universidad central del ecuador facultad …...a mi tutor el ing. marcelo benítez, por guiarme a lo...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERIA EN GEOLOGIA, MINAS,

PETROLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN

DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO EN LA PRIMERA SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN

POZO DEL CAMPO SACHA”

Estudio Técnico presentado como requisito para optar por el Título de

Ingeniero de Petróleos.

AUTOR:

Galo Xavier Torres Rivadeneira.

TUTOR:

Ing. Marcelo David Benítez Guerra.

AGOSTO 2016

QUITO - ECUADOR

ii

DEDICATORIA

A mis padres Galo e Hilda, por todo el apoyo que me han brindado a lo largo de

toda mi vida, por ser los pilares fundamental para seguir adelante y de esta forma

conseguir todas las metas que me proponga, gracias por guiarme por el camino del

bien para ser una persona de provecho en esta vida, inculcándome valores desde mi

niñez, para lograr ser quien soy ahora.

A mi hermano Fernando por ser como mi segundo padre. Agradezco a Dios por

haber tenido la oportunidad de criarnos juntos desde niños por todo ese apoyo

incondicional que me has dado y me sigues dando cada día, gracias por todo.

A mi hermana Carolina, por ser una gran hermana y apoyarme en todos los

momentos de mi vida.

A mi abuelita Isabel, por ser como mi segunda madre al criarme desde pequeño

he inculcarme valores que me van a servir en toda mi vida.

A mis Amigos y Profesores que han formado parte de esta etapa de mi vida

estudiantil.

Con amor y cariño.


iii

AGRADECIMIENTO

A Dios, por la vida, y por la salud que me ha brindado a lo largo de toda mi vida,

por bendecirme con una gran familia que me ha sabido apoyar y guiarme en esta

linda etapa de mi vida.

A la Empresa Río Napo CEM. por abrirme las puertas y darme la oportunidad de

demostrar de las habilidades y cualidades que poseo y ponerlas en práctica,

especialmente al Ing. Diego Escobar por la confianza depositada en mí.

A la Empresa Weatherford, por abrirme las puertas para realizar mi tesis y

crecer más profesionalmente, a todos sus excelentes profesionales que supieron

guiarme durante este proyecto, especialmente al Ing. Vladimir Ojeda.

A la Universidad Central del Ecuador, especialmente a la Facultad de Ingeniería

en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, por la oportunidad de estudiar en esta

gran institución y por la oportunidad de estudiar la carrera de Ingeniería de

Petróleos. Agradezco también a las Autoridades, Profesores y personal

administrativo que me han brindado su apoyo.

A mi tutor el Ing. Marcelo Benítez, por guiarme a lo largo de la realización de mi

tesis, por ser un gran profesional y sobre todo un amigo con el que se puede contar.

A los Ingenieros Gustavo Pinto, Víctor Pinto y Javier Romo por su valioso aporte

a la realización de este proyecto.


iv

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Galo Xavier Torres Rivadeneira, en calidad de autor del Estudio Técnico

realizado sobre “ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA

APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE


POZO DEL CAMPO SACHA”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD

CENTRAL DEL ECUADOR, a hacer uso de todos o parte de los contenidos que me

pertenecen y contienen esta obra con fines estrictamente académicos o de

investigación

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirá vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los

artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley Propiedad Intelectual y su

reglamento.

Quito, 16 de Agosto del 2016

f:_________________________

Torres Rivadeneira Galo Xavier

CI. 171912765-4

Telf: 0983035072

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

v

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Nosotros, Galo Xavier Torres Rivadeneira y Marcelo David Benítez Guerra,

declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de Ingeniero de

Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad de Ingeniería de

Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido realizado con

anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el

otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El

trabajo a realizarse será el resultado de las investigaciones del autor, excepto de

donde se indiquen las fuentes de información consultadas.

f:_________________________

Torres Rivadeneira Galo Xavier

CI. 171912765-4

f:_________________________

Ing. Marcelo David Benítez Guerra

CI. 171934306-1

vi


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,

PETRÓLEOS Y AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE

DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la

realización del Trabajo de Titulación presentado por el señor Galo Xavier Torres

Rivadeneira para optar el Título de Ingeniero de Petróleos cuyo tema es:

“ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN

DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE


POZO DEL CAMPO SACHA”, y lo apruebo.

En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de Agosto del 2016

f:_________________________


Ingeniero de Petróleos

C.I: 171934306-1

TUTOR

vii


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TRIBUNAL

El Tribunal constituido por los Ingenieros: Ing. Gustavo Pinto Arteaga Ing. Víctor

Fernando Pinto Toscano y Ing. Javier Romo Estrella, luego de evaluar y calificar el

Informe Final del trabajo de titulación denominado “ESTUDIO TÉCNICO Y

ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE

PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN LA PRIMERA

SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN POZO DEL CAMPO SACHA”, previo a

la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS presentado por el señor

Galo Xavier Torres Rivadeneira, emite el veredicto de APROBADO para su

presentación oral.

Para constancia de lo actuado firman los miembros del tribunal.

En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de Agosto del 2016

______________________

Ing. Gustavo Pinto Arteaga

PRESIDENTE

(Delegado del Decano)

______________________

Ing. Víctor Pinto

MIEMBRO

______________________

Ing. Javier Romo

MIEMBRO

INDICE GENERAL

DEDICATORIA ................................................................................................................................... II

AGRADECIMIENTO .......................................................................................................................... III

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL...................................................................................... IV

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ................................................................................................... V

INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL ..................................................................................... VII

INDICE GENERAL ........................................................................................................................... VIII

INDICE DE TABLAS .......................................................................................................................... XII

ÍNDICE DE GRÁFICOS ..................................................................................................................... XIV

ÍNDICE DE ANEXOS ......................................................................................................................... XV

RESUMEN ...................................................................................................................................... XVI

ABSTRACT .................................................................................................................................... XVII

CAPÍTULO I ....................................................................................................................................... 1

GENERALIDADES .............................................................................................................................. 1

INTRODUCCIÓN: ............................................................................................................................... 1

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................................................... 2

1.1. ENUNCIADO DEL PROBLEMA ................................................................................................. 2

1.2. ENUNCIADO DEL TEMA .......................................................................................................... 2

1.3. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................................ 2

1.4. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA ............................................................................................ 3

1.5. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 3

1.5.1. OBJETIVO GENERAL ....................................................................................................... 3

1.5.2. OBJETIVO ESPECIFICO .................................................................................................... 3

1.6. ENTORNO DEL ESTUDIO ......................................................................................................... 4

1.6.1. MARCO INSTITUCIONAL ................................................................................................ 4

1.6.2. MARCO LEGAL ............................................................................................................... 4

1.6.3. MARCO ÉTICO ................................................................................................................ 6

CAPITULO II ...................................................................................................................................... 7

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

2. MARCO REFERENCIAL ................................................................................................................ 7

2.1. ANTECEDENTES ................................................................................................................. 7

2.2. GENERALIDADES DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA ............................................................. 8 2.2.1. UBICACIÓN DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA ................................................................................ 8 2.2.2. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y PETROFÍSICAS ........................................................................ 8

2.2.2.1 Geología Estructural ........................................................................................................... 8

ix

2.2.2.2. Columna Estratigráfica Del Campo Sacha ........................................................................... 8

2.3. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) ............................................................................. 9 2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................................. 9 2.3.2. SELECCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................................... 10 2.3.3. FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................................. 10 2.3.4. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................................ 11

2.3.4.1. Diámetro Exterior y Espesor de la Pared .......................................................................... 11

2.3.4.2. Peso por unidad de longitud ............................................................................................ 11

2.3.4.3. Grado del acero ................................................................................................................ 11

2.3.4.4. Tipo de Conexión .............................................................................................................. 12

2.3.4.5. Longitud de la junta .......................................................................................................... 14

2.3.5. TIPOS DE REVESTIMIENTOS ........................................................................................................ 14 2.3.5.1. Revestimiento conductor ................................................................................................. 14

2.3.5.2. Revestimiento de superficie ............................................................................................. 15

2.3.5.3. Revestimiento intermedio ................................................................................................ 15

2.3.5.4. Revestimiento de producción ........................................................................................... 15

2.3.5.5. Camisa o liner ................................................................................................................... 15

2.3.6. PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO USADA PARA PERFORAR. .. 16 2.3.6.1. Análisis de la flexión o bending ........................................................................................ 16

2.3.6.2. Análisis de la relación torsión –tensión ............................................................................ 17

2.3.6.3. Acumulación de fatiga ...................................................................................................... 18

2.3.6.4. Torque, arrastre y pandeo ................................................................................................ 19

2.3.6.5. Límites operacionales ....................................................................................................... 20

2.3.6.6. Modos de carga en tubulares ........................................................................................... 20

2.3.6.7 Requerimientos especiales para conexiones .................................................................... 21

2.4. PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ......................... 24 2.4.1. PRINCIPIO DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................................ 25 2.4.2. VENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ..................................................... 27 2.4.3. DESVENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .......................................... 27 2.4.4. EFECTO DE FRISADO O PLASTERING ...................................................................................... 28

2.5. MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................... 29 2.5.1. SISTEMA NO RECUPERABLE DE PERFORACIÓN CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO. ............. 30

2.5.1.1. Herramientas de fondo utilizadas en la perforación con tubería de revestimiento no

Recuperable ......................................................................................................................................... 31

2.5.1.2. Herramientas y equipos de superficie utilizados en en la perforación con tubería de

revestimiento no recuperable .............................................................................................................. 34

2.5.2. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL ECUADOR. .................................... 36 2.6. HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ........................... 38

2.6.1. VOLUMEN Y CAPACIDAD EN TUBERÍAS ...................................................................................... 39 2.6.1.1. Volumen interno de tubulares. ......................................................................................... 39

2.6.1.2. Volumen en anulares ........................................................................................................ 39

2.6.1.3. Capacidad interna ............................................................................................................. 39

2.6.1.4. Capacidad del anular ........................................................................................................ 40

2.6.2. VELOCIDAD INTERNA Y ANULAR ................................................................................................ 40 2.6.2.1. Velocidad interna.............................................................................................................. 40

2.6.2.2. Velocidad anular ............................................................................................................... 41

x

2.6.3. CAÍDA DE PRESIÓN EN LA SARTA DE PERFORACIÓN .................................................................. 41 2.6.3.1. Modelos Reológicos.......................................................................................................... 42

2.6.4. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN .......................................................................... 42 2.6.4.1. Determinación de la densidad equivalente de circulación ............................................... 43

CAPITULO III ................................................................................................................................... 44

DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................................... 44

3.1. TIPO DE ESTUDIO ................................................................................................................. 44

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA ......................................................................................................... 44

3.3. CRITERIOS DE INCLUSIÓN DE LA MUESTRA .......................................................................... 44

3.4. TÉCNICAS ............................................................................................................................. 45

3.5. RECOLECCIÓN DE DATOS ...................................................................................................... 45

3.6. PROCESAMIENTO Y SELECCIÓN DE LA INFORMACIÓN ......................................................... 46

CAPITULO IV ................................................................................................................................... 47

ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ......................................................................................... 47

4.1. SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE

20” EN EL CAMPO SACHA. ................................................................................................................ 48

4.1.1. PRESIÓN DE FORMACIÓN. ........................................................................................... 48

4.1.2. PRESIÓN DE FRACTURA. .............................................................................................. 50

4.1.3. PERFIL DE LAS GRADIENTES DE PRESIONES DEL CAMPO SACHA. ................................ 54

4.1.4. PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO. .................. 58

4.2. POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE EN EL CAMPO SACHA. ................................. 60

4.2.1. POZO PRUEBA Nº1 ...................................................................................................... 60 4.2.1.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 60 4.2.1.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº1. ............................................................................. 62

4.2.2. POZO PRUEBA Nº2 ...................................................................................................... 62 4.2.2.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 63 4.2.2.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº2. ............................................................................. 64

4.2.3. POZO PRUEBA Nº3 ...................................................................................................... 66 4.2.3.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 66 4.2.3.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº3. ........................................................................ 67



4.2.6. POZO PRUEBA Nº 6...................................................................................................... 73 4.2.6.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 74 4.2.6.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº6. ........................................................................ 76

4.2.7. POZO PRUEBA Nº7. ..................................................................................................... 76 4.2.7.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 77 4.2.7.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº7. ........................................................................ 79

4.2.8. PROMEDIO DE POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE. ................................... 80 4.2.8.1. Análisis económico de los pozos............................................................................................ 81 4.2.8.2. Hidráulica de la perforación convencional del Campo Sacha. ............................................... 82

4.3. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ............................................................... 85

4.3.1. POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN ECUADOR. .................... 85

xi

4.3.2. PROPUESTA PARA LA PERFORACIÓN DE UN POZO EN EL CAMPO SACHA CON TUBERÍA

DE REVESTIMIENTO. ..................................................................................................................... 86 4.3.2.1. DATOS DE PERFORACIÓN CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO PARA EL CAMPO SACHA. ....... 86 4.3.2.2. Análisis económico de los pozos............................................................................................ 87 4.3.2.3. Hidráulica para la perforación con tubería de revestimiento en el Campo Sacha. ................ 89

4.4. PERFORACIÓN CONVENCIONAL VS. PERFORACION CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ..... 99 4.4.1. Costos Invisibles ....................................................................................................................... 100

CAPITULO V .................................................................................................................................. 102

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................ 102

5.1. CONCLUSIONES .................................................................................................................. 102

5.2. RECOMENDACIONES.......................................................................................................... 104

CAPITULO VI ................................................................................................................................. 106

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................................... 106

6.1. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 106

6.2. WEBGRAFÍA ....................................................................................................................... 107

SIMBOLOGÍA ................................................................................................................................ 108

CAPITULO VII ................................................................................................................................ 110

ANEXOS ........................................................................................................................................ 110

xii

INDICE DE TABLAS

CAPITULO II ............................................................................................................................................. 7

Tabla N°2.1: Coordenadas del Campo Sacha.......................................................................................... 8

Tabla N° 2.2: Grado de acero................................................................................................................ 12

Tabla N°2.3: Conexiones API ................................................................................................................. 13

Tabla N°2.4: Longitud de la junta ......................................................................................................... 14

Tabla N° 2.5: Requerimiento especiales para conexiones. .................................................................... 22

Tabla N° 2.6: Parámetros para la perforación con tubería de Revestimiento ...................................... 23

Tabla N° 2.7: Tipo de conexiones para perforar con revestimiento. ..................................................... 23

Tabla N° 2.8: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento ......................................... 26

CAPITULO IV ......................................................................................................................................... 47

Tabla N°4.1: Presión de formación del Campo Sacha. .......................................................................... 49

Tabla N°4.2: Presión de fractura del Campo Sacha. ............................................................................. 53

Tabla N°4.3: Peso de lodo requerido. ................................................................................................... 57

Tabla N°4.4: Datos generales del Pozo de Prueba Nº1. ........................................................................ 60

Tabla N°4.5: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº1 ........................................................ 61

Tabla N°4.6: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1 .................................. 61

Tabla N°4.7: Costos de la perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1. ................................ 62

Tabla N°4.8: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº2. ....................................................................... 63

Tabla N°4.9: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº2 ........................................................ 64

Tabla N°4.10: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº2. ............................... 64

Tabla N°4.11: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº 2. ............................. 65

Tabla N°4.12: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº3. ..................................................................... 66

Tabla N°4.13: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº3 ...................................................... 66

Tabla N°4.14: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº3. ............................... 66

Tabla N°4.15: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº3. .............................. 68

Tabla N°4.16: Datos Generales del Pozo de Prueba 4. .......................................................................... 69


Tabla N°4.18: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº4. ............................... 69








Tabla N°4.26: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº6. ..................................................... 75




Tabla N°4.30: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº7. ..................................................... 78


Tabla N°4.32: Datos Promedios de la perforación Convencional. ........................................................ 80

Tabla N°4.33: Datos Promedios de las operaciones de perforación Convencional. .............................. 80

Tabla N°4.34: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 26”. ................................................ 81

Tabla N°4.35: Costos promedio de la perforación de la sección de 26”. ............................................... 81

Tabla N°4.36: Hidráulica de la Perforación de 26”. ............................................................................... 82

Tabla N°4.37: Hidráulica en la Broca Convencional de 4*13/32in. ...................................................... 83

xiii

Tabla N°4.38: Caída de presión en el espacio anular. ........................................................................... 84

Tabla N°4.39: Pozos perforados con tubería de revestimiento. ............................................................ 85

Tabla N°4.40: Costo de la perforación con tubería de revestimiento. .................................................. 86

Tabla N°4.41: Datos Perforación con Revestimiento. ........................................................................... 86

Tabla N°4.42: Resumen de las operaciones de la perforación con revestimiento. ............................... 87

Tabla N°4.43: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 24”. ................................................ 87

Tabla N°4.44: Costos promedio de la perforación de la sección de 24”. ............................................... 88

Tabla N°4.45: Significado de la zapata tipo DPA4419X ........................................................................ 90

Tabla N°4.46: Tipos de Collares Flotadores .......................................................................................... 91

Tabla N°4.47: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*13/32in.................................... 93

Tabla N°4.48: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*13/32in. ..................................................... 93

Tabla N°4.49: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*12/32in.................................... 94


Tabla N°4.51: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*14/32. ..................................... 95


Tabla N°4.53: Hidráulica de la Perforación de 24”; Para distintos caudales. ....................................... 96

Tabla N°4.54: Hidráulica en la zapata de 10*14/32in para distintos caudales. ................................... 96

Tabla N°4.55: Caída de presión en el espacio anular para la tubería de revestimiento. ...................... 98

Tabla N°4.56: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de Revestimiento. ...................... 99

Tabla N°4.57: Comparación Económica de las dos técnicas de perforación. ...................................... 100

xiv

ÍNDICE DE GRÁFICOS

CAPITULO II ............................................................................................................................................. 7

Gráfico N°2.1: Ubicación del Campo Sacha en la Cuenca Ecuatoriana. ................................................. 8

Gráfico N°2.2: Columna Litológica del Campo Sacha. ............................................................................ 9

Gráfico N°2.3: Pin y Caja de 8 HRR (Ocho Hilos Rosca Redonda) ......................................................... 12

Gráfico N° 2.4: Esquemas de revestimientos en un pozo...................................................................... 16

Gráfico N°2.5: Curva de Fatiga para Tubería Grado D y E. ................................................................... 18

Gráfico N°2.6: Esfuerzo de Carga en Tubulares. ................................................................................... 21

Gráfico N° 2.7: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento. ..................................... 25

Gráfico N° 2.8: Tipos de Perforación con Tuberías de Revestimiento. .................................................. 25

Gráfico N°2.9: Proceso del Efecto de Frisado “Plastering”. ................................................................... 28

Gráfico N° 2.10: Concepto de fortalecimiento de las rocas. ................................................................. 29

Gráfico N° 2.11: Métodos de Perforación con Tubería de Revestimiento. ............................................ 30

Gráfico N°2.12: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Tesco Corporation. ................................... 31

Gráfico N°2.13: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Weatherford. ........................................... 31

Gráfico N°2.14: Generaciones de Zapata perforadora DS1, DS2, DS3 de Weatherford. ...................... 32

Gráfico N°2.15: Partes de una Zapata perforadora. ............................................................................. 33

Gráfico N°2.16: Diseño del Stabb-in ..................................................................................................... 34

Gráfico N°2.17: Herramienta de conducción interna (ICDT) ................................................................. 35

Gráfico N° 2.18: Perforación con Tubería de Revestimiento Pozo Yuca. ............................................... 37

Gráfico N° 2.19: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento. ................................... 38

Gráfico N°2.20: Modelos Reológicos .................................................................................................... 42

Gráfico N° 2.21: DEC Vs Profundidad.................................................................................................... 43

CAPITULO IV ......................................................................................................................................... 47

Gráfico N°4.1: Presión de fractura en las formaciones......................................................................... 50

Gráfico N°4.2: Presión de sobrecarga................................................................................................... 52

Gráfico N°4.3: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha ................................................... 55

Gráfico N°4.4: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha Sección de 26” ........................... 56

Gráfico N°4.5: Profundidad de asentamiento de la Tubería de Revestimiento. ................................... 58

Gráfico N°4.6: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº1 .................................................... 61




Gráfico N°4.10: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº5 ....................................................... 72



Gráfico N°4.13: Curva Profundidad vs. Tiempo Promedio. ................................................................... 82

Gráfico N°4.14: BHA de un Pozo Convencional. .................................................................................... 83

Gráfico N°4.15: Curva Profundidad vs. Tiempo de perforar con revestimiento .................................... 88

Gráfico N°4.16: Ficha Técnica de la zapata DPA4419X. ........................................................................ 89

Gráfico N°4.17: Rango de las formaciones a perforar con la zapata tipo DPA4419X. .......................... 90

Gráfico N°4.18: BHA para la perforación con Revestimiento. .............................................................. 91

Gráfico N°4.19: Torque esperado para la perforación con tubería de revestimiento. .......................... 92

Gráfico N°4.20: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de Revestimiento. ................. 101

xv

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO N°1: Litología del Campo Sacha en la Sección de 26”. ............................................................ 110

ANEXO N°2: Modelos Reológicos: ...................................................................................................... 113

ANEXO N°3: Inclinación que se obtuvo en los dos pozos perforados en el Ecuador. ........................... 114

ANEXO N°4: Gráfico de parámetros operacionales de los dos pozos perforados en el Ecuador. ........ 115

xvi

TEMA: “Estudio técnico y económico de 7 pozos para la aplicación de la tecnología

de perforación con tubería de revestimiento en la primera sección vertical de hoyo en

un pozo del Campo Sacha”

Autor: Galo Xavier Torres Rivadeneira

Tutor: Marcelo David Benítez Guerra

RESUMEN

El presente estudio técnico se enfoca principalmente en la perforación de pozos

con tubería de revestimiento eliminando la necesidad de bajar la columna de

perforación convencional, que luego debe ser extraída para instalar la tubería de

revestimiento permanente. Además, mitiga los problemas de pérdida de circulación,

mejora el control del pozo y reduce el tiempo de equipo de perforación no

productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan

desviaciones no programadas o atascamientos de las tuberías. La perforación con

tubería de revestimiento realiza menos viajes de entrada y salida del pozo que la

perforación convencional, al mismo tiempo que se aumenta la seguridad y la

eficiencia de perforar un pozo de petróleo o gas.

