TODO EL INFORME, COMPLETO[1].doc

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA

UNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUI

INFORME FINAL DE PASANTÍA ORGANIZAZACIONAL REALIZADA EN

PDVSA SERVICIO DISTRITO GAS ANACO

PASANTE:

Br. Migdalis Victoria Vargas Caraballo

C.I. 19.939.067

TUTOR ACADÉMICO:

Ing. Elynee Alejandra Rojas Cabrera

C.I. 15.416.102

TUTOR ORGANIZACIONAL:

Ing. Jhonles José Morales Romero

C.I. 9.726.435

San Tomé, Noviembre de 2012



UNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUICARRERA INGENIERÍA DE PETRÒLEO

EVALUACIÓN DEL RE-DISEÑO MECÁNICO EN EL POZO JM-273

OPERANDO EN EL TALADRO PDV-21 CAMPO SAN JOAQUÍN,

DISTRITO GAS ANACO ESTADO ANZOÁTEGUI

Trabajo presentado como requisito parcial

Para optar al Título de Ingeniero de Petróleo

PASANTE:

Br. Migdalis Victoria Vargas Caraballo

C.I. 19.939.067

TUTOR ACADÉMICO:

Ing. Elynee Rojas

C.I. 15.416.102


Ing.Jhonles Morales

C.I. 9.726.435

San Tomé, Noviembre de 2012


UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

UNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUICARRERA: INGENIERÍA DE PETRÓLEO

CARTA DE APROBACIÓN DEL TUTOR ORGANIZACIONAL

Yo, Jhonles Morales, titular de la cédula de identidad N°9.726.435 como Tutor

Organizacional del presente Informe de Pasantías donde se desarrolló una propuesta

titulada “EVALUACIÓN DEL REDISEÑO MECÁNICO EN EL POZO JM-

273 OPERANDO EN EL TALADRO PDV-21 CAMPO SAN JOAQUÍN,

DISTRITO GAS ANACO ESTADO ANZOÁTEGUI, realizado por la Bachiller

Migdalis Victoria Vargas Caraballo, titular de la cédula de identidad N°

19.939.067, de la carrera Ingeniería de Petróleo considero que el desarrollo del

presente informe se encuentra aprobado para realizar su evaluación y calificación

final de acuerdo a Reglamento Vigente de Pasantías Largas.

TUTOR ORGANIZACIONAL

Ing. Jhonles Morales

C.I. 9.726.435

Ciudadana San Tomé, Noviembre de 2012

Lcda. Grisel Camero

Coordinador de Pasantías

Universidad Nacional Experimental Politécnica

de la Fuerza Armada Bolivariana

Su Despacho.-

Por medio de la presente me dirijo a Ud., con el fin de certificar que he leído y

revisado el presente INFORME FINAL DE LAS PASANTÍAS OCUPACIONALES,

elaborado por el ciudadano Bachiller MIGDALIS VICTORIA VARGAS

CARABALLO, C.I. V-19.939.067, como requisito exigido por la Universidad

Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada para aprobar la pasantía

Ocupacional. Dicho informe revela que el citado bachiller cumplió con los objetivos

previstos por lo cual autorizó su consignación ante la Coordinación de Pasantías

Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Bolivariana.

_________________________

Ing. Elynee Alejandra Rojas Cabrera

C.I. 15.416.102


UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA

VICERRECTORADO ACADÉMICOCARRERA: ING. DE PETRÓLEO

NÚCLEO ANZOÁTEGUI

ÍNDICE DE CONTENIDO

CONTENIDO Pág.

INDICE DE CONTENIDO………………………………………………….... iLISTA DE TABLA……………………………………………….…………… viLISTA DE FIGURAS………………………………………………….……… viiDEDICATORIA……………………………………………………….…….… viiiRECONOCIMIENTO………………………………………………….……… ixRESUMEN…………………………………….……………………….………. xINTRODUCCIÓN……………………………….…………………….………. 1MARCO ORGANIZACIONAL……………………………………….……… 21. Razón Social…………………………………………………………………. 22. Actividad o actividades a las que se dedica………………………...…..…… 23. Reseña Histórica…………………...………………………...….…....…..….. 24. Visión…………………………………..……………………..……...……… 45. Misión……...……………………………….……........................................... 46. Valores...………………..……………………..…………………...……..…. 47. Ubicación Geográfica…………………………………………….………….. 58. Función de la empresa……………………………………………..………… 69. Organigrama del Departamento………………………………..…................. 810. Actividades Realizadas…………………………………….......................... 910.1 Cronograma de actividades………………………………………… 910.2 Descripción de las semanas……………………………………........ 11

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

1.1 Planteamiento del problema…………………………...……….................... 141.2 Objetivos…………………………………………………………………… 15 1.2.1Objetivo General…………………………………………………… 15 1.2.2 Objetivo Específico………………………………………............... 151.3 Justificación…………………………………………………………............ 161.4 Alcance……………………………………………………...….................... 171.5 Limitaciones………………………………………………………..…….… 17

i

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes del Problema…………………………………..….………..... 182.2 Bases Teóricas………………………………………………………............ 182.2.1Fluido de Perforación……………………………………………..…….... 18 2.2.1.1 Fluidos Base Agua……………………………............................ 19 2.2.1.2Fluidos Base Aceite…………………………………................... 192.2.2 Sistema de Izamiento……………………………………………….......... 20 2.2.2.1 Sub- Estructura………………………………………..……...….. 20 2.2.2.2 Plataforma o Piso del Taladro………………………...………..... 20 2.2.2.3 Corona………………………………………………………….... 21 2.2.2.4 Bloque Viajero y Bloque Corona………………………............... 21 2.2.2.5 Encuelladero……………………………………………………... 21 2.2.2.6 Malacate…………………………………….…..……………...... 21 2.2.2.7 Gancho…………………………………….…………………...... 22 2.2.2.8 Elevadores……………………………………….......................... 22 2.2.2.9 Cuñas……………………………………...................................... 22 2.2.2.10 Llaves de Potencia…………………………………….………... 22 2.2.2.11 Consola del Perforador………………………………..……...… 232.2.3 Sistema de Circulación………………………………………………....… 23 2.2.3.1 Tubería de Perforación………………………………………...… 23 2.2.3.2 Bombas de Lodo……………………………................................ 23 2.2.3.3 Los Vibradores………………………………….….………..…... 24 2.2.3.4 Los Desarenadores……………………………….…………..….. 24 2.2.3.5 Centrífugas de Decantación………………….……………..…… 25 2.2.3.6 DrillCollars………………...………………………….………… 26 2.2.3.7 Manguera de Lodo…………...………………….……….…........ 26 2.2.3.8 Sistema Top Dríve…………………………………….….……… 26 2.2.3.9 Motores………………………………………………………....... 272.2.4 Sistema Rotación…………………………………………...…………….. 28 2.2.4.1 Portamechas o Lastrabarrenas………………………...…………. 28 2.2.4.2 Mechas………………………………………………................... 28 2.2.4.3 Unión Giratoria…………………………....…………………….. 28 2.2.4.4 Mesa Rotatoria…………………………...…………………….... 282.2.5 Sistema de Seguridad…………………………...…….………………….. 29 2.2.5.1 Preventores de Reventones…………………………………….… 29 2.2.5.2 Separador Gas Líquido……………………………..........……… 30 2.2.5.3 Acumulador……………………………………..........….............. 30 2.2.5.4 Múltiples Estrangulador……………………………...………….. 31

ii

2.2.5.5 Línea a Matar…………………………………………………………... 31

2.2.6 Perforación Direccional………………………………………………..… 31 2.2.6.1 Pozo Tipo S……………………………………………………… 33 2.2.6.2 Motor de fondo………………………………………………….. 34 2.2.6.3 Herramienta para Medir y Registrar Mientras se Perfora LWD… 35 2.2.6.4 Herramienta para Medir y Registrar Mientras se Perfora MWD... 35 2.2.6.5 Herramienta No Magnética (Monel)…………………………….. 352.2.7 Etapas para la Perforación de un Pozo…………………………………… 35 2.2.7.1 Etapa de Perforación (PE)……………………………………….. 36 2.2.7.2 Etapa de Registro (REG)………………………………………… 36 2.2.7.3 Etapa de Revestimiento del Hoyo (REV)……………………….. 36 2.2.7.4 Etapa de Cementación (CMT)…………………………………... 362.2.8 Fases de Perforación……………………………………………………... 37 2.2.8.1 Tubería de revestimiento Conductora…………….…………….. 37 2.2.8.2 Tubería de revestimiento de Superficie…………………………. 37 2.2.8.3 Tubería de revestimiento Intermedio……………………………. 38 2.2.8.4 Camisa o “Liner” de Producción………………………………... 38 2.2.8.5 Tubería de Producción…………………………………………... 392.2.9 Riesgos y Problemas en la Perforación de un Pozo……………………… 39 2.2.9.1 Pérdida de Circulación…………………………..………………. 40 2.2.9.2 Situaciones de Pérdida……………………….………………….. 40 2.2.9.3 Problemas en la Pérdida…………………………………………. 41 2.2.9.4 Posibles Soluciones……………………………………………… 41 2.2.9.5 Atascamiento de Tubería………………………………………... 42 2.2.11.5.1 Causa Ojo de Llave……………………………………. 43 2.2.11.5.2 Partículas en el Hueco o Atascamiento Mecánico…….. 43 2.2.11.5.3 Presión Diferencial…………………………………….. 43 2.2.11.5.4 Pozo Estrecho……………………………….…………. 44 2.2.11.5.5 Reventones e Incendios……………………………….. 44 2.2.9.6 Problemas que Bajan la Eficiencia de Perforación…….………... 45 2.2.9.7 Torques Excesivas para Rotar la Sarta de Perforación………….. 45 2.2.9.8 Diseño de Sartas de Perforación Apropiadas……………...…….. 45 2.2.9.9 Propiedades del lodo adecuadas………………………………… 45 2.2.9.10 Reducir la presión diferencial………………………………….. 45 2.2.9.11Colocar Píldora de Aceite Alrededor de la Sección 46 2.2.9.12 Métodos No Convencionales en Zona de Atascamiento………. 46 2.2.9.13 Influjo de Agua………………………………………………… 46 2.2.9.13.1 Causas de los Influjo…………………………………………. 46

iii

2.2.9.14 Descripción Geográfica del Área en Estudio……………….….. 472.2.9.15 Estudios de las Formaciones Geológicas del Yacimiento………..…... 48

2.2.9.15.1 Mesa - Las Piedras……………………………………. 482.2.9.15.2 Formación: Oficina…………………………………… 482.2.9.15.3 Formación: Oficina- Miembro Azul………………….. 492.2.9.15.4 Formación: Oficina- Miembro Moreno………………. 492.2.9.15.5 Formación: Oficina- Miembro Naranja………………. 492.2.9.15.6 Formación: Oficina- Miembro Verde………………… 502.2.9.15.7 Formación: Oficina- Miembro Amarillo……………… 50 2.2.9.15.8 Formación: Oficina- Miembro Colorado……………... 502.2.9.15.9 Formación Merecure………………………………….. 50

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Investigación………………………………………………………... 523.2 Diseño Investigación………………………………………………………… 523.3 Población y Muestra…………………………………………………………. 523.4 Instrumento y Recolección de Datos………………………………………... 53 3.4.1 Técnicas…………………………………………………………….. 53 3.4.2 Instrumentos………………………………………………………… 54 3.4.3 Recursos…………………………………………………………….. 543.5 Procedimientos Metodológico………………………………………………. 54 3.5.1Funcionamiento Operacional del Taladro…………………………… 55 3.5.2 Problemas Operacionales en los Pozos Vecinos……………………. 55 3.5.3 Recolección de Datos Basado en la Operación por Fase…………… 56 3.5.4 Estudios de las Formaciones Geológicas del Yacimiento………….. 57 3.5.5 Selección de Comparación en Costos Asociados al Pozo………….. 59

CAPITULO IV

LOS RESULTADOS

4.1 Conocer el Funcionamiento Operacional del Taladro PDV-21……………... 60 4.1.1 Sistema de Izamiento………………………………………………. 60

xv

4.1.2 Sistema Circulación………………………………………………… 61

4.1.3 Sistema de Potencia………………………………………………… 62 4.1.4 Sistema de Rotación………………………………………..………. 63 4.1.5 Sistema de Seguridad…………………………………………..…... 634.2 Identificar los Problemas Operacionales que Presentarón en el Proceso de Perforación………………………………………………………………………. 644.2.1 Hoyo 12 ¼″ Ampliado a 26''…………………………………..…… 644.2.2 Hoyo 17 ½''. Revestidor 13⅜''……………………………………… 654.2.3 Hoyo 12 ¼″. Revestidor 9 ⅝″………………………………………. 664.2.4 Hoyo 8 ½″. Liner 7⅝″……………………………….……………… 674.2.3 Resumen de los Problemas Operacionales…..……………………… 694.3 Comparación de los Costos de Servicios Asociados a la Construcción del Pozo……………………………………………………………………………… 714.3.1 Costo del Diseño en el Programa…………………………………… 714.3.2 Costo Actual en el Re-Diseño…………………………….………… 714.4 Plan Estratégico que Optimicen los Problemas Operacionales…………...… 72

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones………………………………...………………………………. 745.2 Recomendaciones……………………………………………………………. 75

ANEXOS y/o APÉNDICE…………………………………………………….. 76

A. Trayectoria del Pozo……………………………………………….….… 77B. Revestidores……………………………………………………….…..… 78

REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍA…………………………………………... 79

v

LISTA DE TABLAS

N° CONTENIDO Pág.

