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I

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANALISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE

POZOS CON SIDETRACK DEL CAMPO OSO”

AUTORES:

KARLA MARICELA NARVAEZ TORRES

JEFERSON LUIS VACA MORALES

TUTOR

ING. GUSTAVO PINTO ARTEAGA

Quito, Marzo, 2015

II


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,

PETRÓLEOS Y AMBIENTAL



POZOS CON SIDETRACK DEL CAMPO OSO”

Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de Ingenieros de

Petróleos Grado Académico de Tercer Nivel

AUTORES:

KARLA MARICELA NARVÁEZ TORRES

JEFERSON LUIS VACA MORALES

TUTOR

ING. GUSTAVO PINTO ARTEAGA

Quito, Marzo, 2015

III

DEDICATORIA

Por confiar en mí siempre, por su fe sin límites y su infinito amor.

Por estar conmigo en las buenas, en las malas y en las peores.

Aquí está, Mami Deysi. Es para usted.

Karlita

IV

DEDICATORIA

A mis queridos Padres: Luis y Sandra, mi admiración y un ejemplo de superación, ya que gracias a sus buenos consejos y apoyo

incondicional logré vencer todas las dificultades que se me presentaron y así culminar una etapa más de mi vida.

A mi hermana: Tatiana aunque la mayoría de veces parece que estuviésemos en una batalla, ha estado conmigo en buenos y malos

momentos, pues compartimos un objetivo común que es cumplir todos nuestros sueños y metas propuestas.

A toda mi familia, en especial a mis abuelitos: Tarquino, Elba, Luisa, quienes con sus bendiciones supieron darme las fuerzas necesarias

para salir adelante y llegar a cumplir uno de mis sueños.

A mis amigos y compañeros, con quienes compartimos buenos y malos

momentos durante nuestra formación profesional.

A una persona muy especial por su paciencia y comprensión, quien en muchas ocasiones sacrificó su tiempo por darme una mano con las

obligaciones y tareas que la vida estudiantil requería.

Finalmente decir: “El dinero hace personas ricas, el conocimiento hace personas sabias pero la humildad hace grandes personas”

Jéferson Vaca M.

V

AGRADECIMIENTOS

“La gratitud es la memoria del corazón…”

Al más especial de todos, a ti… mi Dios, porque hiciste realidad este sueño, por iluminarme, protegerme y darme fuerza cada instante de mi vida.

Mami Deysi, una y mil veces más gracias! Por su esfuerzo, su apoyo y por la confianza que siempre deposita en mí. Gracias porque siempre, aunque lejos, ha estado a mi lado.

Papi Carlos, éste es un logro que quiero compartir con usted, gracias por su apoyo y por creer en mí. Quiero que sepa que ocupa un lugar muy especial.

A mi ñaña, Ady, gracias por tu apoyo y por tus palabras de aliento al hacerme saber que sin lluvia no hay un arcoíris!

A mi estimado Inge, Gustavo Pinto, por ser como es, pues ha sido mi mentor. Gracias por su ayuda, apoyo, tiempo y sobre todo por su valiosa amistad.

A mi compañero de tesis, Jeffer, por tu ayuda para poder realizar y culminar de la mejor manera, esta, nuestra Tesis. Lo logramos cariño!

A los Ingenieros, Patricio Gómez y Einstein Barrera, por su valiosa ayuda y tiempo para la correcta realización de este trabajo.

A la Universidad Central del Ecuador y FIGEMPA, por haber sido mi segundo hogar durante esta inolvidable etapa.

Y a todas las personas que de una u otra manera estuvieron a mi lado apoyándome durante toda mi carrera. Gracias infinitas.

¡Ya soy Ingeniera!

Karlita

VI

AGRADECIMIENTOS

A mi Padre, por inculcarme valores de Humildad, Sencillez, enseñarme que a pesar de los problemas que se presenten, siempre seguir adelante hasta

poder alcanzar nuestros objetivos.

A mi Madre, por enseñarme valores de Honestidad y Responsabilidad, y quien con su amor, comprensión supo darme las fuerzas necesarias para

superar lo momentos difíciles y cumplir nuestros objetivos.

Y como no agradecer al motor de este mundo, Dios por darme los mejores Padres, la mejor hermana la mejor familia y sobretodo darme la salud y

vida para poder ver uno de mis sueños cumplidos y poder decir: ¡Fue difícil pero lo logré!

A mi compañera de tesis, Karlita, por tu ayuda para poder realizar y

culminar de la mejor manera, esta, nuestra Tesis. Lo logramos cariño

tequeme!

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

Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, por haberme acogido durante toda esta etapa de mi vida.

A todos mis profesores en especial a mi Director de tesis (Gustavo Pinto) y Miembros de Tesis (Patricio Gómez, Einstein Barrera y Nelson Suquilanda),

cumbres de un gran esfuerzo.