PALABRAS CLAVES:

Perforación con Tubería de revestimiento, Zapata perforadora, Tubería de

revestimiento, Top Drive, Campo Sacha, Perforación Convencional, Herramienta de

Conducción Interna.

xvii

Title: “Technical and economic study of seven wells for the application of drilling

with casing technology in the first vertical section of a hole in a well in the Sacha

Field”

Autor: Galo Xavier Torres Rivadeneira

Tutor: Marcelo David Benítez Guerra

ABSTRACT

This technical study focuses mainly on wells drilling with casing. This eliminates the

need of taking down the conventional drilling column, which must be removed

thereafter, in order to install the permanent casing. In addition, it mitigates problems,

related to circulation losses. It improves well monitoring and reduces non-productive

drilling equipment time. It reduces at the same time risks related to non-programmed

deviations or pipes obstructions. Drilling with casing makes fewer trips in and out of

the well than conventional drilling, while the safety and efficiency of drilling an oil

or gas is increased.

KEYWORDS

Drilling with Casing, Casing, Drilling Shoe Top Drive, Casing Drive System, Sacha

Field, Internal Casing Drive Tool.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish.


Profesor

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Universidad Central del Ecuador

Jerónimo Leyton y Avenida La Gasca

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

INTRODUCCIÓN:

Un pozo es una estructura desarrollada y construida técnicamente dentro del suelo

con el propósito de producir hidrocarburos, almacenar hidrocarburos o asistir a la

recuperación de hidrocarburos.

Básicamente un pozo se diseña con las siguientes ideologías: Seguridad: como

primera medida (fallas catastróficas, fallas dependientes del tiempo, fallas debido a

manipuleo); Economía: costos de capital, costos de operación, costos de

mantenimiento; Acciones futuras: exploraciones futuras, desarrollo del yacimiento,

forma de producir el pozo.

Es por esto que en la búsqueda permanente de la optimización de recursos, la

industria del petróleo y gas ha encontrado nuevos métodos y ha desarrollado nuevas

tecnologías para la perforación de nuevos pozos, las cuales no solo reducen los

costos sino también el tiempo y ofrece una serie de ventajas operacionales que hacen

de estos una herramienta muy valiosa para las empresas que se encuentran

involucradas con la perforación de pozos de petróleo o gas.

Este proyecto está enfocado en dar una descripción de la técnica de perforación no

convencional con tubería de revestimiento, además de conocer los equipos y

procedimientos utilizados y en identificar las posibles ventajas y desventajas de

perforar con tubería de revestimiento en lugar de perforar en forma convencional. Se

analizaron la elaboración de un diseño básico de perforar un pozo vertical aplicando

la técnica de Perforación con Tubería de revestimiento dentro del Campo Sacha.

Finalmente se dan las conclusiones y recomendaciones las cuales son el resultado

del trabajo y desarrollo de este proyecto.

2

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1.ENUNCIADO DEL PROBLEMA

Los viajes inesperados a superficie cuando se está perforando un pozo son

causados principalmente por taponamiento de las boquillas de la broca, perdida del

fluido de perforación entre otros problemas, esto causa que los tiempos de

perforación se incrementen, al igual que los costos de la perforación de un pozo.

1.2.ENUNCIADO DEL TEMA

ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN

DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING EN LA PRIMERA

SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN POZO DEL CAMPO SACHA.

1.3.FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

El petróleo es un recurso natural no renovable y actualmente es una de las

principales fuente de energía, y por ende generador de divisas y desarrollo

económico de varios países incluido el Ecuador. Este recurso aportó con el 10.16%

del presupuesto general de nuestro país Ecuador en el año 2015.

Es por ello que se están desarrollando nuevas tecnologías para ser aplicadas en

cada una de las etapas necesarias para la explotación del petróleo y del gas.

La perforación de pozos con tubulares de gran diámetro elimina la necesidad de

bajar la columna de perforación convencional, que luego debe ser extraída para

instalar la tubería de revestimiento permanente. Además, disminuye los problemas de

pérdida de circulación, mejora el control de pozo y reduce el tiempo de equipo de

producción no productivo. Esto produce una disminución en las desviaciones no

programadas o atascamientos de las tuberías. Menos viajes de entrada y salida del

pozo, seguridad en su posicionamiento, mayor eficiencia y menores costos en la

construcción de pozos.

Ante lo descrito se plantea la siguiente pregunta de investigación:

¿Cómo optimizar la perforación de pozos en el Campo Sacha mediante la

aplicación de nuevas tecnologías y procedimientos?

http://es.wikipedia.org/wiki/Recurso_natural#Recursos_no_renovables

http://es.wikipedia.org/wiki/Fuente_de_energ%C3%ADa

http://www.lacomunidadpetrolera.com/tag/perforacion/

http://www.lacomunidadpetrolera.com/tag/perforacion/

http://www.lacomunidadpetrolera.com/tag/tuberia-de-revestimiento/

3

1.4.JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA

La industria del petróleo y gas ha encontrado nuevos métodos y ha desarrollado

nuevas tecnologías para perforar pozos, los cuales no solo reducen los costos sino

también el tiempo y ofrece una serie de ventajas operacionales que hacen de estos,

una herramienta muy valiosa para las empresas que se encuentran involucradas con

la perforación de pozos de petróleo y/o gas.

Este proyecto está enfocado en dar una descripción de la técnica de perforación

con tubería de revestimiento, que consiste en revestir el pozo a medida que este es

perforado ya que usa el revestidor como proveedor de la energía hidráulica y

mecánica para lograr el corte de la formación. Es importante conocer los equipos

como el Top Drive, ICDT, Zapata perforadora perforable, entre otros y los

procedimiento que se va a utilizar como es el equipo de fondo no recuperable. Una

de las principales ventajas que tiene la utilización de esta tecnología es: el ahorro de

tiempo, costos, y la reducción de accidentes durante las operaciones de perforación.

También se identifican algunas desventajas de perforar con tubería de revestimiento

en lugar de perforar en forma convencional.

1.5.OBJETIVOS

1.5.1. OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis técnico y económico de la perforación con tubería de

revestimiento aplicado a un pozo del Campo Sacha y determinar la

factibilidad de su utilización.

1.5.2. OBJETIVO ESPECIFICO

Describir en qué consiste la perforación de pozos con tubería de

revestimiento.

Analizar las ventajas y desventajas de la perforación con tubería de

revestimiento en un pozo del Campo Sacha.

Explicar las características y las herramientas que se utilizan para la

perforación con tubería de revestimiento.

4

1.6. ENTORNO DEL ESTUDIO

1.6.1. MARCO INSTITUCIONAL

Misión de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental

Formar de manera integral profesionales idóneos para proyectar, organizar y dirigir

trabajos con el fin de liderar el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales

y energéticos del Ecuador.

Misión de la Carrera de Ingeniería en Petróleos

Formar integralmente a Ingenieros de Petróleos con excelencia para el desarrollo de

las actividades relacionadas con el aprovechamiento óptimo y sustentable de los

hidrocarburos, con valores éticos y comprometidos con el desarrollo del Ecuador,

capaces de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las

exigencias nacionales e internacionales.

Visión de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental

Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los

recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica, en la

investigación y los servicios.

Visión de la Carrera de Ingeniería en Petróleos

Al 2020 ser líder en la formación, investigación e innovación para el

aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la sociedad

ecuatoriana.

1.6.2. MARCO LEGAL

Constitución de la República del Ecuador

El Art 350. de la Constitución de la Republica dispone que: “El sistema de educación

superior tiene como finalidad la formación académica y profesional con visión

científica y humanista; la investigación científica y tecnológica; la innovación,

5

promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las culturas; la construcción de

soluciones para los problemas del país, en relación con los objetivos del régimen de

desarrollo; y, en el inciso tercero del Art. 356, se garantiza a los estudiantes la

igualdad de oportunidades en el acceso, en la permanencia, en la movilidad y en el

egreso”.

Ley Orgánica de Educación Superior

Art. 123.- “Reglamento sobre el Régimen Académico.- El Consejo de Educación

Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y

grados académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y

demás aspectos relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la

promoción de la movilidad estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o

investigadoras”

Art. 144.- “Tesis Digitalizadas.- Todas las instituciones de educación superior estarán

obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos académicos

de grado y posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de

Información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública

respetando los derechos de autor”.

Reglamento de Régimen Académico

El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de

titulación se establece que:

“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior,

y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de

grado o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos

o artículos académicos, etnografías, sistematización de experiencias prácticas de

investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios comparados, propuestas

metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o presentaciones artísticas,

dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos, proyectos

técnicos, trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel de complejidad.”

6

Estatuto Universitario

Art. 212. “El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio

para la obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación.

Dichos trabajos pueden ser estructurados de manera independiente o como

consecuencia de un seminario de fin de carrera”.

Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional

universitario de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de

investigación conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación

práctica, con característica de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos

de aplicación, recursos, tiempos y resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en

el Art. 37 del Reglamento Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional

de Educación Superior. (Estatuto Universitario Universidad Central del Ecuador,

2010)

Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:

Estudios Técnicos

Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos,

etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,

explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con

alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados.

(Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2015)

1.6.3. MARCO ÉTICO

El presente proyecto respeta los principios y valores de la gente que de una u otra

manera apoyan a su realización, mantendrá el cuidado contra la divulgación de la

información facilitada, además el proyecto considero la protección del medio

ambiente.

7

CAPITULO II

CAPITULO II

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2. MARCO REFERENCIAL

2.1. ANTECEDENTES

El Campo Sacha fue descubierto en 1969, por el consorcio Texaco-Gulf con la

exitosa perforación del pozo exploratorio Sacha-01, siendo su objetivo principal la

arena Hollín Inferior y alcanzando la profundidad total de 10 160’, para obtener más

tarde una producción inicial de 1328 BPPD de 29.9º API y BSW de 0.1%.

(Departamento de Geociencias. (2015) – ORN-CEM.)

El campo se puso en producción en julio de 1972 con 29269 BPPD. Y más tarde

estuvo a cargo del consorcio CEPE-Texaco entre 1976 y 1989.

Para 1984 CEPE, luego PETROECUADOR por medio de la filial

Petroproducción, ahora PETROAMAZONAS EP, perforó el pozo exploratorio Sacha

Profundo 1 para niveles pre-cretácico para aumentar la producción de este campo,

llegando hasta la profundidad final de 16,123 pies de la formación Macuma, cuyo

objetivo no fue alcanzado debido a que se suspendió la perforación. (Departamento

de Geociencias. (2015) – ORN-CEM.)

Finalmente desde noviembre de 1986, en este campo se aplicó la técnica de la

recuperación secundaria con inyección de agua a fin de aumentar y/o mantener las

presiones de los diferentes reservorios incrementando la producción hasta 60,000

BPPD.

La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60,000 BPPD hasta el

año 1994, luego de lo cual fue declinando en su producción diaria hasta alrededor de

45.300 BPPD a noviembre del 2.008. Desde el 3 de septiembre de 2009, el campo

pasa a la Compañía de Economía Mixta Operaciones Río Napo (ORN-CEM),

formada con un 70% de participación por EP Petroecuador, ahora

PETROAMAZONAS EP, y un 30% por la Compañía Estatal Venezolana Petróleos

8

de Venezuela (PDVSA) y con una producción de aproximadamente 50000 BPPD.


Entre el 2009 y el 2011 se efectuaron estudios dinámicos y estáticos sobre las

reservas del campo, lo que permitió realizar nuevas perforaciones verticales,

direccionales y horizontales para recuperar el crudo de los yacimientos.


2.2. GENERALIDADES DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA

2.2.1. UBICACIÓN DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA

El campo Sacha está ubicado a 300 km al Noreste de Quito en la Región

Amazónica del Ecuador, Provincia de Francisco de Orellana, Cantón Joya de los

Sachas, ver el gráfico N°2.1 y cubre un área aproximada de 41514 acres (124 km2). A

continuación se tiene la tabla N°2.1 con las coordenadas geográficas del Campo

Sacha.

Tabla N°2.1: Coordenadas del Campo Sacha.

Latitud: 00º 19’ 22.54’’ SUR

Longitud: 76º 50’ 05.87’’ ESTE

Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM

Elaborado por: Galo Torres

Gráfico N°2.1: Ubicación del Campo Sacha en la Cuenca Ecuatoriana.


8

LÍMITES DEL CAMPO SACHA

El Campo Sacha se encuentra limitado de la siguiente manera:

Al Norte las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista.

Al Sur los campos Culebra y Yulebra.

Al Este los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay.

Al Oeste por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito.

2.2.2. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y PETROFÍSICAS

2.2.2.1 Geología Estructural

La trampa hidrocarburífera del Campo Sacha se encuentra situada al Oeste del eje

axial de la cuenca sedimentaria Cretácica Napo, en el corredor Sacha- Shushufindi,

es un anticlinal asimétrico de bajo relieve, con su eje principal en la dirección NE-SO

con una falla en su flanco Oeste de tipo transpresional dextra1.

El campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el basamento, la

cual llega hasta la caliza M-2 con un salto de falla al nivel de la formación Hollín,

que tiene rumbo Noreste-Suroeste, hacia la mitad inferior tiene un rumbo

aproximado Norte-Sur. En la parte Sur del campo se presenta un sistema de falla en

dirección Este-Oeste. Tiene una longitud de 31.5 km, un ancho que varía de 4 km al

Norte, 8.5 km en el centro (siendo esta parte la más ancha) y 6 km al Sur del campo.

(Departamento de Geociencias. (2015)-ORNCEM.)

2.2.2.2. Columna Estratigráfica Del Campo Sacha

El Campo Sacha presenta una estratigrafía semejante a los otros campos de la

región. En la cuenca oriente se puede observar que afloran rocas sedimentarias del

mioceno al reciente. Subyaciendo a estas se tiene un potente conjunto de sedimentos

de edades comprendidas entre el jurásico al oligoceno. En el gráfico N°2.2 se

muestra una columna estratigráfica generalizada de este campo. De acuerdo a

1 Falla dextral: Falla con un solo sentido de desplazamiento (sentido del reloj). Transpresión: La existencia simultánea de un

proceso de formación de fallas de desplazamiento de rumbo y la compresión, o convergencia, de la corteza terrestre

9

correlaciones sísmicas con registros eléctricos, se ha determinado contacto agua

petróleo para los reservorios de Hollín, “T” Inferior, “U” Inferior y Basal Tena.

Gráfico N°2.2: Columna Litológica del Campo Sacha.


2.3. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)

2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La tubería de revestimiento es el principal soporte estructural de un pozo. Son

tuberías especiales y esenciales de la perforación y la terminación de un pozo de

petróleo. Consiste en una columna de tuberías de acero que se introducen en el pozo

perforado, enroscándolas una a otra para formar un tubo continuo hasta que se

alcance la profundidad deseada y que luego son cementadas para lograr la protección

del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta

superficie. (Schlumberger, (2013))

10

2.3.2. SELECCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más

importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de

pozos. La tubería de revestimiento debe soportar las presiones y cargas para una serie

dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y

economía del proceso de perforación y en la vida productiva del pozo.

(Schlumberger, (2013))

Los criterios generales de la selección de tubería de revestimiento son:

Tipo de pozo (horizontal/vertical).

Gradiente de fractura calculado.

Densidad y tipo de lodo de

perforación.

Trayectoria del pozo.

Perfil de temperatura.

Localización de zonas

permeables.

Zonas de posibles pérdidas de

circulación.

2.3.3. FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La colocación de la tubería de revestimiento en el pozo es para proporcionar

protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. (Schlumberger,

(2013)) Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:

Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.

Evitar contaminación de aguas superficiales.

Suministrar un control de las presiones de formación.

Proveer una conexión segura para los equipos en la cabeza del pozo (B.O.P. =

Blow Out Preventer) y árbol de navidad.

Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.

Aislar zonas de agua o de aceite mediante la presencia combinada de la

tubería de revestimiento y el cemento.

11

2.3.4. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO

Con el propósito de establecer patrones a los que se ajusten los tipos de tubería de

revestimiento más usadas, el Instituto Americano del Petróleo (API) ha elaborado

especificaciones para las tuberías de revestimiento, las mismas que vienen

especificadas por las siguientes propiedades:

2.3.4.1. Diámetro Exterior y Espesor de la Pared

El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los acoples, El

diámetro de los acoples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del

agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.

El espesor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el

tamaño máximo de la sarta que puede ser corrida a través de la tubería. La tolerancia

permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared de la tubería de

revestimiento, es dictada por la norma API 5CT. (Schlumberger, (2013))

2.3.4.2. Peso por unidad de longitud

El peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para

identificar la tubería de revestimiento. Los pesos nominales no son exactos y están

basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies

de longitud. (Schlumberger, (2013))

2.3.4.3. Grado del acero

Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la

composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su

fabricación. (Schlumberger, (2013))

La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento

que recibió durante su fabricación. En la tabla N° 2.2 se observan los diferentes

grados con sus propiedades físicas de la tubería de revestimiento.

12

Tabla N° 2.2: Grado de acero

Grado

API

Resistencia a la Fluencia (psi) Mínima

Resistencia a

la Tensión

(psi)

Máxima

Elongación2

(%) Mínimo Máximo

H-40 40,000 80,000 60,000 29.5

J-55 55,000 80,000 75,000 24.0

K-55 55,000 80,000 95,000 19.5

L-80 80,000 95,000 95,000 19.5

N-80 80,000 110,000 100,000 18.5

C-90 90,000 105,000 100,000 18.5

C-95 95,000 110,000 105,000 18.0

T-95 95,000 110,000 105,000 18.0

P-110 110,000 140,000 125,000 15.0

Q-125 125,000 150,000 135,000 14.0


Fuente: Schlumberger, (2013)

2.3.4.4.Tipo de Conexión

Las conexiones son componentes estructurales y/o mecánicos de la tubería que

proveen el enlace entre tubos y/o accesorios, éstas deben ser compatibles con las

presiones y fluidos asociados con su aplicación.

Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el mercado. La

selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el

desempeño requerido y el costo. (Schlumberger, (2013))

En el gráfico N°2.3 se observa el pin y la caja de una tubería de revestimiento.

Gráfico N°2.3: Pin y Caja de 8 HRR (Ocho Hilos Rosca Redonda)

Fuente: http://www.tenaris.com/shared/documents/files/cb290.pdf

2 Elongación: es la distancia que, en un instante dado, separa a una partícula o cuerpo sometidos a

oscilación de su posición de equilibrio

13

Para los diferentes casos existen conexiones API y conexiones “Premium”.

Conexiones API. Se rigen por las especificaciones STD 5B y SPEC 5CT de API.