Tabla 1.1 Diagrama de Actividades………………………………………….….. 9Tabla 3.1 Recolección de Datos por Fase……………………………………….. 56Tabla 4.1 Resumen por fase. Problemas Operacionales………………………… 69Tabla 4.2 Costos Asociados al Re-diseño……………………………………….. 70

vi

TABLA DE GRÁFICOS

N° CONTENIDO Pág.

Figura 1.1 Ubicación Geográfica de PDVSA Gas………………………………. 6Figura 1.2 Organigrama del Departamento……………………………………… 8Figura 2.1 Estructura del Taladro PDV-21……………………………………… 20Figura 2.2 Bombas de Lodo.…………………………………………………….. 24Figura 2.3 Los Desarenadores…………………………………………………… 25Figura 2.4 Centrifuga …………………………………………………………… 26Figura 2.5 Motores………………………………………………………………. 27Figura 2.6 Separadores ………………………………………………………….. 30Figura 2.7 Acumulador de Presión……………………………………………… 31Figura 2.8 Tipos de Tubería de Revestidor……………………………………… 39Figura 2.9 Geografía del Área de Estudio JM-273……………………………… 47Figura 3.1 Formación Geológica del Yacimiento……………………………….. 58Figura 4.1 Top Drive…………………………………………………………….. 60Figura 4.2 Malacate, Cuña; Llave Potencia……………………………………... 60Figura 4.3 Bombas de Lodo Utilizado en el Taladro……………………………. 61Figura 4.4 Vibradores Utilizado en el Taladro………………...………………... 62Figura 4.5 Desarenadores Utilizado en el Taladro………………………………. 62Figura 4.6 Centrifuga Utilizado en el Taladro…………………………………... 62Figura 4.7 Motores Utilizado en el Taladro……………………...……………… 63Figura 4.8 Mechas Utilizado en el Taladro……………………………………… 63Figura 4.9 BOP ( Blow Out Preventor)…………………………………………. 64Figura 4.10 Acumulador de Presión.……………………………………………. 64

vii

DEDICATORIA

A Dios y mi señor Jesucristo por estar siempre presentes en mi vida.

A mis padres Dacia y Miguel porque son y seguirán siendo siempre los pilares más

importantes de mi vida, por ese amor incondicional, por las enseñanzas, por los

consejos por estar siempre allí a mi lado, sin ustedes no habría podido lograr lo que

soy hasta ahora. Los amo con todo mi corazón.

A mis hermanos Rosdalis, Odalis, Miguel y Alejandropor ayudarme en esos

momentos en cuanto más lo necesitaba, por sus enseñanzas, por todas esas tardes de

juego y travesuras, por estar siempre allí apoyándome. Los adoro muchísimos.

A mis abuelos por su cariño incondicional, por su apoyo, sus consejos y por los

principios que me inculcarón, por toda sus enseñanzas y regaños que recibí en

ocasiones. Los adoro abuelitos.

A mis tíos y primos por apoyarme en todo momento, por su cariño y siempre cuidar

de mí.

A mi novio Michael y padres, por estar siempre apoyándome en los buenos y malos

momento que pasamos. Los quiero muchísimo.

A mi tutora Elynee Rojas por tus consejos y dedicación. Por todo lo que necesite

para culminar con éxito este trabajo.

viii

AGRADECIMIENTO

Primeramente le agradezco a Dios por darme salud y fuerzas para enfrentar todos

los obstáculos que se me han presentado en mi vida. Por guiarme siempre en cada

uno de mis pasos y nunca desampararme.

A toda la familia especialmente mis padres Dacia y Miguel que me dierón la vida,

por ser tan receptivos y darnos la oportunidad de seguir enriqueciendo nuestros

conocimientos y darlo todo por mis hermanos y por mí.

A mis abuelos y tíos por estar siempre allí junto a mí, por darme todo su apoyo y

palabras de aliento cuando más lo necesitaba.

A mis suegros Betty y Alonso, por su apoyo incondicional.

A mi novio Michael por compartir esta dicha de este logro conmigo, por siempre

brindarme su apoyo de manera incondicional.

Al señor Jhonles Morales por su valiosa ayuda y colaboración que necesite para la

culminación de este trabajo.

A mi tutora, Elynee Rojas, por prestarme todo su apoyo y comprensión.

A todas aquellas personas que de una u otra forma colaborarón en la realización de

este proyecto.

A todos muchísimas gracias

ix


UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA

DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANAUNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUI

CARRERA INGENIERÍA DE PETRÓLEO

EVALUACIÓN DEL RE-DISEÑO MECÁNICO EN EL POZO JM- 273 OPERANDO EN EL TALADRO PDV-21 CAMPO SAN JOAQUÍN,

DISTRITO GAS ANACO ESTADO ANZOÁTEGUI

Autor: Migdalis Vargas

Tutor Académico: Ing. Elynee Rojas

Tutor Organizacional: Ing. Jhonles Morales

RESUMEN

El presente trabajo se realizó la evaluacióndel Re-diseño Mecánico en el pozo JM-

273 en la localización JL-S Campo San Joaquín, Distrito Gas Anaco, con el fin de

minimizar los problemas operacionales del hoyo, tales como: pérdidas de

circulación, pega de tubería e influjos, se obtuvo disminuir tiempos improductivos en

el taladro caudados en las diferentes fases de perforación en las arenas de altas y

bajas presiones que se encuentren en el pozo, mediante los estudios realizados a los

pozos vecinos OFIC-CO-R1/G-3, ME-J1U/G-3 y ME-T1,2/JM-104 en tiempo y

costo estimados a la operación requerida mediante el cumplimiento de las

especificaciones e incorporar el rediseño en futuras operaciones.

x

INTRODUCCIÓN

En el Campo San Joaquín es uno de los Campos petroleros venezolanos asignados

operacionalmente por PDVSA como parte de su organización, esta empresa en el año

2008 creó un plan de desarrollo donde se proyecta la estrategia para contactar el

crudo de los yacimientos de este Campo, especificando a su vez las localizaciones y

los pozos a perforar a futuro, entre los cuales se encuentra el pozo que se construirá

en la localización JM-273.

Este tiene como objetivo primordial drenar parte de las reservas remanentes de las

arenas OFIC-CO-R1/G-3, ME-J1U/G-3 y ME-T1,2/JM-104 con la realización de

esta perforación se pretende recopilar mayor información de esta zona referente a los

pozos vecinos JM-201, JM-104, JM-210, JM-220, donde se presentarón algunos

problemas operacionales, tales como: pérdida de circulación, atascamiento de

tuberías e Influjo, con el propósito de minimizar los problemas operacionales que se

encuentran mediante la perforación del pozo, para así llegar a los objetivos

planteados al menor costo posible, en el tiempo planificado y con un potencial inicial

económicamente rentable, donde se genera la necesidad de realizar modificaciones

en el diseño de perforación utilizado hasta ahora. De esta manera para el pozo a

construir en la localización JM-273, se planteó evaluar por fase de perforación para

mejorar el diseño del pozo en el Campo San Joaquim.

Para realizar del re-diseño mecánico de este nuevo pozo, se efectuó una revisión

previa que determinó las condiciones geológicas de yacimiento del área en estudio,

así como las zonas donde ocurrierón problemas operacionales en los pozos vecinos.

Luego se planteo un plan de estrategia para minimizar los problemas operacionales

en el pozo y por último se realizó la evaluación económica del pozo.

MARCO ORGANIZACIONAL

1.- RAZÓN SOCIAL

PDVSA GAS DISTRITO ANACO, ESTADO ANZOÁTEGUI

2.-ACTIVIDADES A LA QUE SE DEDICA LA EMPRESA

PDVSA SERVICIO, es una filia de Petróleo de Venezuela, que se encarga de

suministrar servicios petroleros especializados en los negocios de Exploración y

Producción, tales como:

• Fluidos de Perforación

• Operación y Mantenimiento de Taladros

• Cementación y Estimulación

• Transporte de Hidrocarburos

3.-RESEÑA HISTÓRICA

Petróleos de Venezuela (PDVSA)nace de la fusión de varias empresas operadoras

de PDVSA el 17 de Noviembre de 1978.

Su sede principal se encuentra en Caracas y sus operacionales más importantes se

encuentran ubicados en Anaco, San Tomé, Norte de Monagas, Puerto la Cruz, El

Palito, Barinas y Punta de Mata, actualmente está extendiendo sus actividades hacia

el denominado Flanco Sur Andino, que comprende las áreas del Estado Apure y Este

de los Estados Andinos.

2

El Distrito Social Anaco de PDVSA Gas se encuentra ubicado en el Estado

Anzoátegui en la región natural de los llanos orientales y en una posición céntrica

con respecto al mismo Estado se caracteriza por poseer de dos áreas operacionales:

Área Mayor de Anaco (AMA), ubicada en la parte Norte de la zona central del

Estado Anzoátegui y Área Mayor Oficina (AMO), ubicada en la parte Sur del Estado

Anzoátegui; ambas se caracterizan por poseer en subsuelo una inmensa riqueza en

gas y petróleo. AMA está conformada por los Campos: San Ana, San Joaquín, Santa

Rosa, Guario, El Roble, El Toco; mientras que AMO lo conforman los Campos:

Soto-Mapiri, La Ceibita, Zapatos, Mata-R, Aguasay, Zanjas, Zacarías; los cuales en

su mayoría son productores de gas condensado.

El Distrito Gas Anaco es una de las zonas gasíferas más extensas de Venezuela,

ya que cuenta con reservas probadas de gas seco superiores a los 26 billones de pies

cúbicos en un área aproximada de 13.400 Km2.

En PDVSA Gas Anaco las actividades están dirigidas a la explotación y

producción de más de 1600 millones de pies cúbicos normales por día (BBL/D) de

gas y crudo respectivamente. En este sentido, es necesario para la empresa la

explotación de yacimientos a través de la perforación de nuevos pozos o la

completación y rehabilitación de pozos, ya existentes, con el fin de extraer el

volumen de hidrocarburo necesario para cumplir con los compromisos adquiridos

por la empresa. El 1ero de enero de 1998, PDVSA, reorganiza todas sus empresas

filia es (Lagoven, Corpoven, Maraven, etc.) en una sola. En ese mismo año inicia

PVDSA GAS empresa filia de Petróleos de Venezuela su responsabilidad es

impulsar el negocio del gas natural en el país, para lo cual desarrolla actividades de

procesamiento, transporte y distribución.

3

En el 2001, se destaca la consolidación de PDVSA GAS, como la empresa

verticalmente integrada habiéndose concretado la transferencia de personal activos y

Campos Operativos del Distrito Anaco y bloque Sur del Lago.

4.- VISIÓN

El Distrito Gas Anaco es una Organización energética, democrática, participativa

y solidaria, detenida a la explotación, extracción y producción a través de la

utilización de tecnologías de punta bajo estándares de calidad con personal,

protagónico, sano, altamente calificado, motivado e identificado con valores y la

ética organizacional, para generar el valor máximo del pueblo.

5.- MISIÓN

Ser una Organización líder reconocida a nivel mundial como empresa modelo de

alto desempeño y eficiencia en la explotación, producción y manejo de

hidrocarburos, motivados y proactivos, con altos valores éticos y sociales con un

compromiso permanente en busca de excelencia para satisfacer el mercado interno y

externo como un proveedor seguro y confiable de energía, impulsando el desarrollo

de la región impartiendo valores y enseñanzas al entorno, agregando al máximo valor

a la corporación y al país.

6.- VALORES

Compromiso: Identificación y lealtad del trabajador con la organización,

para el logro de la misión, visión y objetivos de la empresa. Optimizando

mecanismos que permitan el desarrollo y reconocimiento del recurso humano.

4

Excelencia: Esfuerzos para obtener una calidad superior a los estándares de

categoría mundial, donde es importante establecer acciones dirigidas al

mejoramiento continúo de la organización, de los trabajadores y su relación con el

entorno.

Honestidad: Comportamiento de los trabajadores, en todos sus niveles, con

sentido de responsabilidad y honradez en el manejo de los recursos.

Participación: Actitud activa en todos los procesos orientados al logro de la

misión, visión, objetivos de la empresa y la responsabilidad hacia la comunidad,

presente en trabajadores, directivos y accionistas.

Reciprocidad: Fundamentada en la justicia y la equidad, como base de la

sociedad y nos indica que el ideal de igualdad, no solo es de las libertades básicas

sino también una distribución equitativa de ingresos y riquezas.

