02 perforación petrolera

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PERFORACION PETROLERA

MBA petrolero: Ing. Ariel R. Aguilar Z.

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2. Malacate o TamborUnidad de Potenica mas importante de un equipo, por lo tanto su elección y utilización requiere de un cuidado especial. El tambor es un sistema de levantamiento en elque se puede aumentar o disminuir la capacidad de carga a través de un cable enrrollado en un carrete.

Instalado en una estructura de acero rígida, para permitr su facil traslado a otras locaciones

Todos los componentes de un equipo de Perforación tiene que ser adecuados unos con otros (capacidad de carga y/o especificaciones). En el caso del Tambor el equipo (RIG) se ajus ta a la capacidad de carga del Malacate.

2.1.- Factores Importantes de un Tambor

1. Potencia de entrada2. Factores de diseño del cable3. Frenos de fricción4. Dimensiones del carrete5. Relación de velocidad6. Embrague de fricción7. Freno Auxiliar

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2. Malacate o Tambor

3. Block y Cable de Perforación

El bloque viajero , el de la corona y el cable de perforación

constituyen un conjunto cuya funsión es soportar la carga que

está en la torre o mastil mientras el arreglo de perforación entra o

sale del pozo.

El bloque de la corona es un arreglo de poleas montadas en vigas

en el tope de la Torre de Perforación. Durante la perforación, la

carga cuelga del gancho que sostiene o soporta a la flecha, DP

(drill pipe), Estabilizadores, HW, Trépano).

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3. Block y Cable de Perforación

3.1.- Cable de Perforación.- Esta cosntruido generalmente por cable de acero de 2.86 a 3.81 cm, la parte del cable que sale del tambor hacia el bloque de la corona (en la torre de perforación) se llama linea vivia (vivia por que constantemente esta en movimiento durante las maniobras de operaciones). El cable que retorna al tambor (alimentándolo) , se llama linea muerta.

3.2.- Cabezal de Inyección.- Cuelga del Bloque y su principal función es el bombeo del lodo de perforación al interior del arreglo

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4.- Equipo RotatorioEquipo

Rotatorio

ØFlecha o vástago (kelly)

ØMesa Rotaria

ØSarta de Perforación

ØTrépanoSarta de Perforación.- Se refiere a la tubería de perforación y al porta trépano, sin embargo en la gerga petrolera, “SARTA DE PERFORACION” a menudo se utiliza para referirse a todo el ensamble

3.1. Flecha o Vastago.- Pieza cuadrada (12m) que forma la parte superior del arreglo de perforación, además que encaja justamente en la mesa rotaria y trasmite la rotación.

3.2. Mesa Rotaria.- Sistema que ensamblado con la flecha permite el movimiento rota torio que posibilita la perforación.

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4.- Equipo Rotatorio

3.3.- Trépanos.- El método rotatorio de perforación de un agujero implica invariablemente el empleo de un trépano que es la hta. clave para el Ing. Petrolero; su correcta selección y las condiciones óptimas de operación son importantes para alcanzar el éxito en el proceso.En la actualidad existen varios fabricantes de trépanos ofreciendo gran variedad de esta herramienta para diferentes ecenarios de trabajo. Por esto el diseñador debe examinar adecuadamente las condiciones de la formación que se pretende perforar y el equipo disponible.

DEFINICIÓN. Trépano es la hta de corte, localizada en el extremo inferiro de la zarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación.

Tipos de Trépanos

ØTriconos

ØCortadores fijos (diamantes)

ØEspeciales (p/desviaciones)

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Trepanos (Bits)

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5.- Top Drive

Se compone de una unión giratoria, motor eléctrico,

freno de disco para cualquier orientación direccional

y un freno de inercia a demás de un sisitema para

controlar el troque, sistemas de control remoto para

controlar el gancho, sistema de contrabalanceo para

duplicar las funciones del amortiguamiento del

gancho convencional, valvula de control inferior,

elevador bi direccional para enganchar lingadas y

elevadores de potencia.

