universidad tecnolÓgica...
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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
CARÁTULA
“METODOLOGÍA U OPERACIÓN DE LOS COMPONENTES DEL BHA
PARA LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
EN EL CAMPO GUANTA DE PETROPRODUCCIÓN”
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE
PETRÓLEOS
Autor: Edisson Gustavo Lozada Chasiluisa
Director de Tesis: Ing. Irving Salazar
QUITO – ECUADOR
2010
III
DECLARACIÓN
DEL CONTENIDO DEL PRESENTE TRABAJO, SE RESPONSABILIZA EL
AUTOR.
EDISSON GUSTAVO LOZADA
IV
CERTIFICACIÓN
CERTIFICO QUE ESTE TRABAJO FUE DESARROLLADO EN SU TOTALIDAD
POR EDISSON GUSTAVO LOZADA CHASILUISA BAJO MI SUPERVISIÓN.
ING. IRVING SALAZAR
DIRECTOR DE TESIS
VI
DEDICATORIA
A Dios por haberme dado salud e intelecto para concluir con mi tesis.
A mis padres Wilson y Melva por brindarme su apoyo económico y moral durante mi
vida estudiantil.
VII
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por tener unos padres que me ofrecen todo su amor y apoyo
incondicional en todo momento recibido. A mis hermanos Luis y Ana por su aprecio y
bondad.
Mi eterna gratitud a las personas que conforman PETROECUADOR por darme la
oportunidad de realizar mi tesis en las instalaciones de PETROPRODUCCIÓN y al
Ingeniero Héctor Román Franco Jefe de Ingeniería de Petróleos del Área Lago Agrio
por su invaluable cooperación.
Un agradecimiento especial al Ingeniero Irving Salazar por su invaluable colaboración
para la realización de esta tesis y mi reconocimiento sincero a la Universidad
Tecnológica Equinoccial por haber forjado los pilares de mi carrera.
VIII
ÍNDICE GENERAL
PÁG.
CARÁTULA __________________________________________________________ II
DECLARACIÓN _____________________________________________________ III
CERTIFICACIÓN ____________________________________________________ IV
DIRECTOR DE TESIS _________________________________________________ IV
CARTA DE LA EMPRESA ______________________________________________ V
DEDICATORIA ______________________________________________________ VI
AGRADECIMIENTO ________________________________________________ VII
ÍNDICE GENERAL __________________________________________________ VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO______________________________________________ IX
ÍNDICE DE FIGURAS ________________________________________________ XVI
ÍNDICE DE TABLAS ________________________________________________ XVI
ÍNDICE DE ANEXOS _______________________________________________ XVII
RESUMEN _______________________________________________________ XVIII
SUMMARY ________________________________________________________ XXI
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
PÁG.
CAPÍTULO I __________________________________________________________ 1
1. INTRODUCCIÓN ___________________________________________________ 1
1.1. Objetivo General _________________________________________________ 3
1.2. Objetivos Específicos ______________________________________________ 3
1.3. Justificación _____________________________________________________ 4
1.4. Idea a defender __________________________________________________ 4
1.4.1. Unidad de análisis _____________________________________________ 4
1.4.2. Variable Independiente _________________________________________ 4
1.4.3. Variables Dependientes _________________________________________ 5
1.5. Métodos de investigación __________________________________________ 5
1.6. Técnicas de investigación __________________________________________ 5
CAPÍTULO II _________________________________________________________ 6
2. PERFORACIÓN _____________________________________________________ 6
2.1. Operaciones de Perforación _________________________________________ 6
2.1.1. Técnicas de Perforación _________________________________________ 7
2.1.2. Lodo de perforación ____________________________________________ 7
2.1.3. Revestimiento y Cementación ____________________________________ 8
X
2.2. Equipo de Perforación _____________________________________________ 9
2.2.1. Sistema de potencia (motores) ___________________________________ 10
2.2.2. Sistema de levantamiento ______________________________________ 11
2.2.3. Sistema circulatorio ___________________________________________ 13
2.2.4. Sistema rotatorio _____________________________________________ 15
2.2.5. Sistema de sarta de perforación __________________________________ 16
2.2.6. Sistema de control de flujo de pozo _______________________________ 17
2.2.7. Sistema de equipo misceláneo ___________________________________ 18
2.3. Tipos de Perforación _____________________________________________ 20
2.3.1. Perforación Vertical ___________________________________________ 21
2.3.2. Perforación Direccional ________________________________________ 21
2.3.3. Perforación horizontal _________________________________________ 23
2.3.4. Perforación multilateral ________________________________________ 25
2.4. Herramientas de Perforación _______________________________________ 26
2.4.1. Drill Collar (Botellas) _________________________________________ 26
2.4.1.1. Short Drill Collar (Botellas Cortas) ___________________________ 26
2.4.1.2. Non-Magnetic Drill Collar __________________________________ 27
2.4.1.3. Short-Non Magnetic Drill Collar _____________________________ 27
2.4.2. Float Sub (Intercambiador de Diámetro de Rosca) ___________________ 28
2.4.3. Bit Sub (Porta Broca) __________________________________________ 28
2.4.4. Junk Sub (Canasta de Desperdicios) ______________________________ 28
XI
2.4.5. Extensión Sub (Extensión de Canasta) ____________________________ 29
2.4.6. Heavyweight Drill Pipe (Tubería de Perforación de Pared Gruesa) ______ 29
2.4.7. Stabilizer (Estabilizadores) _____________________________________ 30
2.4.7.1. Welded-Blade Stabilizer ____________________________________ 30
2.4.7.2. Integral-Blade Stabilizer ____________________________________ 31
2.4.7.3. Sleeve-Type Stabilizer (Estabilizadores tipo Camisa) _____________ 31
2.4.7.4. Clamp-On Stabilizer (Estabilizadores de Abrazaderas) ____________ 32
2.4.7.5. Estabilizadores De No Rotación ______________________________ 33
2.4.7.6. Estabilizadores de Aleta Reemplazable (RWP) __________________ 33
2.4.7.7. Estabilizadores de Bajo Calibre ______________________________ 33
2.4.8. Roller Reamer (Rimadores de Rodillo) ____________________________ 34
2.4.9. Underreamer (Rimador de Bajo Calibre)___________________________ 35
2.4.10. String Reamer (Rimador de Sarta) _______________________________ 35
2.4.11. Key-Seat Wiper (Limpiadores de Ojos de Llave) ___________________ 36
2.4.12. Turbine (Turbina) ___________________________________________ 37
2.4.13. Bent Sub (Sustituto de Inclinación) ______________________________ 37
2.4.14. Orienting Sub (Herramientas de Orientación) ______________________ 38
2.4.15. Bent Orienting Sub (BOS) _____________________________________ 38
2.4.16. Hole Opener (Abridor de Agujero) ______________________________ 38
2.4.17. Bull Nose __________________________________________________ 39
2.4.18. Section Mill (Sección de Moledores) ____________________________ 39
XII
2.4.19. Whip-Stock (Abridor de Ventanas) ______________________________ 40
2.4.20. Drilling Jars (Martillos de Perforación) ___________________________ 40
2.4.21. Shock Absorver (Absorbedor o Amortiguador de Vibraciones) ________ 41
2.4.22. Rebel Tool _________________________________________________ 41
2.4.23. Motores de Desplazamiento Positivo (PDM) ______________________ 41
2.4.24. Drill Bits (Brocas de Perforación) _______________________________ 42
2.4.24.1. Brocas Cónicas “Roller Cone Bits” __________________________ 42
2.4.24.2. Brocas con Cortadores Fijos “Fixed Cutted Bits”________________ 44
2.5. Conceptos de BHA _______________________________________________ 47
2.5.1. BHA Rotatorios o Estándares ___________________________________ 47
2.5.2. Teoría sobre BHA rotatorio _____________________________________ 50
2.6. Problemas comunes con los BHA ___________________________________ 50
2.6.1. Efectos de La formación _______________________________________ 50
2.6.2. Brocas desgastadas ___________________________________________ 51
2.6.3. Sidetrack accidental ___________________________________________ 52
2.6.4. Broca descalibrada ____________________________________________ 53
2.6.5. Pegamiento por Diferencial _____________________________________ 53
2.6.6. Parámetros de Perforación ______________________________________ 54
2.7. Equipos Y Herramientas del BHA __________________________________ 56
2.8. Formaciones productoras en la Cuenca Oriente _________________________ 57
2.8.1. Formación Hollín _____________________________________________ 57
XIII
2.8.2. Formación Napo _____________________________________________ 58
2.8.2.1. Napo Basal ______________________________________________ 59
2.8.2.2. Napo Inferior _____________________________________________ 60
2.8.2.3. Napo Medio ______________________________________________ 60
2.8.2.4. Napo Superior ____________________________________________ 61
2.8.3. Formación Tena ______________________________________________ 61
CAPÍTULO III _______________________________________________________ 62
3. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUANTA-DURENO ____________________ 62
3.1. Geología _______________________________________________________ 63
3.2. Litología _______________________________________________________ 64
3.3. Etapas Previas a la Perforación _____________________________________ 66
3.3.1. Locación a perforar ___________________________________________ 67
3.3.2. Movimiento del RIG a la locación ________________________________ 74
3.4. Elección del Método de Perforación para el Pozo _______________________ 79
3.4.1. Procedimiento para perforar el pozo ______________________________ 79
3.4.1.1. Procedimientos técnico-administrativos previos__________________ 79
3.4.1.1.1. Evaluación Económica del Programa de Exploración __________ 79
3.4.1.1.2. Sustentación y Aprobación del Prospecto ___________________ 80
3.4.1.1.3. Localización Geográfica del Prospecto _____________________ 80
3.4.1.1.4. Declaratoria Ambiental _________________________________ 81
XIV
3.4.1.1.5. Requerimientos Ministerio de Recursos Naturales no Renovables 82
3.4.1.1.6. Proceso de Licitación/Contratación de Servicios ______________ 83
3.4.1.1.7. Inspección Física Equipo de Perforación ____________________ 83
3.4.1.1.8. Planeación /Ejecución Obras de Infraestructura_______________ 83
3.4.2 Establecer la Cuenca Oriente para la perforación _____________________ 85
3.5. Programa de perforación __________________________________________ 87
3.5.1. Elaboración Informe de Pre-perforación ___________________________ 87
3.5.2. Diseño del Programa de Perforación ______________________________ 88
3.5.3. Desarrollo de las Operaciones ___________________________________ 89
3.5.4. Interventoría de las Operaciones _________________________________ 90
CAPÍTULO IV _______________________________________________________ 91
4. PERFORACIÓN DEL POZO GUANTA 18D. ____________________________ 91
4.1. Procedimiento de la Perforación (Operación) __________________________ 91
4.2. Tipos de BHA utilizados durante la Perforación _______________________ 122
4.3. Evaluación e Interpretación de los Registros __________________________ 129
4.3.1. Generalidades del Pozo _______________________________________ 130
4.3.2. Evaluación de Registros Eléctricos ______________________________ 131
4.3.3. Resultados _________________________________________________ 133
4.3.4. Intervalos a Probarse _________________________________________ 134
4.4. Sumario de las Actividades _______________________________________ 136
XV
4.4.1. Perforación del Pozo Guanta-18D. ______________________________ 136
4.4.2. Costos_____________________________________________________ 147
CAPÍTULO V _______________________________________________________ 149
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _____________________________ 149
5.1. Conclusiones __________________________________________________ 149
5.2. Recomendaciones _______________________________________________ 151
GLOSARIO _______________________________________________________ 153
BIBLIOGRAFÍA ___________________________________________________ 158
ANEXOS _________________________________________________________ 157
XVI
ÍNDICE DE FIGURAS
FIG.01 Esquema de una Torre de Perforación ________________________________ 9
FIG.02 Motor de Fondo ________________________________________________ 21
FIG.03 Perforación Direccional. __________________________________________ 22
FIG.04 Perforación Horizontal.___________________________________________ 24
FIG.05 Perforación Multilateral. __________________________________________ 25
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. BHA inicial __________________________________________________ 122
Tabla 2. BHA direccional ______________________________________________ 123
Tabla 3. BHA Direccional______________________________________________ 124
Tabla 4. BHA de Limpieza _____________________________________________ 125
Tabla 5. BHA Acondicionador __________________________________________ 126
Tabla 6. BHA Direccional entre 6275‟ y 7847‟ _____________________________ 127
Tabla 7. BHA Direccional entre 7847‟ y 9457‟ _____________________________ 128
Tabla 8. BHA Direccional entre 9457‟ y 10518‟ ____________________________ 129
Tabla 9. Datos Generales del pozo Guanta-18D _____________________________ 131
Tabla 10. Salinidades del agua de Pozos Vecinos ___________________________ 132
Tabla 11. Intervalos a Probarse __________________________________________ 135
Tabla 12. Costos Totales _______________________________________________ 148
XVII
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Vista vertical Plan Vs Survey Actual Guanta – 18D __________________ 160
Anexo 2. Vista Horizontal Guanta – 18D __________________________________ 161
Anexo 3. Peso del lodo real Vs Peso del lodo programado ____________________ 162
Anexo 4. Cellar del Pozo Guanta-18D ____________________________________ 163
Anexo 5. Broca Tricónica De 12-1/4” ____________________________________ 164
Anexo 6. Estabilizador de Aletas Espirales ________________________________ 165
Anexo 7. BOP para ser Colocado en la Subestructura del Taladro ______________ 166
Anexo 8. Llave Hidráulica _____________________________________________ 167
Anexo 9. Equipo de Mezclado de Cemento ________________________________ 168
Anexo 10. Sacos de Cemento Tipo G _____________________________________ 169
Anexo 11. Cabeza de Cementación 13-3/8” ________________________________ 170
Anexo 12. Pozo Guanta-18D ___________________________________________ 171
XVIII
RESUMEN
La perforación direccional consiste en la perforación de pozos de petróleo y/o gas con
inclinación y dirección controlada, estos pozos pueden en la práctica ser considerados
convencionales de alto grado u horizontales, esta consideración corre bajo la
experiencia y capacidad tecnológica de riesgo que asume cada Compañía Perforadora.
Para el logro de este objetivo se emplean herramientas de dirección y ángulo mientras se
perfora (MWD) las cuales permiten navegar a través de las formaciones objetivo,
adicionalmente se utilizan herramientas de registro mientras se perfora (LWD) las
cuales sirven de referencia para mantener el pozo en el objetivo predeterminado.
La parte más crítica para un Perforador Direccional es el diseño y orientación del BHA
(Ensamblaje de Fondo) por otro lado el objetivo de toda empresa operadora es
minimizar viajes por cambios de BHA. En resumen tanto la empresa operadora como la
empresa de prestación de servicios que se encarga del direccionamiento del pozo
quieren perforar un pozo hasta la Profundidad Total lo antes posible, la reputación de un
Perforador Direccional depende, en gran parte, del juicio y “sentir” que asuma para
elegir el BHA apropiado para una situación dada. Es importante mantener una
mentalidad abierta acerca del diseño del BHA. Se puede creer que se tiene el BHA
calculado, hasta que se muda a una nueva locación. Y darse cuenta que pocos o
ningunos de sus BHAs anteriores trabajan como lo esperaba. Esto es entendible al
comienzo ya que diseñar BHA no es una ciencia, si no un arte.
XIX
Cuando un Perforador Direccional “novato” llega a un área, la única ayuda que posee en
seleccionar los BHAs es el conocimiento del comportamiento de pozos perforados
anteriormente.
El objetivo principal de esta tesis es ofrecer un medio de ayuda a estudiantes y personas
que están relacionadas en el ámbito petrolero acerca de las consideraciones a tomarse en
el diseño de Ensamblajes de Fondo (BHA) en Perforaciones Direccionales en el
Campo Guanta en el Ecuador.
El contenido de esta tesis está presentado de la siguiente manera:
En el primer capítulo se trata de las consideraciones generales, se da conceptos básicos
sobre lo que es la perforación direccional se explica cual es el objetivo de perforar
direccionalmente, se detalla cuales son las ventajas y desventajas de perforar
direccionalmente.
El segundo capítulo es el marco teórico, el más importante de la tesis, ya que en este
capítulo se dan las consideraciones básicas que se deben tener en cuenta al momento de
hacer el diseño del BHA, como también conceptos de perforación más detallados.
XX
En el tercer capítulo se presenta la selección del pozo para describir las tareas de
perforación, el cual contiene los antecedentes del campo, etapas previas a la
perforación, elección del método de perforación para el pozo, programa de perforación.
En el cuarto capítulo se da a conocer la perforación del pozo Guanta 18D, el
procedimiento (operación) de la perforación en dicho pozo y la evaluación e
interpretación de los registros utilizados.
Y para concluir en el capítulo quinto se plantea las conclusiones y recomendaciones
generadas a través del presente trabajo.
XXI
SUMMARY
The directional drilling consists on the perforation of wells of petroleum and/or gas with
inclination and controlled address, these wells can in the practice to be considered
conventional of high grade or horizontal this consideration runs under the experience
and technological capacity of risk that it assumes each drilling Company. For the
achievement of this objective address tools and angle are used while of it perforates
(MWD) which allow to navigate through the formations objective, additionally
registration tools are used while it is perforated (LWD) which serve as reference to
maintain the well in the predetermined objective.
The most critical part for a Directional driller is the design and orientation of the BHA
(Bottom Hole Assembly) on the other hand the objective of all oil companies is to
minimize trips for changes of BHA. In summary as much the company operator as the
company of benefit of services that they takes charge of the directionally of the well
want to perforate a well as soon as possible until the Total Depth, the reputation of a
Directional Driller depends, largely, of the trial and ´´feel´´ that they assumes to choose
the appropriate BHA for a given situation. It is important to maintain an open mentality
about the design of the BHA. One can believe that one has the calculated BHA, until
they moves to a new lease. And to realize that few or any of their previous BHAs work
as they waited for it. This is understandable at the beginning to design BHA is not since
a science, if not an art.
XXII
When a Directional driller ´´rookie´´ arrives to an area, the only help that it possesses in
selecting the BHAs it is the knowledge of the behavior of wells drilled previously.
The main objective of this thesis is to offer a means of help to students and people that
are related in the oil environment about the considerations to take in the design of
Bottom Hole Assembly (BHA) in Directional Drilling in the Field Guanta in the
Ecuador.
The content of this thesis this presented in the following way:
In the first chapter it is the general considerations, it is given basic concepts on what is
the directional perforation it is explained which is the objective of perforating
directionally, it is detailed which are the advantages and disadvantages of perforating
directionally.
The second chapter is since theoretical mark the most important in the thesis in this
chapter the basic considerations they are given that should be had in bill to the moment
to make the design of the BHA, as well as detailed perforation concepts.
XXIII
In the third chapter the selection of the well is presented for the perforation tasks, which
contains the antecedents of the field, previous stages to the perforation, election of the
perforation method for the well, perforation program.
In the fourth chapter it is given to know the perforation of the well Guanta 18D, the
procedure (operation) of the perforation in this well and the evaluation and
interpretation of the used registrations.
At the end in the chapter five they are outlined somes conclusions and recommendations
generated through the present work.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El petróleo y el gas raramente se encuentran donde se formaron, una vez sucede esto,
migran en dirección a la superficie a través de los poros de las rocas. Un gran porcentaje
del petróleo que migra logra alcanzar la superficie donde el gas se esparce en la
atmosfera y el petróleo liviano se evapora quedando tan solo un deposito de brea, el
restante que no se ha quedado en la roca madre o en la superficie, logra acumularse en
donde encuentran una barrera rocosa impermeable, para esto, el gas disuelto en el
petróleo disminuye la viscosidad, haciendo más fácil su movilización.
La zona donde se ha producido la pérdida de permeabilidad constituye la llamada
trampa petrolífera. Se define como trampa toda anomalía geológica de origen tectónico
o litológico que da techo al almacén (zona donde desaparece la porosidad y la
permeabilidad).Un reservorio o rocas almacén son las que presentan características
adecuadas para la acumulación de petróleo, como las más importantes están su
porosidad (porcentaje de la roca ocupada por huecos comunicados o no) y su
permeabilidad (capacidad de un fluido para circular libremente entre los poros de la
roca).
La única manera de saber realmente si hay petróleo, es mediante la perforación de un
hueco o pozo. En Ecuador las arenas productoras de un pozo están normalmente bajo
los 7000 pies dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentre la
2
estructura geológica o formación seleccionada por los geólogos, con posibilidades de
contener petróleo.
Básicamente el extraer petróleo, es una tarea interdisciplinaria en sus tres partes básicas
exploración, perforación y explotación, considerando la que compete aquí, la
perforación, la tecnificación y procedimientos han hecho que el perforar un pozo
dependa de diferentes practicas y sistemas.
La perforación de pozos direccionales rinde sustanciales beneficios económicos por
concepto del resultante aumento de producción, debido a que mediante esta técnica se
incrementa el área de drenaje de la formación productora, obteniéndose de esta forma
considerables mejoras del índice de productividad.
Las tasas de ganancia o incremento de ángulo y las condiciones locales dictaran la
selección de equipos, para perforar las diferentes secciones del pozo. Algunos equipos
son estándares como los BHA convencionales (BHA sin motor) o bent sub (sustituto de
inclinación) con straight motors (motores rectos) o sterable motors (motores de
navegación).
El Perforador Direccional formula un plan de perforación antes de perforar el pozo pero
debe prepararse a modificar ese plan, cuando el guía la broca al objetivo de la formación
y recibe más información geológica. Hasta ahora, el perforador direccional tenía que
manipular la tubería de perforación basado en medidas mientras perforaba (MWD) de
hecho esto tenía su dificultad debido a la distancia entre la broca y el dispositivo de
3
medida, usualmente de 60 a 100 pies, dependiendo del ensamblaje de fondo. En muchos
casos, los pozos tuvieron que perforarse a través del fondo o tope del yacimiento debido
a que estos datos no estaban disponibles en la broca.
Esta tesis quiere dar a conocer los principios de un BHA como también su operación y
diseños .El objetivo es dar amplias referencias al momento de seleccionar un BHA
adecuado y tomar decisiones correctas en la perforación.
1.1. Objetivo General
Conocer los métodos y fundamentos técnicos del BHA que se aplican en la perforación
de un pozo en el Distrito Amazónico.
1.2. Objetivos Específicos
Conocer y determinar cuáles son las formaciones a perforar en el pozo.
Estudiar las características y condiciones en las que se encuentra el pozo en
cuestión.
Conocer los componentes de un BHA de perforación.
Determinar la metodología de la operación.
Conocer los procedimientos y operaciones que se presentan en el pozo Guanta-
18D del campo Guanta.
(Determinar la perforación definitiva del pozo.)
4
1.3. Justificación
En esta tesis se dará a conocer a los estudiantes y técnicos que están involucrados en la
industria petrolera, referente a la información de los procedimientos a realizarse en una
perforación como también las técnicas y equipos utilizados para el correcto desempeño
de la perforación del pozo, con esto quiero llegar a que profesionales y estudiantes de la
industria petrolera tengan un instrumento de consulta, académico y técnico el cual les
permitirá conocer las operaciones y el trabajo que se realiza para perforar correctamente
un pozo con el BHA (Ensamblaje de Fondo del Pozo).
1.4. Idea a defender
El aprendizaje y reconocimiento del BHA para los procedimientos en las tareas de
perforación de un pozo. Y de esta manera poder desarrollar un programa óptimo de
perforación.
1.4.1. Unidad de análisis
Perforación del pozo Guanta 18D.
1.4.2. Variable Independiente
Metodología u operación del BHA de perforación.
5
1.4.3. Variables Dependientes
Acceso a la información de campo.
Datos técnicos de los equipos y las herramientas para la perforación.
1.5. Métodos de investigación
Para la revisión de los parámetros obtenidos durante la perforación del pozo se utilizara
el Método Analítico, para la estructuración de la tesis con los datos obtenidos a lo largo
de la investigación se utilizará el Método Sintético y cuando se tome en cuenta datos
estadísticos de otros pozos se utilizará el Método Deductivo.
1.6. Técnicas de investigación
Revisión de documentación de pozos aledaños.
Revisión de literatura técnica relacionada con trabajos de perforación de pozos.
petroleros.
Consultas en internet.
Consulta a expertos en el manejo de perforación de pozos.
