equipo para la

separación de

partículas hasta

de 75 micrones.

2 conos de

12pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

DESILTER 1

Equipo para la

separación de

partículas hasta

de 40 micrones.

12 conos de

4pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

CENTRIFUGAS 2 De alta velocidad

(2200 – 2600 rpm)

Se utilizará

durante toda la

68

para eliminar

sólidos de baja

gravedad y de

baja velocidad

(1200 – 1400 rpm)

para recuperar

barita.

perforación del

intervalo.


3.6.5 CUARTA SECCIÓN (8 ½ pulgadas x 9 ½ pulgadas)

Tabla 24 Sección (8 ½ x 9 ½) pulgada.

INTERVALO (8 ½ x 9 ½) pulgada.

PROFUNDIDAD (9858 – 11259) pies

TIPO DE LODO AMODRILL 1500



69

La cuarta etapa es la principal, se tiene en esta etapa la formación objetivo

primario:

3.6.5.1 Objetivo Primario

Se utilizará el fluido SBM (Synthetic-Based Mud) del intervalo anterior,

previamente tratado para disminuir el contenido de LGS (Low Gravity Solids) y

adecuar sus propiedades reológicas y densidad.

Objetivo

Mantener el pozo limpio todo el tiempo.

Mantener un hoyo estable.

Revoque fino, firme y puenteado para minimizar los riesgos de pegado por

Presión Diferencial y por empaquetamiento.

Minimizar las pérdidas de lodo a través de las arenas.

Preservar la formación productora (Subibaja) minimizando el daño, con un

adecuado puenteo y sellamiento con CaCO3, Camix y fibra.


70

Tabla 25 Formulación básica del AMODRILL 1500

PRODUCTOS CONCENTRACIÓN

BARITA 200 lpb

CLORURO DE CALCIO (95%) (25 – 35) %

CaCO3 A 100 10 lpb

CAMIX 10 lpb

Q MUL SP (8 – 10) lpb

Q MUL SC (4 – 6 lpb

CAL HIDRATADA (6 – 10) lpb

BENTONE 150 (6 – 14) lpb

GILSONITA (4 – 8) lpb

Q WET (0.5 – 1) lpb

AMODRILL 1500 1120 Barriles

AGUA 280 Barriles


3.6.5.3 Propiedades del lodo sugeridas

Tabla 26 Propiedades del lodo

Propiedad Rango

Densidad, ppg. 11.1 – 12.1

Viscosidad Funnel, s/qt 42 – 46

Viscosidad Plástica, cP 20 – 26

71


Punto cedente, Lb/100pie2 8 – 12


HTHP, cc 15 – 25

Estabilidad Eléctrica, Volts 600 – 800

Salinidad total, ppm x 1000 250

Relación agua/aceite, % 80/20

Geles, lb/100pie2 2 – 6


3.6.5.4 Equipo de control de sólidos

Tabla 27 Equipo de control de sólidos


SHAKER 3

Para los altos

galonajes posibles

a manejar, ROP

altas y la gran

cantidad de cortes

que se tendrían en

superficie, con el fin

de tener un manejo

de cortes óptimos y

evitar derrame de

lodo en superficie.

Mallas

recomendadas:

(175 – 210) API

(Si lo permite el

caudal)

72


Desarenador 1

Equipo para la

separación de

partículas hasta de

75 micrones.

2 conos de 12

pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

DESILTER 1

Equipo para la

separación de

partículas hasta de

40 micrones.

12 conos de 4

pulg.

Se utilizará

cuando sea

requerido.

CENTRIFUGAS 2

De alta velocidad

(2200 – 2600 rpm)

para eliminar

sólidos de baja

gravedad y de baja

velocidad (1200 –

1400) rpm para

recuperar barita.

Se utilizará

durante toda la

perforación del

intervalo.


73

CAPITULO IV

4. DESARROLLO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN

PARA EL POZO AMISTAD No 17, BLOQUE 6.

4.1 SECCIÓN DE 26 PULGADAS – SISTEMA BENTONÍTICO

El programa que se llevara a cabo se detalla a continuación, con el cual

se llegara hasta la profundidad de mil setecientos cinco pies de

profundidad, el hoyo será recubierto con una tubería de veinte pulgadas.

74

Tabla 28 Sección de 26 pulgada.


Tabla 29 Fluido aplicado a la sección de 26 pulgadas.

SISTEMA DE LODO.

DIÁMETRO

DEL HOYO

pulgadas

VOLUMEN DE

LODO

(bbl)

SISTEMA DE

LODO

(tipo)

DENSIDAD DEL

FLUIDO (PPG)

libras por galón

26 3200 Bentonítico 8,9 – 9,7


Hoyo Prof.

Inicial

Prof.

Final

Long.

Intervalo

Revest.

O.D.

Prof.

Cmt

retainer

Fecha

de Inicio

Fecha de

culminación

Días

totales

pulgada pies pies pies pulgada pies días días días

26 0 1705 1444 20 1695 25 Marzo

2014

30 Marzo

2014

6

75

Para esta etapa se trabajó con lodo bentonítico con una concentración de 20

lpb de bentonita y densidad de 8,9 ppg, densificado con 101 lpb de Carbonato

de calcio para ser utilizado como píldoras de limpieza a razón de 50 barriles

cada 100 pies perforados.

Una vez llagada a la profundidad final de 1705 pies se procedió a llenar el

agujero con 1150 barriles de lodo de 9,7 lpg y 110 seg/qt dosificado con 101 lpb

de Carbonato de Calcio, con el objetivo de darle estabilidad al hoyo. Se sacó

tubería hasta 290 pies sin problema alguno retornando al fondo sin

restricciones.

Se bajó revestidor de 20 pulgadas hasta 1695 ft sin restricción alguna. Se

preparó 800 barriles adicionales de fluido bentonítico el cual fue usado a partir

de los 812 pies para llenar el revestidor. Se Instala la cabeza de cementación y

con el lodo restante se circuló para limpiar pozo un fondo arriba. Se termina con

la cementación del revestidor de 20 pulgadas con éxito.

4.1.1 PROPIEDADES DEL FLUIDO DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA

SECCIÓN DE 26 PULGADAS

Rango de propiedades usadas como píldoras de limpieza y volumen dejado en

agujero antes de la bajada de Casing de 20 pulgadas.

76

Tabla 30 Propiedades del fluido sección 26 pulgadas.

Etapa II: (0-1705) pie Bentonítico

Densidad (ppg) 8,9 – 9,7

Visc. Embudo (seg/qt) 90 – 110

Yield Point (lb/100pie2) 20 – 25

Viscosidad Plástica

(cP) 11 – 15

Sólidos Totales (%) 5 – 10

pH 9,4 – 9,5


4.1.2 PROBLEMAS OCURRIDOS.

En esta etapa no se presentó problema con la perforación ni con la bajada del

revestidor de 20 pulgadas.


SÓLIDOS

El equipo de perforación contó con los siguientes equipos de control de sólidos:

a) ZARANDAS

Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una las cuales no

trabajaron por no tener retorno a superficie.

77

b) EQUIPO 3 EN 1

El equipo 3 en 1 cuenta con un Desilter, Desarenador y una zaranda King

Cobra Brandt.

El Desilter cuenta con 16 conos de 4 pulgadas, trabaja con una presión de

cabeza de 40 psi.

El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgadas, trabajo con una

presión de cabeza de 40 psi.

La zaranda cuenta con 4 mallas, no se cambia mallas.

Nota. Durante la perforación no se utilizan los equipos de control de sólidos

por no tener retorno en superficie de fluidos y recortes.

78

4.1.4 CONSUMOS Y COSTOS


7 PAC-HV, es un tipo de éter de celulosa no iónico aplicado en fluidos de perforación a base de agua y base aceite, reduce la tasa de filtración,

se puede usar para aumentar y estabilizar la viscosidad para mejorar la limpieza del pozo y propiedades de la suspensión en una amplia variedad de medio fluido.

Tabla 31 Costos de productos aplicados en la etapa de 26 pulgadas, real y

programados

Productos Costo

Unitario

Programado Real

Cantidad Costo $ Cantidad Costo $

Natural Gel 56,63 476 26,955.88 560 31,712.80

Carbonato de

Calcio A-100 21,19 238 5,043.22 60 1,271.4

Carbonato de

Calcio 325 21,19 2163 45,833.97 1020 21,613.8

Q lube 1503,19 11 16,535.09 0 0

Soda Caustica 47,47 22 1,044.34 8 379.76

Pac HV7 165,62 48 7,949.76 8 1,324.96

Total $ 103,362,26 Total $ 56,302.72

79

4.1.5 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN.

Tabla 32 Parámetros de perforación para etapa de 26 pulgadas.

Profundidad

Pies

Presión

Psi

GPM WOB RPM ROP

Promedio

Formación

0 – 1705 2100 1040 4 – 18 150 70 PUNA


4.1.6 LITOLOGÍA

Tabla 33 Litología formación Puná

FORMACIÓN Intervalo DESCRIPCION

PUNA (0 a 1705)pies b

No se recuperó muestra debido a que

se perforo el intervalo sin retorno de

circulación.


4.1.7 VOLUMETRÍA

Tabla 34 Volumetría sección de 26 pulgadas.

Volumen Procesado (barriles)

Programado Real

2376 3200


80

Para la perforación de la fase de 26 pulgadas, se utilizó 2400 barriles de lodo

Bentonítico el cual utilizado como píldoras de limpieza y posteriormente para

dejar lleno el pozo previo al viaje de calibración.

Adicionalmente se preparó 800 barriles de lodo bentonítico por orden del

Company Man en caso de regresar al fondo se tenga alguna restricción y sea

necesario trabajar con bomba y rotaria igualmente para la bajada y circulación

de la tubería de revestimiento de 20 pulgadas.

81

4.2 SECCIÓN DE 17 ½ PULGADA - SISTEMA QDRILL

El desarrollo de la sección de 17 ½ pulgadas, se inicia a mil setecientos cinco pies y termina a los cuatro mil

novecientos ochenta y cinco pies de profundidad.

Tabla 35 Sección de 17 ½ pulg.

Hoyo Prof.

Inicial

Pro.

Final

Long.

Intervalo

Revest

. O.D.

Prof.

Cmt

retainer

Fecha de

Inicio

Fecha de

culminación

Días

totales

plg Pies pies pies plg pies Día Día Día

17 ½ 1705 6690 4985 13

3/8 6675

31 Marzo

2014

11 Marzo

2014 12


82

Tabla 36 Fluido aplicado en la sección de 17 ½ pulg.


Para el inicio de la perforación de este intervalo se prepararon 1600 barriles de

fluido Q drill con densidad 9,6 libras por galón (ppg) densificando inicialmente

con 30 libras por barril (lb/bbl) de Carbonato de Calcio de diferentes

granulometrías y posteriormente con barita hasta 9,6 libras por galón (ppg), de

acuerdo con el perfil de densidades propuesto.

Se perforó con 9,6 libras por galón (ppg), desde 1577 hasta 4350 pies

observando un buen comportamiento en la perforación y sin observar

problemas en las conexiones y construcción del ángulo del pozo.

Para mantener la densidad hasta esta profundidad fue necesario el empleo de

la centrifuga decantadora de barita trabajando de manera continua con (30-50)

galones por minuto (gpm) a esta profundidad.

SISTEMA DE LODO.

DIÁMETRO

DEL HOYO

plg

VOLUMEN DE

LODO

(bbl)

SISTEMA DEL

LODO (TIPO)

DENSIDAD DEL

FLUIDO (PPG)

libra por galón

17 ½ 3378 Q DRILL 9,6 – 10,7

83

Para la limpieza del hueco se bombearon 50 barriles de píldoras las cuales se

prepararon 0,20 lb/bbl de Supersweep8, estas al principio fueron cada dos

paradas perforadas, a partir de 3500 pies se bombearon cada parada

perforada.

A 4350 pies se decidió incrementar la densidad de 9,6 a 9,9 ppg por programa.

A 5300 pies se incrementó nuevamente de 9,9 a 10,1 ppg por programa.

Para mantener las propiedades reológicas (Punto cedente (YP)= 18-26

lb/100pie2) fue necesario el agregado de Kelzan al sistema ya que parte de este

polímero, se descartaba con el uso de la centrifuga por lo que había que

reponerlo cuando se requería, al igual que los demás polímeros reductores de

filtrado.

Para la inhibición del sistema se emplearon 4 inhibidores los cuales en su

conjunto actuaron de manera eficiente, entre los inhibidores empleados se

encuentra el cloruro de potasio el cual se trabajó con una concentración inicial

de 30,000 ppm de ion potasio y terminando la fase con una concentración final

de 32,000 ppm. Para el viaje de calibración con BHA convencional se

incrementó la concentración de ion potasio hasta 45,000 ppm.