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Figuras ilustrativas

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6.- Fluido de Perforación o de Control (mud)

El objetivo principal de un pozo petrolero es alcanzar la zona de hidrocarburos. Se perforan varias capas de formaciones litológicas cada ves mas profundas, que continenen diversos elementos contaminantes, entre ellas las temperaturas y presiones de la formación perforada que afectan al sistema de fluido de Perforación, es por eso que actualmente se diseñan fluidos de control con aditivos químicos resitentes y estables a los contaminantes, asi como biodegradables y no tóxicos para proteger el medio ambiente donde se perforan pozos petroleros.

6.1 DEFINICION.

Es el fluido de circulación que se utiliza en un equipo de perforación, formado por una mezcla de aditivos químicos que porporcionan propiedades Físico – Químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación litológica a perforar.

Propiedades FIS-QMS

Del Fluido de Perforación

1. Densidad

2. Viscosidad

3. Alcalinidad

4. Salinidad

5. Potencial de Hidrógeno

6. Propiedades Reológicas

7. Propiedades Tixotrópicas

8. Filtrado

9. Temperatura

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6.2 Tanques de Lodo (Mud Tanks).

Recipientes metalicos que almacenan el FP o lodo, de capacidad variable que cuenta con agitadores electromecánicos, pistolas hidrúalicas (de fondo y de superficie), válvulas y lineas para la circulación del lodo.

6.3 Tuberías de Perforación (Drill Pipe).

Tiene como función principal transmitir la rotación y peso al trépano (bit) para que éste al girar corte la formación, al mismo tiempo tiene la tarea de conducir el FP hacia el área de corte.

6.4 Trépano.

Elemento principal que afectúa el corte de la formación con la ayuda del FP, cuyo flujo pasa a gran velocidad a través de las boquillas del trépano (bit´s jets).

6.5 Espacio Anular (EA).

Separación entre la formación litológica y la tubería de perforación y depende del grado de estabilización del agujero perforado con las propiedades FIS-QMC´s del lodo y condiciones operativas empleadas.

6.6 Equipo de Control de Sólidos.

Separa los sólidos de tamaños variables provenientes del corte del trépano así como los gases de la formación perforada y aprovecha mejor el FP para optimizar sus aditivos.

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FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACION

1. Transporta a superficie los recortes y derrumbes durante la perforación del pozo

2. Mantiene en suspención los recortes, cuando se detiene la perforación o la circulación.

3. Controla las presiones subterraneas de la formación.

4. Enfría la herramienta

5. Da estabilidad a las paredes del pozo.

6. Suspende la herramienta.

7. Transmite energía hidrálica.

8. Genera toma de inforamción durante la perforación.

6.1.- DISEÑO DE FLUIDOS DE PERFORACION

Para el diseño de un FP se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo, a fin de poder seleccionar los datos correlativos de los pozos vecinos para optener los parámetros optimos para el fluido. De esta manera se determina la densidad y se elige el fluido a utilizar y los aditivos químicos a emplearse en caso de emergencias o contingencias, para ello se debe tomar en cuenta lo sgte.

1. Registros sismicos

2. Geopresiones

3. Levantamientos geológicos

4. Profundidad del pozo

5. # de casings del pozo

6. Densidades hitóricas

1. Programas de FP de pozos cercanos

2. Interpretacion de registros eléctricos

3. Prubas de laboratorio y de campo

4. Interpretación litológica

5. # de casings en pozos similares y vecinos

6. Comportamiento del FP en pozos cercanos

DATOS: DATOS:

Pozo Exploratorio

Pozo de Desarrollo

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Diagrama de selección de fluidos

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6.2.- TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION

El FP se trata de la suspención de sólidos, líquidos o gases en un líquido (lodo). El líquido en el cual los aditivos químicos están suspendidos se conoce como FASE CONTINUA del FP y las partículas sólidas o líquidas en suspención dentro de otro líquido se denomina FASE DISCONTINUA.