CAPÍTULO II
6
CAPÍTULO II
2. PERFORACIÓN
La perforación es un método que se utiliza para perforar pozos tanto de exploración
como de producción, hasta profundidades superiores a 10000 pies. Para perforar en
tierra pozos sísmicos de poca profundidad se utilizan perforadoras ligeras montadas
sobre camiones. Para abrir los pozos de exploración y de producción se utilizan
perforadoras rotativas móviles y flotantes, semipesados y pesados. El equipo de
perforación rotativa se monta sobre una plataforma de perforación con una torre de 30 a
40 m de altura, y comprende una plataforma giratoria, motor, mezcladora de lodo y
bomba de inyección, un malacate con cable metálico y numerosos tubos, de 27 m de
longitud cada uno aproximadamente. La plataforma hace girar un vástago de
transmisión cuadrado conectado a la tubería de perforación o también se lo hace como
top drive el cual hace girar únicamente la broca. El vástago cuadrado tiene en la parte
superior una lanzadera de lodo conectada a unas válvulas de seguridad antirreventones.
La tubería de perforación gira a una velocidad entre 40 y 250 rpm y hace girar una
barrena de fricción de bordes cortantes fijos, tipo cincel, o una barrena de rodillos con
cuchillas rotativas de dientes endurecidos.
2.1. Operaciones de Perforación
A Continuación se menciona la forma de perforaciones.
7
2.1.1. Técnicas de Perforación
La plataforma de perforación sirve de base para que los operarios acoplen y desacoplen
las secciones de tubería de perforación que se utilizan para aumentar la profundidad de
perforación. A medida que aumenta la profundidad del orificio se va alargando el tubo y
se suspende de la torre la columna de perforación. Cuando hay que cambiar una barrena,
se extrae del pozo toda la columna del tubo de perforación, separando cada una de las
secciones que la integran y disponiéndolas verticalmente dentro de la torre. Una vez
colocada la nueva barrena, el proceso se invierte y el tubo vuelve a situarse en el
agujero para proseguir con la perforación. Ha de prestarse mucha atención a que el tubo
de la columna de perforación no se disgregue y caiga en el interior del orificio, ya que
sería difícil y muy costoso recuperarlo y podría dar lugar, incluso. A que el pozo tuviera
que abandonarse. Otro problema que puede plantearse es que las herramientas de
perforación se atasquen en el agujero al detener la perforación. Por ello, una vez que se
inicia esta normalmente se continúa sin interrupción hasta terminar el pozo.
2.1.2. Lodo de perforación
El lodo de perforación es un líquido compuesto de agua o petróleo y arcilla con aditivos
químicos (por ejemplo formaldehido, cal, hidracida sódica, baritina). A menudo se
añade sosa caustica para controlar el PH (acidez) del lodo de perforación y neutralizar
aditivos del lodo y líquidos de terminación potencialmente peligrosos. El lodo de
perforación se inyecta en el pozo bajo presión desde el tanque de mezcla en la
plataforma de perforación, por el interior de la tubería de perforación hasta la barrena.
Después, el lodo asciende por entre la superficie exterior de la tubería de perforación y
las paredes del agujero y vuelve a la superficie, donde se filtra y recicla.
8
El lodo de perforación se utiliza para refrigerar y lubricar la barrena, lubricar la tubería
y expulsar del agujero de perforación los fragmentos de roca triturados. El lodo de
perforación se utiliza también para controlar el flujo que sale del pozo, al revestir las
paredes del agujero y oponer resistencia a la presión del gas, petróleo o agua que
encuentre la barrena. Se pueden inyectar chorros de lodo a presión en el fondo del
agujero para facilitar la perforación.
2.1.3. Revestimiento y Cementación
El revestimiento es una tubería pesada de acero especial que reviste el agujero del pozo.
Se utiliza para evitar el derrumbe de las paredes del agujero de la perforación y proteger
los estratos de agua dulce previniendo fugas del flujo de retorno de lodo durante las
operaciones de perforación. El revestimiento sella también las arenas impregnadas de
agua y las zonas de gas a alta presión. Inicialmente se utiliza cerca de la superficie y se
cementa para guiar la tubería de perforación. Para ello se bombea una lechada de
cemento a la tubería y se la fuerza a subir por el espacio comprendido entre el
revestimiento y las paredes del pozo. Una vez fraguado el cemento y colocado el
revestimiento, se continua con la perforación utilizando una barrena de menor diámetro.
Después de colocar en el pozo el revestimiento superficial, se montan en la parte
superior de este dispositivos antirreventones (grandes válvulas, sacos o
empaquetaduras), en lo que se denomina un árbol. Cuando se descubre petróleo o gas,
se entuba el fondo del pozo, es decir, se reviste para evitar que penetren en el agujero de
perforación tierra, rocas, agua salada y otros contaminantes, y también con objeto de
crear un conducto para las tuberías de extracción de crudo y gas.
9
2.2. Equipo de Perforación
Los equipos básicos en un taladro para perforar un pozo de petróleo, pueden ser
divididos en sistemas, cada cual encargado de una función diferente y que en conjunto
logran la puesta en marcha del taladro.
FIG.01 Esquema de una Torre de Perforación
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
10
2.2.1. Sistema de potencia (motores)
Sistema encargado de generar energía aprovechable por el taladro, especialmente para
las operaciones de levantamiento y circulación. Posteriormente a la segunda guerra
mundial las máquinas a vapor fueron remplazadas por motores diesel y hoy en día
siguen siendo muy utilizados a pesar de existir sistemas alimentados con gas natural o
energía eléctrica. Su medida de referencia es el caballo de fuerza “horse-power” o
fuerza aplicada a un objeto durante un tiempo determinado y es equivalente a 550 lb-pie
/ segundo o 33,000 lb-pie /minuto, muchos taladros modernos se encuentran en el rango
de 1.000 a 3.000 caballos de fuerza y superiores para los taladros que alcanzan
profundidades mayores a los 20.000 pies de profundidad, además de los requerimientos
extra para alumbramiento auxiliar, suministro de agua, aire comprimido y demás
exigencias.
En taladros más recientes la transmisión de energía se realiza mediante convertidores de
torque o acoplamientos hidráulicos, con transmisión por fluido en lugar de cadenas
(hasta el malacate y mesa rotaria) y correas (hacia las bombas) como en los primeros
taladros, incluso algunos derivan su energía de motores generadores (eléctricos) de
velocidad variable.
11
Equipo:
Plantas generadoras (Electric set generators)
Tanques de combustibles
Tanques de agua (Water tank)
2.2.2. Sistema de levantamiento
Debido al desgaste, la necesidad de sacar la sarta del hoyo la cubre el sistema de
levantamiento, que es el componente del taladro que levanta y baja lo que se introduzca
en el pozo, que además suministra la tensión torsional para enroscar o desenroscar las
conexiones. La parte principal del sistema es la torre, definida por la cantidad de carga
vertical que pueden aguantar, además de la fuerza del viento horizontal que aguanta, su
altura indica su poder, una torre de perforación moderna puede ser capaz de soportar 1.5
millones de libras y resistir vientos de hasta 130 millas por hora con su tarima llena de
tubería. Taladros con mayor capacidad existen y permiten colgar del Encuelladero
paradas hasta de cuatro juntas (120 pies aprox.); el siguiente componente en
importancia es el malacate que debe ser capaz de levantar secciones de tubería de
cientos de miles de libras, detener y sostener con su freno principal, la sarta, que es
suplido con un freno auxiliar eléctrico o hidráulico. Quien transmite la fuerza tensional
es un cable de acero de 1 1/8 de pulgada de diámetro en adelante, según los
requerimientos de las operaciones. Por seguridad se mantiene un registro detallado de su
12
uso en forma de toneladas-milla (1 tonelada trasladara una milla de distancia), al
exceder su límite de uso (según el manufacturante del cable) se elimina o degrada. El
bloque corona se ubica en el tope de la torre, sus poleas ranuradas pueden tener un
diámetro de hasta 5 pies o más. El bloque viajero es más pequeño y se ubica justamente
por encima del gancho, y se traslada arriba y abajo al meter o sacar la sarta. El bloque
corona tiene una polea más que el bloque viajero. Por lo tanto un arreglo de 10 cables
requiere el uso de seis poleas en el bloque corona y cinco en el bloque viajero, así la
capacidad del levantamiento del sistema de cable puede aumentarse agregando más
poleas.
Equipo:
Corona (Crown block)
Encuelladero (Monkey board)
Torre (Derrick)
Polea viajera (Travelling block)
Gancho (Hook)
Elevador y brazos (Elevator and arms)
Malacate (Draw work)
Cabeza de gato (Cat head)
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Freno (Brake)
Indicador de peso (Weight indicator)
Consola del perforador (Driller console)
Subestructura (Subestructure)
Cable de perforación (Drilling line)
2.2.3. Sistema circulatorio
Es la suma de las pérdidas de potencia en el sistema de transmisión hacia las bombas o
sistema por donde circula el fluido de perforación, sobre la base de este valor de
potencia para circular, se determinará la potencia de los motores de las bombas y el
caballaje hidráulico teórico que deberán transmitir; se ubica su inicio en el lugar del
almacenamiento de materiales para el fluido de perforación; continúa a través de las
bombas y equipos mezcladores de lodo, hasta llegar al extremo final que serán los
tanques de lodo . Así la trayectoria del lodo comienza en el tanque de lodo y se conduce
a la tolva donde se mezcla con las arcillas y otros ingredientes que vienen en sacos. De
ahí pasa por las bombas que lo envían por el tubo conductor y la manguera de la Kelly
hasta la unión giratoria; luego se lo bombea a través de la broca, el lodo retorna con los
cortes de la formación por el espacio anular, cuando llega a la superficie, pasa por los
preventores; la línea de retorno de lodo lo lleva a la zaranda ubicada por encima del
tanque asentador. La porción de lodo que se puede usar de nuevo será la filtrada a través
de la zaranda, después pasará al tanque para su reciclaje. Los ripios (lutita) se llevan a
14
través de la bandeja de lutita hacia el tanque de reserva que se utiliza para almacenar los
desechos. Los agitadores en los tanques de lodo mantendrán una mezcla uniforme de
líquidos y sólidos; además el sistema incorpora un des-arenador y un eliminador de lodo
para remover las partículas finas que no se registraran en el tanque asentador, y un des-
gasificador al vacío para sacar rápidamente el gas atrapado.
También hace alusión a las piscinas de cortes o depósitos de lodo, donde se le limpia y
elimina el agua, proceso llamado dewatering, para verterla o usarla según las
especificaciones ambientales del área.
Equipo:
Tanques de lodo (Mud tanks)
Bombas de lodo (Mud pumps)
Tubería elevada (Stand pipe)
Manguera de lodo de perforación (Drilling Mud hose)
Línea de retorno de lodo (Mud return flow line)
Zaranda de lodo (Mud shale shaker)
Eliminador de lodo (Desilter)
Des-arenador (Desander)
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Des-gasificador (Degaser)
Depósitos de lodo (Mud disposal)
Depósitos de agua salada (Salt water disposal)
2.2.4. Sistema rotatorio
Proporciona la energía que permite que la sarta gire y perfore, su componente principal
es la mesa rotaria encargada de transmitir el torque a la sarta, así el sistema de poder le
transmite movimiento a esta, que a su vez transmite movimiento por la tubería hasta la
broca. No obstante la mesa rotaria puede ser reemplazada por un sistema denominado:
Top Drive, que permite aminorar el tiempo de maniobra, pues permite levantar, rotar,
roscar y desenroscar tubería y componentes de la sarta, sin necesidad de toda una
cuadrilla, en unos pocos segundos, con la posibilidad de continuar la circulación de
fluidos.
Equipo:
Unión rotatoria (Swivel)
Vástago de rotación (Kelly drill stem)
Buje de transmisión (Kelly bushing)
Mesa rotaria (Rotary table)
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2.2.5. Sistema de sarta de perforación
Es un sistema dentro de otro: el Rotativo, pero único en sí, encargado de transmitir peso
y rotación a la broca. Las tuberías que componen la sarta son: la tubería de perforación,
hechas de acero, fabricadas bajo las especificaciones del American Petroleum Institute
(API), es la tubería menos pesada, con una gran resistencia y capacidad de flexión, que
las hace importantes en pozos direccionales u horizontales, a las cuales se conecta la
unión giratoria encargada de sostener el peso de la sarta mientras rota y mientras se
bombea el fluido de perforación a través suyo. Los collares (también llamados, botellas,
cuellos de perforación) son las tuberías más pesadas y menos flexibles de la sarta, se
colocan justo encima de la broca, para suministrar peso y control direccional. A estas
dos tuberías se les suma la existencia de una intermedia, denominada: tubería de
perforación de alto peso (Heavy Weight Drill Pipe), que sirve como sección de
transición entre tuberías de poco diámetro y de gran diámetro. En cuanto al componente
penetrante-cortante (denominado broca o mecha) se encontrará en el fondo del hueco al
final de la sarta.
Equipo:
Tubo conductor (Conductor pipe)
Tubería de perforación (Drill pipe)
Collares de perforación (Drill collars)
Broca de perforación (Drilling bit)
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Revestimiento de superficie (Surface casing)
Soporte de tubería (Pipe rack)
Plancha de tubería (Cat walk)
Rampa de tubería (Pipe ramp)
Hueco de la Kelly (Mouse hole)
Hueco del sencillo (Rat hole)
Llaves (Tongs)
Contra-peso de la llave (Tong counte weight)
2.2.6. Sistema de control de flujo de pozo
Sistema encargado del control de presión, procura un período de tiempo para controlar
las presiones, que guardan las formaciones atravesadas, transmitidas por los fluidos que
contienen y los amagos de reventón que se generen. Obteniendo su potencia de la
Unidad acumuladora, con la posibilidad de eliminar el gas indeseado por el Separador
de gas.
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Equipo:
Preventor anular de reventones (Anular blowout preventers)
Preventor de ariete (Pipe rams BOP´s)
Unidad acumuladora hidráulica o neumática (Pressure acumulator)
Válvulas del estrangulador (Choke manifold)
Separador de gas (Gas separator)
2.2.7. Sistema de equipo misceláneo
Sistema que como su nombre lo indica contiene los equipos de operaciones varias que
de alguna manera apoyan o albergan los demás grandes sistemas como el caso del
contrapozo que es la caja de concreto que sella la boca del pozo y que sostiene parte del
sistema de control de flujo (BOP´s); que registra la información de las operaciones de
perforación; o las herramientas de manejo como la llave aguantadora, las llaves de
apriete, las cuñas y elevadores entre los más significativos, que permiten manejar los
componentes de la sarta. Este sistema incluso contiene los instrumentos de medición de
las variables del taladro (presiones, torque, RPM, WOB, flujo de gas, cantidad de
cortes y otros) ubicados dentro de la casa del perro, donde también puede ubicarse la
unidad de geología, (o en caseta aparte, cerca de la torre o cerca a la del lodero) donde
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mediante sensores, las monitorea paralelamente, incluso otras más (sensores en el
gancho, nivel en tanques y piscinas, cantidad de sólidos, etc.).
También aunque no sean mostrados, los equipos de rigor en seguridad, empezando por
los de uso personal: casco, botas, guantes, gafas; así como los del equipo, extinguidores,
mascarillas, lava-ojos, alarmas (según lo ocurrido: disparos de pozo, incendio, llamada
del perforador, atentado terrorista, presencia de H2S, entre otros) y de manera menos
tangible pero de excesiva importancia: los procedimientos de abandono, contra
incendio, charlas de seguridad programadas.
Equipo:
Casa del perro (Dog house)
Corredor de paso (Walk road)
Contrapozo (Cellar)
Escaleras (Stains)
Línea de levante (lifting line)
Polea de suspensión (Suspension pulley)
Unidad de línea rápida (Slick wire line unit)
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BOP
Registrador de perforación (Drilling recorder)
Herramientas de manejo (Handling tools)
2.3. Tipos de Perforación
Frecuentemente, cuando se perfora un pozo horizontal o direccional, se coloca un motor
de fondo en la parte inferior de la sarta de perforación, justo arriba de la broca, como se
muestra en la figura 01. Se le llama motor de fondo o motor de lodo “Mud Motor”
porque el lodo de perforación hace rotar la broca, es decir, cuando se usa un motor de
fondo únicamente rota la broca, y no el resto de la sarta.
El lodo bombeado a través de la sarta entra por la parte superior del motor de fondo.
Cuando el fluido de perforación presurizado es forzado a través de estator elástico y de
un motor excéntrico de acero, se aplica un torque, el cual hace que el motor rote.
El motor se conecta a un eje que transmite el movimiento “drive shaft” el cual, a su vez,
se encuentra conectado a la broca. La sarta de perforación no rota, tan solo el motor
hace rotar la broca. Sin embargo, en muchas ocasiones la broca gira, y también la sarta
está girando movida desde superficie por un Kelly o un Top Drive; cuando esto sucede,
se le llama “rotating”, rotando, cuando sólo la broca gira movida por el motor de fondo,
mientras la sarta permanece estática, se denomina “sliding” o deslizando.
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FIG.02 Motor de Fondo
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
2.3.1. Perforación Vertical
La perforación vertical es una técnica de perforación rotativa que guía la columna de
perforación siguiendo una trayectoria recta a medida que el agujero se hace más
profundo. Este método nos limita llegar a yacimientos donde la perforación direccional
lo haría mediante herramientas especiales de desviación.
2.3.2. Perforación Direccional
La perforación direccional es una técnica de perforación rotativa que guía la columna de
perforación siguiendo una trayectoria curva a medida que el agujero se hace más
22
profundo. Este método se utiliza para llegar hasta yacimientos que son inaccesibles
mediante la perforación vertical.
Asimismo reduce los costos, ya que permite perforar varios pozos en distintas
direcciones desde una sola plataforma. Este mayor alcance de perforación permite
penetrar en yacimientos submarinos desde la costa. Muchos de estos métodos son
posibles gracias al empleo de ordenadores para guiar perforadoras automáticas y tubería
flexible (espiral), que se sube y baja sin tener que conectar y desconectar secciones.
FIG.03 Perforación Direccional.
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
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2.3.3. Perforación horizontal
Se considera como un pozo altamente desviado, aquel donde la inclinación máxima
supera los 60° y un horizontal el que es perforado hasta obtenerse una inclinación de
90°. Este tipo de perforación logra en los casos en los que se implementa, la meta de
costo-beneficio que preocupa a las operadoras para maximizar la producción, sea para
alcanzar varios objetivos con un solo pozo; evitar operaciones de reentrada (reentry
wells); Extraer crudo de yacimientos extensos pero de poco espesor, que antes hacían
imposible desarrollar un campo o sortear obstáculos que solo sean esquivados mediante
este tipo de perforación. Este tipo de pozos requieren de mucha experiencia, avanzados
sistemas de navegación y equipos. Son aplicables a:
1. - Optimización de drenaje.
2. - Recobro secundario.
3. - Reservorios con depletamiento.
4. - Pozos con ratas de producción bajas.
Económicamente este tipo de perforaciones, no son emprendidas por una compañía
perforadora, sin una debida etapa de estudio y análisis costo-beneficio; No obstante,
puede una compañía ahorrase bastantes gastos optimizando el área de drenaje efectiva
de un reservorio, aún más en operaciones costa-fuera, donde las plataformas son vitales,
además de costosas. En tal caso podemos aseverar que básicamente las dos ventajas
24
principales de estos pozos con respecto a pozos inclinados convencionales son: a) el
aumento en el alcance horizontal de un pozo y b) la mayor cantidad de zona completada
a obtenerse dentro de un reservorio (tanto más, sí la formación productora es
horizontal.)
FIG.04 Perforación Horizontal.
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
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2.3.4. Perforación multilateral
Esta práctica, principalmente provee un drenaje de reservas efectivo desde un solo
wellbore, presentando a lo largo de su construcción, sendas ventanas (pozos) que son
dirigidas individualmente a un sector específico de una o varias estructuras petrolíferas
en tierra o en costa fuera, para drenar el energético que se encuentra en ellas, además
incrementa la probabilidad de interceptar y drenar los diferentes sistemas de fracturas
que se puedan presentar; a todo lo anterior se suma la atenuación del impacto ambiental.
FIG.05 Perforación Multilateral.
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
26
2.4. Herramientas de Perforación
En este punto se refiere los diferentes tipos de herramientas de perforación.
2.4.1. Drill Collar (Botellas)
Los Drill Collars son tubulares pesados de acero rígido. Estos son usados al final de un
BHA para proveer peso sobre la broca y rigidez sobre la sarta de perforación. Existen
dos tipos de Drill Collar, los lisos y espirales. En perforación direccional se utiliza los
Drill Collar tipo espiral son preferidos porque las ranuras espirales reducen el área de
contacto a la pared en un 40%. El cambio de pegamiento diferencial es reducido
grandemente. Los Drill Collar en espiral normalmente tienen un buen deslizamiento,
alivio de esfuerzos entre los bordes de la caja y el pin, y son usados de acuerdo al
criterio de la operadora.
2.4.1.1. Short Drill Collar (Botellas Cortas)
A menudo son llamados pony collar, este es simplemente la versión más corta de un
Drill Collar. Estos Short Drill Collar pueden ser manufacturados de acero especial y
pueden ser cortados en 2 o más Short Drill Collar los mismos que pueden ser aplicados
para armarse en BHA sus longitudes varían de 5‟,10‟ y 15‟ son normalmente proveídos
por Compañías de Perforación Direccional.
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2.4.1.2. Non-Magnetic Drill Collar
(Botellas Antimagneticas).
Los Non-Magnetic Drill Collar son usados no en forma espiral sino lisa, son
manufacturados en alta calidad resistentes a la corrosión de autentico hierro forjado
conocido como Monel, para aislar a la herramienta de control y registro contenida en su
interior (MWD o Steering Tool) de las interferencias magnéticas causadas por el acero
de la tubería de perforación que está más arriba.
La tecnología asociada con los levantamientos magnéticos muestra que el número de
botellas antimagnéticas requeridas aumenta a medida que se incrementa el ángulo del
pozo y la latitud del mismo. La norma es utilizar tres botellas antimagnéticas de 30 pies
cada una.
2.4.1.3. Short-Non Magnetic Drill Collar
(Botellas Cortas No Magnéticas).
Es una versión corta de Non-Magnetic Drill Collar. Estos comúnmente son hechos de
un Non-Magnetic Drill largo. Los Non-Magnetic Drill Collar pueden ser usados entre el
motor de lodo y el collar del MWD para contrarrestar las interferencias magnéticas de la
parte inferior Es también usado como herramienta de giro en el BHA particularmente
donde el calibre del agujero es inclinado y la dirección dada alcanza, altas interferencias
magnéticas finalmente el BHA para pozos direccionales a menudo usa un Short Non
Magnetic Drill Collar.
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2.4.2. Float Sub (Intercambiador de Diámetro de Rosca)
Este es un intercambiador de diámetro de rosca de una caja y pin y actúa como una
válvula flotadora, a menudo se corre sobre el motor, en un BHA convencional la válvula
flotadora es insertada sobre la porta broca (bit sub) (en el caso de un BHA pendular) o
es usado cerca de los estabilizadores y la broca. Los diseños de estas válvulas flotadoras
son muy variables, algunos pueden no usar válvulas flotadoras por problemas Kick-
control (punto de desviación) en Perforación Direccional se deberá chequear la
regulación que tenga el equipo de perforación. Esta válvula es proveida por Compañías
de Perforación Direccional.
2.4.3. Bit Sub (Porta Broca)
Es una herramienta caja por caja es directamente corrido sobre la broca y cuando no se
puede utilizar esta cerca del estabilizador (es una válvula flotadora) existe de
variedades, diámetro de acuerdo al tipo de broca y normalmente son proveídos por la
contratista de perforación.
2.4.4. Junk Sub (Canasta de Desperdicios)
Es fabricado con un acero solido especial con cuello vacio en la parte de abajo
formando una especie de canasta al final de la herramienta. Este Junk Sub es corrido
29
directamente sobre la broca, el cual recoge las piezas que pueden circular en el lodo y
que no son demasiado pesadas como para sacarlas del pozo con circulación.
2.4.5. Extensión Sub (Extensión de Canasta)
Esta es una extensión corta de canasta normalmente consta de una caja y un pin.
2.4.6. Heavyweight Drill Pipe (Tubería de Perforación de Pared Gruesa)
Esta es una sarta de perforación de pesos intermedio con dimensión idéntica al Drill
Pipe (Tubería de Perforación) el Heavy Weight tiene una pared central que nos ayuda a
proteger la caja y el pin y darle flexibilidad a la sarta lo cual reduce, las ratas de usos en
los diámetros externos de dichas tuberías. El OD de esta tubería es protegido en el
centro para contrarrestar esfuerzos abrasivos. El HWDP es menos rígido que el Drill
Collar y tiene mucho menos área de contacto. Cambios de adelgazamiento diferencial
son reducidos y los tres puntos de contacto con las paredes ayudan a una perforación
direccional. Permite reducir el torque y obtener altas r.p.m. El HWDP puede ser corrido
a través de ángulos en el agujero y cambia de dirección con menos conexión y
problemas de fatiga, los diseños para utilizarlos en el BHA también nos permite
minimizar el uso de DC en el BHA y uso de HWDP para variar el peso sobre la broca.