El PHPA9 se mantuvo desde su inicio con una concentración inicial y final de 1

lb/bbl esto se logró con el constante agregado de Synerfloc previamente

prehidratado al sistema.

8 Es un aditivo de fluido de perforación, que cuando se añade a un lodo de perforación, aumenta la capacidad de limpieza de suspensión y el agujero de fluido. Introducido en forma de píldora o babosa, Super-Sweep, es un agente de limpieza del pozo que no aumenta la viscosidad 9 Una clase de lodos a base de agua que utilizan poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA)

como aditivo funcional, ya sea para controlar las lutitas del pozo o para extender arcilla de bentonita en un lodo con bajo contenido de sólidos. Como lodo para control de lutitas se cree

84

El Glymax se mantuvo inicialmente con 0,5 % v/v y finalizó con 1,0 % v/v. El

Maxdril se mantuvo durante toda la perforación con una concentración de 0,15

gal/bbl.

La combinación simultánea de estos 4 inhibidores dio como resultado una

buena performance en el fluido pudiendo permitir que la perforación se realice

de forma rápida y ayudando a mantener estable el hueco durante los viajes que

se realizaron al zapato.

El filtrado se mantuvo entre (6 – 7) cc/30 min esto debido a la combinación de

los polímeros reductores de filtrados los cuales se manejaron en 2 lb/bbl en

promedio de cada uno, entre estos se encuentran el Pac-LV, el Pac-HV y el

Stardrill.

Para sellar y mantener un buen cake en la formación se emplearon 30 lb/bbl de

Carbonato de Calcio de diferentes granulometrías, los cuales fueron reforzados

con el uso de Q stop fine.

Para mantener la alcalinidad del sistema se empleó Soda Caustica y Cal los

cuales dieron buenos resultados manteniendo el pH entre 9,2 – 9,5.

Debido a una falla en la centrifuga decantadora de barita y a la mala eficiencia

del trabajo del mud cleaner el contenido de arena se incrementó hasta 1,5 %

por lo que se observó un incremento sustancial en los sólidos del sistema

teniendo como consecuencia un incremento en las propiedades reológicas,

(viscosidad de embudo 85 seg/qt) por lo que se decidió tratar el sistema con

que la PHPA sella las microfracturas y reviste las superficies de las lutitas con una película que retarda la dispersión y la desintegración.

85

0,33 lb/bbl de desco CF10 mismo que ayuda a mantener las propiedades

reológicas del fluido de perforación.

Los cambios de mallas 170 API se realizaron de forma constante debido a que

estas se rompían o se deformaba su estructura, por lo que el consumo de las

mismas fue elevado comparado con pozos anteriores.

10 Desco CF; es un dispersante/desfloculante, tanino modificado sin cromo, diluyente sin cromo y coloide protectivo.

86

4.2.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA

Tabla 37 Propiedades del fluido.


Fluido – fase 17 ½ plg QDRILL

Densidad lpg 9,7– 10,7

Viscosidad Embudo seg/qt 45 – 60

Viscosidad Plastica cP 13 – 20

Punto cedente lb/100pie2 19 – 27

PM cm3 0,4 – 0,55

PF cm3 0,02 – 0,11

MF cm3 0,3 – 0,62

K+ ppm 29000-45000

CA+ ppm 160 – 300

CL+ ppm 30000-49000

MBT ppb 0 – 15

Filtrado cm3/30 mint 6,2 – 7,2

% ARENA 0,1 – 1,25

% SOLID 9 – 15

% AGUA 91 – 85

pH 9,3 – 9,6

MAXDRILL GPB 0,10 – 0,15

GLYCOL % 0,35 – 1,5

LECTURA 6 RPM 7 – 14

LECTURA 3 RPM 6 – 12

GELES lb/100pie2

6/7/10 –

12/25/28

87


No se observó problema alguno durante los trabajos de perforación.


SÓLIDOS


a) ZARANDAS

Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una trabajadas con mallas

140-140-140-140 y 3 scalper trabajadas con mallas 60 mesh inicialmente y

posteriormente se cambiaron las mallas a 170 /170 /170 /170 API en las

zarandas de alto impacto.

b) EQUIPO 3 EN 1


Cobra Brandt.


cabeza de 40 psi.

El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgadas, trabajo con una presión de

cabeza de 40 psi.

La zaranda trabajo con mallas: 230-230-230-230 API.

88

El Mud Cleaner no mantiene la presión de trabajo tanto del desarenador como

la del Desilter lo que implica una baja eficiencia en la remoción de solidos

indeseables incrementando el porcentaje de arena hasta 2 %.

Se trabajó con las centrifugas decantadoras de barita para poder mantener la

densidad en 9,6 ppg desde el inicio del intervalo, lo cual ayudó a eliminar los

sólidos finos y a llevar un buen control de la densidad.

Estas se trabajaron solamente cuando se requirió.


A continuación se detalla los costos programados y consumo real de materiales

químicos:

89

Tabla 38 Consumo de productos etapa de 17 ½ pulg. Programado vs real


CUADRO DE CONSUMOS TOTALES DE PRODUCTOS EN LA ETAPA DE 17,5"

POZO: AMISTAD 017


BARITA $ 21,38 5247 $ 112.180,86 4172 $ 89.197,36

BICARBONATO DE SODIO $ 39,66 18 $ 713,88 4 $ 158,64

CARBONATO DE CALCIO A 100 $ 21,19 395 $ 8.370,05 0 $ 0,00

CARBONATO DE CALCIO A 325 $ 21,19 395 $ 8.370,05 259 $ 5.488,21

CAMIX $ 25,74 395 $ 10.167,30 350 $ 9.009,00

DESCO CF $ 82,40 79 $ 6.509,60 45 $ 3.708,00

GLYMAX $ 1.600,48 54 $ 86.425,92 24 $ 38.411,52

KELZAN XCD $ 382,44 87 $ 33.272,28 60 $ 22.946,40

CAL HIDRATADA $ 15,31 36 $ 551,16 27 $ 413,37

DRILLING DETERGENT $ 1.497,88 $ 0,00 0 $ 0,00

LIPCIDE G2 $ 193,65 24 $ 4.647,60 20 $ 3.873,00

DEFOAM X $ 203,62 24 $ 4.886,88 30 $ 6.108,60

PAC 27 LV $ 165,72 119 $ 19.720,68 180 $ 29.829,60

PAC 30 HV $ 165,62 40 $ 6.624,80 45 $ 7.452,90

MAXDRILL $ 1.890,23 15 $ 28.353,45 17 $ 32.133,91

QSTOP FINE $ 64,99 158 $ 10.268,42 43 $ 2.794,57

SODA CAUSTICA $ 47,47 72 $ 3.417,84 25 $ 1.186,75

SOLTEX $ 161,98 158 $ 25.592,84 0 $ 0,00

CLORURO DE POTASIO $ 67,01 897 $ 60.107,97 1430 $ 95.824,30

STARDRILL $ 181,88 158 $ 28.737,04 164 $ 29.828,32

SYNERFLOC A25-D $ 188,81 108 $ 20.391,48 123 $ 23.223,63

QLUBE $ 1.503,19 18 $ 27.057,42 8 $ 12.025,52

QFREE $ 1.419,82 $ 0,00 0 $ 0,00

WALL NUT $ 44,90 $ 0,00 0 $ 0,00

SUPER SWEEP $ 156,40 27 $ 4.222,80 11 $ 1.720,40

Total $ $ 510.590,32 Total $ $ 415.334,00

-$ 95.256,32

Real

DIFERENCIA COSTO PROGRAMADO VS

COSTO REAL $

Productos costo unit. $

Programado

CUADRO DE CONSUMOS TOTALES DE PRODUCTOS EN LA ETAPA DE 17,5"

POZO: AMISTAD 017


BARITA $ 21,38 5247 $ 112.180,86 4172 $ 89.197,36


CARBONATO DE CALCIO A 100 $ 21,19 395 $ 8.370,05 0 $ 0,00


CAMIX $ 25,74 395 $ 10.167,30 350 $ 9.009,00

DESCO CF $ 82,40 79 $ 6.509,60 45 $ 3.708,00

GLYMAX $ 1.600,48 54 $ 86.425,92 24 $ 38.411,52

KELZAN XCD $ 382,44 87 $ 33.272,28 60 $ 22.946,40

CAL HIDRATADA $ 15,31 36 $ 551,16 27 $ 413,37

DRILLING DETERGENT $ 1.497,88 $ 0,00 0 $ 0,00

LIPCIDE G2 $ 193,65 24 $ 4.647,60 20 $ 3.873,00

DEFOAM X $ 203,62 24 $ 4.886,88 30 $ 6.108,60

PAC 27 LV $ 165,72 119 $ 19.720,68 180 $ 29.829,60

PAC 30 HV $ 165,62 40 $ 6.624,80 45 $ 7.452,90

MAXDRILL $ 1.890,23 15 $ 28.353,45 17 $ 32.133,91

QSTOP FINE $ 64,99 158 $ 10.268,42 43 $ 2.794,57

SODA CAUSTICA $ 47,47 72 $ 3.417,84 25 $ 1.186,75

SOLTEX $ 161,98 158 $ 25.592,84 0 $ 0,00


STARDRILL $ 181,88 158 $ 28.737,04 164 $ 29.828,32

SYNERFLOC A25-D $ 188,81 108 $ 20.391,48 123 $ 23.223,63

QLUBE $ 1.503,19 18 $ 27.057,42 8 $ 12.025,52

QFREE $ 1.419,82 $ 0,00 0 $ 0,00

WALL NUT $ 44,90 $ 0,00 0 $ 0,00

SUPER SWEEP $ 156,40 27 $ 4.222,80 11 $ 1.720,40

Total $ $ 510.590,32 Total $ $ 415.334,00

-$ 95.256,32

Real


COSTO REAL $


Programado

90

4.2.5 CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO.

Tabla 39 Consumo adicional en el intervalo 17 ½ pulgadas.


4.2.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

Tabla 40 Parámetros de perforación de la sección 17 ½ pulgadas.

Pies

Ft

Presión

Psi

GPM WOB RPM ROP Formación

1576 –

7585

3200 –

3600

850-

900 6 /14

100 –

120 30-70 PUNA


CUADRO DE CONSUMO ADICIONAL EN LA ETAPA 17,5" 1695´- 6690'

POZO: AMISTAD 017

Variacion Observaciones

Cantidad Costo $ % Productos no programados, mayor consumo

DEFOAM $ 203,62 6 $ 1.221,72 25

PAC LV $ 165,72 61 $ 10.108,92 51

PAC HV $ 165,62 5 $ 828,10 13

MAXDRILL $ 1.890,23 2 $ 3.780,46 13

CLORURO DE POTASIO $ 67,01 533 $ 35.716,33 59

STARDRILL $ 181,88 6 $ 1.091,28 4

SYNERFLOC A25-D $ 188,81 15 $ 2.832,15 14

Total $ $ 55.578,96

PARA REFORZAR EL CONTROL DE FILTRADO EN EL SISTEMA

PARA INCREMENTAR EL ENCAPSULAMIENTO DE LOS SOLIDOS DE FORMACIÓN

Y CONTENER EL AUMENTO PROGRESIVO DEL MBT



PARA ESTABILIZAR LA ARCILLAS REACTIVAS DE FORMACIÓN Y TRATAR DE

MINIMIZAR LAS RESTRCCIONES EN LOS VIAJES

POR INCREMENTO DEL ION POTASIO HASTA 45,000 PPM A SOLICITUD DEL

COMPANY MAN.

Intervalo:


Adicional

ESTO SE CONSUMIO PARA CONTROLAR LA CANTIDAD DE ESPUMA PRESENTE

EN EL SISTEMA

91

4.2.7 LITOLOGÍA

Tabla 41 Litología de la sección atravesada

Formación Intervalo Descripción

PUNA

(1576 a

7585)

pies.

Compuesto principalmente de areniscas con

niveles de limolita, arcillolita, niveles de

carbón en la base y trazas de fragmentos de

fósiles. Limolita Gris, gris verdosa,

moderadamente dura a suave, blocosa,

textura terrosa, no calcárea, gradando a

arenisca de grano muy fino. En partes con

inclusiones negras y verdes.

Microorganismos, Cuarzosa, lítica, blanca,

gris, negro, mostaza, translúcida a opaco,

suelta, grano medio a grueso, sub-

redondeada a sub-angular, moderada

Selección, no visible matriz, no visible

Cemento, no visible porosidad.

Arcillolita Gris verdosa, suave, blocosa a

irregular, textura cerosa a terrosa, no

calcárea. Soluble.

Arenisca Cuarzosa, blanca, hialina,

translúcida a transparente, suelta, grano muy

fino a fino, redondeada a sub-redondeado,

moderada selección, no visible matriz, no

visible cemento, no visible porosidad. Sin

92

manifestación de hidrocarburo.

