recuperacion de producccion en pozos con pescado

CAPITULO I

150

INTRODUCCION

El objetivo de este trabajo es la recuperacin de produccin de petrleo en pozos con pescado para ello se escogieron tres pozos en particular el Sacha 148, Sacha 112 y Sacha 73 los cuales fueron los mejores candidatos por las condiciones que se necesitan para realizar los mtodos de reacondicionamiento que ms adelante se mencionan, estos pozos presentaron un problema en particular , que en su interior se encontraba una herramienta (pescado) , el cual dificultaba la produccin de petrleo, estos pozos fueron cerrados temporalmente hasta su reacondicionamiento, sin ahondar en el resto de operaciones que se desempean durante estas intervenciones, como son registros elctricos, lodos de perforacin, cementacin, etc.

Este estudio se centra en los tres mtodos posibles para recuperar la produccin de petrleo en pozos con pescado, los cuales son la apertura de una Ventana, la Pesca o realizar un Pozo de Reemplazo.

El mtodo de apertura de Ventana se lo realiz en el Pozo Sacha 148 a causa de que el pescado ah presente no se pudo recuperar, el mtodo de pesca se lo realizo en el Pozo Sacha 112, y por motivos que se describen el esta tesis el Pozo Sacha 73 fue reemplazado por el Pozo Sacha 225 el cual tiene el mismo objetivo que tena el pozo anterior.Son varios los objetivos especficos que conllevan al desarrollo de este proyecto. Reconocer un problema de pesca, el cual es la primera opcin a realizar a los pozos con este problema, determinar el estado del pescado por medio de impresin y calibracin.

El campo de accin en cual se realizo este proyecto fue el Campo Sacha pero la ejecucin de estos mtodos se puede realizar en cualquier pozo que presente este problema. CAPTULO 11. CARACTERSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHALa informacin y datos que se describen en este captulo han sido extrados de los archivos de Petroproduccin (rea de Ingeniera en Petrleo, Geologa y Yacimientos).1.1 Descripcin del campo.

1.1.1 Historia.Fue descubierto por Texaco Gulf en 1969 con la perforacin del pozo exploratorio SAC 01, que alcanzo la profundidad de 10160 ft. (Penetrando 39 ft de la formacin pre-cretcica Chapiza). Con una produccin inicial de 1328 BPPD de un petrleo de 29.9 API y un BSW de 0.1% de Holln Inferior. 1.1.2 Ubicacin.El campo Sacha est ubicada en la provincia de Orellana al Nororiente de la Regin Amaznica Ecuatoriana. Est limitada a Norte por las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista. Al Sur por el Campo Culebra Yulebra. Al Este por los campos Mauro Dvalos Cordero en Alianza Operativa, adems de Shushufindi y Aguarico. Al Oeste por Pucuna, Paraso y Huachito en concesin a SIPEC.

1.1.3 Datos generales.La trampa hidrocarburfera Sacha, es un anticlinal asimtrico de bajo relieve fallado al Oeste, con su eje principal en direccin preferencial NE SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional de la cuenca. Tiene una longitud de 28.5 Km, un ancho que varia entre 4 a 9 Km, siendo la parte norte la ms angosta con 2.7 Km, la parte central es la ms ancha con 9.5 Km. Tiene un rea de 41.000 acres bajo un cierre estructural de 200 ft.

Sacha es el sexto Campo ms grande en extensin despus de Shushufindi, Aucas y Libertador, en su orden. Hasta abril del 2008 tiene un total de 200 pozos, de los cuales 121 se encuentran en produccin, 6 inyectores, 4 reinyectores, 11 abandonados, 49 cerrados o esperando ser abandonados.TABLA 1CARACTERSTICAS DEL CAMPO SACHArea acres41000

N De Pozos 200

N De Pozos Productores121

N De Pozos Inyectores6

N De Pozos con Flujo Natural2

N De Pozos con Bombeo Hidrulico98

N De Pozos con Bombeo Mecnico0

N De Pozos con Gas Lift0

N De Pozos con Bombeo Electro sumergible 19

Fecha de Inicio de Produccin, Ao 1969

Grado API () Promedio de campo28

BSW (%)56

Produccin diaria de petrleo, BPPD49668

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin

FIGURA 1.1 MAPA DE UBICACIN DE POZOS CAMPO SACHA1.2 Geologa regional.1.2.1 Columna litolgica de la cuenca.

FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRFICA CUENCA ORIENTE1.2.2 Estratigrafa de las formaciones.El principal yacimiento de este Campo est constituido por las arenas holln, siguindole en importancia las areniscas U, T y Basal Tena.Holln: Es una arenisca con cemento de matriz silcea. Ubicada a 8975 ft aproximadamente. Tiene un acufero de fondo por lo que posee un empuje hidrulico de fondo. Debido a la diferencia en caractersticas petrofsicas y de los fluidos que la saturan, adems de una capa de lutita de pequeo espesor se subdivide en:

Holln Inferior: Es una arenisca cuarzosa que va de clara a blanca, de grano medio a grueso con niveles limosos y arcillosos por lo que tiene una porosidad de alrededor de 18%, una permeabilidad de 500 md, una salinidad de 500 a 1000 ppm de Cl. Su espesor vara de 30 a 110 ft. Una presin de saturacin de 78 psi, un GOR de produccin de 35 SCF/STB, un API promedio de 27.1, una viscosidad de 2.9 cp a condiciones de saturacin a presin y 225F de temperatura de yacimiento.Holln Superior: Es una arenisca cuarzosa glaucontica, con cemento silicio, de grano fino a medio con una porosidad de alrededor de 14%, una permeabilidad de 70 md, una salinidad de 700 a 3900 ppm de Cl. Su espesor vara de 30 a 70 ft. Una presin de saturacin de 550 psia, un GOR de produccin de 124 SCF/STB, una API promedio de 27, una viscosidad de 1.6 cp a condiciones de presin de burbuja y 225F de temperatura de yacimiento.

Se presenta inter estratificada con numerosas capas de lutitas negras calcreas y duras intercaladas con las areniscas, pocas capas de caliza de color caf densas y glauconticas.

Se encuentra separado de la arenisca T de la Napo por una lutita de 100 pies con una coloracin que varia de gris a negro, no calcrea. Se han encontrado algunas capas de caliza que se hallan usualmente en la parte superior de esta lutita cerca de la base de la arenisca T.Napo: Es una arenisca que posee dos acuferos laterales para U y uno tambin lateral para T, por lo que posee un empuje hidrulico lateral adems de gas en solucin como principales mecanismos de produccin debido a la diferencia en caractersticas petrofsicas y de los fluidos que la saturan, se subdivide en las conocidas: Napo T: Es una arenisca cuarzosa que presenta estratificacin cruzada e incrustaciones de lutita con glauconita, de matriz caolinitica y a veces clortica y cemento calcreo, grano fino a medio bien clasificados sub angulares y sub redondeados, tiene una porosidad de alrededor de 18%, una permeabilidad de 200 md una salinidad de 6500 a 25000 ppm de Cl. Ubicada a 8765 ft, su espesor varia entre 20 a 44 ft. Una presin de saturacin de 1310 psia, un GOR de produccin de 436 SCF/STB, un API promedio de 30, una viscosidad de 0.9 cp a condiciones de presin de burbuja y 216F de temperatura de yacimiento. Limita inmediatamente a esta arenisca una caliza denominada Caliza B, con un espesor que vara de 15 a 30 ft, varia de color de gris a caf comnmente arcillosa y glaucontica. Por encima de la Caliza B se presenta una lutita gris oscura a negra, no calcrea. Sobre esta lutita se halla la segunda arena de la formacin Napo, la U.Napo U: Es una arenisca predominantemente caolintica y cemento silicio, de granos muy finos a medios sub redondeados usualmente grises, tiene una porosidad de alrededor de 17%, con una permeabilidad de 100 md, una salinidad de 35000 a 65000 ppm de Cl. Ubicada a 8530 ft, su espesor vara entre 20 a 60 ft. Una presin de saturacin de 1050 psia para U Superior y de 1170 psia para U Inferior, un GOR de produccin de 270 y 240 SCF/STB respectivamente, un API promedio de 27 para U Superior y 23 para U Inferior, una viscosidad de 1.5 cp a condiciones de presin de burbuja, 211F y 218F de temperatura de yacimiento respectivamente para U Superior y U Inferior. Su parte superior son principalmente glauconticas y arcillosas, ms continuas que las areniscas de la T y por lo tanto estas se convierten en una de las ms importantes zonas de produccin en menor proporcin que la formacin Holln.Basal Tena: est definida por un pequeo cuerpo de areniscas que marcan la entrada a la Formacin Napo, est compuesta por una arenisca cuarzosa, blanca, blanca amarillenta, subtransparente a subtranslcida, friable a moderadamente consolidada, grano medio a fino, subangular a subredondeada, seleccin moderada, matriz arcillosa. No se observa cemento, porosidad visible. Con manchas de hidrocarburo color caf, bajo luz ultravioleta, residuo color amarillo muy plido, corte muy lento en forma de nubes, en luz natural residuo no visible. 1.2.3 Descripcin litolgica.TABLA 2DESCRIPCIN LITOLGICA DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTIVOS EN EL CAMPO SACHA.UNIDADDESCRIPCIN LITOLGICA

Holln InferiorArenisca

Holln SuperiorArenisca

NapoLutita, Arenisca y Caliza

T InferiorArenisca, Lutita y Caliza

T SuperiorArenisca

U InferiorArenisca y Lutita

U SuperiorArenisca

Arenisca Basal TenaArenisca

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.2.4 Tipo de estructuras. La trampa hidrocarburfera Sacha, es un anticlinal asimtrico de bajo relieve fallado al Oeste, con su eje principal en direccin preferencial NE SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional de la cuenca. Tiene una longitud de 28.5 Km, un ancho que varia entre 4 a 9 Km, siendo la parte norte la ms angosta con 2.7 Km, la parte central es la ms ancha con 9.5 Km. Tiene un rea de 41.000 acres bajo un cierre estructural de 200 ft.El campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el basamento, que posiblemente se reactiv en ms de una ocasin en que tambin control la depositacin de los sedimentos. Esta falla llega a la caliza M-2, con un salto de fallas al nivel de la formacin Holln de 10 a 35 ft al Norte, en el centro del campo 10 ft y al Sur de 20 a 35 ft. 1.3 Caractersticas del yacimiento.1.3.1 Parmetros petrofsicos y de fluidos de los yacimientos.TABLA 3

PARMETROS PETROFSICOS DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTIVOS EN EL CAMPO.RESERVORIOVALORES PROMEDIOS

APIEspesorSwSoK

(%)(ft)(%)(%)mD

BT1824.1934.365.7300

U1727-2920-6012.867.2100

Ts15.627-2920-442080200

Ti27-28

Hs1427-2930-7033.366.770

Hi1827-2830-11029.470.6500

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.3.2 Presiones de los yacimientos. TABLA 4

PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTIVOS DEL CAMPO SACHARESERVORIOPRESION INICIALPRESION ACTUALPUNTO DE BURBUJA

NAPO U405414601052

NAPO T411614111310

HOLLIN SUPERIOR44502389550

HOLLIN INFERIOR4450300878

BASAL TENA3587807

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.3.3 Tipos de empuje.El mecanismo de produccin de las arenas de la formacin Holln es por empuje hidrulico, mientras las arenas de la formacin Napo produce por gas en solucin y empuje parcial de agua.La inyeccin de agua a los reservorios Napo U y T de la formacin Napo inicio en el ano de 1986 con el objeto de mantener la presin y mejorar la recuperacin de los fluidos in situ, mediante un modelo de inyeccin perifrica con un arreglo de seis pozos inyectores (productores convertidos a inyectores) ubicados al flanco de la estructura Sacha, cinco al Este del campo ( WIW-02, WIW-03, WIW-04, WIW-05 y WIW-06) y uno ms al Oeste (WIW-01).

A las arenas U y T se inyectaba agua limpia, procedente del ro siendo tratada su turbidez, con el objeto de bajar el contenido de slidos, actualmente se inyecta un 50% de agua dulce y un 50% de agua de formacin producto del proceso productivo del campo, la cual proviene de la Estacin Norte 01.TABLA 5

POZOS INYECTORES Y SU CAPACIDADPOZOSARENABLSTOTALINYECCIN DE AGUAPRESIN CABEZA

WIW-01U12.02232.2981.002920

T20.2761.6901040

WIW-02U29.55729.5572.463720

WIW-03U38.12073.4653.1771130

T35.3452.945500

WIW-04U36.72057.3623.0601200

T20.6421.7201200

WIW-05U29.19877.7642.433930

T48.5664.047850

WIW-06U31.58531.5852.632980

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.3.4 Caractersticas fsico qumica de los fluidos producidos.TABLA 6CARACTERSTICAS FSICO QUMICA DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.