Para un normal trabajo de un direccional 30 juntas de HWDP serán suficientes.
30
2.4.7. Stabilizer (Estabilizadores)
Son partes indispensables usadas en el BHA para rotación en una perforación
direccional. Los estabilizadores tienen conexión caja y caja son colocados cerca de la
broca.
Los estabilizadores que tienen conexión caja y pin son también usados como una
válvula flotadora para control direccional en las paredes del agujero. Con varias
posibilidades de tipo y flexibilidad al BHA.
Estos estabilizadores son usados para:
Control de desviación.
Reduce los riesgos de pega diferencial.
Se puede rimar patas de perro y ojos de llave.
2.4.7.1. Welded-Blade Stabilizer
(Estabilizadores con Aleta Soldada).
Las aletas soldadas en el cuerpo del estabilizador son procesos de alta calidad que
encierran calentamientos y pos calentamientos en todos sus componentes, la unidad de
ensamblaje asegura la integridad del estabilizador totalmente y minimiza la posibilidad
31
de que fallen las aletas u hojas. Las aletas pueden ser rectas, semi rectas, inclinadas o en
forma espiral. Los estabilizadores de aletas soldadas no son recomendables para
formaciones duras porque pueden sufrir daños y fracturas, pero pueden funcionar sin
problemas en formaciones suaves dando una máxima rata de flujo, y son relativamente
baratas.
2.4.7.2. Integral-Blade Stabilizer
(Estabilizadores con Aletas Integrales).
Estos son hechos de una sola pieza de material, son más caros que los otros
estabilizadores. Los bordes de estos estabilizadores pueden reducir el daño que puede
ser causado por el contacto con áreas de la pared del pozo en formaciones suaves. Estos
pueden tener 3 o 4 aletas los estabilizadores normalmente son de insertos de carburo de
tungsteno (superficie de contacto de las aletas) y son recomendadas para formaciones
duras y abrasivas.
2.4.7.3. Sleeve-Type Stabilizer (Estabilizadores tipo Camisa)
Existen 2 tipos de diseño de este tipo de estabilizadores:
Estabilizador de dos Piezas (Mandril y Camisa): Las camisas son atornilladas
con tuercas especiales fuera del mandril ajustadas (torque) a un valor
32
recomendado, generalmente el torque de la camisa es bajo no hay presión de
sello en la camisa es fácil el cambio de camisa en la plataforma de perforación y
es muy usada hoy en día.
Estabilizadores de tres Piezas (Mandril, Camisa y Saver Sub): Esta camisa es
atornillada en el primer mandril y ajustado con la mano. El Saver Sub es
atornillado en el mandril de conexión y ajustada de acuerdo a los valores
recomendados. En este caso hay presión sello de presión de lodo, poner el
torque en esta pieza de conexión es de acuerdo al diámetro API de la conexión
(ósea que hay que limpiar los hombros, hilos, caja y pin) nuevamente use el
correcto torque y evitaremos problemas Down Hole Wash Out (agujero en la
tubería) lo que podría resultar en pérdida de tiempo, cambios de camisa, etc.
Por esta razón los estabilizadores tipo camisa no son mas usables desde hace
algunos años.
2.4.7.4. Clamp-On Stabilizer (Estabilizadores de Abrazaderas)
Varios diseños son conocidos como la fabricada por RED, Sarco-log, EMTEC. Estos
estabilizadores dan mayor estabilidad en el diseño del BHA y pueden ser posesionados
sobre NMDC, MWD, PDM, etc. El espacio requerido mantiene el control direccional
del pozo.
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Los estabilizadores con abrazaderas no magnéticas son variables y solicitados por
algunos clientes pero algunos son aprensivos acerca de correr las abrazaderas porque
dañan la posición del movimiento adentro (en la perforación). Algunos de ellos
dificultan a la extracción de la sarta.
2.4.7.5. Estabilizadores De No Rotación
Este tipo de estabilizadores son usados sobre el tope de un estabilizador convencional
en el BHA, son útiles para formaciones abrasivas, en la banda de caucho no gira cuando
esta perforando esto reduce el daño cuando estamos frente a las paredes del pozo y
pueden soportar una temperatura de 150 ºF.
2.4.7.6. Estabilizadores de Aleta Reemplazable (RWP)
Tienen 4 aletas de 90º son buenas para control de perforación direccional usadas en
formaciones abrasivas que pueden dar un excesivo torque.
2.4.7.7. Estabilizadores de Bajo Calibre
Es un estabilizador ajustable, tiene dos posiciones, abierta (en calibre), cerrada (en bajo
calibre). La parte extendida en calibre recibe la mayor cantidad de peso sobre la broca
entonces el candado de cierre se sujetara hidráulicamente para desactivar la bomba,
34
deben sacar un poco antes del fondo. En este caso el seguro hidráulico del estabilizador
se encontrara nuevamente en función de cierre cuando la rata de bombeo es normal.
2.4.8. Roller Reamer (Rimadores de Rodillo)
Son diseñados para mantener el calibre del agujero reduce el torque y estabilizan la sarta
de perforación ellos pueden ser de tres puntos (tres rodillos) y de seis puntos (seis
rodillos) ambos son colocados cerca de la broca para proteger su diámetro ellos pueden
ser usados particularmente en formaciones abrasivas.
Los rimadores de rodillo colocados cerca de la broca (Near bit) ayudan a prolongar la
vida útil de la misma y puede ser colocado como un Near bit estabilizado donde el
torque de la rotaria es excesivo. Algunas veces más de uno son usados, en el BHA estos
ayudan a rimar ojos de llave y patas de perro. Estos cortadores son variables y usados
para formaciones suaves, medianamente suaves y formaciones duras. Los bloques de los
cortadores y pines de los rodillos (rimadores de rodillos) pueden ser cambiados en el
sitio de perforación.
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2.4.9. Underreamer (Rimador de Bajo Calibre)
Las aplicaciones de esta herramienta son para ensanchar puentes, ojos de llave, abrir
huecos pilotos direccionales, nos sirven también para abrir agujeros cuando tenemos
restricciones en un BOP, esta herramienta es abierta hidráulicamente. Estas
herramientas mantendrán su posición abierta mientras la presión hidráulica es
mantenida, cuando las bombas son cerradas los brazos regresan hacia el cuerpo del
rimador de bajo calibre. Varios tipos de cortadores son usados en las formaciones. Los
brazos cortadores y los jets pueden ser cambiados en el sitio de perforación.
Es recomendado correr un (bull-nose) bajo el underreamer cuando se está abriendo un
agujero piloto en una perforación direccional. Esto elimina la posibilidad de tener un
accidental side track (salir de la vertical con nuevo agujero).
2.4.10. String Reamer (Rimador de Sarta)
Un rimador de sarta es diseñado para incrementar el diámetro de un ojo de llave a través
de la cual atraviesa. El cuerpo de rimador de sarta es hecho de una longitud corta de
HWDP las conexiones son normalmente hechas a las que se realizan en la tubería de
perforación. Las aletas son soldadas en el cuerpo su parte facial es sumamente dura
(carburo de tungsteno) las aletas pueden ser rectas u oblicuas. El OD de las aletas puede
ser variado pero no pueden ser más grandes que el OD de la broca usada. Es un diseño
36
muy caro y es fabricado con piezas de acero y aplicando técnicas especiales para la
formación de sección dura de la cara. Estos rimadores son normalmente corridos en la
tubería de perforación en los progresos de la formación estos nos ayudan a rimar
secciones irregulares y posibles ojos de llave. Los rimadores de sarta con diámetros
largos son diseñados para ser corridos sobre los DC ellos tienen las mismas conexiones
que se realizan en los DC.
2.4.11. Key-Seat Wiper (Limpiadores de Ojos de Llave)
En un pozo cuando se tiene ojos de llave es un gran problema. Allí se encuentra el
limpiador de ojos de llave que pueden ser corridos entre el tope del último DC y base
del primer HW, cuando se saca la tubería la parte dura de las aletas tendera a encajarse
en el primer ojo de llave (hacia arriba) la sección de esta herramienta será de rimar este,
automáticamente esta formación dejando libre el paso para los DC.
La herramienta puede ser de engranaje simple o doble, las aletas espirales tienen en su
borde facial material duro (carburo de tungsteno) que provee la acción de cortar y tiene
una buena resistencia al uso.
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2.4.12. Turbine (Turbina)
Esta herramienta utiliza mecanismo de fluido centrifugo este es totalmente diferente al
motor de desplazamiento positivo, la energía es derivada de la velocidad o volumen
directo del flujo del lodo, tiene en su interior un estator angular creando una fuerza de
rotación expuesta en el ángulo del rotor cada combinación de estator a rotor es llamada
una etapa, una turbina trabaja en diferentes etapas. Las turbinas a menudo llamadas
(turbodrill) no son usadas mucho hoy en día.
2.4.13. Bent Sub (Sustituto de Inclinación)
Son normalmente fabricados con pin y caja, la conexión de un pin del bent sub puede
ser compatible con la caja de un Motor de Desplazamiento positivo del mismo
diámetro, el pin es fabricado con ejes axiales en el cuerpo de esta herramienta, este
ángulo va inicialmente de 1º a 3º en incrementos de 1/2º, una línea o marca en el cuerpo
del bent sub esta directamente alineado en el centro de la ranura del pin, es usado como
un patrón de referencia para el posicionamiento de la cara de la herramienta (tool face)
el bent sub es usado directamente sobre el Motor de Desplazamiento positivo o turbina.
Las fuerzas en la broca siguen un cierto arco de curvatura como en la perforación.
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2.4.14. Orienting Sub (Herramientas de Orientación)
Esta herramienta es comúnmente llamada UBHO (Universal Bottom Hole Orientation).
Esta tiene conexión de pin y caja son compatibles con bent sub y NMDC. Después de
cada conexión inmediatamente deben ser torqueados y alineados directamente sobre la
línea patrón del bent sub, esta llave (marca) es el punto de carga para correr una
desviación. La Perforación Direccional y la posición del tool face en el disco de la
inclinación, está asegurado usando dos tornillos hexagonales de 3/8”. Esta herramienta
en la inclinación nos sirve para hacer correcciones en un Kick off o side track.
2.4.15. Bent Orienting Sub (BOS)
Es una combinación de bent sub y UBHO. Las ranuras del pin son compatibles con un
Motor de Desplazamiento positivo.
2.4.16. Hole Opener (Abridor de Agujero)
Es usualmente diseñado con herramientas de diámetro fijo, estos abridores de agujeros
son usados, en agujeros pilotos, son variados sus cortadores y usados en diferentes tipos
de formaciones, los cortadores y los jets pueden ser cambiados en el sitio de perforación
y son tremendamente recomendados para abrir agujeros pilotos en pozos direccionales.
39
2.4.17. Bull Nose
Es usado como guía en un agujero abierto o underreamer particularmente en agujeros
pilotos desviados. Esta herramienta guía, puede ser cóncava o solida. Algunos de estos
rimadores no tienen jet, los bull nose son corridos directamente bajo el underreamer en
algunas ocasiones el fluido directamente asciende por los jets y limpian los cortadores
ayudando al underreamer que opere normalmente.
2.4.18. Section Mill (Sección de Moledores)
Esta herramienta es usada para moler secciones de la tubería de revestimiento o casing,
usualmente usadas para operaciones de side track, la operación es similar a la de
underreamer esto incluye a seis cortadores triangulares son vestidos con carburo de
tungsteno tres de los brazos cortadores expandidos por la presión de la bomba es
aplicada. Los tres primeros cortadores iniciaran el corte del casing una vez alcanzado su
diámetro de corte automáticamente las otras tres aletas tomaran su diámetro de corte.
Cuando todos los cortadores (seis) están sobre la superficie cortada del casing se
procede a moler.
40
2.4.19. Whip-Stock (Abridor de Ventanas)
Se corre delante del Motor de Desplazamiento positivo como una herramienta de
deflexión esta herramienta puede ser corrida en agujero abierto o hueco revestido. Esta
herramienta en agujero abierto es recuperable es usada principalmente en side track y en
taladro pequeño. En hueco revestido es usado un side track dentro de un casing es un
orientador seguido de una deflexión ubicado en el flanco izquierdo, varios tipos son
usados y completados en agujeros revestidos en operaciones de side track.
2.4.20. Drilling Jars (Martillos de Perforación)
Estos son de dos diseños para aplicar percusiones ascendentes y descendentes, los
martillos de perforación son utilizados en agujeros desviados, en la sarta de tal manera
que la sarta puede mediante un martillo ascendente o descendente ser liberada en caso
de que se halle ajustada.
Los martillos pueden ser de diseño: mecánico, hidráulico o hidromecánico.
41
2.4.21. Shock Absorver (Absorvedor o Amortiguador de Vibraciones)
Los absorvedores de vibraciones en perforación son diseñados para resolver problemas
de vibración en la sarta al igual que reduce la vibración que se realiza en la broca.
2.4.22. Rebel Tool
Esta herramienta corrige el desplazamiento lateral de las brocas en las paredes del
agujero y puede tener una suave y baja tendencia al desplazamiento lateral de la broca o
puede eliminarlos completamente. Las partes izquierda y pueden ser cambiadas en el
sitio de perforación, son utilizadas en formaciones medianas. Esta herramienta puede
ser usada en inclinaciones sobre 12º y en huecos de 8 1/2” y 12 1/4”. Con la llegada de
motores navegables son a menudo pocos usados hoy en día.
2.4.23. Motores de Desplazamiento Positivo (PDM)
El avance más importante para el control de la trayectoria de un pozo es el uso de
Motores de Desplazamiento Positivo con sustituto de inclinación (Bent sub), bent
housing, o estabilizadores excéntricos.
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Los motores de desplazamiento positivo están disponibles en rango que van desde 2”
hasta más de 9” en diámetro y tienen un rango de velocidad que va desde unos 100
r.p.m. hasta más de 800 r.p.m. la velocidad requerida para una operación común varia
de 150-300 r.p.m.
El motor de desplazamiento positivo ha dado grandes usos en la perforación direccional
o en agujeros de carácter vertical; así como también en operaciones de coronamientos
(cores), rimados, moleduras y otras operaciones. La versatilidad de esta herramienta se
ajusta en excelentes funcionamientos en operaciones de pozos verticales y
direccionales, incrementando las ratas de penetración (ROP), reduce posibles daños al
casing (vibración de broca) y esfuerzos de rotación.
2.4.24. Drill Bits (Brocas de Perforación)
Los miembros de la cuadrilla instalan la broca en la parte inferior de los DC. Hay dos
tipos de brocas:
2.4.24.1. Brocas Cónicas “Roller Cone Bits”
Existen dos tipos de brocas cónicas disponibles.
43
a) Brocas con dientes de acero “Steel teeth”
Es una broca con dientes de acero, también llamada “milled tooth bit”, el fabricante
forja los dientes en el acero de que está hecho el cono. Las brocas con dientes de acero
son las más económicas; cuando se usan apropiadamente, pueden perforar por varias
horas. Los fabricantes diseñan las brocas con dientes de acero para perforar formaciones
blandas, medias y duras.
b) Brocas con Insertos de Carburo de Tungsteno “tungsten carbide inserts”.
En las brocas con insertos de Carburo de Tungsteno, el fabricante introduce y presiona
insertos muy duros de Carburo de Tungsteno en huecos perforados en el cono de la
broca. El Carburo de Tungsteno es un metal muy duro.
Brocas con insertos de Carburo de Tungsteno son más costosas que las brocas con
dientes de acero. Sin embargo, usualmente duran más debido a que el Carburo de
Tungsteno es más resistente al desgaste que el acero. En general, las brocas de Carburo
de Tungsteno perforan desde formaciones medianas hasta muy duras, y también
formaciones blandas.
Las brocas para formaciones blandas generalmente perforan mejor con un peso
44
moderado y altas velocidades de rotación. De otro lado, las brocas para formaciones
duras usualmente perforan mejor con bastante peso y moderada velocidad de rotación.
2.4.24.2. Brocas con Cortadores Fijos “Fixed Cutted Bits”
Tres tipos de brocas con cortadores fijos existe:
a) Brocas Policristalinas de Diamantes Compactos “Polycrystalline Diamond
Compact (PDC) Bits”.
La broca PDC tiene cortadores hechos de diamantes artificiales y de Carburo de
Tungsteno. Cada cortador hecho de diamante y Carburo de Tungsteno se conoce como
compacto. Los fabricantes colocan los compactos en la cabeza de la broca. A medida
que la broca rota sobre la roca, los compactos cortan la formación.
Las brocas PDC son bastante costosas, sin embargo, cuando se usan apropiadamente,
pueden perforar en formaciones blandas, medianamente duras o duras por varias horas y
sin fallar.
45
Compacto de PDC “PDC Compact”.
La capa de un compacto de PDC es muy fuerte y bastante resistente al desgaste. Los
fabricantes adhieren los cristales de diamante al inserto de Carburo de Tungsteno a altas
presiones y elevadas temperaturas. La parte de Carburo de Tungsteno le da al compacto
de PDC alta resistencia al impacto, reforzando las propiedades de resistencia al desgaste
de los cortadores.
b) Brocas de Diamantes “Diamond Bits”.
Los fabricantes hacen las brocas de diamantes a partir de diamantes industriales. Los
diamantes son los cortadores de la broca. Los diamantes son una de las sustancias más
duras conocidas; algunos tipos de diamantes son:
Regular.
Premium.
Octaedro “Octahedron”.
Carbonado.
Magnífico “Magnific”.
46
La broca de diamantes rompe la formación comprimiéndola, cortándola o rapándola. El
diamante actúa como una lija, desgastando la formación. Los fabricantes embeben el
diamante en la matriz de metal que conforma la cabeza de la broca. Las brocas de
diamantes son costosas, sin embargo, cuando se usan adecuadamente, pueden perforar
por muchas horas sin fallar.
c) Broca Corazonadora y Barriles “Core Bit and Barrels.”
Los miembros de la cuadrilla corren una broca corazonadora y un barril cuando el
geólogo necesita un corazón de la formación que está siendo perforada. Normalmente
una broca corazonadora es una broca de cortadores fijos de PDC o de diamante. Tiene
un hueco en el medio. Esta abertura permite que la broca obtenga el corazón. Los
diamantes y PDCs se encuentran alrededor de la abertura y a los lados de la broca.
Los taladreros fijan el corazón a un barril corazonador. El barril corazonador es un tubo
especial, usualmente mide de 30 a 90 pies (9 a 27 metros). El barril corazonador se
corre en el fondo de la sarta de perforación. El se encarga de recolectar el corazón que
ha sido obtenido por la broca corazonadora. Los corazones les permiten a los geólogos
darle un vistazo a la formación. A partir de la muestra ellos frecuentemente pueden
decir si el pozo será productor.
47
2.5. Conceptos de BHA
A continuación los conceptos de BHA.
2.5.1. BHA Rotatorios o Estándares
Antes de que apareciesen las herramientas MWD y/o motores dirigibles, el
procedimiento clásico para un trabajo de perforación direccional (Por ejemplo un hueco
de 17 ´´) el KOP era como sigue:
Uno o más BHA rotatorios (Típicamente en huecos de 36´´ y 26´´) fueron
usados para la sección superior del pozo. Un BHA rotatorio de 17 fue usado
para el zapato del CSG de 20” y perforo hasta el KOP. El pozo seria
normalmente planeado para tener suficiente hueco abierto desde el casing de
20´´ hasta el punto KOP para eliminar la posibilidad de una interferencia
magnética al realizar el mismo.
Fueron bajados, una broca de (17 ´´ o menor), y un motor combinado con un
sustituto de inclinación (bent sub). Registros de desviación single-shot fueron
tomados a intervalos cortos. La inclinación del pozo fue construida a 8 grados en
formación dura y típicamente +/- 15 grados en formación más blanda. Habiendo
alcanzado el requerido azimut de este pozo (tomando el margen de azimut) este
BHA fue sacado del pozo.
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Se bajó un BHA tipo rotatorio. La inclinación fue construida cerca del ángulo
máximo requerido por el programa. Controlando los parámetros de perforación
(particularmente WOP y rpm) todo esfuerzo se hizo para mantener en curso el
azimut del pozo. Entonces este BHA fue sacado.
Después un BHA rotatorio fue bajado para mantener ángulo (lock assembly).En
un pozo tipo J, el objetivo normal era mantener la inclinación hasta el próximo
punto de csg. Variaciones pequeñas en inclinación eran permitidas. Nuevamente,
parámetros de perforación eran variados según la necesidad. Ya que el BHA era
rígido, en teoría ofrecía la mejor posibilidad de mantener el azimut del pozo
dentro de los limites prescritos
De lo anteriormente expuesto, es claro que varios viajes eran requeridos por cambios de
los BHA (aun asumiendo que el comportamiento del pozo era perfecto desde el punto
de vista del Perforador Direccional).Cuando ocurrían problemas direccionales
(comportamiento imprevisible del BHA), varios días eran a menudo perdidos. Aun peor
ocasionalmente resultaban huecos chuecos.
Con los registros por medio del MWD el Perforador Direccional tiene mayor control
sobre los intervalos. Se hizo común tomar registros en cada “single”. Mejor aún, en
formaciones suaves se hizo posible incrementar el ángulo al máximo requerido (hasta
50 grados de inclinación) con la combinación broca/motor/bent sub/MWD, sin que la
fricción no fuese excesiva. Esto eliminaba un viaje completo.
49
Con el arribo de motores dirigibles una fase completa del pozo es posible perforarla
usando un BHA que incluya una broca con motor dirigible/estabilizador/MWD
combinado en un BHA.
El significativo costo extra incurrido por usar un motor dirigible fue contrapesado por el
ahorro de tiempo en viajes, conveniencias del equipo y la reducción de desgaste de la
tubería de perforación.
La comparación de un BHA dirigido con uno clásico, es sin embargo, más complejo
que lo mencionado anteriormente. En ciertas áreas los BHA dirigibles son ciertamente
los más eficientes en costo para la Empresa Operadora. Sin embargo, existen también
muchas áreas donde el uso de los BHA convencionales es más económico. Aun mas,
usualmente la condición del pozo es mejor (menos fricción) donde más de un viaje
completo es realizado.
Es una práctica común mantener motores convencionales y sustitutos torcidos en el
taladro (RIG), donde los motores dirigibles están en uso. Están hoy como respaldo ya
que su costo de renta es relativamente barato.
50
2.5.2. Teoría Sobre BHA Rotatorio
Una vez que la deflexión o dirección del pozo (esto es el punto de arranque) ha sido
alcanzado por la broca/motor/substituto de inclinación, el resto del pozo (aparte de las
corridas de corrección) es perforado usando técnicas convencionales de perforación
rotatoria.
El BHA afecta la trayectoria del hueco. El diseño del BHA puede variar desde muy
simple (broca, DC, DP) hasta un conjunto complicado (broca, amortiguador, rimadores
tipo rollo, estabilizadores, NMDC, DC de acero, sustitutos extendidos, martillos,
HWDP y DP).
2.6. Problemas Comunes Con Los BHA
Los problemas más comunes son:
2.6.1. Efectos De La Formación
Sucede a menudo que cuando la TDV es alcanzada. El comportamiento del BHA
cambia significativamente esto es un BHA que ha mantenido su inclinación hasta los
5000‟ puede comenzar a bajar el ángulo ¿Porque ,asumiendo que el NB no se haya
desgastado, probablemente sea debido a efectos de la formación (cambios en la
formación, cambio de buzamiento, o encuentro contra la formación, etc.).Es vital
51
mantener una buena base de datos y tratar de anticipar el problema para el próximo
pozo.
Formaciones abrasivas dan problemas al Perforador Direccional. Asegúrese que la
broca tenga una buena protección del calibre. Use estabilizadores de buena resistencia a
la abrasión con un revestimiento geotérmico o inserto tipo TCLs (insertos de carburo y
tungsteno) presionados. Chequee el calibre de los estabilizadores cuando saque tubería.
Observe cortes tipo ranura en las orillas principales de los estabilizadores lo que indica
la necesidad de cambiar dicho estabilizador.
Cuando se hace difícil bajar la inclinación, algunas veces un DC de mayor diámetro
externo es usado como la parte inferior del péndulo. Otra posibilidad es usar un SDC de
tungsteno la concentración del mismo peso en un elemento mucho más corto debiese
aumentar la fuerza lateral efectiva del péndulo.