Cooperación: Trabajar conjuntamente para alcanzar un mismo fin.

Solidaridad: Es una relación entre seres humanos, derivada de la justicia,

fundamentada en la igualdad, en la cual uno de ellos toma por propias las cargas del

otro y se responsabiliza junto con éste.

7.-UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Distrito Anaco se encuentra ubicado geográficamente en la parte central del

Estado Anzoátegui, abarcado parte de los Estados Monagas y Guárico con un área

aproximada de 13.400 Km2.

5

Actualmente el Distrito Anaco posee yacimientos petrolíferos productores de

hidrocarburos livianos, medios y condensados, así comotambién grandes cantidades

de gas natural. En la figura 1.1 se presenta la ubicación geográfica de PDVSA GAS

Anaco.

Fig. 1.1. Ubicación Geográfica de PDVSA Gas

8.- FUNCIONES DE LA EMPRESA

° Coordinar el cumplimiento de las metas de reactivación, generación de

potencial a corto, mediano y largo plazo, y ajustar planes de acción que permitan

corregir las desviaciones identificadas, mejorar los resultados o definir nuevas

estrategias.

° Asegurar la correcta implantación de procesos y procedimientos técnicos

operacionales.

6

° Predicción de costos de perforación, completación o reacondicionamiento

(RA/RC).

° Promover el desarrollo de competencias técnicas, operacionales, ambientales

y administrativas.

° Seguimiento operacional de pozos a perforar y rehabilitar.

° Coordinación permisos a pozos a perforar.

° Perforación de hoyo superficial, hoyo intermedio y hoyo de producción.

° Apoyar los planes de desarrollo socio-económico de las comunidades de

influencia en las áreas operacionales.

° Dirigir y asegurar la elaboración de los planes de explotación para el

portafolio de oportunidades y plan de negocios de la unidad.

7

9.- ORGANIGRAMA DEL DEPARTAMENTO

GERNTE DEDEPARTAMENTO

GERENTE DESUBSUELO

GERENTE DERA/RC

GERENTE DEPERFORACIÓN

LIDER

LIDER AMA LIDER

AMOLIDER AMA

LIDER AMO

LIDER AMA

INGENIEROS INGENIEROS

INGENIEROS

INGENIEROS

INGENIEROSINGENIEROS



UNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUICARRERA INGENIERÍA DE PETRÒLEO

10. ACTIVIDADES

NOMBRE DEL PASANTE:

MIGDALIS VARGAS

CÉDULA DE IDENTIDAD:

V. 19.939.067

ESPECIALIDAD:

ING. DE PETRÓLEO

EMPRESA DONDE REALIZA LA

PASANTÍA: PDVSA GAS ANACO,

ESTADO ANZOÁTEGUI

DEPARTAMENTO DONDE FUE ASIGNADO:

GERENCIA PERFORACIÓN

COORDINADOR DE

LA CARRERA:

ING. TRINIDAD CAMPOS


ING. JHONLES MORALES

SUPERVISOR DE

PASANTÍAS:

ING. ELYNEE ROJAS

SEMANA

S

A C T I V I D A D E S SE

CUMPLIO

SI/NO

1 Se asignó el área de trabajo en el pozo JM-273, Campo San

Joaquín, para la realización del informe de pasantías

SI

2 Se realizó el desarrollo del tema y objetivos para la

realización del informe de pasantías

SI

3 Lectura e interpretación del Programa del Pozo para la

elaboración descriptiva del mismo

SI

4. Visitas guiadas al taladro PDV-21 localización JM-273

Campo San Joaquín

SI

5. Visitas guiadas al taladro PDV-21, localización JM-273

Campo San Joaquín

SI

6. Visualizar el comportamiento de los pozos vecinos SI

7. Se realizó la recolección de datos en el pozo JM-273 para SI

evaluar las normas del Re-diseño Mecánico

8. Identificación de los problemas que se presentaron en el

proceso de perforación en el pozo

SI

9. Estudio de la formación geológica del yacimiento,

comprendiendo el área mayor de oficina

SI

10. Recopilación de información necesaria para la ejecución del

proyecto

SI

11. Recopilación de información necesaria para la ejecución del

proyecto

SI

12. Evaluar costos asociados SI

13. Evaluación para el plan de estrategia propuesto para

minimizar los problemas operacionales

SI

14. Ajustes referentes a la culminación del informe siguiendo las

pautas establecidas en la elaboración del mismo.

SI

15. Redacción del informe SI

16. Revisión final del informe y posteriormente la entrega del

mismo a la empresa y coordinadores de la carrera y pasantía.

SI

APROBACIONES (SELLOS Y FIRMAS)

TUTOR

ORGANIZACIONAL

TUTOR ACADÉMICO: SUPERVISOR

ACADÉMICO

ING. JHONLES

MORALES

ING. ELYNEE ROJAS LCDA. GRISEL

ROMERO

FIRMA: FIRMA: FIRMA:

FECHA:

10

10.1DESCRIPCIÓN POR SEMANAS DE LAS ACTIVIDADES

EJECUTADAS

Semana I 16/07/12 al 20/07/2012

Se asignó el área de trabajo en el pozo JM-273, Campo San Joaquín, para la

realización del informe de pasantías, el recorrido por las instalaciones para adaptarse

al nuevo ambiente de trabajo. Charla de seguridad

Semana II 23/07/12 al 27/07/12

Se realizó el desarrollo del tema y objetivos para la realización del informe de

pasantías, con el Tutor Organizacional, el cual lleva por nombre EVALUACIÓN

DEL REDISEÑO MÉCANICO EN EL POZO JM- 273 CAMPO SAN JOAQUÍN,

DISTRITO GAS ANACO ESTADO ANZOÁTEGUI. Se redactó la propuesta del

informe de pasantía

Semana III 30/07/12 al 03/08/12

Lectura e interpretación del Programa del Pozo para la elaboración descriptiva del

mismo

Semana IV y V 06/08/12 al 10/08/12

Visitas guiadas al taladro PDV-21, recorrido en toda la localización JM-273.

Campo San Joaquín, donde se dió a conocer el funcionamiento del taladro por todo el

personal del taladro

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Semana VI 13/08/12 al 17/06/12

Visualizar el comportamiento de los pozos vecinos JM-201, JM-104, JM-210,

JM-220, permitiendo así hacer una estimación de los topes de formaciones para este

pozo

Semana VII 20/08/12 al 24/08/12

Se realizó la recolección de datos en el pozo JM-273 para evaluar las normas del

Re-diseño Mecánico, se pretende recopilar mayor información de esta zona, para así

validar los modelos estáticos y dinámicos de los yacimientos

Semana VIII 27/08/12 al 31/08/12

Estudio de la formación geológica del yacimiento, comprendiendo el área mayor

del Campo

Semana IX 03/09/12 al 07/09/12

Identificación de los problemas que se presentaron en el proceso de perforación

en el pozo, presentadas como pérdida de circulación, pega de tubería e influjo

mediante el proceso de perforación

Semana X 10/09/12 al 14/09/12

Recopilación de información necesaria para la ejecución del proyecto, mediante

investigaciones en la biblioteca de la universidad UNEFA, Internet

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Semana XI 17/09/12 al 28/09/12

Evaluar los costos asociados a la perforación del pozo

Semana XII 01/10/12 al 05/10/12

Evaluación para el plan de estrategia propuesto para minimizar los problemas

operacionales

Semana XIII 08/10/12 al 12/10/12

Ajustes referentes a la culminación del informe siguiendo las pautas establecidas

en la elaboración del mismo

Semana XIV 15/10/12 al 19/10/12

Se realizó informe de pasantía

Semana XV 22/10/12 al 26/10/12

Se realizó informe de pasantía

Semana XVI 29/10/12 al 02/11/12

Revisión final del informe y posteriormente la entrega del mismo a la empresa y

coordinadores de la carrera y pasantía

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CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Petróleos de Venezuela ha conformado diversos Distritos Operacionales entre los

cuales se encuentra el Distrito Gas Anaco que constituye una de las áreas

operacionales de mayor interés en el presente.

El Pozo JM-273 tiene como objetivo primordial drenar parte de las reservas

remanentes de la arena que se describen continuación OFIC-CO-R1/G-3,

ME-J1U/G-3 y ME-T1,2/JM-104 mediante la perforación de la zona productora han

ocurrido eventos tales como: pegas de tubería, pérdidas de circulación e Influjo.

Todo esto se traduce en problemas operacionales que generan el incremento del

tiempo de ejecución de la perforación del pozo, además del daño causado a la

formación para obtener una óptima producción y de esta forma cumplir con los

objetivos planteados

El beneficio que obtendrá la corporación minimizar los problemas operacionales y

tiempos improductivos en su taladro caudados en las diferentes fases de perforación,

por las condiciones de las arenas de altas y bajas presiones que se encuentren en el

pozo, por consiguiente a los estudios realizados a los pozos vecinos OFIC-CO-R1/G-

3, ME-J1U/G-3 y ME-T1,2/JM-104 en tiempo y costo, estimados a la operación

requerida mediante el cumplimiento de las especificaciones e incorporar el re-diseño

en futuras operaciones.

1.2 OBJETIVOS ALCANZAR

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Evaluar el re-diseño mecánico en el pozo JM 273 operado por el taladro PDV-21,

Campo San Joaquín, Distrito Gas Anaco Estado Anzoátegui

1.2.2 OBJETIVO ESPECÍFICO

• Conocer el funcionamiento operacional en el taladro PDV-21.

• Identificar los problemas operacionales en el proceso de perforación en la

localización JM-273.

• Comparar los costos del Rediseño en la construcción del pozo JM-273.

• Presentar plan de Estrategía que optimice el funcionamiento operacional en el

taladro PDV-21.

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1.3 JUSTIFICACIÒN DE INVESTIGACIÓN

En múltiples ocasiones durante el proceso de perforación en las áreas de las

formaciones del Campo San Joaquín, se han presentado problemas operacionales,

como por ejemplo: pérdida de circulación pega de tubería e influjos, los cuales

implican tiempos improductivos y altos costos. Esta investigación se orientó a crear

un re-diseño mecánico de este pozo nuevo, que busca minimizar los problemas

operacionales en las fases de perforación.

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1.4 ALCANCE

Del Estudio:

La realización de este proyecto en PDVSA en el Departamento de perforación, me

permitiría adquirir nuevo conocimiento operacional. Por medio de la colaboración

del personal que labora en esa área cómo facilitador en todas las herramientas

necesarias que ayuden a fomentar profesionalmente cómo ingeniería de petróleo.

La investigación sirve de referencia para los futuros acondicionamiento trabajos

de evaluación y la implementación de nuevos sistemas de perforación.

Temporal:

La duración de las actividades se realizó en un periodo comprendido de 16

semanas desde el 16 de Julio de 2012 hasta el 02 de Noviembre de 2012, el cual fué

idóneo para cumplir con el objetivo propuesto.

1.5 LIMITACIONES DE LA INVESTIGACIÓN

Son obstáculos que eventualmente pudieran presentarse durante el desarrollo de la

investigación. Para una debida y satisfactoria realización del informe de pasantías es

necesario contar con el mayor número de información posible, lo cual garantice que

el trabajo realizado ha cumplido a calidad las expectativas planteadas. En este trabajo

se encontrarón como limitaciones, la disponibilidad de información actualizada.

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CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 ANTECEDENTES DEL PROBLEMA

En el 2004, Chirinos recomendó continuar la evaluación y optimización de los

sistemas de trabajo, al fin de mantener un rango de opciones para el control de las

pérdidas de circulación en función de las condiciones de intensidad, tipo de

formación y fluido de perforación, días de taladros y evitar el uso de revestidores de

contingencia

Asimismo para Julio de 2005 Fuentes, proporciona la integridad de evaluar las

técnicas operacionales de sistemas mejorados de las formaciones en el Campo San

Joaquín donde reduce las cantidades de facultad mediante la realización de las

operaciones en los pozos cercanos a la locación.

2.2 BASES TEÓRICA

2.2.1 Fluido de Perforación

Se definen como aquellos fluidos que cumplen con los requisitos mínimos de

eficiencia y seguridad durante la perforación de un pozo. En general se trata de un

fluido con características físicas y químicas apropiadas que por circulación dentro del

pozo controlan la presión de fondo y remueven los ripios de la formación, entre otras

cosas. Pueden ser de agua, aceite, gas, suspensiones coloidales de agua y arcilla o

combinaciones de agua y aceite con diferentes contenidos de sólidos. No debe ser

tóxico al medio ambiente aunque con frecuencia lo es, ni corrosivo, ni inflamable,

pero sí debe ser estable a altas temperaturas y mantener sus propiedades según las

exigencias de las operaciones de perforación.