Las especificaciones STD 5B de API cubren las roscas, es decir, los filos que se

observan en los extremos de la tubería, mientras que del acoplamiento y la longitud

del acoplamiento, se especifican en la SPEC 5CT de API. (Schlumberger, (2013))

Estas roscas y conexiones API para revestimientos y tuberías de producción se

clasifican de acuerdo a la forma de la rosca, con variaciones que obedecen al

diámetro de la tubería, el espesor de las paredes, el grado y la longitud básica de la

rosca, así tenemos en la tabla Nº2.3 los siguientes tipos de roscas API :

Tabla N°2.3: Conexiones API

Conexió

n API

Características

API 8-

Redonda,

STC o LTC

El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa

lubricante para roscas.

Eficiencia tensora de 70-75% dependiendo del tipo de rosca.

Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F.

API, BTC

(Buttress) o

BCN

La rosca API Buttress con acople regular, posee 5 roscas por pulgada,

su geometría de diseño presenta un flanco de carga paralelo al flanco

de enchufe con ángulos de 3° y 10° respectivamente del eje vertical de

la tubería, es decir es una rosca cuadrada por lo que contribuye a

disminuir el deslizamiento de las roscas y proporciona una alta

resistencia a esfuerzos de tensión. Esta conexión es 100% eficiente en

la mayoría de casos.


Fuente: (Schlumberger, (2013))

Conexiones Premium o Patentadas. Son juntas para productos tubulares sobre

las cuales existen derechos de propiedad y que poseen especificaciones

confidenciales, generalmente asociadas a patentes.

A menudo, las conexiones patentadas suelen denominarse conexiones "Premium".

En muchas de ellas y con demasiada frecuencia, su desempeño es inferior al de las

conexiones API. (Schlumberger, (2013))

14

Se admite que las conexiones patentadas no están cubiertas por las

especificaciones API. No obstante, es razonable exigir que el diseño de una conexión

patentada cumpla con los requerimientos de control de diseño para los programas de

calidad.

2.3.4.5.Longitud de la junta

Representa el largo aproximado de un tubo o sección de una sarta de

revestimiento, API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la

longitud de las tuberías, en la tabla N°2.4 se observan los rangos para tuberías de

revestimiento de acuerdo con la norma API 5CT/ISO 11960. (Schlumberger, (2013))

Tabla N°2.4: Longitud de la junta

RANGO LONGUITUD

PIES METROS

1 16-25 4,88-7,62

2 25-34 7,62-10,63

3 34-48 10,63-14,63



2.3.5. TIPOS DE REVESTIMIENTOS

El número de sarta de revestimiento que se coloca en un pozo es función de las

formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo.

Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son:

2.3.5.1. Revestimiento conductor

Es la primera tubería de revestimiento que se coloca en un pozo de petróleo o gas,

es un tubo guía de diámetro grande (16" a 30") que se coloca a profundidades

someras, cementada hasta superficie o lecho marino. Se utiliza para reforzar la

sección superior del hoyo. La profundidad de asentamiento varía entre 150' y 250'.

(Schlumberger, (2013))

15

2.3.5.2. Revestimiento de superficie

Es la tubería de revestimiento cuyo diámetro está entre (20" a 9 ⅝"), proporciona

una completa protección durante la perforación. La profundidad de asentamiento

varía entre 100' y 3000' (o más) dependiendo de la profundidad final y diseño del

completamiento del pozo. (Schlumberger, (2013))

2.3.5.3. Revestimiento intermedio

Este tipo de revestimiento proporciona integridad de presión durante las

operaciones de perforación subsecuente. Entre sus principales características están:

proteger las formaciones de altos pesos de lodo, también suministra aislamiento en

zonas inestables del pozo. Tiene profundidades de asentamiento entre 3000’ y 10000’

o más, sus diámetros suelen estar entre 13 ⅜", 10 ¾", 9 ⅝". (Schlumberger, (2013))

2.3.5.4. Revestimiento de producción

Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el

pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas

reparaciones y completaciones. La profundidad de asentamiento es la profundidad

total del pozo y sus diámetros suelen ser de 4 ½", 5", 7" y 9 ⅝".

2.3.5.5. Camisa o liner

Es una tubería de revestimiento corta la cual no llega hasta superficie del pozo,

sino que cuelga de otra tubería que le sigue en diámetro, llamada colgador de liner.

Los liners pueden funcionar como tubería intermedia o de producción, normalmente

esta cementada en toda su longitud. (Schlumberger, (2013))

En el gráfico Nº 2.4 tenemos los diferentes revestimientos que se corren en un pozo.

16

Gráfico N° 2.4: Esquemas de revestimientos en un pozo.


2.3.6. PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO USADA PARA PERFORAR.

En la mayoría de los casos analizados para perforar con tuberías, los aspectos

técnicos y las consideraciones que se tienen en cuenta no difieren demasiado de

aquellas usadas para el diseño de un revestimiento convencional. Datos como

gradientes porales y de fractura, gradientes de temperatura, litología del terreno son

requeridos tanto para el diseño convencional de una sarta como para el diseño de un

revestimiento para perforar. La única diferencia que surge es la incorporación de

tensiones adicionales provenientes de efectos dinámicos. (Mazzaferro G. (2006)-

Tenaris)

2.3.6.1.Análisis de la flexión o bending

Es la capacidad de la sarta de flexionarse, la flexión es función de la tensión y

compresión, la cual involucra la deformación del material derivado de la severidad

por la desviación del pozo. Es de importancia conocer esta propiedad ya que se

identifican los esfuerzos combinados de tensión y compresión en la parte desviada.

La ecuación para calcular la capacidad de flexión de una tubería esta descrita en la

ecuación Nº 2.1 la misma que relaciona el módulo de elasticidad, el esfuerzo o

resistencia del material, el cambio de forma de este y la longitud de desviación:

17

𝜃 =𝜎𝑦 − 𝜎𝑎

211 ∗ 𝑂𝐷 Ecuación Nº 2.1

Dónde:

θ= Máximo ángulo de desviación por cada 100 metros.

σy= Esfuerzo de cedencia, [psi].

σa= Cargas axiales por tensión o compresión, [psi].

OD= Diámetro exterior de la tubería, [in].

2.3.6.2. Análisis de la relación torsión –tensión

La torsión se presenta cuando el revestimiento se dobla debido a la carga

compresiva que se acumula en la parte inferior de la sarta, éste hecho no es

destructivo, sin embargo, causa dos efectos que sí pueden serlo:

Las fuerzas de contacto laterales entre el revestimiento y las paredes del

hueco pueden causar desgaste e incrementar el torque que se requiere para

rotarlo.

La torsión hace que el revestimiento asuma una geometría curva en el hueco

así, se incrementan el esfuerzo de la tubería y las vibraciones laterales.

La perforación no convencional también es limitada por la reducción de la

resistencia a la torsión de la tubería empleada, en función de la carga de tensión a la

cual es sometida la misma. Esta consideración se hace más importante a medida que

la perforación es más profunda o en operaciones de cementación que incluyen

rotación. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

La tensión se la puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de

la sección transversal. La resistencia a la tensión se la puede determinar a partir de la

ecuación N° 2.2 que se tiene a continuación.

𝑅𝑡 =𝜋

4(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)𝜎𝑦 Ecuación Nº 2.2

18

Donde:

Rt= Resistencia a la tensión, [psi]

de= Diámetro exterior, [in]

di= Diámetro interior, [in]

σy= Esfuerzo de cedencia, [psi]

2.3.6.3. Acumulación de fatiga

La resistencia a la fatiga se determina mediante el uso de una curva que relaciona

niveles de esfuerzo con número de ciclos necesarios para que la tubería falle. En el

gráfico N°2.5 muestra la curva para las tuberías con grados de acero D y E. Se

observa que la fatiga se define con un rango de valores.

La acumulación por fatiga de una sarta de perforación depende de tres

condiciones de operación: la tensión – compresión, la flexión y la torsión.

(Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

Gráfico N°2.5: Curva de Fatiga para Tubería Grado D y E.

Fuente: Consideraciones en el diseño de la perforación con revestimiento.

IADC/SPE 59179, 2000.

Después de haber determinado el esfuerzo cíclico generado por la rotación, se

calcula el factor de seguridad que ayudara a determinar el número de ciclos y estimar

las horas de rotación para un caso específico de condiciones predeterminadas.

(Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

19

Para estimar las cargas por flexión se utiliza la ecuación Nº 2.3:

𝛽 =𝑌𝑠

211 ∗ 𝜙 ∗ 𝜂

Ecuación N° 2.3

Donde:

β = Severidad de la desviación, ° / 30 m.

Ys = Fluencia del material o limite elástico o esfuerzo al bending, [psi].

η= Eficiencia de la conexión al bending, fracción.

Φ= diámetro nominal de la tubería, [in].

En la ecuación se observa que entre más vertical sea el pozo es menor el ángulo

de desviación y el número de ciclos aumenta.

2.3.6.4. Torque, arrastre y pandeo

El torque es el momento necesario para rotar la tubería. El arrastre de la tubería, es

el incremento de la fuerza requerida para mover la tubería hacia arriba o hacia abajo,

dentro del agujero. Las causas que generan excesivas magnitudes de torque y

arrastre, son entre otras la continua reducción del agujero, derrumbes en el pozo,

fricción de la tubería con la pared del pozo durante el deslizamiento y fricción con la

tubería de revestimiento. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

El cálculo para la resistencia al torque puro se lo puede realizar con la ecuación

N° 2.4 y la ecuación N° 2.5:

𝑇 =0.096167∗𝐽∗𝜎𝑦

𝑑𝑒 Ecuación 2.4

𝐽 =𝜋

32(𝑑𝑒4 − 𝑑𝑖4) Ecuación 2.5

Donde:

T= Resistencia a la torsión de la tubería, [lb-ft]

J=Momento de inercia polar, [in4]

20

de= Diámetro exterior de la tubería, [in]

di= Diámetro interior de la tubería, [in]

σy= Esfuerzo de cedencia, [psi]

En la perforación con tubería de revestimiento, el pandeo va a ocurrir cuando la

carga compresiva sobre la tubería en combinación con la geometría del pozo se

conjugan para que la columna se torne inestable, esto no significa que la tubería vaya

a tener una falla estructural. El pandeo en una tubería va a tener dos consecuencias

las cuales deben de ser tomadas en cuenta, la primera es el incremento de la fuerza

lateral de contacto (por ende el desgaste) y la segunda es la tendencia a la curvatura

que incrementa las vibraciones en la columna. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

2.3.6.5. Límites operacionales

Los límites operacionales de las sartas de trabajo empleadas en las operaciones de

perforación no convencional con tubería de revestimiento están dados principalmente

por tres factores:

I. La acumulación de la fatiga.

II. El número de aprietes y desaprietes realizados.

III. Las condiciones operacionales empleadas durante la perforación.

2.3.6.6. Modos de carga en tubulares

Las propiedades más importantes de las tuberías de revestimiento, son los valores

promedios de: colapso, tensión y estallido; Las tablas proporcionadas por los

fabricantes de acuerdo a las especificaciones API indican estas propiedades según los

diversos tipos y grados de ellas. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

Estallido: Hay tres modos diferentes de falla debido a presión interna los cuales

son: estallido de cuerpo de la tubería, falla de la conexión y fugas del fluido.

Colapso: El colapso de una columna es un proceso de inestabilidad geométrica

que puede ser precedida de una deformación elástica o plástica en el espesor de la

pared de dicha columna.

21

Carga axial de tensión: La tubería utilizada para perforar puede fallar bajo cargas

axiales de tensión de acuerdo a tres diferentes modos de falla: desenrosque de la

conexión, rotura de la conexión y rotura en el cuerpo del tubo.

Cargas dinámicas: Debidas a impacto: por golpes de la tubería contra salientes,

freno o ascenso brusco de la columna y rebote por impacto.

En la gráfica N°2.6 se observan los modos de carga por las que tiene que pasar

una tubería durante su trabajo ya sea para perforación o para completamiento del

pozo. Todas las situaciones mencionadas conforman la envolvente de servicio

durante la vida útil de la tubería, la cual va a depender fuertemente de cuatro

parámetros fundamentales: (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

Presión interna

Presión externa

Temperatura

Manejo en campo y en servicio.

Gráfico N°2.6: Esfuerzo de Carga en Tubulares.

Fuente: http://www.oilproduction.net/files/siderkaseleccin y diseño de tuberías.

2.3.6.7 Requerimientos especiales para conexiones

La técnica de perforación con tubería de revestimiento requiere de las siguientes

aptitudes de la conexión a ser evaluadas:

22

Alto Torque

Alta Compresión

Alta Resistencia a la Fatiga

Excelente Sellabilidad luego de

Solicitación a Fatiga

En la técnica de perforación con tubería de revestimiento la carga dinámica es

producida por el efecto combinado de la curvatura del pozo y la rotación del tubo.

Mayor curvatura implica menor Resistencia a la Fatiga. (Mazzaferro G. (2006)-

Tenaris)

Los ensayos específicos que se deben desarrollar para perforar con tubería de

revestimiento se detallan en la tabla N° 2.5:

Tabla N° 2.5: Requerimiento especiales para conexiones.

Evaluación de Torque Ensayos de Make-up & Break-out.

Ensayos de Sobretorque.

Compresión Evaluación por Métodos Numéricos

Verificación con Ensayo a Plena Escala (ISO 13679)

Fatiga

Evaluación por Métodos Numéricos del Factor de

Concentración de Tensiones (SCF/SAF)

Ensayo a Plena Escala (resonante, flexión en 4 puntos)

Sellabilidad Posterior a

Fatiga Ensayo a Plena Escala (ISO 13679)


Fuente: (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

Las conexiones que se tienen para la tubería de revestimiento y en especial la

conexión tipo BTC que es la conexión que se utilizará en la perforación con

revestimiento debe soportar las cargas y las fuerzas que se tendrá durante la

perforación y es por este motivo que los parámetros cuando se perfore no sean tan

agresivos y de esta forma evitar problemas en la perforación con tubería de

revestimiento. Los parámetros óptimos de perforación con la tubería de revestimiento

se detallan en la tabla N°2.6 los mismos que se propusieron por el autor con la ayuda

de un ingeniero de la empresa Weatherford que cuenta la experiencia suficiente para

estos casos y con la ayuda de la información de los dos pozos perforados en el país.

23

Tabla N° 2.6: Parámetros para la perforación con tubería de Revestimiento

Parámetros Siglas Unidades Valor

Revoluciones por minuto (mínima) RPM, min RPM 10

Revoluciones por minuto (máxima) RPM, max RPM 120

Caudal Q gpm 50-800

Peso de lodo MW ppg 8.4-8.9

Torque (mínimo) TQ, min Klb-ft 1

Torque (máximo) TQ, max Klb-ft 15

Peso sobre la broca (mínimo) WOB, min Klb 2

Peso sobre la broca (máximo) WOB, max Klb 25


Fuente: Reporte Final SINOPEC 248 final-Weatherford-TRS

Las conexiones de la tubería de revestimiento utilizada para perforar debe cumplir

con más condiciones que la tubería convencional, es por eso que se realizan varios

análisis para que el diseño sea el apropiado para resistir las cargas durante la

perforación. A continuación se presenta en la tabla N° 2.7 los tipos de conexiones

apropiadas para la perforación con revestimiento.

Tabla N° 2.7: Tipo de conexiones para perforar con revestimiento.

Tipo de conexión Característica

Semi-premium

Sin Sello Metal-Metal: Requerimientos de baja sellabilidad

Hombro de Torque Robusto: Alta compresión y alta

capacidad de sobretorque

Sin Swaging: Fácil de reparar cerca del pozo

Gap Reducido entre Flancos enfrentados: Alta resistencia a

la compresión

Diseño de Hombro Modificado: Alta resistencia a la

compresión

Tolerancias de Fabricación Ajustada/API:

Control de tensiones

Premium

Sello Metal-Metal: Requerimientos de alta sellabilidad bajo

solicitaciones combinadas

Hombro de Torque Robusto: Alta compresión y alta

capacidad de sobretorque

Gap Reducido entre Flancos Enfrentados: Alta resistencia a

la compresión

Tolerancias de Fabricación Ajustada: Control de tensiones

24

Premium integral

Sello Metal-Metal: Requerimientos de alta sellabilidad bajo

solicitaciones combinadas

Doble Hombro de Torque: Alta compresión y alta capacidad

de sobretorque.

Hombros Externo e Interno Fabricados con

Tolerancias Ajustadas: Control de tensiones

Precarga de Hombros Interno-Externo


Fuente: (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

Tres conexiones fueron diseñadas y evaluadas a fin de validar su aptitud para la

aplicación de la perforación con tubería de revestimiento.

Conexión Integral upset (Tenaris PJD)

Conexión Premium T&C (TenarisBlue)

Conexión Semi-premium (Tenaris ERT/Blue SAGD)

El resultado final del análisis realizado a los distintos tipos de conexiones

demostró un menor Factor de Concentración de Tensiones / Factor de Amplificación

de Tensiones, con lo que nos da una mejor performance a fatiga, para las conexiones

Integral upset frente a las T&C. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)

2.4. PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL CON TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO

La perforación con tubería de revestimiento es una técnica que permite entubar el

pozo a medida que se va perforando el mismo. En este proceso la tubería de

revestimiento se usa en reemplazo de la sarta de perforación convencional para

transmitir energía mecánica e hidráulica hacia la broca, logrando así la optimización

del proceso de perforación en las diferentes secciones de pozo. (Piasco L. (2006)-

Tenaris).

En el gráfico N°2.7 se observa la principal diferencia entre perforar

convencionalmente y perforar con tubería de revestimiento la misma que elimina el

uso de un BHA convencional y solamente se usa la tubería de revestimiento para

perforar el pozo y de esta forma el pozo queda revestido a medida que se perfora el

mismo.

25

Gráfico N° 2.7: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento.

Fuente: http://www.sipeshouston.org/presentations/Drilling.with.csg.pdf

2.4.1. PRINCIPIO DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La utilización de la tubería de revestimiento permite disminuir los costos de

construcción de pozos, mejorar la eficiencia operacional y la seguridad, así como

minimizar el impacto ambiental. Básicamente, en principio, esta técnica de

perforación utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán instalados

permanentemente en el pozo, en lugar de la sarta de perforación convencional.

(Piasco L. (2006)-Tenaris)

En el gráfico N° 2.8 se pueden observar las diferentes operaciones de perforación

y entubación simultáneas con liner o sartas de revestimiento completas.

Gráfico N° 2.8: Tipos de Perforación con Tuberías de Revestimiento.

Fuente: Schlumberger-Perforación de pozos direccionales con tubería de

revestimiento.

26

Una de las principales características de la perforación con tubería de

revestimiento es la minimización del número de viajes de la tubería durante las

operaciones de perforación, lo cual reduce los incidentes de colapso de pozos

producidos por las operaciones de extracción de fluidos y flujo natural. (Piasco L.

(2006)-Tenaris)

Además disminuye la posibilidad de que se produzcan desviaciones no

programadas, minimiza el desgaste interior de las sartas de revestimiento de

superficie o intermedias instalada previamente.

Este menor manipuleo de las tuberías, aumenta la seguridad en la localización del

pozo y permite que los perforadores utilicen equipos de perforación de tamaño

estándar o más pequeños, construidos específicamente para perforar con tubería de

revestimiento. (Piasco L. (2006)-Tenaris)

En la tabla N° 2.8 se muestran las diferencias a la hora de aplicar la perforación

con tubería de revestimiento vs la perforación convencional.

Tabla N° 2.8: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento

PERFORACION CONVENCIONAL PERFORACION CON REVESTIMIENTO

Uso de tubería de perforación y

ensamblajes de fondo para transmitir la

energía mecánica e hidráulica a la perforación

Uso de la tubería de revestimiento para

transmitir la energía mecánica e hidráulica a la

perforación, como resultado, menor caídas de

presión, mayor ECD, menores parámetros

hidráulicos requeridos, uso de menores peso de

lodo.

Se requiere sacar la sarta de perforación y

hacer viajes adicionales para correr

registros y bajar la tubería de

revestimiento.

Uso de BHA fijo no recuperable, uso de zapata

perforadora tipo PDC perforables, elimina los

viajes adicionales, elimina los influjos debido

al “suaveo”. El 80% de los influjos y procesos

de control de pozos son ocasionados durante

los viajes de tubería.

Mayor número de personal expuesto

durante la corrida de revestimiento.

El sistema CDS (Casing Drive System) es

utilizado para el apriete de la tubería de

revestimiento. No se requiere llaves de apriete,

ni de cuadrillas para esta labor, no requiere

encuellador ni de mesa rotaria. Reduce la

accidentabilidad en manos y dedos.

Se producen mayores tiempos

operacionales de perforación. Reduce el tiempo en la construcción del hoyo.