Fase continua

Fase discontinua

H2O o diesel

Aditivos especiales

Tipos de FP FP Base Agua (H2O)

FP Base Aceite (diesel) à Emulsión inversa

6.3.- FUNCIONES DE LAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS DEL FP

El FP durante la perforación debe satisfacer las condiciones operativas principalmente al corte y rotación del trépano asi como evitar el pegamiento de la TP en las paredes del pozo, para esto el FP debe cumplir con funciones específicas para cada caso:

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6.3.1 Transporte de recortes y derrumbes hacia la superficie.- Los recortes y derrumbes son mas pesados que el FP, por lo tanto mientras que el flujo del FP los empuja hacia arriba la fuerza gravitacional los empuja hacia abajo (fondo del pozo). La velocidad con la que caen dependerá del tamaño del recorte y de la densidad del FP.Si el pozo no se limpia apropiadamente el material sólido se acumula en el espacio anular causando aumento en la torsión, arrastre y presión hidrostática.

6.3.2 Suspención de partículas.- Cuando se detiene la circulación, la fuerza de elevación por el flujo se elimina, los recortes tenderán que caer al fondo del pozo.El FP debe estar preparado y/o acondicionado químicamente (aditivos) para formar una estructura gelatinosa cuando se suspenda la cirsulación y por su puesto recuperar la fluidez una ves reiniciada la circulación.Un fluido que no cumple con estas características o sea un fluido de baja densidad y gelatinicidad origina:

1. Mala limpieza del pozo2. Torsión en la sarta3. Incorporacion de solidos finos al FP (castigando sus propiedades iniciales)

6.3.3 Control de Presión.- El agua, gas y petróleo que se encuentran en el subsuelo estan bajo gran presión. La presión de formación y la presión hidrostática generada por el FP deben estar en equilibrio o balanceadas, esto para evitar un flujo incontrolado de los fluidos de la formación hacia el EA del pozo.

Ph ? PF

adecuado

Si:

Ph » PF

Fluidos de formación contaminando al FP, ocaionan derrumbes y problemas de penetración

Si:

Ph « PF

Invación del FP hacia la formación geológica, ocaciona daño formacional (Skin) revoque que dificulta la producción posterior

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6.3.4 Enfriamiento y Lubricación.- El FP debe tener la capacidad de absorber y soportar la temperatura de la formación perforada.Todo líquido que actúa sobre una hta. de corte (bit) transmitirá un efecto de enfriamiento. Todo FP deberá ejercer un efecto de lubricación sobre las partes en movimiento del trépano.

6.3.5 Estabilidad de las paredes del pozo.- A medida que el trépano perfora se suprime parte del apoyo lateral de las paredes del pozo que deben encontrar su reemplazo (estabilidad) en el FP.Cuando se perfora una formación que no está consolidada (arenas) que requiere de un lodo que proporcione un “enjarre” (película o revoque) delgado pero resistente sobre las paredes del pozo.

6.3.6 Suspensión de la Sarta y de la Cañería de Revestimiento.- El peso de la sarta de perforación del casing puede exceder facilmente las 200 ton , lo cual puede causar una gran tensión en el equipo superficial (RIG).El FP debe suspender parcialmente a la TP y casing (principio de Arquímidez).Si no existiera el efecto de Flotación, cuando se maneja o emplea pesos en Ton de la TP y Csg se puede provocar que el Rig se hunda provocando accidentes personales, materiales y medio ambientales.

6.3.7 Transmisión de energía Hidráulica.- Durante la circulación el lodo es expulsado del trépano a gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que el fondo del pozo quede sin recortes, si los recorte no se remueven estos siguen re-triturandose reduciendo el ROP (Rate Of Penetration).

6.3.8 Toma de Registros Geofísicos.- Si bien el FP perturba las características originales de las formaciones (al contacto) es necesario para la toma de registros (Loggs) geofísicos: Inductivos, Sónicos y Radioactivos.