2.2.1.1 Fluidos Base Agua

La fase continua es agua. El agua es uno de los mejores líquidos básicos para

perforar, por su abundancia, bajo costo y por su bajo impacto ambiental. Sin

embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales que pueda tener, como

calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. La

fase dispersa puede contener gases, líquidos o sólidos. Para complementar las

propiedades requeridas se utilizan materiales diversos llamados aditivos. Entre los

principales aditivos se encuentran los densificantes, viscosificantes, dispersantes o

adelgazantes, controladores de pérdida de filtrado, entre otros.

2.2.1.2 Fluidos Base Aceite

Entre los principales sistemas de fluido base aceite se pueden encontrar:

a) Lodos de aceite: que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de

álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto

punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es

eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes

como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en

profundidad y altas temperaturas, también son especiales para las operaciones de

toma de núcleo.

b) Emulsiones invertidas: estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se

encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales, este lodo

es estable a diferentes temperaturas.

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2.2.2 Sistema de Izamiento

2.2.2.1 Sub- Estructura

Soporta a la torre y a los componentes del equipo de perforación, proporciona

espacio bajo el piso de la torre para instalar el preventon de reventón y otros equipos

de control de pozo. En la figura No 2.1 se puede observar la estructura del taladro

PDV-21.

Fig. 2.1 Estructura del Taladro PDV- 21

2.2.2.2 Plataforma o Piso del Taladro

Es estructura que soporta mucho peso, tiene cuatro patas que bajan por las

esquinas de la infraestructura o sub-estructura. Soporta el piso de la instalación y

además provee un espacio debajo del piso para la instalación de válvulas especiales

que impiden reventones.

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2.2.2.3 Corona

Trasmite el peso de la sarta de perforación a la torre, por ella se encuentra una

serie de poleas que forman parte del bloque corona el cual sostiene y da movilidad al

bloque viajero.

2.2.2.4 El Bloque Viajero y Bloque Corona

Su función es la de proporcionar los medios de soporte para suspender las

herramientas de bloque corona que está ubicado en la parte superior de la torre. El

cable de perforación pasa a través de estas poleas y llega al bloque viajero, el cual

está compuesto de un conjunto de poleas múltiples por dentro de las cuales pasan el

cable de perforación y sube nuevamente hasta el bloque corona.

2.2.2.5 Encuellador

Se encuentra en una plataforma de trabajo ubicada en la torre a una altura

aproximada entre 80' y 90' donde permite colocar las parejas de tubería y

portamechas mientras se realizan operaciones como cambio de mechas, bajada de

revestidores.

2.2.2.6 El Malacate

Es un cilindro alrededor del cual el cable de perforación se enrolla permitiendo el

movimiento de la sarta hacia arriba o hacia abajo. El sistema de frenos del malacate

está constituido por un freno principal cuya función es parar el carrete y aguantarlo,

donde se tiene el freno auxiliar que sirve de soporte al freno principal en casos de

emergencia ayudando a absorber la inercia creada por la carga pesadas.

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2.2.2.7 Gancho

Está ubicado de bajo del bloque viajero al cual va unido y del cual está

suspendida la unión giratoria el Top Drive y la sarta de perforación. Esta sostiene al

elevador durante el ascenso y descenso de la tubería o sarta.

2.2.2.8 Elevadores

Son usados para llevar la tubería a la posición necesaria para la maniobra

requerida. El elevador está colgado al bloque viajero por los brazos y asi el

movimiento vertical es aplicado por el malacate.

2.2.2.9 Cuña

Mientras las conexiones se sueltan o aprietan la sarta de perforación tiene que ser

sostenida en la mesa rotaria, para impedir que caiga la sarta al pozo. Contienen

varios bloques de metal con un extremo adelgazado unidos entre si y con asas para su

manejo. Se sitúan alrededor del cuello del tubo y se van bajando hasta que se cierran

dentro de la rotaria sosteniendo toda la tubería.

2.2.2.10 Llaves de Potencias

Son usadas para apretar o soltar las conexiones entre juntas de tubería. Se usan dos,

cada una puesta a cada lado de la conexión la llave inferior sostendrá la tubería en el

sitio, mientras que la superior soltara o apretara la conexión, cuando se está

apretando la conexión un indicador de tensión en la cadena permite que se aplique el

torque completo.

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2.2.2.11 Consola del Perforador

Es un accesorio que permite que el perforador tenga una visión general de todo lo

que está ocurriendo en cada uno de los componentes del sistema ya sea la presión de

la bomba, revoluciones por minuto de la mesa, torque, peso de la sarta de

perforación, ganancia o pérdida en el nivel de los tanques. Está ubicado en la

plataforma desde donde el perforador controla todas las operaciones del taladro.

2.2.3 Sistema de Circulación

Sirve de soporte al sistema de rotación formado por una serie de equipo y

accesorios que permiten el movimiento continuo del eje principal de la perforación

como son:

2.2.3.1 Tubería de Perforación

Constituye la mayor parte de la sarta de perforación, esta soportada en la parte

superior por el cuadrante, el cual le transmite la rotación a través de la mesa rotatoria.

Un tubo de perforación mide aproximadamente 30 píes, cada tubo tiene dos roscas,

una interna denominada caja y otra externa conocida como espiga o pin. Cuando se

conecta un tubo a otro, la espiga se inserta en la caja y la conexión se enrosca.

2.2.3.2 Bombas de Lodo

Son usados para circular el lodo (fluido de perforación) en el taladro. Tiene mucha

potencia y son capaces de mover grandes volúmenes de fluidos a presiones altísimas,

funcionan con motores eléctricos conectados directamente a ellas o con energía

transmitida por la central. En la figura 2.2 se presenta las bombas de lodo.

23

Fig. 2.2 Bombas de Lodo

2.2.3.3 Los Vibradores

Constituyen el primer y más importante dispositivo para el control mecánico de

los sólidos. Corresponden a una serie de bandejas que vibran para remover los cortes

perforados de fluidos salientes. Utiliza mallas de diferentes tamaños que permiten

remover recortes de pequeño tamaño, dependiendo del tamaño de las mallas, las

cuales dependen de las condiciones que se observen en el pozo.

2.2.3.4Los Desarenadores

Son utilizados con el propósito de separar la arena, utilizando generalmente dos

cono de 6” o más de diámetro interno. Estos conos manejan grandes volúmenes de

lodo pero tienen la desventaja de seleccionar tamaños grandes de partículas, de allí

que debe ser instalado adecuadamente, tienen un punto de corte de 15 mudcrones que

están compuestos por desarenadores y desarcilladores.

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Aumentan la velocidad de sedimentación de los sólidos mediante el reemplazo de

la fuerza de gravedad por la fuerza centrífuga. Los aumentos de viscosidad y

resistencia de gel, son los mejores indicadores que debe emplearse en un sistema de

lodo densificado. En la figura 2.3 se presenta los desarenadores.

Fig. 2.3 Los Desarenadores

2.2.3.5 Centrífugas de Decantación

Servir para ahorrar Barita y para el control de viscosidad, las centrifugas también

pueden tener otras aplicaciones. La descarga de la misma son sólidos secos. La

reducción de costos del lodo sin sacrificar el control de las propiedades esenciales del

mismo, es el único propósito real y la justificación para emplear una centrifuga de

decantación. En la figura 2.4 se observa la centrifuga.

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Fig. 2.4 Centrifuga

2.2.3.6 DrillCollars

Son tubos pesados de paredes gruesas usadas entre la bronca y la tubería para

colocar peso sobre el fondo de la sarta y ayuda en el proceso de perforación.

2.2.3.7 Manguera de Lodo

Esta es muy fuerte, flexible y reforzada que conecta al tubo vertical y el top dríve.

2.2.3.8 Sistema Top Dríve

Consiste en que la sarta de perforación y el ensamblaje de fondo reciben la

energía para su rotación, desde un motor que va colgado del bloque viajero.

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El equipo cuenta con un manejador de tubería, el cual posee un sistema para

enroscar y desenroscar tubería, una cabeza rotatoria y válvulas de seguridad entre las

ventajas menor tiempo de conexión, tiempo de viaje, disminución de accidentes,

cierre más rápida del pozo en caso de arremetidas. Desventajas presentan costo de

adquisición, instalación, mantenimiento, riesgo de atascamiento durante las

conexiones por longitud de elongación, corrida de registros dentro de la tubería.

2.2.3.9 Motores

Genera la fuerza primaria para operar casi todo los componentes del complejo de

perforación, genera la energía requerida en el sitio, trasmite o disminuye a todos los

otros componentes del taladro para realizar cada una de sus funciones asignadas.

En este taladro se trabajó con cuatro motores para proveer esta energía. En la figura

2.5 se muestran los motores.

Fig. 2.5 Motores

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2.2.4 Sistema de Rotación

Hace rotar la sarta de perforación y permite que la mecha perfore un hueco desde

superficie hasta la profundidad programada

2.2.4.1 Portamechas o Lastrabarrenas

El peso de los portamechas depende de su longitud, diámetro interno y externo, su

longitud API es de 30', son cuerpos de acero más pesados que la tubería de

perforación y se utilizan en la parte más profunda del hoyo para darle peso a la

mecha y permitir que esta avance y se perfore el hoyo.

2.2.4.2 Mechas

La mecha debe desempeñarse adecuadamente, su eficiencia es de varios factores

como: estado físico, el peso sobre la mecha y la velocidad de rotación aplicados

sobre ella. En perforación se requieren mechas capaces de perforar con la mayor

rapidez posible, o sea que se obtengan altas tasas de penetración.

2.2.4.3 Unión Giratoria

Se encuentra colgado del gancho cerca del bloque viajero está conectado en la

parte superior de la válvula de cuadrante, soportando todo el peso de la sarta mientras

se está rotando.

2.2.4.4 Mesa Rotatoria

Es el principal componente de rotación para girar y soportar la sarta de

perforación, maquinaria sumamente fuerte y resistente que hace girar el cuadrante y a

28

la sarta de perforación.Cuando la perforación avanza, la mesa rotatoria gira hacia la

derecha luego, cuando se extrae la tubería del hoyo, la mesa sostiene la sarta de

perforación con las cuñas durante los intervalos cuando la tubería no está suspendida

del gancho.

2.2.5 Sistema de Seguridad

Es el más importante en un taladro de perforación ya que su función principal es

controlar una arremetida del pozo. Su función es:

Permite un sello del hoyo cuando ocurre una arremetida.

Mantener siempre contrapresiones en el hoyo.

Impedir que continúen la entrada de fluido desde la formación.

2.2.5.1 Preventores de Reventones

Se utilizan para cerrar el pozo y permitir que la cuadrilla controle un cabeceo o

arremetida antes de que ocurra un reventón, donde existen dos tipos básicos de

preventores: anular y de ariete. Los preventores anulares poseen un elemento de

goma que sella al cuadrante, la sarta de perforación, los portamechas o al hoyo,

mientras que los preventores de ariete consisten de grandes válvulas de acero

(arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello para cerra la tubería de

perforación mas no puede sellar el hoyo abierto.

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2.2.5.2 Separador Gas Líquido

La separación de los fluidos la hacen los separadores, lo cual están configuración

es vertical o bifásico. Los bifásicos son usados para separar la fase gaseosa de la fase

líquida (petróleo y agua). La figura 2.6 se muestra separador de fluidos.

Fig. 2.6 Separadores

2.2.5.3 Acumulador

Es usado en la operación de las válvulas preventores. Los preventores se abren o

cierran con fluido hidráulico que va almacenando bajo presión son varios recipientes

en forma de botella o esféricos y están localizados en la unidad de operaciones y es

allí donde se guarda el fluido hidráulico que posee líneas de alta presión que llevan el

fluido hidráulica a los preventores y cuando las válvulas de control se activan, el

fluido causa que los preventores actúen, sellando rápidamente cuando es necesario, el

30

fluido hidráulico esta bajo 1500 a 3000 psi de presión utilizando el gas de nitrógeno

contenido en los recipiente. En la figura 2.7 se muestra el acumulador de presión.

Fig. 2.7 Acumulador de Presión

2.2.5.4 Múltiple Estrangulador

Son ensamblajes de tubería de alta presión con salidas laterales controladas por

válvulas manuales. Se comunican con el conjunto de válvulas de seguridad.

2.2.5.5 Línea a Matar

Va desde la bomba de lodo al conjunto de válvulas de seguridad, conectándose en

el lado opuesto de las líneas de estrangulador.

2.2.6Perforación Direccional

La perforación direccional es el proceso de dirigir un pozo en una trayectoria

predeterminada para interceptar un objetivo localizado a determinada distancia de la

localización superficial del equipo de perforación.

31

Los pozos direccionales pueden clasificarse de la siguiente manera:

• Tipo Tangencial: La desviación deseada es obtenida a una profundidad

relativamente llana y se mantiene constante hasta el objetivo.

• En Forma de “J”: Este tipo de pozos es muy parecido al tipo tangencial, pero el

hoyo comienza a desviarse a mayor profundidad, los ángulos de desviación son

relativamente altos y se tiene una sección de construcción de ángulo permanente

hasta el punto final.