PARMETROYACIMIENTOS

Basal

TenaNapo UNapo THolln

SuperiorHolln Inferior

Ty (F)181211216225225

Pi (psi)35874054414644504450

Pr (psi)-1750190033004119

GOR (scf/STB)15027043612424

API24.126.730.327.327.1

Sw (%)34.312.82033.329.4

So (%)65.767.28066.770.6

Coil (x 10 6 psi-1)7.08.029.029.25.7

oil (RB/STB)1.1171.23021.37261.13341.1625

oil (cp)2.51.81.61.43.7

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin

1.4 Reservas.1.4.1 Volumen in situ.TABLA 7VOLUMEN IN SITU DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTIVOS DEL CAMPO SACHAARENAVOLUMEN INSITU (CS) BLS

BASAL TENA67'692.332

U762'615.924

T483'325.941

HOLLN2137'516.953

TOTAL3451'151.150

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.4.2 Reservas recuperadas.TABLA 8RESERVAS RECUPERADAS DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTIVOS DEL CAMPO SACHAARENARESERVAS RECUPERADAS BLS

BASAL TENA15771.662

U176320.446

T83419.766

HOLLN430687.635

TOTAL706199.509

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.4.3 Reservas remanentes.TABLA 9RESERVAS REMANENTES DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTIVOS DEL CAMPO SACHA

ARENARESERVAS REMANENTES

BLS

BASAL TENA1848.305

U128115.831

T101500.739

HOLLIN260371.596

TOTAL491836.471

Fuente: Ingeniera de Petrleo Petroproduccin1.4.4 Declinacin.La declinacin de cada pozo est estimada en un 7 % anual, a continuacin se muestra la declinacin de algunos pozos:

FIGURA 1.3 DECLINACION DEL POZO SACHA 73

FIGURA 1.4 DECLINACION DEL POZO SACHA 1121.4.5 Estimacin de reservas por mtodo volumtrico.TABLA 10

ESTIMACIN DE RESERVAS POR MTODO VOLUMTRICO

ARENAV INSITU (CS) BLSHo ftPOROSIDAD %Sw %BoiFRRESERVAS INICIALES BLS.PRODUCCION ACUMULADA BLS.RESERVAS REMANENTES BLS.

BASAL TENA67692.33291734.31.1220.260317620.31415771.6621848.305

U762615.924231712.81.2030.3978303368.615176320.446128115.831

T483325.9412115.8201.2560.3346161720.86083419.766101500.739

HOLLIN2137516.9531214 1833.3 - 29.41.0820.3168677165.371430687.635260371.596

Datos:

Radio de Drenaje = 300

rea (acres) = 69.86757127CAPTULO 2

2. DIAGNSTICO Y EVALUACIN DEL ESTADO MECNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS.2.1 Informacin requerida para la seleccin.

Para la determinacin de los posibles pozos candidatos a ser reacondicionados se sigui el siguiente orden de anlisis:En el campo Sacha se procede a determinar la cantidad de pozos que existen, tanto productores, inyectores y los que se encuentran cerrados temporalmente como tambin los permanentes.Dentro de lo que corresponde a pozos cerrados permanentemente podemos mencionar a aquellos que se encuentran cerrados o abandonados definitivamente por p9roblemas de conificacin (BSW 100%), interdigitacin, o aquellos que han resultado secos, en general todos aquellos que no generan un aporte para el campo.Los pozos cerrados temporalmente son aquellos que estando en funcionamiento tuvieron algn problema y dejaron de aportar y fueron cerrados en espera de un workover, este cierre no es definitivo pero puede llegar a estar inoperante por periodos largos, esto debido al tipo de problema que haya tenido el pozo (mencionar cantidad de pozos con pescado) .Es en este grupo especial, que tenemos pozos con problemas mecnicos, con problemas de conificacin y los ya mencionados pozos con problema de pescado.

En el Campo Sacha existe un total de 191 pozos, los mismos que se distribuyen segn sus caractersticas productivas de la manera explicada en la siguiente tabla. TABLA 11CARACTERSTICAS DEL ESTADOS DE LOS POZOS

Estado de Pozos# de Pozos

Pozos en Produccin:121

Pozos Cerrados esperando Workover:49

Pozos Abandonados:11

Pozos Inyectores y Re-inyectores:10

Como se muestra en la tabla, existen un total de 60 pozos cerrados que se encuentran en espera de un reacondicionamiento, de los cuales se realizo un anlisis exhaustivo para determinar cul fue la causa que genero dicho cierre. Este anlisis se basa en la observacin de los historiales de reacondicionamiento y en los reportes diarios de Campo.

El resultado de la investigacin para determinar cules fueron las causas de cierre de estos 60 pozos da como resultado la determinacin y ubicacin exacta del nmero de pozos que se encuentran con problemas de pescado, teniendo de esta manera una descripcin general de todos los pozos de la siguiente forma:TABLA 12DESCRIPCIN GENERAL DE LOS POZOS CERRADOS

POZOZONACERRADOOBSERVACIONES

FECHACAUSA

SAC-1U11-Feb-08comunicacin tbg-csginicia wo # 21, cambio de completacin de tbg-csg

SAC-02AU23-Dec-02casing roto a 7000'14-abr-03 con placa de abandono

SAC-4AH+T16-Jan-86casing malo

a 4344'abandonado. cemen. 4000'

SAC-10Hs15-Feb-08falta lnea de flujo(15-feb-08) sale wo # 11, contsruyendo facilidades de superficie de produccin para p.oil

SAC-11U23-Jul-98alto bswcerrado e.w.o. para reinyector

SAC-16HS25-Dec-94alto bswcerrado, se pistone pero con bajo aporte de fluido

SAC-21Hs25-Dec-94bajo aporte, alto bsw28-dic-94 cerrado;se suspende wo#11, queda pescado ltima empadura y completado con tubera con punta libre

SAC-23BT19-Jan-08comunicacion tbg-csgse detecta comunicacin tbg-csg, e-w-o, tendencia incrustante-corrosivo, problemas de parafina

SAC-24HS24-Nov-01alto bsw7-mar-04, se detecta comunicacin tbg-csg bajo el 1er pkr, se recupera blanking, ewo (17-abr-06 suspende wo)

SAC-27BT13-Sep-05bajo aporte15-mar=06 sale de wo#14; queda sin tbg de produccin

SAC-28U23-Aug-07termina autorizacin dnh15-ago-07 inicia evaluacin con unidad mtu, 23-ago finaliza autorizacin dnh.

SAC-30HS31-Jan-08bajo de fluido21-ene-08 se c/z cierra=bt, abre=hs

SAC-33T8-Jun-07comunicacin tbg-csg19-junio-07 w.o # 12 : recuperan tubera de produccin de 2 7/8

SAC-34U13-Sep-07alto bsw09-sep-07 se c/zona, cierran u, abren t se evala arena t con autorizacin de la dnh , 13-sep-07 se cierra pozo por alto corte de agua de arena "t", ewo

SAC-35HS+I21-Mar-01bajo aporte8-dic-05, suspende wo#3, cambio de completacin comunicacin tbg-csg, szq @ hd, repunzonar, evaluar, completar pph

SAC-45AHs25-Oct-91csg malo @ 7162'rotura csg entre 7162'-8936' (pkr tl) se intento recuperar equipo elctrico sumergible. (pescado 3 bombas dn-450)+ bha. existe pozo alterno 45-b produciendo

SAC-46U25-Feb-03bajo aporte15-jul-05 sale de wo#9; queda sin tbg de produccin

SAC-47U27-Jan-97no aporta15-jul-05 sale de wo#6; queda sin tbg de produccin

SAC-49U+T16-Feb-06alto bsw17-jun-06 sale de wo#9; queda sin tbg de produccin

SAC-52AHS+I26-Jan-96casing malo a 9190'con placa de abandono (mayo-1997)

SAC-52BHS11-Dec-04alto bswcerrado

SAC-54U+T29-Nov-85casing malo a 8896'21 dic-06 suspende wo#07 , realizar ventana+completacin y pruebas (estuvo abandonado desde 29-nov-85)

SAC-57U26-Jan-81pescado bombaabandonado (1996), csg partido @ 3872'

SAC-58U20-Dec-98comunicacin tbg-csgcerrado

SAC-60H8-Feb-93casing roto a 998'pendiente para ser abandonado

SAC-66AH,U12-Mar-87csg colapsado @ 4990'abandonado (1996)

SAC-67AH8-Aug-88csg colapsado @ 8526'cerrado

SAC-6914-Jan-74pozo secocon placa de abandono (1996)

SAC-71U27-Jun-98casing malo a 350', 1050', 2100'9-ago-05, sale de w.o # 14, queda sin tbg de produccin

SAC-73U11-Aug-94casing malo + pescadopescado fh pkr (9029'), tope de pescado @ 1943' ( 73 tbg 3 1/2+6 dril collar 4 3/4"+ 5' de canasta) , csg roto @ 8873', abandonado

SAC-75U21-Aug-07termina autorizacin dnh12-ago-07 inicia evaluacion con unidad mtu, 21-ago-07. finaliza autorizacin dnh.

SAC-77N18-Jun-07pescado2-jul-07 sale de w.o # 10, queda sin tubera de produccin

SAC-7912-Mar-77pozo secocon placa de abandono (1996)

SAC-81BT1-Apr-07bajo aporteintentan pescar std-valve (28-mar-07) sin xito, e.w.o

SAC-84TY27-Aug-07instalacin de superfcieespera instalcion de lneas de flujo para reinyectar

SAC-86TY1-Jan-08instalacin de superfcieespera estudio de impacto ambiental

SAC-89HS20-Nov-06bajo aportecerrado por bajo aporte de fluidos

SAC-92T4-Sep-98alto bsw(29-mar-06 sale de wo#08, queda sin tbg de produccin )

SAC-94H24-Oct-96alto bswabandonado (1996)

SAC-95T22-Nov-04alto bsw(5-abr-06 sale de wo#11, queda sin tbg de produccin )

SAC-97BT19-Jan-08alto bsw19-ene-08 pozo queda cerrado por alto bsw y bajo aporte de fluidos, tendencia corrosiva

SAC-112U10-Oct-01alto bswcerrado, por pescado.

SAC-113U17-Mar-96no aportacerrado posible inyector

SAC-116U+T9-Jun-07alto bsw+ bajo aporte(22-may-07 c/z, cierran=u) (26-may-07 c/z,cierra=t,abre=u)(31-may-07 c/z, abren t) , (9-jun-07 termina evaluacin con mtu por alto bsw y bajo aporte )

SAC-124U16-Feb-04bajo aporte02-dic-04 cheq bha fondo existe com tbg-csg por pkr desasentado, e.w.o

SAC-125U+T1-Sep-04espera estimulacinsale de wo#5; espera tratamiento @ "hs"

SAC-129H,T,U2-Sep-94no aportacerrado

SAC-131T19-Apr-95alto bsw + pescadocerrado e.w.o.

SAC-133T6-Feb-08comn- tbg-csgcheq bha se detecta comunicacin tbg-csg , e-w-o,

SAC-138T20-Feb-99bajo aporte, hueco cam. tcerrado e.w.o.

SAC-143HI5-Jul-03alto bswcerrado e.w.o.

SAC-148Ui4-Aug-07bajo aporte4-ago-07 suspende evaluacin con mtu para trastear equipo a

auca-29

SAC-149T20-Apr-01bajo aporte20-abr-01 cerrado por bajo aporte de fluidos, s/bomba

SAC-168HH7-Feb-08packer desasentado07-feb-08 : en w.o # 1: c/bha por packer desasentado.

SAC-171-HHi8-May-06bajo aporte y alto bsw31-may-06 sale wo#1, aislar arena "hi" con tapon cibp, punzonar intervalo de arena "ui" 9622'-9656' (34' ) md;9474'-9498' (24' ) tvd, evaluar, disear bes. luego de wo pozo no aporta, ewo

SAC-173HU12-May-05comn- tbg-csg12-may-05, se suspende evaluacion c/wtf, se detecta comunicacin tbg-csg, ewo

SAC-174DUs+i20-Feb-03bajo aporte fluidos20-feb-03 cerrado por bajo aporte de fluidos, candidato a fracturamiento a "t".

SAC-196-DUi30-Jan-08bajo aporte de fluidos6-feb-08 se chequea bha se detecta comunicacin tbg-csg, e.w.o, 4-5 -feb-08 se realiza tratamiento sandstone acid @ ui

SAC-221-H12-Jan-08termina perforacin12-ene-08 termina perforacin, espera completacin y pruebas iniciales

SAC-PROFHI14-Apr-02casing roto a 2632'cerrado w.o # 2, sin xito

SAC-01-WS20-Jan-77pozo secocon placa de abandono (1996)

Existen 10 pozos que presentan problemas de pescados, los otros pozos cerrados presentan diversos problemas como problemas de conificacin o ruptura de casing.