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7.- Elementos Tuburales (tubing)

1. Objetivo.- Presentar los elementos conceptuales relacionados con las tuberías utilizadas en pozos petroleros, a fin de otorgar una visión general de las diferentes tuberías utilizadas.Como parte de los insumos que demanda un pozo petrolero, las tuberías representan un elevado % del presupuesto de operación, este % varía desde el 20 al 30% de la inversión total (AFE: Authorization For Expenditure), por lo tanto se debe optimizar y definbir adecuadamente los materiales tubulares.

2. Definición.- Tubería de perforación es un elementeo cilíndrico hueco compuesto generalmete de acero, con una geometría definida por el diámetro y el espesor del cuerpo que lo conforma.

3. Tipos de Tunerías.- El uso de tuberías en un pozo es de vital importancia. Constituyen el medio por el cual garantizan el control del hueco y de las instalciones, por los tanto las tuberías se calsifica según su : OBJETIVO y FUNCIÓN.

Por su Objetivo:

1. Tuberías de Revestimiento (casings)

2. Tuberías de Producción

3. Tuberías de Perforación

4. Tuberías de Línea

5. Tuberías Flexibles

6. Drill Collars

7. Tuberías Pesadas (Heavy Weigth)

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Por su Función.- Las tuberías de revestimiento o casing se clasifican por la función que desempeñan al colgarse en el interior del pozo.

Por su Función

1. Casing Conductor

2. Casing Superficial

3. Casing Intermedio

4. Casing de Producción (Explotación)

5. Casing Corto (Liner)

OBJETIVO DE LAS TUBERÍAS

3.1.1. ´Tubería de Revestimiento.- Cosntituyen el medio por el cual se reviste el agujero que se esta perforando. Con esto se asegura el éxito de las operaciones llevadas a cabo durante las etapas de perforación y de terminaión de pozos.El obejtivo de las tuberías de revestimiento es proteger las zonas perforadas y aislar las zonas problemáticas que se presentan durante la perforación, como por ejemplo:

1. Revestir el agujero para mantener el estabilidad de sus paredes

2. Evitar contaminaciones

3. Aislar formaciones productoras

4. Controlar las presiones en el pozo

5. Instalar conecciones superficiales de control (BOP´s), Packers y Tubing de producción

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3.1.2 Tubería de Producción.- Las tuberías de producción son el elemento tubular a través del cual se conducen hasta la superficie los fluidos producidos de un pozo.

OBJETIVO DE LAS TUBERÍAS

3.1.3 Tubería de Perforación.- Elemento tubular utilizado para llevar a cabo los trabajos durante la operación de perforación, estan expuestas a multiples esfuerzos en el fondo del pozo.

3.1.4 Tubería de Línea.- Utilizada para conducir los fluidos producidos del pozo hacia los centros de recolección, separadores, compresores y tanques de almacenamiento.

3.1.5 Tuberías Flexibles.- Tubulares de gran logitud y flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar todo un tren o sarta de tuberías, es decir es contínua a diferencia de las tuberías convencionales que requieren un elemento conector para unir tubo por tubo y así alcanzar la logitud apropiada.

3.1.6 Drill Collar.- Elemento tubular ubicado cerca del trépano porporcionando peso al momento de la perforación.

3.1.7 Tubería Pesada (Heavy Weigth).- Elemento tubular de grandes dimenciones geométricas (espesor) que evita la fatiga de la TP durante las operaciones.

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FUNCION DE LAS TUBERÍAS

3.2.1 Casing Conductor .- Es el primero de los casings que está cementado en su totalidad y sirve para acentar el primer cabezal en el cual acentaran los demás cabezales, conexiones superficiales, BOP´s y la entrada de FP. Es el de mayor diámetro pués a trabés de el pasan todos los demas casings.

3.2.2 Casing Superficial .- Es el casing que aísla los acuíferos superficiales o someros así como manifestaciones de gas.

3.2.3 Casing Intermedio .- Aisla zonas inestables del agujero, zonas con pérdidas de circulación, zonas de baja presión y zonas productoras. Normalmente es el casing de mayor longitud.