Fuente: Schlumberger- Perforación de pozos direccionales con revestimiento.

27

2.4.2. VENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

No es necesario transportar ni emplear tubería convencional de perforación

con sus correspondientes costos de pruebas NDT (Ensayos no destructivos).

Reduce los tiempos improductivos en la curva de perforación, y minimiza los

contratiempos dentro del pozo (combatiendo la pérdida de circulación y la

inestabilidad del hoyo). (Piasco L. (2006)-Tenaris)

Brinda una limpieza superior del pozo con circulación casi continua (no

interrumpida por maniobras), una geometría anular de diámetro único y

velocidades anulares más elevadas. (Piasco L. (2006)-Tenaris)

Disminuye el torque, los problemas de arrastre y limpieza del hoyo,

mejorando la calidad del pozo, proporciona una sarta de perforación más

rígida.

Crea un pozo menos tortuoso y más concéntrico, y mejora la calidad

potencial del cemento. (Piasco L. (2006)-Tenaris)

Posibilita la utilización de lodos más livianos, por lo tanto menos costo; el

efecto de la alta calidad del pozo y de la densidad de circulación equivalente

(Equivalent Circulating Density – ECD) también contribuye a contener la

formación. (Piasco L. (2006)-Tenaris)

2.4.3. DESVENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO

Las conexiones del revestimiento no se diseñan para soportar altos torques y

cargas compresivas en un ambiente de torsión. Al perforar con revestimiento

se deben usar bajos torques y pesos sobre la broca, para reducir al mínimo la

torsión. (Piasco L. (2006)-Tenaris)

Cuando se perfora con revestimiento el pozo queda revestido desde el inicio,

lo cual no permite tomar registros en hueco abierto con herramientas

convencionales. Una solución a esto es levantar la sarta por encima de la zona

28

de interés y registrar el fondo o tomar registros del hueco mientras se perfora

con el uso de sistemas LWD o MWD. (Piasco L. (2006)-Tenaris

Corporation)

2.4.4. EFECTO DE FRISADO O PLASTERING

La característica principal del efecto de frisado o “plastering”, contribuye a

mejorar la geometría del hueco y minimizar las pérdidas de circulación (entre otras

bondades), este efecto se traduce en el frisado de los cortes de perforación que salen

a través del anular contra las paredes del pozo logrando mejorar la capa de lodo: los

cortes son trabajados continuamente por la fricción de los couplings del

revestimiento al rotar contra las paredes del pozo formando un nuevo tipo de revoque

o retorta de alta resistencia, impermeable y de difícil ruptura, haciendo las paredes de

pozo más resistentes a la exposición causada por el tiempo. (Piasco L. (2006)-

Tenaris)

En el gráfico N°2.9 se observa que las fracturas que son ocasionadas por la

presión del lodo son taponadas por los recortes que salen de la perforación del

mismo; donde los sólidos actúan como un puente e incrementan el esfuerzo

circunferencial haciendo un hoyo más resistente. (Piasco L. (2006)-Tenaris)

Gráfico N°2.9: Proceso del Efecto de Frisado “Plastering”.

Fuente: http://www.tescocorp.com/data/1/rec.wmv

29

Gráfico N° 2.10: Concepto de fortalecimiento de las rocas.

Fuente: BALEN VAN André. Perforación con Revestimiento (CwD), Octubre 2010.

2.5. MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO

En la actualidad existen dos métodos para la perforación con tubería de

revestimiento:

1. Utilizando un conjunto de fondo que es recuperable mediante maniobras con

cable que permiten acceder rápidamente a la broca, motor de fondo y demás

componentes.

2. Utilizando un conjunto de fondo no recuperable la misma que tiene una zapata

perforadora perforable y accesorios de flotación que se unen a la tubería de

revestimiento, los cuales quedarán cementados en el fondo con la tubería. (Piasco L.

(Tesco Corporation))

La empresa Canadiense Tesco Corporation líder y pionera en la implementación

de la técnica de perforación con revestimiento tiene 5 niveles para la perforación con

Revestimiento los mismo que se ven el gráfico Nº2.11: (Piasco L. (Tesco

Corporation))

Nivel 1: Agujeros pre-perforados, donde el sistema de revestimiento es utilizado

como equipo de superficie para bajar el revestidor aplicando rotación, circulación,

etc. (Zapata Rimadora Opcional).

Nivel 2: BHA simple de tubería de revestimiento para ser utilizado en pozos

verticales sin necesidad de control direccional. (BHA No Recuperable).

30

Nivel 3: Uso de un BHA específicamente diseñado para ser recuperado sin sacar

el revestidor hasta superficie.

Nivel 4: Nuevo Colgador de Liner de Múltiples Asentamientos.

Nivel 5: Nuevo sistema, un prototipo ya disponible en proceso de evaluación hoy

en día.

Gráfico N° 2.11: Métodos de Perforación con Tubería de Revestimiento.

Fuente: Piasco L. (Tesco Corporation)

2.5.1. SISTEMA NO RECUPERABLE DE PERFORACIÓN CON TUBERIA

DE REVESTIMIENTO.

Un arreglo no recuperable o fijo, puede ser utilizado para perforar pozos con

tuberías de revestimiento cortas o con sartas de revestimiento completas. Una broca

va conectada directamente al revestimiento para lo cual es posible usar un zapato

perforador perforable o una broca convencional. La broca puede permanecer en la

tubería de revestimiento y cementarse o puede soltarse y dejarse caer en el fondo del

pozo para posibilitar la adquisición de registros. Las brocas o zapatos perforables,

como las brocas Weatherford Tipo II o Zapata perforadora Tipo III o EZ Case de

Baker Hughes la misma que se puede observar en el Gráfico N°2.12, poseen

estructuras de corte externas para perforar (Piasco L. (Tesco Corporation)

31

Gráfico N°2.12: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Tesco Corporation.

Fuente: Piasco L. (Tesco Corporation)

En el grafico 2.13 se observa el sistema no recuperable para la perforación de

pozos utilizando la tubería de revestimiento, perteneciente a la empresa Weatherford.

Gráfico N°2.13: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Weatherford.

Fuente: Sistema de perforación con tubería de revestimiento, eficiencia de

perforación, OTC 16565, 2004.

Hay que tener en cuenta que este sistema solo es recomendable para secciones

verticales y hasta secciones que necesiten el mantenimiento de ángulo, pudiendo

aplicarse a todos los tamaños de tubería de revestimiento.

2.5.1.1. Herramientas de fondo utilizadas en la perforación con tubería de

revestimiento no Recuperable

a. Zapata perforadora y perforable:

Es una zapata la cual está adaptada para perforar como si se tratase de una broca

convencional, esta zapata perforadora o (DS) tiene su aparición con un prototipo en

el año de 1999, siendo en enero del 2000 cuando se presenta la DS1 pocos meses

32

después en mayo se presenta la DS2, y tres años después en agosto del 2003 se

presenta la DS3, como se observa en el gráfico Nº2.14 cada una con su aplicación

particular dependiendo de las formaciones a ser atravesadas. (Weatherford South

América LLC (2015) – Línea TRS)

Gráfico N°2.14: Generaciones de Zapata perforadora DS1, DS2, DS3 de

Weatherford.

Fuente: Noticias de desarrollo de la perforación con revestimiento: Utilizando una

zapata perforadora perforable, WOCD-0306-05, 2003.

La estructura de las Zapata perforadora (DS1 & DS2) está dada por una nariz

maquinada en aluminio "Grado de Aviación o aircraft-grade aluminum".

Partículas redondas de 6 mm de TSP que son presionadas dentro de agujeros

previos en la cara frontal de las aletas. Las aletas son entonces bañadas con carburo

de tungsteno mediante HVOF (High-Velocity Oxy Fuel), este proceso envuelve finas

y diminutas partículas de carburo de tungsteno las cuales se disparan hacia la

herramienta a una velocidad supersónica. Con el impacto, las partículas se adhieren

por sí mismas sobre la superficie de la herramienta. El resultado es un sólido y con

un duro escudo, no-poroso el cual ofrece una alta fuerza de enlace con el material

subyacente. (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)

En el grafico N°2.15 se observan las principales partes de la zapata perforadora

perforable DS3 que se utiliza en la perforación con tubería de revestimiento.

33

Gráfico N°2.15: Partes de una Zapata perforadora.

Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)

La segunda generación de las Zapata perforadora contiene además:

Cortadores de diamante térmicamente estables TSP.

Protección de Carburo de Tungsteno en el "Gauge".

Completamente perforable con PDC o tricónicas.

Boquillas perforables para alto niveles de potencia (HSI).

Cortadores PDC en el hombro.

b. Equipo de flotación.

La selección de equipos flotadores para un trabajo con revestidor es mucho más

crítica que en una sarta de Tubería de Revestimiento completa, la falla de los equipos

flotadores puede tener como resultado trabajos remediales costosos que requieren

múltiples inyecciones de cementación para la reparación. (Weatherford South


Collar de flotación: El collar de flotación es una válvula adicional de contra flujo

o contra presión que asegura que el cemento no retorne hacia el revestidor después

del desplazamiento; generalmente se encuentra colocado a una o dos juntas por

arriba de la zapata de flotación, y para la perforación con revestimiento se lo colocará

directamente encima de la zapata perforadora perforable, para que el drill out se

34

realice en un menor tiempo. En el grafico N°2.16 tenemos el diseño de un collar

flotador típico que se instala en la tubería de revestimiento. (Weatherford South

América LLC (2015) - Línea TRS)

Gráfico N°2.16: Diseño del Stabb-in


2.5.1.2. Herramientas y equipos de superficie utilizados en en la

perforación con tubería de revestimiento no recuperable

a. TOP DRIVE

Con el Top Drive se puede enroscar y desenroscar las conexiones de los tubos en

forma directa sin el empleo de las llaves de fuerza y la cadena de maniobra. Algunas

de sus principales características son:

La elevadora puede operarse hidráulicamente para moverla hacia el

engrampador, y así él pueda maniobrar la barra de perforación y de los Drill

Collars con seguridad, con esto se reducen los riesgos en el manejo de la

tubería.

En las operaciones de control del pozo, con el top drive aumenta la seguridad

del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones (BOP) al permitir

que este selle alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un kelly

cuadrante o hexagonal. Es posible conectarse a la tubería de perforación en

cualquier nivel de la torre para circular los fluidos de perforación.

35

Está equipado con una válvula para el cuadrante, operada a control remoto,

que reduce la pérdida y derrame del lodo de perforación cuando se repasa

saliendo o se desconecta después de circular por encima del piso de

perforación.

b. Herramienta de conducción interna (ICDT)

El Conector Interno del Revestidor (ICDT SPEARS), es la herramienta que

permite transmitir rotación, circulación, tensión y compresión al revestidor, el cual se

conecta directamente al Top Drive mediante una conexión API en la parte superior

del mismo. (Weatherford South América LLC (2015) - Línea TRS)

Luego es introducida internamente al revestidor procediendo a realizar un leve

giro (1/4 de vuelta de la herramienta) a la derecha para anclarse las cuñas al

revestidor. Para desconectarse se gira (1/4 de vuelta) a la izquierda retrayendo las

cuñas, este sistema ahorra tiempo a la operación de perforación con tubería de

revestimiento debido que no requiere enrosque para conectarse. La cual hace la

operación más segura

Características técnicas:

16” – 20” ICDT – 2.78 millones de Libras de capacidad al levantar.

Puede reemplazar el “elevador tipo araña” y llenarlo.

Proporciona medios de enrosque inicial, circulación y rotación

simultáneamente.

Para anclar o desanclar, solo amerita ¼ de vuelta a la derecha o izquierda.

En el gráfico Nº 2.17 se observa la herramienta de conducción interna con sus

respectivos componentes:

Gráfico N°2.17: Herramienta de conducción interna (ICDT)


36

2.5.2. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL

ECUADOR.

Actualmente en Ecuador se han perforado dos pozos utilizando esta nueva

tecnología de perforación con tubería de revestimiento. Los dos pozos fueron

perforados por parte de la Empresa Weatherford.

El primer pozo perforado en el país utilizando la tubería de revestimiento para la

perforación de un pozo fue para la compañía PETROAMAZONAS, en el área: de

Yuca en el pozo Yuca-F-32, Taladro SINOPEC-248 con la zapata perforadora tipo

Defyer DPA4419 (20”Csg x 24”OD) de 04 aletas, y el ICDT (Herramienta de

Superficie) alcanzando el objetivo de 449’ pies de profundidad. El objetivo principal

de la perforación con tubería de revestimiento fue perforar verticalmente y entubar

usando la tecnología de perforación con Casing “DwC” desde superficie hasta la

profundidad de 460’ pies, con zapata perforadora perforable de 24”OD utilizando

revestidor de 20”, 94 lb/pies, k55 y conexión BTC, optimizando los tiempos de

construcción de la sección a través de la eliminación de viajes adicionales de tubería.

El resultado obtenido fue el siguiente: Tiempo efectivo de Perforación 11,12 hrs,

Tiempo en Conexiones 2,4hr, tiempo Total del Servicio: 17,6 Hrs. ROP promedio de

perforación: 36.2 ft/hr Se observó que usando la herramienta ICDT el tiempo de

conexiones de cada tubería tuvo en un promedio de 12 minutos. Se realizó la

molienda del Collar Flotador + Zapata Perforadora Perforable Defyer DPA4419X en

un tiempo de 28 minutos con los siguientes parámetros: WOB: 1-3 Klb, 80 RPM

(motor) y 530 GPM (mínimo). (Weatherford South América LLC (2015) – TRS)

Se comprobó con la lectura del Gyro (registro eléctrico), se mantiene la

inclinación y rumbo del pozo en 0.19 grados los primeros 200 ft. Posteriormente al

usar parámetros más agresivos de perforación se observa que empieza a incrementar

la inclinación a tasa de 0.2 °/100 ft. Máxima inclinación conseguida 0.4°. Con esto se

confirma que se mantiene la verticalidad del pozo sin necesidad de usar

centralización especial

El ahorro en tiempo refleja un ahorro en el costo de la perforación de la sección. A

continuación se muestra, en el gráfico Nº 2.18, el ahorro que se obtuvo al aplicar esta

tecnología en el Pozo Yuca.

37

Gráfico N° 2.18: Perforación con Tubería de Revestimiento Pozo Yuca.

Fuente: Reporte Final SINOPEC 248 final-Weatherford-TRS.

El segundo pozo fue perforado en el Campo Oso para la Compañía

Petroamazonas con la zapata perforadora tipo Defyer DPA4419X (20”Csg x 24”OD)

de 4 aletas, y el ICDT (Herramienta de Superficie) alcanzando el objetivo de 1000’

pies (TD). Al utilizar esta técnica se pretende optimizar el tiempo de Perforación de

la fase para entubar con la Tubería de Revestimiento de 20” hasta la profundidad

deseada según el programa. Además se aislaron zonas de influjo que se presentan a

los 500, 700 y 900 pies, comprobando la verticalidad del hoyo y disminuyendo el

gasto de densificación del fluido para la fase de 16”, además de la eliminación de

viajes adicionales de tubería. (Weatherford South América LLC (2015) – TRS)

Al final de la perforación se obtuvo que el tiempo efectivo de Perforación fue de

36,45hrs, tiempo en conexiones 5,9hr, tiempo circulación + toma de Gyros 2.5hrs,

dando un total del Servicio: 44.85 hr, más 1.7hr entre vestida y desvestida de

equipos. Se obtuvo además una ROP promedio de perforación: 27.4 ft/hr.

Se realizó la molienda del Collar Flotador en 45min con broca tricónica y el de la

Zapata Perforadora Perforable Defyer DPA4419X con broca PDC de 16”,

atravesando la zona del drill out en 30 minutos. Con los siguientes parámetros:

WOB:1-4 Klb, 30 RPM(motor) y 450-550 GPM.

El ahorro en tiempo refleja un ahorro en el costo de la perforación de la sección, a

continuación se muestra en el grafico N°2.19 el ahorro que se obtuvo al aplicar esta

tecnología en el campo Oso.

38

Gráfico N° 2.19: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento.

Fuente: Reporte Final SINOPEC 168 r2-weatherford.PDF

2.6. HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO

La geometría de la trayectoria del fluido es una de las diferencias significativas

entre el tipo de perforación con tubería de revestimiento y la perforación

convencional. La trayectoria del fluido por dentro de la sarta no tiene restricciones,

así que hay poca caída de presión. Las pérdidas de presión en el espacio anular

hueco-revestimiento son más importantes y afectan de forma directa la integridad de

la formación. (Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).

Debido a que se tiene una sección más uniforme, se consigue una velocidad de

ascenso casi uniforme durante la perforación. El hecho de tener un espacio anular

reducido hace que se pueda mantener limpio el pozo con un caudal menor.

Al hacer los cálculos hidráulicos se consideran los siguientes aspectos:

Las pérdidas de presión en el interior del revestimiento son despreciables si se

comparan con las pérdidas que se dan con la sarta convencional.

Optimizar la hidráulica consiste en encontrar las tasas y presiones óptimas, buscar el

tamaño adecuado de boquillas a instalar en la broca, determinar la presión de

circulación en el fondo del pozo y garantizar que sean las adecuadas.

El procedimiento para optimizar la hidráulica es similar al usado en la perforación

39

convencional, la diferencia radica en la forma de calcular las tasas de flujo mínima y

máxima y en que no se pueden despreciar efectos como la excentricidad y la

rotación, que se ven reflejados en la manera de determinar las pérdidas de presión.

Para determinar las mejores condiciones para perforar un pozo sea este

convencionalmente o con la ayuda de la tubería de revestimiento se necesitan ciertas

fórmulas que nos ayudaran al desarrollo de la hidráulica de perforación del pozo,

entre las principales formulas tenemos las siguientes conjuntamente con su concepto:

2.6.1. VOLUMEN Y CAPACIDAD EN TUBERÍAS

2.6.1.1. Volumen interno de tubulares.

Para hallar el volumen de un tubular se determina inicialmente su capacidad

interna y luego se multiplica por su longitud. Como se ve en la ecuación N° 2.6

𝑉𝑖 = 𝐶 (𝐵𝑏𝑙

𝑓𝑡) ∗ 𝐿(𝑓𝑡)

Ecuación N° 2.6

Dónde:

Vi= Volumen interno de tubulares, [Bls]

C= Capacidad, [Bls/ft]

L= Longitud, [ft]

2.6.1.2. Volumen en anulares

Para hallar el volumen anular entre el revestimiento y la tubería o entre el hueco

abierto y la tubería se determina inicialmente la capacidad anular y luego se

multiplica por su longitud.

2.6.1.3. Capacidad interna

Es el volumen de fluido contenido en 1 pie de tubular. Se calcula mediante la

ecuación N°2.7

𝐶𝑖 =𝐼𝑑2

1029.4

Ecuación N°2.7

40

Donde:

Ci= Capacidad, [Bls/ft]

Id= Diámetro interno del tubo, [in]

2.6.1.4. Capacidad del anular

Es el volumen de fluido contenido en 1 pie de espacio anular entre la tubería de

revestimiento – Tubería de perforación; Hueco - Tubería de perforación; etc. Se

calcula mediante la ecuación N°2.8

𝐶𝑎 =𝐼𝑑2 − 𝑂𝑑2

1029.4

Ecuación N°2.8

Donde:

Ca= Capacidad, [Bls/ft]

Id= Diámetro interno del hueco, tubería de revestimiento, [in].

Od=Diámetro externo del DP, HWDP, DC, OD de la broca, [in]

2.6.2. VELOCIDAD INTERNA Y ANULAR

2.6.2.1. Velocidad interna.

La velocidad con la cual el fluido de perforación o el cemento se desplazan por el

espacio interno de las tuberías. Se calcula mediante la ecuación N°2.9

𝑉𝑖𝑛 =24.5 ∗ 𝑄

𝑑𝑖2

Ecuación N°2.9

Donde:

Vi= Velocidad interna, [ft/min]

Q= Caudal o gasto, [gal/min]

di= Diámetro interno, [in]

41

2.6.2.2. Velocidad anular

La velocidad con la cual el fluido de perforación o el cemento se desplazan en el

espacio anular. Es importante monitorear la velocidad anular para garantizar la

eliminación de recortes, desmoronamientos y otros detritos del pozo, a la vez que se

evita la erosión de su pared. La velocidad anular se expresa generalmente en

unidades de pies por minuto, o con menos frecuencia, metros por minuto. Se calcula

mediante la ecuación N°2.10

𝑉𝑎𝑛 =24.5 ∗ 𝑄

𝐷𝑀2 − 𝑑𝑚2

Ecuación N°2.10

Donde:

Van= Velocidad anular, [ft/min]

Q= Caudal o gasto, [gal/min]

DM= Diámetro mayor, [in]

dm= Diámetro menor, [in]

2.6.3. CAÍDA DE PRESIÓN EN LA SARTA DE PERFORACIÓN

La caída de presión ΔP, es proporcional al caudal del flujo y a diversos términos

relacionados con la geometría de un sistema dado y con las propiedades de los

fluidos. Aspectos geométricos como el diámetro y la longitud. Propiedades de los

fluidos como densidad. (Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).

