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i

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

“DEFINICIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE

REVESTIDORES DE LOS POZOS DEL CAMPO TARAPOA EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

WILSON XAVIER SÁNCHEZ VACA

[email protected]

DIRECTOR: ING. RAFAEL ULRICH RODRÍGUEZ ZAMBRANO

[email protected]

Quito, julio 2014

ii

DECLARACIÓN

Yo Wilson Xavier Sánchez Vaca, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún

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

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

_____________________

WILSON SÁNCHEZ VACA

iii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Wilson Xavier Sánchez

Vaca, bajo mi supervisión

_______________________

Ing. RAFAEL RODRÍGUEZ

DIRECTOR DE PROYECTO

iv

AGRADECIMIENTO

Al culminar esta carrera quiero agradecer primero a Dios por haberme dado la

fuerza y la voluntad en momentos difíciles y llenarme de bendiciones para poder

dar un gran paso en mi vida

En segundo quisiera agradecer a mi familia querida, a mi papá que siempre fue mi

guía y porque gracias a él he cumplido con mi objetivo, él es la persona que

siempre me ha alentado y me ha dado la motivación y la fuerza para cumplir con

las metas planteadas, a mi querida madre por haberme guiado y haberme exigido

tanto desde pequeño.

Infinitas gracias al Ingeniero Rafael Rodríguez que muy gentilmente me ayudó

con la elaboración del proyecto y se animó a ser mi director del mismo.

Muchas gracias al Ingeniero Vinicio Melo mi codirector y docente en la carrera de

Ingeniería en Petróleos

A la empresa Andes Petroleum Ecuador LTD, por haberme aceptado y auspiciado

ya que sin su apoyo y colaboración este proyecto no hubiese sido posible

A la Escuela Politécnica Nacional que junto con su selecta docencia me han

permitido llegar a estas instancias de mi vida.

v

DEDICATORIA

El presente proyecto amerita esfuerzo, dedicación y sacrificio, es por eso que

quisiera dedicar el presente; en primer lugar a Dios por haberme dado la salud y

la fortaleza de realizar dicho proyecto para culminar una etapa más de mi vida.

En segundo lugar a mis padres Hernán y Patricia que han sido los pilares

principales y apoyo a lo largo de toda mi vida

A mi tía Dolores y abuelita Ernestina por haberme acogido en su hogar durante un

periodo de 5 años y haber sido como mi segunda madre

A mi primo y hermano Romel por haberme ayudado en la elaboración de mí

proyecto y que junto a él dicho trabajo haya sido más ameno.

A la Escuela Politécnica Nacional por abrirme sus puertas.

Para todas las personas que aprecio desde el fondo de mi corazón ya que este

logro no es solo mío ¡es de todos! LOS QUIERO CON TODA MI ALMA.

vi

CONTENIDOCONTENIDO

DECLARACIÓN ...................................................................................................... ii

CERTIFICACIÓN ................................................................................................... iii

AGRADECIMIENTO ............................................................................................... iv

DEDICATORIA ........................................................................................................ v

RESUMEN ......................................................................................................... xviii

PRESENTACIÓN ................................................................................................. xix

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

1. REVISIÓN DE LOS PARÁMETROS DE DISEÑO DE REVESTIDORES ..... 1

1.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 1

1.2 TUBERIA DE REVESTIMIENTO. ................................................................. 2

1.2.1 Propiedades de la tubería de revestimiento. .......................................... 2

1.2.2 Grado del acero ..................................................................................... 3

1.2.3 Dimensiones de revestidores ................................................................. 4

1.2.3.1 Diámetro exterior ................................................................................ 4

1.2.3.2 Espesor de pared ............................................................................... 4

1.2.3.3 Diámetro interior ................................................................................. 4

1.2.3.4 Diámetro drift ...................................................................................... 4

1.2.4 Rango o longitud .................................................................................... 5

1.2.5 Peso de casing ...................................................................................... 5

1.2.6 Conexiones ............................................................................................ 6

1.2.6.1 Conexiones API .................................................................................. 6

1.2.6.2 Conexiones no API o patentadas ....................................................... 7

1.3 DETERMINACIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE

LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ...................................................................... 8

1.3.1 Parámetros de profundidad .................................................................... 8

1.3.1.1 Presión de poro (formación) ............................................................. 10

1.3.1.2 Presión de fractura ........................................................................... 10

vii

1.3.2 Configuración de las sartas de casing ................................................. 11

1.3.2.1 Casing de superficie ......................................................................... 11

1.3.2.2 Casing intermedio ............................................................................. 12

1.3.2.3 Casing de producción ....................................................................... 12

1.3.2.4 Liner .................................................................................................. 12

1.3.3 Ajuste de profundidad utilizando la presión de poro y de fractura. ....... 12

1.3.4 Selección de las medidas de casing .................................................... 15

1.3.5 Selección del tamaño del pozo ............................................................ 16

1.4 CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS SUPERFICIALES DE

REVESTIMIENTO ............................................................................................. 19

1.4.1 Cargas ................................................................................................. 19

1.4.2 Cargas sometidas a las tuberías superficiales de revestimiento .......... 19

1.4.2.1 Cargas de colapso ............................................................................ 20

1.4.2.2 Cargas de estallido ........................................................................... 24

1.4.2.3 Cargas axiales .................................................................................. 31

1.5 FACTORES DE SEGURIDAD Y DE DISEÑO. ........................................... 33

1.5.1 Factor de seguridad ............................................................................. 33

1.5.2 Factor de diseño .................................................................................. 33

CAPÍTULO II ........................................................................................................ 35

2. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS EXISTENTES Y

DETERMINACIÓN DE SUS FACTORES DE SEGURIDAD. ............................... 35

2.1 INTRODUCCIÓN: ....................................................................................... 35

2.2 GENERALIDADES DEL CAMPO TARAPOA ............................................. 35

2.2.1 Localización e historia .......................................................................... 35

2.2.2 Geología .............................................................................................. 37

2.2.2.1 Formación Tiyuyacu. ........................................................................ 37

2.2.2.2 Arenisca Basal Tena ......................................................................... 37

2.2.2.3 Arenisca M-1..................................................................................... 37

2.2.2.4 Arenisca U ........................................................................................ 38

viii

2.2.2.5 Arenisca T ........................................................................................ 38

2.3 TIPOS DE POZOS PERFORADOS Y SUS CONFIGURACIONES DE

CASING................................................................................................................ 40

2.3.1 Descripción de los revestidores de los pozos del Campo Tarapoa. .... 40

2.4 PARÁMETROS DE OPERACIÓN Y DETERMINACIÓN DE LOS

FACTORES DE SEGURIDAD .............................................................................. 43

2.4.1 Análisis de diseños anteriores por cargas de colapso ......................... 44

2.5 ANÁLISIS DE LOS DISEÑOS DE LAS COMPLETACIONES DE LOS

POZOS DEL CAMPO TARAPOA ......................................................................... 50

2.5.1 Pozo Colibrí 1 ...................................................................................... 50

2.5.2 Pozo Esperanza 1 ................................................................................ 51

2.5.3 Pozo Chorongo Este 1 ......................................................................... 52

2.5.4 Pozo Esperanza Norte 1 ...................................................................... 53

2.5.5 Pozo Dorine Norte 2 ............................................................................ 54

2.5.6 Pozo Mariann 4A-12 ............................................................................ 55

2.5.7 Pozo Fanny 18B-142 ........................................................................... 56

2.5.8 Pozo Chorongo 2 ................................................................................. 57

2.5.9 Pozo Mariann 37 .................................................................................. 58

2.5.10 Pozo Mariann 36 .................................................................................. 59

2.5.11 Pozo Mariann 35 .................................................................................. 60

2.5.12 Pozo Mariann 39 .................................................................................. 61

2.5.13 Pozo Fanny 18B-150 ........................................................................... 62

2.5.14 Pozo Fanny 18B-139 ........................................................................... 63

2.5.15 Pozo Fanny 18B-147 ........................................................................... 64

2.5.16 Pozo Fanny 18B-146 ........................................................................... 65

2.5.17 Pozo Fanny 18B-148 ........................................................................... 66

2.5.18 Pozo Mariann Norte 1 .......................................................................... 67

2.5.19 Pozo Dorine Norte 1 ............................................................................ 68

2.5.20 Pozo Dorine 81 .................................................................................... 69

ix

2.5.21 Pozo Mariann 4A-14 ............................................................................ 70

2.5.22 Pozo Fanny 18B-152 ........................................................................... 71

CAPÍTULO III ....................................................................................................... 72

3 ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS QUE AFECTAN AL CORRECTO

DISEÑO DE REVESTIDORES DEL BLOQUE TARAPOA. .................................. 72

3.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 72

3.2 PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA DEL CAMPO TARAPOA ............ 72

3.3 DISEÑO DE CASING SUPERFICIAL ......................................................... 73

3.3.1 Diseño por colapso .............................................................................. 73

3.3.2 Diseño por estallido ............................................................................. 78

3.4 DISEÑO DE CASING O LINER DE PRODUCCIÓN .................................. 81

3.4.1 Diseño por colapso .............................................................................. 81

3.4.2 Diseño por estallido ............................................................................. 84

CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 88

4 PROPUESTA DE DISEÑO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO

TARAPOA. ........................................................................................................... 88

4.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 88

4.2 METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE REVESTIDORES ....................... 88

4.3 PROPUESTA DE DISEÑO ......................................................................... 89

4.3.1 Propuesta de diseño para una configuración de tres sartas. ............... 90

4.3.1.1 Información del pozo ........................................................................ 90

4.3.1.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (tres sartas) ........... 91

4.3.1.3 Propuesta de diseño para casing de producción (tres sartas) ........ 101

4.3.2 Propuesta de diseño para una configuración de dos sartas .............. 111

4.3.2.1 Información del pozo ...................................................................... 112

4.3.2.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (dos sartas) .......... 113

4.3.2.3 Propuesta de diseño para casing de producción (dos sartas) ........ 122

4.4 MEJOR ALTERNATIVA DE DISEÑO PARA EL CAMPO TARAPOA ....... 131

4.4.1 Alternativa de diseño para una configuración de tres sartas.............. 132

x

4.4.1.1 Configuración.................................................................................. 132

4.4.1.2 Diseño gráfico del pozo .................................................................. 132

4.4.2 Alternativa de diseño para una configuración de dos sartas .............. 134

4.4.2.1 Configuración.................................................................................. 134

4.4.2.2 Diseño gráfico del pozo .................................................................. 134

CAPÍTULO V ...................................................................................................... 136

5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PLANTEADA. ...................... 136

5.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 136

5.2 COSTO POR PIE DE DIFERENTES TIPOS DE REVESTIDORES. ..... 136

5.3 INVERSIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVAS DE DISEÑO .................... 137

5.3.1 Optimización para una configuración de tres sartas .......................... 137

5.3.2 Optimización para una configuración de dos sartas .......................... 138

5.4 AHORRO POTENCIAL QUE SE PODRÍA OBTENER CON LA NUEVA

PROPUESTA DE DISEÑO................................................................................. 139

5.4.1 Para una configuración de tres sartas .............................................. 139

5.4.2 Para una configuración de dos sartas ............................................... 141

CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 144

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................ 144

6.1 CONCLUSIONES ..................................................................................... 144

6.2 RECOMENDACIONES ............................................................................ 146

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 147

ANEXOS ............................................................................................................ 149

xi

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1 DIAGRAMA DEL PERFIL DE LA CONEXIÓN BTC ............................ 7

FIGURA 1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DE CASING ................................................... 9

FIGURA 1.3 PRESIÓN DE PORO Y FRACTURA ................................................. 13

FIGURA 1.4 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PROFUNDIDAD DE

CASING................................................................................................................ 14

FIGURA 1.5 SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE CASING PARA UN POZO

EJEMPLO. ............................................................................................................ 15

FIGURA 1.6 “BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES

CONSOLIDADAS”. ................................................................................................ 17

FIGURA 1.7“BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES

NO CONSOLIDADAS” ........................................................................................... 18

FIGURA 1.8 COLAPSO ........................................................................................ 20

FIGURA 1.9 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL CASING

SUPERFICIAL ....................................................................................................... 22

FIGURA 1.10 PRESIÓN DE DISEÑO VS PROFUNDIDAD .................................. 24

FIGURA 1.11 ESTALLIDO.................................................................................... 25

FIGURA 1. 12 PRESIONES DE ESTALLIDO SOBRE EL CASING SUPERFICIAL ... 29

FIGURA 1.13 PRESIONES DE DISEÑO .............................................................. 31

FIGURA 1.14 TENSIÓN ....................................................................................... 32

FIGURA 2.1 POZOS DEL CAMPO TARAPOA ..................................................... 36

FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE ............ 39

FIGURA 2.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B-141 ..... 45

FIGURA 2.4 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-141 .......................... 49

FIGURA 2.5 DISEÑO POR COLAPSO, POZO COLIBRÍ 1 ................................... 50

FIGURA 2.6 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA 1 ............................ 51

FIGURA 2.7 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO ESTE 1 .................. 52

FIGURA 2.8 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA NORTE 1............... 53

FIGURA 2.9 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 2 ...................... 54

FIGURA 2.10 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-12 ....................... 55

FIGURA 2.11 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-142 ........................ 56

FIGURA 2.12 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO 2 .......................... 57

FIGURA 2.13 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 37 ............................. 58

xii




FIGURA 2.17 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-150.................................... 62





FIGURA 2.22 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN NORTE 1 .................. 67

FIGURA 2.23 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 1 .................... 68

FIGURA 2.24 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE 81 ................................ 69

FIGURA 2.25 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-14 ....................... 70


FIGURA 3.1 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE

COLAPSO ............................................................................................................ 75


COLAPSO ............................................................................................................ 78


ESTALLIDO .......................................................................................................... 80

FIGURA 3.4 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER. . 81

FIGURA 3.5 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE COLAPSO .................... 83

FIGURA 3.6 PRESIONES DE ESTALLIDO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.84

FIGURA 3.7 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE ESTALLIDO .................. 86

FIGURA 4.1 DISEÑO DEL POZO DE TRES SARTAS .......................................... 91

FIGURA 4.2 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ....... 94

FIGURA 4.3 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ........................... 96

FIGURA 4.4 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD .......... 99

FIGURA 4.5 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ......................... 101

FIGURA 4.6 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD ........ 104

FIGURA 4.7 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER .... 106

FIGURA 4.8 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ..... 109

FIGURA 4.9 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER . 111

FIGURA 4.10 DISEÑO DEL POZO DE DOS SARTAS........................................ 112

xiii

FIGURA 4.11 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ... 115

FIGURA 4.12 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ....................... 117

FIGURA 4.13 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD ...... 120

FIGURA 4.14 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ....................... 121

FIGURA 4.15 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD ...... 124

FIGURA 4.16 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER .. 126

FIGURA 4.17 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ... 129

FIGURA 4.18 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER 131

FIGURA 4.19 DIAGRAMA DEL POZO BASE (TRES SARTAS) ......................... 133

FIGURA 4.20 DIAGRAMA DEL POZO BASE (DOS SATAS) .............................. 135

FIGURA 5.1 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE TRES SARTAS

DEL CAMPO TARAPOA..................................................................................... 139

FIGURA 5.2 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE DOS SARTAS

DEL CAMPO TARAPOA..................................................................................... 141

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1.1 (API SPEC 5CT) GRADOS DE ACERO, PUNTO DE CEDENCIA ........ 3

TABLA 1.2 RANGOS DE LONGITUD DE CASING (API RP 5BI) ............................ 5

TABLA 1.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE PRESIÓN DE

PORO ................................................................................................................... 24

TABLA 1.4 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO, INFLUYE GRADIENTE

DE FRACTURA .................................................................................................... 30

TABLA 2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS REVESTIDORES DEL CAMPO TARAPOA . 41

TABLA 2.1 CONTINUACIÓN ................................................................................ 42

TABLA 2.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO TARAPOA 43

TABLA 3.1 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN

DE PORO ............................................................................................................. 74

TABLA 3.2 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE EL LODO DE

PERFORACIÓN ................................................................................................... 74


DE LAS LECHADAS DE CEMENTO .................................................................... 75


DE PORO ............................................................................................................. 76


HIDROSTÁTICA DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN ............................................ 77


DE LAS LECHADAS DE CEMENTO .................................................................... 78

TABLA 3.7 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO VARIANDO LA PRESIÓN

DE FRACTURA ..................................................................................................... 80

TABLA 3.8 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN CASING VACÍO ........ 82

TABLA 3.9 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN LINER CON FLUÍDO 83

TABLA 3.10 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO EN LINER DE

PRODUCCIÓN ..................................................................................................... 86

TABLA 4.1 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO ................................................................................................ 90

TABLA 4.2 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .................................................. 92

TABLA 4.3 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ........................................... 93

xv

TABLA 4.4 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO ...................................... 94

TABLA 4.5 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO 95

TABLA 4.6 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .................................................. 97

TABLA 4.7 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ........................................... 97

TABLA 4.8 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO ......................................... 99

TABLA 4.9 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO 100

TABLA 4.10 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO ....................... 102

TABLA 4.11 INFORMACIÓN DEL LINER ........................................................... 102

TABLA 4.12 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO ..................................... 103

TABLA 4.13 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR

COLAPSO .......................................................................................................... 105

TABLA 4.14 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR

COLAPSO .......................................................................................................... 105


TABLA 4.16 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO .............................................. 107

TABLA 4.17 INFORMACIÓN DEL LINER .......................................................... 108

TABLA 4.18 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO .................................. 109


ESTALLIDO ........................................................................................................ 110


ESTALLIDO ........................................................................................................ 110

TABLA 4.21 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO .............................................................................................. 112

TABLA 4.22 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .............................................. 114

TABLA 4.23 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ....................................... 114


TABLA 4.25 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO 116

TABLA 4.26 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .............................................. 118

TABLA 4.27 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ....................................... 118


TABLA 4.29 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO .. 121

TABLA 4.30 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR DE SUPERFICIE .................. 122

TABLA 4.31 INFORMACIÓN DEL LINER ........................................................... 123

xvi



COLAPSO .......................................................................................................... 125


COLAPSO .......................................................................................................... 125


TABLA 4.36 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO .............................................. 127

TABLA 4.37 INFORMACIÓN DEL LINER .......................................................... 128



ESTALLIDO ........................................................................................................ 130


ESTALLIDO ........................................................................................................ 130

TABLA 4.41 CONFIGURACIÓN TRES SARTAS PARA UN POZO BASE DEL

CAMPO TARAPOA ............................................................................................ 132

TABLA 4.42 CONFIGURACIÓN DOS SARTAS PARA UN POZO BASE DEL

CAMPO TARAPOA ............................................................................................ 134

TABLA 5.1 COSTO POR PIE DE LAS TUBERIA DE REVESTIMIENTO QUE

SATISFECEN EL DISEÑO ................................................................................. 137

TABLA 5.2 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (TRES SARTAS) ......... 138

TABLA 5.3 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (DOS SARTAS) ........... 138

TABLA 5.4 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (TRES

SARTAS) ............................................................................................................ 140

TABLA 5.5 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (DOS

SARTAS) ............................................................................................................ 142

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO NO 1 DIMENSIONES Y PROPIEDADES MÍNIMAS DE RENDIMIENTO

DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO. ....................................................... 150

ANEXO NO 2 DIAGRAMA MECÁNICO DE LOS POZOS ANALIZADOS ............ 181

xviii

RESUMEN

El presente Proyecto de Titulación, consiste en definir una metodología para el

diseño de revestidores (casing) considerando los principales parámetros que se

deberían utilizar en base a la realidad del campo basándose en los diseños

anteriores de los pozos ya perforados en el campo Tarapoa.

El proyecto consta de cinco capítulos:

En el capítulo 1, se detalla una breve revisión de las características de los

revestidores que son indispensables para diseñar la tubería de revestimiento

conjuntamente se ha identificado los parámetros de diseño.

En el capítulo 2, se detalla la localización y geología del Campo Tarapoa

conjuntamente se hace un análisis en el diseño de revestidores de los pozos

perforados en los últimos dos años, se determina sus factores de seguridad y se

identifica si existe algún inconveniente en el diseño.

En el capítulo 3, se hace una estimación de los parámetros que alteran el correcto

diseño de revestidores, para luego analizar en base a los datos de campo, que

diseño es el más apropiado para el bloque Tarapoa.

En el capítulo 4, se detalla la metodología que se va a emplear para el diseño de

revestidores, se aplica la metodología mencionada para el diseño de dos pozos

tipo futuros a perforarse en el campo Tarapoa.

En el capítulo 5, se detalla el costo por pie de la tubería de revestimiento, se

determina la inversión total de las propuestas planteadas y por ende se

selecciona la mejor alternativa de diseño enfocada siempre en la seguridad y en

optimizar costos.

xix

PRESENTACIÓN

En el bloque Tarapoa, se ha observado en los últimos años que muchos pozos

durante su etapa de producción presentan daños en sus revestidores, y que en

ocasiones al no poder ser reparados llevan al abandono de estos con la

correspondiente pérdida de producción para la compañía.

La primera suposición que se ha hecho es que hubo un mal diseño de los

revestidores. Un mal diseño podría ser el resultado de no tener información

específica. Por esta razón se estudiará diseños anteriores en busca de posibles

errores. El presente trabajo busca definir una metodología que nos ayude a

mejorar el diseño de revestidores y reducir daños que son perjudiciales para la

compañía. Es importante la determinación de los parámetros operacionales

correspondientes al campo Tarapoa.

Luego de definir la metodología de diseño de revestidores; se planteará una

propuesta de diseño para dos pozos típicos de la zona.

Finalmente se presenta una evaluación económica de la propuesta presentada

que ayude a decidir la factibilidad de su aplicación en el campo Tarapoa.