3.2.4 Casing de Producción .- Aisla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión asi como resistir las presiones de fractura en caso de intentar aumentar la producción.

3.2.5 Liner .- Es un casing que no tiene colgador en superficie pero se sostiene de otro casing, se cementa (normalmente) toda y es empleada para reducir costos.

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SP Tubing Retrievable Safety Valve 5 1/2” @ 105.48 m

143 m Casing 10 3/4” P 110 & 4,200 m Casing 9 5/8”

47 lb/ft , P-110Shoe @ 4,343 m x Hole 12 1/4” 4,349 m

Casing 13 3/8”, P110, 68 lb/ftShoe @ 2,585 m x Hole 17 1/2” @ 2,611 m

Milled from 2,327 to 2,351.6 m

Casing 20” 130.3 lb/ft X-56Shoe @ 1,120 m x Hole 24” @ 1,132 m

Casing 30” 196,1 lb/ft BShoe @ 65 m x Hole 36” @ 69 m

Liner 7” 26 lb/tr , Cr-13-95,Shoe @ 5,113 m x Hole 8 1/2” @ 5,115 m

Liner Hanger @ 4,170 m

Liner 5” 15 lb/ft , Cr-13-95,Shoe @ 5,387 m x Hole 6 1/8” @ 5,610 m


3th Side Track 8 1/2” @ 4,348 m

5,650 m

STA. ROSA

5,380 m

4,400.00 m

1,250.0 m

4,247.5 m

4,311.0 m

4,565.0 m

4,730.8 m

4,821.0 m

4,949.0 m

81.0 m

738.0 m752.0 m

1,098.0 m

5,094.8 m

Icla 2

HMP 4

HMP 3

HMP 2

HMP 1

LOS MONOS

TUPAMBI

TARIJA

IQUIRI

ESCARPMENT

SHALY SECTION

ITACUAMI

TD 5,610 m

Stage Collar @ 1,300 m

Stage Collar @ 2,507.0 m

Top Liner 7” 4170 m

1s t Side Track 12 1/4” @ 2,330 m

5th Side Track 8 1/2” @ 4,501 m4 th Side Track 8 1/2” @ 4,555 m

2nd Side Track 12 1/4” @ 2,556 m

Leak Off Test @ 5,125.0 m

BHP 13,178.45 psi EMW = 15.19 ppg

Leak Off Test @ 4,349.0 mBHP 9,508.01 psi EMW = 12.93 ppg

Spud Mud 9.2 ppg

Invert Emulsion 11.6 ppg


Severe 9 5/8” Casing wear@ 425 m (Burst limitation)

@ 4140 m (Collapse limitation)

HMP 0

Top Liner 5” 5,088 m

RPT landing Nipple @ 5,059.82 m

RPD SlidingSleeve @ 4,931.37 m


TravelJoint @ 4,405.97 m

RPD SlidingSleeve @ 4,390.77 m

HPH Hyd. Packer 7” @ 4,363.58 m


Open Travel Joint @ 4,313.41 m

Collet CatcherSub @ 5,074.02 m

Crossover 5 1/2” x 4 1/2” @ 4,132.65m

4951-5025

4821-4731/4708-4671/4617-4578/4572-4565/4530-

4510/4504-4484/4472-4426

Icla 1HPH Hyd. Packer 7” @ 4,902.68 m

Closed Travel Joint @ 4,321.48 m

Christmas treeMMA - 5-1 /8 10M

Tubing 4 1/2" 13,5 # Fox-K

Tubing 5 1/2"-20#-FOX

KB = 1,195 m.

GL = 1,187 m.

RT = 10 m..