Trazas de Fragmentos fósiles, lignito.


4.2.8 VOLUMETRÍA FORMACIÓN PUNÁ

Tabla 42 Volúmenes de fluidos programado vs real

Volumen Procesado (bbl)

Programado Real

3945 3378


93

4.2.9 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO

Figura 21. Pruebas MBT (azul metileno) (PAM EP, 2014)

Figura 22. Viscosidad embudo (PAM EP, 2014)

0,00 0,00

3,00

4,75

9,00

11,25

15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

MBT

MBT (Bl/BBL EQUIV.) MBT < 15

48 49 47 45 47

59 60 58

44 44 4444

0

10

20

30

40

50

60

70

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

Visc. Embudo (seg/qt)

Visc. Embudo Visc. Embudo Minima Visc. Embudo Maxima

94

Figura 23. pH del fluido (PAM EP, 2014)

Figura 24. Viscosidad Plástica del fluido

(PAM EP, 2014)

9,3 9,3 9,4 9,3 9,4 9,3 9,4 9,3 9,3 9,3 9,3 9,3

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

pH

pH

PH (9.5 - 10)

13 1315

1617

2022

2322

20 20 20

5

10

15

20

25

30

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

Visc.Plastica Visc.Plastica Min Visc. Plastica Max

VISCOSIDAD PLASTICA (cP) VP (15-25)

95

Figura 25. Punto cedente del fluido (PAM EP, 2014)

Figura 26. Porcentaje de sólidos en el fluido (PAM EP, 2014)

19 1920

21

24 2426

27 27

16 16 16

10

15

20

25

30

35

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

Punto Cedente (lb/100 ft2)

Punto Cedente

YP (20-30)

8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

2

4

6

8

10

12

14

16

18

31-Mar-14 03-Apr-14 06-Apr-14 09-Apr-14 12-Apr-14

% Solidos

% Solidos Min. % Solidos

% Solidos 8-15

96

Figura 27. Filtrado API del fluido (PAM EP, 2014)

Figura 28. Alcalinidad del fluido (PAM EP, 2014)

6,2 6,2 6,4 6,5 6,46,8 7 7,2 7 7 7 7

3

4

5

6

7

8

9

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

FILTRADO API (cm3/30 min)

Filtrado API

Filtrado (6-8)

0,40

0,50 0,50

0,400,45

0,550,50

0,45 0,45 0,45 0,45 0,45

0,02

0,10 0,10 0,11 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

0,30

0,45

0,62

0,50 0,50

0,60 0,60

0,50

0,40 0,40 0,40 0,40

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

31-Mar-14 04-Apr-14 08-Apr-14 12-Apr-14

Pm/Pf/Mf

Pm Pf Mf

97

Figura 29. Ion potasio en el fluido (PAM EP, 2014)

1.700

2.700

3.700

4.700

5.700

6.700

7.700

25000 30000 35000 40000 45000 50000

Pro

fun

did

ad

P

ies

ION POTASIO ppm

K ppm MINIMO K ppm MAXIMO

98

Figura 30. Densidades aplicadas al fluido de perforación

(PAM EP, 2014)

99

4.3 SECCIÓN 12 ¼ x 13 ¼ DE PULGADA – SISTEMA QDRILL.

En esta sección se trabaja con el fluido Q Drill desde los seis mil seiscientos noventa pies hasta los nueve mil

novecientos setenta y cinco pies de profundidad, el hoyo se ha revestido con una tubería de revestimiento de

nueve cinco octavos de pulgada.

Tabla 43 Sección 12 1/42 a 13 ¼ de pulgada

Hoyo Prof.

Inicial

Pro.

Final

Long.

Intervalo

Revest.

O.D.

Prof.

Cmt

retainer

Fecha de

Inicio

Fecha de

culminación

Días

totales

pulgada pies pies pies pulgada pies días días días

12 ¼ X

13 ¼ 6690 9975 3285 9 5/8 9529

12 Abril

2014

04 Mayo

2014 23


100

Tabla 44 Sistema de lodo para la tercera sección


Para el inicio de esta etapa 12 ¼pulg. Se recuperaron de la etapa anterior de

17 ½ pulg. 1500 bbl de lodo QDRILL de densidad 10,7 ppg los cuales fueron

procesados por los equipos de control de sólidos y por la centrifuga

decantadora de alta revolución para descartar sólidos presentes en el fluido y

posteriormente se acondiciono para ajustar sus propiedades físico-químicas

según programa para esta etapa de 12 ¼ pulgadas.

Se ajustó la densidad del fluido a 11,0 ppg, empleando carbonato de calcio de

diferente granulometría y barita. Agregamos Pac-LV, Pac HV y Star drill para

controlar el filtrado por debajo de 5 cc en el sistema.

Inicia la formulación del fluido con una lubricidad de 1,2% v/v, posteriormente

se incrementó la misma conforme se avanzó en la perforación alcanzando

hasta 3 % v/v, a 7500 pies, lo cual ayudó a facilitar los trabajos de perforación

y por ende los viajes al zapato y a superficie.

Para sellar y puentear la zona de las arenas además de emplear Carbonato de

diferentes granulometrías, y Q stop, se usó Soltex (asfalto) el cual se

prehidrató en el tanque de píldora y se bombeó al pozo en píldoras de 50

SISTEMA DE LODO

DIÁMETRO

DEL HOYO

pulgada

VOLUMEN DE

LODO

(bbl)

SISTEMA DE

LODO (TIPO)

DENSIDAD DEL

FLUIDO

(ppg)

12 ¼ X 13 ¼ 2808 Q DRILL 11,0 – 12,5

101

barriles con una concentración de 4 lb/bbl, incorporándose al sistema activo.

Posteriormente se agregó asfalto al sistema activo hasta una concentración de

6 lb/bbl.

Para el inicio de la perforación se agregó al sistema una combinación de

inhibidores (Glymax, Maxdrill, Synerfloc y KCl), los cuales ayudaron a mantener

una buena performancia del fluido observando salir por zarandas los cortes bien

inhibidos lo mismo que la herramienta en superficie siempre salió de manera

limpia y sin cortes adheridos a la misma.

En esta ocasión la inhibición del ion potasio se trabajó con 75,000 ppm a

diferencia de los otros pozos que se han trabajado con 32,000 ppm. Se pudo

observar que se requirió una concentración adicional de Kelzan XCD para

poder levantar las propiedades reológicas.

Las concentraciones de Glymax se mantuvieron en 1,5 % v/v, la de Maxdrill en

0,20 gal/bbl y el Synerfloc en 1 lb/bbl. Esta combinación mantuvo la densidad

de embudo entre 45-48 seg/qt y un punto cedente entre 24-28 lb/100 pies2, se

pudo observar que los cortes salían inhibidos y que el pozo se mantenía limpio

hay que se recuperaba el 100% de los recortes perforados en superficie.

La densidad del fluido se fue incrementando acorde al perfil del programa

propuesto.

102

Tabla 45 Densidades del fluido en función de la profundidad

Profundidad MD

(pies)

Densidad

lb/bbl

6675 11,0

7133 11,1

7591 11,2

8049 11,3

8507 11,4

8965 11,5

9423 11,6

9885 11,7


A 9985 pies de profundidad se decidió no incrementar la densidad propuesta

por lo que se decidió profundizar más el pozo y manteniendo la densidad de

11,6 ppg.

En lo que respecta a la reología a partir de los 7000 pies se incrementaron los

parámetros reológicos del punto cedente de 20 a 24 lb/100 pies2 y la viscosidad

plástica de (16 a 20) cp. Con estos parámetros se pudo observar un buen

acarreo de los cortes en las zarandas, aun así para ayudar a la limpieza del

hueco se continuaron bombeando píldoras de limpieza (0,20 lb/bbl Supersweep

+ 4 lb/bbl Soltex) cada parada perforada. Todo esto ayudó a mantener el

103

hueco limpio y estable durante los trabajos de perforación y viajes de

calibración.

Para el mantenimiento de los sólidos en el sistema se requirió del continuo

cambio de mallas en las zarandas convencionales ya que estas se dañaban

rápidamente durante la perforación. (Hasta 5 mallas por turno) Un incremento

de los sólidos en el sistema activo se veía reflejado en el contenido de arena el

cual variaba desde 0,5 % hasta 1,5 % y con incremento sustancial en la

viscosidad de embudo y del peso del fluido. Estos volvían nuevamente a sus

parámetros normales después de efectuar el cambio de las mallas.

Para bajar el contenido de sólidos en el sistema activo también se empleó el

uso de la centrifuga decantadora de sólidos finos, la cual trabajo de manera

continua hasta verificar que los sólidos hayan bajado a los niveles normales y

posteriormente se mantuvo trabajando para prevenir nuevamente el incremento

de los mismos.

Para los viajes a superficie se empleaba 40 barriles de píldora pesada para

sacar tubería seca y mejorar los tiempos del viaje de la herramienta.

Debido a la alta concentración de ion cloruro en el sistema (78,000 ppm) se

empleó en el sistema 0,20 gal/bbl del inhibidor de corrosión TDL-13.

A 9975 pies perforando en condiciones normales de perforación se observó un

paro de rotaria y atrapamiento de la sarta con un incremento súbito de presión

de bombeo, por lo que se decidió incrementar la densidad del sistema de (11,6

a 12,5) ppg con un caudal de 280 gpm y 4000 psi de presión.

104

Se preparó y bombeó 60 barriles de píldora de lubricante relación 80/20 de

104iesel – lubricante, la cual se preparó de acuerdo al programa sin lograr

liberar la tubería.

Se efectuó back off quedando herramienta direccional atrapada. Se realizó

intento de pesca sin éxito. Por lo que se decidió bajar con BHA convencional

circulando y agregando KCL, Glymax y Q lube para mantener concentración. La

bajada del revestidor de 9 5/8 pulgada fue sin problema alguno, no se

encontraron puntos de restricción, sin embargo se decidió bajar el casing hasta

9530 pies para posteriormente bajar a colocar tapón de cemento para realizar

side track en la siguiente etapa 8 ½ pulgada.

La cementación del revestidor 9 5/8 pulgada se realizó acorde al programa de

cementación y durante la operación del no se observó problema alguno.

105

4.3.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA (12

¼ x13 ¼) PULGADAS.

Tabla 46 Propiedades del fluido durante la perforación


FLUIDO FASE

(12 ¼ x 13 ¼)pulg QDRILL

Densidad lpg 10,7 -12,5

V. Embudo seg/qt 45 – 58

Viscosidad Plástica cP 16 – 24

PTO CTE lb/100 pie2 20 – 36

PM cm3 0,3 – 0,4

PF cm3 0,10 – 0,15

MF cm3 0,5 – 1,2

K+ ppm 75,000

CA+ ppm 480 – 850

CL+ ppm 78,000

MBT ppb 8,5 – 12,5

Filtrado cm3/30 minutos 4,8 – 4,6

% Arena 0,5 – 1,25

% Solido 16 – 20

% Agua 84 – 80

pH 9,3 – 9,0

MAXDRILL GPB 0,20 – 0,15

GLYCOL % 1,5 – 1,3

Lectura 6 rpm 9 – 11

Lectura 3 rpm 8 – 10

GELES lb/100pie2 8/16/20

106


Durante la perforación del intervalo se presentó una pega de tubería por

atrapamiento de la misma a 9975 pies, esto se debió a que se estaba

perforando formación con presiones anormales las cuales requerían mayor

densidad para atravesarlas por lo que al momento del atrapamiento se decidió

incrementar la densidad de 11,6 a 12,5 ppg con un caudal de 280 gpm y 4000

psi sin lograr liberar la misma.

Por lo que se decidió preparar y bombear una píldora de lubricante sin

densidad, espoteando misma y trabajando martillo en repetidas ocasiones sin

lograr liberar la sarta.


SÓLIDOS


a) ZARANDAS

Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una trabajadas con

mallas 170-170-170-170 y 3 scalper que trabajaron con mallas 80 mesh.

b) EQUIPO 3 EN 1


Cobra Brandt.

107


cabeza de 40 psi.

El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgadas, trabajo con una presión

de cabeza de 40 psi.

La zaranda cuenta con 4 mallas, inicialmente trabajo con mallas: 230-230-

230-230 API

El Mud Cleaner no mantuvo la presión de trabajo tanto del Desarenador

como en el Desilter lo que implicó una baja eficiencia en la remoción de

solidos indeseables.

c) CENTRIFUGAS

Esta debido a su buena eficiencia solamente opero cuando se requirió

mantener el peso del lodo en el sistema, ya que no estuvieron habilitadas

para trabajar en el modo de recuperación de Barita.



químicos:

108

Tabla 47 Costos programados frente al real


El costo de los productos químicos que se utilizaron en esta etapa fue mayor al

programado debido a los requerimientos del pozo.