1

CAPÍTULO I

1. REVISIÓN DE LOS PARÁMETROS DE DISEÑO DE

REVESTIDORES

1.1 INTRODUCCIÓN

Para diseñar eficientemente una sarta de revestimiento, así como la tubería de

producción óptima, hay que conocer una serie de datos del yacimiento, como por

ejemplo:

· Presiones de poro

· Presiones de fractura

· Presiones de sobrecarga.

· La distribución de temperaturas.

· Presión de reservorio.

· Tipo de fluido que se va a producir.

· Las funciones del pozo, actuales y futuras.

Una vez que se disponga de los datos mencionados se procede a: Seleccionar las

profundidades de asentamiento, escoger los diámetros, determinar el tipo de

material, espesores (libraje) y conexiones de los distintos revestidores.

A continuación se detalla una breve revisión de los principales aspectos teóricos

relacionados a revestidores y sus diseños.

2

1.2 TUBERIA DE REVESTIMIENTO.

La tubería de revestimiento o casing es una tubería especial que se introduce en

el hoyo perforado y generalmente es cementado luego de ser corrido para lograr

la protección de éste y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el

yacimiento hasta la superficie.

Constituye uno de los aspectos más importantes dentro de la operación de

perforación, tanto desde el punto de vista operativo como económico. El diseño y

corrida del casing se la realiza tomando las condiciones existentes durante la vida

del pozo.

Entre las funciones más importantes de la tubería de revestimiento están:

· Controlar las presiones de formación una vez que el casing ha sido

cementado.

· Aislar zonas problemáticas.

· Fijar el BOP o cabezal de producción.

· Al cementarlo se puede aislar la comunicación de las formaciones

de interés.

· Sirve como punto de apoyo del equipo de trabajo y permite

facilidades de producción.

1.2.1 Propiedades de la tubería de revestimiento.1

El Instituto Americano del Petróleo (API) asesora, desarrolla e identifica normas

para el diseño de revestidores.

La selección de un tipo de revestimiento se da por: el grado de acero (K-55, L-80,

N-80, S-95, P110, entre otros) su diámetro nominal ( diámetro interno, externo,

drift), peso (lb/ft), rango o longitud (R1= 16’-25’, R2= 25’-33’, R3= 34’-48’), tipos de

conexión (BTC,API 8-rd,Hydril 513, Hydrill SLX).

1 Todas estas propiedades se muestran en el anexo 1

3

Los valores de resistencia a la tensión, presión de estallido, presión de colapso,

torsión, es asociado al grado del acero del casing y dichos valores se encuentran

normalmente listados en tablas de los fabricantes. Ver anexo 1.

1.2.2 Grado del acero

El API ha adoptado una designación de grado a la tubería de revestimiento

definiendo la característica del esfuerzo de cedencia de la tubería en miles de psi.

El código del grado consiste en una letra seguida de un número, la letra

designada por el API fue arbitraria y fue adoptada como estándar, el número de la

asignación representa el mínimo esfuerzo a la cedencia del acero.

La tabla 1.1 es un ejemplo de algunos grados de acero que existen en el

mercado, con sus respectivos puntos de cedencia y su mínima tensión.

1TABLA 1.1 (API SPEC 5CT) GRADOS DE ACERO, PUNTO DE CEDENCIA

TABLA 1.1 (API SPEC 5CT) GRADOS DE ACERO, PUNTO DE CEDENCIA

Grado Punto de cedencia (Kpsi)

Mínima Tensión

de cedencia

(Kpsi) Mínimo Máximo

H-40 40 80 60 J-55 55 80 75 K-55 55 80 95 N-80 80 110 100 M-65 65 85 85 L-80 80 95 95 C-90 90 105 100 C-95 95 110 105 T-95 95 110 105 P-110 110 140 125 Q-125 125 150 135

FUENTE: API Spec 5CT ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

4

1.2.3 Dimensiones de revestidores

La tubería de revestimiento presenta una variedad de dimensiones que debemos

saber identificar por ejemplo: el diámetro exterior, diámetro interior, espesor de

pared. Estos diferentes diámetros y espesores fueron estandarizados por el API

5CT.

1.2.3.1 Diámetro exterior

El diámetro del agujero determina el diámetro exterior del revestidor que puede

ser corrido dentro del mismo, es importante tener en cuenta el diámetro de los

acoples ya que muchas veces dicho diámetro es mayor al diámetro externo del

revestidor y puede causar problemas al momento de ser corrido para la siguiente

sección.

1.2.3.2 Espesor de pared

El espesor de pared determina el diámetro interno de la tubería.

1.2.3.3 Diámetro interior

Es el diámetro dentro de la tubería que se utiliza para cálculos volumétricos.

1.2.3.4 Diámetro drift

También conocido como diámetro libre, es controlado por un diámetro específico,

y se lo define como el diámetro máximo que tiene un revestidor para permitir el

paso de un mandril (barra sólida) sin que se atasque en el revestidor.

5

1.2.4 Rango o longitud

La longitud de las tuberías de revestimiento varían, los tramos o juntas no se los

fabrica en longitudes exactas.

El API ha especificado tres tipos de rangos de longitud de la tubería. La tabla 1.2

indica los tres rangos que presentan las tuberías de revestimiento.

2TABLA 1.2 RANGOS DE LONGITUD DE CASING (API RP 5BI) TABLA 1.2 RANGOS DE LONGITUD DE CASING (API RP 5BI)

RANGO ft m

1 16 a 25 4,88 a 7,62

2 25 a 34 7,62 a 10,36

3 34 a 48 10,36 14,63

FUENTE: API RP 5BI ELABORACION: Wilson Sánchez

Comúnmente los rangos más utilizados son el 2 y 3 debido a que se reduce el

número de conexiones. El rango 1 se utiliza en algunas áreas donde los pozos

son poco profundos y taladros pequeños que perforan los pozos no pueden

manejar rangos de tuberías mayores.

1.2.5 Peso de casing

El término peso de casing usualmente se refiere a la masa específica de casing

expresada como masa por unidad de longitud por ejemplo kg/m o lb/ft.

El peso del casing es determinado por la densidad del acero y las dimensiones

del cuerpo del mismo.

El API Spec 5CT tiene fórmulas para calcular el peso de la junta, sin embargo

también se utiliza para calcular el peso nominal de la tubería lisa sin

acoplamientos.

w=C do-t t (1.1)

O

6

w=C(do

2-di2

4) (1.2)

Donde,

w= “Peso del revestidor”, masa por unidad de longitud, lb/ft.

C= factor de conversión 10.69 para unidades de campo; 0,0246615 para unidas

métricas

Diámetro externo, in

Diámetro interno, in

Espesor de pared, in

1.2.6 Conexiones

Es un dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería; existen

muchos tipos de conexiones que se usan para el casing, la selección de una

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

requerido, y el costo.

Las conexiones se clasifican en dos grupos en función de la geometría:

1.2.6.1 Conexiones API

American Petroleum Institute (API) ha adoptado algunas conexiones las cuales son:

1.2.6.1.1 Conexiones BTC o Buttress

Son una de las primeras conexiones que aparecieron en el mercado petrolero; las

conexiones BTC son las conexiones que más se utilizan al momento de perforar

en el campo Tarapoa.

7

Esta conexión tiene un triángulo que es de suma importancia y que sirve de

referencia para realizar el apriete geométrico. El triángulo puede quedar en el

cuerpo de la tubería o en los hilos de la rosca; esto dependerá del diámetro y

espesor de pared. La figura 1.1 indica el diagrama del perfil de la conexión

Buttress.

1FIGURA 1.1 DIAGRAMA DEL PERFIL DE LA CONEXIÓN BTC FIGURA 1.1 DIAGRAMA DEL PERFIL DE LA CONEXIÓN BTC

Fuente: Tenaris Tamsa Elaboración: Tenaris Tamsa

1.2.6.1.2 Conexiones LTC y STC

La conexión LTC (Long Thread and Coupling) que en español significa Roscas de

Acople Largo y la conexión STC (Short Thread and Coupling) que en español

significa Roscas de Acople Corto, fueron las primeras conexiones que se

utilizaron para unir tubería, presenta una configuración de 8 hilos por pulgada y un

perfil redondeado en forma de “V” de 60o.

Para lograr su apriete óptimo durante el enrosque se debe aplicar el torque pre-

establecido para cada diámetro, grado y peso. Al llegar a este valor, la cara del

acople deberá coincidir con el “Vanish Point”, punto donde termina la rosca.

1.2.6.2 Conexiones no API o patentadas

American Petroleum Institute (API) ha adoptado algunas conexiones patentadas las cuales son:

8

1.2.6.2.1 Conexiones premium

Son conexiones patentadas, vienen en gran variedad de formas y en general se

clasifican como:

MTC: Estándar con sello metal - metal (VAM, BDS), Integral con sello metal-metal

(PH-6, IJ4S).

HW: especiales para paredes gruesas (HPC, VAM HW).

LD: especiales para (Big omega, ATS).

SLH: especiales de alto rendimiento y línea reducida (ULT, NJO).

IFJ: son conexiones integrales especiales, el diámetro externo suele ser menor al

1% por encima de la tubería.

1.3 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

El departamento de perforación define el asentamiento de las tuberías de

revestimiento rigiéndose en los parámetros de profundidad.

1.3.1 Parámetros de profundidad

Cuando se determina la profundidad donde van hacer asentadas las tuberías de

revestimiento. El proceso de diseño se realiza partiendo desde el fondo del pozo,

considerando siempre:

· Presión de poro.

· Presiones de fractura.

· Zonas corrosivas.

· Zonas de agua dulce que no se desea contaminar.

· Política de la compañía.

9

La figura 1.2 indica la profundidad y las propiedades de los revestidores que se

utilizaron al momento de perforar el pozo Chorongo Este 1 en el campo Tarapoa.

2FIGURA 1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DE CASING FIGURA 1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DE CASING

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited.

10

1.3.1.1 Presión de poro (formación)

También llamada presión de formación, es aquella presión a la que se encuentran

confinados los fluidos dentro de la formación, el gradiente de poro depende de la

porosidad de la roca, la densidad del fluido que satura la roca, la evaluación

geológica de las formaciones por ejemplo la composición química.

Las presiones de poro se clasifican en:

· Subnormales: cuando son menores a lo normal, es decir a la presión

hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la

superficie.

· Normales: cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por los

fluidos de formación.

· Anormales: cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de

formación.

“Después de tantos pozos perforados en el campo Tarapoa se ha concluido que

la presión de poro es normal”

1.3.1.2 Presión de fractura

Se la define como la resistencia de una formación a ser fracturada, depende de la

solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que esté

sometida la formación.

Así es como se interpreta “presión de fractura”, y esta es la que se asume cuando

diseñamos casing.

11

La presión de fractura que utilizamos al momento de asentar las tuberías de

revestimiento, se la pude obtener mediante las siguientes pruebas.

· Leak -Off Test (L.O.T).

· Formation Integrity Test (F.I.T).

· Curvas del gradiente de fractura.

· Correlaciones.

1.3.2 Configuración de las sartas de casing

Existen diferentes sartas que se introducen al hoyo perforado entre estas

tenemos:

· Casing de superficie.

· Casing intermedio.

· Casing de producción.

· Liner

1.3.2.1 Casing de superficie

El casing superficial tiene como objetivo, proveer protección contra arremetidas

para la perforación más profunda, dar un soporte estructural para el cabezal del

pozo y sartas de revestimiento subsecuentes, proteger las formaciones de agua

dulce y evitar que las formaciones sueltas se derrumben dentro del pozo.

Un número de factores que afectan la profundidad del casing superficial son:

· Presión de poro.

· Presión de fractura.

· Profundidad de zonas de agua dulce.

· Regulaciones y requerimientos legales.

Los dos primeros factores son los más importantes, están relacionados y son

la base para el diseño del pozo.

12

1.3.2.2 Casing intermedio

Cuando se tiene un influjo y/o pérdida de circulación en el agujero es necesario

correr casing intermedio para brindar protección al pozo contra arremetidas.

1.3.2.3 Casing de producción

Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a

través de una formación productora, el objetivo de la tubería de producción es de

aislar las zonas productoras, permitir el control del reservorio y actuar como un

conducto seguro de transmisión de fluidos, por ejemplo: petróleo y gas a la

superficie previniendo influjos de fluidos no deseados.

1.3.2.4 Liner

Un liner será suspendido o colgado a una distancia por encima de la zapata

(OverLap) del revestidor anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud

para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular.

1.3.3 Ajuste de profundidad utilizando la presión de poro y de fractura.

La profundidad de casing es seleccionada usando la presión de poro y la presión

de fractura de la formación. La mejor manera de entender estos dos parámetros

es hacer una gráfica de presión de poro y fractura versus la profundidad. La figura

1.3 indica la presión de poro y la presión de fractura, parámetros necesarios para

el diseño de revestidores.

13

3FIGURA 1.3 PRESIÓN DE PORO Y FRACTURA FIGURA 1.3 PRESIÓN DE PORO Y FRACTURA

Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”, (2007) desing and aplication Elaboración: Teg G. Byron

Así mismo, para poder diseñar la tubería de revestimiento se deberá mantener

una presión hidrostática del lodo ligeramente mayor a la presión de poro y menor

a la presión de fractura.

Ejemplo 1:

En este ejemplo (véase la figura 1.4), se inicia con una densidad de lodo a 12000

ft (punto a) se traza una línea vertical hasta que intercepte a la línea debajo de la

presión de fractura (punto b) y de ahí una horizontal hasta que intercepte con la

densidad del lodo y la presión de poro (punto c) se lee que los parámetros de

profundidad de la superficie del casing, los cuales en este caso están sobre los

1700 ft aproximadamente.

Lo que indica que este pozo en particular requiere una sarta de casing superficial

a 1700 ft y una sarta de producción a 12000 ft. Si la profundidad del casing

superficial de 1700 ft reconoce los requerimientos de regulación para este pozo,

entonces los parámetros de profundidad están completos. Si la regularización

14

requiere más casing, hasta los 2500 ft, simplemente movemos nuestra

profundidad de casing superficial a 2500 ft y se dará un mayor margen de

seguridad.

La figura 1.4 muestra todo el procedimiento descrito en el ejemplo 1.

4FIGURA 1.4 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PROFUNDIDAD DE CASING. FIGURA 1.4 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PROFUNDIDAD DE CASING.

Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”, (2007) desing and aplication Elaboración: Teg G. Byron

Ejemplo 2:

En este ejemplo (véase la figura 1.5), se parte desde fondo, se nota que la

densidad del lodo es 1,83 gr/cm3 (15,2 ppg) requeridos a 14000 ft, se intercepta

con la presión de fractura con una línea vertical, moviéndose horizontalmente

hacia la izquierda, vemos que la densidad de lodo requerida a 10500ft es 1,42

gr/cm3 (11,86 ppg). Así que se debe preparar una sarta de casing para esa

profundidad.

De esta forma se obtiene a 3000 ft la profundidad de casing superficial, a 10500 ft

la profundidad de casing intermedio, a 14000 ft el tope del liner.

La figura 1.5 muestra todo el procedimiento descrito en el ejemplo 2.

15

5FIGURA 1.5 SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE CASING PARA UN POZO EJEMPLO.

FIGURA 1.5 SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE CASING PARA UN POZO EJEMPLO.

Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”,(2007), desing and aplication Elaboración: Teg G. Byron

Luego de haber determinado el número de sartas requeridas y los parámetros de

profundidades, el siguiente paso en el procedimiento de diseño es el de

seleccionar las medidas de casing requerido.

1.3.4 Selección de las medidas de casing

Una vez seleccionadas los parámetros de profundidad, el siguiente paso es

seleccionar los diámetros de los revestidores con que se va a perforar el pozo.

Dos cosas importantes a saber acerca de las medidas de la selección de casing

son:

· El tamaño de hoyo determina el tamaño de casing

· El tamaño del hoyo en cualquier punto del pozo excepto en superficie, es

determinada por la anterior tubería de revestimiento introducida en el hoyo.

Superficial

Intermedio

Liner

16

Esto quiere decir que al momento de seleccionar el diámetro de casing,

empezamos con el tamaño del casing desde el fondo hasta superficie.

Una vez que se conoce el diámetro del tubing dentro del casing de producción el

proceso a seguir es:

· Asegurarse que el diámetro drift del casing productor sea mayor al

diámetro externo del tubing.

· Asegurarse que el diámetro del hoyo sea mayor al diámetro del casing que

va hacer corrido.

· Repetir el procedimiento hasta que todos los tamaños del hoyo y los

tamaños de casing hayan sido determinados.

Precaución: una vez seleccionadas la sartas de casing asegurarse de comprobar que los

diámetros sean ciertos para que las brocas deseadas puedan ser acomodadas.

1.3.5 Selección del tamaño del pozo

El diámetro del pozo debe ser perforado para que el casing pase libremente con

el mínimo esfuerzo de quedar atascado.

No existen cálculos para determinar el diámetro ideal del pozo.

El tamaño del pozo estaba basado primariamente por prácticas en el área o áreas

con similares litologías. Hay un número de gráficos y tablas, bastante buenas para

algunas áreas pero bastante escasa para otras. El mejor aviso que se puede

ofrecer es usar lo que es común en una área de práctica, a menos que haya una

buena razón para hacerlo de manera diferente.

La figura 1.6 y la figura 1.7 muestran una guía de selección del diámetro de la

tubería de revestimiento, la figura 1.6 roca consolidada y la figura 1.7 roca no

consolidada.

17

6FIGURA 1.6 “BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES CONSOLIDADAS”.

FIGURA 1.6 BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES CONSOLIDADAS”

Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”,(2007), desing and aplication Elaboración :Teg G. Byron

18

7FIGURA 1.7 “BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES NO CONSOLIDADAS”

FIGURA 1.7 BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES NO CONSOLIDADAS”

Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”,(2007), desing and aplication Elaboración :Teg G. Byron

19

1.4 CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS SUPERFICIALES DE REVESTIMIENTO

El objetivo de un diseño, es seleccionar una tubería de revestimiento con un cierto

grado, peso y rosca, la cual sea la más económica y resista sin fallas las

presiones a las que estará sujeta.

Para el diseño de casing se analiza las siguientes cargas que se encuentran

presentes en el pozo, estas son:

· Cargas de colapso.

· Cargas de estallido.

· Cargas axiales (tensión y compresión).

En el desarrollo de este capítulo se va a determinar las cargas para un diseño

considerando cargas de colapso y estallido en casing superficial con datos del

campo Tarapoa.

1.4.1 Cargas

Las cargas son los esfuerzos a las que la tubería de revestimiento está expuesta,

es necesario conocer los distintos esfuerzos a los cuales estarán sometidos

dichos tubulares.

1.4.2 Cargas sometidas a las tuberías superficiales de revestimiento

Para determinar que tubería de revestimiento se necesita para el pozo, se debe

considerar las magnitudes de las cargas que debe soportar la tubería de

revestimiento, entre estas cargas están:

20

1.4.2.1 Cargas de colapso

Las cargas de colapso se genera por la columna del fluido de perforación que

llena el espacio anular y que actúa sobre el exterior del casing vacío, esto es

debido a que la presión hidrostática del fluido de perforación aumenta a medida

que aumenta la profundidad, la presión de colapso sobre el casing es máxima en

el fondo y cero en la superficie. Ver figura 1.8

8FIGURA 1.8 COLAPSO FIGURA 1.8 COLAPSO

Fuente: Fundamentos de diseño de revestidores Schlumberger Elaboración: Schlumberger

1.4.2.1.1 Asunciones básicas para el diseño de colapso

· El casing debe estar vacío debido a que existe pérdida de circulación total

en la zapata a la profundidad total.

· La presión en el interior en el casing es cero.

· La presión ejercida sobre el casing es ejercida por la presión de poro.

· No existe cemento ni fluido de perforación alrededor del casing.

Para realizar el diseño de revestidores por colapso se aplican las siguientes

ecuaciones:

Presiones por cargas de colapso

21

Pc=0,052*TVD*Gp (1.3)

Donde,

Pc=Presión de colapso en el fondo, psi.

TVD= Profundidad vertical verdadera, ft.

Gp= Gradiente de presión de poro, ppg.

Presiones Back up

PB/upf=0,052*TVD*MW (1.4)

Donde,

= presión de back up en el fondo, psi.


MW= Peso del lodo, ppg.

Presiones resultantes

PR=Pc-PB/up (1.5)

Donde,

PR=Presión resultante, psi.

Pc= Presión de carga, psi.

PB/up=Presión de back up, psi.

Presiones de diseño

22

Pd=PR*S.F (1.6)

Donde,

Pd=Presión de diseño, psi.

PR =Presión resultante, psi.

S.F. =Factor de seguridad.

Ejemplo.

Ejemplo para el diseño de casing superficial.

Datos:

Gradiente de presión de poro= 8,4 ppg

TVD= 5000 ft

S.F.= 10%

Datos tomados de registros de pozos en el campo Tarapoa.

La figura 1.9 indica que sobre el revestidor superficial existe una carga de colapso

que es ejercida por la presión de poro. 9FIGURA 1.9 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL CASING SUPERFICIAL

FIGURA 1.9 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL CASING SUPERFICIAL

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez

23

Cálculo de presiones, cargas de colapso

Pc @ 0 ft=0 psi

Pc @5000 ft=0,052*5000*8,4=2184 psi

Cálculo de presiones Back up

Como se asume que el casing está vacío las presiones de back up son cero

PB/UP @ 0 ft=0 psi

PB/UP @ 5000 ft=0 psi

Cálculo de presiones Resultantes

Pc @ 0 ft=0 psi

Pc @5000 ft=Pc-PB/up=2184 psi

Cálculo de presiones de diseño

Pd @ 0 ft=0 psi

Pd @5000 ft=2184*1.1=2402 psi

Hay que tomar en cuenta que el cálculo anterior asume que el único esfuerzo que

soporta el casing es la presión de poro sin tomar en cuenta las presiones

ejercidas por la lechada de cemento ni fluido de perforación en el anular.