Se realiz una descripcin general de la vida de cada pozo, para entender y determinar de mejor manera cual fue la posible causa que gener el problema, de igual manera para saber cul es el estimativo de produccin que se pierde diariamente, para lo cual la ayuda de los historiales tanto de produccin como de reacondicionamientos fueron primordiales.

El objetivo de analizar los historiales de produccin es para determinar cul ha sido el aporte que ha tenido el pozo a lo largo de su vida productiva y llegar a determinar cul es la prdida diaria que se tiene por su cierre, esto nos ayuda si la inversin de realizar una re-entrada se justifica en base a la produccin, es decir, si el pozo tena un baja produccin no tiene sentido considerar al pozo como candidato a una re-entrada.

De igual manera el objetivo de analizar los historiales de Workover es para llegar a determinar el nmero de intervenciones o trabajos que se ha llevado a cabo en el pozo desde que entr en produccin. Cada intervencin o Workover define su objetivo dependiendo de las causas que llevan al mismo, siendo las ms comunes: cambio de bomba, limpieza a tubera, etc. Los resultados que se obtienen al finalizar cada Workover son muy importantes ya que se puede o no cumplir con el objetivo planteado. El pozo puede mejorar sus condiciones productivas (objetivo fundamental en cada intervencin), pero tambin puede resultar con daos que alteren las condiciones que tena antes de realizar la intervencin. Es en estos trabajos de reacondicionamiento o Workover donde se generan tambin los pescados.En resumen la principal informacin que se obtiene de los historiales de produccin y de Workover son la fecha de cierre, la zona de la cual se estaba produciendo, la prdida de produccin y el trabajo que se estaba realizando en el ltimo Workover.2.1.1.1 Historial de produccin.HISTORIAL DE PRODUCCION, POZO SACHA 148

FECHABFPDBPPDBSWBIPDARENABOMBAOBSERVACIONES

23-May-998638323.61170HiD2X1

10-Jul-992912784.32530HiJET-10A15-Jun-99 Chequeo de Tubera

8-Aug-993042943.42600Hi1-Ago-99 Chequeo de Completacin

29-Sep-993423245.22030Hi3-Sep-99 C/Bomba por Tratamiento @ Hi

16-Oct-992982738.32050Hi28-Oct-99 Toman B'UP

15-Nov-9965354217.01540Hi11-Nov-99 Tratamiento RMA @ Hi

6-Nov-996055843.51570HiJET-9A5-Nov-99 Tratamiento RMA @ Hi

27-Nov-996936319.0930HiD1X126-Nov-99 C/B Entra Pistn

21-Dec-9968857716.21250HiD1X19-Ene-00 Inicia WO-1; C/BHA Por com. tbg-csg

13-Jan-99101085615.21610HiJET-9A12-Ene-00 Sale de WO-1

2-Feb-00103890512.81610HiJET-9A

23-Feb-0097180217.41330HiD1X122-Feb-00 C/b Entra Pistn

16-Mar-00113792718.51570HiD1X1

13-Apr-00112586223.41570HiD1X1

16-Jun-00107981624.41640HiD1X1

17-Jul-00111778030.21830HiD1X1

15-Sep-00111677330.71780HiD1X1

24-Oct-00100355045.21290HiD2X122-Oct-00 C/B @ Pistn D2x1

13-Nov-0099158241.31320HiD2X1

27-Dec-00106469334.91300HiD2X1

13-Mar-01114563544.51440HiD2X1

2-Apr-01117463246.21580HiD2X1

26-Jun-01140262755.32010HiD2X1

8-Jul-01142153462.42030HiD2X111-Jul-01 entra a WO-02 Por Bomba Atascada

30-Jul-01102450750.51600HiJET-D730-Jul-01 Sale WO-2

4-Aug-01106356746.71120HiPLII 2 1/2X 1 7/83-Ago-01 Entra Pistn 2 1/2X 1 7/8

29-Aug-0170328759.2920HiPLII 2 1/2X 1 7/828-Ago-01 C/B Entra Pistn mismo tipo

13-Sep-0163920567.91820HiJET-D712-Sep-01 Prueba de Inyectividad + C/B @ JET-D7

20-Sep-01117256851.51610HiJET-D718-Sep-01 Tratamiento Qumico @ Hi

23-Nov-0188248045.6970HiPLII 2 1/2X 1 7/822-Sep-01 Entra Pistn 2 1/2X 1 7/8

15-Oct-01113449856.11340HiPLII 2 1/2X 1 7/8

21-Jan-02142553362.61680HiPLII 2 1/2X 1 7/8

6-Apr-0294651545.61040HiPLII 2 1/2X 1 7/8

24-May-0263335344.21770HiJET D719-May-02 C/B Entra JET D7

21-Jun-02160260462.31550HiJET D7

10-Aug-02147660858.81440HiPLII 2 1/2X 1 7/8

22-Nov-02136248164.71420HiPLII 2 1/2X 1 7/8

18-Jan-03154250367.41750HiPLII 2 1/2X 1 7/8

26-Feb-03151958061.81460HiPLII 2 1/2X 1 7/821-Feb-01 C/B Y Pesca de STD/V

26-Mar-03145250165.51550HiPLII 2 1/2X 1 7/8

3-May-03156188543.31640HiJET-D72-May-03 C/B +Toma B'UP @ Hi

8-Jun-03132941368.91390HiPLII 2 1/2X 1 7/8

23-Jul-0398131468.01060HiPLII 2 1/2X 1 7/8

31-Aug-0376617876.71220HiPLII 2 1/2X 1 7/83-Sep-03 WO-3 C/BHA de PPH a PPS

24-Oct-03133666850.0HiGN-250023-Sep-03 Sale De WO-3 Salin= 1500 ppm Cl-

11-Nov-03274282370.0HiGN-2500

18-Jan-04270367675.0HiGN-2500

5-Mar-04261652380.0HiGN-250021-abr-04 Inicia WO-4, C/BHA por BES-OFF

26-Apr-04274955080.0HiSN-2600Sale de W0-4, baja bomba SN-2600

15-Jul-04279755980.0HiSN-2600

5-Oct-04262452580.0HiSN-2600

25-Feb-05241148280.0HiSN-2600

1-May-05238847880.0HiSN-2600

5-May-05141828480.0HiSN-2600

10-May-0552810680.0HiSN-260012-may-05 Intenta pescar st.v. sin xito. Se apaga BES

31-May-05274254880.0HiSN-260027-may-05 sale de WO-5 Equipo c/bajo aislamiento

17-Jun-05264853080.0HiSN-2600FREC =55 Hz

26-Jul-05265653180.0HiSN-2600

26-Aug-05260052080.0HiSN-260016-22-ago-05 Cerrado por paro biprovincial

29-Sep-05254150880.0HiSN-260030-sep-05 bes off, problema de alta temperatura

2-Oct-05224644980.0HiSN-26001-oct-05 arranca con 54 Hz, dao sensor de fondo

17-Oct-05233246680.0HiSN-2600

23-Oct-05195439180.0HiSN-2600

31-Oct-05174935080.0HiSN-2600

6-Nov-05181236280.0HiSN-26003-nov-05 Chequean tbg. limpia + recupera st. Valve

29-Nov-05162332580.0HiSN-2600

5-Dec-05170234080.0HiSN-2600

24-Dec-05141828480.0HiSN-2600

26-Dec-05131626380.0HiSN-260026-dic-05 Bes off, bes atascada, fases desbalanceadas

28-Dec-05BES-OFF , posible atascamiento de bomba, EWO

25-Feb-0646133128.11820Hi+UiJET-9A

4-Mar-061758253.11870Hi+UiJET-9ASAL=8600 ppmcl-

5-Mar-061374567.51860Hi+UiJET-9ACerrado por bajo aporte , EWO

17-Mar-0626516637.51870Hi+UiJET-9A

29-Nov-0683218378.0Hs+iDN-1100

7-Dec-06122214788.0Hs+iDN-1100

10-Dec-06128911691.0Hs+iDN-11009-DIC-06 Incrementa BSW @ 91%, Hz=56

30-Jan-07123611191.0Hs+iDN-1100

19-Feb-07125311391.0Hs+iDN-1100SAL=2450 PPMCL-

18-Mar-07117810691.0Hs+iDN-1100

20-Mar-0711780100.0Hs+iDN-110020-MAR-07 POZO QUEDA CERRADO POR ALTO BSW, EWO

22-Jun-07960100.01296HiJET-10JDURANTE WO#8, TR=10 BLS, THE=10 HRS

25-Jun-071200100.01440HsJET-10JDURANTE WO#8, TR=129 BLS, THE=18 HRS

29-Jun-071440100.01296HsJET-9iDURANTE WO#8, TR=340 BLS, THE=52 HRS, SALINIDAD=11400 PPMCL-

4-Jul-0714411520.01296UiJET-9iDURANTE WO#8, TR=444 BLS, THE=67 HRS, R-M-A @ "Ui"