• En Forma de “S”: En este tipo de pozo la trayectoria está configurada por una

zona de incremento de ángulo, otra tangencial y una de disminución de ángulo. Estos

tipos de pozos pueden ser de dos formas:

Tipo “S”: constituido por una sección de aumento de ángulo, una sección

tangencial y una sección de caída de ángulo que llega a cero grados (0º).

“S” Especial: constituido por una sección de aumento de ángulo, una

sección tangencial intermedia, una sección de caída de ángulo diferente a cero grados

(0º) y una sección de mantenimiento de ángulo al objetivo.

• Inclinados o de Alto Ángulo: Son pozos iniciados desde superficie con un ángulo

de desviación predeterminado constante, para lo cual se utilizan taladros especiales

inclinados. Los Taladros Inclinados son equipos cuya cabria puede moverse de 90º

de la horizontal hasta un máximo de 45º.

• Horizontales: Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de

estratificación de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción.

También se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no

menor de 86º respecto a la vertical.

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2.2.6.1 Pozo Tipo “S”

El perfil de curva en S se caracteriza por una deflexión inicial a una profundidad

superficial con un revestimiento aislando la sección de levantamiento.

El ángulo de desviación se mantiene hasta que se ha perforado la mayor parte del

desplazamiento lateral deseado. El ángulo del hoyo se reduce o se regresa a la

vertical con el fin de llegar al objetivo. Se consideran cuatro etapas principales en la

perforación de un pozo tipo “S”.

• Punto de inicio de desviación (Kick Off point): Este es el punto en el cual el pozo

se aparta de la vertical. Esto se consigue por medio de varias técnicas de desviación

como el uso de boquillas desviadoras, cucharas (whipstocks), motores y substitutos

angulados (bentsubs).

• Sección de levantamiento después del punto de inicio de desviación, la inclinación

del pozo se aumenta hasta el ángulo deseado de deflexión.

Esto generalmente se logra mediante el uso de motores y de substitutos angulados

(bentsubs). En este punto es muy importante que se eviten los cambios severos de

ángulo y la creación de patas de perro. Se puede obtener control adicional mediante

el uso de barras, control del diámetro, posición y espaciamiento de estabilizadores y

el control de los parámetros de perforación (WOB y RPM).

• Sección de ángulo constante: Una vez que se ha conseguido el ángulo de deflexión

deseado en la sección de levantamiento, se debe mantener la trayectoria para llevar el

pozo al objetivo, para ello se utilizan ensamblajes rígidos para perforar siguiendo la

33

misma trayectoria, “encerrando” el curso y consiguiendo la tasa de penetración

óptima.

• Disminución de Ángulo: Esto puede requerirse si el pozo se está dirigiendo por

encima del objetivo. Puede reducirse el ángulo variando la posición de los

estabilizadores (péndulo) y la rigidez de la sarta, permitiendo al efecto del péndulo

reducir el ángulo. Reducir el peso en la mecha también ayuda a disminuir el ángulo.

Un ensamblaje direccional, que utilice un motor, puede ser usado para efectuar

correcciones finales a fin de asegurar que se alcance exitosamente el objetivo.

La utilidad de los pozos tipo "S" radica básicamente en el hecho de que ellos:

• Permiten interceptar múltiples zonas de interés.

Reducen el ángulo de intersección en el reservorio.

Representan una opción cuando se tiene limitaciones con el objetivo.

Son apropiados en aquellos casos de espaciamientos de pozos.

Son más adecuados cuando se realizan pozos profundos con un pequeño

desplazamiento horizontal.

2.2.6.2 Motor de Fondo

El motor de fondo se coloca en la parte inferior de la sarta de perforación, justo

arriba de la mecha. Este motor propicia que el lodo de perforación haga rotar la

mecha, es decir, cuando se usa un motor de fondo únicamente rota la mecha, y no el

resto de la sarta.

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2.2.6.3 Herramienta Para Medir y Registrar Mientras se Perfora (LWD,

Loggingwhildrilling)

Esta herramienta permite obtener registros del pozo durante la perforación, la

información que suministran estas herramientas pueden ser en tiempo real o en

memoria. Se toman perfiles de resistividad, litología, densidad, neutrón u otros.

2.2.6.4 Herramienta Para Medir Mientras se Perfora (MWD,

Measurementswhildrilling)

Esta herramienta registra las condiciones de fondo del pozo (surveys que indican

la profundidad, inclinación y dirección) transmitiéndolas a la superficie. En

superficie el perforador monitorea estas condiciones en tiempo real.

2.2.6.5 Herramienta No Magnética (Monel)

Es una herramienta que proporciona peso a la mecha (como las barras) pero

permite eliminar los efectos magnéticos que puedan influir en la lectura de un

registro de dirección (herramienta MWD).

2.2.7 Etapas Para la Perforación de un Pozo

2.2.7.1 Etapa de Perforación (PE)

Las operaciones de la etapa de perforación del hoyo comienzan cuando la primera

mecha de perforación pasa a través de la mesa rotaria, en el primer hoyo, y para los

hoyos subsiguientes al comenzar a perforar el primer pie de formación, y finaliza al

quebrar la sarta de perforación o de limpieza, incluyendo la fase después de haber

probado satisfactoriamente el último revestidor o camisa.

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2.2.7.2 Etapa de Registro (REG)

Esta etapa comprende la vestida de los equipos y herramientas que se van a bajar

al pozo, corrida, desvestida, viajes de limpieza después de culminado el registro y los

viajes de limpieza entre registros.

Existen tres tipos básicos de registros que permiten analizar en su totalidad una

formación. Éstos son: registro de litología (SP y Gamma Ray), registro de

resistividad (eléctricos, inducción eléctrica, inducción doble, y otros) y registro de

porosidad (velocidad acústica, densidad y Neutrón).

2.2.7.3 Etapa de Revestimiento del Hoyo (REV)

Durante la perforación de un pozo se realiza el entubado del mismo con tuberías de protección, intermedias y/o de producción, y la posterior cementación de las mismas. El revestimiento de un hoyo comienza con la vestida del equipo de corrida del revestidor/camisa y finaliza con la desvestida de los mismos.

2.2.7.4 Etapa de Cementación (CMT)

Abarca un procedimiento que consiste en mezclar agua, cemento y aditivos

químicos especiales para formar una lechada de cemento, por medio del uso de

equipos especiales de mezclado. Se realiza al cementar los revestidores del pozo

durante la perforación.

La operación de cementación comprende las actividades de preparación y prueba de

los equipos de superficies, bombeo de los preflujos y lechadas, desplazamiento y

espera por tiempo de fraguado.

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2.2.8 Fases de Perforación

2.2.8.1 Tubería de Revestimiento Conductora

Es un tubo guía de diámetro grande (16’’– 30’’) asentada con un martillo

hidráulico a profundidades entre 90 a 150 pies. Permite estabilizar y proteger la base

del equipo de perforación y sostener las formaciones no consolidadas. Este revestidor

protege, también las restantes sartas de revestidores de la corrosión y puede ser usada

para soportar estructuralmente algunas de las cargas del cabezal.

2.2.8.2 Tubería de Revestimiento de Superficie

El propósito de esta primera sarta de tubería de revestimiento es proteger las

formaciones superficiales no consolidadas y blandas de la erosión causada por el

fluido de perforación. Las funciones más importantes de este revestidor son:

• Proteger las arenas de agua dulce de la contaminación de los fluidos de

perforación y de los fluidos producidos.

• Proporcionar un gradiente de fractura suficiente, para permitir la perforación del

próximo hoyo hasta asentar el revestidor intermedio.

• Permitir la colocación de los sistemas impide reventones para el control del pozo

contra posibles arremetidas.

• Soportar la máxima carga de todas las tuberías que serán colocadas en el pozo.

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2.2.8.3 Tubería de Revestimiento Intermedio

Es una tubería especial utilizada para proteger las formaciones de altos pesos de

lodo y evitar contaminaciones del fluido de perforación cuando existen zonas

presurizadas más profundas. Las funciones más importantes de este revestidor son:

Proporcionar al hoyo integridad durante las operaciones de perforación.

Permitir control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales y

ocurre una arremetida.

Permitir el control del pozo si se generan presiones de succión (suabeo)

durante un viaje de tubería.

Aislar formaciones con problemas (Lutitas inestables, flujo de agua salada o

formaciones que contaminan el lodo de perforación).

Permitir bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales

que se encuentran debajo de zonas presurizadas.

2.2.8.4 Camisa o “Liner” de Producción

Es una tubería especial que no se extiende hasta la superficie sino que es colgada

de la anterior sarta de revestimiento. Entre las funciones más importantes se tienen

las siguientes:

Evitar problemas de pérdida de circulación luego de perforar la zona de

transición de presión normal o anormal.

Resistir la presión máxima de cierre en superficie, si ocurre problema en la

tubería de producción.

38

Permitir el control del pozo al desasentar la empacadura y la tubería de

producción, en los trabajos de reacondicionamiento.

2.2.8.5 Tubería de Producción

Tubería especial utilizada para cubrir la zona productiva; proporciona refuerzo

para la tubería de producción durante las operaciones de producción del pozo,

además permite que dicha tubería sea reemplazada o reparada posteriormente durante

la vida del pozo. En la figura 2.8 se muestra tipo de revestidor.

Fig. 2.8 Tipos de Tuberías de Revestimiento

2.2.9 Riesgos y Problemas que Pueden Presentarse en la Perforación

Durante la etapa de perforación de un pozo pueden ocurrir problemas

operacionales que inciden negativamente en el cumplimiento de dicha labor, algunos

de ellos son:

39

2.2.9.1 Pérdida de Circulación

En términos simples es un problema de presiones que ocurre cuando la presión

hidrostática del fluido presente en el hoyo excede la fuerza mecánica de la roca

atravesada. Las características geológicas y mecánicas de la roca y la naturaleza del

grado de balance hidrostático, determinan el volumen del fluido que se perderá y

también definirá las posibles soluciones al problema.

Las consecuencias para la pérdida pueden ser:

CONDUCTOR

SUPERFICIAL

INTERMEDIO

LINER

Daño a la formación (perdida a la permeabilidad por los sólidos de lodo y

quizás cortes se depositen, lo cual no solo impediría tomar unos buenos registros,

sino también dañar el potencial productor de la zona de interés).

El incremento en los costos por la pérdida de lodo el cual debe ser

reemplazado con sus componentes.

Cambios en las propiedades de lodo, para controlar la pérdida de circulación

puede reducir la eficiencia en la perforación.

Problemas asociados de perforación.

2.2.9.2 Situaciones en la que pueden ocurrir Pérdidas de circulación

Formaciones que se han debilitados o fracturados por operaciones de perforación

incorrectas (excesiva densidad de lodo, excesiva presión de circulación, presiones

desurgencia o incremento de presión al bajar tubería).Para detectar una pérdida de

circulación se debe estar atento a cualquier disminución del caudal de flujo, o

disminución del volumen de los tanques.

Esta disminución puede ser gradual, rápida o total y se refleja en un aumento en el

peso de la sarta.

40

De igual manera se debe poner especial atención a la presión de la bomba y observar

si al detener el bombeo, el hoyo mantiene el nivel estático.

2.2.9.3 Problemas en la Pérdida

Uno de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la

columna de lodo dentro del anular y se reduce en consecuencia la presión

hidrostática. Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo

fluidos de otras formaciones; puede ser un influjo.

Una medida de prevención de una Pérdida es evitar ser la causa de un

fracturamiento de la formación. Con el fin de llevar a cabo una prueba de escape o

integridad debajo de cada zapata de revestidor a fin de determinar la presión de

fractura antes de proseguir con la perforación a una nueva fase.Si se encuentran

formaciones con presión de fluido que pueda requerir un peso de lodo superior para

poder ser balanceada.

2.2.9.4 Posibles Soluciones

En caso de la pérdida de circulación se pueden adoptar ciertos procedimientos

para minimizar la pérdida.

Reducir el peso del lodo pero manteniendo el balance con las otras

formaciones

Reducir la rata de circulación (esto reduce la densidad equivalente de

circulación, pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los cortes

y mantener limpio el hueco).

41

Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo mas viscoso reduce la rata de

circulación).

En caso de que estas modificaciones no detienen, o reducen suficientemente la

pérdida puede bombear suficiente material de control anti pérdida para taponear las

fracturas que estén causando está pérdida.

Si ninguno de estos procedimientos funciona, un recurso final es de bombear un

tapón de cemento en la zona de fractura.

Para las pérdidas de circulación se decidió hacer un tapón de cemento que es uno

de los métodos radical que se espera que este selle la formación evitando más

pérdida de circulación y se pueda continuar perforando.

2.2.9.5 Atascamiento de Tubería

La tubería atascada es uno de los problemas más complejos que se presentan

durante las operaciones de perforación.

Esta se produce cuando la sarta de perforación se queda atascada en el hoyo,

dificultando su recuperación.

La prevención para el atascamiento mecánico debe concentrarse en el sistema del

lodo ya que valores adecuados de densidad, viscosidad, filtrado, análisis químicos y

otras propiedades, minimizan la ocurrencia de este fenómeno.