Los valores determinados de las presiones de cargas de colapso, back up,

resultantes y de diseño, se muestran en la tabla 1.3.

24

3TABLA 1.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE PRESIÓN DE PORO

TABLA 1.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE PRESIÓN DE PORO

Presiones, psi Profundidad

TVD ft Cargas Back

Up Resultantes Diseño

0 0 0 0 0 5000 2184 0 2184 2402,4

FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La figura 1.10 muestra la presión de diseño para un revestidor de superficie,

cuando la presión de carga la ejerce la presión de poro.

10FIGURA 1.10 PRESIÓN DE DISEÑO VS PROFUNDIDAD

FIGURA 1.10 PRESIÓN DE DISEÑO VS PROFUNDIDAD


1.4.2.2 Cargas de estallido

Son presiones internas que actúan del centro de la tubería hacia las paredes de la

misma, estas cargas resultan de: Presiones en la cementación, cambios en la

densidad de los fluidos.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi

Presión vs Profundidad

Presión de Diseño

25

El casing superficial es el que tiene que soportar la mayor presión cuando viene

un influjo de gas. Ver figura 1.11 11FIGURA 1.11 ESTALLIDO

FIGURA 1.11 ESTALLIDO

Fuente: Fundamentos de diseño de revestidores Schlumberger Elaboración: Schlumberger.

1.4.2.2.1 Asunciones básicas para el diseño de estallido

· Al existir una arremetida se produce por gas metano (2,25 ppg).

· La arremetida se da cuando se perfora la siguiente sección.

· No habrá fractura en la formación durante la arremetida, porque el

gradiente de fractura en el zapato no es superado es decir el gradiente del

fluido de perforación es menor al gradiente de fractura.

· Todo el casing queda lleno de gas, por lo que la presión de estallido será

máxima en el tope y mínima en la zapata del casing.

· Las presiones de back up son generadas por el gradiente de presión de

poro, el caso del campo Tarapoa se asume el gradiente del agua salada

8.4 ppg.

Una vez conocido los principales parámetros para el diseño de casing se debe

conocer el estado del pozo:

· El casing debe estar corrido y cementado.

· Debe estar perforada la siguiente sección.

26

· Tener las precauciones respectivas.

· En caso de haber un influjo cerrar los rams del BOP.

Es necesario aclarar que el diseño de revestidores empieza por el casing

superficial y no desde el conductor por el motivo que el casing conductor no está

expuestos a esfuerzos y pece ha esto no requiere diseño alguno.

Para realizar el diseño de revestidores por estallido se aplican las siguientes

ecuaciones:

Presión de carga

Fondo

Pf=0,052*GF*TVD (1.7)

Donde,

Pf = Presión de Fondo, psi.

GF = Gradiente de Fractura, ppg.

TVD = Profundidad Vertical Verdadera, ft.

Superficie

Ps=Pf*eM(h2-h1)ZRTavg (1.8)

Donde,

Ps= Presión en Superficie, psi.

Pf= Presión de Fondo, psi.

h1 = TVD en Superficie, ft.

h2= TVD en el Fondo, ft.

27

M= Masa molecular del gas, lb/mol.

R = Constante del gas ideal,

Z= Factor de compresibilidad del gas.

Tavg = temperatura absoluta promedio entre los puntos h1 y h2, R.

Presiones de back up

Fondo

PPB/UP=0,052*MW*TVD (1.9)

Donde,

PB/up = Presión de back up, psi.

MW= peso del lodo, ppg.


Superficie

PB/up = 0 (1.10)

Presiones Resultantes

Fondo

PRf=Pf-PB ups (1.11)

Donde,

=Presión resultante, psi.

Pf= Presión de Carga en el fondo, psi.

28

PB/up= Presión de Back Up en el fondo, psi.

Superficie

PRs=Ps-PBupf (1.12)

Donde,

PRs= Presión de Carga en superficie, psi

PB/up= Presión de Back Up en superficie, psi

Presión de diseño

Pd=PRs*S.F. (1.13)

Donde,

PRs= Presión Resultante en superficie, psi

SF.= Factor de seguridad

Ejemplo para el diseño de casing superficial.

Datos:

GF=13 ppg

TVD= 5000 ft

Z=1

M=16

h1= 0 ft.

h2= 5000 ft.

R=1544

29

Tavg= 654 R

S.F=10%

La figura 1.12 indica que sobre el revestidor existe una carga de estallido que es

ejercida cuando hay un influjo de gas. 12FIGURA 1. 12 PRESIONES DE ESTALLIDO SOBRE EL CASING SUPERFICIAL

FIGURA 1. 12 PRESIONES DE ESTALLIDO SOBRE EL CASING SUPERFICIAL

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaborado: Wilson Sánchez Cálculo de presiones de cargas de estallido

Ps=0,052*13*5000 Ps=Pf*e16(5000-0)1*1544*654

Ps= 3380 psi Ps= 3658,8 psi

Cálculo de presiones de Back up

PB/upf =0,052*8.4*5000 PB/upS=0 psi

PB/up f= 2184 psi

30

Cálculo de presiones resultantes

PRf=3380-2184 PRs=3658,8-0

PRf=1196 psi PRs=3658,8 psi

Cálculo de presiones de diseño

Los valores determinados de las presiones de cargas de estallido, back up,

resultantes y de diseño, se muestran en la tabla 1.4.

4TABLA 1.4 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO, INFLUYE GRADIENTE DE FRACTURA

TABLA 1.4 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO, INFLUYE GRADIENTE DE FRACTURA

Presiones psi Profundidad

TVD ft Cargas Back

UP Resultantes Diseño

0 3658,8 0 3658,8 4025 5000 3380 2184 1196 1316


La figura 1.13 muestra la presión de diseño para un revestidor de superficie,

cuando la presión de estallido la ejerce gas metano.

31

13FIGURA 1.13 PRESIONES DE DISEÑO

FIGURA 1.13 PRESIONES DE DISEÑO


1.4.2.3 Cargas axiales

Es el esfuerzo a la cual está sometida la tubería originada por su propio peso, es

evidente que la tensión será máxima en la superficie y a medida que se

profundiza va decreciendo hasta que se anula en la parte neutral.

Las cargas de tensión (axiales) son analizadas luego de que se ha estudiado las

cargas de colapso y estallido. Si el casing es considerado demasiado débil para el

peso que debe soportar hay que analizar el grado de acero y cambiarlo, con el

objetivo de que resista la tensión y por ende el resto de cargas.

La tensión se la determina aplicado las leyes de Newton (sumatoria de fuerzas).

Ver figura 1.14

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000 5000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi


Presión de Diseño

32

14FIGURA 1.14 TENSIÓN

FIGURA 1.14

TENSIÓN

T

W

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD.

Elaboración: Wilson Sánchez

Fy=0 (1.14)

T-F=0

F=T (1.15)

Donde,

T=es la tensión.

W= es la fuerza que ejerce el peso de la tubería.

En la historia del bloque Tarapoa no habido problemas de fallas de revestidores

por diseño de tensión, ya que gracias al software que dispone la compañía los

diseños satisfacen las cargas axiales, por esta razón no se analizará los diseños

por cargas axiales.

33

1.5 FACTORES DE SEGURIDAD Y DE DISEÑO.

1.5.1 Factor de seguridad

El factor de seguridad (S.F.), corresponde a la relación entre la resistencia

máxima de la tubería de revestimiento con la carga de diseño (carga neta), este

factor de seguridad no se puede calcular efectivamente hasta que no ocurra una

falla.

Dicho factor de seguridad asevera que la tubería en el peor de los casos se

mantendrá íntegra, dicho factor se lo determina mediante la siguiente ecuación:

S.F.=Resistencia Máxima

Carga Neta (1.16)

Donde,

Resistencia máxima (ruptura)= Tablas (anexo 1).

Carga neta= Máxima carga anticipada mediante cálculos de presiones (Estallido

y/o Colapso).

1.5.2 Factor de diseño

El factor de diseño (D.F.) es la relación entre la capacidad teórica que soporta una

tubería (resistencia) sin que este cambie su estado natural con la carga de diseño

(carga neta), es la relación que existe entre la resistencia del tubo a la fluencia

(límite elástico del material) y la carga aplicada, es el margen de seguridad que se

le aplica al casing.

Este factor de diseño es realizado con el fin de proteger al casing, es decir darle

un porcentaje de seguridad para que la misma no trabaje a su máxima capacidad.

34

Dicho factor de seguridad asevera que la tubería en el peor de los casos se

mantendrá íntegra, dicho factor se lo determina mediante la siguiente ecuación:

D F =Resistencia teórica

carga neta (1.17)

Donde,

Resistencia teórica= mediante fórmulas o tablas (anexo)

Carga neta= Máxima carga anticipada mediante cálculos de presiones (Colapso y

Estallido).

Tarapoa se enfoca en determinar el factor de seguridad más no el Factor de

Diseño, por el motivo de que no haya problemas futuros en el instante en que el

pozo esté produciendo.

35

CAPÍTULO II

2. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS

EXISTENTES Y DETERMINACIÓN DE SUS

FACTORES DE SEGURIDAD.

2.1 INTRODUCCIÓN:

Para poder definir una metodología para el diseño de revestidores en el campo

Tarapoa es necesario conocer las generalidades que presenta el campo, por

ejemplo: su ubicación geográfica, geología e historia, para luego analizar los tipos

de pozos perforados y sus respectivas configuraciones en su diseño de

revestidores y determinar los parámetros de operación que se hayan empleado.

Una vez recopilada y analizada la información, se determinan los factores de

seguridad empleados en los diseños anteriores de los pozos del campo Tarapoa y

verificar si dichos factores van de acuerdo con el futuro diseño que se va a

implementar.

2.2 GENERALIDADES DEL CAMPO TARAPOA

Las generalidades que presenta el campo Tarapoa son las siguientes:

2.2.1 Localización e historia

El Campo Tarapoa se encuentra localizado en la parte oriental de la cuenca

oriente. Está limitado al norte por los campos Cuyabeno y Sansahuari, al sur por

el bloque 15, al este por el escudo Guayanés y al oeste por la Cordillera de los

Andes, presenta una extensión de 362 Km2

El campo Tarapoa es operado por la empresa Andes Petroleum Ecuador LTD. La

cual asumió los proyectos petroleros el 28 de febrero del 2006.

36

Los principales horizontes productores de este campo son los yacimientos M1 y U

inferior de la formación Napo. El campo presenta un crudo cuya gravedad API es

de aproximadamente de 22o proveniente de la arena M1 y 19o proveniente de la

arena U inferior.

La figura 2.1 muestra la ubicación de los pozos perforados en el campo Tarapoa

15FIGURA 2.1 POZOS DEL CAMPO TARAPOA

FIGURA 2.1 POZOS DEL CAMPO TARAPOA

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited.

37

2.2.2 Geología

La mayor parte de los pozos perforados en el campo Tarapoa se encuentra sobre

una trampa mixta estratigráfica – estructural en un intervalo productivo de la arena

M-1, perteneciente a la formación Napo formada en el periodo cretácico, dicha

arenisca se forma de varios intervalos en las cuales se encuentran incrustaciones

de carbones, calizas, lentes de lutita; las cuales dificultan en cierta manera la

determinación de la continuidad y espesor de la formación.

A continuación se presenta la columna estratigráfica de la cuenca Oriente cuya

fuente proporcionó Andes Petroleum, haciendo énfasis en las formaciones que se

tiene en el subsuelo del campo Tarapoa y por ende muestra las formaciones

productoras del campo que son la arenisca M-1 y la arenisca U inferior.

2.2.2.1 Formación Tiyuyacu.

Esta formación está compuesta principalmente por arcillolita, intercalada con

limolita, arenisca y dos cuerpos de conglomerados.

El espesor de Tiyuyacu varía entre los 420 ft en la zona de Lago Agrio, hasta los

551 ft en el campo Atacapi y una porosidad promedio de 14% con una

permeabilidad comprendida entre 100 a 300 md.

2.2.2.2 Arenisca Basal Tena

Esta arenisca presenta interconexiones con limolita y arcillolita.

Las variaciones de espesor de arena varía entre 6 a 90 ft y una porosidad

promedio de 17% con una permeabilidad comprendida entre 600 y 1000 md.

2.2.2.3 Arenisca M-1

38

Dicha arenisca presenta las siguientes características: cuarzosa, subtransparente

a subtranslucida, ocasionalmente café clara, tamaño de grano fino a mediano.

Las variaciones de espesor de arena varía de 15 a 100 ft y una porosidad

promedio de 27% con una permeabilidad comprendida entre 1000 a 4500 md.

2.2.2.4 Arenisca U

Esta zona de color gris a gris oscuro con presencia de hidrocarburo es cuarzosa

de grano comprendido entre medio a fino. Su porosidad promedio es de 18% con

una permeabilidad comprendida entre 50 a 400 md.

U superior

Arenisca cuarzosa de grano media a fino, intercalada con cuerpos de lutita. La

calidad de este reservorio es pobre a bueno, tiene variaciones de espesor de

arena entre 30 a 130 ft.

U inferior

Arenisca cuarzosa de grano medio a fino, con pequeñas intercalaciones de lutita y

limonita siendo esto más notable en el miembro superior. La calidad de este

reservorio es de buena a excelente las variaciones de espesor de arena van de

20 a 140 ft.

2.2.2.5 Arenisca T

Se trata de una arenisca cuarzosa, limpia de grano fino, con esporádicas capas

de arcilla. Su permeabilidad varía entre 100 y 400 md con una porosidad

promedio de 15%.

T superior

39

Arenisca de grano muy fino a fino. Las variaciones de espesor de arena varían

entre 15 a 50 ft y con una porosidad promedio de 14%.

T inferior

Arenisca cuarzosa de grado medio a grueso. Su espesor varía entre 20 a 118 ft

con una porosidad promedio de 15%.

La figura 2.2 indica la columna estratigráfica de la cuenca Oriente.

16FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE


40

2.3 TIPOS DE POZOS PERFORADOS Y SUS

CONFIGURACIONES DE CASING.

En el campo Tarapoa se han perforado pozos direccionales y pozos horizontales.

Los pozos de los cuales se va a realizar el análisis y recopilar información son

pozos direccionales perforados en los últimos dos años.

2.3.1 Descripción de los revestidores de los pozos del Campo Tarapoa.

La tabla 2.1 que se muestra a continuación, indica la descripción de los

revestidores, profundidad donde fueron asentados y el fluido de perforación que

se utilizó en cada sección2, se los clasificó de acuerdo a su configuración de

sartas.

Se muestra un ejemplo de la configuración de dos pozos, tanto de tres sartas,

como de dos sartas que se perforaron en el bloque Tarapoa.

Configuración del pozo colibrí 1 (tres sartas)

Casing Superficial: 13 3/8”, 68 ppf, K-55, BTC

Casing Intermedio: 9 5/8”, 47 ppf, N-80, BTC

Liner: 7”,26 ppf, C-95, BTC

Configuración de pozo Fanny 18B-141 (dos sartas)

Casing Superficial: 9 5/8”, 47 ppf, N-80, BTC

Liner: 7”, 26 ppf, C-95, BTC

2 La diagrama de los revestidores se muestran en el anexo 2

41

POZO

Desc

ripc

ión

OD/

Peso

/Gra

do/C

onex

ión

Prof

undi

dad

ft

MD/

TVD

Rang

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lodo

lb/

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mín

/max

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10,2

9 5/

8'',4

7 lb

/ft,

N-8

0,BT

C 96

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199

9,6/

10,2

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26

lb/f

t,C-9

5,BT

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112/

7978

8,4/

10,2

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13 3

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68

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5,BT

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10,6

9 5/

8'',4

7 lb

/ft,

N-8

0,BT

C 10

047/

7475

9,7/

10,8

7''L,

26

lb/f

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5,BT

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160/

8047

9,8/

10

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113

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8 lb

/ft,K

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BTC

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6/10

,49

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BTC

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7/10

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BTC

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2/9,

8

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0,BT

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498

9,6/

10,1

7''L,

26

lb/f

t,C-9

5,BT

C94

80/9

194

9,5/

9,9

DORI

NE

NO

RTE

213

3/8

'', 6

8 lb

/ft,K

-55,

BTC

6102

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08,

6/10

,69

5/8'

',47

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BTC

8871

/738

39,

6/10

,27'

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6 lb

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BTC

1040

0/86

339,

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MAR

IAN

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68

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N-8

0,BT

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10,3

7''L,

26

lb/f

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10,B

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461/

7336

9,8/

9,9

FAN

NY

18B-

141

9 5/

8, 4

7 lb

/ft,N

-80,

BTC

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/600

18,

5/10

,27'

'L, 2

6 lb

/ft,C

-95,

BTC

8998

/866

98,

4/10

,2

FAN

NY

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142

9 5/

8, 4

7 lb

/ft,N

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BTC

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5/10

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BTC

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9 5/

8, 4

7 lb

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BTC

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BTC

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N 3

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47

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t,N-8

0,BT

C77

40/7

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9/9,

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BTC

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MAR

IAN

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47

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t,N-8

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9,9

7''L,

26

lb/f

t,C-9

5,BT

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52/8

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8,4/

9,8

Desc

ripci

ón d

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vest

idor

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ie

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Prod

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TAB

5T

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PO

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TA

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ST

IDO

RE

S D

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CA

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AR

AP

OA

42

LA 2-1 CONTINUACIÓN

POZO

Desc

ripc

ión

OD/

Peso

/Gra

do/C

onex

ión

Prof

undi

dad

ft

MD/

TVD

Rang

o de

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ft

MD/

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/max

MAR

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4/10

,1

MAR

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47

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NY

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BTC

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BTC

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', 26

lb/f

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MAR

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lb/f

t,N-8

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10,5

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BTC

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6/10

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DORI

NE

81

9 5/

8, 4

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BTC

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4/10

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BTC

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MAR

IAN

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BTC

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10,4

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BTC

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5/10

,77'

', 26

lb/f

t,C-9

5,BT

C90

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10,7

Supe

rfic

ie

Inte

rmed

io

Prod

ucci

ón

Desc

ripci

ón d

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AB

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ción”

E

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CIO

N: W

ilson

Sánc

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43

2.4 PARÁMETROS DE OPERACIÓN Y DETERMINACIÓN DE

LOS FACTORES DE SEGURIDAD

Para poder determinar los factores de seguridad en el diseño de revestidores de

cada uno de los pozos perforados en el campo Tarapoa, es indispensable

conocer los parámetros de operación actuales para determinar el factor de

seguridad (S.F.).

Lo parámetros operacionales actuales son:

· Densidad de fluido de perforación, ppg

· Tipo de fluido (gas, petróleo y agua)

· Profundidad de asentamiento de la bomba

· El tipo de revestidor con el que fue perforado el pozo

La tabla 2.2 detalla el BSW, API seco, gravedad específica del petróleo, gravedad

especifica del agua, información necesaria para obtener la densidad del fluido

producido y poder realizar el análisis en los diseños por colapso para cada pozo

perforado en el campo Tarapoa.

7TABLA 2.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO TARAPOA

TABLA 2.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO TARAPOA

POZO BSW % API seco ϒo ϒfρf

ppg

Profundidad de

asentamiento de la bomba

ft COLIBRÍ 1 36,2 20,61 0,930248 0,966358 8,059427 7635

ESPERANZA 1 76 22,55 0,918533 1,003248 8,367088 7361

CHORONGO ESTE 1 79,5 29 0,88162 0,999582 8,336515 7821

ESPERANZA NORTE 1 8,6 31,69 0,867087 0,881098 7,348357 7646

DORINE NORTE 2 100 0 1,076046 1,03 8,5902 8319

MARIANN 4A-12 95,3 18,6 0,942705 1,025897 8,555982 7106

FANNY 18B-141 51,5 19,64 0,936218 0,984516 8,210861 7417

44

TABLA 2.2 CONTINUACIÓN

FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “Departamento de Producción” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

2.4.1 Análisis de diseños anteriores por cargas de colapso

Los principales problemas que surgen en los pozos en el campo Tarapoa son

problemas de colapso en el liner de producción, por tal motivo se analiza sus

diseños en casing de producción. Se realiza un ejemplo de cálculo para

determinar la presión de colapso del pozo Fanny 18B-141, se determina el factor

POZO BSW % API seco ϒo ϒfρf

ppg

Profundidad de

asentamiento de la bomba

ft FANNY 18B-142 91,3 20,4 0,931534 1,021433 8,518755 7781

CHORONGO 2 72,8 20 0,933993 1,003886 8,372411 7574

MARIANN 37 19,6 30,55 0,873187 0,903923 7,538714 7474

MARIANN 36 100 0 1,076046 1,03 8,5902 7852

MARIANN 35 72,4 18,55 0,943019 1,005993 8,389984 7230

MARIANN 39 38,6 27,72 0,888707 0,943246 7,866675 7500

FANNY 18B-150 76,8 22,34 0,919787 1,004431 8,376951 7426

FANNY 18B-139 23 19,95 0,934302 0,956312 7,975645 7714

FANNY 18B-147 64,4 19,71 0,935785 0,996459 8,310471 6751

FANNY 18B-146 28,2 20,34 0,931902 0,959566 8,002777 6115

FANNY 18B-148 18 18,64 0,942454 0,958212 7,991488 7916

MARIANN NORTE 1 95,8 32,5 0,862805 1,022978 8,531635 7731

DORINE NORTE 1 16 15,9 0,959973 0,971177 8,099618 4926

DORINE 81 58 22,1 0,921224 0,984314 8,209179 7000

MARIANN 4A-14 100 0 1,076046 1,03 8,5902 6212

FANNY 18B-152 57,3 31,32 0,869058 0,961278 8,017056 8294

45

de seguridad y se verifica si el revestidor usado satisface la presión de colapso

calculada.