6-Jul-07724932.01248UiJET-9iDURANTE WO#8, TR=210 BLS, THE=37 HRS

HISTORIAL DE PRODUCCION, POZO SACHA 73

FECHABFPDBPPDBSWARENA BOMBA

5-Nov-741444014360.3

5-Nov-74240023950.2H

30-Jun-74177617710.3H

28-Jul-74273627310.2H

19-Jun-74281428130.1H

17-Oct-74294029390.1H

2-Nov-74268026750.2H

26-Dec-74292829220.2H

3-Feb-75227422720.1H

24-Feb-75217821760.1H

30-Mar-75222422220.1H

9-Apr-75216021580.1H

26-Apr-75256025570.1H

1-May-75251225090.1

26-May-75271827150.1H

6-Jun-75255225510.1H

5-Aug-75279627930.1H

3-Sep-75298429810.1H

23-Sep-75314031370.1H

13-Oct-75326032570.1H

10-Nov-75378437760.2H

17-Dec-75254425410.1H

3-Jan-76251225090.1H

12-Feb-76103210310.1H

25-Feb-763762301020.0H

28-Mar-76232222523.0H

2-Apr-76228622173.0H

4-May-76224421812.8H

2-Jun-76255625002.2H

15-Jul-76174416744.0H

12-Aug-76175216128.0H

4-Sep-76204718838.0H

9-Oct-76167415905.0H

18-Oct-76171215589.0H

3-Nov-761912172110.0H

4-Dec-761662147911.0H

14-Jan-771429122914.0H

8-Feb-77150614384.5H

14-May-771371104224.0H

19-Jun-77121289726.0H

28-Jul-77128692628.0H

6-Aug-77136095230.0H

1-Sep-77138296730.0H

3-Oct-77141699130.0H

9-Nov-77141696332.0H

2-Mar-78158294940.0H

6-Apr-78153094938

20-Feb-79137671648.0B1X1

23-Feb-79136068050.0

2-Mar-792880211126.7B1X0

6-Mar-792896245015.4B1X0

8-Apr-793262118163.8

5-May-79253891963.8D2X0

29-Jul-794128150363.6B2X0

11-Aug-794167158861.9B2X0

2-Mar-792880211126.7B2X0

6-Mar-792896245015.4B2X0

15-Mar-792940249015.3B1X0

29-Mar-792940132954.8D1X1

2-Apr-793100129358.3D1X1

5-May-79253891963.8D1X1

24-Jun-793210155051.7

29-Jul-794128150363.6B1X0

6-Aug-794524114074.8B1X0

8-Aug-794130149963.7B1X0

11-Aug-794168158861.9B1X0

9-Sep-793918162658.5

28-Sep-794144144665.1B1X0

13-Oct-794486228849.0JET-8A

25-Nov-794030161260.0JET-8A

5-Dec-794040161660.0

6-Dec-86111795214.8HS

2-Jan-87101687014.4HS

13-Feb-87114097814.2HSD2X1

2-Mar-87105392712.0HSD2X1

22-Aug-8799073825.5HSB2X2

11-Sep-87112396514.1HSB2X2

4-Oct-8780771311.7HSJET-8A

17-Nov-8786375812.2HSB2X2

18-Dec-879498639.1HSJET-10A

17-Jan-8889576115.0HSB2X2

12-Feb-8899184015.2HSB2X2

14-Mar-8896379717.2HS

10-Apr-8881165319.5HSJET-10A

18-May-8878764518.0HSJET-10A

18-Jun-8874455825.0HSJET-10A

22-Jul-8870156419.5HSJET-10A

21-Aug-8893977517.5HS

6-Sep-8874254626.4HSD1X0

12-Oct-8828616343.0HSD1X0

6-Nov-8852838028.0HSB1X1

16-Dec-8867051523.2HSB1X1

1-Jan-8977261220.7HSB1X1

20-Feb-8985667521.1HSB1X1

12-Mar-8997174523.3HSB1X1

15-Apr-8983062724.5HSB1X1

11-May-8990463729.5HSB1X1

25-Jun-89108284521.9HS

14-Jul-8981262622.9HSB1X0

26-Aug-898457886.7HSB1X0

5-Sep-8981255831.3HS

7-Oct-8989161531.0HSD2X0

18-Nov-8985056633.4HSB2X0

4-Dec-8970849230.5HSB2X0

7-Jan-9061541432.7HSB2X0

10-Feb-9076452031.9HSB2X0

4-Mar-9058544523.9HSB1X0

13-Apr-9081052635.1HSD1X1

10-May-9079652633.9HSD1X1

22-Jun-9040225436.8HSD1X1

7-Jul-9074245338.9HS

18-Aug-9066840838.9HSB1X0

2-Sep-9065942635.4HSB1X0

1-Oct-9054037830.0HSB1X0

19-Nov-9046033527.2HSB1X0

3-Dec-9045733826.0HS

19-Jan-913183112.2HSB1X0

23-Feb-913443342.9HSJET-8A

14-Mar-9133027815.8HSJET-8A

1-Apr-9138829524.0HS

15-May-9141926337.2HSJET-9A

2-Jun-9144126440.1HSB1X0

10-Jul-9152337827.7HSD2X1

19-Aug-9173851430.4HSD2X1

22-Sep-9151331039.6HSB2X2

7-Oct-9152828047HSB2X2

18-Nov-9174528162.3HSJET-8A

17-Dec-9163429154.1HSB2X2

15-Jan-9259328252.4HSJET-10A

16-Feb-9262827656.1HSB2X2

20-Mar-9265327957.3HSB2X2

20-Apr-9266225661.3HS

12-May-9243928136.0HSJET-10A

16-Jun-9253935134.9HSJET-10A

10-Jul-9265531851.5HSJET-10A

16-Aug-9256029347.7HSJET-10A

16-Sep-9248829439.8HSJET-9A

20-Oct-9260136339.6HSB1X0

23-Nov-9258928951.0HSJET-8A

14-Dec-9252330242.3HSB2X2

20-Jan-9367934748.9HSJET-10A

7-Feb-9361331948.0HSB2X2

19-Mar-9362128554.1HSB2X2

25-Apr-9350934532.2HS+I

15-May-9338312866.6HSJET-10A

12-Jun-931461450.7HIJET-10A

26-Jul-9319811342.9HIJET-10A

11-Aug-931402482.9HIJET-10A

HISTORIAL DE PRODUCCION, POZO SACHA 112

FECHABFPDBPPDBSWZONAOBSERVACIONES

19-Apr-88ENTRA EL POZO A PRODUCCIN @ FLUJO NATURALMET=FN;API=29.4

28-Jan-88143214310.1HIMET=FN;API=29.4

14-May-888288260.2HIMET=FN;API=29.3

23-Jun-889609580.2HIMET=FN;API=29.1

19-Jul-88108310483.2HIMET=FN;API=28.4

20-Aug-8810569619HIMET=FN;API=27

11-Sep-881272114510HIMET=FN;API=29.5

11-Oct-881116100410HIMET=FN;API=26

1-Nov-88104285418HIMET=FN;API=26.2

17-Dec-88INSTALA BOMBA JET 7-A; PARA PRODUCIR PPH

20-Dec-88CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN D1X1

21-Dec-88CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN B2X1

23-Dec-88101470531HMET=PPH;API=28.9

1-Jan-89CHEQUEA CAVIDAD Y EMPACADURAS ;SE BAJA BOMBA B2X2

4-Jan-89CHEQUEA EMPACADURAS ;QUEDA A FLUJO NATURAL SIN BOMBA

2-Feb-8970317675HIMET=FN;API=29.9

9-Mar-8954713775HIMET=FN;API=29.5

4-Apr-8976545940HIMET=FN;API=29.6

30-Apr-89BAJA BOMBA JET 7-ASALINIDAD=788PPMCL

22-May-8998246253HIMETODO=PPH

12-Jun-8984041750.4HI

13-Jul-8983237954.4HI

30-Jul-89ENTRA WO#01

9-Aug-89SALE DE WO;BAJAN JET 10SALINIDAD=1500 PPMCL

10-Aug-89198689055.2HI

10-Aug-89198689055.2HI

12-Aug-89SE CORRE B'UP @ "HI"

13-Aug-89CAMBIO DE BOMBA ; BAJA PISTN D2X1

13-Aug-89198689055.2MET=PPH;API=28.9

21-Sep-89198593353HIMET=PPH;API=28.9

1-Oct-89CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO D2X1

12-Oct-89198688655.4HIMET=PPH;API=28.4

13-Nov-89205384658.8HIMET=PPH;API=28.4

6-Dec-89198680659.4HIMET=PPH;API=28.4

12-Jan-89CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO D2X1

21-Jan-90234091560.9HISALINIDAD=1212 PPMCL

1-Feb-89CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET 10 A

2-Feb-89INCREMENTO DE CORTRE DE AGUA; EMULSIN FUERTE ;CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN D1X1

8-Feb-90SE ABRE CAMISA DE HS Y SE CHEQUEA CAMISA DE HI+ C/B BAJA D2X1

10-Feb-90206082060.2HS+I

3-Mar-90269784468.7HS+I

24-Mar-90CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO D2X1

10-Apr-90219868868.7HS+I

4-May-90228469469.6HS+I

17-Jun-90227368469.9HS+I

30-Jun-90CIERRAN CAMISA DE HI Y SE EVALUA CON JET 10 A

1-Jul-901742685HSSALINIDAD=2121 PPMCL

1-Jul-90SE ABRE CAMISA DE HI

19-Jul-90191858369.6HS+ISALINIDAD=848 PPMCL

14-Aug-90184549473.2HS+I

31-Aug-90ENTRA WO# 02; C/BHA

3-Sep-90SALE DE WO# 02; BAJA JET 11 A

12-Sep-90CAMBIO DE BOMBA ; BAJA PISTN D2X1

15-Sep-90205850475.5HS+ISALINIDAD=878 PPMCL

13-Oct-90SE CIERRA CAMISA DE "HI" Y REALIZA B'UP @ "HS

14-Oct-90SE REALIZA PRUEBA DE INYECTIVIDAD - SIN XITO

15-Oct-90BAJA BOMBA D2X1+ ABRE CAMISA HI

16-Oct-90212346778HS+I

5-Jan-91210549576.5HS+I

19-Jan-91CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO D2X1

13-Feb-91CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO D2X1

13-Feb-91261561576.5HS+IMET=HPP;API=28.1

17-Mar-91CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO D2X2

18-Mar-91251364374.4HS+I

4-Apr-91212456173.6HS+I

7-May-91233456275.9HS+I

12-Jun-91234661973.6HS+IMET=HPP;API=28.2

10-Jul-91180042576.4HS+IMET=HPP;API=28.3

20-Jul-91CAMBIO DE BOMBA ENTRA B2X2

6-Aug-91249278068.7HS+IMET=HPP;API=28.2

7-Sep-91281563677.4HS+IMET=HPP;API=28.5

10-Oct-91222366570.1HS+IMET=HPP;API=28.1

7-Nov-91188971662.1HS+IMET=HPP;API=28.5

13-Nov-91CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

11-Dec-91197075661.6HS+I

25-Jan-92268283468.9HS+I

8-Feb-92248994662HS+I

25-Feb-92CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

SALINIDAD=1303 PPMCL

4-Mar-92233898058.1HS+I

15-Apr-922505102059.3HS+I

9-May-92231186262.7HS+ISALINIDAD=666 PPMCL

4-Jun-92253288665HS+I

7-Jun-92CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

15-Jun-92249288264.6HS+ISALINIDAD=861 PPMCL

2-Jul-93207379661.6HS+I

9-Jul-92CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

10-Jul-922318107853.5HS+I

15-Aug-93215679663.1HS+ISALINIDAD=994 PPMCL

12-Sep-922165100553.6HS+I

3-Oct-92CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

17-Oct-922312108753HS+I

10-Nov-92185390151.4HS+ISALINIDAD=758 PPMCL

26-Nov-92CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

20-Dec-922151107849.9HS+I

17-Jan-932119104950.5HS+I

8-Feb-932030109446.1HS+I

19-Mar-932130106550HS+ISALINIDAD=894 PPMCL

2-Apr-931971108445HS+I

12-Apr-93CAMBIO DE BOMBA MISMO TIPO B2X2

3-May-93204097952HS+I

11-Jun-93217688359.4HS+I

2-Jul-93207379661.6HS+I

25-Aug-93194271763.1HS+I

27-Sep-93196071963.3HS+I

19-Oct-93208178062.5HS+I

11-Nov-93210164969.1HS+I

5-Jan-94199067166.3HS+I

1-Feb-94SE CIERRA CAMISA DE "HS" Y BAJA BOMBA JET 9A

2-Feb-94SE CIERRA CAMISA DE "HI" Y ABREN "HS" + BAJAN JET 9

7-Feb-94ENTRA WO; C/BHA POR CAMISAS DEFECTUOSAS

11-Feb-94SALE DE WO #3; ABREN CAMISA DE "HS" QUEDA "HS+I"

12-Feb-94193421788.8HS+ISALINIDAD=970PPMCL

12-Feb-94ABRE CAMISA DE HS

15-Feb-94SE CIERRA CAMISA DE "HI" Y PRODUCE "HS" + BAJAN JET 10A

16-Feb-949898HS

16-Feb-94ABRE CAMISA DE HI PARA EVALUAR HS+I

26-Feb-94CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN B2X2

27-Feb-94148654763.2HS+I

9-Mar-94147453963.4HS+I

11-Apr-94135953061HS+I

4-May-94142466953HS+I

9-Jun-94132575942.7HS+I

1-Jul-94115670738.8HS+I

1-Sep-94152765157.4HS+I

23-Oct-94145356161.4HS+I

23-Nov-94136827480HS+I

1-Dec-94179428384.2HS+I

22-Dec-94150916189.3HS+ISALINIDAD=1090PPMCL

5-Jan-95CERRADO ALTO CORTE DE AGUA; BSW=100%

30-Jun-95ENTRA EN WO; AISLAR ARENA "H" CON CIBP @ 9730 +PUNZONA "T" Y "U"

5-Jul-95REALIZAR B'UP @ "U" ; EVALUAR CON JET E-8

11-Jul-95REALIZAR B'UP @ "T" ; EVALUAR CON JET C-5

13-Jul-95TERMINA WO

23-Jul-959549500.4U

30-Aug-958548470.8U

6-Sep-956346290.8U

29-Sep-95CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN PL II 2 1/2

13-Oct-958378320.6U

16-Nov-958358300.6U

29-Nov-95CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET E-8

3-Dec-959469361.1UAPI=28

29-Jan-969099010.9U

11-Feb-969389281.1U

25-Mar-969449341.1U

9-Apr-96CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO JET E-8

17-Apr-968948821.3U

30-Apr-96REALIZAN B'UP @ "U"

26-May-96CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

28-May-96CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET D-6

28-May-96101210001.2U

9-Jun-966065981.3U

9-Jun-96CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO JET D-6 (NOZZLE TAPONADO)

11-Jul-968638590.5U

16-Aug-96CAMBIO DE GEOMETRIA DE D-6 @ C5

17-Aug-966186160.3U

27-Sep-964434381.1U

15-Nov-964784760.4U

25-Dec-964634590.9U

19-Jan-974974911.2UAPI=28.8

18-Feb-97CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTON PL II 2 1/2 X 1 7/8API=28.5

18-Feb-974244200.9U

11-Apr-974944900.8U

28-May-975115041.3U

14-Jun-97SE REALIZA B'UP @ "U";EVAL JET C-5API=28.6

15-Jun-975675385.1U

17-Jun-97CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

16-Jul-976045548.3UAPI=29

27-Aug-9761353812.2U

20-Sep-97CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

23-Sep-9759146321.7UAPI=28

21-Dec-9767554119.9U

22-Jan-9867555817.3UAPI=28.5

15-Feb-9865346828.3U

18-Mar-9864048723.9USALINIDAD=14600 PPMCL

1-Apr-98CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

4-Apr-9871150529U

10-May-9875256225.3U

22-Jun-9873056223U

22-Jul-9856938532.3U

25-Jul-98CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

20-Aug-98CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

23-Aug-9889367824.1U

16-Sep-9893973721.5UAPI=28

12-Oct-98105281322.7U

22-Nov-98106683122U

21-Dec-9887267422.7U

7-Jan-9993671024.14UAPI=27.5

3-Feb-99101671829.3U

14-Mar-99CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

15-Mar-9986964725.6U

18-Apr-9976548037.3U

26-May-9982747542.6U

2-Jun-9990252342U

12-Jul-9987151740.7U

31-Jul-99CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET D-8

5-Aug-99CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTON PL II 2 1/2 X 1 1/2

16-Aug-9996355742.2U

26-Sep-99CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET PL II 2 1/2 (D-7)