QMAX ECUADOR

CUADRO DE CONSUMOS TOTALES DE PRODUCTOS EN LA ETAPA DE 12 1/4" x 13 1/4"

POZO: AMISTAD 017


BARITA $ 21,38 3960 $ 84.664,80 6535 $ 139.718,30




CAMIX $ 25,74 155 $ 3.989,70 30 $ 772,20

DESCO CF $ 82,40 21 $ 1.730,40 10 $ 824,00

GLYMAX $ 1.600,48 29 $ 46.413,92 40 $ 64.019,20

KELZAN XCD $ 382,44 29 $ 11.090,76 52 $ 19.886,88

CAL HIDRATADA $ 15,31 0 $ 0,00 0 $ 0,00

DRILLING DETERGENT $ 1.497,88 0 $ 0,00 0 $ 0,00

LIPCIDE G2 $ 193,65 7 $ 1.355,55 13 $ 2.517,45

DEFOAM X $ 203,62 7 $ 1.425,34 3 $ 610,86

PAC 27 LV $ 165,72 31 $ 5.137,32 20 $ 3.314,40

PAC 30 HV $ 165,62 21 $ 3.478,02 38 $ 6.293,56

MAXDRILL $ 1.890,23 6 $ 11.341,38 9 $ 17.012,07

QSTOP FINE $ 64,99 83 $ 5.394,17 58 $ 3.769,42

SODA CAUSTICA $ 47,47 19 $ 901,93 39 $ 1.851,33

SOLTEX $ 161,98 83 $ 13.444,34 270 $ 43.734,60


STARDRILL $ 181,88 62 $ 11.276,56 171 $ 31.101,48

SYNERFLOC A25-D $ 188,81 29 $ 5.475,49 54 $ 10.195,74

QLUBE $ 1.503,19 29 $ 43.592,51 28 $ 42.089,32

QFREE $ 1.419,82 0 $ 0,00 8 $ 11.358,56

TDL - 13 $ 102,26 0 $ 0,00 33 $ 3.374,58

SUPER SWEEP $ 156,40 11 $ 1.720,40 8 $ 1.251,20

Total $ $ 339.810,09 Total $ $ 512.011,64

$ 172.201,55

Real


COSTO REAL $


Programado

109

Tabla 48 Costos adicionales para la tercera sección


Estos son los productos que se emplearon en el pozo de acuerdo a los

requerimientos del mismo para estabilizar, dar mayor inhibición, lubricidad y

densidad al sistema, esto debido a los problemas de pega de tubería que se

presentó.

CUADRO DE CONSUMO ADICIONAL EN LA ETAPA 12,25" X 13,25" 6675´- 9975'

POZO: AMISTAD 017


Cantidad Costo $ % Productos no programados, mayor consumo

BARITA $ 21,38 2575 $ 55.053,50 45

GLYMAX $ 1.600,48 11 $ 17.605,28 31

KELZAN XCD $ 382,44 23 $ 8.796,12 72

PAC HV $ 165,62 17 $ 2.815,54 62

MAXDRILL $ 1.890,23 3 $ 5.670,69 50

SODA CAUSTICA $ 47,47 20 $ 949,40 84

SOLTEX $ 161,98 187 $ 30.290,26 225

CLORURO DE POTASIO $ 67,01 335 $ 22.448,35 28

STARDRILL $ 181,88 109 $ 19.824,92 176

SYNERFLOC A25-D $ 188,81 25 $ 4.720,25 86

Q FREE $ 1.419,82 8 $ 11.358,56 100

TDL -13 $ 102,26 33 $ 3.374,58 100

Total $ $ 182.907,45

Intervalo:


Adicional

SE DEBIO AL INCREMENTO DE LA DENSIDAD (12,5 PPG) QUE FUE SUPERIOR AL

PROGRAMA (11,7 PPG )


PARA MANTENER UNA CONCENTRACION DE INHIBIDOR EN EL SISTEMA

DEBIDO A LA ALTA CONCENTRACION DE CLORUROS EN EL MISMO

PARA MANTENER LA CONCENTRACION EN EL SISTEMA DEBIDO A LOS DIAS DE

MAS QUE SE REQUIRIERON PARA TERMINAR EL INTERVALO.


PARA ESTABILIZAR LA ARCILLAS REACTIVAS DE FORMACIÓN Y TRATAR DE

MINIMIZAR LAS RESTRCCIONES EN LOS VIAJES

PARA MANTENER LA CONCENTRACION EN EL SISTEMA DEBIDO A LOS DIAS DE

MAS QUE SE REQUIRIERON PARA TERMINAR EL INTERVALO.

PARA INCREMENTAR EL ENCAPSULAMIENTO DE LOS SOLIDOS DE FORMACIÓN

Y CONTENER EL AUMENTO PROGRESIVO DEL MBT

PARA MANTENER UNA BUENA REOLOGIA EN SISTEMA EMPLEANDO UNA

MAYOR CONCENTRACION DE KCL EN EL MISMO.

DEBIDO A LOS DIAS QUE SE TUVIERON DE MAS EN EL INTERVALO SE REQUIRIO

DE UN CONSUMO EXTRA DE SODA PARA MANTENER LA ALCALINIDAD

PARA LLEVAR HASTA 6 LB/BBL DE CONCENTRACION A TODO EL SISTEMA

ACTIVO.

SE EMPLEO PARA PREPARAR PILDORA LIBERADORA DE TUBERIA

110


Tabla 49 Parámetros de perforación de la tercera sección. P

rofu

nd

idad

pie

s

Pre

sió

n

Ps

i

Den

sid

ad

GP

M

WO

B

RP

M

RO

P

Fo

rma

ció

n

6690 –

9975 3900 850

10 -

20 80-140 30 -60 Progreso


4.3.6 LITOLOGÍA

Tabla 50 Litología de las zonas atravesadas

Formación

Intervalo

Descripción

PUNA (6690 –

8024) pies

Arcillolita con intercalaciones de Limolita y

Arenisca, en ella también presenta

pequeños lente de lutita hacia su parte

basal.

PROGRESO (8024 –

9975) pies

Arenisca con intercalaciones de Limolita y

Arcillolita, con pequeños lente de

Conglomerado y hacia su base, presenta

intercalaciones de Lutita y Caliza.


111

4.3.7 VOLUMETRÍA

Tabla 51 Volumetría programada frente a la real

Volumen Procesado (Barriles)

Programado Real

1028 1308


Para la perforación de la fase de 12 ¼ pulgada, se reutilizaron 1500 barriles de

lodo del intervalo anterior de 17 ½ pulgada. En este intervalo se prepararon

volúmenes adicionales de lodo debido a que se cambió la profundidad del

revestidor 9 5/8 pulgada. (Se decidió perforar 315 pies adicionales) por lo que

todos los consumos y volúmenes (280 barriles) que se generaron fueron aporte

de los productos químicos empleados.

112

4.3.8 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO.

Figura 31. Prueba MBT Sección (12 ¼– 13 ¼) pulgadas (PAM EP, 2014)

Figura 32. Viscosidad embudo fluido tercera sección. (PAM EP, 2014)

113

Figura 33. pH del sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

Figura 34. Viscosidad plástica (cP) sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

114

Figura 35. Punto cedente Sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

Figura 36. Porcentaje de sólidos Sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

115

Figura 37. Filtrado API sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

Figura 38. Alcalinidad Sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

116

Figura 39. Concentración del ion potasio sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

117

4.4 SECCIÓN 8 ½ PULGADA – SISTEMA QVERT-ECO

Para la sección 8 ½pulgada se aplica el sistema QVERT ECO, fluido de perforación base sintético, a partir de

nueve mil quinientos veintinueve pies de profundidad hasta los once mil trescientos veintidós pies de

profundidad. El hoyo es recubierto con una tubería de revestimiento de siete pulgadas.

Tabla 52 Detalles de la sección 8 ½ pulgada.

Hoyo Prof.

Inicial

Pro.

Final

Long.

Intervalo

Revest

. O.D.

Prof. Cmt

retainer

Fecha de

Inicio

Fecha de

culminación

Días

totales

plg pies pies pies plg pies Días Días Días

8 ½ 9529 11322 1723 7 11263 7 mayo

2014

29 Mayo

2014 23


118

Tabla 53Sistema del lodo QVERT-ECO


Para el inicio de la perforación de este intervalo se prepararon 1300 barriles de

fluido QVERT-ECO con densidad 8,4 ppg densificando inicialmente con

Carbonato de Calcio de diferentes granulometrías y posteriormente con barita

hasta 12,0 ppg.

Circuló homogenizando reología del lodo sintético en circuito cerrado pasando

por tanques de asentamiento (estabilidad eléctrica 600 volts), se inició a

perforar realizando side track se observa un rendimiento óptimo en el

desempeño del fluido de perforación favoreciendo significativamente el

desempeño de la herramienta direccional logrando hacer el side track

rápidamente, las propiedades físicas y químicas del fluido siempre estuvieron

dentro del programa e inclusive por arriba de lo propuesto: Valores tales como

punto cedente, viscosidad plástica, geles, nos permitieron mantener una buena

suspensión de los sólidos del sistema y de los sólidos perforados , ayudando

con esto a la limpieza del agujero con velocidades altas en la rata de

penetración y durante las operaciones críticas de pérdida de circulación donde

SISTEMA DE LODO.

DIÁMETRO

DEL HOYO

(plg)

VOLUMEN DE

LODO (BBL)

SISTEMA DE

LODO (TIPO)

DENSIDAD DEL

FLUIDO (PPG)

8 ½ 2539 QVERT-ECO 12,0 – 13,4

119

se tuvo que sacrificar gasto de la bomba para no favorecer a la perdida de fluido

hacia la formación.

La alcalinidad nos ayudó a mitigar los efectos que se generan por la

incorporación de gases de formación durante la perforación del intervalo. La

salinidad, se mantuvo en el rango ideal propuesto ayudando a igualar la

salinidad de la formación con la del fluido, logrando mantener un equilibrio en

las formaciones arcillosas evitando la mojabilidad de las paredes del pozo. La

relación aceite/agua, se mantuvo en lo programado dándonos y siendo ajustada

a la baja por programa y necesidad de generación de volumen de fluido, sin

embargo nunca se detectó disminución por aporte de agua de formación. El

porcentaje de sólidos, fue cuidado de tal manera que no rebasara los limites

ideales para las densidades con que se estuvo trabajando. La estabilidad

eléctrica, siempre por arriba de lo programado ya que es uno de los principales

indicadores de que el sistema se encuentra estable y en condiciones óptimas

para un mejor desempeño del fluido de emulsión inversa. El filtrado HTHP se

mantuvo por debajo del programa para minimizar la invasión de fluido hacia la

pared del pozo, bajando el riesgo de posibles pegas por presiones diferenciales,

todos estos parámetros tanto físicos como químicos nos permitieron ayudar de

manera determinante en la construcción del agujero de 8.5 pulgadas perforado

con fluido de emulsión inversa sintético Q-VERT-ECO.

Para la toma de registros eléctricos y para evitar perdida de circulación y pega

de las herramientas de registros se bajó una sarta hasta 9521 pies (zapato 9

5/8 pulgada) y se circuló homogeneizando columnas a 12,8 ppg quedando del

zapato hasta el 11322 pies (fondo perforado) con 13,0 ppg. Mostrando el pozo

un buen comportamiento no presentando perdida de fluido hacia la formación ni

tampoco surgencia alguna. Por lo que permitió tomar las dos corridas de

registros que hacían falta.

120

Durante la bajada del liner 7pulgada a 4000 pies, se bajó la densidad (dentro

del casing 9 5/8 pulgada) de 12,8 a 12,2 ppg, se continuó bajando sin circulación

de 4000 pies hasta 9521 pies (zapato 9 5/8 pulgada) y posteriormente en el

fondo se circuló bajando la densidad a 12,2 ppg a todo el sistema previo a la

cementación del liner 7 pulgada.

Cabe mencionar que se llevaron varios días la toma de registros eléctricos pero

aun así el pozo se mantuvo estable hasta la bajada del liner de 7 pulgada, por

lo que el fluido demostró una alta performance en su desempeño.