Se asume dos casos:

a) Se asume casing vacío.

b) Se asume casing con fluido (fluido producido por el pozo).

En el caso A se asume un fluido (fluido de perforación) detrás del casing y en el

interior se encuentra vacío.

En el Caso B se asume un fluido (fluido de perforación) detrás de casing y en el

interior se encuentra con fluido proveniente de la formación (petróleo y agua).

La figura 2.3 muestra el diagrama de completación del pozo Fanny 18B-141,

indica la profundidad de asentamiento de la bomba y la descripción de los

revestidores, ésta información se la utiliza para realizar el análisis por cargas de

colapso. 17FIGURA 2.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B-141

FIGURA 2.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B-141


Profundidad de asentamiento de la bomba

TD: 8,998’MD / 8668,5’TVD

9 5/8”, 47ppf, N-80, BTC

7”L, 26ppf, C-95, BTC

TOL

(2)

5,985' MD / 5,758' TVD

7941' MD / 7632' TVD

(1)

(3)

(2)

46

Ejemplo de cálculo:

Pozo Fanny 18B-141

Cálculo de las presiones:

Para el caso A: se asume casing vacío

Presión Carga

Pc @ (1)=0

La presión de colapso en el punto (1) es cero

Pc @ 2 =0,052psi

ppg*ft*6001 ft * 10,2 ppg

Pc @ (2)=3182,9 psi

Se obtiene la presión de colapso en el punto (2) de la tubería @6001 ft

Pc @ 3 =Pc @ 2 + 0,052psi

ppg*ft*(8669-5758)ft * 10,2 ppg

Pc @ 3 = 3182,9+1544 =4726 psi

Presión Back Up

PB/up=0

La presión de back up es cero por el casing está vacío

Presión Resultante

PR @(1)=0 psi

PR@ 2 = 3182,9-0 =3182,9 psi

PR@ 3 = 4726-0 =4726 psi

47

Factor de seguridad (S.F.)

Ver tabla 2.1, el revestidor de superficie del pozo Fanny 18B-141 ha sido

completado con un revestidor (9, 5/8’’, 47 lb/ft, N-80, BTC) con un liner (7’’, 26

lb/ft, C-95, BTC).

Del anexo 1 obtenemos la máxima presión de colapso que soporta el revestidor y

el liner antes mencionados.

S.F @ (2)=4760

(3182,9)

S.F =1,49

El factor de seguridad para la tubería de superficie es del 49%.

S.F @ (3)=5880

(4726)

S.F =1,24

El factor de seguridad para la tubería de producción es del 24%.

Para el caso B: se asume casing con fluido producido por el pozo

Presión Carga

Pc @ (1)=0

La presión de colapso en el punto (1) es cero “No hay Presión Hidrostática”

Pc @ 2 =0,052psi

ppg*ft*6001 ft * 10,2 ppg

Pc @ (2)=3182,9 psi

Se obtiene la presión de colapso en el punto (2) de la tubería @6001 ft

48

Pc @ 3 =Pc @ 2 + 0,052psi

ppg*ft*(8669-5758)ft * 10,2 ppg

Pc @ 3 = 3182,9+1544 =4726 psi

Presión Back Up

PB/up 1 =0

PB/up 2 =0

La presión es cero en el punto (2) porque el fluido proveniente del yacimiento

está debajo de tope del colgador.

PB/up 3 =0,052psi

ppg*ft* 8669-7632 ft*8,5

PB/up 3 =546,8 psi

La presión de back up en el punto (3) es diferente de cero porque intervine la

presión ejercida por el fluido producido

Presión Resultante

PR @(1)=0 psi

PR@ 2 = 3182,9-0 =3182,9 psi

PR@ 3 = 4726-546,8 =4179,2 psi

Factor de seguridad (S.F.)

El revestidor de superficie del pozo Fanny 18B-141 es: (9, 5/8’’, 47 lb/ft, N-80,

BTC) y el liner es :(7’’, 26 lb/ft, C-95, BTC). Del anexo 1 obtenemos la máxima

presión de colapso que soporta el revestidor y el liner.

49

S.F. @ (2)=4760

(3182,9)

S.F.=1,49

El factor de seguridad para la tubería de superficie es del 49%

S.F. @ (3)=5880

(4179,2)

S.F.=1,40

El factor de seguridad para el liner de producción es del 40%

En la figura 2.4 se puede observar que la resistencia al colapso tanto del casing

de 9, 5/8’’, 47 lb/ft, N-80, BTC y de liner 7’’, 26 lb/ft, C-95, BTC no se intersecan

con las presiones calculadas o estimadas, lo que quiere dar a entender es que el

diseño está correcto, pero se ha completado con un factor de seguridad sobre

dimensionado, es decir se está seleccionando un revestidor cuya resistencia al

colapso es muy elevada para ese pozo. 18FIGURA 2.4 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-141

FIGURA 2.4 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-141


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi

Revisión por colapso


Diseño de casing vacío

Diseño de casing con fluido

Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC

Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC

50

2.5 ANÁLISIS DE LOS DISEÑOS DE LAS COMPLETACIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO TARAPOA

Se analiza los diseños de revestidores de los pozos perforados en el campo

Tarapoa, se determina el factor de seguridad utilizado en cada diseño y se analiza

si existe algún problema, para posteriormente dar una solución.

2.5.1 Pozo Colibrí 1

El pozo Colibrí 1 representa una configuración de tres sartas fue perforado el 11

de marzo del 2011 su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.5 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Colibrí 1,

indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al

colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.

19FIGURA 2.5 DISEÑO POR COLAPSO, POZO COLIBRÍ 1

FIGURA 2.5 DISEÑO POR COLAPSO, POZO COLIBRÍ 1


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

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9000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi



Diseño de casing sin fluido

Resistencia al colapso delcasing 9 5/8'' , 47 ppf , N-80, BTC

Resistencia al colapso delliner7'', 26 ppf, C-95, BTC

Diseño de Casing con Fluido

51

2.5.2 Pozo Esperanza 1

El pozo Esperanza 1 representa una configuración de tres sartas fue perforado el

12 de abril del 2011, su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.6 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Esperanza 1,

indica que el casing intermedio podría colapsar ya que la resistencia al colapso

del casing, se interseca con la presión de colapso calculada.

20FIGURA 2.6 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA 1

FIGURA 2.6 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA 1


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presión



Diseño casing vacío

Diseño casing con fluido

Resistencia al colapso casing9 5/8'' , 47ppf,N-80,BTC

Resistencia al colapso delliner7'',26,C-95,BTC

52

2.5.3 Pozo Chorongo Este 1

El pozo Chorongo Este 1 representa una configuración de tres sartas fue

perforado el 08 de diciembre del 2011 su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.7 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Chorongo

Este 1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al


21FIGURA 2.7 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO ESTE 1

FIGURA 2.7 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO ESTE 1


0

1000

2000

3000

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5000

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7000

8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion





Resistencia al colapso delcasing 9 5/8'' , 47 ppf, N-80 ,BTC

Resistencia al colapso delliner 7'',26ppf,C-95,BTC

53

2.5.4 Pozo Esperanza Norte 1

El pozo Esperanza Norte 1 representa una configuración de tres sartas fue

perforado el 28 de noviembre del 2012 su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.8 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Esperanza

Norte 1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia

al colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.

22FIGURA 2.8 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA NORTE 1

FIGURA 2.8 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA NORTE 1


0

1000

2000

3000

4000

5000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presión





Resistencia al colapso delcasing 9 5 /8'',47 ppf,N-80,BTC


54

2.5.5 Pozo Dorine Norte 2

El pozo Dorine Norte 2 representa una configuración de tres sartas fue perforado

el 30 de noviembre del 2012 su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.9 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Dorine Norte

2, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al


23FIGURA 2.9 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 2

FIGURA 2.9 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 2


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion


Presion vs Profundidad

Diseño casing Vacío


Resistencia al colapso delcasing 9 5/8'' , 47 ppf,N-80,BTC


55

2.5.6 Pozo Mariann 4A-12

El pozo Mariann 4A-12 representa una configuración de tres sartas fue perforado

el 30 de marzo del 2013 su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.10 representa el diseño por colapso del pozo Mariann 4A-12, indica

que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al colapso del

casing no se interseca con la presión de colapso calculada.

24FIGURA 2.10 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-12

FIGURA 2.10 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-12


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion






Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,P-110,BTC

56

2.5.7 Pozo Fanny 18B-142

El pozo Fanny 18B-142 representa una configuración de dos sartas fue perforado

el 27 de julio del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.11 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-



25FIGURA 2.11 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-142



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







57

2.5.8 Pozo Chorongo 2

El pozo Chorongo 2 representa una configuración de dos sartas fue perforado el

12 de enero del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2

La figura 2.12 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Chorongo 2,



26FIGURA 2.12 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO 2

FIGURA 2.12 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO 2


0

1000

2000

3000

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7000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







58

2.5.9 Pozo Mariann 37

El pozo Mariann 37 representa una configuración de dos sartas fue perforado el 8

de marzo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2

La figura 2.13 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann 37,



27FIGURA 2.13 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 37

FIGURA 2.13 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 37


0

1000

2000

3000

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5000

6000

7000

8000

9000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presion, psi







59


El pozo Mariann 36 representa una configuración de dos sartas fue perforado el

26 de abril del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2







0

1000

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3000

4000

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6000

7000

8000

9000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion







60


El pozo Mariann 35 representa una configuración de dos sartas fue perforado el 8

de mayo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2





FIGURA 2.15 Diseño por colapso, pozo Mariann 35


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







61


El pozo Mariann 39 representa una configuración de dos sartas fue perforado el

21 de mayo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2

La figura 2.16 representa el diseño por colapso del pozo Mariann 39, indica que

no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al colapso del

casing no se interseca con la presión de colapso calculada.




0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion

Revisión al colapso






62







31FIGURA 2.17 Diseño por colapso, pozo Fanny 18B-150

FIGURA 2.17 Diseño por colapso, pozo Fanny 18B-150


0

1000

2000

3000

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5000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion







63



el 27 de enero del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.







.

0

1000

2000

3000

4000

5000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

Presion







64



el 3 de abril del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.







0

1000

2000

3000

4000

5000

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8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







65










0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







66



el 11 de mayo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.







.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







67

2.5.18 Pozo Mariann Norte 1

El pozo Mariann Norte 1 representa una configuración de dos sartas fue perforado

el 25 de septiembre del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.22 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann

Norte 1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia

al colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.

36FIGURA 2.22 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN NORTE 1

FIGURA 2.22 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN NORTE 1


0

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Pro

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, ft

Presión, psi






Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,C-95,BTC

68

2.5.19 Pozo Dorine Norte 1

El pozo Dorine Norte 1 representa una configuración de dos sartas fue perforado

el 27 de octubre del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.23 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Dorine Norte



37FIGURA 2.23 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 1

FIGURA 2.23 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 1


0

1000

2000

3000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







69

2.5.20 Pozo Dorine 81

El pozo Dorine 81 representa una configuración de dos sartas fue perforado el 13

de febrero del 2013, su esquema se presentan en el anexo 2.

La figura 2.24 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Dorine 81,



38FIGURA 2.24 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE 81

FIGURA 2.24 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE 81


0

1000

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Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







70

2.5.21 Pozo Mariann 4A-14

El pozo Mariann 4A-14 representa una configuración de dos sartas fue perforado


La figura 2.25 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann 4A-



39FIGURA 2.25 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-14

FIGURA 2.25 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-14


0

1000

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9000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi






Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,N-80,BTC

71










Luego de analizar todos los diseños de los pozos perforados en el campo

Tarapoa se puede observar que el pozo “Esperanza 1”presenta problemas en su

diseño, por el hecho de que la carga de colapso calculada no satisface la

resistencia al colapso que pueden soportar sus revestidores.

0

1000

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9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi







72

CAPÍTULO III

3 ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS QUE AFECTAN

AL CORRECTO DISEÑO DE REVESTIDORES DEL

BLOQUE TARAPOA.

3.1 INTRODUCCIÓN

El saber identificar los parámetros para el correcto diseño de revestidores, es de

suma importancia ya que dichos factores influyen al momento de seleccionar el

tipo de revestidor con que va a ser perforado el pozo.

El alcance de este capítulo es estimar dichos parámetros y ver cómo afectaría el

diseño final de un pozo base.

3.2 PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA DEL CAMPO TARAPOA

El conocimiento exacto de la presión de poro y de fractura, juegan un papel de

gran importancia en las operaciones de perforación y por ende para el diseño de

revestidores. Constituye la base fundamental para la óptima programación del

fluido de perforación, profundidades adecuadas de asentamiento de tuberías de

revestimiento para mantener el control del pozo.

Para ayudar a entender como estos parámetros alteran las presiones de diseño

tanto en casing superficial como casing de producción vamos asumir varios

escenarios:

73

3.3 DISEÑO DE CASING SUPERFICIAL

Para un diseño de revestidores de superficie, es necesario conocer los distintos

esfuerzos a los cuales estarán sometidos dichas tuberías, entre estos esfuerzos

tenemos:

· Estallido.

· Colapso.

3.3.1 Diseño por colapso

Se asume que se tienes varios escenarios para diseñar casing superficial por

cargas de colapso entre estos tenemos:

Datos Generales para un pozo base:

Gradiente de presión de poro = 8,4 ppg

Peso del Fluido de Perforación=10,2 ppg

TVD=5000 ft

S.F.=10%

Lead =13 ppg a 4000 ft

Lechadas de cemento

Tail= 15,8 ppg 1000 ft

1) Asumiendo que el revestidor está vacío en su interior:

a) La presión ejercida sobre el revestidor debido a la presión de poro.

Empleando las ecuaciones numeradas en el capítulo I obtenemos las siguientes

tablas de resultados.

Tabla 3.1 muestra resultados de las presiones de diseño por cargas de colapso,

cuando influye la presión de poro, presiones de back up son cero por el motivo de

que el revestidor se encuentra vacío.

74

8TABLA 3.1 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO

TABLA 3.1 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO


TVD ft Cargas Back


0 0 0 0 0 5000 2184 0 2184 2402

FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

b) La presión ejercida sobre el casing debido al fluido de perforación.

Tabla 3.2 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,

cuando influye el peso del lodo de perforación, presiones de back up son cero por

el motivo de que el revestidor se encuentra vacío.

9TABLA 3.2 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE EL LODO DE PERFORACIÓN

TABLA 3.2 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE EL LODO DE PERFORACIÓN


c) La presión ejercida sobre el casing debido a las lechadas de cemento.


cuando influye el peso de las lechadas de cemento presiones de back up son cero

por el motivo de que el revestidor se encuentra vacío.


TVD ft Cargas Back


0 0 0 0 0 5000 2652 0 2652 2917

75

10TABLA 3.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO

TABLA 3.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO


En la figura 3.1 se muestra que el revestidor estará sujeto a mayor carga de

colapso cuando influyen las lechadas de cemento.

41FIGURA 3.1 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO

FIGURA 3.1 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000 5000

TV

D,

ft

Presión, psi

Diseño casing superficial por colapso

Presion de Diseño usandopresión de poro

Presión de Diseño usando lodode perforación

Presión de Diseño usandoLechada de Cemento


TVD ft Cargas Back


0 0 0 0 0 5000 3525,6 0 3525,6 3878

76

2) Asumiendo que el casing tiene fluido de perforación en su interior

Cuando el revestidor tiene fluido dentro es necesario conocer el TVD del mismo

para poderlo diseñar de una manera correcta, pero en caso de no saber el nivel

del fluido dentro del casing se procede a determinarlo de la siguiente manera:

· Se debe conocer el TVD del casing de la siguiente sección.

· Se determina la presión de colapso hasta el TVD del casing intermedio.

TVD @ Casing Intermedio= 8000 ft

MW=10.2 ppg

Pc @ casing intermedio=0,052*8000*8,4=3494,4 psi

· Igualamos presiones del fluido de perforación con la presión de poro.

TVDfluido =Pc @ csg int

0,052*MW

TVDfluido =3494,4

0,052*10,2=6588 ft

· Obtenemos un nivel de fluido estimado

TVDfluido =8000-6588=1411 ft

a) La presión ejercida sobre el casing debido a la presión de poro.

La tabla 3.4 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,

cuando influye la presión de poro, presiones de back up ya no son cero por el

motivo de que el interior del revestidor hay fluido de perforación.

11TABLA 3.4 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO

77

TABLA 3.4 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO


b) La presión ejercida sobre el casing debido al fluido de perforación.


cuando influye la presión del peso del fluido de perforación, presiones de back up

ya no son cero por el motivo de que el interior del revestidor hay fluido de

perforación.

12TABLA 3.5 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN

TABLA 3.5 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN


TVD ft Cargas Back


0 0 0 0 0 1411,7 749 0 749 823,7 5000 2652 1903,2 749 823,7


c) La presión ejercida sobre el casing debido a las lechadas de cemento.


cuando influye la presión del peso de las lechadas de cemento, presiones de back

up ya no son cero por el motivo de que el interior del revestidor hay fluido de

perforación.


TVD ft Cargas Back


0 0 0 0 0 1411,7 617 0 617 678 5000 2184 1903,2 280 308

78

13TABLA 3.6 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO

TABLA 3.6 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO


TVD ft Cargas Back


0 0 0 0 0 1411,7 954 0 954 1049 5000 3525 1903,2 1622 1784


La figura 3.2 muestra que el revestidor estará sujeto a mayor carga de colapso

cuando influyen las lechadas de cemento.

42FIGURA 3.2 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO

FIGURA 3.2 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO


3.3.2 Diseño por estallido

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 500 1000 1500 2000

TV

D

Presión

Diseño casing superficial por colapso

Presión de Diseño usandopresión de poro

Presión de Diseño usandolodo de perforación

Presión de Diseño usandolechadas de cemento

79

Para realizar el diseño por estallido se asume lo siguiente:

· La arremetida se da por gas metano mientras se perfora la siguiente

sección.

· No habrá fractura de la formación.

· Todo el casing queda lleno de gas metano.

· Presiones de back up generada por la presión de poro.

Utilizando las ecuaciones presentes en el capítulo I se procede a determinar la

presión de estallido.

Datos Generales:

Presión de poro: 8,4 ppg.

Masa molar del gas: 16 lb/mol.

Constante de gas ideal: 1544 lb ft/mol R.

Factor de compresibilidad de gas: 1.

Temperatura absoluta: 653,7 R.

Densidad del lodo: 10,2 ppg.

Gradiente de fractura: Variable.

La tabla 3.7 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de estallido,

cuando varía el gradiente de fractura, presiones de back up son generadas por el

gradiente de poro.

80

14TABLA 3.7 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO VARIANDO LA PRESIÓN DE FRACTURA TABLA 3.7 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO VARIANDO LA PRESIÓN DE FRACTURA


La figura 3.3 muestra que a mayor gradiente de fractura el revestidor estará sujeto

a mayor carga de estallido, he de ahí la importancia en determinar el valor más

aproximado del gradiente de fractura del campo Tarapoa.

43FIGURA 3.3 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE ESTALLIDO

FIGURA 3.3 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE ESTALLIDO


Gradiente de

fractura, ppg

Fondo Superficie P fondo P superficie P fondo P superficie P fondo P superficie P fondo P superficie5000 0 13 3380 3659 2184 0 1196 3659 1316 4025

12 3120 3377 936 3377 1030 371511 2860 3096 676 3096 744 340610 2600 2814 416 2814 458 30969 2340 2533 156 2533 172 2786

P de diseñoProfundidad

Presiones psi

Cargas Back up P resultantes

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000 5000

Pro

fun

did

ad

Presiones

Presión de Diseño vs Profundidad

Presión de Diseño GF 13 ppg





81

3.4 DISEÑO DE CASING O LINER DE PRODUCCIÓN

Para un diseño de revestidores de producción, es necesario conocer los distintos

esfuerzos a los cuales estarán sometidas dichas tuberías, entre estos esfuerzos

tenemos:

· Estallido.

· Colapso.

3.4.1 Diseño por colapso

Se asume que se tiene dos escenarios para diseñar liner de producción por

cargas de colapso entre estos tenemos:

· Se asume que el casing en su interior está vacío.

· Se asume que se tiene fluido de producción en su interior.

La figura 3.4 indica que sobre el revestidor y el liner existe una carga de colapso

que es ejercida por el peso del fluido de perforación de cada sección.

44FIGURA 3.4 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.

FIGURA 3.4 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER

MWas

Overlap

CASING INFORMATION

OD, in:

MWap

Pwf

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD.

Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited

82

1) Asumiendo que el casing en su interior está vacío.

Al asumir que el liner de producción está vacío las presiones de back up son cero.

Datos:

Overlap TVD= 4700 ft

Casing de superficie TVD=5000 ft

Liner TVD=8000 ft

MWas= 10.2 ppg

MWap= 10.2 ppg

S.F.=1.1

Ρf=8,36 ppg

Empleando el procedimiento para diseñar casing de producción tal como se indica

en el capítulo II.


cuando influye el peso del fluido de perforación de cada sección, presiones de

back up son cero por el motivo de que el revestidor se encuentra vacío.

15TABLA 3.8 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN CASING VACÍO

TABLA 3.8 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN CASING VACÍO

Presión, Psi Profundidad TVD ft

Carga Back UP

Resultante Diseño

0 0 0 0 0,0 4700 2492,9 0 2492,9 2742,2 8000 4243,2 0 4243,2 4667,5


2) Asumiendo que se tiene producción en su interior.

83


cuando influye el peso del fluido de perforación de cada sección, presiones de

back up ya no son cero por el motivo de que el liner de producción contiene fluido

proveniente de la formación .