2.6.2. Brocas Desgastadas
Si la sección larga del hueco se encuentra en formaciones blandas intercalada con
incrustaciones duras, las brocas de dientes largos pueden gastarse. El ROP bajara
rápidamente, las fuerzas laterales netas decrecerán debido a la acción constante de
estabilizadores en el hueco.
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Si un BHA que ha mantenido una inclinación empezara a perder ángulo. Sin embargo,
si el punto de registro esta significativamente detrás de la roca, esta reducción en el
ángulo no será vista a tiempo. Si el desgaste de los dientes es mal interpretado como
broca embolada y se continua haciendo esfuerzos para seguir perforando, serios daños
pueden ocurrirle al pozo, como una caída de inclinación de 6º (en una pata de perro
severa).Además, una broca con dientes gastados tiende a perder dirección. Por lo tanto
es importante sacar una broca gastada.
2.6.3. Sidetrack Accidental
Debe tenerse mucho cuidado en formaciones suaves donde los BHA de
multiestabilizadores (ya sea B‟UP o L‟UP) son corridos, al alcanzar el punto de inicio
con motor de fondo/sustituto torcido. La circulación deberá romperse justo antes del
punto de inicio. El BHA deberá lavar/trabajar hacia abajo, utilizando un rango de flujo
total, él Perforador Direccional debe estar en el piso mientras esto ocurra. Si la rotación
de la sarta es absolutamente necesaria, mantenga las rpm bajos y reduzca el tiempo de
rotación al mínimo. El riesgo de que el pozo haga un sidetrack (subsecuente el costo de
poner tapón y perforar) es alto.
Varios puntos de inicio han sido perdidos en varias partes del mundo por el descuido de
el arte del Perforador Direccional cuando el punto de inicio es hecho desde un hueco
piloto en formación suave, un underreamer (escariador) o ampliador es utilizado para
abrir el hueco o aumentar su diámetro antes de correr casing. Nuevamente para evitar un
53
sidetrack indeseable, un bullnose (tapón ciego) (no una broca) y posiblemente un
sustituto corto de DC debiese correrse debajo del escariador/ampliador.
2.6.4. Broca Descalibrada
En formaciones duras es especialmente importante chequear cada broca por desgaste de
calibre etc. Cuando sacamos tubería, cuando bajamos una broca nueva y/o BHA, es
imperativo que el perforador empiece a rimar a la primera señal que el hueco este fuera
de calibre (sarta toma peso).Si el trata de arremeter la broca al fondo esta será
estrangulada. La vida de la broca será muy corta.
2.6.5. Pegamiento Por Diferencial
Cuando el pegamiento diferencial es un problema, más de tres estabilizadores pueden
correrse en un esfuerzo para minimizar el contacto de los DC con la pared. Sin
embargo, la distancia de estos estabilizadores extras, normalmente tiene que causar
poco efecto. Ellos conducen solamente al incremento del torque rotatorio.
Es vital minimizar los tiempos para tomar registros (aun con MWD) en un área con un
potencial de pegamiento diferencial.
54
2.6.6. Parámetros De Perforación
Altas r.p.m. rotatorias/top drive actúan sobre la rigidez de la sarta. Así, para control
direccional si es posibles altas rpm debe usarse durante la fase rotatoria de B‟UP, que
es cuando el BHA es más flexible.
De todas maneras es vital chequear con el Ing. de MWD por un rango aceptable de
r.p.m. (para evitar resonancia).En un trabajo nuevo las especificaciones del trabajo
(particularmente bombas de lodo y malacate deben ser chequeadas con el toolpusher.
Valores típicos para un hueco de 17 ” durante las fases rotatorias tipo elevación/rígido
con una broca de dientes de acero serían 160-170 r.p.m. La transmisión de la rotatoria
sería normalmente puesta en alta. Para un hueco de 12 ” las r.p.m. normalmente son
inferiores (eje: 100-140), debido a la durabilidad de la broca y otros factores.
Para inducir un desplazamiento hacia la derecha se recomienda disminuir las r.p.m.
siempre que la dirección del hueco lo permita. El peso sobre la broca puede ser
simultáneamente incrementado, siempre que la inclinación del hueco lo permita.
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Brocas tipo PDC normalmente tiene tendencia a caminar hacia la izquierda. Esto debe
permitirse al planear el ángulo de arranque para la etapa antes del punto de inicio. La
experiencia del área debe usarse en tomar esta decisión.
Normalmente para incrementar el rango de B‟UP, se debe incrementar el peso sobre la
broca. Sin embargo, cuando el peso sobre la broca alcanza un cierto valor, un
torcimiento en reversa puede ocurrir usando un BHA tipo B‟UP flexible (eje: 90‟ entre
NB y el estabilizador inferior).Valores máximos sugeridos de peso sobre la broca para
huecos de 17 ” son de 55000 lbs. Si la inclinación no aumenta lo suficiente con este
peso, es muy poco probable que el incremento del peso sobre la broca pueda mejorar la
situación. Observe la hidráulica o posiblemente saque herramienta para bajar un
conjunto más flexible.
Es vital que el Perforador Direccional observe cuidadosamente el rango B‟UP. Los
parámetros de perforación normalmente deben ser cambiados con frecuencia
(típicamente después de cada registro).No hay excusa para no mantener un control
estricto sobre el rango B‟UP. La operadora normalmente no se queja porque el
Perforador Direccional toma demasiados registros. Pero si le llamaría la atención si el
pozo se desvía de su curso, debido a un insuficiente control por parte del Perforador
Direccional.
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2.7. Equipos Y Herramientas Del BHA
Es la responsabilidad del Perforador Direccional de asegurarse de tener el equipo
necesario (dentro de lo razonable) Para futuros BHAs los cuales deben estar disponibles
en el taladro. Esto se aplica independientemente de si las herramientas provienen de la
Empresa Contratista Direccional, de la Operadora o terceros.
El Perforador Direccional debe chequear el equipo direccional minuciosamente al
arribar a la locación, equipo adicional debe ser ordenado con bastante anterioridad.
Suficientes motores sustitutos torcidos, etc. deben estar en la locación como repuesto.
Mencionaremos sugerencias para BHA rotatorios:
1) Usar selección de estabilizadores (normalmente una combinación tipo camisa y aletas
integradas para huecos de 17 ” o menores) cubriendo la pared en 360º, deberán estar
disponibles.
2) SDC son componentes vitales para un BHA tipo L‟up. Si es posible una selección de
SDC (eje: 5‟,10‟ y 15‟) deben estar disponibles. En un pozo donde la interferencia
magnética de la sarta (motor de fondo), se espera sea un problema durante la B‟UP,
SDC no magnéticos (en lugar de acero) deben ser proveídos.
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3) Chequee que el taladro tenga suficiente DC y tubería HW disponible.
4) Revise que la Operadora tenga suficientes boquillas de brocas de toda medida
(incluyendo las necesarias al correr motor de fondo).
5) Tenga por lo menos un DC no magnético de repuesto para cada medida. Como los
NMDC se dañan más fácilmente (roscas, espejos), dichos DC dañados deben ser
regresados al taller para ser reacondicionados al arribar los reemplazantes.
6) Cualquier XO, float sub, bit sub, etc. Requeridos más tarde, deben estar en el taladro.
2.8. Formaciones productoras en la Cuenca Oriente
Aquí se describe las formaciones productoras
2.8.1. Formación Hollín
Su localidad tipo se encuentra a lo largo del Rio Hollín que desemboca en el Rio
Misahualli, a unos 8 Km al Este de Tena. Se la encuentra en el subsuelo en la mayor
parte de la Cuenca Oriente y en el flanco subandino. La litología consiste de areniscas
cuarzosas blancas de grano medio a grueso, masivas, con estratificación cruzada. Se
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caracteriza también por capas guijarrosas delgadas con intercalaciones de Lutitas,
limonitas y arenas negras impregnadas de asfalto consta de Hollín Superior e Inferior.
2.8.2. Formación Napo
Los afloramientos tipo de la formación Napo se encuentran a lo largo del alto Napo al
Oeste y al Este de Puerto Napo, donde forman el cauce y las pendientes del Rio Napo,
desde poca distancia aguas arriba del Rio Anzu hasta 10 Km aguas abajo del pueblo de
Napo. Se encuentran además afloramientos extensos al Este de la Cordillera Real
constituyendo el Domo de Napo y los flancos del Anticlinal de Cutucú. También ha
sido encontrada en todos los pozos perforados para la búsqueda de hidrocarburos en la
Cuenca Oriental ecuatoriana.
La formación Napo consiste de una sucesión de Lutitas negras; calizas grises a negras y
areniscas calcáreas, sobreyaciendo en forma concordante a la formación Hollín en todo
el Oriente.
La formación Napo consta de tres divisiones: Napo Inferior, Napo Medio y Napo
Superior.
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En 1997, Jaillard propone la categoría de grupo a la formación Napo dividiéndola en
cuatro formaciones: Napo Basal, Napo Inferior, Napo Medio y Napo Superior.
2.8.2.1. Napo Basal
La formación Napo Basal la conforman las unidades litológicas: Arenisca Basal, Caliza
“C”, Lutita Napo Basal, Caliza “T” y Arenisca “T”.
La Arenisca Basal es la misma Hollín Superior que Vaca y otros (2003) y Rivadeneira
(2005), proponen excluirla de la formación Napo. Encontrándose constituida por
secuencias de areniscas calcáreas glauconiticas; la caliza “C” conformada por Lutitas
negras, calizas y areniscas; la lutita Napo Basal por Lutitas laminadas negras; la caliza
“T” por una alternancia de margas y calizas arenosas glauconiticas, fosilíferas y
bioturbadas y la Arenisca “T” por areniscas a veces calcáreas en la base y a menudo
glauconiticas en la parte superior, con intercalaciones de limonitas; ocurriendo esto
último exclusivamente en la parte occidental de la cuenca, donde están presentes facies
distales de la arenisca.
La arenisca “T” ha sido dividida en Arenisca “T” Principal y Arenisca “T”
(Glauconiticas).
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2.8.2.2. Napo Inferior
La formación Napo Inferior la conforman las unidades: Caliza “B”, Lutita “U” y
Arenisca-Caliza “U”.
La Caliza “B” la constituyen Lutitas laminadas; areniscas arcillosas muy glauconiticas;
bancos de calizas masivas y calizas finas. La Lutita “U” está conformada por paquetes
de Lutitas masivas con amonites; limonitas; areniscas finas y calizas a veces arenosas.
La Arenisca-Caliza “U” incluye calizas arenosas y areniscas glauconiticas.
2.8.2.3. Napo Medio
Está constituida por las unidades Caliza “A”, Arenisca “M-2” y Caliza “M-2”.
La Caliza “A”, en su parte inferior, comprende calizas masivas y laminadas con cherts
negros. La parte superior está constituida por bancos calcáreos, con delgados niveles
margosos en la base; la Arenisca “M-2”la conforman margas arenosas glauconiticas que
pasan a margas y luego a calizas hacia arriba y la Caliza “M-2” que es una secuencia
estrato-creciente de margas y calizas.
61
2.8.2.4. Napo Superior
Está constituida por las unidades: Caliza “M-1”, Lutita “M-1”, y Arenisca “M-1”.
La Caliza “M-1”, es una secuencia de calizas- lutitas- margas-calizas, siendo una facie
bastante frecuente en toda la Cuenca Oriente; la Lutita “M-1” o lutita inferior está
representada en el Rio Misahualli por margas y Lutitas calcáreas y la Arenisca “M-1”
por areniscas calcáreas, presentes solo en la parte oriental de la cuenca.
2.8.3. Formación Tena
Su localidad tipo corresponde a los afloramientos ubicados en los alrededores de Tena.
La formación Tena es una sucesión de lutitas y limonitas con numerosas intercalaciones
de areniscas claras, principalmente hacia el tope y la base; margas y calizas están en
menor cantidad. Presenta una coloración predominante de tonos rojos y marrones.
CAPÍTULO III
62
CAPÍTULO III
3. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUANTA-DURENO
El campo Guanta-Dureno fue descubierto con la perforación exploratoria del pozo
Dureno-1 completado el 5 de Julio de 1969 en el yacimiento “T”.
Este campo se encuentra localizado al Sur-Oeste de los campos Atacapi y Parahuacu y
al Sur-Este del campo Lago Agrio, localizado al Norte-Oeste de la Cuenca Amazónica
en la provincia de Sucumbíos y su extensión es de 18.4 .
En el campo se han perforado un total de 17 pozos con una producción total de 36
millones de barriles de petróleo proveniente de las Formaciones Tena, Napo y Hollín las
cuales están representadas por diferentes unidades de producción tales como la arena
Basal Tena, Areniscas “U” Superior, “U” Inferior, “T” Superior, “T” Inferior. Y la
arena Hollín.
63
3.1. Geología
En el campo Guanta-Dureno se han perforado un total de 17 pozos y según núcleo
cortado en el pozo Guanta-3 y muestras de pared tomadas en el pozo Guanta-4, estos
atraviesan sedimentos que van desde el tope de jurasico representado litológicamente
por andesitas rojas hasta sedimentos reciente del plioceno.
El campo se encuentra alineado al conjunto de campos de Atacapi, Parahuacu, y Lago
Agrio los cuales entrampan petróleo en las secuencias detríticas de las formaciones
Hollín, Napo y Tena con gravedad API de 28º.
La estructura del campo Guanta-Dureno esta geológicamente relacionado a una
estructura anticlinal fallado que se extiende con dirección preferencial Norte-Nor-Este,
Sur-Sur-Oeste limitado en el flanco este por una falla longitudinal considerada normal
con el bloque descendido hacia el Este y cuyas dimensiones son 11.5 Km de largo por
1.6 Km de ancho, área total de 18.4 .
El mapa estructural al tope de Hollín muestran un anticlinal asimétrico de rumbo
aproximado Norte-Sur limitado al este por un grupo de fallas inversas con movimiento
al rumbo de orientación Norte-Nor-Este, Sur-Sur-Oeste que cortan todo el cretáceo
verticalmente y estas se hacen litricas las cuales controlan y estructuran el campo en el
flanco este dividiendo el campo en dos sectores: Norte y Sur.
64
La configuración estructural del campo se debe a la activación de fallas antiguas de
extensión por un régimen tectónico compresivo en el cretáceo superior y la edad
asignada está entre el Huroniano-Campaniano.
La acumulación de hidrocarburo esta sobre el lado levantado de las fallas principales del
anticlinal de dirección Norte-Nor-Este, Sur-Sur-Este, mientras que en los flancos Oeste,
Norte y Sur presentan un cierre estructural con contactos agua-petróleo que limitan la
acumulación para cada uno de los reservorios.
3.2. Litología
Los yacimientos productivos del Campo Guanta-Dureno son las areniscas de Hollín,
“U” y “T” de la formación Napo y Basal Tena de la formación Tena.
En correlación realizada de las unidades productoras, la arena Hollín muestra un espesor
de arena variable el cual se mantiene continuo, en el Sur tiene un promedio de 110 pies,
en la parte central su promedio es de 120 pies mientras que la parte Norte su espesor
promedio es de 100 pies y la misma entrampa crudo de gravedad 30º API, con poca
presencia de arcillas y cuarzosa de granos medio a grueso friable, constituida en la zona
inferior por areniscas limpia con almacenamiento de crudo de 28º API con buen
escogimiento con cemento calcáreo correspondiéndole un deposito de ambiente
transicional deltaico, y un contacto de agua entre 10000 pies y 10030 pies.
65
Hacia su tope está constituida por intercalaciones de areniscas finas a media con poca
presencia de lutitas con espesor promedio de 22‟ saturados de hidrocarburos y
porosidad promedio de 12% y un ambiente de secuencia de estuario una dominada por
mareas y otra por olas.
En cuanto a la arenisca “U” de edad cenomaniano con desarrollos de barras de
desembocadura presenta un ambiente de depósito marino somero a marino marginal con
un espesor promedio de 75 pies y la misma se divide en 2 unidades de producción las
cuales mantienen su espesor en todo el campo entre 35 pies a 45 pies:
Arenisca Superior está constituida por cuarzo claro friable de granos fino, redondeado a
subredondeado, cemento calcáreo y buen escogimiento.
Arenisca Inferior (Principal) es la mejor zona del yacimiento, con desarrollos de
arena de Norte a Sur con un espesor promedio de 45 pies con una tendencia
disminuir hacia los flancos y está constituida por una arenisca de cuarzo, friable
de granos muy fino a fino, subredondeado a subangular de regular escogencia.
La arenisca “T” de edad Albiano con facies de barras de desembocadura presenta un
depósito de ambiente transicional deltaico mantiene un espesor promedio de 130 pies a
través de toda el área de Norte a Sur. Al igual que la arenisca “T” se diferencian dos
unidades de producción denominadas:
66
Arenisca Superior con un espesor promedio de 70 pies presenta espesores
saturados de hidrocarburos entre 8 a 10 pies con porosidad en el orden de 11%,
constituida por areniscas de cuarzo de color café clara verdosa y blanca, grano,
subredondeado a subangular, cemento ligeramente calcáreo con buena
escogencia.
Arenisca Inferior con un espesor promedio de 60 pies presenta espesores
saturados de hidrocarburo entre 10 pies y 12 pies con porosidad en el orden de
12% presenta la mejor zona desarrollada del yacimiento, está constituida por
areniscas de cuarzo de color gris oscura de grano fino, redondeado a
subredondeado, cemento silicio de buen escogimiento.
Por su parte, la arenisca Basal Tena de edad Maestrichtiano de ambiente marino de
sublitoral es una arenisca de cuarzo de grano fino a grueso de color café claro a veces
conglomerática mal escogida de cemento silicio a veces calcáreo y mantiene espesores
entre 12 pies a 18 pies depositado de forma irregular de los cuales, entre 4 pies y 6 pies
están saturados de hidrocarburos.
3.3. Etapas Previas a la Perforación
En este punto se refiere a las etapas antes de la perforación.
67
3.3.1. Locación a perforar (fotos)
En las siguientes fotografías se puede apreciar las locaciones a perforar.
FOTO. 1 Construcción de la Locación.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
68
FOTO. 2 Pad de la Locación.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
69
FOTO. 3 Vista Aérea del Pad de la Locación.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
70
FOTO. 4 Locación Completa.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
71
FOTO. 5 Rig CPV-16 de PDVSA
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
72
FOTO. 6 Subestructura del Taladro.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
73
FOTO. 7 Tuberías en la Locación.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
74
FOTO. 8 Campers.
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
3.3.2. Movimiento del RIG a la locación
El día 15 de Marzo del 2008 inicia el trasteo del taladro.
75
DÍA 1
De 6:00 a 6:00 Inician desarmado y movilización del RIG CPV-16 en el pozo Guanta-
18D con personal de PDVSA.
DÍA 2
De 6:00 a 6:00 Continúa desarmado y movilización del RIG CPV-16 en el pozo
Guanta-18D con personal de PDVSA.
Movilizado: 7%, Desarmado: 5%.
Nota: Se necesita maquinaria (plumas, winches, plataformas, etc.)Para continuar en la
movilización.
DÍA 3
De 6:00 a 18:00 Continúa desarmado y movilización del RIG CPV-16 en el pozo
Guanta-18D con personal PDVSA.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para continuar desarmado.
Movilizado: 7%, Desarmado: 7%.
Nota: Se necesita maquinaria (grúas, winches, plataformas, etc.) para continuar en la
movilización y desarmado.
76
DÍA 4
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D (distancia=5m).
Desarmado: 25%, Movilizado: 20%, Armado: 10%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.
DÍA 5
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D.
Desarmado: 55%, Movilizado: 40%, Armado: 20%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.
DÍA 6
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D.
Desarmado: 90%, Movilizado: 50%, Armado: 25%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.
77
DÍA 7
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D.
Desarmado: 100%, Movilizado: 80%, Armado: 30%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.
DÍA 8
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D.
Desarmado: 100%, Movilizado: 80%, Armado: 37%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.
DÍA 9
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D
Desarmado: 100%, Movilizado: 100%, Armado: 45%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para continuar operaciones.
78
DÍA 10
De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D (distancia=5m).
Desarmado: 100%, Movilizado: 100%, Armado: 60%.
De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para continuar operaciones.
Nota: Se desmonta y corrige eje del malacate desde las 15:00 del 22 de Marzo hasta las
15:00 del 23 de Marzo, tiempo en el cual la Cía. de transportes ARV se mantuvo en
Stand by.
En este tiempo el taladro instalo cabezal + conjunto de válvulas y campana, apretó y
probo conjunto Diverty.
DÍA 11
De 6:00 a 18:00 Se continúa Movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo
Guanta-18D.
Desarmado: 100%, Movilizado: 100%, Armado: 100%.
El día martes 25 de marzo concluye el trasteo a las 18:00 e inician la perforación.
79
3.4. Elección del Método de Perforación para el Pozo
A continuación se menciona los procedimientos para la elección del método de
perforación.
3.4.1. Procedimiento para perforar el pozo
Como ejemplo base se toma la forma que tiene la estatal petrolera PETROECUADOR
para identificar los pasos previos a la perforación de un pozo, debido a que maneja
estándares internacionales. Lo cual se considera importante para planear la ejecución de
una perforación:
Procedimientos técnico-administrativos previos.
3.4.1.1. Procedimientos técnico-administrativos previos
De entre los procedimientos técnico-administrativos previos se tiene:
3.4.1.1.1. Evaluación Económica del Programa de Exploración
A través del ente regulador de los programas de inversión de la empresa, se evalúa el
plan de inversiones de exploración. Posteriormente, las solicitudes presupuestales son
sometidas a la aprobación del Estado.
80
3.4.1.1.2. Sustentación y Aprobación del Prospecto
La Gerencia de Exploración generará los prospectos de estudio de las cuencas
sedimentarias seleccionadas, con la siguiente información:
Objetivo(s) de producción.
Marco Geológico.
Geología del petróleo.
Reservas probables.
Evaluación de riesgo geológico.
Análisis económico.
Ubicación.
Para ser presentada ante la Administración de la Empresa, por el grupo
multidisciplinario que participó en el diseño; para sustentar técnica y económicamente
una eventual perforación. Una vez aprobado, se continúa con la etapa siguiente.
3.4.1.1.3. Localización Geográfica del Prospecto
Se desplazará al sitio la comisión técnica integrada por geólogos, geofísicos, ingenieros
civiles, ingenieros de petróleos e ingenieros ambientales, acompañados de una cuadrilla
de topografía, para localizar y evaluar el área.
81
Con la información obtenida se elaborarán los presupuestos de obras de infraestructura,
mientras la Dirección Jurídica adelanta los mecanismos de adquisición de terrenos y/o
conviene los derechos de servidumbre.
3.4.1.1.4. Declaratoria Ambiental
Las obras que puedan producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al
ambiente, o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje, deberán
presentar estudio ecológico, ambiental, económico y social previo, además, estar
licenciados por parte de entidad competente (Ministerio del Ambiente en estos casos);
de modo que PETROECUADOR se obliga a presentar para cada prospecto a perforar
contemplando:
Justificación del prospecto.
Objetivo del estudio.
Área de influencia.
Caracterización del proyecto.
Entorno natural.
Entorno socioeconómico.
Evaluación y calificación de efectos.
Adecuación de obras de infraestructura.
Control y tratamiento de efluentes.
Plan de monitoreo ambiental.
82
Programa de contingencias.
Interventoría ambiental.
3.4.1.1.5. Requerimientos Ministerio de Recursos Naturales no
Renovables.
Coordenadas geográficas.
Elevación del terreno con respecto al nivel del mar.
Profundidad total aproximada.
Diseño mecánico del pozo propuesto.
Plano de la ubicación en el área donde se muestre la distancia del pozo al
lindero, su ubicación exacta y la del mojón de referencia.
En pozos de desarrollo, debe referirse la reducción de espaciamiento entre
pozos, formación productora y su profundidad.
Adicionalmente:
Impacto ambiental estudio y resoluciones.
Programa de perforación detallado.
Plano del área y localización respectiva, tamaño carta, indicando la escala.
Mapa estructural de la zona.
Dos líneas sísmicas interpretadas de la estructura.
Informe geológico y geofísico.
Justificación técnica de pozos direccionales.
83
Y durante la perforación, se informará quincenalmente al ministerio las actividades.
3.4.1.1.6. Proceso de Licitación/Contratación de Servicios
En este proceso se elaboran los presupuestos de gastos detallados para los servicios
básicos de perforación (Equipo de perforación - Fluidos de perforación - Registros
eléctricos y cañoneo – Cementaciones - Pruebas de formación - Control ambiental).