28-Sep-9941921149.7U

5-Oct-99CERRADO POR CPS

18-Oct-9965039639.1U

13-Nov-9970843838.2U

14-Nov-99CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8SALINIDAD=8484 PPMCL

2-Dec-99105752350.5U

10-Jan-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET D-7

13-Jan-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

14-Jan-0065136144.6U

24-Jan-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET PL II 2 1/2

20-Mar-0075829960.6U

6-Apr-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO JET PL II 2 1/2

17-Apr-0068128957.5U

27-Apr-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

19-May-0056128848.7U

6-Jun-0072235251.3U

24-Jun-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA MISMO TIPO PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

2-Jul-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET PL II 2 1/2

16-Jul-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN PL II 2 1/2 X 1 7/8

24-Jul-0065828157.3U

20-Aug-0052321858.3U

12-Oct-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA JET PL II 2

31-Oct-00CAMBIO DE BOMBA ENTRA PISTN PL II 2 1/2 X 1 1/2

13-Sep-0057927752.2U

13-Oct-0062934844.6U

24-Nov-0054136033.5U

29-Dec-0048723551.7U

8-Jan-0146321952.8U

18-Feb-0146826144.3U

15-Mar-0145826542.2U

22-Apr-0148829739.1U

13-May-0147326543.9U

10-Jun-0149832634.6U

24-Jul-0155033639U

28-Aug-0161036640U

8-Sep-01CAMBIO DE BOMBA PARA REALIZAR COMPLETACIN

23-Sep-01CAMBIO DE ZONA DE U @ T +C/B BAJA JET PL II 2 1/2

24-Sep-012141792.1T

28-Sep-01CAMBIO DE ZONA DE T @ U +C/B BAJA JET PL II 2 1/2

29-Sep-0150926049U

14-Oct-014945489U

15-Oct-01CERRADO POR ALTO BSW

3-Jun-04INTENTAN EVALUAR SIN XITO POR POSIBLE SAFETY JOINT DESCONECTADO

2.1.2 Historial de reacondicionamiento.

SACHA 148

# W.OFECHAOBJETIVOOBSERVACIONES

112-Ene-00Cambio de completacin por comunicacin tubing-casing.Trabajo exitoso.

230-Jul-01Cambio de completacin por bomba atascada.Trabajo exitoso.

324-Oct-03Cambio de sistema de levantamiento de bombeo hidrulico a bombeo electro sumergible para ahorro de fluido motriz.Trabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena "Hi" a 823 BPPD

425-Abr-04Cambio de BHA por BES-OFF.Trabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena Hi a 536 BPPD con 80% BSW.

527-May-05Cambio de BES por equipo con bajo aislamientoCorrigen casing de 4085 a 4100.Trabajo exitoso.

620-Feb-06Cambio de completacin por bomba atascada. Redisparar arena Hi.Trabajo exitoso

SACHA 73


103-Ene-79Instalar una cavidad Kobe para producir el pozo con levantamiento HidrulicoTrabajo exitoso.

213-Oct-81Cambio de Bomba Kobe no recuperable por circulacin ni con unidad de cable, Aislar la entrada de agua con Packe .Trabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena "Hs" a 1090 BPPD.

316-Marz-83Aislar entrada de agua con cementacin forzada y re-disparar.Trabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena "Hi" a 1072 BPPD

413-Ago-83Cambio de Bomba Kobe no recuperable por recirculacin y por pesca.Trabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena Hi a 752 BPPD

521-Sep-85Aislar entrada de agua con cementacin forzada y repunzamiento.Trabajo exitoso. Incrementan produccin.

615-Sep-86Cambio de completacin, posible liqueo en la cavidad o packer.Trabajo exitoso

702-Nov-88Aislar Holln inferior con cementacin forzada, re-disparar Holln superior y evaluarTrabajo exitoso.

820-Nov-88Cambio de completacin, bomba no recuperable por recirculacinTrabajo exitoso,.

925-Ago-89Cambio de completacin,(empacadura desasentada, tratamiento anti-incrustaciones a Holln superior)Trabajo satisfactorio, se incrementa produccin.

1007-Abr-90Cambio de completacin Trabajo exitoso.

1127-May-90Cambio de completacin (Empacadura desasentada).Trabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena Hs a 563 BPPD

1221-Abr-93Moler cemento de Holln inferior, punzonar.Trabajo exitoso. Incrementa produccin.

1313-May-93Cambio de completacin por empacadura desasentadaTrabajo exitoso.

1408-Abr-94Punzonar arena Napo U, T y BASAL TENA evaluar por separado.Cerrado por alto corte de agua.

1511-Ago-94Chequeo del casing y cambio de completacin (obstruccin en tubera impide abrir camisa de T).Cerrado por W.O. suspendido

1621-Ene-96Aislar pescado y casing roto a 8873 con tapn CIBP. Realizar cementacin forzada a BASAL TENA repunzonar.Cerrado por W.O. suspendido

SACHA - 112


109-Ago-89Aislar entrada de agua con cementacin forzada a Hi. Punzonar Hs evaluar para producir con BHTrabajo exitoso. Incrementa produccin a 890 BPPD

203-Sep-90Cambio de completacin por cavidad mala.Trabajo exitoso.

311-Feb-94Cambio de completacin por camisas defectuosasTrabajo exitoso. Incrementan produccin en la arena "Hs+i" a 547 BPPD

413-Jul-95Aislar Holln con CIBP por alto corte de agua punzonar y evaluar UTrabajo exitoso. Incrementa produccin en la arena U a 1056 BPPD

2.1.3 Historial de presiones.SACHA - 148

ZONAFECHAINTERVALOQoQwBSWPwfPwsS TotalIP Ideal

U21-Jun-989472-9508714940.8980168314.90S/D

U21-Jun-989472-9508714940.81067175945.651.21

Hi25-Jun-989911-992162130.5378144039.881.00

H+U1-Aug-999472-9508 9911-9921219104.46743527S/DS/D

Hi29-Oct-999911-99212312810.838035594.600.15

Hi9-May-039911-992176666946.6246441544.001.26

Hi19-Oct-039911-9921580107665.0333242712.212.21

SACHA - 73


Hi16-Apr-939796-9802153158.914812290.890.16

Hs18-Apr-939758-978622625452.9422204319.000.56

SACHA - 112


Hi13-Aug-899858-9868179366427.02935436644.835.35

U7-Jul-959402-9448 9452-9464831788.6888127412.722.87

T11-Jul-959664-968228172.4498350810.220.10

U2-May-969402-9448 9452-94641197131.11045122129.8327.18

U17-Jun-979402-9448 9452-9464538295.1116112595.239.30

2.1.4 Reservas.SACHA - 148

POZOARENAHo ftPOROSIDAD%Sw %V INSITUFRRESERVAS INICIALES (BLS)

148BT315171804360.260346967

148U INF.3413.671.210958810.3978435941

148T SUP.83.100.33460

148T INF.68.100.33460

148H SUP.341067.111071090.3168350732

148H INF.3616.299.721152140.3168670100

SACHA - 73

POZOARENAHo ftPOROSIDAD %Sw %V INSITUFRRESERVAS INICIALES (BLS)

73BT131620.5798845.90.2603207940

73U INF.1814.417969332.70.3978385601

73T SUP.191252472293.40.3346158029

73T INF.1612.341501086.70.3346167664

73H SUP.23.512.734.1985269.80.3168312133

73H INF.83.715.130.444066630.31681396031

SACHA - 112

POZOARENAHo ftPOROSIDAD %Sw %V INSITUFRRESERVAS INICIALES (BLS)

112BT1115.923.7689284.80.2603179421

112U INF.54171133780660.39781343795

112T SUP.9.513.541.7322672.30.3346107966

112T INF.1813.819.9858657.30.3346287307

112H SUP.812.469.2153059.60.316848489

112H INF.55.315.310.537934800.31681201774

2.1.5 ESTADO MECNICO DEL POZO.Estado mecnico, Pozo SACHA 148

FIGURA 2.1 ESTADO MECANICO DEL POZO SACHA 148

Estado mecnico, Pozo SACHA 73.


Estado mecnico, Pozo SACHA 112.


2.2 DIAGNSTICO Y EVALUACIN.

2.2.1 DIAGNSTICO Y EVALUACIN DEL REVESTIMIENTO.

Diagnstico y Evaluacin del revestimiento. Pozo SACHA 148.El ltimo diagnstico realizado al revestimiento comprob que se encuentra en buen estado y sin fisuras, despus de haber existido comunicacin entre el casing y el tubing, el cual fue remediado en el WO#1.

Diagnstico y Evaluacin del revestimiento. Pozo SACHA 73.

El casing se encuentra daado a 8873 y desde 3202 hasta 3700, esto ocasion que al realizarse el WO#15 cuando se bajaba a enganchar el pescado existente a 9029obtruya su recuperacin y se quede en 8888. Se recupero gran cantidad de arena.Diagnstico y Evaluacin del revestimiento. Pozo SACHA 112.La ltima evaluacin y reacondicionamiento del pozo mostr que el revestimiento se encuentra en buen estado y no ha sido esta una de las causas que gnero el pescado. 2.2.2 DIAGNSTICO Y EVALUACIN DE LA COMPLETACIN.

Diagnstico y Evaluacin de la Completacin. Pozo SACHA- 148.En la completacin se encuentra un pescado (2 1/2 tubos 2 7/8, 1 camisa 2 7/8 y 10 tubos 2 7/8) el cual est impidiendo producir de las arenas U (9472 9508) y Holln Inferior (9911 9921). Se gener al realizar un cambio de completacin, se trato de recuperar pero no fue posible hacerlo en su totalidad.Diagnstico y Evaluacin de la Completacin. SACHA 73.En la completacin del pozo se encuentran dos pescados que se generaron tanto en el WO#15 y WO#16 y se encuentran a las siguientes profundidades 3202 3700 y 8873 9029. El primer pescado consta de 73 tubos de 3 , 6 drill collar, una canasta de 5 y un junk mil 6 1/8. El segundo consta de un tubo de 3 , 6 drill collar, una canasta de 5 y un junk mil de 6 1/8. Los cuales fueron imposibles de recuperar.Diagnstico y Evaluacin de la Completacin. Pozo SACHA 112.La completacin de fondo se encuentra desconectada (safety joint), lo cual est impidiendo producir de las arenas U y Ui. El problema se gener cuando se estaba realizando un cambio en la completacin.2.2.3 DIAGNSTICO Y EVALUACIN DEL CEMENTO.Diagnstico y Evaluacin del Cemento, Pozo SACHA 148.El ltimo registro de evaluacin del cemento fue bueno. Se concluye que no es necesario hacer un reacondicionamiento.Diagnstico y Evaluacin del Cemento, Pozo SACHA 73.Existen ciertos tramos en los que el casing se encuentra colapsado. Lo que da a entender que no existi una buena cementacin en estos tramos de la tubera.

Diagnstico y Evaluacin del Cemento, Pozo SACHA 112.

El ltimo registro de evaluacin del cemento arroj buenos resultados, por tanto no se necesita realizar un reacondicionamiento.2.2.4 DIAGNSTICO Y EVALUACIN DE ZONAS PRODUCTORAS.Diagnstico y Evaluacin de Zonas Productoras, Pozo SACHA 148.Los intervalos punzonados y evaluados en la vida del pozo fueron los siguientes:SACHA - 148

ARENAINTERVALODISPAROSBPPDBSW

H INF9911' - 9921'(10')4 DPP6240.5%

H SUP9948 9968(20)4DPP122440%

Napo "U"9472' - 9508'(36')4 DPP12041%

El holln superior fue el ltimo intervalo en ser punzonado, antes de presentarse el problema del pescado el pozo produca de Holln Superior e inferior.Diagnstico y Evaluacin de Zonas Productoras, Pozo SACHA 73.Los intervalos punzonados y evaluados en la vida del pozo se detallan a continuacin:SAHCA - 73

ARENAINTERVALODISPAROSBFPDBPPDBSW

H INF9793' - 9795'(2')4 DPP146414421.50%

9796' - 9802'(6')

9828' - 9842(14')

H SUP9758' - 9786'(28')4 DPP3603493%

Napo "U"9388' - 9404'(16')4 DPP8408311.10%

Napo "T"9582' - 9598'(16')4 DPP2882870.40%

9690' - 9692'(2')

BT8648' - 8661(13')4 DPP

Se realizaron diversos trabajos de cementacin forzada para aislar la entrada de agua, as fue el caso de los siguientes intervalos: 9690 9692 (2), 9796 9802 (2), y 9828- 9842 (14). Las arenas Holln superior e inferior se encuentran aisladas con un tapn CIPB debido a su alto corte de agua.Diagnstico y Evaluacin de Zonas Productoras, Pozo SACHA 112.Los intervalos punzonados y evaluados en la vida del pozo fueron los siguientes:SACHA - 112

ARENAINTERVALODISPAROSBFPDBPPDBSW

H INF9858' - 9877'(19')4 DPP198689055.2 %

H SUP9810' - 9840'(30')4 DPP220082562.5 %

Napo "U"9402' - 9448'(46')4 DPP714

694

2.8 %

9452' - 9464'(12')4 DPP

Napo "T"9664' - 9682'(18')4 DPP0.40%

En la arena Holln Inferior se realiz una cementacin forzada para aislar la entrada de agua, el intervalo nuevo fue (9858 9868) (10) y su respectiva evaluacin con bomba jet fue:

BFPD = 2400, BSW = 42%, SALINIDAD = 1500 ppmCl-,

2.3 JUSTIFICACIN.La mayora de los pozos de Petroproduccin cuentan con dos o ms zonas productoras que deben ser aprovechadas y cuentan con reservas importantes, pero debido a problemas con pescados, estos pozos han sido cerrados temporalmente. Es necesaria la recuperacin de dichas pozos por aspectos relevantes como el alto precio del barril de petrleo (actualmente $ 117 USD). Tambin hay que tener en cuenta que los campos en declinacin ocasionan incrementos significativos en el costo operacional, pero debido a que su produccin justifica su intervencin y mantenimiento.Por los motivos expuestos se hace referencia a los siguientes trabajos de reacondicionamiento que se realizaron a los pozos propuestos y se detalla como contribuy la intervencin de estos a un incremento de la produccin en el campo Sacha.