121

4.4.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA

Tabla 54 Propiedades del fluido durante la perforación


FLUIDO FASE 17 ½

PULGADAS QVERT-ECO

PROPUESTO

QVERT-

ECO

REAL

Densidad lpg 12– 12,5 12,0 – 13,4

Viscosidad embudo

seg/qt 45 – 55 44 – 60

Viscosidad plástica cP 20 – 26 19 – 30

Punto cedente

lb/100pie2 13 – 28 14 – 24

Filtrado HPHT 6 – 8 3 – 8

Relación aceite agua 80/20 80/20 75/25

Alcalinidad 5 – 7 6 – 8

Salinidad 230,000/250,000

240000 /

245000

Estabilidad eléctrica

volts 600 – 800 610 – 920

122


A la profundidad de 9753 pies, observó fragmentos de formación de 2,5 a 5 cm

de longitud, incremento densidad a 12,2 ppg por observar caving de 5 cm, e

incremento paulatinamente la densidad hasta 13,4 ppg, por observar gas de

90,00 ppm por espacio de una hora hasta 170,00 ppm, continuo perforando

hasta punto de core 10821 pies, levantando barrena a superficie observó cuñas

atrapas y perdida de circulación de 151 bls de fluido sintético a la profundidad

de 9477 pies, al volver a fondo observó nuevamente perdida de fluido y bombeo

píldora de 80 barriles con densidad de 13,4 ppg con 40 lbs/bbl de combinación

de carbonato de calcio 325, CAMIX y A-100, desplazó y dejo en fondo

levantando a zapata para esperar reposo de la misma, preparó 270 barriles de

fluido sintético con densidad de 13,4 ppg mientras esperaba el reposo de la

píldora obturadora, bajo a fondo observando perdida de fluido hacia la

formación, reconoció fondo perforado preparo 70 barriles de píldora con una

concentración de 100 lbs/bbl de carbonato de calcio 325, A-100 y CAMIX ,

misma que bombeo y desplazo al agujero descubierto, levanto sarta a superficie

para cambiar a sarta convencional que nos permitió utilizar una mayor

concentración del material obturante, al volver a fondo en las últimas dos

paradas se observó torque errático con intentos de atrapamientos y perdida de

circulación , preparó y bombeo 70 barriles de píldora con 200 lb/bbl de

carbonato de calcio , continuo perforando con bombeo de píldoras de 40

barriles con una concentración de 120 lb/bbl de carbonatos de calcio, detuvo la

perforación por observar perdida de retorno a 10929 pies, preparo 70 barriles

de 300 lb/bbl de material obturante ( carbonato de calcio), mismo que bombeo y

desplazo para dejarlo en reposo, levanto la barrena al zapato , se ajustó

densidad del fluido en el zapato 13,4 a 13,00 ppg, se bajó barrena a fondo

perforado, homogenizo columna a 13,00 ppg, se observó perdida de fluido en

menor proporción y así mismo se observó que el poso devolvía parte del fluido

123

que tomo durante las operaciones, ajusto relación aceite/agua de 80/20 a 75/25

para poder generar un poco más de fluido, se ajustaron concentraciones de

materiales para no desbalancear las propiedades físico químicas del fluido de

emulsión inversa base sintético.

Se observó previos análisis que el sistema se encontraba en condiciones

óptimas de operación, los valores de alcalinidad se mantuvieron por arriba de

los programado por observar constantes manifestaciones de gas durante la

perforación del intervalo, con barrena en zapata realizó desplazamiento de

fluido de 13,00 ppg a 12,8 ppg, y bajo a fondo perforado libre, al llegar a fondo

bombeo píldora de 80 bbl de fluido con densidad 12,8 ppg y una concentración

de 300 lbs/bbl de carbonatos de calcio, continuo perforando hasta la

profundidad de 11323 pies donde determino pt del pozo con bombeos de

píldoras de carbonato de calcio con una concentración de 300 lbs/bbl cada

tramo perforado, realizó viaje de calibración a la zapata dejando en fondo bache

de obturantes con una concentración de 300 lb/bbl en 80 bls , volvió a fondo

libre circulo limpiando y volvió a colocar 80 bl de píldora con 300 lbs/bbl de

carbonato de calcio y 150 seg viscosidad, levantó a superficie, con el bombeo

constante de píldoras obturadoras y el decremento de la densidad se logró

terminar la etapa minimizando las pérdidas de fluido hacia la formación y

mitigando la migración del gas hacia el interior del agujero.

Volumen de lodo tomado por el pozo: 959 barriles.

124

Tabla 55 Detalle de las actividades y el fluido filtrado

Fecha Profundidad Fluido

Ganado

Fluido

Admitido

Fluido

Perdido

10-05-2014

Con fondo

perforado a

10821 pies

59 219 160

11-05-2014

Perdida durante

el viaje a fondo

perforado a

10821 pies y

colocación de

píldora anti

perdida

69 100 31

12-05-2014

Perdió durante

el viaje a fondo

10821 pies,

perforando de

10821 pies @

10929 pies y

colocando

píldora anti

perdida.

40 469 429

13-05-2014

Con fondo

perforado a

10929 pies

circulo en la

zapata

perdiendo 99bbl

137 99 0

14-05-2014 Circulando en el 72 153 81

125

fondo a 10929

pies pierde 142

bls y 11 bls en

viaje al zapato

15-05-2014

Perforando de

10929 pies

hasta 11293ft

con una pérdida

de 5- 6 bl/h

promedio.

0 108 108

16-05-2014 0 0 0

17-05-2014 0 0 0

18-05-2014 0 0 0

19-05-2014 0 0 0

20-05-2014

Circulando a

10180 pies en

viaje a fondo

perforado a

11322 pies

57 90 33

21-05-2014 0 0 0

22-05-2014 0 0 0

23-05-2014 0 0 0

24-05-2014 0 0 0

25-05-2014 0 0 0

26-05-2014

Perdido 90 bls

previo a

expandir

colgador y 78

13 168 155

126

bls durante la

cementación

27-05-2014 0 0 0

28-05-2014 0 0 0

Total 447 1406 959



SÓLIDOS


a) ZARANDAS

Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una trabajadas con

mallas 170-170-170-170 y 3 scalper trabajadas con mallas 60 mesh.

La remoción de recortes y sólidos indeseables estuvieron dentro de lo

programado manteniendo las propiedades del fluido dentro del rango

exigido para la perforación.

b) EQUIPO 3 EN 1

El equipo 3 en 1 cuenta con un Desilter, Desarenador y una zaranda

King Cobra Brandt.

El Desilter cuenta con 16 conos de 4 pulgada, trabaja con una presión

de cabeza de 40 psi.

127

El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgada, trabajo con una

presión de cabeza de 40 psi.

La zaranda trabajo con mallas: 230-230-230-230 API.

El Mud Cleaner solo trabajo por espacio de tres horas mientras se

ajustaba la densidad de 13,4 a 12,8 en el sistema activo manteniendo

una presión de trabajo en rango de 35 a 40 PSI.

Utilizo centrifugas decantadoras para bajar densidad del fluido en varias

ocasiones de 13,4 ppg a 13 ppg luego a 12,8 ppg para la culminación de

la perforación del hoyo 8 ½ pulgada y corrida de registros,

posteriormente se ajusta densidad a 12,2 ppg para la corrida del liner de

7pulgada.

.



químicos:

128

Tabla 56 Costos programados vs reales para la cuarta sección


Del 7 de mayo al 28 de Mayo 2014

Variación

Cantidad Costo $ Cantidad Costo $ %

Fluido Sintético $ 495,50 1110 $ 549.938,35 1780 $ 881.990,00 $ 332.051,65 60%

Barita $ 21,38 2775 $ 59.329,50 7643 $ 163.407,34 $ 104.077,84 175%

Carbonato de calcio A100 $ 21,19 139 $ 2.945,41 990 $ 20.978,10 $ 18.032,69 612%

Carbonato de calcio A325 $ 21,19 0 $ 0,00 990 $ 20.978,10 $ 20.978,10

Camix $ 25,74 139 $ 3.577,86 820 $ 21.106,80 $ 17.528,94 490%

Cloruro de calcio $ 68,41 1009 $ 69.025,69 1044 $ 71.420,04 $ 2.394,35 3%

Qmul I $ 1.026,93 53 $ 54.795,92 61 $ 62.642,73 $ 7.846,81 14%

Qmul II $ 944,27 27 $ 25.192,65 $ 0,00 $ 0,00 -100%

Qmul Gel $ 133,11 222 $ 29.547,72 350 $ 46.588,50 $ 17.040,78 58%

Qwet $ 1.108,43 7 $ 7.393,08 9 $ 9.975,87 $ 2.582,79 35%

Gilsonita GM-P $ 88,03 166 $ 14.654,71 273 $ 24.032,19 $ 9.377,48 64%

Cal Hadratada $ 15,31 252 $ 3.862,83 728 $ 11.145,68 $ 7.282,85 189%

TOTAL $ 820.263,72 TOTAL $ 1.334.265,35 $ 539.194,28 63%

Costo Adicional $Productos costo unit. $

Programado Real

129

4.4.5 CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO.

Tabla 57 Costo adicional Sistema QVERT ECO



Cantidad Costo $ % Productos no programados o mayor consumo

Fluido Sintético $ 495,50 670 $ 332.051,65 60%

Barita $ 21,38 4868 $ 104.077,84 175%

Carbonato de calcio A100 $ 21,19 851 $ 18.032,69 612%

Carbonato de calcio A325 $ 21,19 990 $ 20.978,10 100%

Camix $ 25,74 681 $ 17.528,94 490%

Cloruro de calcio $ 68,41 35 $ 2.394,35 3%

Qmul I $ 1.026,93 8 $ 7.846,81 14%

Qmul Gel $ 133,11 128 $ 17.040,78 58%

Qwet $ 1.108,43 2 $ 2.582,79 35%

Gilsonita GM-P $ 88,03 107 $ 9.377,48 64%

Cal Hadratada $ 15,31 476 $ 7.282,85 189%

Total $ $ 539.194,28

FORMULACIÓN DE PILDORAS PARA SELLAR PERDIDAS

DE FLUIDO CON CONCENTRACIONES DESDE 40 LB/BL

HASTA 300 LB/BL

CONSUMOS ADICIONALES PARA PREPARAR

VOLUMENES DE LODO EXTRA POR LAS PERDIDAS DE

FLUIDO A LA FORMACIÓN

ESTUVO DENTRO DEL MARGEN DEL 5 % DE EXCESO


Adicional

Consumo adicional por perdidas de fluido a formación

Incremento de densidad por arriba del programa,

programado max.: 12,5 lpg real max.: 13,4 lpg. Volumen

extra de lodo por perdida de fluido a formación.

130


Tabla 58 Parámetros de perforación Sistema QVERT ECO

Pies

pies

Presión

Psi

GPM WOB RPM ROP Formación

9521 – 11323 3200 – 3600 450- 250 6 /14 100 –

120

30-60 SUBIBAJA


131

4.4.7 LITOLOGÍA

Tabla 59 Litología del Campo Amistad

FORMACION Intervalo DESCRIPCIÓN

SUBIBAJA

9521-

11322

pies

Presenta hacia la superficie niveles de Arcillolita

intercalada con Limolita y Arenisca con

pequeños lentes de Caliza. A continuación

presenta pequeñas intercalaciones de micro

conglomerado. En la parte media está

constituida de Limolita intercalada con Arcillolita

y pequeños lentes de Arenisca, en algunos

tramos con fragmentos fósiles en su parte

inferior presenta intercalaciones de Arcillolita y

Limolita con pequeños niveles de Lutita y Caliza.


4.4.8 VOLUMETRÍA

Tabla 60 Volumetría sección 17 ½ pulgada

Volumen Procesado (Barriles)

Programado Real

1387 2539


132

4.4.9 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO

Figura 40. Viscosidad embudo Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Figura 41. Alcalinidad Sistema QVERT ECO

(PAM EP, 2014)

133

Figura 42. Viscosidad plástica Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Figura 43. Punto cedente Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

134

Figura 44. Salinidad Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Figura 45. Filtrado HPHT Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

135

Figura 46. Estabilidad eléctrica Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

El programa de fluidos propuesto se cumplió hasta la tercera atapa con

ciertas variaciones de químicos como aumento o disminución de

viscosificantes, densificantes entre otros, para la cuarta y última etapa el

fluido programado no cumplió con el desarrollo programado por lo cual se

cambia a un fluido base sintético reduciendo en un cien por ciento los

problemas de pega de tuberías, derrumbamiento de las paredes del hoyo,

hinchamiento de las arcillas, sin embargo no fue el óptimo al momento de

perforar la zona de interés, se produjo una perdida aproximada de 950

barriles de fluido sintético, mismo que cambio ciertas propiedades del

reservorio, antes de, el reservorio estaba mojado por agua, después de, el

reservorio paso a estar mojado por aceite dificultando la producción de gas y

permitiendo la producción de agua, a la presente fecha el pozo está cerrado.

136

Tabla 61 Resumen de reporte de análisis del punto de anilina

El punto de anilina del fluido base sintético es de 181° F confirmando

así valores bajos de HAP (hidrocarburos aromáticos policiclicos) pues

mientras más alto es el punto de anilina más bajo es la concentración

de HAP. Para el diésel el punto de anilina puede estar entre 120° a

150° F lo que nos da un HAP mayor en comparación con el fluido base

sintético, esta característica le da una excelente compatibilidad con los

Elastómeros del conjunto de BOP’S y herramientas direccionales de

nitrilo o neopreno.