En un sistema de circulación de fluido de perforación las caídas o perdidas de

presión, ΔP, se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. En

la práctica se tienen cuatro elementos en los que se considera las pérdidas de presión

en el sistema, estos son:

1. Equipo superficial

2. Interior de tuberías

3. Jets de la broca

4. Espacio anular.

Las pérdidas de presión dependen principalmente de las propiedades reológicas

del lodo, la geometría del agujero y los diámetros de la sarta de perforación.

(Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).

42

2.6.3.1. Modelos Reológicos

La reología es una especialidad física centrada en el análisis de los principios que

determinan como se mueven los fluidos, los mismos que se describen como

newtonianos o no newtonianos dependiendo de su respuesta a la cizalladura. Los

modelos reológicos se muestran en el gráfico Nº2.20. El esfuerzo cortante de un

fluido newtoniano (arriba izquierda) es proporcional a la velocidad de corte. La

mayoría de los fluidos de perforación son no newtonianos, disminuyendo su

viscosidad a medida que aumenta la velocidad de corte y correspondiéndose mucho

más con uno de los otros tres modelos mostrados. Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).

Gráfico N°2.20: Modelos Reológicos

Fuente: Ghidina D. (Siderac-Tenaris).

2.6.4. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN

Es la densidad que está siendo ejercida sobre las paredes del pozo y está calculada

en base a los cambios que sufre el fluido por efectos de presión y temperatura.

En operaciones de campo la densidad equivalente de circulación la debe ser

referenciada a una profundidad específica del pozo. Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).

Se puede definir como la densidad efectiva que combina la densidad actual del

fluido de perforación y las caídas de presión en el espacio anular.

El incremento de presión en el fondo de un pozo es producido cuando es circulado

un fluido de perforación. Debido a la fricción que se presenta en el espacio anular

cuando se bombea el fluido de perforación, en el fondo del pozo se genera un ligero

pero significativo incremento de presión. Este incremento de presión se puede

43

identificar tomando lectura de la presión del fondo del pozo antes de ser bombeado el

fluido de perforación, P1, y en el momento en que está siendo circulado el fluido de

perforación, P2. Al comparar estas lecturas podremos notar que P2 > P1.

En el gráfico Nº 2.21 podemos observar el comportamiento de la densidad

equivalente de circulación con y sin recorte, desde la superficie y hasta el fondo del

pozo.

Gráfico N° 2.21: DEC Vs Profundidad.

Fuente: Ghidina D. (Siderac-Tenaris).

2.6.4.1. Determinación de la densidad equivalente de circulación

La densidad equivalente de circulación, DEC, la podemos obtener con la ecuación

Nº 2.11 de la siguiente forma:

𝐷𝐸𝐶 = 𝜌𝑓 +∆𝑃𝐸𝐴

𝑇𝑉𝐷 ∗ 0.052 Ecuación Nº 2.11

Donde:

ρf: Densidad del fluido en el espacio anular, [ppg]

ΔPEA: Caída de presión por fricción en el espacio anular, [psi]

TVD: Profundidad vertical, [ft]

DEC: Densidad equivalente de circulación, [ppg]

44

CAPITULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. TIPO DE ESTUDIO

El trabajo emprendido corresponde a los siguientes estudios:

El tema planteado fue de tipo descriptivo debido a que se realizó un estudio de la

tecnología y el uso de la tubería de revestimiento para la perforación de un pozo en el

Campo Sacha y se determinó los beneficios técnicos y posiblemente económicos.

También resulta de tipo transversal porque se realizó en un tiempo determinado de

seis meses; y es un estudio de tipo prospectivo ya que los resultados se utilizarán con

el fin de aplicar esta técnica en la perforación de nuevos pozos del Campo Sacha.

Además él estudio fue de tipo bibliográfico porque se realizó en base a estudios de

documentación perteneciente a esta tecnología, textos, publicaciones sobre el tema y

páginas del internet o webgrafía.

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA

El universo seleccionado está enmarcado dentro del Campo Sacha, de donde se

tomaron siete pozos, los mismos que han sido perforados con un sistema

convencional y la realización de un análisis para un pozo en el cual se aplicará la

perforación con tubería de revestimiento y nos sirvió para realizar el estudio de

factibilidad del mismo, también comprendió el estudio de dos pozos que han sido

perforados en el país con esta nueva tecnología de los cuales se obtuvo la

información necesaria para la realización del estudio y se determinó las mejores

técnicas para el uso de esta tecnología.

3.3. CRITERIOS DE INCLUSIÓN DE LA MUESTRA

Se tomaron en cuenta fluidos y muestras litológicas pertenecientes exclusivamente

de la zona de interés como son las formaciones someras de hasta 500 ft de

profundidad de pozos ubicados en el campo Sacha.

45

3.4. TÉCNICAS

Para el desarrollo de este trabajo se siguió un proceso sistemático el cual

inicialmente se basó en la recopilación de la información necesaria, ya sea de fuentes

institucionales como académicas del área de trabajo.

Se utilizó datos actualizados de la empresa RIO NAPO CEM Y

WEATHERFORD., los cuáles fueron procesados con la ayuda del programa Excel.

Se llevó a cabo un estudio de las muestras litológicas y análisis de los fluidos de

perforación en la zonas someras del Campo Sacha en especial de la plataforma 460

donde se pretende perforara el pozo candidato, para el estudio de la factibilidad de

diseñar un programa de perforación para esta zona y con esto reducir tanto costos

como tiempo empleado en la perforación de la primera etapa del pozo.

Finalmente luego de este proceso se procedió a determinar la mejor técnica que

permita perforar un pozo de petróleo de la mejor manera posible la cual se podría

aplicar en procesos de Perforación de Pozos nuevos en el Campo Sacha.

3.5. RECOLECCIÓN DE DATOS

Para la recolección de datos de esta investigación se utilizaron fuentes primarias y

fuentes secundarias que son:

Para el estudio se utilizó la siguiente información primaria:

Historial de perforaciones con la tecnología de perforación con revestimiento.

Historial del Campo

Las fuentes secundarias fueron de gran ayuda para tener referencias de diferentes

criterios acerca del tema y mejorar la calidad de la investigación.

Manuales de perforación

Folletos, artículos de la SPE

Investigación bibliográfica y documental

46

Publicaciones de internet.

Los datos que se utilizaron en este trabajo fueron recolectados en campo y

posteriormente enviados a las empresas los mismos que fueron entregados

directamente al autor del trabajo, los resultados obtenidos en las muestras litológicas

fueron obtenidos a medida que se necesitaron.

3.6. PROCESAMIENTO Y SELECCIÓN DE LA INFORMACIÓN

Recolectada la información primaria y secundaria, se analizaron y procesaron los

datos mediante gráficos, cuadros comparativos y estadísticos.

Una vez procesada la información, ésta fue ordenada y clasificada conforme a la

prioridad de los distintos aspectos que se investiga para aplicar la técnica de la


47

CAPITULO IV

CAPITULO IV

CAPITULO IV

ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

Los datos necesarios para el análisis de factibilidad de la utilización de la

tecnología de Perforación con tubería de revestimiento, han sido tomados de los

reportes finales de perforación de siete pozos los cuales han sido perforados de forma

convencional y cumplen con ciertos requisitos como son: perforación de la sección

vertical de hoyo de 26”, corrida de tubería de revestimiento de 20”, pozos perforados

en el año 2014 a 2015 y atraviesan una litología similar (Campo Sacha). La

información adicional fue tomada de reportes finales de brocas, cementación, fluidos

de perforación, resumen final de perforación y esquemas mecánicos de perforación.

Por cuestiones de confidencialidad de RIO NAPO CEM y WEATHERFORD, al

ser esta información reservada, se ha decidido mantener los nombres de los pozos en

reserva y en su lugar cambiarlos por “Pozo de Prueba Nº”, para realizar el análisis de

cada uno de estos pozos.

La forma de describir cada uno de los pozos es de la siguiente forma, una

descripción general del pozo analizado, un resumen muy puntual de la perforación de

la sección de 26” con su respectiva matriz de datos, un estudio económico,

presentación de la curva Profundidad vs. Tiempo de cada pozo y la realización de la

hidráulica de perforación tanto para la perforación convencionalmente como la


Se realizó una interpretación de los datos mediante cuadros comparativos y un

estudio de perforación para el cual se utilizó el programa de Excel.

Adicionalmente se elaboró un análisis técnico para el asentamiento de la tubería

de revestimiento, el mismo que sirvió como guía para la propuesta de perforar con

tubería de revestimiento en vez de perforar en forma convencional.

Para cuestión de otros cálculos, fueron realizados de forma manual con la ayuda

de las diferentes fórmulas revisadas en ingeniería de Petróleos. De igual forma para

el análisis económico se tomó los datos de los reportes finales de perforación.

48

4.1. SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA

TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 20” EN EL CAMPO SACHA.

Para determinar la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de

20”, es necesario construir un perfil de presiones. En él se comparan las relaciones

entre la presión de formación y la gradiente de fractura, estos datos fueron obtenidos

directamente del campo. Con la ayuda de estos datos se puede determinar el peso de

lodo requerido para esta sección del pozo.

Una vez construido el perfil de presiones, el siguiente paso es establecer el

asentamiento de la tubería de revestimiento, el mismo que debe adaptarse a las

condiciones geológicas y que también estuvo en base al análisis económico

desarrollado más adelante. El detalle de la litología de la sección de 26” del campo

Sacha se tiene en el Anexo N°1.

Para entender de mejor manera el asentamiento de la tubería de revestimiento

describiremos un poco unos conceptos básicos de presiones de formación y gradiente

de fractura.

4.1.1. PRESIÓN DE FORMACIÓN.

La presión de formación es la cantidad de presión dentro de los poros de la roca

de formación. Esta fluctúa dependiendo del peso de las capa de roca que ejercen

presión en los granos y en los fluidos del poro. Las presiones de poro que se pueden

encontrar en un pozo se las puede clasificar de la siguiente manera:

1. Normales: Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una

columna de fluidos de formación extendida hasta superficie.

2. Subnormales: Cuando son menores a la normal, es decir son menores a la

presión hidrostática de la columna de fluido de formación.

3. Anormales: Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de la

formación.

Los valores que se muestran en la tabla N°4.1 corresponden a la presión de

formación esperada del Campo Sacha.

49

Tabla N°4.1: Presión de formación del Campo Sacha.

CAMPO SACHA

GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO

Profundidad Presión

Ft PSI Gradiente (psi/ft)

120 52 0,4316

210 91 0,4316

310 134 0,4316

727 318 0,4368

916 400 0,4368

1009 446 0,442

1498 670 0,4472

1990 942 0,4732

3223 1525 0,4732

3500 1649 0,47112

4500 2092 0,46488

4800 2221 0,4628

5126 2372 0,4628

5480 2565 0,468

5990 2897 0,4836

6263 3029 0,4836

6560 3172 0,4836

6930 3351 0,4836

7200 3482 0,4836

7300 3530 0,4836

7398 3578 0,4836

7414 3585 0,4836

7600 3675 0,4836

7780 3762 0,4836

7861 3842 0,4888

8040 4014 0,4992

8460 4179 0,494

8867 4426 0,4992

8902 4444 0,4992

9336 4661 0,4992

9500 4742 0,4992

9630 4807 0,4992

9840 4963 0,5044

9876 4981 0,5044

9912 5051 0,5096

10070 5132 0,5096



50

4.1.2. PRESIÓN DE FRACTURA.

Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y de

la resistencia de las rocas. Es decir la presión que es capaz de romper la formación.

La resistencia que opone una formación a ser fracturada depende de la solidez o

cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las

formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la

roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión

de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, las fracturas creadas en las

formaciones superficiales son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en

formaciones profundas son verticales.

En el grafico N°4.1 se observan las presiones de fractura que se presentan en las

formaciones.

Gráfico N°4.1: Presión de fractura en las formaciones.

Fuente: Guía de diseño para el asentamiento de la tubería de revestimiento.

Generalmente en los campos productores de petróleo se realizan toda clase de

estudios incluyendo gradientes de fractura y pruebas de presión “Leak off Test” para

el mismo fin. En nuestro caso no existe un registro de gradiente de fractura ni

tampoco se han realizado pruebas de Leak off Test, por lo que emplearemos un

método confiable para la predicción del gradiente de fractura.

51

El método que se utilizó es el método de Eaton cuya ecuación N°4.1 nos ayudó en

el cálculo de la presión de fractura (Pfr) y que se encuentra en función de la presión

de Poro (Pp) y la de sobrecarga (S), previamente calculadas, así como de la relación

de Poisson (v).

𝑃𝑓𝑟 = 𝑃𝑝 + (𝑣

1 − 𝑣) [𝑆 − 𝑃𝑝] Ecuación Nº4.1

Donde:

Pfr= Presión de Fractura, [ppg]

Pp= Presión de poro, [ppg]

v=Relación de Poisson.

S=Presión de sobrecarga, [ppg]

Para nuestro caso contamos con los valores de la presión de poro para distintos

intervalos como se indica en la tabla N°4.1.

Los valores de la presión de sobrecarga podemos calcularlo mediante la ecuación

N°4.2, como se indica a continuación.

𝑆 =∑ 𝜌𝐹𝑖𝑛

𝑛=1 (𝐷𝑖 − 𝐷𝑖−1)

10

Ecuación N°4.2

Donde:

S= Presión de sobrecarga de las formaciones, [ppg]

ρFi= es la densidad promedio de la formación, [gr/cm3] comprendida entre las

profundidades Di y Di−1 [m], Gráfico N°4.2, se determina en forma directa del

registro de densidad de pozos de correlación o con la siguiente correlación empírica,

si únicamente se cuenta con el registro sónico o información sísmica. Para nuestro

caso los valores de presión de sobrecarga han sido entregados directamente del

Campo.

52

Gráfico N°4.2: Presión de sobrecarga.


La relación de Poisson es una propiedad mecánica de la deformación que

relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación lateral

cuando es sometida a un esfuerzo. De esta manera la relación de Poisson la

calcularemos mediante la ecuación N°4.2, la misma que depende de la profundidad.

𝑣 = 0.0645 ∗ 𝐼𝑛(𝐷) − 0.0673 Ecuación Nº4.2

Donde:

v=Relación de Poisson.

D= Profundidad, [ft]

Se usó esta ecuación para calcular la relación de Poisson para cada profundidad, y

este valor lo sustituiremos en la ecuación N°4.1.

De esta manera hemos pronosticado el gradiente de fractura para el campo Sacha.

Los valores se indican en la tabla N°4.2.

53

Tabla N°4.2: Presión de fractura del Campo Sacha.

CAMPO SACHA

GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA

Profundidad Gradiente de Presión

Ft Gradiente (psi/ft)

120 0,54756

210 0,56264

310 0,57512

727 0,61048

916 0,62192

1009 0,62972

1498 0,65624

1990 0,68848

3223 0,73216

3500 0,74048

4500 0,76752

4800 0,77532

5126 0,78416

5480 0,79456

5990 0,81068

6263 0,81692

6560 0,82316

6930 0,83148

7200 0,83668

7300 0,83876

7398 0,84084

7414 0,84084

7600 0,84448

7780 0,88608

7861 0,88868

8040 0,8944

8460 0,90168

8867 0,91

8902 0,91052

9336 0,91832

9500 0,92092

9630 0,92352

9840 0,92768

9876 0,9282

9912 0,92976

10070 0,93184



54

4.1.3. PERFIL DE LAS GRADIENTES DE PRESIONES DEL CAMPO

SACHA.

Con los datos obtenidos de la presión de poro y de la presión de fractura se puede

realizar un gráfico de la profundidad (ft) vs. gradiente de presión (psi/ft), el mismo

que se le conoce como perfil de gradiente de presiones, el cual nos ayudó en la

selección del peso del lodo que se debe ocupar para cada sección del pozo así

también para determinar la profundidad a la cual se puede asentar la tubería de

revestimiento.

En el gráfico N°4.3 se observa el perfil de gradientes de presiones del Campo

Sacha donde se tiene que la gradiente de presión de poro es mucho menor que la

gradiente de presión que se espera del gradiente de fractura para el campo, además se

va a tomar en cuenta el peso de lodo que se utilizó en los últimos tres pozos del

Campo Sacha para realizar un análisis comparativo con los pesos de lodo que se van

a proponer en la perforación del pozo que utilizara la tubería de revestimiento, y de

esta manera corroborar que la información que se propone para el pozo sea la mejor

tanto técnicamente como económicamente, además el del peso de lodo que se

propone para la perforación con la tubería de revestimiento está en función de la

densidad equivalente de circulación que se encuentra en el análisis hidráulico.

En el grafico N°4.4 se tiene el perfil de gradientes de presiones del Campo Sacha

para la sección de 26” donde se presentan la gradiente de presión de poro y la

gradiente de fractura para el campo y las gradientes de presiones de los pesos de lodo

de los últimos tres pozos perforados en el Campo Sacha y que con la ayuda de los

mismo se propuso el peso del lodo que se debería utilizar en esta sección al perforar

con la tubería de revestimiento, tomando en cuenta que al perforar con tubería de

revestimiento la densidad equivalente de circulación aumenta y con esto se puede

utilizar un peso de lodo menor al que usualmente se lo utiliza en esta sección.

55

Gráfico N°4.3: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha

Elaborado por: Galo Torres.


0500

100015002000250030003500400045005000550060006500700075008000850090009500

10000105001100011500

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Pro

fun

did

ad (

ft)

Gradiente de Presión (psi/ft)

Perfil de las Gradientes de Presión del Campo Sacha

Gradiente de Presión de Poro

Gradiente de presión de Fractura

GPP Más sobrebalance

GPFr - margen de arremetida

Gradiente de Presión del Pozo N°1



56

Gráfico N°4.4: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha Sección de 26”



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

Pro

fun

did

ad (

ft)

Gradiente de Presión (psi/ft)

Perfil de las Gradientes de Presión del Campo Sacha sección de 26"

Gradiente de Presión de Poro

Gradiente de presión de Fractura

GPP Más sobrebalance

GPFr - margen de arremetida




Gradiente de presión de lodo propuesto

57

Evidentemente el gradiente de fractura es superior a la gradiente de presión de

formación o poro, por lo tanto la perforación de un pozo en el Campo Sacha debe

desarrollarse en el espacio entre ambos gradientes. Es decir se utilizó un peso de lodo

que genere mayor presión que la presión de poro para “controlar” el pozo, sin

embargo, este fluido no deberá generar una presión tan grande que supere la presión

de fractura de la formación y se filtre el fluido hacia esta. Por razones de seguridad se

recomienda trabajar con una gradiente de presión ligeramente superior a la gradiente

de presión de poro, y que generalmente se encuentra 0.026 psi/ft por encima, en

pozos de desarrollo y 0.052 psi/ft en pozos exploratorios. De igual manera con la

presión de fractura cuyo valor debe tener un decremento en igual cantidad

dependiendo del pozo, por seguridad.

En la tabla N°4.3 se tienen los valores del peso de lodo propuesto para perforar la

sección de 26” de un pozo del campo Sacha, sin exceder los límites tanto de presión

de fractura y un valor por encima de la presión de formación.

Tabla N°4.3: Peso de lodo requerido.

Peso de Lodo Propuesto

Profundidad

(ft)

Densidad

(ppg)

0 8.4

50 8.4

100 8.4

150 8.5

200 8.6

250 8.6

300 8.7

350 8.8

400 8.9

418 8.9

450 8.6

500 8.6

550 8.6

600 8.6



58

4.1.4. PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERIA DE

REVESTIMIENTO.

El proceso se realiza partiendo del fondo del pozo, desde donde una línea recta

vertical con la densidad del fluido a utilizar hasta interceptar el gradiente de fractura

menos el margen de arremetida, dándonos como resultado la profundidad mínima de

asentamiento de la tubería de revestimiento, este proceso se repite hasta terminar

todo el diseño del pozo. El procedimiento se lo puede observar en el gráfico Nº4.5.

Gráfico N°4.5: Profundidad de asentamiento de la Tubería de Revestimiento.