Pozo SACHA 148.En el interior del Pozo Sacha 148 se encontraba un pescado el cual se produjo al realizar un cambio es su completacin, se intento recuperar pero el trabajo de pesca no tuvo el xito esperando.Debido a su buen aporte de crudo que tena el pozo antes de ser cerrado y a sus reservas, se recomend un trabajo de Apertura de Ventanas o sidetrack el cual se detalla en la Seccin 3.1.1. La inversin que se hizo a este pozo y la recuperacin de esta se detalla en la Seccin 4.1.1.Pozo SACHA 73.

El pozo Sacha 73 debido a sus problemas de pescado como ruptura de casing, y por encontrarse dentro del campamento Sacha de Petroproduccion en una zona aledaa al taller mecnico, y cerca de las lneas de alta tensin, todo esto dificultad un posible trabajo de reacondicionamiento, se decidi no reacondicionarlo, pero sabiendo el tipo de produccin que tuvo se decide realizar un nuevo pozo de reemplazo, el Sacha 225, cuyo objetivo ser el mismo que el pozo Sacha 73, pero esta a un radio de 300 pies de este, para tener mayor rea de drenaje. Las operaciones y detalles de la perforacin direccional que se realizo para el pozo Sacha 225 se detallan en la Seccin 3.2.1

Pozo SACHA 112.

El pescado que se encuentra en el interior del pozo Sacha 112 se genero cuando se estaba realizando un cambio en la completacin. Se determinar que el pescado presente en el pozo es recuperable. Por tanto la operaciones de pesca se realizaron con xito como se detalla en la Seccion 3.1.2CAPTULO 3

3.REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO.3.1 Reacondicionamiento de pozo.3.1.1 Ventanas.

Introduccin.

Tanto el mtodo de Re-Entrada, el Side Track y los pozos multilaterales, tienen algo en comn, que es la apertura de una ventana para realizar el posterior direccionamiento a los distintos objetivos que se hayan propuesto.

La apertura de esta ventana se la efecta con equipo especial Window Master

FIGURA 3.1 PERFIL DE UNA VENTANA (CORTE DE CASING)

El equipo Window Master tiene las ventajas y caractersticas de bajar todo el equipo en una sola corrida, orienta el Whipstock a la direccin deseada con MWD o con Gyro y realiza el corte para la ventana en un porcentaje considerable de xito en la operacin.

Herramientas Para Realizar Una Ventana.Las herramientas que utiliza el sistema Window Master para realizar una ventana son los siguientes:

FIGURA 3.2 BHA PARA ABRIR VENTANA

Procedimiento Para Realizar Una Ventana.

El sistema bsicamente procede de la siguiente manera, se arma el equipo completo de Window Mill, que consta bsicamente de las herramientas antes mencionadas, en superficie; se ancla un Bridge Plug a una profundidad determinada con ayuda de una lnea de Wireline, este tapn servir de asiento para toda la herramienta que bajar armada, esta hace sello con la parte baja del Whipstock en la cual se encuentra un Bottom Trip Anchor quedando el Whipstock completamente fijo y seguro. Cabe mencionar que una de las ventajas que tiene el Window Master es que la herramienta para abrir la ventana baja en una sola corrida, evitando la prdida de tiempo en sacar de nuevo tubera a superficie y bajar el resto de equipo. En la parte superior del Whipstock se encuentra un Pin que sujeta al Metal Muncher Window Mill, este pin se encuentra calibrado para romperse a cierta fuerza ejercida sobre el pin que puede ser de tensin o peso (van desde 25000 a 50000 libras fuerza), la forma como se libera al moledor del pin es sencilla, se ejerce peso o tensin calibrada de tal forma que el pin se rompe, liberando de esta manera al moledor. En la grfica se aprecia el procedimiento.

FIGURA 3.3 RUPTURA DEL PIN PARA LIBERAR AL MOLEDORLiberado ya el moledor este est listo para cortar al casing y realizar la ventana. Luego de realizar la apertura de la ventana se saca el conjunto moledor y se arma un conjunto nuevo distinto con componentes para realizar un procedimiento tradicional de perforacin direccional hasta el nuevo target determinado.Los beneficios que presenta esta tcnica es que se la puede aplicar no solo en pozos cerrados por problemas, sino tambin el pozos nuevos que se estn perforando y en los cuales se requiere una desviacin lo que evitara la prdida de dinero y tiempo para la empresa, facilitar una continuidad en las operaciones siempre ser importante.

FIGURA 3.4 APERTURA DE VENTANADatos Generales del Pozo Sacha 148STTABLA 13DATOS GENERALES DEL POZO SACHA 148ST

TIPO DE POZODIRECCIONAL

COORDENADAS SALIDA UTMN 9969434.754 m E 293736.576 m

COORDENADAS LLEGADA UTMN 9969353.11 mE 293905.77 m

ELEVACION NIVEL DEL TERRENO887.4

MESA ROTARIA17

ELEVACION MESA ROTARIA904.4

DESVIACION MAXIMA DEL HOYO21.78

FIGURA 3.5 MAPA DE UBICACIN DEL POZO SACHA 148ST

El objetivo de realizar un ventana en el pozo Sacha 148 ST es atravesar las zonas de inters como son las arenas U, T y Holln y perforara hasta los 10150 pies.

Operaciones Realizadas para Abrir una Ventana

Los pasos que se siguieron para su respectiva operacin fueron:BHA #1 Conjunto de Limpieza

Este conjunto de fondo estuvo conformado por:NOMBRECOMPAALONGITUD (pies)

1Broca 6 1/8''Backer0,75

2Scraper (raspa tubos) ID 1 7/16''4,90

3Bit Sub 4 5/8''2,00

4Drill Collar 7x 4 3/4214,19

5HWDP 30 x 3 1/2'' ID 2 3/8''919,24

Este primer BHA fue de limpieza con el fin de adecuar al pozo para el trabajo que se iba a desarrollar, se circula y se limpia hasta la profundidad de 9110.

Posterior a esto se arma un equipo para corrida de registros con el fin de determinar la calidad del cemento en la zona donde se tena planificado realizar la ventana, esta corrida determina que la mejor zona para anclar el CIBP es a 7630.

BHA #2 Equipo moledor para abrir ventana


1AnchorBacker3,22

2WhipstockBacker14,46

3Window MillBacker0,52

4Lower MillBacker5,52

5Flex Joint8,12

6Upper MillBacker6,18

7HWDP 3 1/230,40

8UBHO2,66

9HWDP 2 X 3 1/261,33

10DC 6 X 4 3/4''183,09

11HWDP 27 X 3 1/2827,51

Sobre el CIBP se asent el Whipstock con todo el equipo moledor para abrir la ventana desde 7612 hasta 7625, se la realiza con xito sin inconvenientes, sin embargo se decide sacar el conjunto moledor para bajar otro con el fin de adecuar bien el pozo, se cambia el Window Mill por una broca tricnica

BHA #3 Equipo moledor para adecuar zona Este conjunto de fondo estuvo conformado por:NOMBRECOMPAALONGITUD (pies)


2Lower MillBacker5,52

3Flex Joint8,12

4Upper MillBacker6,18

5HWDP 3 1/230,40

6DC 6 X 4 3/4''183,09

7HWDP 27 X 3 1/2827,51

Este conjunto tenia la caracterstica y la funcin de adecuar la ventana formando una pequea perforacin de no ms de 15 pies que se le conoce como el hueco de ratn, la funcin es la de servir como gua para el nuevo conjunto de fondo direccional que se preparo.Perforacin De La Zona DireccionalPerforacin del pozo:BHA #4 Seccin de 6 1/8 (7647 7804)

Este conjunto de fondo estuvo conformado por:

NOMBRECOMPAALONGITUD (pies)


2Motores de lodo A475 MXP7838 1.5 DEG-0.54 rev/galBacker5,52

3Flota SubSchlumberger2,92

4Estabilizadores de 5 3/4''Schlumberger5,86

5Pony CollarSchlumberger9,68

6Slim CollarSchlumberger75,35

74 3/4'' NMDCSchlumberger31,02

8Orienting Sub2,66

915 x 3 1/2 HWDP (15 joints)460,18

10Martillo Hidraulico13,25

1115 x 3 1/2 HWDP(15 joints)459,06

Este BHA direccional inicia a partir de la seccin donde ya se abri la ventana, el plan direccional primario sealaba la apertura de la ventana en la zona de Napo pero no se encontr cemento en esa parte por lo que se corri hasta 7630 donde estaban las condiciones dadas (Tiyuyacu), se abre la ventana de 7612 a 7625 ft y se realiza un bolsillo hasta 7647 ft en 3 carreras.

Se modifica el plan original de perforacin pero no se modifica las coordenadas de los objetivos a atravesar, se realizan 4 carreras de Gyro para salir orientado en el rumbo propuesto y se perfora hasta 7804 ft pero no se puede construir el ngulo a causa de la formacin Tiyuyacu que se estaba atravesando, por lo que se decide cambiar de broca por una de las mismas caractersticas y tambin cambiar el registro en el bent housing del motor de fondo.

Se corre un registro de MWD desde la salida de la ventana para obtener toolface en tiempo real, Gamma Ray, inclinacin y azimut continuos adems de surveys estacionarios, gracias a esto se realiza correccin de toolface interno que fue de 136,4 mientras que el toolface medido en la zarta fue de 206,79 grados.Luego de armar el BHA se realiz una prueba a una profundidad de 110 ft con un galonaje de 182 GMP y una presin de 500 psi, la seal que se obtuvo fue muy buena llegando a valores cercanos a los esperados.Sin embargo el comportamiento del BHA luego de que sali de la ventana no fue el que se esperaba, nunca se pudo lograr incrementar el ngulo debido a la formacin Tiyuyacu y la forma de la ventana, lo que oblig a sacar la sarta de perforacin despus de avanzar hasta 7804 ft. A esta profundidad se decide cambiar de BHA por uno ms agresivo con un Bent housing de 1,83.

BHA #5 Seccin de 6 1/8 (7804 9679)



2Motores de lodo A475 MXP7838 1.83 DEG-0.54 rev/galSchlumberger22,28



5Slim PulseSchlumberger33,91

6Orienting Sub1,71


815 x 3 1/2 HWDP (15 joints)460,18


1015 x 3 1/2 HWDP (15 joints)459,06

113 1/2'' DP 3.5,13.3, 10% Wear

El cambio ms importante en esta sarta fue el ngulo de desviacin del Bent housin aumentndolo a 1.83 para asegurar la salida y el crecimiento del ngulo, se retir el estabilizador para evitar el colgamiento al hacer slide (deslizamiento).Se realiza el tramo de la curva sin problema en formacin Tena y justo a la entrada de la formacin Napo el conjunto empez a realizar drop (cada del ngulo) a razn de 1 grado/100ft deslizando casi el 50% por lo que la penetracin fue lenta, luego de 130 horas de rotacin se decide sacarla para cambiar el motor de fondo por precaucin.No se realiza cambio de broca ya que esta sale sin muestras de desgaste por lo que se vuelve a bajar la misma, a pesar que se tena planeado cambiar de broca pero el motor de fondo tena muchas revoluciones por caudal por lo que no era aconsejable.Se realiza una segunda corrida de MWD a 7804 ft con las mismas herramientas de la corrida anterior, incluyendo un cartucho que permite obtener lecturas de Gamma Ray, la verificacin del correcto funcionamiento se realiz a 1000 ft, con un galonaje de 200 GPM y una presin de 800 psi, obteniendo valores satisfactorios.Los cambios que se hicieron en el conjunto dieron como resultado el incremento del ngulo hasta 22 en la formacin Tena, sin embargo al pasar la formacin Tena y llegar a Napo fue muy difcil controlar la tangencial dibujada en el plan, el BHA empez a caer casi 3 deg/100ft , debido a esta cada los objetivos para esta perforacin fueron puestos en peligro de no ser alcanzados.Se lleg hasta el primer objetivo que era la arena U con 30 pies por detrs, lo que dificulta mantener los objetivos de la arena T y Holln. Se decide cambiar de BHA para revisar motor y broca, en la misma se aprovecha para cambiar bateras al MWD para la siguiente corrida.