16TABLA 3.9 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN LINER CON FLUÍDO

TABLA 3-9 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN LINER CON FLUÍDO


La figura 3.5 muestra que si el revestidor está vacío tendrá que soportar mayor

esfuerzo al colapso. 45FIGURA 3.5 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE COLAPSO

FIGURA 3.5 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE COLAPSO


0

2000

4000

6000

8000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000

pro

fun

did

ad

, ft

Presión,psi

Presión de diseño vs profundidad

Curva de diseño linervacío

Curva de diseño liner confluido

Presión, Psi Profundidad TVD ft

Carga Back Up

Resultante Diseño

0 0 0 0 0 4700 2492,9 783,2 1709,7 1880,7 8000 4243,2 2218 2025,2 2227,7

84

3.4.2 Diseño por estallido

La figura 3.7 muestra que el tubing tiene una fuga en la superficie, presuriza el

anular exponiendo al revestidor y al liner al estallido. L

46FIGURA 3.6 PRESIONES DE ESTALLIDO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.

FIGURA 3-6 PRESIONES DE ESTALLIDO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited

Se asume un escenario para diseñar por estallido un revestidor de producción.

Entre las asunciones que debemos tener en cuenta están:

· El pozo produciendo tiene una fuga en la sarta de superficie,

presuriza el anular del casing.

· Fluido que produce el pozo es gas.

· No existe presiones de back up.

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

85

Ecuaciones que se emplean son:

Presiones de carga

Fondo

Pcf=0,052*TVD*ρg (3,1)

Donde,

Pcf=Presión de Carga en el fondo, psi.

TVD=Profundidad Vertical Verdadera, ft.

ρg= Densidad del gas Metano, ppg.

Superficie

Pwfsup=PReservorio-Pcf (3,2)

Donde,

Pwfsup=Presión en Superficie, psi.

PReservorio= Presión del Reservorio, psi.

Pcf=Presión de Carga en el fondo, psi.

Ejemplo de Cálculo

“Datos tomados del pozo Esperanza 1 del Campo Tarapoa:”

TOL = 7319 ft

86

TVD Disparos= 7801 ft

Liner TVD=9121 ft

MWap= 10.2 ppg

S.F. =12.5%

ρg = 2.25 ppg

PReservorio=5569 psi

Aplicando las ecuaciones (3,1) y (3,2) se obtiene la siguiente tabla de resultados.

La tabla 3.10 muestra las presiones de estallido que estará sometido el

revestidores y el liner de producción, presiones de back up son cero.

17TABLA 3.10 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO EN LINER DE PRODUCCIÓN

TABLA 3-10 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO EN LINER DE PRODUCCIÓN

Perfil de Presiones, psi

Profundidad ft TVD

Cargas Back Up Resultantes Diseño

0 4656 0 4656 5239

7319 5513 0 5513 6202 7701 5558 0 5558 6252 7801 5569 0 5569 6265 9121 5724 0 5724 6439


La figura 3.7 muestra la presión de diseño por cargas de estallido, cuando el

anular es presurizado por gas metano.

471FIGURA 3.7 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE ESTALLIDO

87

FIGURA 3.7 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE ESTALLIDO


Una vez que se ha comprobado como los parámetros afectan el diseño en los

revestidores, he de ahí la importancia de conocer los parámetros que intervienen

en el diseño de un revestidor, saber que valores se debe usar tanto para la

presión de poro, la presión de fractura, el tipo de fluido (densidad), la presión del

reservorio; una vez conocido estos valores diseñar el revestidor y que dicho

diseño satisfaga las cargas reales que van a estar sometidos los revestidores.

En el capítulo IV se determina los valores de los parámetros más aproximados

que tienen el campo Tarapoa, y que métodos se aplica para llegar a obtenerlos.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 2000 4000 6000 8000

TV

D,

ft

Presión , psi

Presión de diseño

Presión de Diseño

88

CAPÍTULO IV

4 PROPUESTA DE DISEÑO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO TARAPOA.

4.1 INTRODUCCIÓN

Una vez conocidos los parámetros operacionales (la presión de poro, la presión

de fractura, densidad del fluido de perforación, entre otros) y la forma como se ve

afectado nuestro diseño, según las asunciones tomadas, se define la mejor

metodología para el diseño de revestidores en el campo Tarapoa.

El alcance de este capítulo es diseñar dos pozos tipo, el primero con una

configuración de tres sartas y el segundo con una configuración de dos sartas,

para lo cual se aplicarán los cálculos vistos en los capítulos anteriores del trabajo.

Los esfuerzos a los cuales va estar sometida la tubería de revestimiento son:

· Cargas de colapso tanto en revestidor de superficie y liner de producción.

· Cargas de estallido tanto en revestidor de superficie y liner de producción.

4.2 METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE REVESTIDORES

La metodología consiste en saber determinar los parámetros operacionales

presentes en el campo Tarapoa, determinar las cargas que estará sometida tanto

el revestidor de superficie como en el revestidor de producción, elegir la mejor

alternativa de diseño y proceder a perforar el pozo.

89

Cuando se diseñe tubería de revestimiento en el campo Tarapoa, la metodología

es la siguiente:

1. Conocer información del pozo para poder diseñar la tubería de

revestimiento, por ejemplo:

· Profundidad de asentamiento, topes de los estratos.

· Configuraciones de los diámetros.

· Tipo de pozo que se va a perforar.

· Parámetros Operacionales actuales (Presión de poro en este caso

tiene un valor de 8.4, presión de fractura se la obtiene de una prueba

de Leak-Off Test, presión del reservorio se la obtiene de pozos

aledaños, densidad del fluido producido se la obtiene de la gravedad

especifica).

· Densidades de los fluidos de perforación en cada sección.

2. Tener presente las asunciones que se plantean al momento de diseñar

tubería de revestimiento y que sean los más similares posibles a la

realidad del campo.

3. Realizar los cálculos de los esfuerzos (cargas de estallido y cargas de

colapso) a los que va estar sometida la tubería de revestimiento, según

sea el caso que se va a analizar.

4. Añadir un factor de seguridad.

5. Seleccionar la tubería de revestimiento que satisfaga las cargas de

colapso y estallido.

4.3 PROPUESTA DE DISEÑO

La propuesta de diseño será en base a la metodología antes descrita, aplicándola

para dos pozos tipo del campo Tarapoa, se realizará el diseño aplicado a un pozo

futuro a perforarse y así explicar de manera didáctica como se diseña la tubería

90

de revestimiento tanto en el revestidor de superficie como en el liner de

producción.

4.3.1 Propuesta de diseño para una configuración de tres sartas.

Para realizar los diseños de revestidores es necesario conocer los parámetros

operacionales que más se asemejen a los del campo Tarapoa:

· Conocer la presión de fractura para esto se realizó una prueba de Leak-off

Test, con esta prueba se obtuvo un valor de 15,02 ppg de gradiente de

fractura.

· Conocer la presión de poro la cual es igual a la presión hidrostática del

agua que se extiende desde la superficie hasta la formación de interés la

magnitud del gradiente de presión de poro es afectada por la concentración

de sales, en Tarapoa las formaciones presentan un ambiente cuya presión

de poro es normal ligeramente salinas (8,4 ppg).

· Conocer las profundidades a las que va ser asentado el revestidor y,

· Finalmente calcular las cargas a los que va estar sometida el casing.

4.3.1.1 Información del pozo

Para diseñar casing acorde a nuestra metodología se necesita conocer las

profundidades de asentamiento tal como se muestran en la tabla 4.1

1819TABLA 4.1 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

TABLA 4.1 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Tipo de Revestidor

Diámetro in

Broca in

Profundidad ft

TVD ft

Casing de Superficie

13 3/8 16 5500 5000

Casing Intermedio 9 5/8 12,25 8000 7500

Liner 7 8,5 9500 9000


91

La figura 4.1 es la representación gráfica de las profundidades de asentamiento

mostradas en la tabla 4.1.

48FIGURA 4.1 DISEÑO DEL POZO DE TRES SARTAS

FIGURA 4.1 DISEÑO DEL POZO DE TRES SARTAS


4.3.1.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (tres sartas)

Se va a diseñar el revestidor de superficie para un pozo base cuya configuración

va hacer de tres sartas

4.3.1.2.1 Propuesta de diseño por cargas de estallido (casing superficial)

0,0

1000,0

2000,0

3000,0

4000,0

5000,0

6000,0

7000,0

8000,0

9000,0

10000,0

Pro

fun

did

ad

(ft

)

13 3/8" Casing @ 5000' TVD

7" Liner @ 9000' TVD

9 5/8" Casing @ 7500' TVD

92

Asunciones:

Al momento en que se diseña la tubería de revestimiento, se asume un escenario

que más se asemeje a las condiciones del yacimiento del campo Tarapoa.

Dichas asunciones se presentan a continuación:

· Al existir una arremetida se produce por gas metano.



gradiente de fractura en el zapato no es superado es decir el gradiente del

fluido de perforación es menor al gradiente de fractura.

· Todo el casing queda lleno de gas.


poro, el caso del campo Tarapoa el gradiente del agua salada 8.4 ppg.

La tabla 4.2, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser

asentada el revestidor de superficie, el gradiente de fractura se lo obtuvo de una

prueba de L.O.T.

2021TABLA 4.2 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR

TABLA 4.2 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR

INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR

OD, in 13 3/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 5500 Profundidad de asentamiento, ft TVD 5000

Gradiente de fractura en el zapato, ppg 15,07 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La tabla 4.3, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se asume

que se va a perforar con un peso de lodo de 9,9 ppg, se tiene una presión de poro

de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar problemas futuros

con el revestidor, la temperatura promedia se la obtuvo de registros de pozos

93

aledaños, las otras variables (constante de gas ideal, factor de compresibilidad)

son propiedades del gas metano.

2223TABLA 4.3 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO

TABLA 4.3 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO

OTRA INFORMACIÓN ÚTIL

Siguiente punto del revestidor, ft MD 8000 Siguiente punto del revestidor, ft

TVD 7500

Peso del lodo, ppg 9,9 Presión de Poro, ppg 8,4

S.F. 10% Tavg, R 653

Constante de gas ideal, ppf/molR 1544 Masa molar del gas, ppmol 16

Factor de Compresibilidad del gas 1 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

Procedimiento:

1. Calcular la presión a la cual la formación se fracturaría; con lo que el fluido de

perforación empezaría a perderse, esta presión es conocida también como

“presión de inyección”. ( Ec 1-7).

Pinyección@5000 ft=0,052*15,07 *5000

Pinyección=3918 psi

2. Calcular la presión en superficie (Ec 1-8).

Psuperficie@ 0 ft =3918 psi*e16 5000-01*1544*653

Psuperficie=4242 psi

3. Calcular las presiones de back up (Ec1-9).

94

PB/up@ 5000 ft=0,052*8,4*5000

PB/up=2184 psi

4. Sacar la curva de diseño considerando un factor de seguridad.

Pd@ 0 ft= 4242-0 *1.10=4666 psi

Pd @ 5000 ft= 3918-1734 *1.10=1908 psi

La tabla 4.4, muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.

24TABLA 4.4 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO TABLA 4.4 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO


La figura 4.2, muestra la presión de diseño por cargas de estallido que se muestra

en la tabla 4.4. 49FIGURA 4.2 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD

FIGURA 4.2 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000 5000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi

Diseño casing de superficie por

estallido

Presión de Diseño

Perfil de Presiones, psi Profundidad

ft TVD Cargas Back Up Resultantes Diseño

0 4242 0 4242 4666 5000 3918,2 2184 1734,2 1908

95

5. Seleccionar opciones de casing que satisfagan el diseño.

Las posibles opciones de revestidores se muestran en el anexo 1.

La tabla 4.5 muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por cargas

de estallido, junto con su factor de seguridad.

25TABLA 4.5 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

TABLA 4.5 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La Figura 4.3, muestra las diferentes opciones de revestidores que satisfacen el

diseño por estallido estas opciones se muestran en la tabla 4.5.

Opciones de Revestidores Factor de seguridad

OD in

peso lb/ft

Drift in

Grado Conexión Estallido psi

S.F.

13 3/8 54,5 12,46 P-110 BTC 5470 1,29 13 3/8 54,5 12,46 K-55 BTC 2730 0,64

13 3/8 61 12,36 C-75 BTC 4220 0,99 13 3/8 61 12,36 N-80 BTC 4500 1,06

13 3/8 68 12,26 C-75 BTC 4710 1,11 13 3/8 68 12,26 N-80 BTC 5020 1,18 13 3/8 68 12,26 C-95 BTC 5970 1,41

96

50FIGURA 4.3 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL

FIGURA 4.3 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL


4.3.1.2.2 Propuesta de diseño por cargas de colapso (casing superficial)

Asunciones:


· La presión de colapso detrás del casing de superficie es calculada en base

a la presión que ejerce el peso de lodo con la que fue perforada dicha

sección.

· Existe una fuga en el siguiente punto de casing (casing intermedio).

· Como existe una fuga el nivel de fluido dentro del casing baja hasta un

cierto nivel que tenemos que determinar.

· El nivel de lodo es estimado al igualar presiones, tanto la presión ejercida

por la columna de lodo y la presión ejercida por la presión de poro, en

nuestro caso es 8,4 ppg.


asentada el revestidor de superficie, el peso estimado del fluido de perforación

que se utiliza en la sección superficial.

0

2000

4000

6000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Casing superficial - Diseño por estallido

Presión de Diseño 13 3/8'',54,4 ppf,P-110,BTC

13 3/8'',61 ppf,C-75,BTC 13 3 /8 ",61 ppf,N-80,BTC

13 3 /8 ",68 ppf,C-75,BTC 13 3 /8 ",68 ppf,N-80,BTC

13 3 /8 ",68 ppf,C-95,BTC

97

2627TABLA 4.6 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR TABLA 4.6 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR



MW usado al perforar la sección superficial , ppg

10,2


La tabla 4.7, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se asume

que se va a perforar con un peso de lodo de 10.25 ppg, se tiene una presión de

poro de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar problemas

futuros con el revestidor.




Siguiente punto del revestidor, ft MD 8000 Siguiente punto del revestidor, ft TVD 7500

Peso del lodo nueva sección, ppg 10,25 Presión de Poro, ppg 8,4

S.F 10% FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

Procedimiento:

1) Se determina la presión de colapso en el zapato del casing de superficie cuya

presión la ejerce el peso del lodo (Ec 1-3).

Pc @ 0 ft=0

Pc@ 5000 ft=0,052*10,2*5000

98

Pc@ 5000 ft=2652 psi

El nivel de fluido en el casing

2) Se calcula la presión hidrostática en el segundo punto de casing cuya presión

la ejerce el gradiente de formación (Ec 1-3).

Pc@ 7500 ft=0,052*8,4*7500

Pc@ 7500 ft=3276 psi

3) Remplazando la presión determinada en el paso (2) y despejando el TVD de

(Ec 1-3) se determina el nivel estimado de fluido dentro del agujero.

TVDnivel de fluido=3276

0,052*10,25

TVDnivel de fluido=6146 ft

4) Se determina la profundidad dentro del casing restando la profundidad total con

respecto a la profundidad calculada en el paso (3).

TVDnivel de fluido dentro del csg=7500-6146=1354 ft

5) Presión Back Up en el zapato del casing después del evento fuga (Ec 1-4).

PB/up@ 0 ft=0

PB/up@5000 ft=0,052*10,25* 5000-1354

PB/up@5000 ft=1944 psi

99


30TABLA 4.8 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO

TABLA 4.8 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO



0 0 0 0 0

1354 718 0 717,9 790 5000 2652 1944 708,5 779


6) Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.

Figura 4.4, muestra el diseño de casing superficial por cargas de colapso.

51FIGURA 4.4 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD

FIGURA 4.4 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD


7) Seleccionar opciones de casing que satisfacen el diseño.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 200 400 600 800 1000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Diseño casing de superficie por

colapso

Presion de Diseño

100


La tabla 4.9, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por cargas

de colapso, junto con su factor de seguridad.

31TABLA 4.9 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

TABLA 4.9 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO



diseño por colapso, estas opciones se muestran en la tabla 4.5.

Opciones de Revestidores OD in

peso

lb/ft

Drift in

Grado Conexión Colapso psi

S.F.

13 3/8 54,5 12,46 J-55 BTC 1130 1,57 13 3/8 54,5 12,46 K-55 BTC 1130 1,57 13 3/8 54,5 12,46 N-80 BTC 1130 1,57 13 3/8 54,5 12,46 P-110 BTC 1130 1,57

13 3/8 61 12,36 J-55 BTC 1540 2,14 13 3/8 61 12,36 K-55 BTC 1540 2,14 13 3/8 61 12,36 C-75 BTC 1660 2,31 13 3/8 61 12,36 N-80 BTC 1660 2,31

13 3/8 68 12,26 J-55 BTC 1950 2,72 13 3/8 68 12,26 K-55 BTC 1950 2,72 13 3/8 68 12,26 C-75 BTC 2220 3,09 13 3/8 68 12,26 N-80 BTC 2270 3,16 13 3/8 68 12,26 C-95 BTC 2330 3,25

101

52FIGURA 4.5 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL FIGURA 4.5 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL


4.3.1.3 Propuesta de diseño para casing de producción (tres sartas)

Se va a diseñar el liner de producción para un pozo base cuya configuración va a

ser de tres sartas.

4.3.1.3.1 Propuesta de diseño por colapso (casing producción)

Asunciones:


· El casing se encuentra completamente vacío (presiones back up

cero).

· La presión de carga es ejercida por la columna de lodo (tanto en el

revestidor como en el liner).

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 500 1000 1500 2000 2500

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Casing superficial - Diseño por colapso

Presión de Diseño 13 3/8'',54,4 ppf,P-110,BTC

13 3/8'',61 ppf,C-75,BTC 13 3/8'',61 ppf,N-80,BTC

13 3/8'',68 ppf,C-75,BTC 13 3/8'',68 ppf,N-80,BTC

13 3/8'',68 ppf,C-95,BTC

102

· No existe cemento detrás de los revestidores.


asentada el revestidor de producción, el peso estimado del fluido de perforación

que se utiliza en dicha sección.

3233TABLA 4.10 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO

TABLA 4.10

INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO



asentada el liner de producción, el peso estimado del fluido de perforación que se

utiliza en dicha sección.

3435TABLA 4.11 INFORMACIÓN DEL LINER

TABLA 4.11 INFORMACIÓN DEL LINER

INFORMACIÓN DEL LINER OD, in 7

Profundidad de asentamiento, ft MD 9500 Profundidad de asentamiento, ft TVD 9000

Peso de lodo, ppg 10,2 S.F 10,00%

TOL, ft TVD 7200 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

Procedimiento:

Casing de producción

INFORMACIÓN DE REVESTIDOR

OD,IN 9 5/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 8000 Profundidad de asentamiento, ft TVD 7500

Peso de lodo ,ppg 10,2

103

1. Se determina la presión de colapso en el zapato del casing intermedio cuya

presión la ejerce el peso de lodo (Ec 1-3).

Pc @ 0 ft=0

Pc@ 7500 =0,052*10,2*7500

Pc@ 7500 =3978 psi

2. Se determina la presión de colapso en el tope del liner (TOL).

Pc@ 7200 =0,052*10,2*7200

Pc@ 7200 =3819 psi

Liner

3. Se calcula la presión hidrostática en el (T.D) del liner (Ec 1-3).

Pc@ 9000 =0,052*10,2*9000

Pc@ 9000 =4774 psi

4. Presión Back UP son cero.

La tabla 4.12 muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.




ft TVD Cargas Back


0 0 0 0 0

7200 3818,88 0 3818,88 4200 7500 3978 0 3978 4376 9000 4773,6 0 4773,6 5250


5. Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.

104

Figura 4.6 muestra la presión de diseño tanto del casing y liner de producción por

cargas de colapso.



Fuente: Texto: “Baker Oil Tools” Elaboración: Wilson Sánchez

PB/up@ 0 ft=0 psi

PB/up@ 9000 ft=0 psi

6. Seleccionar opciones de casing y liner que satisfagan el diseño.


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presion, psi

Diseño de Casing y Liner por Cargas de

Colapso

Presión de diseño(casing)

Presión de diseño (Liner)

105

La tabla 4.13, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por

cargas de colapso, junto con su factor de seguridad.

37TABLA 4.13 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

TABLA 4.13 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

Opciones de Revestidor OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F.

9 5/8 43,5 8,76 P-110 BTC 4430 1,11 9 5 /8 43,5 8,76 V-150 BTC 4750 1,19

9 5 /8 47 8,68 C-75 BTC 4630 1,16 9 5 /8 47 8,68 N-80 BTC 4760 1,20 9 5 /8 47 8,68 L-80 BTC 4760 1,20

9 5 /8 53,5 8,53 K-55 BTC 5130 1,29

FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez La tabla 4.14, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por


38TABLA 4.14 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

TABLA 4.14 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO


Opciones de liner OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F.

7 26 6,28 C-75 BTC 5250 1,10 7 26 6,28 N-80 BTC 5410 1,13 7 26 6,28 C-95 BTC 5870 1,23

7 29 6,18 K-55 BTC 5400 1,13 7 29 6,18 C-75 BTC 6780 1,42 7 29 6,18 N-80 BTC 7020 1,47

106

La Figura 4.7, muestra las diferentes opciones de revestidores y liner que

satisfacen el diseño por cargas de colapso, estas opciones se muestran en las

tablas 4.13 y 4.14.