Para ser aprobados por el Comité Ejecutivo de la Empresa. Posteriormente se licita y se
contrata.
3.4.1.1.7. Inspección Física Equipo de Perforación
Según la selección de equipos, se debe evaluar física, visualmente y por conteo, todos
los componentes de los equipos ofrecidos como prerrequisito para adelantar una mejor
evaluación y recomendación de adjudicación.
3.4.1.1.8. Planeación /Ejecución Obras de Infraestructura
Se procederá al diseño y construcción de las obras civiles de infraestructura, en caso de
no ser las operaciones heli-transportadas. Estas construcciones deben observar los
siguientes aspectos:
84
Restricciones gubernamentales para el uso del terreno.
Efecto de las operaciones en la salud y seguridad públicas.
Tolerancia máxima permisible de las coordenadas gauss, al ubicar la estaca
respectiva
Aplicación de las Guías de Manejo Ambiental para la actividad de perforación
pre y post-operación.
Selección de la ruta más apropiada para la vía de acceso.
Aplicar la distribución de planta de las partes del equipo y equipos accesorios,
buscando la seguridad de los vientos en contra de los campamentos en una
eventual fuga de H2S.
Interrupción de riego para cultivos ubicados en el área.
Cálculo de los cimientos para torres de equipos de perforación, la base del
terreno donde se colocará el equipo, para soportar las cargas máximas del peso
del gancho y lo que soporta, más la tubería que se soporta en la torre y el peso de
la torre misma.
Plan de contingencia en caso de una eventual inundación por lluvia.
Al ser un proyecto adelantado por una entidad del Estado, está sujeto a seguimiento y
control de gastos por parte del administrador-ordenador del proyecto respectivo para
este caso en particular , corresponde al Departamento de Perforación aplicar los
mecanismos de control existentes, en lo operacional y en lo presupuestal, de manera que
la administración pueda:
85
Disponer de los fondos sobrantes con destino a otro(s) proyecto(s).
Trasladar fondos desde otros proyectos, para garantizar la continuidad de las
operaciones y los programas.
Solicitar la apropiación de presupuestos adicionales, ante el Departamento de
Planeación Nacional del Estado.
Suspender los programas de perforación de la vigencia, ante la carencia de
fondos suficientes.
3.4.2 Establecer la Cuenca Oriente para la perforación
CUENCA ORIENTE
El Oriente ecuatoriano es parte de la plataforma pericratónica o cuenca de tras-arco,
desarrollado entre el Cratón Guyanés al Este y el cinturón Móvil Andino al Oeste. Es un
ambiente tectónico-sedimentario que se extiende desde Venezuela a Bolivia sobre el
Este de los Andes.
La cuenca subandina ecuatoriana, conocida como Cuenca Oriente, está constituida por
secuencias sedimentarias y volcánicas que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario
y que descansan sobre un sustrato precámbrico. Con estas características estratigráficas
86
y estructurales se extiende al Norte hacia Colombia (donde es llamada Cuenca
Putumayo) y al Sur hacia Perú (donde es llamada Cuenca Marañón).La Cuenca Oriente
se estructura como resultado de esfuerzos transpresivos presentes a partir del Cretácico
terminal, los que provocan la emersión de la Cordillera Real y la formación de la cuenca
de tras-arco propiamente dicha.
Estratigráficamente en la Cuenca Oriente se encuentran las formaciones paleozoicas:
Pumbuiza y Macuma; mesozoicas: Santiago, Chapiza, Hollín, Napo y Tena; terciarias:
Tiyuyacu, Orteguaza, Chalcana, Arajuno, Curaray y Chambira; y la cuaternaria: Mesa;
las que han sido depositadas durante una sucesión de ciclos sedimentarios, separados
por periodos erosivos. Estas formaciones han sido investigados micro
paleontológicamente en el Centro de Investigaciones Geológicas Guayaquil (CIGG),en
sedimentos provenientes de afloramientos y pozos y establecida su bioestratigrafía,
como un aporte científico importante en la interpretación de la evolución de la cuenca y
en la definición de líneas de tiempo regionales que sirvan para correlacionar mejor los
niveles con características de reservorios y establecer zonas con potencial de
entrampamiento estratigráfico, contribuyendo de esta manera al descubrimiento de
nuevas reservas de hidrocarburos..
87
3.5. Programa de perforación
La elaboración del programa de perforación de un pozo se supedita a la generación del
prospecto, por parte de la Gerencia de Exploración, a partir de ello se recopila toda la
información técnica (sí existe) del área prospectiva.
3.5.1. Elaboración Informe de Pre-perforación
A este momento se conoce la información preliminar general del prospecto, para
generar un informe de factibilidad o pre-perforación, que contenga:
Localización geográfica y su jurisdicción.
Autoridades competentes en la jurisdicción.
Magnitud de las obras de infraestructura necesarias.
Fuentes seguras de suministro de agua para la operación y campamento.
Impacto inmediato en la zona de influencia.
Comunidades en el área de influencia.
Restauración posterior de áreas afectadas.
Logística operacional de movilización y apoyo a las operaciones.
Diseños mecánicos preliminares para el prospecto.
88
3.5.2. Diseño del Programa de Perforación
Con o sin información técnica de referencia, todo programa de perforación de pozos
deberá contemplar:
Parámetros Geográficos: correspondientes a la ubicación, coordenadas,
elevación, nombre del pozo, Vías de acceso, información meteorológica.
Parámetros Geológicos: es todo lo que se refiere a datos geológicos,
objetivos, antecedentes (líneas sísmicas, formaciones, litología, corazonamiento,
registros eléctricos, profundidades, presiones, reservas).
Parámetros Técnicos de Ingeniería: son los programas básicos, de
revestimiento, sarta, brocas, hidráulica, cementación, y a parámetros de
diagnostico de problemas potenciales esperados, como los perfiles de presión,
presión de fractura, presiones de poro anormales y subnormales, pruebas de
integridad, programa direccional y equipos de cabeza y control de pozo.
Parámetros de Control Ambiental: encargado del control y manejo de
sólidos, del recurso hídrico, sus vertimientos y su restauración–Plan de Manejo
Ambiental.
89
Parámetros de Seguridad Industrial: requiere la evaluación de los
equipos, entrenamiento de control de pozo y contra-incendio; identificación y
protección de áreas de riesgo de accidente, así como los planes de contingencia
requeridos.
Parámetros Económicos: presupuesto de referencia para medir el
rendimiento y eficiencia de las operaciones programadas versus operaciones
ejecutadas, sobre la base del tiempo y al gasto.
3.5.3. Desarrollo de las Operaciones
Reunión Técnica previa: antes de iniciar las operaciones de perforación
es fundamental reunirse con las compañías de servicio comprometidas, una
reunión de carácter gerencial, en la cual se ponen en conocimiento de los que
componen el proyecto, los tópicos, objetivos y expectativas que generan el
prospecto, subrayando la calidad del servicio y los compromisos contractuales.
Inspección: al personal de operaciones le corresponderá, una vez
movilizado el equipo a la localización del pozo, cotejarlo con el requerido, en lo
que compete a: Potencia, rangos de trabajo, estado, certificados de
inspección/reparación; deberán estar presentes en el proceso de armado,
sustentar los cambios, y revisar la compatibilidad con los equipos y entre los
equipos de control de pozo. Durante el transcurso de las operaciones deberán
90
adelantar pruebas de eficiencia de motores, bombas, etc. Según la normatividad
API vigente.
Generación de Reportes: La Estatal Petrolera genera los informes de
control de las operaciones de perforación, control de costos y operaciones
especiales.
3.5.4. Interventoría de las Operaciones
El ingeniero Jefe de Pozo está encargado de propender por la excelencia en la calidad de
los trabajos de las compañías de servicio. Se interesará por las diferentes operaciones y
constatará la óptima y eficaz realización de los trabajos, reparando en los costos y
tiempos de realización.
CAPÍTULO IV
91
CAPÍTULO IV
4. PERFORACIÓN DEL POZO GUANTA 18D.
Más adelante se menciona los procedimientos de perforación. de el pozo Guanta 18 D.
4.1. Procedimiento de la Perforación (Operación)
Taladro CPV-16 de la compañía PDVSA de Venezuela inicia las operaciones el 25 de
Marzo del 2008, a las 18:00 horas.
De 18:00 a 6:00 Subiendo Drill Pipe de 5” desde los caballetes a la mesa +
Armando paradas. A las 6:00 armado 61 paradas.
DÍA 1:
De 6:00 a 13:00 Continúan subiendo Drill Pipe de 5” + Heavy Weight Drill Pipe
(HWDP) 5” desde los caballetes a la mesa + Armando paradas.
De 13:00 a 14:00 Acondicionando planchada para bajar BHA.
De 14:00 a 16:00 Arma BHA # 1: Broca triconica 16” × T1GSC + bit sub + 3” DC + 6-
” REG × 4- IF X- OVER + 10” HW.
De 16:00 a 16:30 Corrigen fuga en flow line.
92
De 16:30 a 23:00 Perforan hoyo de 16” con Broca # 01 triconica desde 45‟ hasta 397‟
(352‟) Rotando de la siguiente manera:
R.O.P. promedio: 54 ft/hr, W.O.B: 15-20 KLBS, R.P.M.: 50, Torque: 5-8 KLB-PIE,
Caudal: 392 G.P.M. @ 350 PSI + Bombea 50 barriles de píldora viscosa.
De 23:00 a 23:30 Circula hasta obtener retornos limpios.
De 23:30 a 0:00 Saca sarta de perforación hasta superficie.
De 0:00 a 4:00 Quiebra BHA # 1 + Arman BHA direccional # 2 con broca PDC 16”
conecta motor 9- ” + Stab 15- + Float sub + Monel e instala pulser + Prueba
motor con 648 GPM, OK.
De 4:00 a 4:30 Orientan herramienta direccional, OK.
De 4:30 a 6:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 397‟ hasta 415‟ (18‟) deslizando.
Nota: Favor determinar zona de disposición de cortes urgente.
DÍA 2:
De 6:00 a 14:30 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 415‟ hasta 900‟ (485‟) deslizando y rotando como sigue:
R.O.P. promedio: 57 ft/hr, W.O.B: 4-8 KLBS, R.P.M: 80, Torque: 2-5 KLB-PIE,
Caudal: 780 GPM @ 2200 PSI.
93
Rotan: 415‟- 490‟. Deslizan: 490‟- 530‟. Rotan: 530‟- 600‟. Deslizan: 600‟- 650‟.
Rotan: 650‟- 730‟. Deslizan: 730‟- 780‟. Rotan: 780‟- 900‟.
De 14:30 a 16:00 Reparan desperfecto en Top Drive (Ajustando motor giratorio de top
drive) (Tiempo a cargo de PDVSA).
De 16:00 a 20:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 900‟ hasta 1232‟ (332‟) deslizando y rotando como sigue:
R.O.P. promedio: 83 ft/hr, W.O.B: 10-14 KLBS, R.P.M:80, Torque: 5-7 KLB-PIE,
Caudal: 862 GPM @ 2200 PSI.
Deslizan: 900‟- 988‟. Rotan: 988‟- 1046‟. Deslizan: 780‟- 908‟. Rotan: 1081‟- 1232‟.
De 20:00 a 21:30 Circulan fondos arriba para limpiar y alivianar anular.
De 21:30 a 6:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 1232‟ hasta 1798‟ (518‟) deslizando y rotando como sigue:
R.O.P. promedio: 61,6 ft/hr, W.O.B: 10-14 KLBS, R.P.M: 80, Torque: 2-5KLB-PIE,
Caudal: 862 GPM @ 2500 PSI.
DÍA 3:
De 6:00 a 8:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 1798‟ hasta 1983‟ (185‟) deslizando y rotando como sigue:
R.O.P. promedio: 92 ft/hr, W.O.B: 10-14 KLBS, R.P.M:80, Torque: 2-5 KLB-PIE,
Caudal: 862 GPM @ 2500 PSI.
94
Rotan: 1796‟- 1933‟. Deslizan: 1933‟- 1981‟.
De 8:00 a 9:30 Bombean 50 barriles de píldora viscosa para realizar viaje de control.
De 9:30 a 13:00 Sacan BHA direccional hasta 397‟.Bajan hasta el fondo nuevamente.
Nota: Al sacar se observa arrastre puntual de 20000 lbs. a 1048‟.Al bajar se observa
apoyo de 30000 lbs. a 1420‟ repasan hoyo desde 1420‟ hasta 1513‟ por varias ocasiones
para acondicionarlo.
De 13:00 a 21:30 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 1983‟ hasta 2828‟ (845‟) deslizando y rotando como sigue:
R.O.P. promedio: 99 ft/hr, W.O.B: 14-18 KLBS, R.P.M:80, Torque: 5-10 KLB-PIE,
Caudal: 862 GPM @ 2800 PSI.
Rotan: 1981‟- 2031‟. Deslizan: 2031‟- 2076‟. Rotan: 2076‟- 2298‟. Deslizan: 2298‟-
2358‟. Rotan: 2358‟- 2650‟. Deslizan: 2650‟- 2735‟. Rotan: 2735‟- 2828‟.
De 21:30 a 22:30 Rig Services (Engrase al Wash Pipe) + Circulan para alivianar anular.
De 22:30 a 6:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 2828‟ hasta 3390‟ (562‟) deslizando y rotando:
R.O.P. promedio: 75 ft/hr, W.O.B: 14-18 KLBS, R.P.M:80, Torque: 8-10 KLB-PIE,
Caudal: 902GPM @ 2200 PSI.
95
DÍA 4:
De 6:00 a 8:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2
PDC desde 3390‟ hasta 3488‟ (47‟) deslizando y rotando:
R.O.P. promedio: 23,5 ft/hr, W.O.B: 10-16 KLBS, R.P.M: 80, Torque: 8-10 KLB-PIE,
Caudal: 902 GPM @ 3300 PSI.
De 8:00 a 9:30 Bombean 70 barriles de píldora viscosa para realizar viaje de control.
De 9:30 a 13:00 Sacan BHA direccional hasta 1400‟. Bajan hasta el fondo nuevamente.
Nota: Al sacar se observa arrastres puntuales de 30000 lbs. a 2860‟,2760‟,2654‟.Al
bajar se observa apoyo de 25000 lbs. + Repasan hoyo para acondicionarlo, OK.
De 13:00 a 6:00 Al bajar sarta a 3112‟ se observa falla eléctrica en consola de Top
Drive. Intentan corregir desperfecto por varias ocasiones sin éxito. Se mantiene
circulando a esa profundidad + Reciprocando tubería (Tiempo a cargo de PDVSA).
DÍA 5:
De 6:00 a 6:00 Intentando reparar sistema eléctrico de Top Drive, sin éxito (Tiempo a
cargo de PDVSA).
Nota: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.
96
DÍA 6:
De 6:00 a 6:00 Intentando reparar sistema eléctrico de Top Drive, sin éxito (Tiempo a
cargo de PDVSA).
Nota: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.
DÍA 7:
De 6:00 a 6:00 Reparando sistema eléctrico de Top Drive (Tiempo a cargo de PDVSA).
Nota 1: Técnico de VARCO llega a locación a las 20:00, revisa sistemas electrónicos
del Top Drive, reemplaza tarjeta eléctrica CUVC del comando del profibus quemados,
baja programa a la tarjeta de memoria de PLC. Reemplaza base digital a la tarjeta i/o en
la consola del perforador, resetea modulo del D.B CHOOPER (Freno dinámico).
Actualmente continúa con la verificación de los parámetros en las tarjetas electrónicas
CUR del rectificador, avance 70%.
Nota 2: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.
DÍA 8:
De 6:00 a 6:00 Técnico de VARCO reparando problema eléctrico de Top Drive
(Tiempo a cargo de PDVSA).
97
Nota 1: Recupera señal en el Top Drive en panel de control de todos los parámetros.
Técnico VARCO corrigiendo falla en el CLAMP para realizar desconexión.
Nota 2: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.
DÍA 9:
De 6:00 a 11:00 Técnico de VARCO reparando problema eléctrico de Top Drive
(Tiempo a cargo de PDVSA).
De 11:00 a 11:30 Saca sarta con back reaming desde 3112‟ hasta 2922‟.
De 11:30 a 13:30 Continua sacando sarta libre desde 2922‟ hasta 1048‟ (Tope de
BHA).
De 13:30 a 17:00 Desarma y quiebra BHA direccional # 2: Motor de fondo + MWD +
Broca + Estabilizadores.
Nota: Broca presenta 3 cortadores astillados.
De 17:00 a 3:30 Técnico de VARCO con personal PDVSA reemplaza PIN de sacrificio
y válvula automática inside BOP del Top Drive + Probando válvula con 2500 PSI, gatos
hidráulicos de accionamiento de válvula inside BOP, gatos hidráulicos de
accionamiento del counter balance, stand jump and drill (OK) (Tiempo a cargo de
PDVSA).
De 3:30 a 6:00 Armando BHA direccional # 3 con broca # 2R PDC de 16” FS2563.
98
DÍA 10:
De 6:00 a 7:30 Continua armando BHA direccional # 3 con broca # 2R PDC de 16”
FS2563.Prueba motor y MWD.
De 7:30 a 8:00 Chequea válvula Kelly Cook por problemas al abrir y cerrar (Tiempo a
cargo de PDVSA).
De 8:00 a 10:00 Baja BHA # 3 hasta 3112‟.
De 10:00 a 12:00 Repasa hoyo de 16‟ desde 3112‟ hasta 3488‟.
De 12:00 a 13:00 Bombea y circula fondos arriba 60 barriles de píldora viscosa.
De 13:00 a 13:30 Saca sarta de 3488‟ hasta 3392‟ para conectar cable de potencia de la
bomba de lodo # 3 en el panel de transferencia (Tiempo a cargo de PDVSA).
De 13:30 a 6:00 Perfora hoyo 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 3488‟hasta
3496‟, rotando hasta 3578‟, deslizando hasta 3593‟, rotando hasta 3672‟, deslizando
hasta 3690‟, rotando hasta 3766‟, deslizando hasta 3776‟, rotando hasta 3860‟,
deslizando hasta 3872‟, rotando hasta 3954‟, deslizando hasta 4066‟, rotando hasta
4142‟, deslizando hasta 4156‟, rotando hasta 4332‟, deslizando hasta 4342‟, rotando
hasta 4426‟.
SPM: 180, GPM: 912, PB: 3100PSI, WOB: 16-20Klbs, RPM: 80, Torque: 5-10, Peso
sarta subiendo: 115Klbs, Peso sarta bajando: 115Klbs.
99
DÍA 11:
De 6:00 a 16:30 Perfora hoyo 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 4426‟ hasta
4441‟, rotando hasta 4519‟, deslizando hasta 4542‟, rotando hasta 4614‟, deslizando
hasta 4642‟, rotando hasta 4710‟, deslizando hasta 4733‟, rotando hasta 4804‟,
deslizando hasta 4827‟, rotando hasta 4896‟, deslizando hasta 4914‟, rotando hasta
4991‟.
SPM: 180, GPM: 912, PB: 3100 PSI, WOB: 16-20Klbs, RPM: 80, Torque: 5-10, Peso
sarta subiendo: 115Klbs, Peso sarta bajando: 115Klbs.
De 16:30 a 19:30 Bombea 60 barriles de píldora viscosa pesada para limpiar pozo.
Retorno no sale completamiento limpio. Decide sacar.
De 19:30 a 3:30 Realiza viaje corto de control de 4991‟ hasta 3109‟.
Presenta arrastres puntuales de 30-40 Klbs de 4850‟ a 4620‟, de 4410‟a 3955‟, de 3570‟
a 3495‟.
Saca con back reaming y arrastre de hasta 60 Klbs de 3920‟ a 3590‟. Saca libre de 3590‟
a 3109‟.
Baja sarta libre de 3109‟ a 3875‟, observa apoyo de hasta 40 Klbs a 3875‟. Conecta
rotaria y baja repasando de 3875‟ hasta 4140‟. Baja de 4140‟ hasta 4991‟ con apoyos
puntuales de 25-30 Klbs a 4275‟,4380‟,4660‟.
Repasa últimas dos paradas por seguridad.
De 3:30 a 6:00 Perfora hoyo 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 4991‟
hasta5009‟, rotando hasta 5095‟.
100
DÍA 12:
De 6:00 a 6:00 Perfora hoyo de 16” con broca # 2R PDC: Rotando de 5095‟ hasta
5180‟, deslizando hasta 5207‟, rotando hasta 5270‟, deslizando hasta 5298‟, rotando
hasta 5365‟, deslizando hasta 5388‟, rotando hasta 5448‟, deslizando hasta 5483‟,
rotando hasta 5553‟, deslizando hasta 5584‟, rotando hasta 5647‟, deslizando hasta
5669‟, rotando hasta 5740‟, deslizando hasta 5770‟, rotando hasta 5834‟, deslizando
hasta 5856‟, rotando hasta 5927‟, deslizando hasta 5932‟, rotando hasta 6115‟.
SPM: 170, GPM: 862, PB: 3300 PSI, WOB: 16-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 6-12.
DÍA 13:
De 6:00 a 10:30 Perfora hoyo de 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 6115‟ hasta
6142‟, rotando hasta 6275‟.
SPM: 170, GPM: 862, PB: 3300PSI, WOB: 16-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 6-12.
De 10:30 a 16:00 Bombea 40 barriles de píldora viscosa + Circulando e incrementando
peso del lodo de 10,8 LPG a 11 LPG.
De 16:00 a 19:30 Realiza viaje corto desde 6275‟ hasta 4991‟ con arrastres puntuales de
20-40 Klbs + Sacando con backreaming por arrastres fuertes desde 6211‟ hasta 6020‟.
Repasa dos últimas paradas.
De 19:30 a 23:00 Bombea 40 barriles de píldora viscosa para limpiar el pozo.
Nota: No se observa retorno de zarandas limpias. Ing. de lodos recomienda sacar.
Decide hacerlo.
101
De 23:00 a 6:00 Sacando sarta de 6275‟ hasta 3765‟.
A 6210‟ se observa arrastre de 50 Klbs, conecta bomba y rotaria, sarta empaquetada.
Trabaja con 500 PSI de presión acumulada hasta liberar, circula y repasa varias veces
hasta quedar libre.
Saca con backreaming de 6115‟ hasta 5834‟ observando altos torques 7-13 Klbs-pie.
Saca libre desde 5834‟ hasta 4894‟ donde se observa arrastre hasta 50 Klbs, conecta
bomba y rotaria, sarta empaquetada. Trabaja con 500 PSI de presión acumulada hasta
liberar.
Continúa sacando sarta de 4894‟ hasta 3765‟.Observa abundante ripios y derrumbes en
zarandas.
DÍA 14:
De 6:00 a 10:00 Continua sacando sarta desde 4894‟ hasta 1704‟ con bomba: SPM 130,
GPM 659, presión 2000 PSI.
De 10:00 a 10:30 Sacando sarta libre desde 1700‟ hasta superficie.
De 10:30 a 15:00 desarman BHA direccional # 3 con broca 2R PDC de 16”.
Calificación de la broca: 1-1-WT-C/N-X-I-LT/PN-TD.
De 15:00 a 17:30 corren 30‟ de cable de perforación de 1-3/8” + Cortan 90‟ del mismo.
De 17:30 a 18:30 Corrigen falla en switch de reversa del malacate (Tiempo a cargo de
PDVSA).
De 18:30 a 19:00 Rig Services.
102
De 19:00 a 22:00 Arman BHA simulado para limpieza del hoyo: Broca triconica de
16”, bit sub, estabilizador de 15-1/2”, (1) DC 8”, estabilizador 15-1/2”, (3) DC 8”.
De 22:00 a 0:00 Bajan sarta hasta 3160‟ observando apoyos puntuales de 20-30 Klbs
3160‟ se observa apoyo fuerte de 40 Klbs Levantan Sarta + Conectan bomba + Rotaria.
De 0:00 a 2:30 Circulan reciprocando sarta y en retornos se observa abundante cantidad
de ripios y derrumbe con sólidos de tamaños de hasta 7”×3”.Ademas se observa lodo
floculado.
Repasan desde 3160‟ hasta 3180‟.Bombean + Desplazan 50 barriles de píldora de
asfalto a 14,5 LPG observando abundantes ripios en zarandas.
De 2:30 a 3:30 Circulando + Reciprocando sarta a 3180‟.
DÍA 15:
De 6:00 a 8:00 Acondicionan lodo + Incrementando peso de 11,4 LPG a 11,8 LPG por
continuar teniendo retornos de buen tamaño y en abundancia.