Se saca la sarta a la profundidad de 9679 ft, la inclinacin alcanzada fue de 16,21 deg y un azimut de 113 grados, no se registraron eventos de shocks, stick o slip en esta corrida.

BHA #6 Seccin de 6 1/8 (9679 10150)Este conjunto de fondo estuvo conformado por:NOMBRECOMPAALONGITUD (pies)

1Broca 6 1/8'' PDCBacker0,7

2Motores de lodo A475 MXP7838 1.83 DEG-0.54 rev/galSchlumberger22,23



5Slim PulseSchlumberger33,91


715 x 3 1/2 HWDP (15 joints)460,18


915 x 3 1/2 HWDP (15 joints)459,06

Completacin y PruebasLuego de perforar hasta 10150 se baj Liner de 5, P-110 de 18 lbs/pie, zapato gua a 10127, collar flotador en drill pipe de 3 hasta 10032, tope del colgador a 7418.

La compaa Schlumberguer cementa el Liner de 5 usando 212 sacos de cemento tipo G, se libera el colgador, sacan las herramientas y bajan una broca de 6 1/8 en drill pipe de 3 hasta 7416 y no se encuentra cemento. Terminan las operaciones de Re-Entrada.Se inicia el programa de completacin y pruebas de produccin, rotando a la profundidad de 7416 para verificar si existe cemento, bajan un BHA de limpieza compuesto por una broca de 6 1/8 y un raspatubos hasta el tope del liner, sacan este equipo y montan uno de perforacin para moler cemento desde 9900 hasta 10032, sacan este equipo moledor y bajan uno de limpieza y realizan pruebas exitosas de casing con 1000, 1500, 2000 PSI.La compaa Schlumberguer corre registro USIT- CBL donde se pudo observar que la cementacin estaba mala en la zona bajo Holln, a pesar de esto se armo equipo con caones y lo bajan con wire line hasta 10020, arman equipo BES compuestas por dos bombas DN-1100 126+108 etapas, instalan el BHA de produccin sobre el equipo BES y lo bajan hasta 7370, retiran el BOP e instalan el cabezal.Se arman las lneas en superficie y se realizan pruebas de rotacin a 60 Hz sin problema, se disparan los caones perforando los intervalos de Holln inferior (9989- 10003) y Holln superior (9948- 9968) a 6 disparos por pie.Se realizan las pruebas de produccin de la BES al tanque de locacin de Holln superior e inferior dando como resultado lo siguiente:

BFPD: 1224

BSW: 70%

BPPD: 367

Fr: 60 Hz

AMP: 24

Pwf: 2682 PSI

El equipo que se utiliz para esta prueba fue:

Centralizador de 7 a 7370

Sensor Phoenix tipo O

Motor de 150 HP, 2380 V, 38 A

Intake serie 400

2 Bombas DN-1100 (126 + 108 etapas) serie 400

Cabe destacar que esta prueba se hizo con torre.

Finalizas operaciones y los datos de produccin que se registran del pozo son:

ZONAFECHABFPDBPPDBSW

Hs+i29-Nov-0683218378

Hs+i04-Dic-06119914488

Hs+i17-Dic-06115810491

El pozo queda produciendo por las arenas H s+i, pero se cambia a la arena Ui. La ltima prueba de produccin dio los siguientes resultados:ZONAFECHABFPDBPPDBSW

U29-Nov-06724932.0

Ver Historial de Produccin en Anexo 1, despus del reacondicionamiento del pozo.

El diagrama de completacin final luego de realizada la Re-Entrada es el siguiente:

FIGURA 3.6 COMPLETACION FINAL DEL POZO SACHA 1483.1.2 Pesca

Introduccin

Liberacin De Herramientas Atrapadas.

A Pozo Abierto

La liberacin de herramienta atrapada en pozos abiertos, se la realiza con equipos especiales como arpones, taper taps, o los martillos, que son muy usados, en BHA de perforacin, no son herramientas especficas de pesca pero su uso y aplicacin son de mucha importancia, en especial cuando se trata de liberar herramienta atrapada como broca en derrumbes, los over shots, entre otros que se hacen referencia en este captulo.

Dependiendo del tipo de herramienta la liberacin puede ser bajo tensin, con rotacin o compresin.

A Pozo Entubado

La aplicacin de las herramientas de pesca no tienen limitante, se las puede usar tanto en pozos abiertos como en pozos entubados sin ningn inconveniente, la aplicacin de cada uno de ellos est en funcin del tipo de pescado que se tiene y de la herramienta que se intenta recuperar, especficamente no existen aplicaciones puntuales para su correcto desempeo, pero la habilidad y destreza por parte de la persona que lo va a manejar desde superficie requiere de gran concentracin y conocimiento, porque este tipo de operaciones requieren de gran precisin para poder obtener resultados satisfactorios.

Una de las diferencias que existen con las herramientas de pesca a pozo abierto y a pozo entubado son las dimensiones que se usan en estas, para pozo entubado son de menor dimetro.El uso de martillo en pozos entubados tambin es usado para liberar herramientas de completacin de fondo como packers.

Descripcin de la Operacin de Pesca del Pozo Sacha 112

.

Se iniciaron las operaciones de reacondicionamiento, despresurizando el pozo

Se desarm cabezal, instal BOP y prob con 1500 psi

Se arm BHA moledor; junk mill de 6 1/8, canasta de 5, bit sub de 4 3/4, 6 Drill Collar de 4 y X-over.

Se baj BHA moledor con DrillPipe de 2 7/8 hasta 9301. Se moli cabeza de pescado desde 9301 hasta 9303 con 70 RPM, 300 psi de presin de bomba. Se sac y desarm BHA moledor (junk mill desgastado 40%).

Se armo BHA de pesca con Overshot de 5 , grampa de 2 7/8, Mill Control de 3 , Martillo Mecnico Hidrulico de 4 y 6 Drill Collar de 4

Se baj BHA de pesca en 2 7/8, el Drill Pipe mide 9302. El pescado es enganchado, se tensiona hasta 180.000 lbs para desasentar packers arrow de 7 x 2 7/8 que se encontraban a 9337 y 9540, se soltaron con xito.

Se circul a 9404 para limpiar basuras del pozo

Se sac la completacin power oil.

Se desarm BHA de pesca mas la completacin de power oil que se recuper al 100%.

Se arm y bajo BHA Moledor con Junk Mill de 6 1/8, canasta de 5, 6 Drill Collar de 4 , hasta los 9730 donde se encuentra el CIBP

Se moli CIBP desde 9730 hasta 9732, con 4000 lbs de peso, 70 RPM, 300 psi en la bomba de lodo. Baja libre hasta los 9845 donde se encuentra el tope del Packer F-1.

Se sac BHA Moledor ( Junk Mill desgastado 20%)

Se arm y bajo nuevo BHA Moledor con zapata de 6 1/8, Whas Pipe de 5 y 6 Drill Collar de 4

Se moli Packer F-1 desde 9845 hasta 9848, con 3000 lbs de peso, 70RPM, 300 psi en bomba de lodo. Baja libremente hasta 9877 hasta el tope del Retenedor de Cemento. Se sac y desarm BHA Moledor, 6 Drill Collar de 4 y Drill Sub de 5 . No se recupera Wash Pipe de 5 y zapata de 6 1/8 ( Total 10 pies de longitud)

Se arm y baj BHA de pesca con Drive Sub de 5 , canasta de 5 y 6 Drill Collar de 4 . Se hizo rotar para enroscar en Wash Pipe.

Se sac y desarm BHA de pesca. No se recupera pescado (zapata de 6 1/8 y Wash Pipe de 5 )

Se armo y bajo BHA de limpieza con raspatubos de 7, canasta de 5 y 6 Drill Collar de 4 , se bajo hasta 9865.

Se sac y desarm BHA de limpieza.

Se arm BHA de prueba con RBP de 7 x 2 7/8, Over Shot de 2 7/8, Packer M-3 de 2 7/8, Barcatcher de 2 7/8 x 3 , un tubo de 3 y un NO-GO con STD. Valve de 3

Se realiz pruebas de admisin a la arena Hi con 15 bls de agua fresca

Pr de inyeccin = 3300 a 1,25 BPM

Pr cae a 1800 psi/min, por que el Packer se encontraba desasentado, se reasento el Packer.

Prueba de admisin arena Hs

Pr de inyeccin = 3250 a 2,0 BPM

Pr cae a 1400 psi/mim. Se sac y desarm BHA de prueba.

Se arm y baj retenedor de cemento, Stringer en tubera de 3 , se midi, calibr y prob con 3000 psi cada parada hasta los 9760.

Se recuper NO-GO con STD. Valve de 3 a 9724.

Se asent retenedor de cemento de 7 a 9760, se prob admisin a las arenas Hs + Hi con 10 bbl de agua tratada y Pr de inyeccin= 32oo a 1.5 BPM.

Se prepar 17 bbl de lechada de 15.8 lpg con 80 SXS de cemento tipo G con aditivos, se desplaz por la tubera y se forz las arenas Hs + Hi.

Se sac y desarm Stinger de 2 7/8 en tubera de 3 .

Se arm y baj BHA Moledor con Junk Mill de 6 1/8, canasta de 5, Bit Sub de 4 y 6 Drill Collar de 4 .

Se moli el cemento desde 9787 hasta 9870.

Se sac y desarm BHA Moledor (Junk Mill desgastado 90%)

Se arm y baj BHA de limpieza con broca de 6 1/8, raspatubos de 7, canasta de 5, Bit Sub de 4 y 6 Drill Collar de 4 , se baj hasta 9870.

Se sac y desarm BHA de limpieza.

Se baj cable elctrico y se registro cementacin desde 9860 hasta 7860. Cemento en buenas condiciones.

Se registr porosidad de formaciones desde 9860 hasta 8550.

Se registr con herramienta RPM-GR-CCL saturacin (carbono/oxigeno) de formaciones desde 9666 hasta 8670.

Se arm caoneo convencional a 5 DPP con cargas de alta penetracin, se bajo con cable elctrico y punzonan en arena Hollin Sup el intervalo de 9810 9840 (30).

Se arm y baj BHA de Evaluacin con Ret. Matic de 7 x 2 7/8, Bar Catcher de 2 7/8, X-Over de 2 7/8 x 3 , 13 tubos de 3 , X-Over de 3 x 2 7/8, Comp PKR de 7 x 2 7/8, X-Over de 2 7/8 x 3 , un tubo de 3 , NO-GO con STD. Valve de 3 , un tubo de 3 y un camisa de 3 .

Se asent Ret. Matic de 7 x 2 7/8 a 9760 y Comp. Packer de 7 x 2 7/8 a 9352.

Se recuper STD. Valve de NO-GO a 9318.

Se evalu Hollin Sup con bonba jet 9-A, en locacin:

PRES INY.= 3500 PSI

TOTAL INY.= 3476 BBL

HR INY. = 49 BBL

DIA INY.= 1176 BBL

BSW INY. = 100%

TOTAL REC. = 400 BBL

PROD. HR. = 4 BBL

PROD DIA = 96 BBL

BSW FORM = 89 %

BSW RET = 99 %

HR EVAL = 65

Se sac y desarm BHA de evaluacin.

Se dispar arena Basal Tena con caones convencionales de 4 1/2 el intervalo fue desde 8684 hasta 8698.

Se arm y baj BHA de prueba con RBP de 7, Over Shot de 5 , Ret. Matic de 7 x 2 7/8, Barcatcher de 2 7/8 x 3 , un tubos de 3 , NO-GO con STD. Valve de 3 , un tubo de 3 y una camisa de 3 .

Se desasent RBP a 8760, RET. Matic a 8730

Se recuper STD. Valve de 3 de camisa a 8670.

Se asent RBP a 8730 y RET. Matic a 8629, se realizo prueba de admisin.