Un valor máximo de HAP aceptable para un fluido seria 5% el fluido

base sintético contiene 0% de HAP.

HAP diesel: 1,8 mg/kg HAP fluido base sintético: 0,1 mg/kg

Según norma: EPA 8100


A continuación enumeraremos las ventajas y desventajas del fluido base

sintético aplicado en la perforación del pozo de gas Amistad No. 17 Offshore.

Tabla 62 Ventajas y desventajas del fluido sintético

FLUIDO SINTÉTICO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Mejor inhibición de las arcillas Mejor estabilidad del pozo Mejor desempeño en diámetros

reducidos Propiedades de lodo más

estables Menor lavado del pozo Mayor resistencia a

Costos elevados de preparación y si hay perdidas de circulación

Tiempo de circulación para optimizar propiedades

Efectos sobre los elastómeros de BOP’S, HTA y toda goma o hule.

Restricciones donde se requiere cero descarga

137

contaminantes y altas temperaturas

Lubricidad Altas tasas de penetración Tolerancia a sólidos Reutilización Menor corrosión Menor tendencia de

atascamiento de tubería

Limpieza del taladro Herramientas de registros

especiales Posibles cuidados especiales

para la piel del personal por irritaciones “ dermatitis”, usar cremas regeneradoras de piel

Limpieza del agujero Solubilidad de los gas


4.5 PROPUESTA A SER APLICADO EN FUTUROS POZOS.

Propuesta sugerida en la utilización de los fluidos a aplicarse en futuras

perforaciones de nuevos pozos de gas Offshore del Campo Amistad.

En base a los análisis realizados al fluido base sintético (revisar graficas de

propiedades del fluido sintético, pág. 132) aplicado en la perforación del

pozo Amistad No. 17, Offshore del Campo Amistad, podemos determinar

que es el más idóneo a utilizarse para perforar la litología compleja del

Campo, más no la roca reservorio, por las siguientes razones:

Por su alta estabilidad eléctrica (>800 volts), ya que es uno de los

principales indicadores de que el sistema se encuentra estable y en

óptimas condiciones durante las operaciones.

Como se observa en la siguiente figura, durante el cambio de fluido,

de un base agua a un base sintético observamos el cambio de la

estabilidad eléctrica del sistema de lodo base sintético que sobrepasa

138

la estabilidad eléctrica propuesta, (600 a 800 volts), lectura de

estabilidad eléctrica del lodo es de 922 volts. La misma que indica la

estabilidad de emulsión del fluidos sintético durante toda las

operaciones de perforación.

Existen unas variaciones que se ilustran en la figura, la estabilidad

eléctrica pasa de 920 volts a 890 volts, esto se debe a la presencia de

gas en el sistema 90 ppm, lo cual afecto a la estabilidad eléctrica pero

cabe mencionar que la misma se encuentra sobre el rango propuesto.

Figura 47. Estabilidad eléctrica Sistema QVERT ECO

(PAM EP, 2014)

Valores del punto cedente se encuentran dentro del rango propuesto,

(13 a 28) lb/100 pies cuadrados, el fluido sintético tiene un valor de

punto de cedencia máximo de 24 lb/100 pie2, mismo que se ve

afectado por la presencia de gas y recortes contaminantes

provenientes de la formación, en el sistema de fluido reduciendo a 17

lb/100 pie2, llegando al mínimo del rango que es 13 lb/100 pie2, el

139

punto de cedencia facilita al recobro de solidos cortados por la

barrena, permite que la limpieza del hoyo sea más efectiva y ayuda a

mantener al fluido en circulación una vez que entra en movimiento.

Figura 48. Punto cedente Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Los valores de alcalinidad nos ayuda a mitigar los efectos que se

generan por la incorporación de gases de formación durante la

perforación del intervalo, estos efectos son que el sistema de fluido de

perforación varia su pH, pudiendo ser acido - corrosivo y causar daño

en los equipos mecánicos de perforación.

Como se observa en la figura 41, los valores de alcalinidad están

sobre el rango propuesto (4-7), la alcalinidad dada por el fluido

sintético es alta misma que tiene la capacidad de neutralizar los

ácidos en el fluido de perforación.

140

Figura 49. Alcalinidad Sistema QVERT ECO

(PAM EP, 2014)

Viscosidad plástica permite mantener una buena suspensión de

solidos perforados, dando óptimos resultados de limpieza del agujero

que constituirá el pozo, a más de permitir mejorar la velocidad de

penetración durante las operaciones de perforación.

Unos valores bajos de viscosidad plástica complementada a un alto

valor del punto cedente permiten una limpieza efectiva del hoyo con

una alta tasa de penetración.

Los rangos propuestos son de (20 a 27) cP, la viscosidad plástica

depende de la concentración, forma, tamaño de los sólidos que se

encuentran en el sistema del lodo de perforación.

Con la utilización del fluido sintético se aumenta la tasa de

penetración hacia la formación, presentando mayor cantidad de

sólidos en el fluido, el 13 de mayo del 2014 se pierde 99 barriles de

fluido, para el 15 de mayo se pierde de 5 a 6 barriles por hora

aumentando la viscosidad, justamente por la pérdida de la fase

141

dispersante, esto se debió a una sobre presión en la columna de

fluido de perforación y atravesar una zona poroso y permeable.

Figura 50. Viscosidad plástica Sistema QVERT ECO

(PAM EP, 2014)

Valores de salinidad propuesto se encuentra en el rango de (23000 a

250000) ppm, la misma que ayuda a controlar las arcillas altamente

reactivas presentes en la formación perforada. La salinidad se ve

afectada por la adición de fluido y por la infiltración de agua de

formación al sistema de lodos de perforación como se refleja en la

siguiente fecha, 22 de mayo existe un cambio de salinidad de 243000

ppm a 230000 ppm.

142

Figura 51. Salinidad Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

El filtrado HPHT, el rango máximo de filtrado propuesto es de 5

cm3/30 minuto, el obtenido durante la operación es de 3.6 cm3/30

minuto como máximo.

Un mínimo filtrado es un indicador de un buen revoque en la pared del

pozo.

Figura 52. Filtrado HPHT Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

143

VENTAJAS DE LA APLICACIÓN DEL FLUIDO BASE SINTÉTICO

Mejor inhibición de las arcillas

Mejor estabilidad del pozo

Mejor desempeño en diámetros reducidos

Propiedades de lodo más estables

Menor lavado del pozo

Mayor resistencia a contaminantes y altas temperaturas

Lubricidad

Altas tasas de penetración

Tolerancia a sólidos

Reutilización

Menor corrosión

Menor tendencia de atascamiento de tubería

Fluido propuesto para futuros pozos del Campo Amistad y su composición.

FLUIDO FASE 17 ½ PULGADAS

QVERT-ECO REAL

Densidad lpg 12,0 – 13,4

Viscosidad embudo seg/qt 44 – 60

Viscosidad plástica cP 19 – 30

Punto cedente lb/100pie2 14 – 24

Filtrado HPHT 3 – 8

Relación aceite agua 80/20 75/25

Alcalinidad 6 – 8

Salinidad ppm 240000 / 245000

Estabilidad eléctrica volts 610 – 920

144

El fluido sintético no es óptimo al momento de perforar la roca reservorio por

las siguientes razones:

No existe compactibilidad con el fluido presente en la formación.

Por qué el fluido base sintético cambia una de las propiedades de la

roca, mojabilidad, misma que ayuda a evitar el hinchamiento de las

arcillas, pero que en la roca productora o zona de pago es perjudicial

ya que se cambia la humectabilidad de la roca, pasa de estar

humectada por agua a estar por aceite dificultando la producción del

hidrocarburo y facilitando la producción de agua.

Situación por la cual el pozo Amistad No. 17 Offshore no se encuentra

en producción, se está realizando trabajos de reacondicionamiento

con la ayuda de un sistema de BOP doble.

Se recomienda la utilización de un fluido base agua para la

perforación de la zona de pago ya que este conserva la mojabilidad y

el daño producido por el filtrado es menor frente a un daño producido

por un fluido sintético a más del cambia de humectabilidad. Un fluido

base sintético será optimo al momento de perforar la zona de pago

por que no cambiara la humectabilidad de la roca y con la correcta

aplicación de la presión de la columna de fluido el daño será menor y

no se deberá realizar trabajos posteriores para mitigar el daño como

sucedió en el pozo Amistad No. 17 Offshore.

145

CAPITULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

La columna estratigráfica del campo amistad está constituido por

intercalaciones de lutitas altamente reactivas.

En el campo amistad encontramos dos fallas que se encuentra cerca

al desarrollo del campo como la Falla de Nasca y del Pacifico, esto

agrava la situación de las arcillas, mismas que ya se encuentran

sobre presionadas, al encontrase con un punto de menos presión

tiende a hincharse de inmediato en dicho punto (pozo).

Las lutitas altamente reactivas tienden a hincharse en presencia de

una mínima cantidad de agua, por lo cual el fluido base agua no es

recomendable para atravesar la cuarta sección del programa de

perforación.

Un fluido base aceite (fluido sintético) no tiene reacciones al

contacto con las arcillas lo cual favorece a la perforación del hoyo

hasta llegar a la zona de pago, objetivo principal del trabajo de

perforación.

El fluido sintético ayudo a mitigar el problema principal de la

actividad de perforación, pega de tubería por la reacción de las

arcillas altamente reactivas que se encuentra intercaladas en la

cuenca progreso del campo Amistad.

El fluido sintético no fue óptimo al perforar la zona de pago ya que

no tuvo compatibilidad con el fluido del reservorio produciéndose un

daño aun mayor que la pega de tubería, el daño al reservorio, por

146

cambio de mojabilidad de la roca reservorio pasando de estar

mojada por agua a ser mojada por aceite.

El indicador de una ruptura de la emulsión del fluido base sintético

es presencia de agua en el filtrado y baja estabilidad eléctrica.

La presencia de agua en el fluido produce caída del peso en la

columna de fluido y cambio en la relación agua aceite.

El fluido sintético que contenía sustancias orgánicas biodegradables

con el agua marina en realidad contiene diésel, hidrocarburo

derivado del petróleo, como se demuestra en la tabla 61 del

resumen del reporte de análisis del punto de anilina.

147

5.2 RECOMENDACIONES

La geología del Campo Amistad está siendo recientemente

estudiada, misma que debe considerarse al desarrollar un

programa de perforación, y de fluido.

Se debe considerar los datos proporcionados por los geólogos,

datos de profundidades, litología, con estos podemos

determinar las presiones de las formaciones que se

atravesaran durante la perforación y poder determinar la

presión de la columna de fluido idónea para evitar daños a las

formaciones.

Realizar un auditoria previa de las capacidades operacionales

del Jack Up a seleccionar y si este cumple o no con los

requisitos para la ejecución de trabajos de perforación de

pozos de gas pertenecientes al Campo Amistad, Offshore.

Considerar las sobrepresiones productos de las fallas cercanas

al desarrollo del Campo Amistad ya que estas al momento de

perforar un hoyo se libera las presiones hacia este punto,

produciéndose en entrampamiento de los equipos.

Para la actual situación del reservorio del pozo Amistad No. 17

se deberá realizar estudios geofísicos y de reservorio para

determinar la forma real del reservorio y analizar la posibilidad

de realizar un nuevo sidetrack y poner a producir el pozo de

gas No. 17, Offshore.

Se recomienda utilizar un fluido base agua para perforar la

zona de pago combinado con un fluido sintético para perforar

las formaciones Puna y Progreso que constituyen los

principales problemas al momento de perforar por presencia de

arcilla altamente reactiva.

148

NOMENCLATURA

API El Instituto Americano del Petróleo

BBL Barriles

BHA Conjunto de fondo

BHP Presión de fondo

BHT Temperatura de fondo

BOP Preventor de reventones

CaCO Carbonato de calcio

Cc Centímetros cúbicos

COF Coeficiente de fricción

Cp Centipoise

DST Pruebas de productividad potencial de la

formación

FT Pruebas de intervalo

Gal Galones

gal/con Galones por cada conexión

GPM Galones por cada minuto

H S 2 Sulfuro de hidrógeno

ID Diámetro interno

In Pulgadas

Lb Libras

LPB Libras por cada barril

LPC Libras por pie cúbico

LPG Libras por galón

LSRV Viscosidad a muy baja velocidad de corte

LWD Registro al perforar

MBT Prueba de azul de metileno

MD Profundidad Del Pozo

Mim Minutos

Mud Log Registro geológico

149

Mud Loggers Registradores de lodo

MMBBL Millones de barriles.

MMBTU Millones de unidades térmicas Británicas.

MMPCS/D (MMSCF) Millones de pies cúbicos estándar por día.

MMPCS (MMSCF) Millones de pies cúbicos estándar.