En base al estudio de las presiones de fractura y de poro que obtuvimos para el

campo, podemos notar que no se puede aplicar el método gráfico de la selección de

la profundidad de asentamiento de la tubería para nuestro caso debido a que la

presión de poro y la presión de fractura se encuentran muy separados, por lo que

estableceremos los puntos de asentamiento partiendo del criterio de control del peso

de lodo, así también se analizó el punto de asentamiento de los siete pozos

perforados con anterioridad.

59

El control del peso del lodo se lo efectúa con el fin de mantener la integridad del

agujero. Como se puede observar a lo largo de la perforación, el peso debe aumentar

progresivamente, y en ciertos intervalos llega a valores muy altos siendo ineludible la

colocación de una tubería de revestimiento, para controlar esa zona y así bajar el

peso de lodo. Este es uno de los factores por lo que se asienta la tubería a ciertas

profundidades.

En el gráfico Nº4.4 se indica como la gradiente de presión de poro aumenta en

algunos intervalos y disminuye en otros, mientras que el peso del lodo aumenta y se

mantiene ya que una reducción de este provocaría puntos apretados y un posible

descontrol del pozo.

Para el análisis de asentamiento de la tubería de revestimiento dentro del Campo

Sacha en la sección de 26” se debe tomar en cuenta que en esta sección el principal

objetivo para el asentamiento de la tubería es haber atravesado el conglomerado que

se encuentra a una profundidad de 100 a 380 pies, siendo este el principal problema

en la perforación de la sección de 26”, una vez atravesado el conglomerado el

siguiente criterio que se toma para el asentamiento de la tubería de revestimiento es

tener una litología de al menos 80% arcilla, 0% de conglomerado y el 20% restante

se encuentre entre arenisca y limolita.

Una vez que se cumplen con estos dos requisitos, se asienta la tubería de

revestimiento a esa profundidad. Es por este motivo que al revisar el punto de

asentamiento de la tubería de revestimiento en los 7 pozos de prueba se determinó

que la profundidad promedia de asentamiento de la tubería de revestimiento de 20”

se la realiza a 418 ft. Esta es la profundidad a la cual se cumple con las dos

condiciones anteriores. A esta profundidad se realizó el análisis para la perforación

con tubería de revestimiento y será de ayuda para el análisis tanto técnico como

económico que se desarrollará más adelante.

60

4.2. POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE EN EL CAMPO

SACHA.

4.2.1. POZO PRUEBA Nº1

El Pozo Prueba Nº1 es un pozo Vertical el cual tiene cuatro secciones que son de

26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con tubería de

revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7” respectivamente. El

objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio. “U inferior” objetivo

primario, “Hollín Superior”, “T Inferior”, “Basal Tena” como objetivos secundarios.

El pozo fue perforado en 19.46 días.

4.2.1.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.

La perforación de la sección de 26” se inició a 44 ft (MD y TVD) del nivel del

suelo y terminó en 428 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de

revestimiento de 20”, se armó BHA #1 Convencional con Broca Tricónica de 26”. Se

empezó a perforar con BHA #1 desde 44 ft hasta 388 ft. Se circuló un fondo arriba

para toma de muestra en fondo con: 400 GPM; 350 PSI; RPM 120.

Luego continúo perforando con BHA #1 desde 388 ft hasta 428 ft. Se llegó al

punto de asentamiento de la tubería de revestimiento a 428ft donde te tiene una

litología: 10% arenisca, 10% limolita, 80 % arcillolita. La compañía Weatherford

realizó la corrida del revestimiento de 20", armó herramientas y equipo convencional

para corrida de revestimiento de 20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó la tubería de

revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 428ft, se circuló el pozo a 428ft con

210 GPM, 80 PSI.

Tabla N°4.4: Datos generales del Pozo de Prueba Nº1.

Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"

Pozo Tipo de

pozo

Profundidad Intervalo

perforado

Broca

MD TVD Tipo Boquillas TFA

ft ft Ft

PRUEBA

Nº1 Vertical 10120 10120 44-428 Tricónica 4*16 0.785


Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.

61

Tabla N°4.5: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº1

PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"

Intervalo

ft

RPM,

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

44-388 120 120 100-400 9.10 4 5 350 15.0 20.0

388 Circula Un Fondo Arriba

388-428 120 120 450 9.10 4 5 380 15.0 20.0



Tabla N°4.6: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1

Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

2 16 5.5 3.5 27 1.13 24



Gráfico N°4.6: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº1



0255075

100125150175200225250275300325350375400425450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº1

Pozo Prueba 1

62

4.2.1.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº1.

Para el análisis económico del Pozo Prueba Nº1, se tomaron los datos de los

reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la

empresa Rio Napo CEM.

Tabla N°4.7: Costos de la perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1.

Costo para la Sección de 26”

Tarifa Operación

del taladro Por

Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo de

Perforación de la

Sección de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$36,984.00 $1,541.00 $41,607.00 $10,537.00 $52,144.00

Costo de Servicios en la Sección de 26"

Costo de la

Cementación en

la Sección de 26”

Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control de

solidos

Costo control

Litológico

Costo Total

de los

Servicios de

la sección de

26"

$38,662.60 $9,736.60 $ - $2,221.90 $50,621.10

Costo de Accesorios Costo

Total de la

Sección de

26”

Costo de la Broca Costo de los Centralizadores +

Costo de la Zapata Convencional

Costo Total

de Accesorios

$15,000.00 $6,063.40 $21,063.40 $123,828.40




El Pozo Prueba Nº2 es un pozo Direccional tipo J el cual tiene cuatro secciones

que son de 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con


objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “U inferior” objetivo

primario, “Hollín Superior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como objetivos secundarios.

El pozo fue perforado en 20.71 días.

63




revestimiento de 20”, se armó BHA #1 Convencional con broca tricónica de 26”. Se

empezó a perforar con BHA #1 desde 46 ft hasta 128 ft. Se saca la broca a superficie

para limpiarla y volverla a bajar para que siga perforando. Se bombea 30 barriles de

píldora viscosa y se circula el pozo un fondo arriba con: 100 GPM; 60 PSI; 2-4 TQ.

Se continúa perforando con BHA #1 desde 128 ft hasta 156 ft. Se sacó la broca a

superficie para limpieza de los jets que se encuentran taponados. Se perforó desde

156 ft hasta 423 ft, punto de asentamiento de la tubería de revestimiento, donde se

tiene una litología: 10% arenisca, 10% limolita, 80% arcilliolita. Se realizó la corrida

de revestimiento de 20", de 94 LPP, K-55 BTC. A continuación se bajó la tubería de

revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 423ft, donde se circuló el pozo con

300 GPM, 80 PSI.

Tabla N°4.8: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº2.


Pozo Tipo de

pozo


perforado

Broca


ft ft ft

PRUEBA

Nº2

Direccional

J 10900 10078 46-423 Tricónica 4*16 0.785



64



Intervalo

ft

RPM,

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

46 - 128 40 40 60 8.8 2 4 30 5 6

128 Saca BHA#1 Convencional Y Broca Tricónica Para Limpieza En Superficie

128 Baja BHA#1 Convencional Y Broca Tricónica Desde Superficie Hasta 128'

128 Bombea 30 Bls de Pildora Viscosa + Circula Fondo Arriba

18 - 156 40 40 60 8.8 2 4 30 5 6

156 Saca Bha#1 Convencional Y Broca Tricónica Para Limpieza En Superficie

156 - 230 90 90 250 8.8 2 5 50 8 12

230 - 423 120 120 410 9 3 4 250 15 30



Tabla N°4.10: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº2.

Horas de

Reunión

de

Seguridad

+ Armado

de BHA +

Baja a

topar

fondo

Horas de

perforación

de la

sección de

26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de la

corrida del

revestimiento

de 20”

Horas

totales de

la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

3 19.5 5.5 7.5 35.5 1.48 19.3



4.2.2.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº2.

Para el análisis económico del Pozo Prueba Nº2, se tomaron los datos de los


empresa Río Napo CEM.

65




Tabla N°4.11: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº 2.


Tarifa Operación

del taladro Por Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo

de

Perforación

de la Sección

de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$36,984.00 $1,541.00 $54,705.50 $10,537.00 $65,242.50


Costo de la

Cementación en la

Sección de 26”

Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control

de solidos

Costo control

Litológico

Costo Total de

los Servicios de

la sección de

26"

$38,929.40 $9,701.10 $ - $2,921.35 $51,551.85

Costo de Accesorios Costo Total

de la

Sección de

26”

Costo de la Broca

Costo de los centralizadores

+ Costo de la Zapata

Convencional

Costo Total de

Accesorios

$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $137,761.59



0255075

100125150175200225250275300325350375400425450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº2

Pozo Prueba 2

66


El pozo de prueba Nº3 es un pozo Horizontal el cual tiene cinco secciones que son

de 26”, 16”, 12 ¼”, 8 ½” y 6 1/8”, las mismas que fueron revestidas con tubería de

revestimiento de 20”, 13 3/8”(Conbinados), 9 5/8”(Combinado), liner de 7” y liner

ranurado de 5” respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del

reservorio. “U inferior”. El pozo fue perforado en 33.98 días.




revestimiento de 20”, se armó BHA #1 Convencional con broca tricónica de 26”. Se

empezó a perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 427 ft, punto de asentamiento de la

tubería de revestimiento a 427 ft donde se tiene una litología: 10% arenisca, 10%

limolita, 80% arcilliolita. Se realizó viaje de calibración previo a la corrida de la

tubería de revestimiento. Se sacó a superficie la broca, se quebró la misma. Se realizó

la corrida del revestimiento de 20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó el revestimiento de

20” con zapata Stab-in hasta 427ft, se circuló el pozo a 428ft con 360 GPM, 100 PSI.



Pozo Tipo de

pozo


perforado

Broca


ft ft ft

PRUEBA

Nº3 Horizontal 11842 9510 43-427 Tricónica 4*16 0.785





Intervalo

ft

RPM,

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

43-427 50 130 60-450 8.7 1 4 50-500 5 18



Tabla N°4.14: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº3.

67

Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

2.5 10 6 4 22.5 0.94 38.4






4.2.3.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº3.

Para el análisis económico del Pozo de Prueba Nº3, se tomaron los datos de los



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº3

Pozo Prueba 3

68

Tabla N°4.15: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº3.


Tarifa Operación

del taladro Por

Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo de

Perforación de la

Sección de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$36,984.00 $1,541.00 $34,672.50 $10,536.96 $45,209.46


Costo de la

Cementación en


Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control de

solidos

Costo

control

Litológico

Costo Total de

los Servicios de

la sección de

26"

$ 34,094.4 $ 15,617.5 $ - $1,851.56 $51,563.41

Costo de Accesorios

Costo Total de

la Sección de

26” Costo de la Broca Costo de los Centralizadores +


Costo Total

de

Accesorios

$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $117,740.11




El pozo de prueba Nº4 es un pozo Direccional tipo “S” el cual tiene cuatro

secciones que son de 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con

tuberías de revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7”

respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “U

inferior” objetivo primario, “Hollín Superior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como

objetivos secundarios. El pozo fue perforado en 21.88 días.




revestimiento de 20”, se armó BHA #1 convencional con broca tricónica de 26”. Se

tuvo un tiempo no productivo a cargo del Taladro debido a problemas en las bombas,

las cuales impidieron empezar la perforación del pozo a tiempo. Se empezó a

perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 100 ft. Se tuvo otro tiempo no productivo

69

debido a falla eléctrica en zarandas. Se continuó perforando desde los 100 ft hasta

425 ft, punto de asentamiento de la tubería de revestimiento. Se obtuvo la siguiente

litología a 400 ft 10% conglomerado, 70% arcilla, 20% arena. Se realizó la corrida

del revestimiento de 20", se armó las herramientas y equipo convencional para la

corrida del revestimiento de 20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó el revestimiento de 20”

con zapata Stab-in hasta 425ft.

Tabla N°4.16: Datos Generales del Pozo de Prueba 4.


Pozo Tipo de

pozo


perforado

Broca


ft ft ft

PRUEBA

Nº4

Direccional

S 10563 10100 43-425 Tricónica 4*13 0.518





Intervalo

ft

RPM,

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

0 TIEMPO A CARGO DE RIG CCDC

43-65 50 50 100 8.7 0 1 0 1 5

65-100 50 80 100-200 8.7 1 2 0-150 5 6

100 TIEMPO A CARGO DE RIG CCDC

100-425 100 100 500 8.7 6 7 1200 20 21



Tabla N°4.18: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº4.

Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

3.5 15 5.5 6 30 1.25 25.5



70










Tarifa

Operación del

taladro Por Día

Tarifa

Operación del

taladro Por

Hora

Costo tiempo

de Perforación

de la Sección

de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$32,475.00 $1,353.13 $40,593.75 $10,536.96 $51,130.71


Costo de la

Cementación en

la Sección de

26”

Costo del Fluido

en la Sección de

26”

Costo control

de solidos

Costo control

Litológico

Costo Total de

los Servicios de

la sección de 26"

$35,384.7 $18,011.2 $ 13,847.05 $2,468.75 $ 69,711.7


de la Sección

de 26” Costo de la

Broca

Costo de los centralizadores +


Costo Total

de

Accesorios

$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $141,809.65



050

100150200250300350400450

0 2 4 6 8 101214161820222426283032

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº4

Pozo Prueba 4

71


El pozo de prueba Nº5 es un pozo Horizontal el cual tiene cinco secciones que son

de 26”, 16”, 12 ¼”, 8 ½” y 6 1/8”, las mismas que fueron revestidas con tubería de

revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado), liner de 7” y liner de

5”(ranurado) respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del

reservorio “U inferior”. El pozo fue perforado en 39.54 días.





empezó a perforar con BHA #1 desde 41 ft hasta 288 ft sin ningún problema.

Se continúa perforando con BHA #1 desde 280 ft hasta 414 ft, punto de

asentamiento del revestimiento a 414 ft donde te tiene una litología: 100% arcilla,

trazas de conglomerado. Se realizó viaje de calibración previo a la corrida del

revestimiento. La compañía Weatherford realizó la corrida del revestimiento de 20",

se armó herramientas y equipo convencional para la corrida del revestimiento de

20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó la tubería de revestimiento de 20” con zapata Stab-

in hasta 414ft.



Pozo Tipo de

pozo


perforado

Broca


ft ft ft

PRUEBA

Nº5 Horizontal 11975 9565.1 41-414 Tricónica 4*13 0.518



72



Intervalo

ft

RPM,

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-

ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

41-280 50 110 20-250 8.7 1 5 20-250 4 15

280-414 90 110 260-400 8.7 4 5 250-850 14 18




Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

1.5 14.5 4 4.5 24.5 1.02 25.7



Gráfico N°4.10: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº5



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº5

Pozo Prueba 5

73







Tarifa Operación

del taladro Por

Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo de

Perforación de la

Sección de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$32,475.00 $1,353.13 $33,151.56 $10,536.96 $43,688.52


Costo de la

Cementación en


Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control de

solidos

Costo control

Litológico

Costo Total

de los

Servicios de la

sección de 26"

$ 28,144.4 $16,850.3 $ 10,353.38 $2,016.15 $ 57,364.2


Total de la

Sección de

26”

Costo de la Broca Costo de los centralizadores +


Costo Total

de Accesorios

$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $122,020.00



4.2.6. POZO PRUEBA Nº 6.

El pozo de prueba Nº 6 es un pozo Direccional tipo “S” el cual tiene cuatro

secciones que son de 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con

tubería de revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7”

respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “U

inferior” objetivo primario, “Hollín Superior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como

objetivos secundarios. El pozo fue perforado en 20.13 días.

74




20”, se armó BHA #1 Convencional con Broca Tricónica de 26”. Se empezó a

perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 185 ft. Se saca la broca a superficie para

limpiarla y volverla a bajar para que siga perforando.

Se continúa perforando con BHA #1 desde 185 ft hasta 278 ft. Se decide sacar

nuevamente la broca a superficie para limpieza de los jets que se encuentran

taponados. Continúa perforando desde 278 ft hasta 400 ft. Punto de asentamiento del

revestimiento a 400ft donde te tiene una litología: 30% arenisca, 10% limolita, 60%

arcilliolita. La Compañía Weatherford realizó la corrida del revestimiento de 20", se

armó herramientas y equipo convencional para corrida de 20", 94 LPP, K-55 BTC.

Se bajó la tubería de revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 400ft.



Pozo Tipo de

pozo


perforado

Broca


ft ft ft

PRUEBA

Nº6

Direccional

S 10297 9949 41-400 Tricónica 4*13 0.518




Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

1.5 18.5 3.5 4.5 28 1.17 19.3



75

Tabla N°4.26: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº6.


Intervalo

ft

RPM

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

43-105 40 40 100 8.70 2 3 80 5.0 10.0

105-185 100 100 178 8.70 2 3 120 5.0 10.0

185-198 120 120 230 8.80 2 3 190 2.0 8.0

198.00 Sacando tubería por problemas, se eleva la presión hasta 700 Psi al momento de correr

segunda parada

198-220 110 110 296 8.80 2 3 250 8.0 12.0

220-243 120 120 297 9.00 2 3 250 8.0 12.0

243-260 120 120 350 8.90 4 5 350 5.0 10.0

260-289 120 120 350 8.9 4 5 400 5 11

289.00 Sacando tubería por problemas, se eleva la presión hasta 800 Psi.

289-313 120 120 400 8.90 3 5 400 10.0 12.0

313-340 120 120 400 8.90 3 5 500 12.0 15.0

340-363 120 120 480 8.90 3 5 590 10.0 14.0

363-373 120 120 590 8.90 3 5 590 10.0 14.0

373-390 120 120 482 8.90 3 5 710 10.0 15.0

390-400 120 120 500 8.90 3 5 800 10.0 15.0






0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº6

Pozo Prueba 6

76







Tarifa Operación

del taladro Por

Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo de

Perforación de la

Sección de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$32,475.00 $1,353.13 $37,887.50 $10,536.96 $48,424.46


Costo de la

Cementación en


Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control de

solidos

Costo control

Litológico

Costo Total

de los

Servicios de la

sección de 26"

$ 34,697.9 $ 17,401.0 $ 17,409.14 $2,304.17 $ 71,812.2


Total de la

Sección de

26”



Costo Total

de Accesorios

$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $141,203.86



4.2.7. POZO PRUEBA Nº7.

El pozo de prueba Nº7 es un pozo vertical que tiene cuatro secciones que son de

26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con tubería de


objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio. “Hollín Superior” como

objetivo primario, “U inferior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como objetivos

secundarios.

77





empezó a perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 200 ft con parámetros controlados

200 GPM, 18 WOB, 3-6TQ.

Se continúa perforando con BHA #1 desde 200 ft hasta 406 ft para una ROP

promedio de 21.68ft/hrs. El punto de asentamiento de la tubería de revestimiento es a

406ft donde te tiene una litología: 10% arenisca, 10% limolita, 80% arcilliolita. Se

realiza viaje de calibración previo a quebrar BHA. Se realizó la corrida de 20", se

armó herramientas y equipo convencional para corrida del revestimiento de 20", 94

LPP, K-55 BTC. Se bajó el revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 406ft.



Pozo Tipo de

pozo


perforado

Broca


ft ft ft

PRUEBA

Nº7 Vertical 10100 10100 43-406 Tricónica 4*13 0.518




Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

2.5 13.5 5.5 6 27.5 1.15 26.9



78

Tabla N°4.30: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº7.


Intervalo

ft

RPM,

min

RPM,

max

Flow,

gpm

MW

ppg

TQ

min,

Klb-ft

TQ

max,

Klb-ft

SPP,

psi

WOB

min,

KLb.

WOB

max,

KLb.