De 8:00 a 9:30 Circulando a 3180‟ hasta obtener retornos limpios, OK.
De 9:30 a 17:00 Continúan bajando sarta simulada hasta 5030‟ en donde se encuentra
apoyo de 40 Klbs Reciprocan tubería con bomba y rotaria desde 5030‟ hasta 5178‟ +
Homogenizan lodo a 11,8 LPG. Continúan circulando hasta zarandas limpias, OK.
De 17:00 a 1:00 Continúan bajando sarta simulada hasta 5934‟ donde se encuentra
apoyo de 40 Klbs y en las zarandas aun se obtiene abundantes ripios por lo que en
103
reunión mantenida con técnicos PDVSA y técnicos HALLIBURTON se decide
incrementar el lodo a 12,1 LPG.
De 1:00 a 6:00 Continúan bajando sarta con bomba y rotaria hasta el fondo (6275
pies).Bombean 50 barriles de píldora viscosa pesada. A las 6:00 circulando para
homogenizar lodo a 12,1 LPG.
DÍA 16:
De 6:00 a 8:00 Acondicionan lodo + Incrementando peso de 11,8 LPG a 12,1 LPG.
Circulan hasta zarandas limpias, OK.
De 8:00 a 17:30 Sacando BHA acondicionador hasta superficie, OK. (Desde 5000‟
hasta 4000‟ se saca sarta con backreaming).
De 17:30 a 20:30 Desarman BHA simulado para acondicionar hoyo: Broca triconica
16”, Crossover sub, 15-1/2” near bit estabilizer, 8” spiral drill collar, 15” integral blade
estabilizer, 8” spiral drill collar, Crossover sub, 5” HWDP, Drilling jar, 5” HWDP.
De 20:30 a 22:30 Técnicos CIA WEATHERFORD preparan herramientas para manejo
de casing de 13-3/8” + Instalan Fill Up Tool.
De 22:30 a 6:00 Realizan reunión de H.Q.S.E. + Bajan juntas de casing 13-3/8”, C-95,
72#/pie, BTC llenado con lodo cada tubo + Rompiendo gel (circulando) cada 2000‟.A
las 6:00 dentro del pozo 4500‟.
104
DÍA 17:
De 6:00 a 7:00 A 4480‟ casing de 13-3/8” se asienta. Intentan sacar junta, sin éxito.
Posible casing empaquetado. No se tiene circulación.
De 7:00 a 14:00 Maniobran tubería tensionando hasta 500 Klbs, con movimientos
reciprocantes. Logran sacar dos juntas de casing en zarandas se tiene retorno
intermitente de +/- 40%.Casing queda a 4420‟, luego se pierde circulación.
De 14:00 a 15:00 Coordinan acción a tomar con perforación Distrito Amazónico (DA).
Se decide armar sección “A” del cabezal.
De 15:00 a 16:00 Operaciones suspendidas por presencia de gas inflamable en el pozo
guanta 19D.
Nota: Detector de gas inflamable (PDVSA) ubicado en la mesa del taladro se activa
indicando presencia del mismo. Evacuan personal hacia punto de encuentro + Apagan
todos los motores del taladro y se busca sitio de posible fuga, encontrándose el mismo
en el cellar (contrapozo) del pozo aledaño Guanta 19D, en el que se observa burbujas de
gas. Se contacta a personal de seguridad industrial quienes confirman la presencia de
gas inflamable en el contrapozo. En coordinación con seguridad industrial y
superintendencia D.A. se decide suspender operaciones hasta solucionar el problema y
se evacua personal de todas las compañías hacia Lago Agrio. Se apaga pozo aledaño
Guanta-01 (PPS), y se drena gas para descartar posible migración hacia el pozo Guanta
19D se observa que en el contrapozo Guanta 19D continua saliendo gas.
105
DÍA 18:
De 6:00 a 12:00 Realizan inspección en conjunto con superintendencia D.A, Ingeniería
de Petróleos D.A. y Seguridad Industrial D.A. para evaluar situación, desalojan toda el
agua del contrapozo y se detecta la falta de un tapón de 2” en la sección del cabezal de
13-3/8” del pozo Guanta-19D.Colocan tapón + Flujo de gas desaparece. Realizan
mediciones abriendo válvula máster + WING y detector de gas indica presencia del
mismo. Por seguridad se cierran todas las válvulas del cabezal y se mantiene apagado el
pozo Guanta-01 quedando pendiente por determinar si existe una migración de gas
desde el pozo Guanta 01 hacia el pozo Guanta-19D.
De 12:00 a 14:00 Se reinician operaciones con el aval de seguridad industrial D.A. la
misma que mantiene un técnico en locación por cualquier eventualidad.
Desarman herramientas de bajada de casing de 13-3/8”.Libera peso de casing, OK.
De 14:00 a 17:00 Realizan cementación con modalidad de Top Job bajando 70‟ de
tubería “Macarrón” de 1” en dos líneas y bombean agua como lavador + Una lechada de
cemento de 16 LPG (Total bombeado 13,7 barriles a 4 BPM).
Nota: No se pudo bajar más tubería de 1” por encontrar obstrucción a 70‟.Sacan y en la
punta se tiene arcilla + Lodo viscoso.
De 17:00 a 1:00 Esperan fragüe de cemento.
De 1:00 a 6:00 Desconecta DIVERTER y levanta, observa buen cemento. Desenrosca y
retira casing de maniobra, corta casing conductor de 20”. Cía. Mission Petroleum
realiza corte + Bicela PIN y suelda en casing de 13-3/8”.
106
Nota: Se recomienda mantener apagado pozo Guanta-01 hasta +/- las 14:00 horas para
realizar trabajo planificado por Ingeniería de Petróleos D.A.
DÍA 19:
De 6:00 a 11:00 No se puede continuar operaciones de suelda de casing de 13-3/8” por
temporal (fuerte lluvia + Tormenta eléctrica).
De 11:00 a 14:00 Cía. Mission Petroleum instala sección “A” del cabezal + Sueldan en
casing de 13-3/8” + Instalan doble STUD ADAPTER 13-3/8” 3000 PSI × 13-3/8” 5000
PSI.
De 14:00 a 3:00 Arman BOP. Arman líneas del acumulador y Choke Manifold.
De 3:00 a 6:00 Armando BHA moledor: 12-1/4” broca PDC + Bit sub + Stabilizer + (1)
DC 8” + Stabilizer + (3) DC 8” + X.O + (21) HW 5” + Martillo + (11) HW 5”.
DÍA 20:
De 6:00 a 7:00 Continúan armando BHA moledor con broca PDC de 12-1/4”.
Nota: En reunión mantenida con Perforación D.C, PDVSA y HALLIBURTON, se
decide bajar hasta el fondo, acondicionar hoyo y bajar revestidor de 9-5/8” a 6275‟.
De 7:00 a 10:00 Bajan sarta hasta 4118‟ donde se observa apoyo de 15Klbs.
107
De 10:00 a 12:00 Conectan bomba y rotaria y se tiene alto torque de 10-18 Klbs en
aproximadamente 7‟.Luego continúan bajando libre 4211‟.Circulan fondo arriba. En
zarandas se observan limaduras de hierro posiblemente del casing.
De 12:00 a 13:00 Continúan bajando sarta hasta 4440‟ donde toca cuello flotador.
Conectan bomba y rotaria + Rompen cuello flotador y zapata.
De 13:00 a 16:00 Baja sarta con bomba y rotaria para acondicionar hoyo de 16” con
broca de 12-1/4” desde 4282‟ hasta 4800‟ sin problema.
De 16:00 a 18:00 Circula a 4800‟ para condicionar lodo. En retornos se tiene lodo
floculado.
De 18:00 a 20:30 Continúan bajando sarta con broca de 12-1/4” con bomba y rotaria
para acondicionar hoyo desde 4800‟ hasta 6275‟.
De 20:30 a 0:00 Circulan para desplazar lodo floculado + Incrementar peso a 12,1 LPG.
De 0:00 a 3:00 Sacan sarta para realizar viaje corto desde 6175‟ hasta 4282‟ sin
problemas.
De 3:00 a 6:00 Bombean 50 barriles de píldora viscosa + Circulando hasta zarandas
limpias.
DÍA 21:
De 6:00 a 9:30 Saca BHA simulado para acondicionar hoyo desde 6275‟ hasta 1113‟
(Tope de BHA).
De 9:30 a 12:00 Desarma BHA simulado con broca de 12-1/4”.
108
De 12:00 a 12:30 Servicio al taladro (Engrasa corona, bloque viajero, Top Drive, Wash
Pipe).
De 12:30 a 14:30 Técnicos Weatherford preparan herramientas para manejo de casing
de 9-5/8” + Instalan TAMP PACKER.
De 14:30 a 22:30 Weatherford realiza reunión de HSE + Bajan 134 juntas de casing 9-
5/8”, K-55,47 #/pie, BTC hasta 6253‟ llenando con lodo.
De 22:30 a 1:00 Circula dos fondos arriba para limpiar pozo.
De 1:00 a 2:00 Halliburton instala cabeza de cementación y arma líneas.
De 2:00 a 2:30 Realiza reunión de seguridad y prueba líneas con 3000 PSI. OK.
De 2:30 a 5:00 Cía. Halliburton realiza la cementación de casing de 9-5/8” de la
siguiente manera:
Espaciador: Liberan primer tapón y desplazan 40 barriles de BASED SPACER de 13
LPG a 5 BPM.
Lechada Lead: Mezcla y bombea 240 barriles de lechada a 13,5 LPG (LEAD
CEMENT), utiliza 797 SXS clase A + Aditivos. Desplaza a 5 BPM.
Lechada Tail: Mezcla y bombea 93 barriles de lechada a 15,6 LPG (TAIL CEMENT),
utiliza 442 SXS clase A + Aditivos. Desplazan a 4 BPM, libera tapón + Bombea 10
barriles de agua + Desplaza con bomba del taladro 447 barriles de lodo a 12,1 LPG a 12
BPM. Asientan tapón con 1400 PSI. OK.
De 5:00 a 6:00 Esperando fragüe de cemento.
109
DÍA 22:
De 6:00 a 13:00 Continúa esperando fraguado (Quiebra 32 Heavy Weight para realizar
inspección por Cía. Universal Tubular).
De 13:00 a 17:30 Cuelga BOP en sub estructura + Desconecta Flow Line.
De 17:30 a 18:00 Tensiona revestidor con 90 Klbs de Over Pull + Instala colgador.
De 18:00 a 22:00 Cía. Mission Petroleum realiza corte de revestidor de 9-5/8”, visela e
instala sección “B” cabezal 11×3000 × 11×15000 + Adapter.
De 22:00 a 2:00 Instala BOP + Prueba con 1000 PSI por 10 minutos. OK.
De 2:00 a 3:00 Servicio al Taladro (Engrasa Equipo).
De 3:00 a 6:00 Armando BHA # 6 direccional con broca PDC de 8-1/2” Tipo
FMH3565ZR con chorros 7×12 TFA: 0,773+6-3/8” Sperrydrill Lobe 6/7+Float Sub +
Stabilizer + MWD.
DÍA 23:
De 6:00 a 11:00 Continua armando BHA # 6 direccional con broca PDC 8-1/2” + 1 DC
+ 16 HWDP + 1 Hydraulic Jar + 11 HWDP. Sube 27 HWDP de los caballetes al piso
del Taladro.
Nota: PDVSA recibió 27 HWDP alquilados por Weatherford.
De 11:00 a 15:00 Baja BHA # 6 con 5” DP hasta 6204‟ donde topa Collar Flotador.
110
De 15:00 a 15:30 Realiza prueba de integridad del casing 9-5/8” con 1000 PSI por 10
minutos. OK.
De 15:30 a 17:00 perfora Collar Flotador + Cemento hasta 6253‟ (5‟ por encima de la
Zapata).
SPM: 80, GPM: 407, PB: 1600 PSI, WOB: 5-8 Klbs, RPM: 50 S + 148 F, Torque: 8-10.
De 17:00 a 17:30 Realiza nuevamente prueba de integridad del casing 9-5/8” con 1000
PSI por 10 minutos. OK.
De 17:30 a 18:30 Perfora Zapato + Limpia bolsillo de 6253‟ hasta 6275‟.
De 18:30 a 20:00 Circula para limpiar bolsillo + Desplaza lodo de 12,2 LPG por lodo
de 9,5 LPG.
De 20:00 a 21:00 Desliza 30‟ de cable de perforación y gradúa CRONOMATIC.
De 21:00 a 21:30 Perfora hoyo con broca PDC 8-1/2” de 6275‟ hasta 6285‟.
De 21:30 a 22:00 Realiza LEAK OFF TEST a 6285‟ con 1000 PSI por 10 minutos. OK.
De 22:00 a 6:00 Perora hoyo de 8-1/2” con broca PDC. Rotando de 6285‟ hasta 6800‟.
R.O.P. promedio: 66, ROP net: 88, SPM: 110, GPM: 560, PB: 2100 PSI, WOB: 8-12
Klbs, RPM: 60 S + 140 F, Torque: 10 Klbs/pie.
111
DÍA 24:
De 6:00 a 6:00 Perforando hoyo 8-1/2” con broca PDC. Rotando de 6800‟ hasta 7676‟.
R.O.P. promedio: 40, ROP net: 30-69, SPM: 100, GPM: 500, PB: 2000 PSI, WOB: 10-
15 Klbs, RPM: 60 S + 140 F, Torque: 10-15.
Nota: Se quemo Hersy de Potencia del freno eléctrico del malacate (BAYLOR) en la
unidad SCR. Se debe sacar sarta hasta superficie y esperar por repuesto.
DÍA 25:
De 6:00 a 12:00 Perforando hoyo 8-1/2” con broca PDC. Rotando de 7676‟ hasta
7847‟. ROP promedio: 80, SPM: 110, GPM: 558, PB: 2400 PSI, WOB: 15-20 Klbs,
RPM: 60 S + 140 F, Torque: 10-15.
Nota: Decide sacar sarta hasta superficie para asegurar pozo mientras espera Hersy de
Potencia del freno eléctrico del malacate. Se cambiara broca PDC por broca Triconica
para atravesar conglomerado.
De 12:00 a 14:00 Bombea 40 barriles de píldora viscosa + Circula hasta obtener
retornos limpios.
De 14:00 a 1:00 Saca sarta con Backreaming (por seguridad) desde 7847‟ hasta
7754‟,con Backreaming desde 7754‟ hasta 7661‟ presentando arrastre de hasta 40 Klbs,
saca libre desde 7661‟ hasta 7379‟, con Backreaming desde 7379‟ hasta 6253‟ (Zapato)
presentando torques de 15-17 y arrastres de hasta 40 Klbs Saca sarta desde 6253‟ hasta
990‟ (Tope de BHA).
112
De 1:00 a 3:00 Desarma BHA # 6 direccional y quiebra herramientas direccionales.
De 3:00 a 3:30 Baja tubería punta libre desde superficie hasta 940‟ (Tiempo a cargo de
PDVSA).
De 3:30 a 6:00 Esperando por repuesto Hersy de potencia del freno eléctrico del
malacate (Tiempo a cargo de PDVSA).
DÍA 26:
De 6:00 a 6:00 Esperando por repuesto Hersy de Potencia del freno eléctrico del
malacate (Tiempo a cargo de PDVSA).
DÍA 27:
De 6:00 a 14:00 Continua esperando por repuesto Hersy de Potencia del freno eléctrico
del malacate (Tiempo a cargo de PDVSA).
De 14:00 a 16:30 Instala Hersy de Potencia del freno eléctrico (BAYLOR) (Tiempo a
cargo de PDVSA).
De 16:30 a 17:00 Saca 10 paradas de DP (Tiempo a cargo de PDVSA).
De 18:00 a 21:30 Arma BHA # 7 direccional con broca # 4R PDC de 8-1/2” tipo
FMH3565ZR serial 11111546, 6-3/8” Sperrydrill Lobe 6/7 + Float Sub + Stabilizer +
MWD + 3 DC + 16 HW + JAR + 11 HW.
113
De 21:30 a 6:00 Baja sarta hasta 6270‟ rompiendo circulación cada 2500‟. Observa
apoyo de 40 Klbs desde 6270‟ hasta 6281‟ + repaso desde 6281‟ hasta 7660‟ con 65
SPM, 1200 PSI, 330 GPM, 80 RPM, se evidencia torque: 10-15 durante el repaso
+Incrementa peso del lodo de 10,1 LPG a 10,3 LPG.
DÍA 28:
De 6:00 a 11:00 repaso hoyo 8-1/2” desde 7660‟ hasta 7785‟ (Fondo). Se observa altos
torques e intentos de empaquetamiento, con los siguientes parámetros: SPM: 110, GPM:
558, PB: 2300 PSI, PSM, Torque: 10-15, Dens. Fluido: 10,3 LPG.
De 11:00 a 11:30 sarta empaquetada a los 7785‟ se observa incremento de presión
desde 2300 PSI hasta 3000 PSI + Torque de 20 Klbs/pie + Se trabaja sarta recuperando
rotación y circulación. Levanto hasta 7755‟ donde observo sarta libre.
De 11:30 a 13:00 Se bombea 50 barriles de píldora viscosa-pesada con 20 lbs/bbl de
asfalto a 7755‟ con densidad de 12,5 LPG + Circula y se observa abundante ripios en
zaranda con muestras de derrumbe + Se incrementa peso del lodo desde 10,3 hasta 10,5
LPG.
Nota: El acarreo de la píldora supera en un 100% el porcentaje de limpieza del lodo.
De 13:00 a 14:00 Bombea 50 barriles de píldora viscosa-pesada con 20 lbs/bbl de
asfalto a 7755‟ y con densidad de 11,7 LPG + Circula y se observa abundante ripios con
muestras de derrumbe.
114
Nota: Se observa disminución en un 25% en la cantidad de ripios y derrumbes en
superficie.
De 14:00 a 16:00 Circula píldora viscosa para homogenizar densidad del lodo hasta
10,5 LPG.
De 16:00 a 18:00 Continúa repasando hoyo de 8-1/2” con dificultad desde 7755‟ hasta
7847‟ con altos torques e intentos de empaquetamiento con los siguientes parámetros.
STROK: 110, GPM: 558, PB: 2300 PSI, PSM: 5-10, Torque: 10-15 + RIG Services.
De 18:00 a 19:30 Bombea 50 barriles de píldora viscosa-pesada + Circula hasta tener
retornos limpios.
De 19:30 a 0:00 Realizo viaje corto con Backreaming desde 7847‟ hasta 6253‟ Zapata
+ Se observa arrastres fuertes de 40 Klbs y torque de 10-15 a 7721‟-7377‟-7095‟-6827‟.
De 0:00 a 2:00 Cía. Tuboscope instala sensor de profundidad.
De 2:00 a 4:00 Continua realizando viaje corto desde 6253‟ hasta 7001‟ con apoyo de
45 Klbs + Repaso con broca 8-1/2” PDC desde 7001‟ hasta 7847‟ con los siguientes
parámetros. SPM: 65, 1200 PSI, GPM: 330, RPM: 60, PSM: 5-8, Torque: 15-20.
De 4:00 a 6:00 Perforando con broca PDC de 8-1/2” desde 7847‟ hasta 7860‟ con ROP:
6,5 ft/hr, SPM: 80, GPM: 400, PSI: 1600.
115
DÍA 29:
De 6:00 a 19:30 Continúan perforando sección 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 7860‟
hasta 8131‟ (269‟) rotando con los siguientes parámetros. ROP promedio: 19,92 ft/hr,
WOB: 15-20 KLBS, RPM: 80, Torque: 12-15 Klbs/pie, Q: 517 GPM a 2400 PSI.
De 19:30 a 20:00 RIG Services (Mantenimiento del Top Drive).
Nota: Se detecta falla eléctrica del Top Drive, para rotación.
De 20:00 a 20:30 Repara sistema de rotación del Top Drive (Tiempo a cargo de
PDVSA).
De 20:30 a 0:00 Continúan perforando sección 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8131‟
hasta 8235‟ (104‟) rotando de la siguiente manera. ROP promedio: 29,71 ft/hr, WOB:
15-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 12-15 Klbs/pie, Q: 528 GPM a 2500 PSI + Bombea 50
barriles de píldora viscosa para limpieza de hoyo.
De 0:00 a 0:30 Cambio de pistón # 3 a bomba # 2.
De 0:30 a 6:00 Continúan perforando sección 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8235‟
hasta 8396‟ (161‟) rotando con los siguientes parámetros. ROP promedio: 29,27 ft/hr,
WOB: 15-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 16-17 Klbs/pie, Q: 528 GPM a 2500 PSI.
DÍA 30:
De 6:00 a 10:00 Perfora hoyo 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8396‟ hasta 8546‟
(150‟) rotando con los siguientes parámetros. ROP promedio: 37,5 ft/hr, WOB: 18-20
Klbs, RPM: 90, Torque: 12-15 Klbs/pie, Q: 456 GPM a 2800 PSI.
116
De 10:00 a 12:00 Bombea y circula fondos arriba 70 barriles de píldora viscosa pesada
de 11,5 LPG a 8546‟.
De 12:00 a 14:30 Realiza viaje corto de control de 8546‟ hasta 6187‟ (Zapata 6253‟) +
Bombea 40 barriles de píldora pesada de 13 LPG.
Se dosifica 4 tambores de BARO-LUBE GOLD SEAL (Lubricante) al 0,5%.
Presenta arrastres puntuales de 50 Klbs desde 8170‟ hasta 8000‟.
Se saca con Backreaming desde los 8000‟ hasta 7915‟.
Saca sarta libre desde 7915‟ hasta 6187‟ sin problema (OK).
De 14:30 a 16:30 Baja sarta desde los 6187‟ hasta 8546‟, observando apoyos puntuales
de 40 Klbs a 8000‟ + Conectan rotaria y se repasa de 8000‟ hasta 8170‟ (OK) +
Continua bajando sarta sin problemas desde 8170‟ hasta 8546‟.
De 16:30 a 6:00 Perfora hoyo 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8546‟ hasta 9004‟
(548‟) rotando con los siguientes parámetros. . ROP promedio: 34 ft/hr, WOB: 20-22
Klbs, RPM: 90, Torque: 15-18 Klbs/pie, Q: 548 GPM, PB: 3100 PSI.
DÍA 31:
De 6:00 a 18:00 Continua perforación de hoyo de 8 1/2” desde 9004‟ hasta 9457‟ para
un ROP de 28 ft/hr promedio, circuló y saco sarta a superficie por bajo rendimiento de
broca, observó arrastres puntuales desde 8227‟ hasta 7942‟ MD.
117
De 18:00 a 6:00 Bajan BHA direccional con broca PDC 81/2” hasta 9457‟ OK.
Instalando reductores de torque y arrastre, repaso las tres últimas parejas por seguridad.
DÍA 32:
De 6:00 a 9:00 Continúan sacando BHA direccional con broca PDC de 8-1/2” hasta
superficie.
De 9:00 a 10:30 desarman BHA direccional + Cambian broca PDC de 8-1/2”, MWD y
motor. Prueban con 91 SPM, 450 GPM, P bomba: 850, OK.
De 10:30 a 18:30 Bajan BHA direccional con broca # 5 PDC de 8-1/2” hasta 9457‟
llenando tubería cada 2000‟, OK.
Nota: Se instalan 32 reductores de torque + repasan 3 últimas paradas por seguridad.
De 18:30 a 6:00 Perforando sección de 8-1/2” con broca # 5 PDC desde 9457‟ hasta
9867‟ (410‟) rotando. ROP promedio: 35,7 ft/hr, WOB: 18-20 Klbs, RPM: 84, Torque:
15-16 Klbs/pie, Q: 533 GPM a 3500 PSI.
Nota: Sistema de monitoreo PAISON a prueba genera información y registros locales.
DÍA 33:
De 6:00 a 6:00 Continúan perforando sección de 8-1/2” con broca # 5 PDC desde
9867‟ hasta 10375‟ (508‟) rotando:
118
ROP promedio: 21,2 ft/hr, WOB: 18-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 14-16 Klbs/pie, Q: 513
GPM a 3400 PSI.
Nota: Sistema de monitoreo PAISON a prueba genera información y registros locales.
DÍA 34:
De 6:00 a 11:30 Continúan perforando sección de 8-1/2” con broca # 5 PDC desde
10375‟ gasta 10518‟ (143‟) rotando:
ROP promedio: 26 ft/hr, WOB: 25-30 Klbs, RPM: 90, Torque: 14-16 Klbs/pie, Q: 513
GPM a 3550 PSI.