54FIGURA 4.7 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER

FIGURA 4.7 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER


4.3.1.3.2 Propuesta de diseño por estallido (casing producción)

Asunciones:


· El tubing presenta una fuga en la sarta de producción en superficie,

presurizando en anular.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presion, psi

Diseño de Csg y Liner por Cargas de Colapso

Presión de diseño casing Presión de diseño Liner

9 5 /8 ",43,5 ppf,P-110,BTC 9 5 /8 ",43,5 ppf,V-150,BTC

9 5 /8 ",47 ppf,C-75,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,L-80,BTC

7 ",26 ppf,C-75,BTC 7 ",26 ppf,N-80,BTC

7 ",26 ppf,C-95,BTC 7 ",29 ppf,K-55,BTC

7 ",29 ppf,C-75,BTC

107

· El fluido producido es gas cuya densidad es 2,25 ppg.

· Al revestidor se lo diseñará con la máxima presión de estallido.

· Presiones de back up cero.


asentada el revestidor de producción.


TABLA 4.15 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO


La tabla 4.16, muestra la presión estimada del reservorio, el peso del fluido de

perforación, la profundidad de los disparos, el factor de seguridad, y la densidad

del gas.

4142TABLA 4.16 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO

TABLA 4.16 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO

INFORMACIÓN DEL RESERVORIO Presión del Reservorio estimada, psi 3500

Max Mwap, ppg 10,2 Presión Hidrostática f(Mwap), psi 4126,512

Mitad de las Perforaciones, ft TVD 7780 Factor se Seguridad 10,00%

Densidad de fluido Producido, ppg 2,25 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La tabla 4.17, muestra el diámetro externo, la profundidad a la cual va a ser

asentada el liner de producción y la profundidad de las empacaduras.

INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR OD, in 9 5/8

Profundidad de asentamiento, ft MD 8000

Profundidad de asentamiento, ft TVD 7500

108




Profundidad de asentamiento, ft TVD

9000

Tope del Liner, ft TVD 7200 Profundidad de la empacadura 7730


Procedimiento:

1) Se determina la presión que ejerce la columna de gas a la mitad de las

perforaciones (Ec 1-3).

P@ 7780=0,052*2,25*7780

P@ 7780=910 psi

2) Se determina la presión de fondo fluyente (Pwf) estimada.

Pwf=3500-910

Pwf=2590 psi

3) Se determina la presión estimada en el tope del liner (TOL).

PTOL@ 7200=(0,052*2,25*7200)+2590

PTOL@ 9000=3432 psi

4) Se determina la presión en la empacadura.

PPKR@ 7730=(0,052*2,25*7730)+2590

PPKR@ 9000=3494 psi

5) Se determina la presión en el T.D.

PT.D@ 9000=(0,052*2,25*9000)+2590

109

PT.D@ 9000=3643 psi



45TABLA 4.18 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO

TABLA 4.18 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO

Perfil de presiones, psi Profundidad


0 2589,74 0 2589,74 2848,714 7200 3432,14 0 3432,14 3775,354 7730 3494,15 0 3494,15 3843,565 7780 3500 0 3500 3850 9000 3642,74 0 3642,74 4007,014


Figura 4.8 muestra el diseño de casing de producción por cargas de estallido.

55FIGURA 4.8 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD



7) Seleccionar opciones de casing y liner que satisfacen el diseño

0

2000

4000

6000

8000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Presión de diseño

Presión de Diseño

110


cargas de estallido, junto con su factor de seguridad.

46TABLA 4.19 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

TABLA 4.19 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO


peso lb/ft

Drift in


S.F.

9 5/8 36 8,76 C-75 BTC 4800 1,32 9 5 /8 40 8,6 C-95 BTC 6820 1,87

9 5 /8 43,5 8,68 K-55 BTC 4350 1,19 9 5 /8 43,5 8,68 N-80 BTC 6330 1,74 9 5 /8 43,5 8,68 P-110 BTC 8700 2,39 9 5 /8 47 8,53 K-55 BTC 4720 1,30 9 5 /8 47 8,53 N-80 BTC 6870 1,89


La tabla 4.20, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por


47TABLA 4.20 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

TABLA 4.20 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

Opciones de liner Por cargas de Estallido OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F.

7 26 6,28 J-55 BTC 4980 1,37 7 26 6,28 K-55 BTC 4980 1,37 7 26 6,28 N-80 BTC 7240 1,99

7 29 6,18 K-55 BTC 5610 1,54 7 29 6,18 C-75 BTC 7650 2,10 7 29 6,18 N-80 BTC 8160 2,24


111

La Figura 4.9, muestra las diferentes opciones de revestidores y liner que satisfacen el

diseño por estallido, estas opciones se muestran en las tablas 4.19 y 4.20.

56FIGURA 4.9 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER

FIGURA 4.9 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER


4.3.2 Propuesta de diseño para una configuración de dos sartas

La metodología a seguir es muy similar a la configuración de tres sartas es decir

se necesita conocer los parámetros operacionales, por ende es necesario conocer

los valores de presión de poro, fractura, la profundidad de asentamiento y saber a

qué esfuerzos está expuesta la tubería.

0

2000

4000

6000

8000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Diseño de casing y liner por cargas de

estallido

Presión de Diseño 9 5 /8 ",36 ppf,C-75,BTC 9 5 /8 ",40 ppf,C-95,BTC

9 5 /8 ",43,5 ppf,N-80,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,K-55,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,N-80,BTC

7",26 ppf, J-55,BTC 7",26 ppf, K-55,BTC 7",26 ppf, N-80,BTC

7",29 ppf, K-55,BTC 7",29 ppf, N-80,BTC

112

4.3.2.1 Información del pozo

Al igual que cuando configuramos el pozo de tres sartas, es necesario conocer la

información del mismo para poder diseñar la tubería de revestimiento. Ver tabla

4.21.

4849TABLA 4.21 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

TABLA 4.21 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO


La figura 4.10 es la representación gráfica de las profundidades de asentamiento

mostradas en la tabla 4.21.

57FIGURA 4.10 DISEÑO DEL POZO DE DOS SARTAS

FIGURA 4.10 DISEÑO DEL POZO DE DOS SARTAS


0,0

1000,0

2000,0

3000,0

4000,0

5000,0

6000,0

7000,0

8000,0

9000,0

10000,0

Pro

fun

did

ad

(ft

)

7" Liner @ 8600' TVD

9 5/8" Casing @ 7200' TVD

Tipo de Revestidor Diámetro in

Broca in

Profundidad ft

TVD ft

Casing de Superficie

9 5/8 16 7600 7200

Liner 7 12,25 9000 8600

113

4.3.2.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (dos sartas)

Se va a diseñar los revestidores de superficie para un pozo base cuya

configuración va hacer de dos sartas.

4.3.2.2.1 Propuesta de diseño por cargas de estallido (casing superficial)

Cuando se tiene una configuración de dos sartas, la metodología a seguir es

exactamente la misma que cuando se tiene una configuración de tres sartas, la

asunciones tomadas se enumera a continuación:

Asunciones:

Al momento en que se diseña la tubería de revestimiento, se asume un escenario

que más se asemeje a las condiciones del yacimiento.


· Al existir una arremetida se produce por gas metano.



gradiente de fractura en el zapato no es superado.

· Todo el casing queda lleno de gas.


poro, el caso del campo Tarapoa se asume el gradiente del agua salada

8.4 ppg.


asentada el revestidor de superficie, el gradiente de fractura se lo obtuvo de una

prueba de L.O.T.

114


TABLA 4-22 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR



Gradiente de fractura en el zapato, ppg 15,07 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La tabla 4.23, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se

asume que se va a perforar con un peso de lodo de 10,25 ppg, se tiene una

presión de poro de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar

problemas futuros con el revestidor, la temperatura promedia se la obtuvo de

registros de pozos aledaños, las otras variables (constante de gas ideal, factor de

compresibilidad) son propiedades del gas metano.






S.F 10% Tavg, R 653

Constante de gas ideal, ppf/molR 1544 Masa molar del gas, ppmol 16

Factor de Compresibilidad del gas 1 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

1) Calcular la presión a la cual la formación se fracturaría, con lo que el fluido de

perforación empezaría a perderse, esta presión es conocida también como

“presión de inyección” (Ec 1-7).

115

Pinyección @ 7200 ft=0,052*15,07 *7200

Pinyección=5642 psi

2) Calcular la presión en superficie (Ec 1-8).

Psuperficie@ 0 ft=5642psi*e16 7200-01*1544*653

Psuperficie=6325 psi

3) Calcular las presiones de back up (Ec 1-9).

PB/up@ 7200 ft=0,052*8,4*7200

PB/up=3145 psi

4) Sacar las curva de diseño considerando un factor de seguridad.






0 6325 0 6325 6958

7200 5642 3145 2497 2747 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La figura 4.11, muestra la presión de diseño por cargas de estallido que se muestra en la

tabla 4.24


116



5) Seleccionar opciones de casing que satisfacen el diseño.

Las opciones de casing se muestran en el anexo 1.



55TABLA 4.25 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO TABLA 4.25 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO


0

2000

4000

6000

8000

0 2000 4000 6000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presión, psi

Diseño casing de superficie por estallido

Presión de Diseño

Opciones de Revestidores

OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F.

9 5/8 36 8,76 P-110 BTC 7040 1,11

9 5/8 40 8,84 C-95 BTC 6820 1,08 9 5/8 40 8,84 P-110 BTC 7900 1,25

9 5/8 43,5 8,6 N-80 BTC 6330 1,00 9 5/8 43,5 8,6 C-95 BTC 7510 1,19

9 5/8 47 8,53 N-80 BTC 6440 1,02

117


diseño por estallido estas opciones se muestran en la tabla 4.25.

59FIGURA 4.12 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL FIGURA 4.12 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL


4.3.2.2.2 Propuesta de diseño por cargas de colapso (casing superficial)

Asunciones:


· La presión de colapso detrás del casing superficial es calculada en base al

peso de lodo con la que fue perforada dicha sección.

· Existe una fuga en el siguiente punto de casing (casing intermedio).

· En caso de fuga se reduce el nivel de lodo de perforación.

0

2000

4000

6000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Casing superficial - diseño por estallido

Presión de Diseño 9 5/8 '',36 ppf,P-110,BTC 9 5/8 '',40 ppf,C-95,BTC

9 5/8 '',40 ppf,P-110,BTC 9 5/8 '',43,5 ppf,N-80,BTC 9 5/8 '',43,5 ppf,C-95,BTC

9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC

118

· El nivel de lodo es estimado al igualar presiones, tanto la presión ejercida

por la columna de lodo y la presión ejercida por la presión de poro, en

nuestro caso es 8,4 ppg.


asentada el revestidor de superficie, el peso estimado del fluido de perforación

que se utiliza en la sección superficial.


TABLA 4.26 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR



MW usado en la perforación de revestidor , ppg

10,2


La tabla 4.27, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se

asume que se va a perforar con un peso de lodo de 10.25 ppg, se tiene una

presión de poro de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar

problemas futuros con el revestidor.






S.F 10% FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

119

Procedimiento:

1) Se determina la presión de colapso en el zapato del casing de superficie

cuya presión la ejerce el peso de lodo. (Ec 1-3).

Pc @ 0 ft=0

Pc@ 7200=0,052*10,2*7200

Pc@ 7200=3819 psi

El nivel de fluido en el casing

2) Se calcula la presión hidrostática en el segundo punto de casing cuya

presión la ejerce el gradiente de formación. (Ec 1-3).

Pc@ 8600=0,052*8,4*8600

Pc@ 8600=3757 psi

3) Remplazando la presión determinada en el paso (3) y despejando el TVD

de (Ec1,3) se determina el nivel estimado de fluido dentro del agujero.

TVDnivel de fluido=3757

0,052*10,25

TVDnivel de fluido=7049 ft

4) Se determina la profundidad dentro del casing restando la profundidad total

con respecto a la profundidad calcula en el paso (3).

TVDnivel de fluido dentro del csg=8600-7049=1551 ft

5) Presión Back UP en el zapato del casing después de evento de fuga. (Ec1-4).

PB/up@ 0 ft=0

120

PB/up@7200 ft=0,052*10,25* 7200-1551

PB/up@7200 ft=3010 psi


La tabla 4.28, muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores




ft TVD Cargas Back


0 0 0 0 0 1552 823 0 823 906 7200 3819 3010 809 889


Figura 4.13, muestra el diseño de casing superficial por cargas de colapso. 60FIGURA 4.13 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD FIGURA 4.13 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD

Fuente: andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez

7) Seleccionar opciones de casing que satisfagan el diseño.



0

2000

4000

6000

8000

0 200 400 600 800 1000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Diseño casing de superficie por colapso

Presion de Diseño

121

60TABLA 4.29 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

TABLA 4.29 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO


La figura 4.14 muestra los revestidores que satisfacen el diseño por colapso.

61FIGURA 4.14 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL

FIGURA 4.14 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL


0

5000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Casing superficial - Diseño por colapso

Presión de Diseño 9 5/8 '',36 ppf,H-40,BTC

9 5/8'',40 ppf,K-55,BTC 9 5/8'',43,5 ppf,N-80,BTC

9 5/8'',47 ppf,C-75,BTC 9 5/8'',47 ppf,N-80,BTC

9 5/8'',47 ppf,C-95,BTC

Opciones de Revestidores OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F.

9 5/8 36 8,76 H-40 BTC 1740 2,11 9 5/8 40 8,84 K-55 BTC 2570 3,12 9 5/8 43,5 8,6 N-80 BTC 3250 3,95

9 5/8 47 12,36 K-55 BTC 3880 4,71 9 5/8 47 12,36 C-75 BTC 4630 5,62 9 5/8 47 12,36 N-80 BTC 4760 5,78 9 5/8 47 12,36 C-95 BTC 5080 6,17

9 5/8 68 12,26 J-55 BTC 1950 2,37 9 5/8 68 12,26 K-55 BTC 1950 2,37 9 5/8 68 12,26 C-75 BTC 2220 2,70 9 5/8 68 12,26 N-80 BTC 2270 2,76

122

4.3.2.3 Propuesta de diseño para casing de producción (dos sartas)

Se va a diseñar los revestidores de producción para un pozo base cuya

configuración va hacer de dos sartas.

4.3.2.3.1 Propuesta de diseño por colapso (casing producción)

Asunciones:


· El pozo se encuentra completamente vacío (presiones back up

cero).

· La presión de carga es ejercida por la columna de lodo (tanto en el

revestidor como en el liner).

· No existe cemento detrás de los revestidores.


asentada el revestidor de producción, el peso estimado del fluido de perforación

que se utiliza en dicha sección.

61TABLA 4.30 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR DE SUPERFICIE

TABLA 4.30 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR DE SUPERFICIE

INFORMACIÓN DE REVESTIDOR

OD,IN 9 5/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 7600 Profundidad de asentamiento, ft TVD 7200

Peso de lodo ,ppg 10,2 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

123


asentada el liner de producción, el peso estimado del fluido de perforación que se

utiliza en dicha sección.




Profundidad de asentamiento, ft MD 9000 Profundidad de asentamiento, ft TVD 8600

Peso de lodo, ppg 10,2 S.F 10,00% TOL 6900


Procedimiento:

Casing superficie

1) Se determina la presión de colapso en el zapato del casing intermedio cuya

presión la ejerce el peso de lodo (Ec 1-3).

Pc @ 0 ft=0

Pc@ 7200=0,052*10,2*7200

Pc@ 7200=3819 psi

2) Se determina la presión de colapso en el tope del liner (TOL).

Pc@ 6900=0,052*10,2*6900

Pc@ 6900=3660 psi

Liner

3) Se calcula la presión hidrostática en el (T.D) del liner (Ec 1-3).

Pc@ 8600=0,052*10,2*8600

Pc@ 8600=4561 psi

124

3) Presión Back UP son cero. La tabla 4.32 muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores. 64TABLA 4.32 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO




0 0 0 0 0

6900 3659,76 0 3659,76 4026 7200 3818,88 0 3818,88 4201 8600 4561,44 0 4561,44 5018



Figura 4.15, muestra el diseño de casing y liner de producción por cargas de colapso.




0

2000

4000

6000

8000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presion, psi

Diseño de casing y liner por cargas de colapso

Presión de diseño (casing)

Presión de diseño (liner)

125

5) Seleccionar opciones de casing y liner que satisfagan el diseño.



65TABLA 4.33 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

TABLA 4.33 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO


peso lb/ft

Drift in


S.F.

9 5/8 43,5 8,76 P-110 BTC 4430 1,16 9 5 /8 43,5 8,76 V-150 BTC 4750 1,24

9 5 /8 47 8,68 C-75 BTC 4630 1,21 9 5 /8 47 8,68 N-80 BTC 4760 1,25 9 5 /8 47 8,68 L-80 BTC 4760 1,25

9 5 /8 53,5 8,53 K-55 BTC 5130 1,34


La tabla 4.34, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por

cargas de colapso, junto con su factor de seguridad. 66TABLA 4.34 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

TABLA 4.34 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO

Opciones de liner OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F.

7 26 6,28 C-75 BTC 5250 1,15 7 26 6,28 N-80 BTC 5410 1,19 7 26 6,28 C-95 BTC 5870 1,29

7 29 6,18 K-55 BTC 5400 1,18 7 29 6,18 C-75 BTC 6780 1,49 7 29 6,18 N-80 BTC 7020 1,54


126


satisfacen el diseño por colapso, estas opciones se muestran en las tablas 4.33 y

4.34.

63FIGURA 4.16 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER

FIGURA 4.16 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER


4.3.2.3.2 Propuesta de diseño por estallido (casing de producción)

Asunciones:


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pro

fun

did

ad

, ft

Presion, psi

Diseño de Casing y liner por Cargas de

Colapso

Diseño casing Diseño Liner

9 5 /8 ",43,5 ppf,P-110,BTC 9 5 /8 ",43,5 ppf,V-150,BTC

9 5 /8 ",47 ppf,C-75,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,L-80,BTC

7 ",26 ppf,C-75,BTC 7 ",26 ppf,N-80,BTC

7 ",26 ppf,C-95,BTC 7 ",29 ppf,K-55,BTC

7 ",29 ppf,C-75,BTC

127

· El tubing presenta una fuga en la sarta de producción en superficie,

presurizando en anular.

· El fluido producido es gas cuya densidad es 2,25 ppg.

· Al revestidor se lo diseñará con la máxima presión de estallido.

· Presiones de back up cero.


asentado el revestidor de producción.


TABLA 4.35 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO

INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR OD, in 9 5/8

Profundidad de asentamiento, ft MD 7600 Profundidad de asentamiento, ft

TVD 7200


La tabla 4.36, muestra la presión estimada del reservorio, el peso del fluido de

perforación, la profundidad de los disparos, el factor de seguridad, y la densidad

del gas.

6970TABLA 4.36 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO

TABLA 4.36 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO

INFORMACIÓN DEL RESERVORIO Presión del Reservorio estimada, psi 3500

Max MWap, ppg 10,2 Presión Hidrostática f(Mwap), psi 4304

Mitad de las Perforaciones, ft TVD 8114 Factor se Seguridad 10,00%

Densidad de fluido Producido, ppg 2,25 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

La tabla 4.37, muestra el diámetro externo, la profundidad a la cual va a ser

asentada el liner de producción y la profundidad de las empacaduras.

128




Profundidad de asentamiento, ft TVD 8600 Tope del Liner, ft TVD 6900

Profundidad de la empacadura, ft TVD 8064 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

Procedimiento:

Casing superficie

1) Se determina la presión que ejerce la columna de gas a la mitad de las

perforaciones (Ec 1-3).

P@ 8114=0,052*2,25*8114

P@ 8114=949 psi

2) Se determina la presión de fondo fluyente (Pwf) estimada.

Pwf=3500-949

Pwf=2551 psi

3) Se determina la presión estimada en el tope del liner (TOL).

PTOL@ 6900=(0,052*2,25*6900)+2551

PTOL@ 6900=3358 psi

4) Se determina la presión en la empacadura.

PPKR@ 8114=(0,052*2,25*8114)+2551

PPKR@ 8114= 3494 psi

5) Se determina la presión en el T.D

129

PT.D@ 8600=(0,052*2,25*8600)+2151

PT.D@ 8600=3557 psi





Perfil de presiones, psi Profundidad

ft TVD Cargas Back


0 2551 0 2551 2806 6900 3358 0 3358 3694 8064 3494 0 3494 3844 8114 3500 0 3500 3850 8600 3557 0 3557 3913


Figura 4.17 muestra el diseño de casing de producción por cargas de estallido.



Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD: Elaboración: Wilson Sánchez

0

2000

4000

6000

8000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Presión de Diseño

Presión de Diseño

130

7) Seleccionar opciones de casing y liner que satisfagan el diseño.



74TABLA 4.39 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

TABLA 4.39 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO


peso lb/ft

Drift in


S.F.