43-97 60 80 110 8.50 1 3 80 2.0 5.0

97.00 Conexión del DC

97-130 60 90 130 8.50 2 3 80 2.0 5.0

130.00 Conexión de la Segunda parada

130-170 90 100 190 8.60 3 4 100 0.0 10.0

170-180 90 100 210 8.60 4 5 150 5.0 10.0

180-190 90 100 210 8.60 5 6 150 10.0 20.0

190-200 80 100 210 8.70 4 5 150 5.0 18.0

200-219 65 100 210 8.70 5 7 100 10.0 18.0

219.00 Conexión de la tercera parada

219-230 60 70 230 8.70 3 7 150 10.0 20.0

230-240 70 80 255 8.70 3 8 170 10.0 22.0

240-250 50 70 255 8.70 4 8 170 10.0 22.0

250-260 50 70 275 8.70 4 8 180 15.0 22.0

260-270 60 70 275 8.70 4 9 210 15.0 22.0

270-280 70 70 275 8.70 5 8 200 18.0 23.0

282.00 Se frena Malacate queda sin aceite de freno.

282-290 70 70 275 8.70 5 8 200 18.0 23.0

290-300 70 80 300 8.80 5 8 200 15.0 20.0

300-308 80 80 300 8.80 5 8 200 18.0 23.0

310.00 Conexión de la cuarta parada

310-320 80 90 330 8.80 5 8 250 15.00 20.0

320-330 80 90 300 8.80 4 8 300 15.00 20.0

330-340 80 100 330 8.90 4 7 310 15.00 20.0

340-350 90 100 360 8.90 4 7 380 15.00 20.0

350-360 90 105 360 8.90 4 7 400 15.00 20.0

360-370 90 105 360 8.90 2 4 400 15.00 20.0

370-380 100 105 400 8.90 5 7 550 15.00 20.0

380-390 100 105 400 8.90 5 7 500 15.00 20.0

390-399 100 105 400 8.90 5 7 500 15.00 20.0

401.00 Conexión de un Sencillo para los ultimos 6ft.

401-406 100 100 400 8.90 5 7 500 15.00 20.0



79










Tarifa Operación

del taladro Por

Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo de

Perforación de la

Sección de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$32,475.00 $1,353.13 $37,210.94 $10,536.96 $47,747.90


Costo de la

Cementación en


Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control de

solidos

Costo control

Litológico

Costo Total

de los

Servicios de la

sección de 26"

$ 28,828.4 $ 12,110.4 $ 15,253.25 $2,263.02 $ 58,455.1


de la Sección

de 26” Costo de la Broca Costo de los centralizadores +


Costo Total

de Accesorios

$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $127,170.23



0

100

200

300

400

500

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30P

rofu

nd

ida

(ft)

Tiempo (Hrs.)

Pozo Prueba Nº7

Pozo Prueba 7

80

4.2.8. PROMEDIO DE POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE.

Para sacar el promedio de los siete pozos perforados convencionalmente se tomó

en cuenta tanto la profundidad promedio de los pozos como los tiempos que se

demoran en perforar la sección, sean estos los tiempos de armado de BHA, los

tiempos de perforación, tiempo de viajes y circulación de cada pozo y tiempo de

corrida de la tubería de revestimiento para la sección de 26”. Con el promedio de

todos estos tiempos se pudo sacar una ROP promedio que se tiene para esta sección y

con la cual se trabajó para cálculos posteriores de comparación de la Perforación

convencional vs. Perforación con Revestimiento. También se obtuvieron los costos

promedios de los diferentes servicios que se prestan para esta sección y de esta forma

se obtuvo el costo promedio de la sección de 26” la misma que será de ayuda para la

comparación de las dos técnicas de perforación. Todos estos cálculos fueron

realizados en el programa de Excel los cuales se mostrarán a continuación en tablas:

Tabla N°4.32: Datos Promedios de la perforación Convencional.

DATOS DE LA SECCIÓN DE 26"

INTERVALO

PERFORADO

BROCA LODO DE

PERFORACIÓN GALONAJE

TIPO BOQUILLAS TFA DENSIDAD (ppg) GPM ft

43-418 Tricónica 4*13 0.518 8.9 500



Tabla N°4.33: Datos Promedios de las operaciones de perforación Convencional.

Intervalo

ft Operaciones en la Sección de 26"

Tiempo/Operación

(hrs)

0.00 Inicio de Operación 0:00

0.00 Reunión de Seguridad previo al Armado de BHA 0:30

0.00 Arma BHA 1:24

43.00 Baja BHA hasta Topar Fondo 43ft. 0:30

43 - 418 Perforación de la Sección de 26" 15:18

418.00 Viaje de Calibración + Circulación 5:06

418.00 Corrida de la tubería de revestimiento. 5:06



81

Tabla N°4.34: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 26”.

Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

2.4 15.3 5.1 5.1 27.9 1.16 24.5



4.2.8.1. Análisis económico de los pozos.

Para el análisis económico de los Pozos de Prueba, se realizó el promedio de los

costos de los diferentes servicios prestados en esta sección de 26” que se tienen de

los siete pozos de prueba.

Tabla N°4.35: Costos promedio de la perforación de la sección de 26”.


Tarifa Operación

del taladro Por

Día

Tarifa

Operación

del taladro

Por Hora

Costo tiempo de

Perforación de la

Sección de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación +

Corrida de

revestimiento

$34,407.43 $1,433.64 $39,937.19 $10,536.96 $50,474.15


Costo de la

Cementación en


Costo del

Fluido en la

Sección de

26”

Costo control de

solidos

Costo control

Litológico

Costo Total

de los

Servicios de la

sección de 26"

$ 34,106.0 $ 14,204.0 $ 14,215.71 $2,292.41 $ 64,818.1


Total de la

Sección de

26”



Costo Total

de Accesorios

$15,000.00 $5,980.97 $20,980.97 $136,273.21



82

Gráfico N°4.13: Curva Profundidad vs. Tiempo Promedio.



4.2.8.2. Hidráulica de la perforación convencional del Campo Sacha.

Para la realización de la hidráulica para los pozos perforados convencionalmente,

se tomarán los datos promedio de los siete pozos perforados convencionalmente

dentro de campo Sacha, los mismos que se encuentran en las tablas N°4.32 y N°4.34,

de esta manera se obtienen los siguientes datos para la hidráulica de pozos

convencionales los mismos que se pueden observar en las tablas N°4.36 y N°37.

Tabla N°4.36: Hidráulica de la Perforación de 26”.

Parámetros Valor Unidades

Diámetro del Hoyo 26 in

ΔP boquillas 762 psi

Peso del lodo 8.9 ppg

Caudal 500 gpm

TFA 0.518 in2

HSI 0.42 HHP/in2

Diámetro exterior del DP 5 in

Velocidad en el anular 19 ft/min



0

100

200

300

400

500

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30P

RO

FUN

DID

AD

(ft

) TIEMPO (Hrs.)

Perforación Convencional

Convencional

83

Tabla N°4.37: Hidráulica en la Broca Convencional de 4*13/32in.

Diámetro de

las boquillas

Área de las

boquillas,

(in)

Q

Boquillas Flujo

HSI

Boquillas

Velocidad en

las boquillas

Fuerza de

impacto en las

boquillas

in in gpm % ft/seg lbf

13 0.130 125 25% 429 309 178

13 0.130 125 25% 429 309 178

13 0.130 125 25% 429 309 178

13 0.130 125 25% 429 309 178

∑ 0.518 500 100%



En el gráfico N°4.14 se tiene el BHA que se utiliza en la perforación convencional de

los pozos del Campo Sacha.

Gráfico N°4.14: BHA de un Pozo Convencional.



La caída de presión que se tiene en el espacio anular se encuentra en la tabla

N°4.38, donde se tiene además la densidad equivalente de circulación cuando se

perfora en forma convencional.

84

Tabla N°4.38: Caída de presión en el espacio anular.

BHA Diámetro del

Hoyo

Diámetro

interno

Diámetro

externos Longitud

Régimen

de Flujo

Numero de

Reynolds

Caída de

Presión DEC

in in in ft psi ppg

Tubería Pesada 26 3 5 454 Laminar 0,38823136 0.2842022 8.92

X-Over Sub 26 2.75 7.75 2.62 Laminar 0,37671973 0.0020457

Tubería de

perforación 26 2.813 8 88.33 Laminar 0,37502745 0.0705112

X-Over Sub 26 2.75 9.5 2.53 Laminar 0,3625728 0.0023252

Collar Flotador 26 4.5 9 2.25 Laminar 0,36716423 0.0019698

Broca 26 4.25 26 2.1 Laminar 0,36716423 0.0018384

∑

551.83

0.3628927



Nota: Al calcular la caída de presión que se tiene a lo largo del espacio anular podemos sacar un promedio total de las caídas y con el mismo se

puede calcular la densidad equivalente de circulación que se tiene para la perforación convencional. El modelo utilizado para dichos cálculos es

el método exponencial y cuyas formulas están descritas en el Anexo N°2.

85

4.3. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Para realizar el análisis de lo que será perforar con Tubería de Revestimiento se

tomaron datos de dos pozos que han sido perforados con anterioridad en el país con

este tipo de tecnología, los cuales sirvieron de referencia para la propuesta tanto

técnica como económica de la perforación con Revestimiento para ser aplicado en el

Campo Sacha. Los datos que se proponen han sido facilitados por un Técnico de la

empresa Weatherford el mismo que con su experiencia ayudó para la realización del

análisis. También se tomó en cuenta la visita realizada a los dos últimos pozos

perforados convencionalmente por parte de Rio Napo CEM.

4.3.1. POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN

ECUADOR.

Se presentarán a continuación los resultados finales de la perforación con tubería

de revestimiento los cuales nos servirá para hacer el análisis tanto técnico como

económico para nuestro pozo candidato. Adicionalmente se tiene en el Anexo N°3 la

inclinación que se tuvo en la perforación de los pozos utilizando la tubería de

revestimiento para la perforación de los mismos y en el Anexo N°4 los parámetros

operacionales de los mismos.

Tabla N°4.39: Pozos perforados con tubería de revestimiento.

Pozos

perforados

con drilling

with casing

Intervalo

(ft)

Horas de

Reunión de

Seguridad

+ Armado

de BHA +

Baja a

topar

fondo +

Conexiones

Horas

efectiva de

perforación

de la

sección de

24”

Horas

totales de

la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

Perforado Nº1 46-449 6.38 11.12 17.5 0.73 36.24

Perforado Nº2 45-1000 10.1 36.45 46.55 2.1 27.4


Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.

86

Tabla N°4.40: Costo de la perforación con tubería de revestimiento.

Costo de la Perforación con revestimiento

Pozo

Tarifa

Operació

n del

Taladro

por Día

Tarifa

Operació

n del

taladro

por Hora

Horas

Trabajada

s

Costo

del

Equipo

Costo

Perforación

con tubería

de

revestimient

o

Costo

Total

Perforado

Nº1 $90,000 $3,750 17.5 $65,625 $103,009

$168,63

0

Perforado

Nº2 $90,000 $3,750 46.5

$174,37

5 $190,000

$364,37

0



4.3.2. PROPUESTA PARA LA PERFORACIÓN DE UN POZO EN EL

CAMPO SACHA CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

El siguiente análisis es realizado para la utilización de la tecnología de

Perforación con tubería de revestimiento para la empresa Río Napo. El estudio

comprende tanto un análisis técnico como la propuesta económica y que

conjuntamente con los análisis realizados anteriormente para pozos perforados

convencionalmente se realizó la comparación de las dos tecnologías de perforación

de pozos.

4.3.2.1. DATOS DE PERFORACIÓN CON TUBERIA DE

REVESTIMIENTO PARA EL CAMPO SACHA.

Tabla N°4.41: Datos Perforación con Revestimiento.

DATOS DE LA SECCIÓN DE 24"

INTERVALO

PERFORADO

BROCA

TIPO BOQUILLAS TFA ft

43-418 Zapata

Perforadora 10*14 1.503



87

Tabla N°4.42: Resumen de las operaciones de la perforación con revestimiento.

Intervalo

ft Operaciones en la Sección de 26" Tiempo/Operación

0.00 Inicio de Operación 0:00

0.00 Reunión de Seguridad previo al Armado de BHA 0:30

0.00 Arma BHA 1:00

43.00 Baja BHA hasta Topar Fondo 43ft. 0:30

43 - 418 Perforación de la Sección de 26" 13:00

418.00 Viaje de Calibración + Circulación 0:00

418.00 Corrida de la Tubería de Revestimiento 0:00



Los tiempos que se tienen en la tabla N°4.43 se los trabajó en función de los

pozos perforados en el Ecuador. Con este tipo de tecnología además se los propuso

teniendo en cuenta la experiencia en otros países gracias a la ayuda de los criterios de

un técnico en perforación con tubería de revestimiento.

Tabla N°4.43: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 24”.

Horas de

Reunión de

Seguridad +

Armado de

BHA + Baja

a topar fondo

Horas de

perforación

de la sección

de 26”

Horas de

viaje de

BHA +

Circulación

de pozo

Horas de

corrida de

revestimiento

de 20”

Horas totales

de la sección

de 26”

# días

sección

26"

ROP

(Prom)

2 13 0 0 15.0 0.63 28.8



4.3.2.2. Análisis económico de los pozos.

Para el análisis económico del Pozo candidato a ser perforado con tubería de

revestimiento se trabajó con los tiempos de perforación de la sección que se tendrá

con el revestimiento y que dependen directamente de la ROP promedio que se

propone y los costos de los servicios adicionales se realizó un análisis con el

promedio de perforación convencional el cual depende del volumen que se va a

perforar ya que al tener un volumen menor los costos también se reducirán. El

análisis volumétrico se lo realizó con la ayuda de las fórmulas de cálculos de

volúmenes descritas en el capítulo número dos.

88

Gráfico N°4.15: Curva Profundidad vs. Tiempo de perforar con revestimiento



Tabla N°4.44: Costos promedio de la perforación de la sección de 24”.


Tarifa Operación

del taladro Por Día

Tarifa

Operación del

taladro Por

Hora

Costo tiempo

de

Perforación

de la Sección

de 26”

Costo de la

corrida de

Revestimiento

de 20”

Costo del

Tiempo de

Perforación

+ Corrida de

revestimiento

$34,407.43 $1,433.64 $21,504.64 $0.00 $21,504.64


Costo de la

Cementación en


Costo del

Fluido en la

Sección de 26”

Costo

control de

solidos

Costo

control

Litológico

Costo Total

de los

Servicios de

la sección

de 26"

$ 21,748.7 $ 9,057.6 $ 9,065.09 $1,234.38 $ 41,105.8

Costo de Accesorios

Costo Total

de la

Sección de

26” Costo de la Broca

Costo de los

centralizadores

+ Costo de la

Zapata

Convencional

Costo

Servicio

Drilling with

Casing

Costo Total

de

Accesorios

$0.00 $0.00 $89,954.69 $89,954.69 $152,565.13



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 3 5 8 10 13 15 18

PR

OFU

ND

IDA

D (

ft)

TIEMPO (Hrs.)

Perforación Con Casing.

Perforacion con Casing

89

4.3.2.3. Hidráulica para la perforación con tubería de revestimiento en el

Campo Sacha.

La realización de un análisis hidráulico para la perforación de un pozo utilizando

la tubería de revestimiento es de vital importancia ya que con este análisis

comprenderemos de mejor manera las ventajas que tiene la utilización de tuberías de

gran diámetro para perforar un pozo.

En el grafico N°4.16 se tiene la ficha técnica de la zapata perforadora perforable

que se propone para la perforación de un pozo en el Campo Sacha. La zapata

perforadora perforable es una zapata DPA4419X la misma que es una zapata tipo

PDC de cuatro aletas las mismas que son perforables y se tiene cortadores de 19

milímetros, con lo que se garantiza la perforación del pozo.

Gráfico N°4.16: Ficha Técnica de la zapata DPA4419X.


La zapata perforadora perforable es una DPA4419X, a continuación se detalla el

significado de la zapata:

90

Tabla N°4.45: Significado de la zapata tipo DPA4419X

Parámetro Significado

D Defyer

P La estructura de corte principal es tipo PDC

A El tipo de material del núcleo es de Aluminio

4 La cantidad total de aletas son 4

4 La cantidad de aletas que son perforables son 4

19 El tamaño de los cortadores son de 19 milímetros.

X

La X es una característica especial cuyo significado es

que consiste en una zapata que tiene cortadores

combinados



La zapata perforadora perforable tipo DPA4419X se la propone para la

perforación de un pozo del Campo Sacha pensando en la litología que se tiene que

atravesar, ya que este tipo de zapata puede atravesar litologías con una dureza

intermedia a intermedia-dura, con lo que queda totalmente garantizado que la

perforación de la primera sección de un pozo del Campo se la desarrolle sin mayores

inconvenientes. En el gráfico N°4.17 se tiene el tipo de formación que puede perforar

este tipo de zapata.

Gráfico N°4.17: Rango de las formaciones a perforar con la zapata tipo

DPA4419X.


91

BHA que se utiliza en la perforación con tubería de revestimiento se observa en el

gráfico N°4.18, donde se nota la diferencia de perforar convencionalmente.

Gráfico N°4.18: BHA para la perforación con Revestimiento.


En la tabla Nº4.46 se tienen los diferentes tipos de collares flotadores que se

utilizan en la perforación con tubería de revestimiento.

Tabla N°4.46: Tipos de Collares Flotadores

Tamaño

Diámetro

exterior

(OD)

Diámetro

interior

(ID)

Rango de

peso

in in in Lb/ft

9-5/8 10.63 8.865 33.3-53.5

10-3/4 11.75 10.056 32.75-65.7

11-3/4 12.75 11.020 42-71

13-3/8 14.38 12.579 48-78

16 17 15.124 65-109

18-5/8 20 17.755 87.5-139

20 21 19.125 94-139

Elaborado: Galo Torres


92

Para la perforación de un pozo en el Campo Sacha se utilizará la misma tubería de

revestimiento usada en los siete pozos perforados convencionalmente la cual tiene las

siguientes características: tubería de revestimiento de 20" de diámetro exterior, grado

de acero K-55, libraje 94 lb/ft y tipo de conexión BTC. Para este tipo de tubería de

revestimiento se realizó un análisis del torque que se esperaría al utilizarla como

tubería de perforación, el mismo que se presenta en el siguiente gráfico.

Gráfico N°4.19: Torque esperado para la perforación con tubería de revestimiento.


En base al gráfico N°4.19 se tiene el torque para la perforación con tubería de

revestimiento el mismo que no sobrepasa el límite de torque permitido para este tipo

de tubería de revestimiento, con lo que se puede utilizar este tipo de tubería para la

perforación de un pozo sin tener mayores restricciones.

La zapata perforadora perforable tipo DPA utiliza boquillas intercambiables de

cobre las mismas que se pueden modificar para tener una mejor hidráulica al

momento de perforar un pozo, es por este motivo que se realizaron tres simulaciones

hidráulicas cambiando el diámetro de la boquilla para determinar la mejor

configuración al momento de perforar un pozo del Campo Sacha, para nuestro

análisis se realizará simulaciones con tamaños de boquillas de 12, 13 y 14 in de

diámetro con lo que varía el TFA de la zapata para cada caso.

93

A continuación se tiene la hidráulica para los distintos arreglos de boquillas.

En la tabla N°4.47 y N°4.48 se tiene el primer análisis hidráulico que se realiza para

una configuración de 13/32 in, siendo esta configuración la misma que se utiliza en

la perforación convencional con una broca tricónica, la única diferencia que en

nuestro caso se tienen 10 boquillas a diferencia de 4 que se utilizan en la perforación

convencional.

Tabla N°4.47: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*13/32in.





Caudal 500 gpm

Área total de flujo (TFA) 1.296 in2

Caballaje Hidráulico (HSI) 0.08 HHP/in2

Diámetro exterior de la tubería de revestimiento 20 in




Tabla N°4.48: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*13/32in.

Diámetro

de las

boquillas

Área de las

boquillas,

(in)

Q

Boquillas Flujo

HSI

Boquillas

Velocidad en

las boquillas

Fuerza de

impacto en

las boquillas

in in gpm % ft/s lbf

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

13 0.130 50 10.0% 27 124 28

∑ 1.296 500 100%



94

El análisis hidráulico se desarrolla para una configuración con un diámetro de

boquillas de 12/32 in el mismo que es de un tamaño menor que el anterior y con este

análisis veremos el comportamiento hidráulico que se tendría al perforar con esta

configuración de boquillas. La hidráulica para esta configuración la tenemos en las

tablas N°4.49 y N°4.50.

Tabla N°4.49: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*12/32in.





Caudal 500 gpm


Caballaje Hidráulico

(HSI) 0.11 HHP/in

2

Diámetro exterior de la

tubería de revestimiento 20 in





Diámetro

de las

boquillas

Área de las

boquillas, (in)

Q

Boquillas Flujo

HSI

Boquillas

Velocidad en

las boquillas

Fuerza de

impacto en

las boquillas


12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

12 0.110 50 10.0% 44 145 33

∑ 1.104 500 100%



95

La siguiente configuración de boquillas es mayor a las dos anteriores y con este

análisis se pretende ver el comportamiento hidráulico de la perforación de un pozo en

el Campo Sacha cuando se tiene un TFA mayor. El análisis hidráulico se lo detalla en

las tablas N°4.51 y N°4.52.

Tabla N°4.51: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*14/32.