De 11:30 a 13:30 Bombea 50 barriles de píldora viscosa para limpieza del pozo.
De 13:30 a 17:00 Sacando BHA direccional Con broca PDC 8-1/2” desde 10518‟ hasta
5700‟ (OK) + Bombea píldora viscosa para sacar tubería de perforación.
Nota: Durante la sacada de tubería se quebró 35 reductores de torque.
De 17:00 a 22:30 Sacando BHA direccional con broca PDC de 8-1/2” desde 5700‟
hasta 10159‟ observando apoyos de 20 a 40 Klbs + Conecta rotaria y repasa hasta
10518‟.
Nota: Durante la sacada de tubería repaso 4 ultimas parejas (361‟) hasta estar libre.
De 22:30 a 2:00 Bombea 50 barriles de píldora viscosa para limpieza del pozo.
De 2:00 a 6:00 Sacando BHA direccional con broca PDC 8-1/2” desde 10518‟ hasta
3533‟ sin problema a las 6:00 (7000‟) fuera del pozo.
119
Nota: Sistema de monitoreo PAISON a prueba genera información y registros locales.
DÍA 35:
De 6:00 a 7:00 Continua sacando BHA # 8 direccional con broca PDC 8-1/2” desde
3533‟ gasta 990‟ (Profundidad de BHA).
De 7:00 a 9:30 Desarma BHA # 8 y quiebra herramientas direccionales: Martillo +
MWD + STB + FLOAT SUB + MDF + BROCA PDC 8-1/2”.
De 9:30 a 10:00 Acondiciona planchada e instala lubricador 7”.
De 10:00 a 10:30 Halliburton Logging realiza charla de seguridad y reunión
preoperacional.
De 10:30 a 12:30 Halliburton Logging arma equipo y herramientas de registro.
De 12:30 a 3:00 Halliburton Logging baja herramienta de registro hasta 10528‟ según
cable y toma registros en dos corridas desde 1052‟ hasta 6253‟. Saca hasta superficie sin
problema.
Primera corrida: MRI – SDL – DSN – MSFL – GR (Longitud de la herramienta
126.55‟).
Segunda corrida: DLL – MSFL – WSTT – GR – SP (Longitud de la herramienta
126.55‟).
De 3:00 a 4:00 Interrupción por fuerte lluvia (Tiempo de PETROPRODUCCION).
120
De 4:00 a 5:00 Halliburton Logging desarma equipo y herramientas de registro.
De 5:00 a 6:00 Armando BHA # 9 de limpieza con broca triconica 8-1/2”.
DÍA 36:
De 6:00 a 7:30 Continúa armando BHA # 9 acondicionador con broca triconica 8-1/2”.
De 7:30 a 8:00 Desliza 30‟ de cable de perforación y gradúa CRONOMATIC.
De 8:00 a 12:00 Baja BHA # 9 hasta 10518‟. Sin novedad.
De 12:00 a 14:00 Bombea 50 barriles de píldora viscosa y circula pozo hasta obtener
retornos limpios.
De 14:00 a 23:00 Saca BHA # 9 acondicionador hasta superficie + Desarma el mismo.
De 23:00 a 23:30 Weatherford arma equipo para corrida de liner 7” 26 lbs/pie desde
superficie hasta 4467‟. Total 120 juntas.
DÍA 37:
De 6:00 a 11:30 Arma colgador Versaflex a liner 7” 26 lbs/pie y baja con DP de 5”
desde 4467‟ hasta 10515‟ rompiendo geles cada 5 paradas. OK. Se usan 27
centralizadores y 3 raspadores.
De 11:30 a 12:30 Intenta circular a 10515‟ obteniendo retornos muy bajos y presiones
muy altas hasta que pierde retorno totalmente con 165 GPM y 1200 PSI.
121
De 12:30 a 14:00 Levanta liner 5 paradas desde 10515‟ hasta 10053‟. Intenta obtener
circulación sin éxito. Continúa 165 GPM a 1200 PSI y cero retornos.
De 14:00 a 15:00 Baja nuevamente liner hasta profundidad de asentamiento a 10515‟
para asegurar pozo.
De 15:00 a 18:00 Esperando disposición de Perforación Lago. Decide asentar colgador
(Tiempo de PETROPRODUCCION).
De 18:00 a 20:00 Halliburton suelta bola + Conecta cabeza de circulación + líneas de
alta al DP 5” y asienta colgador Versaflex a 6014‟ con 3600 PSI. Prueba asentamiento
con 400 Klbs de tensión y 120 Klbs de peso. OK. Halliburton desarma equipo.
Profundidad de asentamiento colgador: 6014‟.
Profundidad collar flotador: 10437‟.
Profundidad zapato: 10513‟.
De 20:00 a 21:30 Desconecta Setting Tool de colgador y desplaza lodo Clayseal-Pack a
10,7 LPG por agua fresca a 8,3 LPG.
De 21:30 a 4:30 Quiebra DP 5” tubo por tubo de 6014‟ hasta superficie + desconecta
Setting Tool (Total quebrado 165 tubos).
De 4:30 a 6:00 Quebrando paradas DP 5” de la mesa a los caballetes (40 paradas).
122
DÍA 38:
De 6:00 a 11:00 Continua quebrando DP 5” a los caballetes (Total 306 tubos).
De 11:00 a 17:00 retira campana + Retira flow line + Desarma BOP.
De 17:00 a 18:00 Instala cabezal (Sección “C”) del pozo.
Finaliza operaciones del pozo Guanta-18D a las 18:00 del 02 de Mayo-2008 luego
de 38 días + 0 horas de operación.
4.2. Tipos de BHA Utilizados durante la Perforación
Perforan hoyo de 16” con Broca # 1 Triconica desde 45‟ hasta 397‟ con el siguiente
BHA:
Tabla 1. BHA inicial
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
BHA #1 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca Triconica 16” 9,000 3,000 1,46
2 Bit Sub 8,000 3,000 3,47
3 3” Drill Collar (DC)
4 6-5/8” REG×4-1/2”
IF X-Over
5 10” HW
123
Perforan hoyo de 16” con Broca # 2 PDC desde 397‟ hasta 3488‟ con el siguiente
BHA:
Tabla 2. BHA direccional
BHA # 2 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca 16” PDC FM3563Z 16 3,125 1,40
1 9-5/8” Sperrydrill Lobe ¾ 9,625 6,219 34,95
1 Float Sub 9,560 3,160 2,33
1 15” Stabilizer 8,020 2,875 6,73
1 8” DWD 7,520 3,313 31,84
1 Cross Over Sub 8,330 3,125 3,00
21 5” HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Drilling Jar 6,563 2,813 19,78
10 5” HWDP 5,000 3,000 326,17
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 16” con Broca # 2R PDC desde 3488‟ hasta 6275‟ con el siguiente
BHA:
124
Tabla 3. BHA Direccional
BHA # 3 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca 16”
PDC FS2563
16 3,000 1,40
1 9-5/8”
Sperrydrill Lobe ¾
9,625 6,219 34,95
1 Float Sub 8,000 2,875 2,33
1 15,5” Stabilizer 8,000 3,031 6,73
1 8” DWD 7,313 3,320 31,84
1 Cross Over Sub 7,750 2,875 3,00
21 5” HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Drilling Jar 6,563 2,813 19,78
11 5” HWDP 5,000 3,000 326,17
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Realizan limpieza del hoyo con Broca triconica 16” a 6275‟ con el siguiente BHA
simulado.
125
Tabla 4. BHA de Limpieza
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada
Realizan acondicionamiento de hoyo con broca PDC 12-1/4” a la profundidad de 6275‟
con el siguiente BHA simulado:
BHA # 4 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Roller Cone
Steel 16”
9,000 3,000 1,46
1 Bit Sub 8,000 3,000 3,47
1 15,5”Integral
Blade Stabilizer
8,000 3,031 7,82
1 8” DC 8,000 2,810 30,83
1 Float Sub 8,000 2,875 2,33
1 Integral Blade
Stabilizer
8,000 2,875 6,73
3 8” DC 8,000 2,810 90,62
1 Cross Over Sub 7,750 2,875 3,00
21 5” HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Jar 6,563 2,813 19,78
11 5” HWDP 5,000 3,000 326,17
126
Tabla 5. BHA Acondicionador
BHA # 5 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca PDC 12,250 3,000 0,91
1 Bit Sub 8,000 3,000 3,47
1 Stabilizer 8,000 2,563 6,20
1 Float Sub 8,000 2,875 2,33
1 DC 8,000 2,810 30,83
1 Stabilizer 8,000 3,000 7,76
3 DC 8,000 2,810 90,62
1 Cross Over 7,650 2,875 3,00
21 HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Martillo 6,563 2,813 19,78
11 HWDP 5,000 3,000 326,17
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca PDC desde 6275‟ hasta 7847‟ con el siguiente
BHA:
127
Tabla 6. BHA Direccional entre 6275‟ y 7847‟
BHA # 6 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 PDC 8-1/2”
FMH3565ZR
8,500 3,000 0,84
1 6-3/4”
Sperrydrill Lobe
6/7
6,750 4,498 25,30
1 Float Sub 6,780 2,750 3,63
1 Stabilizer 6,750 2,813 6,21
1 MWD 6,750 2,875 32,37
3 6-1/4” Spiral DC 6,250 2,813 88,53
16 5” HWDP 5,000 3,000 485,45
1 Jar 6,563 2,813 20,04
11 5” HWDP 5,000 3,000 328,09
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca # 4R PDC desde 7847‟ hasta 9457‟ con el siguiente
BHA:
128
Tabla 7. BHA Direccional entre 7847‟ y 9457‟
BHA # 7 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 PDC # 4R 8-1/2”
FMH3565ZR
8,500 3,000 0,84
1 6-3/4”
Sperrydrill Lobe
6/7
6,750 4,498 25,30
1 Float Sub 6,780 2,750 3,63
1 Stabilizer 6,750 2,813 6,21
1 MWD 6,750 2,875 32,37
3 6-1/4” Spiral DC 6,250 2,813 88,60
16 5” HWDP 5,000 3,000 485,45
1 Jar 6,563 2,813 20,04
11 5” HWDP 5,000 3,000 328,09
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca # 5 PDC desde 9457‟ hasta 10518‟ con el siguiente
BHA:
129
Tabla 8. BHA Direccional entre 9457‟ y 10518‟
BHA # 8 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 PDC # 5 8-1/2”
FMH3565ZR
8,500 3,000 0,84
1 6-3/4”
Sperrydrill Lobe
6/7
6,750 4,498 25,30
1 Float Sub 6,780 2,750 3,63
1 Stabilizer 6,750 2,813 6,21
1 MWD 6,750 2,875 32,30
3 6-1/4” Spiral DC 6,250 2,813 88,60
16 5” HWDP 5,000 3,000 485,45
1 Jar 6,563 2,813 20,04
11 5” HWDP 5,000 3,000 328,09
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
4.3. Evaluación e Interpretación de los Registros
La evaluación e interpretación de los registros eléctricos del pozo Guanta-18D fueron
realizadas con el programa INTERACTIVE PETROPHYSICS, con el propósito de
130
cuantificar los parámetros petrofísicos (porosidad, saturación de agua, espesor neto,
volumen de arcilla y litología) de las principales zonas de interés.
El pozo direccional de desarrollo Guanta-18D dispone de curvas de registros necesarias
para una interpretación petrofísica apropiada para las formaciones: Basal Tena, Napo U,
Napo T y Hollín Superior. El conjunto de registros: HRAI – SDL – DSN – SP – CAL –
DT – GR y DLL – MSFL – MEL – DSN – GR corridos por la Cía. Halliburton fueron
utilizados para este análisis.
4.3.1. Generalidades del Pozo
El pozo de desarrollo Guanta-18D se perforo en el alto estructural de la parte Sur del
campo Guanta-Dureno, cerca de los pozos GTA-03, GTA-13 y GTA-17D.
Su perforación inicia el 19 de Marzo del 2008 y se perfora hasta una profundidad total
de 10528 pies según profundidad de registros. Los siguientes cuadros muestran algunos
datos generales del pozo.
131
Tabla 9. Datos Generales del pozo Guanta-18D
Pozo GTA – 18D
Tipo de pozo Direccional
Coord. UTM 9.997.866,774 N
Coord. UTM 301.825,435 E
Elevación Nivel del Terreno (E.N.T.) 896.5
Mesa Rotaria (M.R.) 25
Elevación Mesa Rotaria (E.M.R.) 921.5
Desviación máxima del hoyo 318.6º
Compañía de Servicios Halliburton
Fecha de registro 29 Abril 2008
Corridas Primera: HRAI – SDL – DSN – MSFL –
MEL – SP – GR
Segunda: DLL – DSL – GR
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
4.3.2. Evaluación de Registros Eléctricos
Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el volumen de
arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de
arcillosidad: el registro Gamma Ray y la combinación Densidad de formación-
132
Neutrónico. La porosidad fue derivada principalmente de los registros de densidad y
neutrónico.se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc y la del fluido de 1 g/cc.
Los valores de Resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las
salinidades del agua de formación de los pozos vecinos como se indican en la siguiente
tabla:
Tabla 10. Salinidades del agua de Pozos Vecinos
ARENA SALINIDAD (ppm
Na Cl)
TEMPERATURA
(ºF)
Rw (ohmm-metro)
Basal Tena 55000 190 0.048
U 25000 198 0.100
T 16500 200 0.139
Hollín Superior 2500 202 0.200
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Para el cálculo de la saturación de agua Sw se utilizo la ecuación de Indonesia, un
exponente de cementación m: 1.7, el exponente de saturación n: 2 y el factor de
saturación a: 1, por considerarse confiables para la evaluación.
Los cut off utilizados fueron de 8% para la porosidad, 50% para la saturación de agua y
50% para el volumen de arcilla.
133
4.3.3. Resultados
La interpretación petrofísica del pozo direccional de desarrollo Guanta-18D para cada
zona y con sus resultados obtenidos se muestran a continuación:
Basal Tena: Presenta una zona de interés con una arena de 15 pies de espesor neto, con
porosidades promediando en 13% y una saturación de agua del 36%.El límite inferior
para esta arena esta determinado en la base de la formación Tena a 9230‟ (-8857‟).
Arenisca “U” Superior: Se trata de un intervalo arcilloso que presenta un buen
desarrollo arenoso de 10 pies de espesor neto, con una porosidad de 13.3% y una
saturación de agua del 29.7%.
Arenisca “U” Inferior: Encontramos un cuerpo arenoso bien desarrollado al tope de la
zona arenisca U inferior de 30 pies de espesor total, con una porosidad de 14.5% y una
saturación de agua del 10%.La base de la formación se presenta bastante arcillosa con
delgadas capas de arena. No se determina un contacto agua – petróleo.
Arenisca “T” Superior: Se trata de una arena con intercalaciones de lutita, que tiene
un espesor total de 12 pies de espesor neto, una porosidad promedio de 11.4% y una
saturación de agua del 32.2%.
134
Arenisca “T” Inferior: Se trata de una arena con intercalaciones de lutita, que tiene un
espesor neto de 52 pies, una porosidad promedio de 15.5% y una saturación de agua del
10.3%.
Hollín Superior: Zona arcillosa y de bajas resistividades y porosidades, causadas
probablemente por la presencia de glauconita. Se han determinado, sin embargo, una
zona de interés con un ho= 46 pies, porosidad de 13.1% y una saturación de agua del
33%.
Hollín Inferior: La presencia del contacto agua-petróleo a 10390‟ (-10031‟) muy cerca
del tope de la formación Hollín inferior hace que no sea considerada como zona de
interés por el momento.
4.3.4. Intervalos a Probarse
Como resultado de la evaluación de los perfiles eléctricos, se recomienda probar los
siguientes intervalos:
135
Tabla 11. Intervalos a Probarse
PRUEBA No. YACIMIENTOS INTERVALOS
1 Hollín Superior 10328‟ – 10364‟ (36‟)
10370‟ – 10380‟ (10‟)
2 “T” Inferior 10182‟ – 10234‟ (52‟)
3 “U” Inferior 9982‟ – 10012‟ (30‟)
4 “U” Superior 9952‟ – 9962‟ (10‟)
5 Basal Tena 9214‟ – 9229‟ (15‟)
6 “T” Superior 10161‟ – 10168‟ (7‟)
10173‟ – 10178‟ (5‟)
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Intervalos aprobados en reunión mantenida en conjunto con técnicos de la Dirección
Nacional de Hidrocarburos el 17 de Mayo de 2008.
Si los resultados de las pruebas son positivos en Hollín Superior dejar produciendo de
esta arena, caso contrario continuar con el programa de pruebas.
Como resultado de la evaluación de los perfiles eléctricos se encontró como zonas de
interés las siguientes areniscas: Basal Tena, “U” Superior, “U” Inferior, “T” Superior,
“T” Inferior y Hollín Superior.
136
De las respuestas de las curvas se determinó un contacto agua-petróleo (CAP) para
Hollín Inferior a 10390‟ (-10031‟).
4.4. Sumario de las Actividades
A continuación se describe el sumario de las actividades.
4.4.1. Perforación del Pozo Guanta-18D.
Operación: 38 Días + 0 Horas
El día martes 25 de marzo del 2008 inician las Operaciones de Perforación del Pozo
Guanta 18-D con el Taladro CPV-16 (PDVSA) en el Distrito Amazónico de
Petroproducción, ejecutándose las actividades como se citan a continuación:
Armó BHA # 1 con: Broca Triconica de 16" Tipo XT1GSC + Bit-Sub (válvula
flotadora) + 3 DC‟s 8" + 1 HW‟s 5", perforo hoyo de 16" desde 45' hasta 397'
son 352' en 6.5 hrs para Rop: 54 Pph. Sacó sarta convencional desde 397' hasta
superficie. S/p.
Armó y Bajó BHA # 2 con Broca PDC 16" Tipo FS2563 + MF 9-5/8" + Stab
15-3/4" + Float Sub + Monel desde superficie hasta 397„MD s/p, perforo con
sarta direccional desde 397' MD hasta 900‟ MD son 485' en 10 Hrs Rop: 48.5
137
Pph promedio, donde se tuvo Interrupción de 1.5 Hrs PDVSA por ajustar
Motor Giratorio de Top Drive.
Continuó perforando desde 900‟ MD hasta 1983‟ MD son 1083‟ perforados en
15 Hrs Rop de 72 Pph promedio. Circuló @ 1232‟ MD, Repasó dos veces cada
pareja perforada y bombeó píldora viscosa cada 250 pies perforados para aliviar
carga anular.
Circuló hasta retornos limpios y realizó Viaje Corto desde 1983‟ MD hasta 400'
MD observando Arrastre puntual de 40 Mlbs a 1048' MD, Bajó nuevamente
desde 400' hasta 1420' donde consiguió Apoyo de 30 Mlbs, conectó Top Drive y
repasó desde 1420' MD hasta 1514' MD, Continuó bajando desde 1514' MD
hasta 1983‟ MD s/p.
Continuó perforando desde 1983‟ MD hasta 3488' MD son 1505‟ perforados en
18 Hrs Rop de 83 Pph promedio, Circuló hasta retornos limpios realizó Viaje
Corto desde 3488‟ MD hasta 1400' MD observó Arrastres puntuales a 2860',
2760', 2654' de 30 Mlbs, Bajó hasta 3080' MD donde consiguió Apoyo de 25
Mlbs, conectó Top Drive repasó varias veces hasta quedar libre OK, al intentar
bajar nuevamente desde 3112‟ MD para llegar al fondo Observó Falla eléctrica
en el Top Drive e intenta corregir la misma sin éxito, durante ese tiempo se
mantuvo circulando en espera de TÉCNICO de la CIA. Varco-BJ procedente de
Venezuela. (118 Hrs de Interrupción por Falla del Top Drive)
138
Sacó sarta en back Reaming desde 3112‟ MD hasta 2922‟ MD y a partir de allí
Libre hasta superficie, quebrando herramientas direccionales, Broca.
Evaluación de la Broca: 0-1-WT-C/N-X-I-CT-BHA.
Interrupción de 10.5 hrs. PDVSA por reemplazo tanto del Pin de sacrificio
como válvula automática Inside BOP del Top Drive, probó válvula con 2500 psi
OK y probo funcionamiento automático de la misma OK. Adicionalmente
chequeo y probo gatos hidráulicos de accionamiento de válvula Inside BOP,
gatos hidráulicos del counterbalance Stand Jump and Drill OK.
Posteriormente Arma Sarta # 3 Direccional con Broca PDC 2R 16" (Tipo: FS-
2563, Chorros: 4x14" Y 3x15") + MF + MWD + Estb + MWD Bajó hasta 1046',
donde se detienen las operaciones por 1/2 Hr Interrupción de PDVSA debido a
problemas al abrir y cerrar válvula Kelly Cook, Continúo bajando hasta 3112‟
MD y Repasó desde 3112' MD hasta 3488' MD.
Sacó sarta desde 3488' MD hasta 3392' MD por nueva Interrupción de PDVSA
(1/2 Hr) para conectar cable negativo 646 mcm de fuerza de la bomba de lodo
#3 en el panel transfer.
139
Bajó sarta y Perforó hoyo direccional con Broca PDC DE 16" desde 3488‟ MD
hasta 4991‟ MD son 1503‟ perforados en 27 Hrs Rop de 55 Pph promedio,
Realizó Viaje Corto desde 4991‟ MD hasta 3109' MD observando Arrastres
puntuales de 30-40 Mlbs en los intervalos 4850‟ @ 4620‟, 4410‟ @ 3955‟,
3570‟ @ 3495‟; Sacó en backreaming y con alto Torque por arrastre de 60 Mlbs
desde 3920‟ MD hasta 3590‟ MD, sale libre desde 3590‟ MD @ 3109‟ MD.
Bajó sarta libre desde 3109‟ MD hasta 3875‟ MD donde observó apoyo de 40
Mlbs, conectó Top Drive repasó desde 3875‟ MD hasta 4140‟ MD, Continuó
bajando sarta desde 4140‟ MD hasta 4991‟ MD con apoyos puntuales de 25-30
Mlbs a 4275‟, 4380‟, 4660‟; Repasó últimas dos parejas por seguridad y
Continuó perforando desde 4991‟ MD hasta 6275‟ MD punto de asentamiento
del revestidor 13-3/8‟‟ son 1284‟ perforados en 26.5 Hrs Rop de 48 Pph
promedio, Circuló e incrementó peso del Lodo de 10.8 Lpg @ 11 Lpg. Realizó
Viaje Corto desde 6275‟ hasta 4991' MD con arrastres puntuales de 20 / 40 lbs.
Volvió a fondo repasando las últimas dos parejas por seguridad, Incremento
densidad desde 11 Lpg hasta 11,2 Lpg por observar derrumbe en superficie.
Sacó sarta desde 6275' MD hasta 6210' MD observando arrastres de 50 Mlbs,
conectó bomba y rotaria notando sarta pegada (empacamiento) Trabajó sarta con
500 psi de presión acumulada hasta liberar, Circuló y repasó varias veces la
pareja hasta quedar libre. Continuó sacando sarta desde 6115' hasta 5834' en
backreaming observando altos torques 7/13 Klbs*Pie, Sacó libre desde
5834„hasta 4894' MD donde observó arrastre de 50 Mlbs, conecta bomba y
140
rotaria y observa sarta pegada (empacamiento). Trabajó sarta empacada a 4894'
aplicando torsión y con 500 psi de presión acumulada hasta liberar, repasó
pareja hasta quedar libre, Continuó sacando sarta desde 4894' hasta 1704‟ MD
con los siguientes parámetros Strok= 130, GPM= 659, PB= 2000 psi, Torque=
5/13 Klbs* Pie. Sacó sarta libre desde 1704‟ MD hasta superficie. Evaluación de
la Broca: 1-1-WT-C/N-X-I-LT/PN-TD.
Interrupción de PDVSA (1 hr.) Corrigió falla en Switch de reversa del
malacate, Armó sarta estabilizada de limpieza con broca Triconica 16" (Chorros:
4x14) + Bit Sub. + Stab 15,5" + 01 DC's 8" + Stab 15" + 03 DC's 8" y Bajó
hasta 3160' MD observando apoyos puntuales 20-30 Klbs a 3160‟ MD observó
apoyo fuerte de 40 Klbs, levantó sarta, conectó bomba y rotaria. Circuló
reciprocando sarta observando abundante ripios y derrumbe de tamaños
superiores a 3" en superficie y lodo floculado. Repasó desde 3160‟ MD hasta
3180‟ MD, Bombeó y desplazo píldora con 4 Lbs/Bbl de asfalto y con densidad
de 14,5 lpg observando abundante ripios en superficie, por lo que se decidió
incrementar densidad del lodo desde 11,2 Lpg hasta 11,8 Lpg.