Algunas causas del atascamiento de tubería son:

42

2.2.9.5.1 Ojo de Llave

Es una situación que se encuentra con frecuencia en pozos con desviación, en

donde la tubería de perforación penetra en la pared por desgaste.

La rotación normal de la sarta de perforación corta dentro de la pared de la

formación en áreas desviadas donde la tensión de la tubería de perforación crea

presión contra los costados del pozo.

Una medida preventiva es controlar cuidadosamente la desviación superior del

pozo y la seriedad del desvío en forma de “pata de perro” por toda la trayectoria del

pozo de sondeo. Por otra parte el uso de lodos base aceite o lubricantes en el lodo a

base de agua minimizan la ocurrencia de este problema operacional.

2.2.9.5.2 Partículas en el Hueco o Atascamiento Mecánico

Este tipo de atascamiento ocurre como consecuencia de un derrumbe o producto

de la caída de algún objeto o herramienta dentro del pozo. Su diagnóstico se realiza

mediante la evidencia de derrumbe o de arrastre, al observar un incremento de la

presión de circulación o cuando se observa que la sarta puede ser rotada pero exige

demasiado torque. Se evita este inconveniente preparando el lodo de perforación con

los componentes apropiados, o instalando tubería de revestimiento tan profunda

como sea posible.

2.2.9.5.3 Presión Diferencial

El atascamiento por presión diferencial puede definirse como la fuerza que

mantiene la tubería pegada contra la pared del pozo, debido a la diferencia de presión

entre la presión hidrostática de la columna del lodo y la presión del fluido de la

formación.

43

Esta diferencia de presión actúa en el sentido de la menor presión, lo que empuja la

tubería hacía la formación permeable. Su diagnóstico se da cuando la tubería no

puede moverse o rotar y se puede circular con toda normalidad o cuando la sarta se

aprisiona luego de estar estática por algún tiempo y se observa excesiva filtración del

lodo a la formación.

2.2.9.5.4 Pozo Estrecho

La estrechez del pozo es un estado en el que el diámetro del pozo es menor que el

diámetro de la mecha usada para perforar esa sección. La estrechez del pozo puede

ser causada por una formación de fluencia plástica, acumulación de revoque o por

lutitas que se hinchan.

2.2.9.5.5 Reventones e Incendios

En circunstancias excepcionales, tales como una pérdida del lodo a través de grietas

o el hallazgo de elevadas presiones inesperadamente en un pozo, puede romperse el

equilibrio de las presiones y provocar el reventón del yacimiento. Sin embargo los

equipos “impide reventones”, cierran automáticamente el pozo y se culmina,

bombeando lodo de alta densidad.

En algunas ocasiones puede originarse un incendio debido a la chispa que se

produce al chocar pedazos de rocas contra partes de acero. La extinción del fuego se

logra frecuentemente haciendo explotar dinamita u otro explosivo en la boca del

pozo.

44

2.2.9.6 Problemas que Bajan la Eficiencia de Perforación

Mal diseño de mechas

Formaciones intercaladas más consolidadas

Desgaste de mechas

Reología inadecuada

2.2.9.7 Torques Excesivas Para Rotar la Sarta de Perforación

Hoyos muy desviados

Hoyos con frecuentes cambios de dirección

Hoyos con diámetros reducidos

2.2.9.8 Diseño de Sartas de Perforación Apropiadas

Portamechas no circulares

Portamechas en secciones largas y de diámetro grande aumentan el área de

contacto

2.2.9.9 Propiedades del Lodo Adecuadas

Bajo contenido de sólidos

Coeficiente de fricción del revoque bajo

Densidad del lodo lo más baja posible

2.2.9.10Reducir la Presión Diferencial

Reduciendo la densidad del lodo

45

Asentando un probador de formaciones

2.2.9.11 Colocar píldora o bache de aceite alrededor de la sección pegada

Presión capilar del aceite sobre el revoque, alcanza miles de libras,

comprimiéndolo y reduciendo el ángulo de contacto

2.2.9.12Métodos no convencionales se aplican donde la zona de atascamiento se

ubica a una distancia considerable de la mecha

Perforar agujeros en la tubería atascada por debajo de la zona atascada y

desplazar píldoras químicas.

2.2.9.13 Influjo de Agua

Se puede definir como el flujo de fluido desde la formación hacia el pozo,

ocasionando por un desbalance cuando la presión hidrostática de la columna de

lodoes menor que la presión de yacimiento (Ph-Py).

2.2.9.13.1 Causas de los Influjo

Densidad insuficiente de lodo

Llenado inadecuado del hoyo

Lodo cortado por gas

Perforación de formación con presiones anormales

46

2.2.9.14 Descripción Geográfica del Área en Estudio

La localización JL-S, está ubicada @ 263,73 mts N 66° 12’ 18” E del pozo JM-46

en el flanco Sur-Este del Domo Norte del Campo San Joaquín.

La siguiente figura 2.9 representa el mapa de ubicación de la localización JM-273 en

superficie, es decir el punto donde se iniciará la perforación del pozo, en ella se

muestra también la ubicación de los pozos vecinos respecto al pozo a perforar.

Fig. 2.9 Geografía del Área de estudio JM-273

47

2.2.9.15 Estudios de las Formaciones Geológicas del Yacimiento

La columna estratigráfica atravesada mediante la perforación del pozo JM-273,

incluye la sección geológica comprendida entre el Pleistoceno-Plioceno y el Mioceno

Inferior. Estas edades están conformadas para el Campo San Joaquín por las

siguientes formaciones:

2.2.9.15.1Mesa - Las Piedras

Edad: Pleistoceno-Plioceno

La zona perforada se caracteriza por presencia de arcilla gris claro, en parte

verdosa pastosa, hidratable amorfa.

Con intercalaciones de arenas cuarzo cristalino a cuarzo hialino, en parte cuarzo

amarillo, anaranjado y ocasionalmente rosado; grano medio a fino, grano suelto con

trazas de pirita y con pocas presencia de lutitas gris verdoso en parte gris oscuro.

2.2.9.15.2 Formación: Oficina

Edad: Mioceno Inferior

La Formación Oficina se caracteriza por la presencia de lutitas grises, gris oscuro

y gris marrón, con intercalaciones de areniscas y limolitas de color claro de grano

fino a grueso. El material carbonoso es común, y en algunos pozos pueden

JM-

encontrarse hasta 40 ó 50 capas de lignito, que varían desde pocos centímetros hasta

60 cm de espesor y que son de considerable valor en las correlaciones. La Formación

Oficina se sedimentó en un inmenso complejo fluvio-deltaico, donde son comunes

las arenas lenticulares y de relleno de canales de ríos.

48

2.2.9.15.3 Formación: Oficina- Miembro Azul

La Formación Oficina, Miembro Azul está comprendido litológicamente desde

AZ-J hasta AZ-R, se caracteriza por la presencia de arcillas gris claro a gris oscuro,

amorfa, pastosa, soluble e hidratable. Presencia de lutitas de color gris claro a gris

oscuro.

Hacia la base se presentan lentes de limolita de color gris claro en parte marrón claro

de moderada dureza, gradando a una arenisca de grano muy fino, con inclusiones

microcarbonaceas.

2.2.9.15.4 Formación: Oficina- Miembro Moreno

El Miembro Moreno de la Formación Oficina, se caracteriza litológicamente

hacia el tope por considerables estratos de lutitas gris claro a gris oscuro,

ocasionalmente marrón claro, en bloque, en parte laminar, moderada compactación,

con intercalaciones de arenisca gris claro a gris oscuro en parte cuarzo cristalino,

grano fino, redondeado, buena selección, regular consolidación y ocasionales lentes

de carbón.

2.2.9.15.5 Formación: Oficina- Miembro Naranja

El miembro Naranja de la Formación Oficina se caracteriza litológicamente por la

presencia de grandes cuerpos lutita gris claro, en parte gris oscuro; en bloque;

ocasionalmente sub-laminar, moderadamente compacta, intercalada con paquetes de

arenisca cuarzo cristalino en ocasiones rosado, grano fino, pobre porosidad visual.

49

2.2.9.15.6 Formación: Oficina- Miembro Verde

El Miembro Verde está constituida por areniscas gris claro ocasionalmente gris

oscuro, grano fino a muy fino, sub-redondeados a redondeado, buena selección,

regular consolidación, matriz arcillosa intercaladas por lutitas color gris claro, en

partes gris oscuro, en bloque, bien compactada.

2.2.11.15.7 Formación: Oficina- Miembro Amarillo

Está constituido en el tope por areniscas gris claro en partes beige, grano medio a

fino, sub-angular a sub-redondeado, regular selección, bien consolidada, matriz

arcillosa, cemento silicio; en su base sellada por lutitas color gris claro, en partes

sub-laminar, moderada compactación, ligeramente calcáreas con presencia de trazas

de limolita de color beige.

2.2.11.15.8 Formación: Oficina- Miembro Colorado

Este miembro se caracterizó por un predominio de lutitas: gris oscuro en parte

gris claro, en parte sub-laminar moderada compactación, aspecto limoso con

intercalaciones de arenisca: beige en parte blanquecina, ocasionalmente gris oscuro;

grano fino, matriz arcillosa; cemento silíceo. Esta sección se caracterizó por altos

picos de gas asociados a lentes de carbón y areniscas.

2.2.11.15.9 Formación Merecure

La Formación Merecure en el AMA se caracteriza por su capa de carbón en el

tope de secuencia sedimentaria y particularmente en el Campo San Joaquín.

50

El ambiente sedimentario es transgresivo depositado por corrientes fluviales

entrelazadas y en posición más distal, por condiciones deltaicas. La secuencia de

arenisca y lutita con intercalaciones de delgados lentes de carbón, negro opaco en

parte brillante; en bloque, ocasionalmente laminar, moderadamente duro quebradizo,

en parte astilloso.

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN

De acuerdo a sus características, este trabajo puede incluirse dentro del tipo de

investigación descriptiva, pues para la evaluación del Re-diseño del taladro PDV-21

se deben realizar una serie de estudios y comportamiento de acuerdo a la perforación

de cada fase perforada en el pozo.

3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

El diseño de la investigación es de tipo documental y de campo, los datos a

observar son tomados de la realidad; es decir, del sitio donde ocurrieron los hechos, a

partir de la investigación documental y de toda la información disponible en el

departamento de perforación que consistió en la búsqueda, análisis, interpretación,

obtenidos y registrados por otros investigadores, en fuentes documentales como las

carpetas de los pozos vecinos a la localización JM-273, así como también los reportes

diarios mediante la perforación.

3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA

Arias F (1999) expresa: “La población es el conjunto finito o infinito de elementos

con características comunes para los cuales serán extensivas las conclusiones de la

investigación”. Considerando esto, en esta investigación la población y la muestra se

representarón equivalentes, ya que el pozo a perforar en la localización JM-273

perteneciente Campo San Joaquín simultáneamente se determinarón los puntos de

profundidad donde se suscitarón problemas operacionales.

3.4 INTRUMENTO Y RECOLECCION DE DATOS

3.4.1 TÉCNICAS

Según Arias F (1999), “Las técnicas de recolección de datos son las distintas

formas o maneras de obtener la información”. Partiendo de esto, las técnicas para la

recolección de los datos utilizadas en esta investigación fuerón:

• Consultas bibliográficas: se revisaron manuales, libros, revisión de informes,

resúmenes, normas de diseño y seguridad, todo esto con el fin de obtener toda la

información disponible para lograr cumplir los objetivos, centro de información en el

taladro.

• Entrevistas: Al equipo multidisciplinario conformado por Ingenieros de Petróleo,

Ingenieros Geólogos, Geólogos, Ingenieros Mecánicos, que trabajan en el área del

Campo San Joaquín, con el propósito de conocer el funcionamiento operacional en el

área de estudio, además de la problemática presentada en los pozos vecinos a la

localización.

Durante el desarrollo de esta investigación, se realizaron visitas a la locación JM-

273, se logró observar los componentes que conforman a los sistemas operacionales

del taladro su funcionamiento, el proceso y todo relacionados al mismo.

53

3.4.2 INSTRUMENTOS

Internet: Para búsqueda de información referidas al tema en la red.

3.4.3 RECURSOS

Recurso Humano

Para el desarrollo de esta investigación se contó con el apoyo del personal

profesional, perteneciente al departamento de Perforación de PDVSA Gas.

Recurso Financiero

La Empresa PDVSA Gas asumió en su totalidad la financiación de los gastos

relacionados a esta investigación.

Recursos Materiales

Lo recursos materiales utilizados fueron: Computadora, programa Microsoft

Office papelería de oficina como papel, carpetas y bolígrafos.

3.5 PROCEDIMIENTOS METODÓLOGICO

El procedimiento metodológico utilizado para la realización de este estudio se

describe a continuación:

Recopilación de información del pozo mediante la lectura del programa del pozo.