9 5/8 36 8,76 N-80 BTC 5120 1,44 9 5 /8 40 8,6 K-55 BTC 3950 1,11

9 5 /8 43,5 8,6 K-55 BTC 4350 1,22 9 5 /8 43,5 8,68 N-80 BTC 6330 1,78 9 5 /8 43,5 8,68 P-110 BTC 8700 2,45 9 5 /8 47 8,53 K-55 BTC 4720 1,33 9 5 /8 47 8,53 N-80 BTC 6870 1,93

FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez La tabla 4.40, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por

cargas de estallido, junto con su factor de seguridad. 75TABLA 4.40 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

TABLA 4.40 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO

Opciones de liner por cargas de estallido OD in

peso lb/ft

Drift in


S.F

7 26 6,28 J-55 BTC 4980 1,40 7 26 6,28 K-55 BTC 4980 1,40 7 26 6,28 N-80 BTC 7240 2,04

7 29 6,18 K-55 BTC 5610 1,58 7 29 6,18 C-75 BTC 7650 2,15 7 29 6,18 N-80 BTC 8160 2,09


131


satisfacen el diseño por estallido, estas opciones se muestran en las tablas 4.39 y

4.40

65FIGURA 4.18 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER

FIGURA 4.18 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER


4.4 MEJOR ALTERNATIVA DE DISEÑO PARA EL CAMPO TARAPOA

Una vez que se determinó los parámetros operacionales actuales del campo

Tarapoa, la mejor alternativa de diseño de revestidores que satisfacen las cargas

de estallido y colapso para pozos futuros a perforarse se detallan a continuación:

0

2000

4000

6000

8000

10000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Pro

fun

did

ad

(ft

)

Presión (psi)

Diseño de casing y liner por cargas de

estallido

Presión de Diseño 9 5 /8 ",36 ppf,N-80,BTC 9 5 /8 ",40 ppf,K-55,BTC

9 5 /8 ",43,5 ppf,K-55,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,K-55,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,N-80,BTC

7",26 ppf, J-55,BTC 7",26 ppf, K-55,BTC 7",26 ppf, N-80,BTC

7",29 ppf, K-55,BTC 7",29 ppf, C-75,BTC

132

4.4.1 Alternativa de diseño para una configuración de tres sartas

Se presentan la propuesta de diseño para una configuración de tres sartas.

4.4.1.1 Configuración

La tabla 4.41 muestra la configuración del pozo, indica la descripción de los

revestidores, la profundidad donde van a ser asentados y sus factores de

seguridad tanto para estallido como colapso.

76TABLA 4.41 CONFIGURACIÓN TRES SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA

TABLA 4.41 CONFIGURACIÓN TRES SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA

Revestidores Descripción OD/Peso/Grado/Conexión

Profundidad ft MD/TVD

Factores de Seguridad

Estallido Colapso Superficial 13 3/8",54.5 ppf, P-110,BTC 5500/5000 1,29 1,57 Intermedio 9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 8000/7500 2,39 1,11

Liner Producción 7", 26ppf, N-80,BTC 9500/9000 1,99 1,13

FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD: ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

4.4.1.2 Diseño gráfico del pozo

La configuración del pozo base quedaría de la siguiente manera, Ver figura 4.19

133

66FIGURA 4.19 DIAGRAMA DEL POZO BASE (TRES SARTAS)

FIGURA 4.19 DIAGRAMA DEL POZO BASE (TRES SARTAS)


20" Conductor115 ft MD 115 ft TVDOD = 20" ID = 19.124"94 lb/ft Grade K-55

13 3/8" Casing5500 ft MD 5000 ft TVDOD = 13 3/8" ID = 12.615"54,4 lb/ft Grado P-110

9 5/8" Casing8000 ft MD 7500 ft TVDOD = 9 5/8" ID = 8,599"

300 ft Overlap 43,5 lb/ft Grado P-110

7" Liner 9500 ft MD 9000 ft TVDOD = 7" ID = 6.276"26 lb/ft Grado N-80

ap

134

4.4.2 Alternativa de diseño para una configuración de dos sartas

Se presentan la propuesta de diseño para una configuración de dos sartas.

4.4.2.1 Configuración

La configuración se detalla en la siguiente tabla de resultados:

La tabla 4.42 muestra la configuración del pozo, indica la descripción de los

revestidores, la profundidad donde van a ser asentados y sus factores de

seguridad tanto para estallido como colapso

77TABLA 4.42 CONFIGURACIÓN DOS SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA

TABLA 4.42 CONFIGURACIÓN DOS SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA

Revestidores Descripción OD/Peso/Grado/Conexión

Profundidad ft MD/TVD

Factores de Seguridad

Estallido Colapso

Superficie 9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 7600/7200 2,45 1,16

Liner Producción

7", 26ppf, N-80,BTC 9000/8600 2,04 1,19

FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD: ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

4.4.2.2 Diseño gráfico del pozo

La configuración del pozo base quedaría de la siguiente manera, Ver figura 4.20

135

67FIGURA 4.20 DIAGRAMA DEL POZO BASE (DOS SATAS)

FIGURA 4.20 DIAGRAMA DEL POZO BASE (DOS SATAS)


20" Conductor100 ft MD 100 ft TVDOD = 20" ID = 19.124"94 lb/ft Grade J-55

9 5/8" Casing300 ft Overlap 7600 ft MD 7200 ft TVD

OD = 9 5/8" ID = 8,599"43,5 lb/ft Grado P-110

7" Liner 9000 ft MD 8600 ft TVDOD = 7" ID = 6.276"26 lb/ft Grado N-80

ap

136

CAPÍTULO V

5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PLANTEADA.

5.1 INTRODUCCIÓN

Las tuberías de revestimiento presentan alrededor del 18% del costo total del

pozo, de aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las

tuberías menos costosas que garanticen la integridad del pozo durante la

perforación y terminación del mismo.

El análisis económico se lo realizara en función de la mejor alternativa de diseño,

determinada en el capítulo IV.

Se presenta una estimación del ahorro que hubiese tenido la compañía si se

hubiese perforado los pozos con la alternativa de diseño planteada en el trabajo.

5.2 COSTO POR PIE DE DIFERENTES TIPOS DE REVESTIDORES.

Para poder optimizar el diseño de revestidores al momento de perforar un pozo en

el campo Tarapoa, es indispensable conocer el costo / pie de la tubería que se va

a utilizar.

La tabla 5.1, presenta los costos por pie de las tuberías que satisfacen el diseño

propuesto en el capítulo IV.

137

78TABLA 5.1 COSTO POR PIE DE LAS TUBERIA DE REVESTIMIENTO QUE SATISFECEN EL DISEÑO

TABLA 5.1 COSTO POR PIE DE LAS TUBERIA DE REVESTIMIENTO QUE SATISFECEN EL DISEÑO Diámetro

OD in Peso ppf

Grado de acero

Conexión Rango Norma Costo / pie

$ / ft

13 3/8 54,5 P-110 BTC R3 API 5CT 45,86 9 5/8 43,5 P-110 BTC R3 API 5CT 36,6

7 26 N-80 BTC R3 API 5CT 18,75 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

De igual manera que en los diseños anteriores se ha escogido la conexión BTC

por ser la más común y porque es la más fácil de reparar y maquinar en el país.

5.3 INVERSIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVAS DE DISEÑO

Una vez analizadas las cargas junto con los parámetros operacionales para el

correcto diseño de revestidores es importante analizar el costo total de la

propuesta planteada.

Para el campo Tarapoa se puede optimizar la tubería de superficie, intermedia, y

producción ya que existe revestidores más económicos que satisfacen las cargas

a las que van estar expuestas.

Hablando económicamente se tiene los siguientes resultados:

5.3.1 Optimización para una configuración de tres sartas

La tabla 5.2 muestra el costo total de la propuesta planteada en el capítulo IV

cuando se tiene una configuración de 3 sartas.

138

79TABLA 5.2 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (TRES SARTAS)

TABLA 5.2 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (TRES SARTAS)

Descripción OD/Peso/Grado/Conexión

Profundidad ft

$/ ft Costo Por

sección $

MD TVD 13 3/8",54.5 ppf, P-110,BTC 5500 5000 40,77 224235 9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 8000 7500 36,6 292800

7", 26ppf, N-80,BTC 9500 9000 18,75 42188 Inversión total 559223

FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

5.3.2 Optimización para una configuración de dos sartas

La tabla 5.3 muestra el costo total de la propuesta planteada en el capítulo IV

cuando se tiene una configuración de 2 sartas.

80TABLA 5.3 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (DOS SARTAS)

TABLA 5.3 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (DOS SARTAS)

Descripción OD/Peso/Grado/Conexión

Profundidad ft

$/ ft Costo Por

sección $

MD TVD

9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 7600 7200 36,6 278160 7", 26ppf, N-80,BTC 9000 8600 18,75 42188

Inversión total 320348 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez

139

5.4 AHORRO POTENCIAL QUE SE PODRÍA OBTENER CON LA NUEVA PROPUESTA DE DISEÑO

Una vez determinada el costo total de cada configuración de revestidores, se

determina el ahorro potencial que se obtiene con la propuesta planteada.

5.4.1 Para una configuración de tres sartas

La figura 5.1 muestra los costos de los pozos de tres sartas perforados en el

bloque Tarapoa, se aprecia que los costos son semejantes, por el motivo de que

los pozos fueron perforados con las mismas propiedades en sus revestidores, por

tal razón que los costos no varían a gran escala. 3

68FIGURA 5.1 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE TRES SARTAS DEL CAMPO TARAPOA

FIGURA 5.1 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE TRES SARTAS DEL CAMPO TARAPOA

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” Elaboración: Wilson Sánchez

3 El diagrama mecánico de los pozos se muestra en el anexo 2

683297 750706

577547 623943

688888 758466

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

800000

1

COLIBRÍ 1 ESPERANZA 1 CHORONGO ESTE 1

ESPERANZA NORTE 1 DORINE NORTE 2 MARIANN 4A-12

140

La tabla 5.4, muestra el porcentaje del ahorro, en comparación del costo actual de

los pozos de tres sartas perforados en el campo Tarapoa, con respecto al costo

de la propuesta planteada.

81TABLA 5.4 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (TRES SARTAS)

TABLA 5.4 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (TRES SARTAS)

POZO Costo Total

(Diseño Actual)

$

Costo Total (Diseño

Propuesto) $

Ahorro $

Porcentaje del ahorro

%

COLIBRÍ 1 683297 606446 76851 11,2

ESPERANZA 1 750706 663955 86751 11,6

CHORONGO ESTE 1 577547 509558 67989 11,8

ESPERANZA NORTE 1 623943 548663 75280 12,1

DORINE NORTE 2 688888 607113 81775 11,9

MARIANN 4A-12 758466 669725 88742 11,7

Ahorro total $

477387


11,7


Como se puede apreciar en la tabla 5.4 el ahorro potencial es del 11,7% que

equivale a un total de $ 477387.

141

5.4.2 Para una configuración de dos sartas

La figura 5.2, muestra los costos de los pozos de dos sartas perforados en el

bloque Tarapoa, se aprecia que los costos varían, por el motivo de que estos

pozos presentan propiedades distintas en sus liner de producción, por tal razón

sus costos varían a gran escala 4

69FIGURA 5.2 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE DOS SARTAS DEL CAMPO TARAPOA

FIGURA 5.2 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE DOS SARTAS DEL CAMPO TARAPOA

Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” Elaboración: Wilson Sánchez

4 El diagrama mecánico de los pozos se muestra en el anexo 2

260000

270000

280000

290000

300000

310000

320000

330000

340000

350000

360000

Costo Total - Pozos Dos Sartas

FANNY 18B-141

FANNY 18B-142

CHORONGO 2

MARIANN 37

MARIANN 36

MARIANN 35

MARIANN 39

FANNY 18B-150

FANNY 18B-139

FANNY 18B-147

FANNY 18B-146

FANNY 18B-148

MARIANN NORTE 1

DORINE NORTE 1

DORINE 81

MARIANN 4A-14

FANNY 18B-152

142

La tabla 5.5, muestra el porcentaje del ahorro, en comparación del costo actual de

los pozos de dos sartas perforados en el campo Tarapoa, con respecto al costo

de la propuesta planteada.

82TABLA 5.5 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (DOS SARTAS)

TABLA 5.5 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (DOS SARTAS)

POZO Costo Total (Diseños Actuales)

$


Propuesto) $

Ahorro $


%

FANNY 18B-141 296601 259170 37431 12,6

FANNY 18B-142 325693 284014 41680 12,8

CHORONGO 2 328829 286652 42177 12,8

MARIANN 37 325219 286089 39129 12,0

MARIANN 36 338853 297926 40927 12,1

MARIANN 35 300509 263286 37222 12,4

MARIANN 39 301204 263755 37449 12,4

FANNY 18B-150 319290 278741 40549 12,7

FANNY 18B-139 320126 279420 40706 12,7

FANNY 18B-147 343985 300106 43879 12,8

FANNY 18B-146 306970 267650 39320 12,8

FANNY 18B-148 325077 283769 41308 12,7

143

TABLA 5.5 CONTINUACIÓN

POZO Costo Total (Diseños Actuales)

$


Propuesto) $

Ahorro $


%

MARIANN NORTE 1 315074 275262 39812 12,6

DORINE NORTE 1 327497 285554 41943 12,8

DORINE 81 337320 294141 43180 12,8

MARIANN 4A-14 350973 321782 29191 8,3

FANNY 18B-152 311710 272035 39676 12,7 Ahorro total $ 675579 % del ahorro 12,3


Como se puede apreciar en la tabla 5.5 el ahorro potencial es del 12,3% que

equivale a un total de $ 675579.

144

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

6.1 CONCLUSIONES

1) El conocimiento de los parámetros que intervienen en el diseño de un

revestidor permite disminuir la incertidumbre al momento de seleccionar el

más adecuado tipo de casing que va a ser usado en el pozo, por esta

razón se determinó la metodología que implica obtener los valores más

aproximados de los parámetros del campo Tarapoa.

2) Debido a que no existe presencia de producción de gas en el campo

Tarapoa, el diseño para los revestidores, tanto para el de superficie como

el de producción no deben ser rigurosamente diseñados por cargas de

estallido, sino más bien por cargas de colapso.

3) Al analizar el diseño de revestidores de los 23 pozos perforados en el

campo Tarapoa, se concluye: que el pozo “Esperanza 1” podría presentar

problemas futuros en el revestidor intermedio, por el hecho de que el

revestidor presenta un potencial riesgo de colapso, por ende se

recomienda que en el próximo workover se baje una bomba electro

sumergible con empacadura de tal forma que se pueda mantener el nivel

de fluido de completación por encima de la misma y aumente las presiones

de back up y el pozo no colapse, el resto de pozos analizados no

presentan problemas en el diseño de sus revestidores ya que presenta un

buen margen de seguridad.

145

4) Mediante el análisis tanto técnico como económico, se determinó que la

alternativa más óptima en el diseño de revestidores para el campo Tarapoa

presenta la siguiente configuración

· Diseño de tres sartas:

Revestidor de superficie:

13 3/8'', 54.4 ppf, K-55, BTC @ 5000 ft TVD

Revestidor intermedio:

9 5/8'', 43.5 ppf, P-110, BTC @ 7500 ft TVD

Liner:

7'', 26 ppf, N-80, BTC @ 9000 ft TVD

· Diseño de dos sartas

Revestidor de superficie:

9 5/8'', 43.5 ppf, P-110, BTC@ 7200 ft TVD

Liner:

7'', 26 ppf, N-80, BTC @ 8600 ft TVD

5) Con los datos del análisis económico, se concluye que existe un potencial

ahorro del 11,7 % para el diseño de 3 sartas y del 12,3 % para un diseño

de dos sartas si se implementa el diseño planteado para el campo

Tarapoa.

146

6.2 RECOMENDACIONES

1) Se recomienda seguir la metodología explicada en el capítulo IV del trabajo

expuesto para diseñar correctamente los revestidores del campo Tarapoa.

2) Al momento de diseñar un revestidor se recomienda conocer los

parámetros operacionales (presión de poro, presión de fractura, presión del

reservorio, entre otros) que reflejen la realidad del campo Tarapoa, para

que al momento de diseñar un revestidor sea el más óptimo.

3) Se recomienda que por cada pozo que se vaya a perforar en el campo

Tarapoa se realice una prueba de “Leak of Test”, prueba necesaria para

determinar la presión de fractura.

4) Para determinar las profundidades de asentamiento de los revestidores se

recomienda utilizar estudios de geomecánica ya que la misma ayuda a

trazar las curvas de presión de poro, gradiente de fractura y de esa manera

determinar las profundidades donde van a ir asentados los revestidores en

el campo Tarapoa.

5) Se debe tener cuidado al momento de seleccionar la tubería de

revestimiento, no solo enfocándose en que cumpla las condiciones de

cargas a las que estará sometido, sino también en el diámetro drift, para

que permita el paso de herramientas para operaciones posteriores.

6) Haciendo referencia al pozo “Esperanza 1”, el cual se menciona en la

conclusión 3 de este trabajo; se recomienda previo al sacar la bomba,

bombear una píldora gelificada con propiedades tixotrópicas que va

colocada en frente de la formación, esto se lo hace con el objetivo de no

perder fluido en el interior y el revestidor no colapse.

147

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

· API Specification 5CT (2004). Specifications for Casing and Tubing.

Washington, DC: American Petroleum Institute.

· Baker Oil Tools, TECH FACTS Engineering Handbook, Technical

information for completions Workovers & Fishing.

· Bourgoyne Jr., Adam, Keith K. Millheim, Martin E. Chenevert, Young, Jr.

(1984) Applied Drilling Engineering, Volumen 2, Richardson, TX USA.

· Ferlt, W.H (1976). Abnormal Formation Pressures. Amsterdam, Oxford,

New York: Elsevier Scientific Publishing Co.

· Jorge Dueñas, (2008). Tuberías de Revestimiento. (Quito-Ecuador).

· Molero J., (2012). Diseño de Revestidores, Buenas Tareas,

http://www.buenastareas.com/ensayos/Dise%C3%B1o-De

Revestidores/5954060.html.

· Randy Smith, Training Schools, (2012). Well Control.

· Schlumberger. Casing Design Manual. Houston.

· TEG G. BYRON, (2007) Casing and Liners for Drilling and Completion;

design and application.

· TENARIS-SIDERCA; Manual de Selección de Casing; Buenos Aires; 2004.

· Terzaghi, K., and R.B.Peck. (1948). Theoretical Soil Mechanics in

Engineering Practice. New York: John Wiley and Sons.

148

· ZABA & DOMERTY, Practical Petroleum Engineers; Handbook; Fourth

Edition.

149

ANEXOS

150

1ANEXO No 1 DIMENSIONES Y PROPIEDADES MÍNIMAS DE RENDIMIENTO DE LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTO.

ANEXO No 1

DIMENSIONES Y PROPIEDADES MÍNIMAS DE

RENDIMIENTO DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.

180

FUENTE: Baker Oil Tools. ELABORACIÓN: BAKER HUGHES

181

2ANEXO No 2 DIAGRAMA MECÁNICO DE LOS POZOS ANALIZADOS

ANEXO No 2

DIAGRAMA MECÁNICO DE LOS POZOS ANALIZADOS

182

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.

RIG-H&P 117

WELL NAME: DATE:

GL (ft): 749.948

K.B. (ft): 781.29

KB - GL (ft): 31.3

Inicio Perforacion : 03-NOVEMBER-2011

Fin de Perforacion : 26-NOVEMBER-2011

CABEZAL JMP:

Sección "B" : CPTDC JMP 11" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0013

Sección "A" : CPTDC JMP 13 3/8" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0015

105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 20"

2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC

KOP @ 300' MD / TVD

MAX. DESVIACION: DIRECTIONAL WELL 55.4° @ 11112' MD/ 7978' TVD

COORDENADAS SUPERFICIAL:

Longitud: W 76° 23' 7.017"

Latitud: S 0° 6' 46.344"

CASING COLLAR:5402 ' MD/ 4964' TVD

SURFACE CASING 13-3/8"

CASING SHOE:5445' MD/ 4938' TVD 149jts 68 lb/ft, K-55, BTC

TOP OF LINER : 9347' MD / 7068' TVD

CASING COLLAR:9557' MD/ 7180' TVD

CASING SHOE:9600' MD/ 7199' TVD INTERMEDIATE CASING 254jts 9 5/8" N-80 47# PPF,BTC

7" LINER 43 JTS , 26# , p110,BTC

COLLAR : 11027' MD / 7935' TVDSHOE: 11112' MD / 7977' TVD

WELL BORE SCHEMATIC

COLIBRI 1 LOCATION: MAHOGANY / CELLAR 9 3/Nov/10

5

10,003' - 10,796' MD

5

183

SURFACE LOCATION: 9986711.025 mN

343417.024 mE

Maximum well deviation: 60.94° @ 10167 ft MD / 7537 ft TVD

20" Conductor @ 118 ft MD / 118 ft TVD

J-55, 94 ppf, 19.1" ID

KOP @ 600 ft MD / 600 ft TVD

Cement class "A", Lead @ 13.5 ppg

Top of lead: surface (439 bls) - yield 1.65 cft/sx

13 3/8" Surface Csg @ 5,976 ft MD / 5,242 ft TVD

Cement class "A", Tail @ 15.8 ppg 156 jts, 68 ppf, K-55, BTC

Top of tail: 4,976 ft MD (93 bls) - yield 1.14 cft/sx Inclination at shoe: 51.7º


Top of lead: 4,976 ft MD (300 bls) - yield 1.65 cft/sx

SET. SLEEVE W/ 20' FT 7.375'' ID PBR EXT @ 9,815 ft MD / 7,350 ft TVD

TORXS (Liner Hanger Packer 7" x 9 5/8") @ 9,835 ft MD / 7,361 ft TVD

9 5/8" Production Csg @ 10,047 ft MD / 7,475 ft TVD

Cement class "A", Tail @ 15.8 ppg 269 jts, 47 ppf, N-80, BTC


Cement class "G", VersaCem Lead @ 15.8 ppg

Top of lead: 9,815 ft MD (22 bls) - yield 1.17 cft/sx

7" CAT (10 ft) @ 10,434 ft MD / 7,674 ft TVD

7" CAT (10 ft) @ 10,717 ft MD / 7,819 ft TVD

Abandon Plug @ 11,060 ft MD / 7,994 ft TVD

Cement class "G", ExpandaCem Tail @ 17.0 ppg

Top of tail: 10,041 ft MD (41 bls) - yield 1.07 cft/sx 7" Production Csg @ 11,160 ft MD / 8,048 ft TVD

36 jts, 26 ppf, C-95, BTC

Inclination at shoe: 55.4º

Cement class "G", Abandon Tail @ 15.8 ppg Abandon Plug @ 12,140 ft MD / 8,718 ft TVD

Remarks: 6 1/8" Hole Section

"J" profile w ell

All depths stated relative to RT TD: 12,640 ft MD / 9,112 ft TVD

Spud w ell on Aug 21st, 2011 @ 18:00

Rig Released on Oct 06th, 2011 @ 18:00

GCGL ELEV:

6-Oct-11

36.6

ANDESPETROLEUMCURRENT DOWN HOLE SCHEMATIC

WELL NAME: ESPERANZA 01 LOCATION: DATE: Sonia A Pad, cellar 8

Flu

id in

wel

lbor

e: B

rine

@ 8

.4 p

pg

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:772.41

Wellhead Info (STREAMFLO)

To be installedC Section

13 5/8"x11"x5M - JMP

13 3/8"x13 5/8"x5M - JMP

B Section

809.01

184

ANDES PETROLEUM LTD.