ESTADO SUB-SUPERFICIALCasings y arreglo de

producción

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Ejemplos de fallas de tubulares

28


29


30

8.- DISEÑO DE LA PERFORACION

El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado. Las etapas a seguir durante el diseño de pozos son las siguientes:

1. Recopilación de la información disponible

2. Predicción de la presión de formación (PF) y presión de fractura (PFr )

3. Determinación de la profundidad de asentamiento de los casings

4. Selección de la geometría y trayectoria del pozo

5. Programa de trépanos

6. Diseño de casing y programa de cementación

7. Diseño de la sarta de perforación

8. Programa del Fluido de Perforación (FP)

9. Selección de equipo de perforación (Rig)

10.Tiempos estimados de perforación

11.Costos de Perforación

1.Objetivos de la Perforación.- CONSTRUIR UN POZO UTIL.Un conducto que conecte el yacimiento con la superficie y que permita su explotación de forma segura y al menor costo posible.

31

1.Coordenadas del Pozo.- Una de las formas de posixionar un punto en la tierra es mediante el uso de las coordenadas UTM (Universal Transversal Mercador).Para perforar un pozo se requiere de dos o más puntos para ubicar la trayectória que debe seguir el agujero. Una coordenada indicará la posición en superficie y la otra el objetivo geológico, así se sabrá si el pozo será vertical, de alto ángulo u horizontal.

2. Posición Estructural.- El primer paso en la planeación de un pozo es la recolección de información de pozos aledaños, para luego pasar al pronóstico geológico.

1. Columna geológica esperada

2. Fallas geológicas en pozos vecinos

3. Identificación de anomalías geológicas

4. Elaboración de mapas geológicos que

permitan ubicar nuevos pozos

32

4. Profundidad total programada (FD=final depth).- Es la profundad vertical a la que se encuentra el objetivo (pozo vertical), pero cuando un pozo es dirigido, de alto ángulo u horizontal existe otra profundidad llamada MD (measured depth).

Pozo VerticalFD = TVD

Final depth = truth vertical depth

Pozo no verticalFD = MDMD>TVD

Measured depth = truth vertical depth

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5. Clasificación de Pozos de acuerdo a su profundidad .- Se clasifican en:

1. Pozos Someros hasta 1500 m

2. Pozos Profundos de 1500 m hasta 6000 m

3. Pozos Ultraprofundos mayores a 6000 m

6. Diámetro de la tubería de producción .- El diseño del pozo se realiza a partir del diámetro de la tubería de producción lo cual indica que la planeación se efectúa de abajo hacia arriba.Las tuberías de revestimiento o casings son una parte esencial de la perforación y terminación de pozos petroleros. Consiste en tramos de tuberías de acero enroscados entre si para formar un conducto seguro.

1. Casing Conductor

2. Casing Superficial

3. Casing Intermedio

4. Casing de producción

5. Liner

34

9.- COLUMNA GEOLOGICA ESPERADA

La columna litológica consiste en una secuencia alterada de rocas sedimentarias con el estudio sismico, datos geológicos obtenidos de pozos vecinos se correlaciona y obtiene la columna geológica que se espera atravesar en la perforación.

El conocimiento de estas formaciones geológicas permiten identificar a las formaciones con presiones anormales (altas y bajas) que pueden causar problemas durante la perforación.

PUEBLO O CIUDAD

PLANTA GAS

B.SAN ANTONIO

PUENTE SABALO

PLANTA TRATAMIENTO RESIDUOS

RIO PILCOMAYO

GASODUCTO(28”)

TUNEL

EST. DE MEDICION

POZO 2

POZO 1

POZO3

POZO 4

POZO 5

BLOQUE PETROLERO

PUEBLO O CIUDAD

PLANTA GAS

B.SAN ANTONIO

PUENTE SABALO

PLANTA TRATAMIENTO RESIDUOS

RIO PILCOMAYO

GASODUCTO(28”)

TUNEL

EST. DE MEDICION

POZO 2

POZO 1

POZO3

POZO 4

POZO 5

BLOQUE PETROLERO

35

10.- PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACION

En la planeación del pozo, se incluye un programa para la toma de información que consiste en determinar los intérvalos y profundidades en lo que se correrán registros, se cortarán nucleos o se efectuarán pruebas de formación, o de producción.