Las ltimas pruebas de admisin dieron los siguientes resultados de la arena Basal Tena

PRES INY.= 3500 PSI

TOTAL INY.= 498 BBL

HR INY. = 71 BBL

DIA INY.= 1704 BBL

BSW INY. = 100%

TOTAL REC. = 109 BBL

PROD. HR. = 18 BBL

PROD DIA = 432 BBL

BSW FORM = 100 %

BSW RET = 100 %

HR EVAL = 70

Se termina operaciones en el pozo queda produciendo

Una descripcin detallada de la herramienta y su uso se encuentra en el ANEXO 2La ltima prueba de produccin dio los siguientes resultados

ZONAFECHABFPDBPPDBSW

BT21-Jun-082882822.0 %

Ver Historial de Produccin en Anexo 3, despus del reacondicionamiento del pozo.

El diagrama de completacin final luego de la pesca fue el siguiente:

FIGURA 3.7 COMPLETACION FINAL DEL POZO SACHA 112

3.2 Perforacin

IntroduccinLos pozos desviados fueron originalmente considerados por los siguientes factores:

Perforar a grandes profundidades.

Se ahorra en tiempo y costo.

Incertidumbre en la profundidad que se encuentra el objetivo (target).

Mayor desgaste de la tubera de perforacin

Dificultades en operaciones de pesca.

Optimizacin de yacimientos.

La desviacin del pozo era la tcnica ms original en perforacin direccional, usada cuando se tiene una obstruccin (un pescado). La desviacin orientada, es el tipo comn de la desviacin del pozo, se desempea cuando existen inesperados cambios en geologa y obstrucciones (pescado) en el diseo del dimetro del pozo.

FIGURA 3.8 POZOS DESVIADOS

Herramientas utilizadas:

Existen tres tipos de herramientas clasificadas de la siguiente manera:

Herramienta de deflexin:

Mecha.

Cuchara (recuperable o permanente).

Camisa desviada y sustitutos desviados.

Herramienta de medicin:

Totco / Single y Multi Shot.

Giroscopio.

MWD/LWD.

Herramienta auxiliares:

Barras o drillcollars y barra K-monel.

Estabilizadores.

Motores de fondo y Turbinas.

Tipos de Pozos DireccionalesLos tipos de pozos direccionales depender de las razones o causa por la cual se decidi perforar direccionalmente y de algunas condiciones de las formaciones a atravesar, entre ellos estn:

Tipo Slant o Tangencial

Tipo S

Pozo desviado con un Taladro Incluido

Pozo Horizontal

Pozo Multilateral

3.2.1 Pozos de Reemplazo

DISEO DE LA TRAYECTORIA

Procedimiento

Primero: Utilizando la informacin obtenida mediante registros de varios pozos ubicados en el rea de estudio, ser utilizado el programa LMP (Logging Mechanical Properties) para estimar la resistencia de la roca y las propiedades elsticas a travs del intervalo de inters. En este punto se utilizar los registros tomados en el pozo Sacha 182, en el cual se observan las propiedades mecnicas de la roca, como son: modulo de Young, modulo de Poisson, modulo de corte, velocidades acsticas en la roca y se determinar donde se generan cambios bruscos.

Segundo: Los resultados son comparados y calibradas con resultados de ensayos de laboratorio realizados sobre muestras de ncleos de pozos anteriores. En caso de estar disponible material de ncleo sin ensayos realizados, se puede recomendar un programa de ensayos para obtener la calibracin. Correspondiente.Tercero: utilizando los registros de densidad, de pruebas de leak off y medidas de la presin de poro en los pozos, se determinara: Esfuerzo vertical principal.- determina el esfuerzo mximo para generar las fracturas.

Esfuerzo horizontal mnimo.- determina el mnimo valor para que no se desmoronen las paredes del pozo.

La presin de poro.- determina las propiedades de los poros para evitar derrumbes o que no se fracture la formacin, sirve en el intervalo de inters para que no invada el yacimiento y no se venga el pozo.

Los datos de pozos anteriores se toman como referencia, con lo cual se tienen valores aproximados para el peso de lodo tentativo mnimo para evitar el desmoronamiento de las paredes, y mximo para evitar fracturar la formacin. Todos los valores entre el mnimo y mximo se los denomina ventana de lodo, as como las zonas presurizadas que pueden crear problemas durante la perforacin. Estos datos sern reajustados durante la perforacin, en este caso como es un campo conocido se espera que este reajuste sea mnimo.Cuarto: la informacin del registro de imgenes, si est disponible, ser utilizada para: Determinar las localizaciones y tamao de breakouts y/o Fracturas inducidas durante la perforacin, con lo cual puede ser determinado el esfuerzo horizontal mximo.

En caso de no observarse breakouts ni fracturas inducidas, se determinar un tope para el esfuerzo mximo.Si no existe disponibilidad de registros de imgenes, ser utilizada la informacin del registro de caliper orientado para caracterizar el esfuerzo horizontal mximo.

Los anlisis de los datos del estudio hecho por Schlumberger con su herramienta FMI (Formation Micro Imagen Log) en el pozo Sacha 170, nos brinda informacin de Breakouts y fracturas inducidas que se toman en cuenta en la perforacin de nuevos pozos.

Quinto: Finalmente se utiliza la informacin de esfuerzos en sitio derivada, la resistencia compresiva y ngulo de friccin de la formacin para predecir la estabilidad del hoyo durante la perforacin. La prediccin de la estabilidad durante la perforacin ser conducida en cada formacin de inters, considerando cualquier diseo de pozos (vertical, inclinado, horizontal).Sern estimados el gradiente de fractura y la presin de propagacin de fractura en los intervalos de inters.

Se har un anlisis de estos dos estudios realizados en el campo Sacha, para poder correlacionar en lo posible ambos estudios y llegar a una recomendacin fundamentada de la trayectoria a seguir en la perforacin del pozo direccional Sacha 225No se pueden definir crculos de contorno por que la informacin que se tiene del pozo Sacha 170, es limitada y no se puede llegar a valores definitivos, pero si son suficientes para recomendar trayectorias de perforacin.Una vez procesada toda esta informacin es muy importante tomar en cuenta las recomendaciones de las experiencias obtenidas durante la perforacin de pozos direccionales anteriores, por los ingenieros de yacimientos, gelogos y perforadores, con lo cual se define la trayectoria final.Finalmente de disean trayectorias tentativas, definiendo KOP, BUR, EOBU, SDO, DOR.Operaciones realizadas en la perforacin del pozo de reemplazo:

1. Se inician operaciones.2. Se bajo BHA #1 con broca tricnica de 16, se perforo hueco conductor hasta 143 pies, se observo fractura en el piso, bombean 50 Bls de pldora obturante, continan perforando hasta 225, no hay avance, se saco BHA. Broca sali embolada.

3. Se baj BHA #2 con broca tricnica de 16 hasta 225, se continu perforando hasta 433, bombean pldora viscosa, circulan, se sac BHA, Broca sali embolada, se retir broca.

4. Se baj BHA #2 direccional con broca #2 PDC de 16 hasta 433. Se contino perforando de la siguiente manera:

BROCADIAMETRO PROFUNDIDADMDTVDAZIMUTINCLINACION

DESDEHASTA

# 2 PDC 16"433749749747.8177.048.31

749102110211013.6171.4816.04

1021135613561327.8970.8923.76

1356164016401582.1971.7128.97

1640192319231833.1974.4426.47

1923239523952257.7672.0427.35

2395277327732598.0969.6326.13

Se continu perforando con broca PDC de 16 desde 2773 hasta 2842. Se bombe pldora viscosa, circulan. Se bombe pldora pesada, se sac tubera para viaje de control hasta superficie, se limpiaron los estabilizadores.5. Se baj BHA #4 con broca PDC 2R de 16 hasta 2842. Se contino perforando de la siguiente manera:


DESDEHASTA

# 2R PDC16"2842315331532936.1968.627.8

3153343634363187.1270.4326.93

3436372037203441.3272.2225.75

3720400340033692.9170.9327.55

4003428642863947.9770.3623.59

4286466346634301.8972.4816.31

4663494549454574.3573.0313.24

4945532253224945.1379.27.68

5322569856985319.4781.043.20

5698598559855606.2726.680.35

Se bombeo pldora viscosa, circulan. Se sac BHA hasta 5485 para viaje de control, se bombeo pldora pesada, se continu sacando tubera hasta superficie (BHA sali con dificultad, se bombe 50 bls de pldora dispersante a 2018).

6. Se baj BHA #4 con broca #2RR PDC de 16 hasta 5862 donde se asent, se baj rimando hasta 5985. Se bombe pldora viscosa, circulan, se realiz prueba de calibre de agujero de 17.1 pulgadas, ok. Se bombe pldora viscosa-pesada, se sac BHA hasta superficie.7. Se bajo Casing de 13 3/8:

142 tubos, C-95, 72 lbs/pie, BTC; zapato gua @ 5985' y collar flotador @ 5941'. Se realiz cementacin del casing con 1750 sxs de cemento clase "A": 519 Bls de lechada de relleno de 13.5 lpg, aditivos, 260 sxs de cemento clase "A": 54 bls de lechada de cola de 15.6 lpg, aditivos. Se desplaz cemento con 10 bls de agua+900 Bls de cola de lodo. P final de desplazamiento: 1530 psi. Se asent tapn con 2100 psi, se chequeo contraflujo 6 Bls. Reversan 93 bls de lechada. Se realizo top job con 10 Bls de lechada de cemento de 18 lpg, se asent casing de 13 3/8", aflojan tubo de maniobra y se retiro tubo conductor. Se Instal seccin "A" de cabezal, instalan BOP, prueban con 2000 psi.

8. Se baj BHA #5 direccional con broca PDC #3 de 12 1.4. Se perfor collar flotador, cemento hasta 5970, se realiz pruebas de hermeticidad al casing de 13 3/8 con 800 psi. Se contino moliendo cemento hasta 5983, se moli zapato gua, perforaron 10 pies de formacin hasta 5995. Se cambi de fluido de polmero agua por PHPA clay seal de 9.5 lpg. Se contino perforando de la siguiente manera:


DESDEHASTA

# 3 PDC12 1/4''5995626562655886.2239950.68

6265664166416262.22217.440.2

6641692469246545.21271.780.34

Se contino perforando con broca PDC de 12 desde 6924 hasta 6944, se bombeo pldora viscosa. Se sac tubera hasta 5985, se bombe pldora pesada, se contino sacando BHA hasta la superficie, se retir broca totalmente desgastada.

9. Se baj BHA #6 direccional con broca #4 PCD de 12 hasta 6944, se bombe pldora viscosa. Se contino perforando de la siguiente manera:


DESDEHASTA

# 4 PDC12 1/4''6944720772076828.00263.250.85

7207758475847205.13268.571.50

7584777177717392.04262.912.00

Se continu perforando desde 7771 hasta 7800. Se bombe pldora viscosa, circulan y limpian. Se sac BHA hasta 7363, se bombe pldora pesada, se contino sacando herramienta direccional hasta superficie.

10. Se baj BHA#7 direccional con broca #5 de 12 hasta 7741, repasan hasta 7800, se bombe pldora viscosa, circulan. Se contino perforando de la siguiente manera:BROCADIAMETRO PROFUNDIDADMDTVDAZIMUTINCLINACION

DESDEHASTA

# 5 Tricnica12 1/4''7800805480547674.81261.802.31

Se contino perforando hasta 8164, se bombe pldora viscosa. Se sac BHA hasta 7550, se bombe pldora pesada, se contino sacando herramienta direccional hasta superficie. Se cambia broca y motor.

11. Se baj BHA #8 direccional con nuevo motor y con broca PDC#6 de 12 hasta 8164. Se bombe pldora viscosa. Se contino perforando de la siguiente manera:BROCADIAMETRO PROFUNDIDADMDTVDAZIMUTINCLINACION

DESDEHASTA

# 6 PDC12 1/4''8164843384338053.52236.062.14

8433881088108430.32206.042.07

8810918691868806.20186.211.12

9186937593758995.17200.780.81

Se contino perforando hasta 9510 (punto de casing). Se circul en el fondo para tomar muestra. Se bombe pldora viscosa, se realizo viaje de control hasta 5985 se baj hasta 9510, se bombe pldora viscosa, se realiz prueba de calibre de agujero: 13.12. Se bombe pldora viscosa-pesada, se sac BHA hasta superficie, se retir broca.12. Se baj Casing de 9 5/8:

205 tubos, k-55, 47 lbs/pie, BTC; zapato gua @ 9506' y collar flotador @ 9458' con 4 stop ring y 15 centralizadores. Se realiz cementacin de casing de 9-5/8" con 760 sxs de cemento clase "G" : 226 Bls de lechada de relleno de 13.5 lpg, seguidos de 430 sxs de cemento clase "G": 88 Bls de lechada de rellen de 15.6 lpg, se desplazo con 10 bls de agua, 660 bls de lodo . P final de desplazamiento: 1400 psi. Se asent tapn con 1900 psi, contraflujo 5 bls Se instalo seccin "B" del cabezal, se prob con 1200 psi. Se

recuperacion de producccion en pozos con pescado

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