54

3.5.1 Funcionamiento Operacional en el taladro PDV-21

Después de recopilar información del pozo, se procedió a visitar las instalaciones

y se dió a conocer el taladro PDV-21, que consiste en un procedimiento operacional a

través de cinco sistemas que son: Potencia, Izamiento, Circulación, Seguridad,

Rotación.

Sistema de Potencia: esto corresponde a los motores del taladro de perforación

Sistema de Izamiento: está constituido por la Plataforma o Piso del Taladro, Sub-

Estructura, la Corona, Malacate, Gancho, Cuña, Llave Potencia, Bloque corona y

Bloque viajero, Consola del Perforador

Sistema de Circulación: corresponde a las Bombas de lodo, Tubo Vertical,

Manguerote, Tubería de Perforación, los Vibradores, Desarenadores, Centrifuga

Sistema de Rotación: constituida por Mecha de Perforación, Portamecha, Mesa

Rotaria, Top Drive, Unión Giratoria

Sistema de Seguridad: es el sistema más importante es el que evita que el pozo

tenga un reventón está formada por la BOP (BlowOutPreventor), Múltiples

Estranguladores, Línea a Matar, Desgasificador, Carreto, Acumulador de Presión.

3.5.2 Problemas operacionales en los pozos vecinos

Después de conocer el funcionamiento operacional de el taladro se procedió a

determinar el comportamiento de los pozos vecinos a la localización JM-273, a qué

55

distancia se encuentran de ella y cuáles de ellos cuentan con los reportes

deperforación.

Posteriormente se revisó cada una de las carpetas correspondientes a estos pozos,

estudiando los reportes de perforación. Sin embargo en esta etapa se observó que

algunos de ellos presentaron problemas operacionales.

Una vez determinados los pozos a estudiar, se procedió a revisar los reportes

diarios de perforación de cada uno de ellos, extrayendo información sobre, topes y

formaciones atravesadas, el tipo y densidad de lodo utilizado a cada profundidad, así

como también la profundidad donde ocurrierón problemas operacionales.

Simultáneamente se determinaron los puntos de profundidad en los pozos vecinos

JM-220, JM-210donde se suscitaron problemas operacionales.

3.5.3 Recolección de Datos en la Localización JM-273 Basado en la Operación

por Fase

Una vez visualizado el comportamiento de los pozos vecinos se hizo una

recolección de datos para minimizar el riesgo de pérdida durante la perforación.

En la presente tabla 3.1 se observa para cada fase el tipo de revestidor, lodo utilizado,

formación y profundidad requerida a tales formaciones.

FASE

INICIAL

FASE

FINAL

REVESTIDOR PROF. A

PERFORAR

LODO

UTILIZAR

DENSIDAD

DEL LODO

FORMACIÒN

12 ¼″ 26″ 20″ 750′ Base Agua 12.5 LPG MESA/LAS

PIEDRAS

26″ 17 ½″ 13 3/8″ 3370′ Base Agua 12 LPG OFICINA

56

FASE

INICIAL

FASE

FINAL

REVESTIDOR PROF. A

PERFORAR

LODO

UTILIZAR

DENSIDAD

DEL LODO

FORMACIÒN

17 ½″ 12 ¼″ 9⅝″ 6590′ Base Aceite 9,1 LPG

OFICINA

MIEMBRO

NARANJA

12 ¼″ 8 ½″ liner 7⅝″ 8157′ Base Agua 9,2 LPG

OFICINA

MIEMBRO

COLORADO

Tabla 3.1 Recolección de Datos por Fase

3.5.4 Estudios de las Formaciones Geológicas del Yacimiento

Establecido la recolección de datos por fase de perforación se procedió a realizar

los estudios geológicos del yacimiento donde la columna estratigráfica atravesada

mediante la perforación de está localización se estima atravesar las formaciones

Mesas / Las Piedras, Oficina y Merecure.

En el Campo San Joaquín es de suma importancia identificar las zonas de alto

riesgo con la finalidad de evitar en lo posible problemas operacionales que pudiesen

causar retrasos en los tiempos de perforación.

Mediante el ambiente posicional fué interpretado por una llanura de ríos

entrelazados donde los cuerpos arenosos de configuración alargada que se extienden

cruzando el campo en dirección Sureste – Oeste ME-T1,2/JM-104 al igual que el

resto de las dos arenas corresponde a un yacimiento de gas condensado de mediana

extensión delimitada al norte por una falla normal de dirección Noroeste-Sureste, al

sur por el corrimiento de anaco y al Este y Oeste por limites estratigráficos donde

desaparece la arena.

57

El ambiente fue caracterizado como continental interpretado por canales fluviales,

llanura de inundación y pantanos, tenían dirección Sur-Norte para la época de la

sedimentación de la Formación Merecure. Estó se basa en la lectura de mapas

geológicos y registros.

Tomando en consideración las características geológicas de las arenas antes

descritas se consideran un prospecto atractivo para ser completadas como objetivos.

En la figura 3.1 se observaformaciones geológicas del yacimiento

Fig. 3.1 Formación Geológica del Yacimiento

58

SE NO

LOC. JL-S

Loc. J L-S N JM-162

3.5.5 Selección de Comparación en Costos Asociados al Pozo

Una vez a realizada los estudios de las formaciones, se procedió a construir una

comparación tiempo-costo entre ellos. Para ello se evaluó el tiempo del pozo en cada

fase perforada y posteriormente se realizó el costo de perforación.

Estos parámetros se obtuvieron partiendo de las actividades realizadas en el pozo

como registros eléctricos (Inducción, Gamma Rey, Densidad Neutrón), cementación

de revestidor y tapón de cemento, ejecutado por PDVSA Gas Anaco y considerando

los costos actuales de cada actividad reportada por las empresas de servicios.

59

CAPÍTULO IV

RESULTADOS

4.1 CONOCER EL FUNCIONAMIENTO OPERACIONAL DEL TALADRO PDV-21

Se procedió a conocer el funcionamiento del taladro PDV-21, consiste en

determinar cinco sistemas que se presentan a continuación:

4.1.1 Sistema de Izamiento: permite elevar, bajar y soportar la suspensión de pesos

de manejo de las tuberías, durante estas operaciones se requiere la utilización de

ciertos equipos especiales como: bloque corona y bloque viajero que proporcionan los

medios de soporte para suspender las herramientas de bloque corona que está ubicado

en la parte superior de la torre y está unido al gancho el cual está suspendida la unión

giratoria el Top Drive y la sarta de perforación. Esta sostiene al elevador durante el

ascenso y descenso de la tubería o sarta. En las figuras 4.1 se representa el top drive y

fig. 4.2 el malacate, cuña, llave potencia que se utilizarón mediante la perforación

Fig. 4.1 Top Drive Fig. 4.2 Malacate, Cuña, Llave Potencia

4.1.2 Sistema Circulación: sirve de soporte al sistema de rotación formado por una

serie de equipo y accesorios que permiten el movimiento continuo del eje principal de

la perforación con tres bombas que manda al fluido hasta el fondo del hoyo. Se

trabajó con tres bombas marca BOVEO F-1600. En la siguiente figura 4.3 se presenta

las bombas de lodo

Fig. 4.3 Bombas de Lodo

Luego pasa por una lista descendente formado por la tubería de descarga de la

bomba, el manguerote, sarta de perforación y la mecha para ascender a la superficie

por el espacio anular creando por la pared del hoyo y el exterior de la sarta de

perforación.

Luego del espacio anular el fluido sale por el tubo de descarga pasa por las

zarandas que corresponden a una serie de bandejas que vibran para remover los cortes

perforados de fluidos salientes, luego los desarenadores manejan grandes volúmenes

de lodo, tienen un punto de corte de 15 mudcrones que están compuestos por

desarenadores y desarcilladores luego cae al tanque se succión. En las siguientes

figuras 4.4 se observa los vibradores, fig. 4.5 los desarenadores y fig. 4.6 la centrífuga

los cuales funcionaron en todo el proceso de perforación

61

Fig. 4.4 Vibradores Fig. 4.5 Desarenadores

Fig. 4.6 Centrífuga

4.1.3Sistema de Potencia: Genera la fuerza primaria para operar casi todo los

componentes del taladro de perforación, genera la energía requerida en el sitio,

trasmite o disminuye a todos los otros componentes del taladro para realizar cada una

de sus funciones asignadas.

En este taladro se trabajó con cuatro motores para proveer esta energía a todo el

taladro. En la figura 4.7 podemos observar los motores

62

Fig. 4.7 Motores

4.1.4 Sistema de Rotación: la sarta de perforación permite que la mecha perforé un

hueco desde superficie hasta la profundidad programada, con el peso de los

portamechas y la mecha depende de su longitud, diámetro interno y externo para

permitir que está avance y se perforé el hoyo. En la figura 4.8 se representar la mecha

bronca de diamante, Ticónica

Fig. 4.8 Bronca de Diamante, PDC, Ticónica

4.1.5 Sistema de Seguridad: es el más importante en un taladro de perforación ya

que su función principal es controlar una arremetida del pozo.

63

• Permite un sello del hoyo cuando ocurre una arremetida

• Mantiene siempre contrapresiones en el hoyo

• Impedir que continúen la entrada de fluido desde la formación

Los preventores de Reventones son para cerrar el pozo y permitir controlar

arremetida antes de que ocurra un reventón. En las figuras 4.9 se observa la BOP

(BlowOutPreventor) y en la fig. 4.10 acumulador de presión

Fig. 4.9 BOP (BlowOutPreventor) Fig. 4.10 Acumulador de Presión

4.2 IDENTIFICAR LOS PROBLEMAS OPERACIONALES QUE SE

PRESENTARÓN EN EL PROCESO DE PERFORACIÓN

4.2.1 Hoyo 12 ¼″ Ampliado a 26″

Durante la fase 12 ¼″ se perforó desde superficie hasta la profundidad 750′

ampliada a 26″ a una densidad de 12.5 lpg con lodo base agua para todo el intervalo.

La zona atravesada perteneció a las Formaciones Mesa/Las Piedras y Formación

Oficina. Se corrió registro eléctrico Inducción, Gamma Rey y procedió asentar

revestidor de 20″observó apoyo a 406′ de 15 klbs. Tiempo de fraguado 18 horas

64

• Zapata a 710′

• Profundidad 750′

• Problema: Presento apoyo de 15 kbls en las formaciones Mesa/La Piedra

• Acción para la solución: Se trabajó el revestidor de 20″ y bajó, fue por hinchazón

de las arcillas.

4.2.2 Hoyo 17 ½''. Revestidor 13⅜''

Durante la perforación de la fase se presentó problemas de pérdida de circulación

por baja presión presente en el miembro Moreno-I de la formación Oficina.

Perforando desde 750′ hasta 3370′ con densidad de lodo 12.5lpg se realizaron

tratamientos con material de píldora anti pérdida (sin éxito), se decidió bombear

tapón de cemento.

Tapón de cemento # 1 a 2717´ bajando la densidad de lodo a 12.0 lpg con la

finalidad de cubrir zona de pérdida a nivel de MO-I. Se bombeo una lechada de 14.5

lpg procedida. Tiempo fraguado del cemento 24 horas. Este tapón no fraguó 100%

cemento y se realizó tapón # 2 tapón de cemento a 2792´ bajó sarta lisa con mecha

ticónica limpió cemento desde 2787′ hasta 2795′, para sellar las pérdidas a nivel de

MO-I, continuó perforando desde 2795′ hasta 2799′ observando pérdida de

circulación se bombeo material de píldora anti pérdida y se ejecutó tapón de cemento

# 3 a 2796´ para sellar las pérdidas.

Duración de fraguado 30 horas, bajó sarta limpió cemento desde 2596′ hasta

2799′. Se realizó corrida de registro Gamma rey, Inducción, Caliper para cementar

revestidor 13⅜'' tiempo de fraguado 20 horas

65

• Zapata a 3365’

• Cuello flotador a 3318’

• Profundidad 3370’

• Problema: Pérdida de circulación en arenas MO-I.

• Acción para la solución: Se bombearon tapón de cemento según programa

Tapon # 1 a 2717´ limpio cemento desde 2732´ hasta 2793´

Tapon # 2 a 2792´ limpio cemento desde 2787′ hasta 2795′

Tapon # 3 a 2796´ limpio cemento desde 2596′ hasta 2799′

4.2.3 Hoyo 12 ¼″. Revestidor 9 ⅝″

Durante la fase 12¼″ se perforó desde 3370′ hasta la profundidad 4970′ se

presentaron problemas de pérdida de circulación y pega de tubería en la formación

NAR-E3 por baja presión, se lanzó herramienta de Multishot profundidad de 3370′

hasta 4970′ donde observó arrastre de 150/200 Klbs, conato de pega de tubería y

pérdida de circulación a 3845′ donde se controló la pérdida bombeando material de

píldora anti pérdida. Continuó perforando desde 3845′ hasta 5846′ se observó pérdida

de circulación, se continúo bombeando material de píldora anti pérdida, se decide

realizar tapón de cemento para sellar las pérdidas a nivel de de las arenas NA-E1/E2

Vistió y bajó equipo de cementación, tiempo fraguado 24 horas. Limpió cemento

desde 3378′ hasta 3942′.