CHORONGO ESTE 1

Diagrama del Pozo

20" Conductor

115 ft MD 115 ft TVDOD = 20" ID = 19.124"

94 lb/ft Grade K-55

13 3/8" Casing

5092 ft MD 4700 ft TVD

OD = 13 3/8" ID = 12.415"

68 lb/ft Grado K-55

Inclination: 12.35°

9 5/8" Casing7555 ft MD 7148 ft TVD

OD = 9 5/8" ID = 8.681"

250 FT Overlap 47 lb/ft Grado N-80

Inclination: 0°

7" Liner

9162 ft MD 8755 ft TVD

OD = 7" ID = 6.276"

26 lb/ft Grado C-95

Inclination: 0°

185


RIG-H&P 117

WELL NAME: DATE:GL (ft): 749.948

K.B. (ft): 781.29

KB - GL (ft): 31.3

Inicio Perforacion : 27-NOVEMBER-2012Fin de Perforacion : 13-diciembre-2012

CABEZAL JMP:



105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 20"2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC

MAX. DESVIACION: DIRECTIONAL WELL 31.82° @2445'' MD/ 2361' TVD

COORDENADAS SUPERFICIAL:

Longitud: W 76° 23' 48.149"

Latitud: S 0° 5' 12.31"

SURFACE CASING 13-3/8"CASING SHOE: 5577' MD/ 149 jts 68 lb/ft, K-55, BTC

TOP OF LINER:7537' MD /7230'TVD

OVERLAP 267'

INTERMEDIATE CASING 210 jts 9 5/8" N-80 47# PPF,BTC

CASING 9 5/8"COLLAR: 7704'CASING 9 5/8" SHOE: 7783'

7" LINER 51 JTS , 26# , p110,BTC

COLLAR : 9399' MD / 9115' TVDSHOE: 9480' MD / 9150' TVD

WELL BORE SCHEMATIC

esperanza norte 1 LOCATION: MAHOGANY / CELLAR 7 13/Dec/10

5

10,003' - 10,796' MD

5

187

RIG-H&P 117


K.B. (ft): 791

KB - GL (ft): 31.3

Inicio Perforacion : 30 DE MARZO 2013Fin de Perforacion : 24 DE APRIL 2013

CABEZAL JMP:



105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 20"2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC

SURFACE CASING 13-3/8"CASING SHOE: 6235' MD 165 jts 68 lb/ft, K-55, BTC

4983' TVD

OVERLAP 225'

INTERMEDIATE CASING 262 jts 9 5/8" N-80 47# PPF,BTC

TOP OF CEMENT PLUG @ 10,361' APROX

7" LINER 17 JTS , 26# , P110,BTC SHOE: 10461' MD / 7239' TVD

6 1/8" hole drilled

Total Depth 11571' MD/ 8131' TVD

MAX. DESVIACION: DIRECTIONAL WELL 56.19° @6119''

MD/4971'TVD

FLOAT COLLAR' MD 6157'

TOP OF LINER:7728' MD /5906' TVD

CASING 9 5/8" SHOE: 9953' MD / 7068' TVD

CAT 7" 10120'/10134'

WELL BORE SCHEMATIC

MARIAN 4A-12 LOCATION: MARIAN / CELLAR 11 24/Apr/13

BAKER TORXS

5

5

188

20" Csg, 94 ppf, J-55, R-3(Already set)

±250 ft Over Lap 9 5/8" Csg, 47 ppf, N-80, BTC6,235' MD / 6,000' TVDInclination at shoe: 17.2º

7" Liner, C95, 26 ppf, BTC8,978 - ± 5,985' MD / 8,643' TVDInclination at shoe: 6.5º

WELLBORE DIAGRAMFANNY 18B - 141

189

SURFACE LOCATION: 9,982,481.62 mN

353,689.04 mE

Maximum well deviation: 27.71° @ 6,148 ft MD / 5,641 ft TVD


2 jts, 94 ppf, J-55, ERW



Top of lead: Surface (373 bls) - yield 1.66 cft/sx

TOL (Versaflex 7.75'' ID) @ 6,318 ft MD / 5,792 ft TVD

HAL (Versaflex Liner Hanger Packer 7''x 9.625'') @ 6,329 ft MD / 5,802 ft TVD

9 5/8" Surface Csg @ 6,574 ft MD / 6,021 ft TVD

Cement class "A", Tail @ 15.8 ppg 175 jts, 47 ppf, N-80, BTC

Top of tail: 5,574 ft MD (70 bls) - yield 1.13 cft/sx Inclination at shoe: 27º

Cement class "G", Lead @ 15.8 ppg 7" Production Csg

Top of lead: 6,318 ft MD (70 bls) - yield 1.16 cft/sx 83 jts, 26 ppf, P-110, BTC

CAT @ 9,144 ft MD / 8,373 ft TVD (10 ft length)

Pup jt @ 9,154 ft MD / 8,383 ft TVD (20.21 ft length)

Float Collar @ 9,439 ft MD / 8,656 ft TVD

Cement class "G", Tail @ 17.0 ppg Float Shoe @ 9,518 ft MD / 8,732 ft TVD


TD: 9,520 ft MD / 8,734 ft TVD

Flu

id in

wel

lbor

e: fr

esh

wat

er @

8.3

2 pp

g


WELL NAME: FANNY 18B-142 LOCATION: DATE: TARAPOA 2 Pad, cellar 11GCGL ELEV:

17-Aug-11

36.6 ftPrepared by:

A Section 9 5/8"x11"x3M - V Pacif

737.46 ft

RT ELEV:

To be installedB Section

774.064 ft

Wellhead Info (STREAMFLO)


RT:

190

SURFACE LOCATION: 9984282.28 mN

356890.79 mE



J-55, 94 ppf, 19.1" ID


TIW Tol (Liner Hanger Packer 7" x 9 5/8") @ 6,290 ft MD / 5,763 ft TVD

9 5/8" Production Csg @ 6,592 ft MD / 6,016 ft TVD

174 jts, 47 ppf, N-80, BTC


CAT 9,300 - 9310 ft MD

Landing Collar @ 9,506 ft MD /8,550 ft TVD

Float Shoe @ 9,588 ft MD / 8,628 ft TVD

7" Production Csg @ 9,600 ft MD / 8,639 ft TVD

83 jts,26 ppf, C-95, BTC


TD: 9,600 ft MD / 8,639 ft TVD


WELL NAME: CHORONGO 2 LOCATION: CHORONGO Pad, cellar 2 DATE: 23-Jan-12GL ELEV: 731.95 Prepared by: DS

RT: 36.6

RT ELEV: 768.55

Wellhead Info (JMP)

C Section To be installed

B Section 13 5/8"x11"x5M - JMP

A Section 13 3/8"x13 5/8"x5M - JMPF

luid

in w

ellb

ore:

fres

h w

ater

@ 8

.4 p

pg

191

SURFACE LOCATION: N 9984441.58 m

E 360290.96 m

Maximum well deviation: 30.60° @ 5090.28 ft MD / 4750.65 ft TVD

2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD

K-55, 68 ppf, BTC 12.41" ID


9-5/8" casing surface section )

Lead slurry cement class A (451 bbls, 13.5 ppg)

Tail slurry cement class A (73 bbls, 15.8 ppg)

Top of Tail @ 6740 ft

13 Centek Centralizers

KOP 2 @ 7262 ft MD / 6668 ft TVD

TOL @ 7576 ft MD (Inclination 22.37°)

( TIW x-pak Expandable Liner Hanger )

9 5/8" Surface Csg Shoe @ 7740 ft MD / 5961.49 ft TVD

205 jts, 47 ppf, N-80, BTC


( 7" casing production section)

Lead slurry Versacem (25 bbls, 15.8 ppg)

Tail slurry ExpandaCem (47 bbls, 16.5 ppg)



Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 8728 ft MD

"S" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 8770 ft MD

All depths stated relative to RT Top of f lag pup joint @ 8445 ft

Spud w ell on March 08/2012 @ 21:00 Top of Cat Packer @ 8431 ft

Rig Released on March 23/2012 @ 24:00 30 jts, 26 ppf, P-110, BTC


TD: 8,770 ft MD / 8090 ft TVD

CSRT: 31.3

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC

WELL NAME: MARIANN # 37 D LOCATION: MARIANN 5-8 PAD, CELLAR # 15 DATE: 23/03/2012

B Section

GL ELEV: 730.54 Prepared by:

RT ELEV: 761.87

Wellhead JMP modified


A Section

Flu

id in

wel

lbor

e: W

ater

trea

ted

with

bio

cide

and

cor

rosi

on in

hibi

tor

A&B Section MTB - 13,5/8"x13,5/8"x9,5/8"x3M

192


E 361139.196 m



K-55, 68 ppf, BTC 12.41" ID


KOP 2 @ 700 ft MD / 698 ft TVD







( TIW x-pak Expandable Liner Hanger )


211 jts, 47 ppf, N-80, BTC








"J" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 9152 ft MD

All depths stated relative to RT Top of f lag pup joint @ 8781 ft

Spud w ell on April 26/2012 @ 12:00 Top of Cat Packer @ 8809 ft

Rig Released on May 08/2012 @ 12:00 34 jts, 26 ppf, P-110, BTC


TD: 9,152 ft MD / 8090 ft TVD

A Section

Flu

id in

wel

lbor

e: W

ater

trea

ted

with

bio

cide

and

cor

rosi

on in

hibi

tor


B Section


RT ELEV: 761.87

Wellhead drillex modified


CSRT: 31.3


WELL NAME: MARIANN # 36 D LOCATION: MARIANN 9 PAD, CELLAR # 09 DATE: 8-May-12

193


E 350831.91 m

Maximum well deviation: 33.62° @ 5999 ft MD / 5858.75 ft TVD


K-55, 94 ppf, BTC

(13-3/8" casing Cconductor )

Cement Standard class "A"

(9-5/8" casing section)


Tail slurry cement class g (84 bbls, 17.0 ppg)

Top of Tail @ 6500' ' f t


TOL @ 6302.46 ft MD

TIW.. Expandable Liner Hanger, P-110)@ 6302.49'

9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6500' ft MD / 6289.50' ft TVD

CAT de 7" tope 8224.30' BASE 8237.75' 172 jts, 47 ppf, N-80, BTC


(7" casing section)



Top of Tail @ 8452.47'ft


Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 8530'ft MD

"S" profile w ell 7" Production Csg Shoe @8530' ft MD L COLLAR @ 8452.27'

All depths stated relative to RT 56 jts, 26 ppf, P-110, BTC

Rig Released on mayo 21th, 2012 @ 04:00

TD: 8,534' ft MD / 8052 ft TVD

Flu

id in

wel

lbor

e: W

ater

trea

ted

with

bio

cide

and

cor

rosi

on in

hibi

tor

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:746.85

Wellhead JMP multibowl


13 5/8" x 11 x 9 5/8" 5M-JMP

13 3/8" SOW x 13 5/8" x 5M

B Section

783.45

GL ELEV:

20/5/2012

36.6


WELL NAME: MARIANN 35 LOCATION: DATE: Mariann 9 pad, cellar 10

194


E 361140.40 m



K-55, 68 ppf, BTC 12.41" ID








( WTF truform Expandable Liner Hanger )

9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6440.0 ft MD / 6283.50 ft TVD

169 jts, 47 ppf, N-80, BTC



Lead slurry Versacem ( 35 bbls, 15.8 ppg)

Tail slurry ExpandaCem ( 80 bbls, 16.5 ppg)




"J" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 8569 ft MD

All depths stated relative to RT

Spud w ell on May 21/2012 @ 14:30 Top of Cat Packer @ 8195 ft

Rig Released on Jun 03/2012 @ 24:00 61 jts, 26 ppf, P-110, BTC


TD: 8,579 ft MD / 8130 ft TVD

CSRT: 31.3


WELL NAME: MARIANN # 39 D LOCATION: MARIANN 9 PAD, CELLAR # 08 DATE: 3-Jun-12

B Section


RT ELEV: 761.87



A Section

Flu

id in

wel

lbor

e: 9

.9 P

PG

MU

D


195


E 354099.03 m



K-55, 94 ppf, BTC

(13-3/8" casing Cconductor )




Tail slurry cement class g (84 bbls, 17.0 ppg)

Top of Tail @ 5373 ' f t


TOL @ 6099 ft MD

TIW Expandable Liner Hanger, P-110) @ 6099'

9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6373' ft MD / 6215' ft TVD

155 jts, 47 ppf, N-80, BTC


(7" Liner section)



Top of Tail @ 8385'


7" CAT @ 9152' TOP

Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 9301'ft MD

"J" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 9385' MD

All depths stated relative to RT 80 jts, 26 ppf, P-110, BTC

Rig Released on July 21th, 2012 @ 24:00

TD: 9385' ft MD / 8774 ft TVD

INC: 25.6° AZM: 239°

Flu

id in

wel

lbor

e: W

ater

trea

ted

with

bio

cide

and

cor

rosi

on in

hibi

tor

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:740.81

Wellhead JMP multibowl


13 5/8" x 11 x 9 5/8" 5M-JMP

13 3/8" SOW x 13 5/8" x 5M

B Section

772.15

GL ELEV:

1-Oct-13

31.3


WELL NAME: FANNY 18B-150 LOCATION: DATE: Fanny 50 Pad, cellar 8

196


E 350831.91 m



K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID




(47 bbls slurry, 15.8 ppg)

KOP 2 @ 4496 ft MD / 3980 ft TVD






TOL @ 6313.22 ft MD (Inclination 2.37°)

(Weatherford Expandable Liner Hanger, P-110)


174 jts, 47 ppf, N-80, BTC


(7" casing section)





Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 9149.79 ft MD

"S" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 9233 ft MD

All depths stated relative to RT Top of f lag pup joint @ 8109.06 ft

Spud w ell on Jan 27th, 2012 @ 00:00 Top of Cat Packer @ 9062.46 ft

Rig Released on Feb 11th, 2012 @ 14:00 74 jts, 26 ppf, P-110, BTC


TD: 9,250 ft MD / 8626 ft TVD

Flu

id in

wel

lbor

e: W

ater

trea

ted

with

bio

cide

and

cor

rosi

on in

hibi

tor

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:746.85



13 5/8" x 11 x 5M-JMP

9 5/8" SOW x 13 5/8" x 5M

B Section

783.45

RBGL ELEV:

30/1/2012

36.6


WELL NAME: FANNY 18B-139 LOCATION: DATE: Tucan pad, cellar 5

197


E 353699.483 m

Maximum well deviation: 35.68° at 3824 ft MD / 3499.96 ft TVD


K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID


13-3/8" casing section





(457 bbls lead slurry, 13.5 ppg / 78 bbls tail slurry, 15.8 ppg)


(TIW Expandable Liner Hanger X-PAC)

9 5/8" Surface Csg Shoe @ 7010 ft MD

185 jts, 47 ppf, N-80, BTC

7" Liner Inclination at shoe: 34.41º


(93 bbls lead slurry, 15.8 ppg / 90 bbls tail slurry, 17 ppg)

Marker joint @ 8556 - 8547 ft

Landing Collar Depth (PBTD) @ 9906 ft MD

7" Production Csg Shoe @ 9988 ft MD

86 jts, + pup joint 26 ppf, P-110, BTC


TD: 9,988 ft MD / 8670 ft TVD

FA/JVGL ELEV:

26/3/2012

36.6


WELL NAME: FANNY 18B-147 LOCATION: DATE: Tarapoa 2 pad, cellar 12

Flu

id in

wel

lbor

e: F

resh

Wat

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eate

d w

ith b

ioci

de a

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sion

inhi

bito

r

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:746.85



13 5/8" - 5M x 11" - 5M

9 5/8" SOW x 13 5/8" - 5M

B Section

783.45

198


E 353706.45 m



K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID








TOL @ 6034 ft MD

(Halliburton - Expandable Liner Hanger "Versaflex")


163 jts, 47 ppf, N-80, BTC


Marker joint @ 7597ft - 7588 ft


7" Liner Float Collar Depth (PBTD) @ 9040 ft MD

Cement Standard class "A" 7" Production Csg Shoe @ 9079 ft MD

( 66 bbls lead slurry, 15.8 ppg / 94 bbls tail slurry, 17 ppg) 77 jts, + 2pup joint 26 ppf, P-110, BTC + 1 CAT 8771' ft -8757' ft


TD: 9,081.32 ft MD / 8,622.84 ft TVD

Flu

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wel

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resh

Wat

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de a

nd c

orro

sion

inhi

bito

r

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:746.85

Multibowl Wellhead CTPDC modified


B Section

783.45

13 3/8" x 9 5/8" x 13 5/8" 3M

Side Track @ 6195 ft MD

JV/FAGL ELEV:

10-May-12

36.6


WELL NAME: FANNY 18B-146 ST-1 LOCATION: DATE: Tarapoa 2 pad, cellar 14

199


E 353702.966 m



K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID




(45 bbls Tail slurry, 15.8 ppg)





(TIW - Expandable Liner Hanger "X - PAK")

9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6700 ft MD FLOAT COLLAR 6660' pies

177 jts, 47 ppf, N-80, BTC


7" Liner



Marker joint @ 8134 - 8140 ft MD

CAT top @ 9168 ft MD - Bottom @ 9181 ft. MD



77 jts, + pup joint 26 ppf, P-110, BTC


TD: 9,417 ft MD / 8,616.94 ft TVD

JV/FAGL ELEV:

25-May-12

36.6


WELL NAME: FANNY 18B-148 LOCATION: DATE: Tarapoa 2 pad, cellar 13

Flu

id in

wel

lbor

e: F

resh

Wat

er tr

eate

d w

ith b

ioci

de a

nd c

orro

sion

inhi

bito

r

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:746.85

Multibowl Wellhead CTPDC modified


B Section

783.45

13 3/8" x 9 5/8" x 13 5/8" 3M

201


E 353702.37 m

Maximum well deviation: 29.46° at 8328 ft MD / 7615 ft TVD


K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID









(TIW Expandable Liner Hanger X-PAC)


47 ppf, N-80, BTC

7" Liner Inclination at shoe: 22.61º





26 ppf, P-110, BTC

Inclination at shoe: 21º

TD: 9,600 ft MD / 8796 ft TVD

Flu

id in

wellb

ore

: F

resh W

ate

r tr

eate

d w

ith b

iocid

e a

nd c

orr

osio

n in

hib

itor

RT:RT ELEV:

A Section

Prepared by:746.85



13 5/8" - 5M x 11" - 5M

9 5/8" SOW x 13 5/8" - 5M

B Section

783.45

FA/JVGL ELEV:

19-Nov-12

36.6


WELL NAME: DORINE NORTE 1 LOCATION: DATE: Dorine North pad, cellar 1

202


RIG-H&P 117


K.B. (ft): 786.72

KB - GL (ft): 31.3

Inicio Perforacion : 13-FEBRERO-2013Fin de Perforacion : 04-MARZO-2013

CABEZAL:

SECCIÓN "A" JMP MODIFIED FROM VÁLVULAS DEL PACÍFICO

CONDUCTOR: 13 3/8" 2 jts, K-55, 68 lbs/ft, BTC

105' PIES

MAX. INCLINATION: DIRECTIONAL WELL 34° @ 5638' MD/ 5198' TVD

SURFACE COORDINATES:

Longitud: 76° 22' 27.981 W

Latitud: 0° 9' 29.799 S

6564,79 FT Top of liner SURFACE CASING: 9-5/8"(TIW XPAK EXPANDABLE Liner Hanger) 185 jts, N80, 47 lbs/ft, BTC

SHOE TD = 6803 FT COLLAR TD = 6700 FT

7" PRODUCTION LINER, C-95 26#, BTC , 85 JOINTS

LANDING COLLAR : 9807' MD

TD: 9890 FT MD / 8885 FT TVD

INC: 18,23º / Az: 57,58°

WELL BORE SCHEMATIC

Dorine 81 LOCATION: DORINE / CELLAR 07 1/Oct/13

5

5

203


RIG-H&P 117

WELL NAME: DATE:GL (ft):K.B. (ft):KB - GL (ft):

Inicio Perforacion : 25 DE ABRIL 2013Fin de Perforacion : 15 DE MAYO 2013

CABEZAL JMP:

Sección "B" : CPTDC JMP 11" x 13 5/8"" x 3000 psi

Sección "A" : CPTDC JMP 9 5/8" x 13 5/8" x 3000 psi

105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 13 3/8"2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC

SURFACE CASING 9 5/8" N-80; 47 lb/ftCASING SHOE: 6545' MD

7" LINER, 26# , P110, BTC LANDING COLLAR : 8709' MD FLOAT COLLAR @ 8748'SHOE: 8791' MD / 8238' TVD

Total Depth 11,571 tf MD

TOP OF LINER: 6302' MD / 6268' TVD

WELL BORE SCHEMATIC

MARIANN 4A-14 LOCATION: MARIANN / CELLAR 12 15/May/13

MAX. DESVIACION: 46.93° @ 7607' MD / 7327' TVD

5

5

204


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