Caudal 500 gpm


Caballaje Hidráulico

(HSI) 0.06 HHP/in

2

Diámetro exterior de la

tubería de revestimiento 20 in





Diámetro

de las

boquillas

Área de las

boquillas, (in)

Q

Boquillas Flujo

HSI

Boquillas

Velocidad en

las boquillas

Fuerza de

impacto en

las boquillas


14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

14 0.150 50 10.0% 18 107 25

∑ 1.503 500 100%



96

Como se puede observar en el análisis hidráulico mostrado en las tablas anteriores

la mejor configuración de las boquillas para perforar con tubería de revestimiento es

la configuración de 10 boquillas de un tamaño de 14/32in las mismas que nos dan

una menor caída de presión en las boquillas, debido a que se tiene una mayor área en

las boquillas y de esta forma podemos aumentar el caudal con el que se va a perforar

esta sección sin tener mayores consecuencias dentro de la hidráulica. A continuación

se corre una simulación para distintos caudales con la configuración de 10*14/32in.

Tabla N°4.53: Hidráulica de la Perforación de 24”; Para distintos caudales.

Parámetros Unidades Valor Valor Valor Valor

Caudal gpm 500 600 700 800

Diámetro del Hoyo in

24 24 24 24

ΔP boquillas psi 91 131 178 232

Peso del lodo ppg 8.9 8.9 8.9 8.9

Área total de flujo (TFA) in2

1.503 1.503 1.503 1.503

Caballaje Hidráulico (HSI) HHP/in2

0.06 0.10 0.16 0.24

Diámetro exterior de la tubería

de revestimiento in 20 20 20 20

Velocidad en el anular ft/min 70 84 97 111

DEC ppg 9.12 9.14 9.15 9.17



Tabla N°4.54: Hidráulica en la zapata de 10*14/32in para distintos caudales.

Diámetro de

las boquillas

Área de las

boquillas, (in) Caudal

HSI

Boquillas

Velocidad en

las boquillas

Fuerza de

impacto en las

boquillas

in in gpm ft/s lbf

14 0.150 500 18 107 25

14 0.150 600 30 128 35

14 0.150 700 48 149 48

14 0.150 800 72 171 63



97

En las tablas N°4.53 y 4.54 al variar el caudal teniendo una misma configuración

de boquillas la velocidad en las boquillas se ve afectada por el caudal es por esto que

al tener un mayor caudal la velocidad aumenta al igual que la fuerza hidráulica en la

broca (HHSI), al tener una mayor velocidad en las boquillas la limpieza del pozo se

la realizaría de la mejor manera sin tener mayor consecuencia con la cara de la

formación. Por tema de comparación solo se tomó en cuenta el caudal de 500 gpm

para nuestro análisis dentro del plan de titulación y simplemente el análisis

hidráulico mostrado en estas últimas dos tablas queda como una recomendación para

la posible perforación de un pozo en el Campo Sacha.

En la tabla N°4.55 se tiene la hidráulica de perforación con tubería de

revestimiento en el espacio anular para una configuración de boquillas 10*14/32in y

un caudal de 500 gpm, con una densidad de lodo de 8.9ppg.

98

Tabla N°4.55: Caída de presión en el espacio anular para la tubería de revestimiento.

BHA

Diámetro del

Hoyo

Diámetro

interno

Diámetro

externos Longitud

Régimen

de Flujo

Numero de

Reynolds

Caída de

Presión DEC

in in in ft psi ppg

Revestimiento

20" 24 19.124 20 418 Laminar 0.096304143 4.66227904 9.12

Collar Flotador 24 3 21 6.26 Laminar 0.071154879 0.11691024

Zapata

perforadora 24 2.813 18,6 2.83 Laminar 0.1302052 0.01850447

∑

427.09

4.79769375



Nota: Al calcular la caída de presión que se tiene a lo largo del espacio anular podemos sacar un promedio total de las caídas y con el mismo se

puede calcular la densidad equivalente de circulación que se tiene para la perforación con tubería de revestimiento. De esta forma podemos ver

que la densidad equivalente de circulación aumenta considerablemente debido a la disminución del espacio anular con lo que se tiene un

incremento significativo de la caída de presión en el espacio anular. Es por este motivo que se debe tener mayor cuidado al utilizar una densidad

de lodo diferente ya que se puede llegar al punto de fractura de la formación y causar un grave daño al pozo. Esta es una de las principales

ventajas que se tiene al perforar con esta tecnología ya que se puede utilizar una densidad menor a la que usualmente se la usa en esta sección, y

por ende esta disminución en la densidad se traduce en disminución en el costo del fluido de perforación.

99

4.4. PERFORACIÓN CONVENCIONAL VS. PERFORACION CON

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

Después de haber realizado el análisis tanto técnico como económico para los dos

tipos de perforación, convencional y con tubería de revestimiento. Se realizará la

comparación de las dos técnicas de perforación para ver las ventajas y desventajas

que se tiene al perforar con un tipo de técnica en específico.

La información para la comparación de las dos técnicas se la muestra en la

siguiente tabla N°4.56 donde se tiene la información técnica.

Tabla N°4.56: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de

Revestimiento.

Tipo de Perforación

Convencional Con Tubería de Revestimiento

Tipo de Broca Tricónica Zapata perforadora DPA4419X

Diámetro de la Broca 26" 24"

Intervalo de Perforación 43-418 ft 43-418 ft

Boquillas 4 10

Tamaño de Boquillas 13/32 in 12/32in 13/32 in 14/32 in

TFA 0,518 1.104 in2

1.296 in2

1.503in2

Densidad de Lodo 8.9 ppg 8.9 ppg

Caudal 500 GPM 500 GPM

ΔP boquillas 762 psi 168psi 122 psi 91 psi

Velocidad en el anular 19 ft/min. 70 ft/min

ΔP anular 0.362 psi 4.797 psi

DEC 8.92 ppg 9.12 ppg

Tubería de Revestimiento Casing de 20", K-55, 94 PPF, BTC

Horas Trabajadas 27.9 hrs. 15 hrs.

ROP 24.5 ft/hrs. 28.8 ft/hrs.



100

La comparación económica para las dos técnicas de perforación se la encuentra en

la tabla N°4.57.

Tabla N°4.57: Comparación Económica de las dos técnicas de perforación.

Resultado Final

Sistema de

Perforación

Convencional

20" x 26"

DwC

20"x24" Diferencia

Profundidad Promedio (ft) 418 418 0

Horas trabajadas (Hrs) 27.9 15 12.90

Costo de Operación del Rig $ 39,937.20 $ 21,274.60 $ 18,662.60

Costo de la Corrida de

Casing $ 10,537.00 $ 0 $ 10,537.00

Costo de la Cementación $ 34,105.96 $ 21,748.70 $ 12,357.26

Costo del Fluido de

Perforación. $ 14,204.01 $ 9,057.60 $ 5,146.41

Costo de la Zapata +

Centralizadores $ 5,980.97 $ 0 $ 5,980.97

Costo de Control de Solidos $ 14,215.71 $ 9,065.10 $ 5,150.61

Costo de Control Litológico $ 2,292.40 $ 1,234.40 $ 1,058.00

Costo de la Broca de 26" $ 15,000.00 $ 0 $ 15,000.00

Servicio DwC $ 0 $ 89,954.69 $ (89,954.69)

TOTAL $ 136,273.25 $ 152,565.13 $ (16,291.88)


Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM, (Weatherford South


4.4.1. Costos Invisibles

Como se pudo dar cuenta en la tabla N°4.48 la diferencia de perforar con tubería

de revestimiento es un poco más costoso que perforar convencionalmente, pese a

todas las ventajas que en la mayoría de los ítems se presenta. Es por eso que a

continuación se detallan algunos de los costos que no se los pueden cuantificar pero a

101

al final son valores que traen más beneficios cuando se perfore con tubería de

revestimiento.

1. Tiempo de cementación: Al tener menor volumen de cemento para la sección

de 20”x24” el tiempo de bombeo del cemento se reduce.

2. Tiempo no productivo del personal: Tiempo que el personal espera hasta

que comiencen las operaciones de la siguiente sección y que han llegado

desde la sección de 26”.

3. Producción diferida: Al ganar tiempo en la perforación de la sección de

20”x24” el Pozo se puede poner a producir más rápido.

4. Tratamiento de sólidos: al tener un hoyo de menor calibre la cantidad de

solidos a ser tratados es menor por ende el costo por tratar los sólidos es

menor.

En el gráfico N°4.20, se observan las gráficas de profundidad vs tiempo en donde

se compara el tiempo que se demora en perforar un pozo convencionalmente y

con la tubería de revestimiento.

Gráfico N°4.20: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de

Revestimiento.


Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM, (Weatherford South


0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

0 3 5 8 10 13 15 18 20 23 25 28 30

PR

OFU

ND

IDA

D (

ft)

TIEMPO (Hrs.)

Perforación Convencional Vs. DwC

Convencional

DwC

102

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

1. Una de las alternativas que se tiene para la perforación de un pozo de petróleo

o de gas es la aplicación de la perforación con tubería de revestimiento la

misma que presenta mayores ventajas que perforar convencionalmente.

2. La mayor ventaja que presenta la perforación con tubería de revestimiento es

la disminución del tiempo para la sección de 26”. La disminución de tiempo es

de 12.9 horas y cuyo ahorro es del 46% con respecto a la perforación

convencional.

3. La perforación con tubería de revestimiento elimina los viajes no programados

a superficie los mismos que se producen principalmente por taponamientos de

las boquillas. La zapata perforadora perforable que se utiliza en la perforación

con tubería de revestimiento cuenta con más boquillas y el efecto que se tiene

cuando se tapa una boquilla no causa mayor impacto en la perforación y se

puede continuar perforando sin mayores inconvenientes.

4. Al perforar con tubería de revestimiento cuyo diámetro es mayor que una

tubería de perforación convencional se produce un efecto denominado de

frisado o “plastering” el mismo que contribuye a mejorar la geometría del

hoyo y minimizar las pérdidas de circulación así como a tener una mayor

adherencia del lodo hacia las paredes del hoyo.

5. La tubería de revestimiento al ser de mayor diámetro que la tubería

convencional provoca que se tenga un espacio anular más reducido y por ende

la densidad equivalente de circulación se ve drásticamente afectada teniendo

como resultado una DEC de 9.12 ppg para la perforación con revestimiento

comparado con una DEC de 8.92 ppg para la perforación convencional, y con

este resultado se puede proponer la utilización de un lodo de perforación de

menor peso con lo que se consigue que el lodo tenga un costo menor

103

comparado cuando se perfora convencionalmente. Realizado el análisis

económico se tiene un ahorro de $5,146.41 del costo del lodo al perforar con

tubería de revestimiento.

6. La caída de presión que se produce en las boquillas de la broca es menor

cuando se perfora con tubería de revestimiento debido a que se tiene mayor

número de boquillas y cuyo resultado final paso de una caída de presión de

762 psi a 91 psi al utilizar la tubería de revestimiento para perforar un pozo, el

flujo del lodo de perforación no tiene tantas restricciones que cuando se

perfora con una broca convencional, esto ayuda a que las bombas en superficie

no necesiten tanta fuerza para superar las caídas de presión que se producen en

el sistema.

7. La velocidad del flujo en el espacio anular es mayor cuando se perfora con

tubería de revestimiento, y esto ayuda a que la limpieza del pozo sea más

eficiente y que los ripios salgan más rápido a superficie.

8. Al tener una mayor limpieza del pozo debido a la velocidad en el espacio

anular la velocidad de penetración ROP es mayor que cuando se perfora

convencionalmente, siendo esta una de las razones en la disminución del

tiempo que se demora en perforar la sección, la ROP promedio para la sección

es de 28.8 ft/hr al perforar con tubería de revestimiento comparada con

24.5ft/hr que es la ROP que se tiene para la perforación convencional.

9. El costo total de la utilización de la tubería de revestimiento para la

perforación de un pozo del Campo Sacha es mayor que cuando se perfora

convencionalmente, teniendo en cuenta que la perforación con tubería de

revestimiento presenta mayores beneficios, y cuya diferencia en el costo es de

$16,061. Adicionalmente existen costos invisibles que no se lo pueden

cuantificar cuando se utiliza este tipo de tecnología, pero se los detalla para

que la empresa operadora los tenga en cuenta al momento de comparar las dos

técnicas y de esta forma se note que al perforar con tubería de revestimiento se

tiene un ahorro adicional.

104

10. Al ser la perforación con tubería de revestimiento más costosa, se propuso que

la perforación de la sección de 26” sea más profundo con lo que no se lo pudo

realizar debido a que al perforar más profundamente en la sección se tiene un

costo adicional de la tubería de revestimiento de 20” y la perforación tendría

un mayor costo y no sería económicamente factible perforar más profundo en

esta sección.

5.2. RECOMENDACIONES

1. Para la perforación con tubería de revestimiento se recomienda trabajar con un

caudal mayor que cuando se trabaja convencionalmente y de esta forma tener

una limpieza del hoyo más eficiente, sin que se vea afectado la hidráulica de

perforación.

2. Para futuros trabajos investigativos dentro de esta área de estudio se

recomienda tener un registro eléctrico o una prueba de Leak off test para la

realización del perfil de presiones del Campo para de esta forma sea más

precisa la selección del peso de lodo a utilizar en el pozo y adicionalmente

seleccionar apropiadamente la profundidad de asentamiento de la tubería de

revestimiento.

3. Se recomienda que al utilizar la técnica de perforación con tubería de

revestimiento se utilice un lodo de menor peso debido a que la densidad

equivalente de circulación es mayor que cuando se perforar un pozo

convencionalmente y de esta forma tener un costo menor del lodo de la

sección y evitar de esta forma problemas como un posible fracturamiento de

las formaciones.

4. Al perforar con tubería de revestimiento se recomienda bombear píldoras

viscosas mínimo cada dos paradas para tener una limpieza del hoyo adecuado

y de esta forma evitar problemas durante la perforación.

5. Debido a que la perforación con tubería de revestimiento es más caro que

perforar convencionalmente se recomienda hacer un análisis técnico y

económico para la utilización de esta tecnología en la siguiente sección del

pozo (Sección de 16” * 13 3/8”), teniendo en cuenta que este tipo de

105

tecnología solo se la puede aplicar en las secciones verticales. Además se debe

considerar un análisis de anticolisión con pozos cercanos debido a que al

perforar con tubería de revestimiento no se cuenta con herramientas para

determinar la inclinación, orientación y es indispensable la toma se surveys

para no tener problemas durante la perforación de un pozo con este tipo de

tecnología.

6. Se recomienda realizar un estudio de las diferentes técnicas de perforación de

un pozo para determinar cuál de estas técnicas trae mayores beneficios al

momento de perforar un pozo siempre y cuando sea económicamente rentable.

106

CAPITULO VI

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

6.1. BIBLIOGRAFÍA

Departamento de Geociencias. (2015). Reseña Histórica del Campo Sacha.

Quito: ORNCEM.

Schlumberger, (2013). Tecnología de Perforación - Escuela de perforación.

Mazzaferro G. (2006). Drilling with Casing, Nuevos requerimientos para

conexiones-Tenaris

Piasco L. (2006). Experiencias en la aplicación de Casing Drilling en la

perforación de pozos y de gas-Tenaris.

Tenaris (2013). Perforación con Casing y Tubing-Soluciones-Tenaris.

Weatherford South América LLC (2015) - Línea TRS-Drilling with Casing.

Ghidina D. (2013). Productos tubulares para reducir el costo total. (Siderac-

Tenaris).

ORTIZ S. Benito, GONZÁLEZ G. (2005). Ingeniería para la Perforación no

Convencional, Aplicando Análisis Triaxial para Determinar Esfuerzos Críticos.

CIPM, Mexico.

TESCO (2010). Casing with Drilling – Eliminación de tiempos no productivos y

aumento de producción.

DRILLING, B. H. (2006). Manual de fluidos para perforación. Houston, USA.

107

6.2. WEBGRAFÍA

http://bibdigital.epn.edu.ec/simple-search?query=perforacion+de+pozos.

Recuperado el 20 de Noviembre del 2015 a las 17:00

http://www.drillstarindustries.com/fr/oil_and_gas/index/fiche/menu/drilling/i

d_fiche/Z-Reamer?gclid=CM-WitX60sUCFYNDaQodAB8ATA. Recuperado

el 1 de Diciembre del 2015 a las 18:00

http://www.slb.com. Recuperado el 1 de Diciembre del 2015 a las 21:00

http://www.slb.com/services/drilling/drilling_services_systems/casing_drillin

g.aspx. Recuperado el 4 de Diciembre del 2015 a las 20:00

https://www.google.com.ec/search?hl=es419&q=casing+drilling&gbv=2&sa

=X&oi=image_result_group&ei=8t9dVfimBPsQSDhYLQCQ&ved=0CCoQs

AQ&tbm=isch. Recuperado el 12 de Diciembre del 2015 a las 21:00

http://www.weatherford.com/products-services/well-construction/tubular-

running-services/total-depth-services/drilling-with-casing-services.

Recuperado el 15 de Diciembre del 2015 a las 21:00

http://bibdigital.epn.edu.ec/simple-search?query=perforacion+de+pozos

http://www.drillstarindustries.com/fr/oil_and_gas/index/fiche/menu/drilling/id_fiche/Z-Reamer?gclid=CM-WitX60sUCFYNDaQodAB8ATA

http://www.drillstarindustries.com/fr/oil_and_gas/index/fiche/menu/drilling/id_fiche/Z-Reamer?gclid=CM-WitX60sUCFYNDaQodAB8ATA

http://www.slb.com/services/drilling/drilling_services_systems/casing_drilling.aspx

http://www.slb.com/services/drilling/drilling_services_systems/casing_drilling.aspx

https://www.google.com.ec/search?hl=es-419&q=casing+drilling&gbv=2&sa=X&oi=image_result_group&ei=8t9dVfimB-qPsQSDhYLQCQ&ved=0CCoQsAQ&tbm=isch



108

SIMBOLOGÍA

°API Gravedad especifica del petróleo en grados API.

bls Barriles.

ICDT Herramienta de conducción interna.

C Capacidad.

Ci Capacidad Interna.

L Longitud.

Id Diámetro interno de la tubería.

Vi Volumen Interno.

Ca Capacidad del anular.

Od Diámetro externo.

Vin Velocidad del fluido en la parte interna de la tubería.

Van Velocidad del fluido en el espacio anular.

Q Caudal.

DM Diámetro mayor.

dm Diámetro menor.

DEC Densidad equivalente de circulación.

ρf Densidad del fluido.

TVD Profundidad vertical verdadera.

ΔPEA Caída de presión por fricción en el espacio anular.

ppg Libras por galón.

109

D Profundidad.

ft Pies.

in Pulgadas.

RPM Revoluciones por minuto.

gpm Galones por minuto.

MW Peso de lodo.

TQ Torque.

WOB Peso sobre la broca.

ROP Rata de penetración.

TFA Área total de flujo.

DWC Perforación con tubería de revestimiento.

HHSI Fuerza hidráulica en la broca.

Prf Presión de Fractura.

Pp Presión de poro.

v Relación de Poisson.

S Presión de sobrecarga.

ρFi Densidad promedio de la formación.

110

CAPITULO VII

ANEXOS

ANEXO N°1: Litología del Campo Sacha en la Sección de 26”.

Muestra Profundidad Litología

Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita

1 50-100 0 10 60 30

2 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita

150 30 10 40 20


189 10 20 40 30


200 40 30 20 10

111


289 60 20 20 0


300 40 20 40 0


340 30 30 40 0


350 10 30 60

112


360 10 20 70 0


370 0 10 80 10


380 0 20 70 10


390 0 20 70 10


400 30 60 10

Fuente: Geoservice – Reporte de perforación – Taladro CCDC-28


113

ANEXO N°2: Modelos Reológicos:

Fuente: Manual de Hidráulica de perforación de Pozos de petróleo: (Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).

114

ANEXO N°3: Inclinación que se obtuvo en los dos pozos perforados en el

Ecuador.

Pozo: Perforado N°1

DwC: 20in x 24in, Profundidad: 450 ft

Tiempo efectivo de Perforación: 11.12 hrs, ROP promedio de perforación: 36.2 ft/hr.



DwC: 20in x 24in, Profundidad: 1,000 ft

Tiempo efectivo de Perforación 36,45 hrs.

ROP promedio de perforación: 27.4 ft/hr.


115

ANEXO N°4: Gráfico de parámetros operacionales de los dos pozos perforados en el Ecuador.



116



universidad central del ecuador facultad …...a mi tutor el ing. marcelo benítez, por guiarme a lo...

Documents