MWD Medición al perforar

NaCl Cloruro de sodio

OD Diámetro externo

Pc Pies cúbico

PDC Registro del control de la profundad de

perforación

Ph Potencial de hidrógeno

PCD Pies cúbicos por día

PPB Libras por barril

PPG Libras por cada galón

PPM Partes por millón

PSI Libras por pulgada cuadrada

Qt Un cuarto de galón

ROP Velocidad de penetración

RPM Revoluciones por minuto

SAAP Ácido pirofosfato de sodio

SCF Pies cúbicos estandar

Seg Segundos

seg/lt Segundos por litros

seg/qt Segundos por un cuarto de galón

TVD Profundidad vertical verdadera

Vd Baldes de agua

YP Punto cedente

150

GLOSARIO

A

Aglomerado Los grupos más grandes de partículas individuales que

provienen generalmente de la separación con tamiz o de las operaciones de

secado.

Análisis Granulométrico Determinación de los porcentajes relativos de

sustancias, por ej., los sólidos suspendidos de un fluido de perforación, que

pasan a través o que son retenidos por una serie de mallas de tamaños

decrecientes. El análisis puede ser realizado con métodos húmedos o secos.

B

Barril Químico Un recipiente donde varios productos químicos son

mezclados antes de ser agregados al fluido de perforación.

Bloque de Agua Reducción de la permeabilidad de una formación causada

por la invasión de agua dentro de los poros (capilares). La reducción de la

permeabilidad puede ser causada por el hinchamiento de las arcillas.

“Bump” (Cresta) Aplicar y mantener una presión adicional sobre la presión

hidrostática.

C

Cabezal Hidrostático La presión ejercida por una columna de fluido,

generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada (lb/pulg.2).

Caseta de Lodo Una estructura en el equipo de perforación para almacenar

y proteger los materiales en sacos que se usan en los fluidos de perforación.

CBL Registro de Adherencia del Cemento (Cement Bond Log), usado para

evaluar la eficiencia de una cementación.

151

Circulación, Pérdida de (o Perdida) El resultado de la fuga de fluido de

perforación dentro de la formación a través de fisuras, medios porosos o

dentro de fracturas.

Colchón Un líquido bombeado antes que otro líquido para limpiar.

Consistencia del Revoque De acuerdo con API RP 13B*, las anotaciones

“duro”, “blando”, “resistente”, “gomoso”, “firme” etc. pueden usarse para

describir de una forma general la consistencia del revoque.

D

Darcy Una unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una

permeabilidad de 1 darcy, cuando la presión de 1 átomo sobre una muestra

de 1 cm de largo y 1 cm2 de sección transversal, fuerza un líquido con una

viscosidad de 1 cP a través de la muestra a la velocidad de 1 cm3 por

segundo.

Desviación del Pozo Perforar direccionalmente alrededor de un pescado o

partiendo de un pozo existente.

Dispositivos de Mezcla de Lodo El dispositivo más común para agregar

sólidos al lodo es la tolva de chorro. Otros dispositivos usados para la

mezcla son: eductores, mezcladora de paletas, agitadores eléctricos,

pistolas de lodo, barriles químicos, etc.

E

Emulsión Una mezcla líquida heterogénea, sustancialmente permanente, de

dos o más líquidos que normalmente no se disuelven.

152

Espesor del Revoque Una medida de los sólidos depositados sobre papel

filtro en 1/32 de pulgada, durante las pruebas de filtración API de 30 minutos.

Espuma Un sistema de dos fases similar a una emulsión, donde la fase

dispersa es un gas o el aire.

F

Filtrado El líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso

de filtración.

Filtro Prensa Un dispositivo para determinar el filtrado de un fluido de

perforación cuyas especificaciones cumplen con API RP 13B.

G

Goma Guar Un polisacárido hidrofílico de origen natural, derivado de la

semilla de la planta guar. La goma está clasificada químicamente como un

galactomannan. Las lechadas de goma guar preparadas en agua clara, agua

dulce o salmuera, poseen propiedades de flujo seudoplástico.

H

Hidratación El acto por el cual una sustancia adquiere agua por absorción

y/o adsorción.

Hidrofílico Una propiedad de una sustancia que tiene una afinidad con el

agua o que es humectada por agua.

Hidrofóbico Describe una sustancia que rechaza el agua.

Humectabilidad Indica la capacidad de la superficie de un sólido para ser

recubierta por un líquido.

153

L

Lignosulfonatos Aditivos orgánicos de fluido de perforación, derivados de

los productos secundarios del proceso de fabricación de papel de sulfito con

maderas de coníferos.

Línea de Matar Una línea conectada al espacio anular, por debajo de los

preventores de reventones, para bombear dentro del espacio anular

mientras los preventores están cerrados.

M

Malla Una medida de la finura de un material tejido, entramado o tamiz; por

ej., un tamiz de malla 200 tiene 200 aberturas por pulgada lineal. Un

entramado de malla 200 con un diámetro de alambre de 0,0021 pulg.

(0,0533 mm) tiene una abertura de 0,074 mm o dejará pasar una partícula

de 74 micrones.

Matriz El patrón de los granos en una roca o formación.

Mf La alcalinidad al anaranjado de metilo (Mf) del filtrado, reportada como

número de milímetros de ácido 0,02 Normal (N/50) requerido por milímetro

de filtrado para lograr el punto final de anaranjado de metilo (pH 4,3).

Muestras Recortes extraídos del fluido de perforación cuando sale del pozo,

para obtener información geológica. Los recortes son lavados, secados y

marcados con la profundidad.

P

Pata de Perro El “codo” causado por un cambio marcado de dirección en el

pozo.

154

Pf La alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, reportada como número de

mililitros de ácido sulfúrico 0,02 Normal (N/50) requeridos por mililitro de

filtrado, para lograr el punto final de fenolftaleína.

Pm La alcalinidad de fenolftaleína del lodo, reportada como número de

mililitros de ácido sulfúrico 0,02 Normal (N/50) requeridos por mililitro de

lodo.

R

Recortes Pequeños fragmentos de formación que resultan de la acción

desbastadora, raspante y/o triturante de la barrena.

Resistencia al Corte Una medida del valor de corte del fluido. El esfuerzo

de corte mínimo que producirá una deformación permanente.

S

Sedimentos Sólidos en una solución que se sedimentan o que se han

sedimentado.

Sensibilidad de la Formación La tendencia de ciertas formaciones

productivas a reaccionar adversamente con los filtrados de lodo que invaden

esas formaciones.

155

BIBLIOGRAFÍA

Cardona, N. B. (2009). ESTUDIO COMPARATIVO DE LOS

MODELOS REOLÓGICOS PARA LOS LODOS DE PERFORACIÓN.

Medellin.

EP PETROECUADOR, G.-O. (2013). Estudio Integrado de

Reservorios de Gas del Campo Amistad utilizando Simulación

Matemática de Yacimientos. Quito-Ecuador.

EP, G. G. (2014). Desarrollo del Bloque 6. Quito.

Halliburton Company. (2000). Manual de fluidos Baroid. Houston: S.E.

Inside, C. (2010). Glosbe - el diccionario online multilingüe.

Recuperado el Lunes, 7 de Julio de 2014, de http://es.glosbe.com/

Instituto Americano del Petróleo. (2001). Manual de fluidos de

perforación. Dallas-Texas.

Medina. (2001). Estudio geológico del campo Amistad.

PAM EP, P. E.-G. (2014). Desarrollo del bloque 6. Quito.

PDVSA-Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED).

(2002). Fluidos de perforación, PDVSA. Venezuela.

PDVSA-Gerencia de perforación. (2005). Fluidos. Venezuela.

Petroamazonas, C. E. (2014). Geologia del campo Amistad. Campo

Amistad. Machala.

QMAX. (2014). Mud Program Amistad 017 SBM. Q.

Ramos, F. (2014). Viscosidad de un lodo.

156

Richardson, R. C. (1999). Non-Newtonian Flow in the Process

Industires. Butterworth-Heineman.

Romai, Y. (2008). Fluidos de perforación. México.

Shanghai China Co LTD. (2014). Petroleum Instrument. Shanghai.

Witt, e. a. (2006). Principales fallas en el Golfo de Guayaquil.

Guayaquil.

Schlumberger. (2004); Fluidos de perforación. Programa de

entrenamiento acelerado para supervisores. Quito – Ecuador.

Marquez, A., Matos, W., Martinez, J., Montero, C., y Sanchez, C.

(2012). Fluidos de perforación. Programa de Ingeniería. Universidad

de Zulia Cabimas-Venezuela.

Cocianni, V. (2006). Fluidos base aceite. Formulación-Mantenimiento-

Aplicaciones. PEMEX & Schulumberger.

Rada, A. (2012). Sistema de circulación de fluidos de perforación.

Recuperado el martes, 13 de Mayo del 2014, de

http://prezi.com/yu14enwbqtre/sistema-de-circulacion-de-fluidos-de-

perforacion/

Schulumberger Excellence in Educational Development, SEED.

(2014). Fluidos de perforacion element vital del pozo. Recuperado el

viernes, 16 de Mayo del 2014, de

http://www.planetseed.com/es/sciencearticle/fluido-de-perforacion-

elemento-vital-del-pozo

Darley H.C.H. Y Gray G.R. (2003). Composition and properties of

drilling and completion fluids. Houston, Estates Unites: Gulf Publishing

Company.

TeAm YYePG (2005). Drilling fluids processing. United Estates of

America: Elsevier Inc.

Baker Hughes INTEQ (1988). Fluidos, manual de Ingeniería. Houston

USA: Oilfield Review.

http://prezi.com/yu14enwbqtre/sistema-de-circulacion-de-fluidos-de-perforacion/

http://prezi.com/yu14enwbqtre/sistema-de-circulacion-de-fluidos-de-perforacion/

http://www.planetseed.com/es/sciencearticle/fluido-de-perforacion-elemento-vital-del-pozo

http://www.planetseed.com/es/sciencearticle/fluido-de-perforacion-elemento-vital-del-pozo

157

ANEXOS

158

ANEXO # 1 REPORTE DE PROBLEMAS FRECUENTES, INDICACIONES Y TRATAMIENTO

DURANTE PERFORACIÓN

PROBLEMA INDICACIÓN TRATAMIENTO

Contaminación con

agua

Caída del peso,

cambio en la relación

Agua/Aceite

Agregar aceite base,

emulsificante, estabilizador

de lodo, densificante,

incrementar la

concentración de Cl2Ca

Solidos altos Análisis de retorta

Reducir el tamaño de las

mallas, diluir con aceite

base, utilizar el Mud

Cleaner si es factible.

Ruptura de la emulsión

Agua en el filtrado,

baja estabilidad

eléctrica

Agregar emulsificantes

primario y secundario, Cal,

agitación

Separación de aceite Aceite en superficie Agitación, agregar bentonita

organofílica.

Asentamiento de barita

Asentamiento de

barita en la copa del

viscosímetro

Agregar Bentonita

organofílica, emulsificante o

agua, agitación.

Mojamiento por agua

Barita, sólidos

mojados por agua,

baja estabilidad

eléctrica

Agregar emulsificantes,

estabilizador de lodo,

aceite, diluir el sistema con

lodo armado con fase de

agua.

159

Baja alcalinidad

Baja estabilidad

eléctrica, intrusión de

gases ácidos, CO2,

H2S

Mantener 5 a 7 lpb de cal

Recortes de arcilla y

lutitas absorben agua

por las fuerzas de

hidratación.

Los sólidos

perforados lucen

“gomosos”,

pegajosos.

Incrementar la salinidad con

adiciones de Cl2Ca.

Zonas de pérdidas, o

formaciones

inconsolidadas

Perdidas de fluido

Si es menor: agregar

Micatex, Wall Nut, CO3Ca,

y LCM, si es mayor preparar

un tapón de bentonita.

Cloruro de Calcio

insoluble

Caída en la

estabilidad eléctrica,

alto contenido de

cloruros en la fase

agua, mojamiento de

solidos observado en

los shakers.

Agregar agua para disolver

las sales insolubles,

emulsificantes, cal, agregar

lodo nuevo sin sales en la

fase acuosa.

160

ANEXO # 2 JACK UP, PERFORANDO POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE

161

ANEXO # 3 INSTALACIONES DE MUD CLEANER KLING COBRA

162

ANEXO # 4 EQUIPO TRES EN UNO, ZARANDA, DESARENADOR DESARCILLADOR.

163

ANEXO # 5 EMBUDO DE CUBIERTA - LÍNEAS DE FLUJO

164

ANEXO # 6 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD

CE

NO

ZO

ICO

C

Z

Ma

Fa

se

sO

rog

én

ica

sF

AS

E O

RO

GE

NIC

A

TA

RD

IO A

ND

INA

FA

SE

OR

OG

EN

ICA

T

EM

PR

AN

A

AN

DIN

A

EDAD LITOLOGÍA

ES

PE

SO

R (

m)

CR

ET

ÁC

ICO

ME

SO

ZO

ICO

M

Z

ALBIANO

APTIANO

NEOCOMIANO

SU

PE

RIO

RIN

FE

RIO

R

CAMPANIANO

MAESTRICHTIANO

SANTONIANO

CONIACIANO

TURONIANO

CENOMANIANO

75

88

100

106

141

GUAYAQUIL.INF.