Continuó perforando hasta 6258′, incrementó volumen de influjo de 38 bls de

agua, se aumentó peso de lodo de 9,8 lpg hasta 10,2 lpg perforó desde 6258′ hasta

6590′, registró pérdida de circulación, controlando con material anti pérdida. Corrió

registro eléctrico Inducción, Gamma Rey, Caliper, Densidad Neutrón. Cementó

revestidor 9 ⅝″ tiempo fraguado12 horas.

66

• Zapata 6558′

• Cuello flotador 6515′


• Problema: Pérdida de Circulación en las arenas NA-E1, E2

• Acción para la solución: Se sacó tubería hasta la zapata y en total bombearón 254

bls de píldora material anti pérdida. A 3378′ se bombeó tapón de cemento para poder

sellar la pérdida.

• Problema: Conato de pega de tubería en las arenas NA-E1/E2

• Acción para la solución: Se trabajó tubería accionó martillo a 3845′ por encima

del peso 250/300 Klbs y libero

• Problema: Influjo de agua en las arenas NA-E1/E2

• Acción para la solución: se procedió a aumentar el peso del lodo de 9.8 lpg hasta

10.2 lpg.

4.2.4 Hoyo 8 ½″. Liner 7⅝″

Se perforó desde 7012' hasta 7063' con lodo drill in de 9.2 lpg en las arenas CO-

F3/CO-G. Se observó incremento de 50 bls de agua se densificó lodo de 9.2 lpg a 9.4

lpg controlado. Bajó registro eléctrico Inducción, Gamma Rey Densidad Neutrón,

Puntos de Presión.Se procedió a cementar liner 7⅝″ tiempo fraguado 12 horas.

Limpió cemento desde 8145' hasta 8157'.

• Zapata a 8155′

• Colgador a 6082′


67

• Problema: Presentó influjo de agua en las arenas CO-F3 / CO-G

• Acción para la solución: A 7125′ aportó 50bls se incrementó peso de lodo para

controlar el problema de 9.2 a 9.4 lpg

PROBLEMAS OPERACIONALES EN EL POZO JM-273

FASE HOYO PILOTO 12¼″ AMPLIADA A 26″PROF. HOYO PROBLEMA FORMACIÓN ACTIVIDAD TIPO LODO PESO LODO ACCIÓN TOMADA

750′ Apoyo de 15 Kbls Mesa/Las Piedra Bajando revestidorDe 20″

Inhibido 12,5 lpg Trabajo Revestidor,Y procedió a bajar.

FASE 17 ½″PROF. HOYO PROBLEMA FORMACIÓN ACTIVIDAD TIPO LODO PESO LODO ACCIÓN TOMADA

2793′ Pérdida de circulación OFIC-MOR-I Perforando Base Agua 12,5 lpg Bombeo material de anti pérdida. Se sacó tubería

hasta la zapata2793′ Pérdida de circulación OFIC-MOR-I Repasando 2703′ Base Agua 12,1 lpg Bombeo material anti

pérdida. Se sacó tubería hasta la zapata

2793′ Pérdida de circulación OFIC-MOR-I Repasando 2775′ Base Agua 12,0 lpg Bombeo material anti pérdida. Saco tubería. Tapón de cemento # 1

2793′ Pérdida de lodo en supeficie350bls perdidos

OFIC-MOR-I Limpiando cemento a 2372′

Base Agua 12,0 lpg Lodo contaminado con cemento sin fraguar

2795′ Pérdida de circulación OFIC-MOR-I Perforando Base Agua 12,0 lpg Bombeo material anti pérdida. Saco tubería. Tapón de cemento # 2

2799′ Pérdida de circulación OFIC-MOR-I Perforando Base Agua 12,0 lpg Bombeo material de anti pérdida. Se sacó tubería

hasta la zapata2799′ Pérdida de circulación OFIC-MOR-I Repasando 2798′ Base Agua 11,6 lpg Bombeo material anti

pérdida. Sacó tubería. Tapón de cemento # 3

69

FASE 12 ¼″PROF. HOYO

PROBLEMA FORMACIÓN ACTIVIDAD TIPO LODO PESO LODO

ACCIÓN TOMADA

3886′ Pérdida de Circulación NAR- E1,E2 Sacando tubería Base Aceite 9,1 lpg Intento sacar tubería, sin éxito. Conato de pega

3845′ Conato de pega de tubería

NAR- E1,E2 Sacando tubería Base Aceite 9,1 lpg Trabajo tubería, accionó martillo a 3845′ y libero

5846′ Pérdida de Circulación NAR- E1,E2 Perforando Base Aceite 10,1 lpg Bombeo material anti pérdida. Saco tubería hasta la zapata 3365′

5869′ Pérdida de Circulación NAR- E1,E2 Perforando Base Aceite 9,8 lpg Bombeo material anti pérdida. Saco tuberíaTapón de cemento # 4

6237′ Influjo Gradual de 50 bls de Agua

AM- E2 Perforando Base Aceite 9,8lpg Aumento peso de lodo 9,8 a 10,2 lpg

6590′ Pérdida de Circulación COL-A1 Perforando Base Aceite 10,2 lpg Bombeo material anti pérdida. Saco tubería

hasta la zapata

Fase 8 ½″PROF. HOYO

PROBLEMA FORMACIÓN ACTIVIDAD TIPO LODO PESO LODO

ACCIÓN TOMADA

7015′- 7063′ Influjo gradual de 40 bls de agua

COL-F3/COL-G

Perforando Base Aceite 9,2 lpg Aumento peso de lodo 9,2 a 9,4 lpg

4.3 Comparación de los Costos de ServiciosAsociados a la Construcción del Pozo

Para la perforación del pozo es importante dar a conocer cuál es el costo necesario

para complementar cada una de las fases. Para ello se determinó el tiempo estimado

de construcción del pozo y posteriormente se realizó la estimación de costos durante

la perforación. Tal como se muestra en la siguiente tabla 4.1 el costo total asociado en

el re-diseño del pozo en la localización JM-273

4.3.1 Costo del Diseño en el Programa

Descripción Tiempo

estimado

Costo BsF. Costos $ Costos Bs

Equivalentes

Fase:12¼″

ampliado 26″

6 Dias 933.980,00 388.820,00 2.605.900,00

Fase 17 ½″ 10 Dias 1.716.260,00 621.430,00 4.388.440,00

Fase 12 ¼″ 25 Dias 3.744.970,00 951.720,00 7.837.360,00

Fase 8 ½″ 15 Dias 2.321.260,00 719.060,00 5.413.220,00

Tiempo y

costos Totales

56 8.716.470,00 2.681.030,00 20.244.920,00

4.3.2 Costo Actual en el Re-Diseño

Descripción Tiempo

estimado

Costo BsF. Costos $ Costos Bs

Equivalentes

Fase: 12 ¼″

ampliado 26″

15 1.144.970,00 451.720,00 3.237.366,00

71

Descripción Tiempo Costo BsF. Costos $ Costos Bs

estimado Equivalentes

Fase 17 ½″ 42 2.121.260,00 719.060,00 5.413.218,00

Fase 12 ¼″ 45 2.278.061,18 474.264,67 5.877.399,26

Fase 8 ½″ 20 1.696.591,24 513.009,61 3.031.532,56

Tiempo y

costos Totales

122 7.240.882,42 2.158.054,28 17.559.515,82

4.4 Plan Estratégico que Optimicen los Problemas Operacionales

Disponer de todo el equipo de perforación para determinar porcentaje de

hinchamiento de arcillas, dispersión, erosión y otros referidos a arcillas.

Para la fase hoyo piloto 12 ¼″ ampliado a 26″ se debe mantener en reserva

fluido en caso de que se presente influjo.

En las formaciones perforadas se caracteriza por la presencia de arcillas por lo

que es necesario prestar especial atención en apoyos o arrastres durante los viajes y

conexiones de tubería.

Mantener píldora de control anti pérdida de circulación (para casos severos)

durante la perforación en todo el intervalo.

Mantener siempre acondicionado el fluido de perforación.

Levantar la tubería y circularla luego de perforar cada pareja, para evitar los

arrastres y apoyos.

72

Establecer una logística eficiente para el caso de arremetida, ya sea facilidades

de bombeo de fluido de contingencia.

73

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES

• Para pozos con zonas de influjos previamente identificadas y bien definidas es

aplicable bajar el peso del lodo.

• Durante la perforación se observaron que las arenas Merecure-E/G según la

relación cromatografías poseen gas condesado, presentaron picos de gases

considerables y se debe seguir tomando en cuenta para próximo pozo.

• Se logró controlar las zonas de riesgos, través de bombeó de píldoras y limpieza

adecuado del hoyo, control de parámetros de perforación a nivel de zonas de riesgos.

• Se logro solucionar rápidamente los problemas que se presentaron logrando así

minimizar pérdidas de tiempo en las fases de perforación.

• Se realizarón tapón de cemento para sellar las zonas con pérdida de circulación.

• La comparación tiempo-costo realizada por fases, indica una diferencia

2.685.405,82 Bsf lo cual representa que es económicamente rentable para la

perforación en el Campo San Joaquín.

RECOMENDACIONES

1. En el Campo San Joaquín se recomienda realizar un estudio de presión

considerando las características de las rocas petrofísicas y geomecánicas de

cada uno de los yacimientos.

2. Continuar con el bombeó de material anti píldoras de altas reologías (Viscosa y de

Barrido) cada cierto intervalo de pies perforados, para garantizar la limpieza del hoyo

y así evitar posibles pegas de tubería por empaquetamiento en la sarta de perforación.

3. Continuar con los planes de contingencia al momento de perforar en las

arenas de baja y alta presión durante la construcción del pozo.

4. Mantener reuniones o mesas de trabajo en el taladro, en las cuales se

divulga la información que permite optimizar la calidad del trabajo del

personal que labora en el taladro.

5. Realizar inspecciones de mantenimiento y seguridad a taladros, cada vez

que se considere necesario.

6. Continuar realizando los simulacros de arremetidas, abandono, incendios y

H2S. Esto crea conciencia en el personal que labora en el taladro y ayuda a

salvar vidas.

7. Mantener programas de información en reuniones permanentes a fin de optimizar

la calidad y seguridad durante la perforación de pozos futuros.

75

ANEXOS

A. Trayectoria del Pozo

77

B. Revestidores

Revestidor 20”, Zapata a 710’, Hoyo 12 1/4”

FASE REVINTERVALO PESO

Lbs/PieGRADO ROSCA JUNTA

COLAPSO(psi)

ESTALLIDO (psi)

TENSIÓN(Mlbs)

OBSERVACIONDesde hasta

26” 20” 0’ 710’ 94 X-56 WSP 18 520 2110 1480HOYO PILOTO 12 ¼ ampliado a 26”

Revestidor 13 3/8”, Zapata a 3365’, Hoyo 17 1/2”FASEREV

INTERVALOPESO Lbs/Pie

GRADOROSCAJUNTA

COLAPSO(psi)

ESTALLIDO (psi)TENSIÓN

(Mlbs)OBSERVACION

Desdehasta

17 ½”13 3/8”

03370’

68N-80BTC81

227050201847

ZAPATA 3365’Cuello Flotador 3318’

Revestidor 9 5/8”, Zapata a 6558’, Hoyo 12 1/4” FASEREV

INTERVALOPESO Lbs/Pie

GRADOROSCAJUNTA

COLAPSO(psi)

ESTALLIDO (psi)TENSIÓN

(Mlbs)OBSERVACION

Desdehasta

12 ¼”9 5/8”

0’6590’53,5

P-110BUTTS/WSP-3T

167662079301244

ZAPATA 6558’Cuello Flotador 6515’

Liner 7 5/8”, Zapata a 8155’, Hoyo 8 1/2”

FASE LINERINTERVALO PESO

Lbs/PieGRADO ROSCA JUNTA

COLAPSO(psi)

ESTALLIDO (psi)

TENSIÓN(Mlbs)

OBSERVACIONDesde hasta

8 ½” 7 5/8” 6078’ 8155’ 39P-110 HYD

HID-523 45 11080 12620 1231ZAPATA 8155’

COLGADOR 6078’

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BIBLIOGRAFÍA

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Editorial BL Consultores y Asociados.

BARBERI, E. 1998. El pozo ilustrado, publicación editada por el Departamento de

relaciones publicasLagoven S.A, Caracas, Venezuela Pp 134-190.

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Episteme, Caracas, Venezuela. 20-66 pp

GONZÁLEZ, V 2007. Diseño de un pozo multilateral a construir en el campo

Melones, Distrito San Tomé. Trabajo de Grado no publicado. Universidad Nacional

Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional, Venezuela, 165 pp.

JIMENEZ, B 2004. Diseño de construcción de un pozo multilateral para la

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Grado no publicado. Universidad de Oriente, Venezuela, 125 pp

HAWKER, D., VOGT K Y ROBINSON A. 2001. Manual de perforación,

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