SP Tubing Retrievable Safety Valve 5 1/2” @ 105.48 m

143 mCasing 10 3/4” P 110 & 4,200 m Casing 9 5/8”

47 l b/ft, P-110Shoe @ 4,343 m x Hole12 1/4” 4,349 m

Casing 13 3/8”, P110, 68 lb/ftShoe @ 2,585 m x Hole 17 1/2” @ 2,611 m

Milled from 2,327 to 2,351.6 m

Casing20” 130.3 l b/ft X-56Shoe @ 1,120 m x Hole 24” @ 1,132 m

Casing 30” 196,1 lb/ft BShoe @ 65 m x Ho le36” @ 69 m

Liner 7” 26 lb/tr, Cr-13-95,Shoe @ 5,113 m x Hole 8 1/2” @ 5,115 m


Liner 5” 15 lb/ft, Cr-13-95,Shoe @ 5,387 m x Hole 6 1/8” @ 5,610 m


3 th Side Track 8 1/2” @ 4,348 m

5,650 m

STA. ROSA

5,380 m

4,400.00 m

1,250.0 m

4,247.5 m

4,311.0 m

4,565.0 m

4,730.8 m

4,821.0 m

4,949.0 m

81.0 m

738.0 m752.0 m

1,098.0 m

5,094.8 m

Icla 2

HMP 4

HMP 3

HMP 2

HMP 1

LOS MONOS

TUPAMBI

TARIJA

IQUIRI

ESCARPMENT

SHALY SECTION

ITACUAMI

TD 5,610 m

Stage Collar @ 1,300 m

Stage Collar @ 2,507.0 m

Top Liner 7” 4170 m

1 st Side Track 12 1/4” @ 2,330 m

5 th Side Track 8 1/2” @ 4,501 m4 th Side Track 8 1/2” @ 4,555 m

2nd Side Track 12 1/4” @ 2,556 m

Leak Off Test @ 5,125.0 m

BHP 13,178.45 psi EMW = 15.19 ppg

Leak Off Test @ 4,349.0 mBHP 9,508.01 psi EMW = 12.93 ppg

Spud Mud 9.2 ppg



Severe 9 5/8” Casing wear@ 425 m (Burst limitation)

@ 4140 m (Collapse limitation)

HMP 0

Top Liner 5” 5,088 m


RPD Sliding Sleeve @ 4,931.37 m


Travel Joint @ 4,405.97 m

RPD Sliding Sleeve @ 4,390.77 m

HPH Hyd. Packer 7” @ 4,363.58 m


Open Travel Joint @ 4,313.41 m

Collet CatcherSub@ 5,074.02 m

Crossover 5 1/2” x 4 1/2” @ 4,132.65m

4951-5025

4821-4731/4708-4671/4617-4578/4572-4565/4530-

4510/4504-4484/4472-4426

Icla 1HPH Hyd. Packer 7 ” @ 4,902.68 m

Closed Travel Joint @ 4,321.48 m

Christmas treeMMA - 5-1/8 10M

Tubing 4 1/2" 13,5 # Fox-K

Tubing 5 1/2"-20#-FOX

KB = 1,195 m.

GL = 1,187 m.

RT = 10 m..

Registros.- Están directamente relacionados al tipo geofísico. Sin embargo existe otro tipo de registros llamados “registros contínuos de perforación” , que es un monitoreo metro a metro de las condiciones de perforación.

Nucleos o Testigos.- Las operaciones de cortes de núcleos proporcionan muestras intactas de la formación.Es el único método para realizar mediciones directas de las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ellas.A partir del análisis de los testigos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingenería petrolera (geólogos, drillers, ing. de yacimientos) de donde se obtiene:1.Litología2.Porocidad3.Permeabilidad4.Saturaciones (H2O, gas)5.Interfaces (agua-aceite, gas-aceite)6.Buzamiento de las capas

Pruebas de Producción.- Una prueba de formación “DST” (drill stem (sondeo) test) es un procedimiento que provee una terminación temprana del pozo, con el propósito de evaluar en forma rápida el contenido de fluido y las caracteristicas de la formación para determinar si es comercialmenete explotable y optimar su terminación. La adquisición de datos del fondo del pozo es un paso esencial para la evaluación del yacimiento y la toma de decisiones de carácter económico.