Bajó sarta desde 3180‟ MD hasta 3804' MD con bomba y rotaria por observar
apoyo de 40 Mlbs, y sarta libre desde 3804' MD hasta 5030' MD donde observó
apoyo de 40 Mlbs, repasó desde 5030' MD hasta 5178' MD observando
abundante ripios en superficie. Circuló e incrementó densidad de lodo de 11,8 a
12,1 Lpg. Bajó sarta con bomba y rotaria desde 5178' MD hasta 6275' MD
observando altos torques y abundantes ripios en superficie.
141
Sacó sarta de limpieza con broca Triconica 16" desde 6275' MD hasta 5741' MD
en Back Reaming por observar arrastres de 40 Mlbs, y libre con arrastres
puntuales de 20 Mlbs desde 5741' MD hasta superficie.
Conectó zapata + Cuello + tubo, probó válvula flotadora OK. Bajó casing de
13-3/8", desde superficie hasta 2700' MD. Circuló pozo por observar lodo
altamente floculado y presencia abundante de derrumbes en superficie. Continuó
bajando casing 13-3/8" desde 2700' MD hasta 3891' MD donde observó apoyo
de 50 Mlbs (tubo #93 de 155) y lodo altamente floculado. Circuló pozo @ 3891'
MD, Continuó bajando casing de 13 3/8" desde 3891' MD hasta 4480' MD,
llenando tubo por tubo, conectó bomba para romper geles y circular revestidor
observando incremento de presión de 800 psi con Strok= 30 y revestidor pegado
sin circulación, trabajó arriba y abajo con 550 Klbs de over pull y 150 Klbs de
compresión manteniendo 500 psi entrampadas, recuperó 1 ½ pulg. Junta de
casing quedando Zapata @ 4382’ MD, Cuello Flotador @ 4340’ MD,
continuó trabajando sin obtener avance.
Para el día 11 de Abril se activó alarma detectora de gas del taladro, observando
burbujeo de gas desde el cellar del pozo Guanta-19D, por lo que se tuvo que
desalojar al personal de Locación.
Posteriormente se reanudaron las operaciones el día 12 de Abril bajando tubería
1 3/8 pulg. Únicamente se pudo bajar 50 pies por debajo del cellar, debido a
142
obstrucción por lodo floculado, no teniendo mayor avance. Realizó Top Job
con 12 bls de cemento puro más cloruro de calcio. Realizó corte del revestidor y
conectó sección “A”. Instaló “pie de amigo” entre revestidor de 20" y 13 3/8"
para mayor integridad a la sección.
Inicia segunda fase de perforación (SECCIÓN DE 12 ¼”)
El día 13 de Abril, Armo y Bajó BHA con broca de 12 1/4"+ Bit Sub + Stab
+1dc's 8"+ Stab + 3 DC‟s 8"+Xo + 21 Hws 5"+ Jar+11 Hws 5" para repasar
sección de 16‟‟ y asentar revestidor de 9-5/8‟‟ a la profundidad de 6275‟ MD.
Bajó sarta hasta 4118„MD, donde observó apoyo de 15 Mlbs Conectó bomba y
rotaria, observando alto torque de 10/18 Klbs y restricción en aproximadamente
7 pies continuo bajando libre hasta 4211' MD. Circuló, continuo bajando tubería
desde 4211‟ MD hasta 4340‟ MD donde toco Cuello Flotador rompió el mismo
y zapata (4382' MD) Bajó sarta con bomba y rotaria para acondicionar hoyo de
16" con broca de 12 1/4" desde 4382‟ MD hasta 6275‟ MD sin problemas,
Circuló para acondicionar lodo por observarse con olor fétido y floculado e
incremento peso @ 12.1 Lpg. Realizó viaje corto desde 6275' hasta 4382' libre.
Saco sarta de limpieza desde 6275‟ MD hasta superficie sin problemas, Bajó
revestidor desde superficie hasta 6275' MD S/P.
143
Para el día 15 de Abril Instaló cabezal de cementación y realizó Cementación
quedando la Zapata @ 6253’ MD, Cuello Flotador @ 6204’ MD.
Inicia tercera fase de perforación (SECCIÓN DE 8 1/2”)
Para el día 17 de Abril instaló conjunto BOP y probó con 1000 psi por 10 min.
Ok., Armo y bajó BHA direccional con broca PDC 8 1/2" + MF + Stab + MWD
+ 16 HW's 5" + Martillo + 11 HW´s y bajó hasta 6204‟ MD donde toco cuello
flotador, Rompió CF + Zapata (6253' MD) Limpio bolsillo desde 6253‟ MD
hasta 6275' MD con bomba y rotaria s/p. Circuló y Desplazo lodo de 12,1 Lpg
por lodo 9,5 Lpg. Perforo desde 6275‟ MD hasta 7847' MD son 1572' en 38.5
Hrs para una ROP de 40.8 Pph. Circuló hasta retorno limpio y decidió sacar
sarta a superficie para reemplazar broca PDC por triconica, para perforar la
sección de conglomerados.
Sacó sarta en back reaming (por seguridad), desde 7847' MD hasta 7754‟ MD
sin problemas. Con back reaming desde 7754' MD hasta 7661' MD por observar
arrastres de 40 Mlbs, libre desde 7661' MD hasta 7379' MD, continuó sacando
en back reaming desde 7379' hasta 6253' (zapata) por observar torques de 15-
17 ft-lbs. y arrastres de 40 Mlbs y evidencia de empacamiento. Bombeó y
desplazó 35 Bls de píldora pesada. Sacó tubería desde 6253' MD hasta superficie
quebrando herramientas direccionales.
144
Bajó sarta punta libre desde superficie hasta 940' para asegurar pozo. Por
(Interrupción PDVSA de 38 Hrs), debido a espera por repuesto HEAT SINK
de potencia del freno eléctrico BAYLOR.
Sacó sarta punta libre desde 940' hasta superficie, Armó y bajó BHA direccional
con broca PDC 8 1/2"R + MF + Stab + MWD + 16 HW's + Martillo + 11 HW's
hasta 6281' donde observó apoyo de 40 Klbs Repasó desde 6281‟ MD hasta
7785' MD, durante el repaso se incremento el peso del lodo de 10,1 Lpg @ 10,3
Lpg, continuo repasando y observo sarta empacada con incremento de presión
desde 2300 psi hasta 3000 psi y alto torque de 20 Klbs*Pie, trabajó sarta arriba y
abajó hasta recuperar rotación y circulación. Levantó hasta 7755‟ MD donde
observo sarta libre.
Bombeó 50 bls de píldora viscosa-pesada con 20 Lbs/Bbl de asfalto y con
densidad de 12,5 Lpg y circuló la misma observando abundante ripios con
muestras de derrumbe, simultáneamente incrementa densidad del lodo desde
10,3 hasta 10,5 Lpg. Continúo repasando hoyo de 8 ½" con dificultad desde
7755„MD hasta 7847' MD con altos torques, Circuló y Realizó viaje corto en
back reaming desde 7847' MD hasta 6253´ MD zapata, observando arrastres de
40 Mlbs torque de 12/18 @ 7721‟-7377-7095‟-6827'. Bajó sarta desde 6253'
hasta 7001' donde observo apoyo de 45 Mlbs, Repaso con broca 8 1/2" PDC
desde 7001‟ MD hasta 7847' MD. Continuo perforando desde 7847' MD hasta
8131' MD son 284' en 15.5 horas para una ROP de 18.3 Pph.
145
Interrupción PDVSA de 1/2 Hr por Reparación del sistema de Top Drive y
1/2 Hr por Cambio de pistón n# 3 de la Bomba # 2, continuo perforando hoyo 8-
1/2" desde 8131' MD hasta 8546„ MD son 415' en 13 horas para una ROP de 32
Pph., circuló y realizó Viaje de Control hasta la Zapata (6253‟ MD) Observo
arrastre puntuales de 50 Mlbs desde 8170' MD hasta 8000' MD y permanente de
50 Klbs de 8000' hasta 7915' saco en back reamer ok. Libre desde 7915' hasta
6187' MD sin problema, Bajó observando apoyo de 40 Klbs a 8000' conectó
TOP Drive y repaso desde 8000' hasta 8170' MD ok, continuo bajando sarta sin
problema desde 8170' hasta 8546'.
Perforo hoyo de 8-1/2" desde 8546' hasta 9457' MD son 911' en 32.5 horas para
una ROP de 28 Pph., promedio, circuló y saco sarta a superficie por bajo
rendimiento de Broca, observó arrastres puntuales desde 8227‟ MD hasta 7942‟
MD.
Evaluación de la Broca: 1-2-WT-N/S-X-I-DL-PR.
Bajó BHA direccional con Broca PDC 8 1/2" hasta 9457' S/P instalando
reductores de TORQUE Y ARRASTRE, Repaso las 3 ultima parejas por
seguridad, Perforo sarta direccional con broca PDC de 8-1/2" desde 9457' hasta
PT 10518' son 1061' en 40 horas para una ROP de 26.5 Pph. promedio. Circuló
y Realizó Viaje Corto desde 10518' hasta 5700' sin problema, Bajó desde 5700'
MD hasta 10158' MD donde apoyo de 20 - 40 Klbs conectó TOP Drive y repaso
146
hasta 10518' MD Repasando las 4 ultima parejas hasta estar libre, circuló hasta
retorno limpio saco sarta direccional con broca PDC de 8-1/2" desde 10518'
hasta superficie sin problema.
Para el día 29 de Abril Cía. Halliburton Logging bajó herramienta de registro
primera corrida: MRI-SDL-DSN-MSFL-GR toco fondo @ 10528' MD según
guaya tomo registro desde 10528' MD hasta 9500' MD saco hasta superficie sin
problema, bajó Segunda corrida: DLL -MSFL-WSTT-GR-SP, saco hasta
superficie S/P, Armo y Bajó sarta lisa con Broca Triconica 8-1/2‟‟ hasta 10518‟
S/P, circuló y saco sarta desde 10518' MD hasta superficie sin problema.
Cía. Weatherford (llave hidráulica) vistió equipo y bajó revestidor de 7" 26 #/pie
desde superficie hasta 4467‟ + colgador con DP's de 5" desde 4467' hasta 10518'
sin problema S/P, llenando los primeros 5 tubos y luego cada 10, Conectó
cabezal y toco fondo @ 10518„, levantó 5‟ para buscar circulación y probo con 7
SPM observando Presión de 1800 Psi sin observar retorno. Saco desde 10518'
MD hasta 10053‟ variando parámetros buscando circulación sin éxito, por lo que
se decidió por parte de PETROPRODUCCION NO realizar Cementación y
Asentar colgador, por lo que se realizó lo siguiente: Levantó sarta con peso (340
Mlbs) presurizo sarta hasta 3600 psi asentó colgador, probo: tensión 400 Mlbs y
apoyo con 120 Klbs, desconectó líneas y quito cabezal de circulación, levantó
sarta con peso de 190 Klbs OK.
Tope del colgador @ 6014'
147
Profundidad de la zapata: 10513'
Profundidad del cuello flotador: 10437'
Para el día 02-05-2008 terminó de quebrar tubo x tubo desde 4300' MD hasta
superficie, desvistió y retiro válvula impide reventones (BOP), instaló Tubing
Bonet al cabezal, quedando por finalizada las operaciones con 48 días, en los
cuales se incluyen 10 días de mudanza. .
4.4.2. Costos
Los siguientes costos son presentados en base a las facturas finales
presentadas de algunas compañías.
El resultado puede variar con respecto a los reportes diarios.
148
Tabla 12. Costos Totales
ÍTEM VALOR (USD) COMPAÑÍA
SUP. + C/T 32,300 PDVSA
TARIFA RIG 303,088 PDVSA
DIRECCIONAL 516,063 SPERRY HALLIBURTON
FLUIDOS PERFORACIÓN 279,189 BAROID HALLIBURTON
TRAT. CORTES Y FLUIDOS 225,676 TUBOSCOPE
BROCAS 147,000 DBS HALLIBURTON
CEMENTACIÓN 72,500 HALLIBURTON
LINER HANGER 67,521 HALLIBURTON
EQUIPO OPERACIONAL 25,080 TUBOSCOPE
CAMPAMENTO 24,320 3R
PERS. CUADRILLA 157,323.00 CERLAVIN
CATERING 22,800 SIHAMA
ÍTEM VALOR (USD) COMPAÑÍA
MONTACARGAS 76,580.00 NOROCCIDENTAL
DIESEL (PRECIO
INTERNACIONAL
259,584.00 PPR
VACUUM 49,400.00 PETROTECH
TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
725,364
TOTAL 2,983,788
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
CAPÍTULO V
149
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
Las tasas de producción aumentan debido a que las perforaciones direccionales
han demostrado ser efectivas.
Todo el personal trabajó en equipo con mucha disciplina, incluyendo a las
empresas de servicios para la ejecución de esta tecnología.
La perforación del pozo Guanta-18D fue perforado de acuerdo con lo
planificado y costos presupuestados.
Cuando el Collar de Perforación inferior sea más flexible, mayor será el rango
de perforación.
Un BHA rígido que mantiene la inclinación con un estabilizador fuera de calibre
localizado sobre el SDC tendería a bajar la inclinación si dicho estabilizador es
de calibre completo.
150
Tres estabilizadores son convenientes para un BHA. Para un BHA tipo péndulo
dos es suficiente.
El Perforador Direccional debe hallarse en el piso del taladro cuando se esté
lavando/trabajando el BHA rotatorio a través de la sección punto de inicio en
formaciones suaves para evitar que el pozo se desvíe (side track).
Un BHA que trabaja correctamente en un área puede actuar muy diferente en
otra. La experiencia local es primordial en afinar los BHA.
Decidir en qué momento se puede sacar para cambiar un BHA es una primordial
responsabilidad del Perforador Direccional. Idealmente, esto debería coincidir
con un viaje para cambiar la broca.
Para hacer más rígido el BHA se aplica altos r.p.m. esto ayuda a frenar desvíos
debidos a tendencias de la formación.
Rimar es útil para controlar el rango B‟UP en formaciones suaves. Se hace
menos útil para formaciones más duras. Aun así hasta en formaciones duras,
rimar antes de cada conexión ayuda a mantener bajo el arrastre del hueco.
151
5.2. Recomendaciones
En pozos direccionales se recomienda contratar un equipo de perforación con
tecnología avanzada, que se encuentre en condiciones óptimas de
funcionamiento y que garantice el éxito de las operaciones.
El equipo de perforación debe tener Top Drive, debido a que garantiza en
cualquier momento crítico de la perforación, la posibilidad de poder rimar 90‟
arriba, así como también 90‟ abajo, es decir cuando la herramienta tienda a
pegarse, salir rotando, circulando y tensionando sin permitir que se produzca un
stuck pipe, lo que no se puede realizar con los equipos convencionales con
Kelly.
Otra de las ventajas de usar Top Drive es que cada conexión es de tres tubos (un
stand), lo que nos permite reducir tiempos de conexiones, de viajes, de
perforación y al final es más rentable económicamente.
Siempre se debe usar un estabilizador NB de calibre completo para elevar la
inclinación.
Usar ya sea un NB de calibre desgastado (BHA de semi-caída para rangos bajos)
o ningún NB (BHA tipo péndulo, para rangos rápidos de caída) para bajar la
inclinación.
152
Procurar no elevar la inclinación hacia el objetivo, es mejor bajar lentamente
hacia el mismo.
En lo posible usar un mínimo de DC. Utilizar tubería HW para la disponibilidad
de peso remanente.
Se deben reemplazar estabilizadores como sea requerido. Chequee la broca. Si la
broca está desgastada va a ser necesario rimar.
Chequear el equipo direccional y todas las herramientas luego de concluido un
trabajo.
Procure usar más peso sobre la broca y bajas r.p.m. al iniciar un desvío a la
derecha.
En formaciones suaves puede que sea necesario reducir el rango de flujo de lodo
para obtener suficiente peso sobre la broca y reducir el lavado del hueco. Tenga
precaución lave cada tubo/parada a un rango de flujo normal antes de hacer la
conexión.
153
GLOSARIO
Absorción
Adhesión o concentración de sustancias disueltas, bien sobre la superficie de un
sólido, bien alrededor de las partículas de un coloide en suspensión
Árbol de navidad
Instalación en la parte superior de un pozo productor de petróleo o gas, mediante la cual
se abre o se cierra el flujo. El conjunto de válvulas y tuberías se asemejan al adorno
navideño y así se le conoce en la industria.
Acuñado
Aprisionado, ajustado
Barril
Unidad de medida volumétrica empleada en varios países, entre ellos E.E.U.U. Un
barril de petróleo equivale a 159 litros, o sea que un metro cúbico de petróleo equivale a
6,29 barriles.
Boca de pozo
Equipamiento que se coloca sobre un pozo productivo y que está destinado a regular la
salida del flujo de los hidrocarburos.
154
Canaleta
Es el nuevo orificio de diámetro más pequeño que se presenta al desviarse, o al cambio
brusco de dirección del pozo.
Cavernas
Cavidad profunda subterránea que se presenta entre las rocas.
Cementación
Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de cemento que al fraguarse o
endurecerse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad
contra la filtración de fluidos de formación.
Conos
Parte constituyente de una broca
Desviación del pozo
Cambio de inclinación de la vertical absoluta durante la perforación de un pozo.
Flexión
Acción de doblar o doblarse
Inyección (lodo de perforación)
Mezcla de arcilla, agua y ciertos productos químicos inyectada en forma continua
durante las operaciones de perforación.
155
El lodo sirve para evacuar los cutting o detritos, lubricar y enfriar el trépano, sostener
las paredes de los pozos y equilibrar la presión de los fluidos contenidos en las
formaciones.
Pata de perro
Cambio de dirección del agujero del pozo
Perfilaje (o registro)
Registración que se realiza en el pozo luego de la perforación mediante instrumentos de
medición eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten información sobre la
composición de las rocas, el contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad o
permeabilidad así como las profundidades a que se encuentran.
El Perfilaje es realizado por compañías especializadas.
Perforación
Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas
para buscar y extraer hidrocarburos.
Permeabilidad
Es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para
desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa.
156
Petróleo
Mezcla en proporciones variables de hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos que se
encuentran en los yacimientos bajo presiones y temperaturas más o menos elevadas.
Los petróleos crudos pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta.
Los crudos de petróleo, según la densidad, se clasifican en:
a) Pesados (10° a 22,3° API).
b) Medios (22,3° a 31,1° API).
c) Livianos (superiores a los 31,3° API).
Píldora
Sustancia viscosa que se prepara para enviar al pozo
Pozo abandonado
Pozo cuyas reservas accesibles están exhaustas
Pozo cerrado
Pozo cuya producción está temporalmente suspendida para realizar operaciones
complementarias, en espera de reparación o en estudio del comportamiento del mismo.
157
Pozo terminado
La terminación del pozo es el conjunto de operaciones que se realiza luego de la
perforación para hacer posible su puesta en explotación, mediante la colocación de los
equipos permanentes de producción.
Punto libre
Es el punto donde la tubería está libre de un aprisionamiento.
Trépano ó Broca
Herramienta empleada para la disgregación mecánica de las rocas con el fin de perforar
el subsuelo en búsqueda de petróleo.
Tuberías de revestimiento
Serie de tubos que se colocan en el pozo mientras progresa la perforación para prevenir
derrumbes de las paredes y para la extracción de los hidrocarburos en la fase de la
producción.
158
BIBLIOGRAFÍA
1. Anadrill Schlumberger, Horizontal Drilling Training Manual (Diciembre 1991).
2. Eastman Christensen, Directional Drilling (Houston, 1990).
3. Jiazhi, B: “Bottom hole Assembly Problems Solved by Beam Column Theory”; paper
SPE 10561 presented at the 1982 SPE International Meeting on Petroleum Engineering,
Beijing, March 19-22.
4. Manual del Centro de Investigaciones Geopaleontológicas de Guayaquil.
5. Mike Smith Directional Drilling Training Manual (Diciembre 1996). Proyecto
PEMEX-IMP, Procedimientos para el Diseño de la Perforación de Pozos, 2a. Fase,
Julio, 2000.
6. Moore, P.L. “Drilling practice Manual” Pennwell books Tulsa, Oklahoma.
SITIOS WEB
www.monografias.com/trabajos11/pope/pope.shtml
www.informaciontecnicadelpetroleo-brocas.htm
www.sartasdeperforacion.pdf.htm
159
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
PETROPRODUCCIÓN, Reportes diarios de perforación, Pozo Guanta-18D, 2008.
NOTA
El capítulo dos fue tomado casi en su totalidad de la sección diez del “Directional
Drilling Training Manual” ya que varios de los conceptos en ellos mencionados no se
podían obviar por ser de vital importancia en el entendimiento del tema de este capítulo.
ANEXOS
160
ANEXO 1. Vista vertical Plan Vs Survey Actual Guanta – 18D
Fuente: Petroproducción.
Vista Vertical Plan Vs Survey Actual
GUANTA-18D
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
-500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Seccion Vertical
TV
DPlan
SURVEY
TD at 10513.012' MD
KOP at 400'
Start Hold 29.943°
Start Drop -
Start Hold VerticalCSG 9-5/8" @ 6251' MD
CSG 7" @ 9132' MD
CSG 7" @ 10513' MD
161
ANEXO 2. Vista Horizontal Guanta – 18D
Fuente: Petroproducción.
Vista Horizontal
GUANTA-18D
-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
-400 -200 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
Este - Oeste
No
rte
- S
ur
Survey
Plan
162
ANEXO 3. Peso del lodo real Vs Peso del lodo programado
PESO DEL LODO REAL VS. PESO DEL LODO PROGRAMADO
Fuente: Petroproducción.
10.3
8.6
8.8
9.1
10.4
8.6
10.3
10.1
8.6
8.8
9.0
9.1
9.4
9.9
10.0
10.2
10.4
10.7
11.0
11.2
11.511.2
9.5
9.9
10.5
10.8
10.2
9.2
8.88.6
9.5
9.2
9.79.8
10.7
11.2 12.1
9.7
9.5
10.09.9 10.5
10.6
10.610.7
10.3
8.8
9.0
9.1
9.4
9.8
9.7
9.6
10.0
10.1
10.1
10.0
10.5
10.010.2
10.1
10.0
9.5
9.9
9.9
9.6
10.3
10.2
10.1
10.1
10.5 10.8
10.3
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
8.4 8.6 8.8 9.0 9.2 9.4 9.6 9.8 10.0 10.2 10.4 10.6 10.8 11.0 11.2 11.4 11.6 11.8 12.0 12.2
LPG
PR
OF
UN
DID
AD
(M
D)
DENSIDAD PROGRAM ADA M AXIM A
DENSIDAD REAL
DENSIDAD PROGRAM ADA M INIM A
163
ANEXO 4. Cellar del Pozo Guanta-18D
CELLAR DEL POZO GUANTA-18D
Fuente: PDVSA.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
164
ANEXO 5. Broca Triconica De 12-1/4”
BROCA TRICONICA DE 12-1/4” UTILIZADA EN LA PERFORACIÓN
Fuente: Halliburton.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
165
ANEXO 6. Estabilizador de Aletas Espirales
ESTABILIZADOR DE ALETAS ESPIRALES.
Fuente: Halliburton.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
166
ANEXO 7. Bop para ser Colocado en la Subestructura del Taladro
BOP LISTO PARA SER COLOCADO EN LA SUBESTRUCTURA DEL
TALADRO.
Fuente: PDVSA.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
167
ANEXO 8. Llave Hidráulica
LLAVE HIDRÁULICA DESENROSCANDO TUBERÍA DE PERFORACIÓN.
Fuente: PDVSA.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
168
ANEXO 9. Equipo de Mezclado de Cemento
EQUIPO DE MEZCLADO DE CEMENTO CÍA HALLIBURTON
Fuente: Halliburton.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
169
ANEXO 10. Sacos de Cemento Tipo G.
SACOS DE CEMENTO TIPO G UTILIZADOS EN EL POZO
Fuente: Halliburton.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
170
ANEXO 11. Cabeza de Cementación 13-3/8”
CABEZA DE CEMENTACIÓN 13-3/8” UTILIZADO POR HALLIBURTON.
Fuente: Halliburton.
Fotografiado por: Edisson Lozada.
171
ANEXO 12. Pozo Guanta-18D
POZO GUANTA-18D PRODUCIENDO
Fuente: Petroproducción.
Fotografiado por: Edisson Lozada.