PA

LE

OC

EN

O

THANETIANO

DANIANO

65

S

I

GUAYAQUIL.SUP.

PA

LE

OG

EN

O

EO

CE

NO

PRIABONIANO

BARTONIANO

LUTECIANO

YPRESIANO

43

49

55

37

S

M

I

OL

IGO

CE

NO

CHATTIANO

STAMPIANO

S

I

NE

OG

EN

O

MIO

CE

NO

TORTONIANO

SERRAVALLIANO

LANGHIANO

BURDIGALIANO

AQUITANIANO

8

25

10

15

AT

TIC

A

S

M

I

CU

AT

ER

NA

RIO

PLEISTOCENO

HOLOCENOMILAZZIANO

VERSILIANO

CALABRIANO

ASTIANO

ZANCIANO

MESSINIANO

1.8

5.3

8

AT

TIC

AR

HO

DA

NIA

NA

SI

SI

PL

IOC

EN

O

PE

TR

ÓL

EO

(P

)G

AS

(G

)

10

00

300

50

0

PU

NA

PR

OG

RE

SO

Superior

Inferior

Cerro Mala

Progreso

Zapotal

Dos Bocas

SubibajaZacachún

Saiba10

00

10

00

15

00

S U

B I B

A J

A

PLAYARICA

PL

AY

AR

ICA

?

15

00

G

A

N C

Ó

N

Clay Pebble

Socorro

Seca

Punta Ancon

20

00

120

05

00

50

0

P

P

P

AZ

UC

AR

28

00

?

Estancia

Chanduy

Engabao

C

H O

N

G Ó

N Guayaquil

Cayo

Calentura

P

I

Ñ O

N

P

GR

UP

O

FO

RM

AC

IÓN

Mie

mb

ro


PLATAFORMA INTERNA. ARCILLOLITAS GRIS VERDOSAS Y ARENISCAS FINAS

ARENISCA CONGLOMERATICA Y ARCILLOLITAS GRISES

PLATAFORMA, ARENISCAS FINASY LUTITAS GRIS VERDOSA

ESTUARIO DELTAICO, PRINCIPALMENTE ARCILLOLITAS GRISES Y EN MENOR PROPORCION ARENISCAS FINAS, LOCALMENTE

ARCILLOLITAS CAFE Y VERDE, ABUNDANTE RESTOS VEGETALES, FORAMINIFEROS BENTÓNICOS HACIA LA BASE.

CONTINENTAL, ARENISCAS Y ARCILLOLITAS DE OLORES GRISES VERDOSOS, CAFE ROJO, CON CARBON Y PIRITA, NO FOSILES

MARINO, LIMOLITAS Y ARENISCAS FINAS GRIS OLIVO CON FORAMI-NIFEROS, EN EL POZO AMISTAD S-1, ALTERNAN CON LIMOLITAS GRISES Y CAFE DE AMBIENTE TRANSICIONAL A CONTINENTAL.

FONDO OCEANICO.COMPLEJO ÍGNEO DE ROCAS EXTRUSIVAS, LAVAS BASÁLTICAS

EN " PILLOWS - LAVAS" PERIDIOTITAS CON OLIVINO E HIPERSTENA INTERCALADAS DE BRECHAS Y ARCILLAS

TOBACEAS, LIMOLITAS Y ARENISCAS EN CAPAS FINAS DE ORIGEN SUBMARINO, PIROCLÁSTICO TURBIDÍTICO

PROBABLEMENTE ESTRATIFICADOS, DELGADAS CAPAS DE SEDIMENTOS INTERCALADOS PELÁGICOS.

INTERCALACIONES DE ARCILLAS MARRÓN OSCURO, Y ARCILLAS GRIS VERDOSO Y CAPAS DELGADAS DE ARENISCAS FINAS A

VECES GLAUCONITAS CON CARBON Y FRAGMENTOS LITICOS. AL TOPE, SE NOTA LA PRESENCIA DE DOS NIVELES DE

ARENISCAS TOBACEAS LITOFELDESPATHICAS. Reflextor (Texaco Pecten)

Abertura de la cuenca progreso, Reactivación de las estructuras, fuerte erosión en Manabi

COMPILADO: J. CHIRIBOGA

Jaguar 10 de julio 2011

GUAYAQUIL CHERT. ES UNA SERIE DE HORIZONTES DE LUTITASALTAMENTE SILICOSAS O "HORSTENOS". CONSISTE DE

ESTRATIFICACIONES DELGADAS A MASIVAS, DE COLOR GRIS, HABANO, VERDOSO OSCURO, GRIS, Y NEGRO, CON ÍNTER ESTRATIFICACIONES DE LUTITAS SILICOSAS, ARCILLITA Y TOBAS LOCALMENTE DEFORMADAS, CON ESTRUCTURAS

SIN-SEDIMENTARIAS Y RIZADURAS (SLUMPS). LOS HORSTENOSSON GENERALMENTE BIEN ESTRATIFICADOS, PERO

FRECUENTEMENTE DISTORSIONADOS. APARECEN UNOS POCOSESTRATOS DELGADOS DE COLOR CAFÉ, A CAFÉ VERDOSO, DE

GRÁNULOS FINOS DE ARENISCAS CALCÁREAS.

SANTA ELENA (GUYAQUIL CHERT), SEDIMENTACIÓN PELÁGICA CON VULCANISMO ACTIVO, TURBIDITAS DE BAJA DENSIDAD.

COMPLEJO DE ABANICOS TURBIDÍTICOS DEPOSITADOS ENAMBIENTE MARINO PROFUNDO, (BASIN FLOOR FONE).TURBIDITAS DE ALTA DENSIDAD CON PARTICIPACIÓN

MINORITARIA DE FLUJOS DE BAJA DENSIDAD. ARENISCAS TURBIDÍTICAS GRUESAS CONGLOMERADOS Y LUTITAS

OSCURAS

MARINO SOMERO, ARENISCAS GRUESAS

PLATAFORMA INTERMEDIA A MARINO SOMERO, LUTITAS LIMOLITAS Y MARGAS

FACIE DE TALUD A PLATAFORMA EXTERNA, TURBIDITAS FINAS Y ARCILLAS

DEPÓSITOS DE REMOCIÓN EN MASA EN AMBIENTE DE TALUD(SLUMPS), ARCILLAS CONGLOMERÁTICAS DIAMÍCTICAS.

ABANICOS TURBIDÍTICOS - RELLENO DE CUENCAS DE TALUDTURBIDITAS FINAS

LOS SEDIMENTOS DE DOS BOCAS CORRESPONDEN A UN MÁXIMO TRANSGRESIVO CON UN AMBIENTE NERÍTICO EXTERNO A BATIAL SUPERIOR (ORDOÑEZ ET AL., 2006).

LA FORMACIÓN DOS BOCAS SE CONFORMA DE ARCILLOLITAS COLOR CAFÉ CHOCOLATE Y LUTITAS CON APARIENCIA DE SERA,

PRESENTAN VETILLAS DE YESO.

SEDIMENTOS MARINOS POCO PROFUNDOS HASTA CLASTICOS CONTINENTALESGRUESOS, ARENISCAS, CONGLOMERADOS, LIMOLITAS Y ARCILLITAS QUE SE CONVIERTEN EN LUTITAS

CALIZAS GRISES OSCURAS A NEGRAS CON INTERESTRATIFICA-CIONES FINAS DE TOBAS CALCÁREAS DE LAPILLI E

INTERESTRATIFICADOS CON MARGAS EN ESTRATOS DELGADOS A MEDIOS, DE TOBAS LAPILLI DE GRANO GRUESO. LA PARTE SUPERIOR ESTÁ CONFORMADA

POR LUTITAS TOBÁCEAS Y TOBAS LAPILLI

ABISAL, ESTÁ FORMADA POR BRECHAS VOLCANOCLÁSTICASESTRATIFICADAS EN AGLOMERADOS Y MACIZOS MUY GRUESOS

QUE CAMBIAN HACIA EL TECHO A ROCAS TURBIDÍTICAS VOLCANOCLÁSTICAS, PRINCIPALMENTE ARENISCAS Y LUTITAS

TOBÁCEAS SILICIFICADAS (BENÍTEZ 1988,1990).

BREVE DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

Zona N-23

G

450

24

00

450

Fuente de Información:Estudios Paleontológicos Dr. Martha Ordoñez (+)

N4

N5

N6

N7

P22P21

P20P19

P17

P15

P14

P12P11

P10

P9P8P7P6

P4

P3

P2

P1

N8

N9

N14

N18

N21

N17N16N15

N22

G

Placer

LechuzaIndicios de Hidrocarburos: Lechuza -1, Corell Drill de Puna.

Superficie de Santa Rosa

165

ANEXO # 7 PROGRAMA DE BROCAS PROPUESTO

CLIENTE PETROAMAZONAS

POZO AMISTAD 015 ST1

DIAMBROCA PRINCIPAL /

ALTERNATIVAIADC INTERVALO LITOL CARCATERISTICAS ESQUEMA JUSTIFICACION

PARAMETROS /

OBSERVACIONES

12.25" MDi519LMHSPX M2232,861'

(7,006' - 9,867')

Arcilita,

arenisca

Conglomerado

, lutita, chert

CUERPO DE MATRIZ,

PDC NUEVA

TECONOLGÍA,

5 ALETAS,

CORTADORES: 32 x

19 mm + 4x 16 mm +

5 x 13 mm

BACKREAMING

TOTAL: 41,

INSERTOS ATLAS EN

EL CALIBRE JSA: 45.8

plg2 , 7 BOQUILLAS

NUEVA

TECNOLOGIA ,

MODELO

PROBADO EN

AMISTAD

RSS

WOB: 20-30 klbs

RPM: 130-150

GPM: 800

TFA: 1.119

(4x14) + (2x15)

12.25" SDi419HBPX S123 CONTINGENCIA

Arcilita,

arenisca

limolita, lutita

CUERPO DE ACERO,

PDC NUEVA

TECNOLOGÍA SERIE

DIRECCIONAL®

4 ALETAS,

CORTADORES: 29 x

19 mm TOTAL: 29,

JSA: 33.331 plg2 ,

LONG CALIBRE: 2 in

6 BOQUILLAS

SERIES

DIRECCIONAL,

CALIBRE CORTO,

AGRESIVA

MODELO

PROBADO EN EL

ORIENTE

ECUATORIANO

CON EXCELENTES

RESULTADOS

RSS

WOB: 20-30 klbs

RPM: 130-150

GPM: 750-800

TFA: 1.107 (3x15)

(3x16)

PROPUESTA TECNICA DE BROCAS

SECCION 12 1/4" + RSS

166

CLIENTE PETROAMAZONAS

POZO AMISTAD-015 ST1

DIAMBROCA PRINCIPAL /

ALTERNATIVAIADC INTERV LITOL CARCATERISTICAS ESQUEMA JUSTIFICACION

PARAMETROS /

OBSERVACIONES

8 .5"MDi519LEBPX

( APLICACION RSS)M223

801'

(9,867' - 10,668')

Lutita,

Limolitas,

Areniscas

,

CUERPO DE

MATRIZ, PDC , 5

ALETAS,

CORTADORES:

TOTAL: 34

JSA: 12.476 plg2 ,

7 BOQUILLAS

BROCA PARA

APLICACION

CON RSS EN EL

AMISTAD 017

CON

EXCELENTE

RESULTADOS

WOB: 15-25 klbs

RPM: 130 -150

GPM: 450-500

TFA: (7x14) 1.052

8.5"

GFi12GVR

IADC 437

CONTINGENCIA

437X CONTINGENCIA

Lutita,

Limolitas,

Areniscas

,

BROCA DE INSERTO,

106 INSERTO DE

CARBURO DE

TUSTEGNO 3

BOQUILLA

INTERCAMBIABLE

PARA UNA MEJOR

CONFIGURACION

HIDRAULICA.

BROCAS USADA

EN EL POZO

AMISTAD 16

COMO

CONTINGENCIA

DEBIDO A LA

BAJA ROP CON

PDC

WOB: 10-20 klbs

RPM: 80 -150

GPM: 450-550

TFA: 0.699

PROPUESTA TECNICA DE BROCAS

BROCA ALTERNATIVA

SECCION 8 1/2"+RSS

167

ANEXO # 8 TABLA DE NTP (TIEMPOS NO PRODUCTIVOS)

168

ANEXO # 9 ESQUEMA FINAL DE PERFORACIÓN - POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

Documents

Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...