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10.1. Recopilación de análisis de la información de pozos correlacionados.- Uno de los aspectos mas importantes en el proceso del diseño de la perforación de un pozo es el de determinar las características técnicas (formaciones a perforar, estabilidad, etc) y problemas que se podrían encontrar durante la perforación del mismo. Esto se puede realizar mediante el análisis de la información generada en el campo.

10.2 Registros del FP.- El diseño de los fluido de perforación va en función de la litología, temperatura, hidrálica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador de avanzada) perfil de agujero, programa del diámetro del hueco y tuberías de revestimiento (casings), profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones ambientales.Los FP deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos.Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparar con las estadísticas de los pozos vecinos.

10.3 Determinacion de los gradientes de presion (formación y fractura) .- La búsqueda de hidrocarburos ha obligado a

perforar a mayores profundidades. Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer. Entre

estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del lodo para atravesar las diferentes capas terrestres,

la determinación del asentamiento de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo.

EI conocimiento exacto de los gradientes de formación y de fractura, juegan un papel de gran importancia en las operaciones

de perforación y terminación de pozos. Constituyen la base fundamental para la optima programación del lodo de

perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de revestimiento para mantener el control del pozo.

Con programas de perforación bien planeados se reduce el daño causado par el lodo a las formaciones productoras, se

aumenta al máximo el ritmo de penetración y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal

asentamiento de las tuberías de revestimiento, especialmente en zonas con presión anormal donde la presión de formación

puede estar muy cercana a la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones

de formación yde fractura es sumamente importante, especialmente en la perforación de tipo exploratorio.

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11.- SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LOS CASINGS

En las etapas de planeación del pozo, se determina en primer lugar la presión de formación esperada y el gradiente de

fractura, el resultado inmediato es el conocimiento del peso del lodo requerido para llevar a cabo la perforación en las

diversas secciones del agujero (generalmente se establece un margen de seguridad en la presión hidrostática que

ejercerá el lodo (Ph) para exceder la presión de formación (PForm).

Una vez construido el perfil de presiones, el primer paso es determinar el asentamiento de las tuberías de revestimiento.

El proceso parte del fondo del pozo considerando que la Ph no debe exceder al Gfrac (gradiente de fractura) a

determinada profundidad superior evitando perdidas de circulación (flow out) que dan como resultado inevitable las

perdidas de presiones en el EA (Esp. Anular) durante la circulación..

Se debe tomar encuenta que un asentamiento programado de TR puede ser alterado por algún problema durante la

perforación como puede ser:

•Pérdida de circulación

•Brote de gas

•Accidente mecánico

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1. Casing Conductor .- Es el primero de los casings que está cementado en su totalidad y sirve para acentar el primer cabezal en el cual acentaran los demás cabezales, conexiones superficiales, BOP´s y la entrada de FP. Es el de mayor diámetro pués a trabés de el pasan todos los demas casings.

2. Casing Superficial .- Es el casing que aísla los acuíferos superficiales o someros así como manifestaciones de gas.

3. Casing Intermedio .- Aisla zonas inestables del agujero, zonas con pérdidas de circulación, zonas de baja presión y zonas productoras. Normalmente es el casing de mayor longitud.

4. Casing de Producción .- Aisla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión asi como resistir las presiones de fractura en caso de intentar aumentar la producción.

5. Liner .- Es un casing que no tiene colgador en superficie pero se sostiene de otro casing, se cementa (normalmente) toda y es empleada para reducir costos.

casings

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TRABAJO EN EQUIPO

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Pozo sencillo de exploración

Pozo multiples desde isla artificial

Control de Plays y fallas

Localizaciones Inaccesibles

Control por pozos de alivio

Desviación y retorno a la vertical

Perforación de domos de sal

02 perforación petrolera

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