A la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (AR CH), de forma especial al Departamento de Exploración y Explotación por la

oportunidad y el apoyo brindado en el proceso de realización de ésta tesis.

Jéferson Vaca M.

X

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API (American Petroleum Institute): Instituto Americano del petróleo

ARCH: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

AFE (Authorisation For Expenditure): Autorización para el gasto

AIT (Array Induction Imager): Arreglo de Imágenes de Inducción

BHA (Bottom Hole Assembly): Ensamblaje de fondo de pozo

BOP (Blow Out Preventer): Preventor de Reventones

BFPD: Barriles Fiscales de Petróleo por Día

BT (Broken Teeth): Dientes Rotos

CAL: Caliper

CBL (Cement Bond Log): Registro de Cemento

CCL (Casing Collar Locator): Localizador del Collar del Casing

CNL (Compensated Neutron Log): Registro de neutron Compensado

CT (Chipped Teeth): Dientes Astillados.

GR (Gamma Ray): Rayos Gamma

GL (Ground Level): Nivel del Suelo.

HWDP (Heavy Weight Drill Pipe): Tubería pesante

I.D (Inner Diameter): Diámetro Interno

KB: Kelly Bushing

KOP (Kick Off Point): Punto de desvío

LT (Lost Teeth): Dientes Perdidos.

LWD (Logging While Drilling): Regidtros durante la perforación.

O.D (Outer Diameter): Diámetro Externo.

PDC (Polycystalline Diamond Compact): Diamante Policristalino Compacto.

POOH (Pull Out Of Hole): Sacar del Agujero.

PV (Plastic Viscosity): Viscosidad Plástica.

RHI (Run In Hole): Corrida en el Agujero.

XI

SP (Spontaneous Potential): Potencial Espontáneo.

SST (Sandstone): Arenisca

ST: Side Track

SX (Sacks): Sacos.

TD (Total Depth): Profundidad Total

TFA (Total Flow Area): Área Total de flujo.

TOC (Top Of Cement): Tope de cement.

TVD (True Vertical Depth): Profundidad Vertical verdadera

USIT (UltraSonic Imager Tool): Generador de Imágenes Ultrasónicas

VDL (Variable Density log): Registro de Densidad variable.

WOB (Weight on Bit): Peso sobre la broca.

XO: Cross over

YP (Yield Point): Punto de Rendimiento.

XII

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN .............................................................................................................................................1

ABSTRACT ............................................................................................................................................2

INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................3

CAPITULO I ..........................................................................................................................................4

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................4

1.1. Enunciado del problema ................................................................................................... 4

1.2. Enunciado del tema ............................................................................................................ 4

1.3. Descripción del problema ................................................................................................... 4

1.4. Objetivos .............................................................................................................................. 5

1.4.1. Objetivo general ........................................................................................................... 5

1.4.2. Objetivos específicos ................................................................................................... 5

1.5. Justificación ......................................................................................................................... 5

1.6. Factibilidad y Accesibilidad. .............................................................................................. 6

1.6.1. Factibilidad .................................................................................................................. 6

1.6.2. Accesibilidad................................................................................................................ 6

CAPÍTULO II.........................................................................................................................................7

2. GENERALIDADES .............................................................................................................7

2.1. MARCO INSTITUCIONAL ............................................................................................. 7

2.1.1. UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR .......................................................... 7

2.1.2. CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ....................................................... 8

2.1.3. AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO (ARCH) ... 8

2.2. MARCO LEGAL ................................................................................................................ 9

2.2.1. REGLAMENTO GENERAL DE GRADO O TÍTULO PROFESIONAL DE

TERCER NIVEL ........................................................................................................................... 9

2.2.2. REGLAMENTO DE OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS .......................... 10

2.3. MARCO ÉTICO ............................................................................................................... 10

CAPÍTULO III ..................................................................................................................................... 11

3. DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................. 11

3.1. Hipótesis ............................................................................................................................. 11

3.2. Tipo de Estudio ................................................................................................................... 11

3.3. Universo y muestra ............................................................................................................. 11

3.4. Técnica ............................................................................................................................... 12

3.5. Recolección de datos .......................................................................................................... 12

3.6. Procesamiento de datos ....................................................................................................... 12

CAPÍTULO IV ..................................................................................................................................... 13

4. MARCO TEÓRICO ............................................................................................................ 13

4.1. Historia y Generalidades del Campo Oso ........................................................................... 13

XIII

4.2. Ubicación del Área de estudio ............................................................................................ 14

4.3. Geología del Campo Oso .................................................................................................... 15

4.4. Perforación Direccional .................................................................................................... 17

4.4.1. Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional.................................. 17

4.4.2. Problemas más frecuentes en pozos petroleros hueco abierto .................................... 18

4.4.2.1. Patas de perro ........................................................................................................ 18

4.4.2.2. Pega de tubería ...................................................................................................... 20

4.4.2.2.1. Tipos de pega de tubería .................................................................................. 20

a) Empaquetamiento .................................................................................................. 21

b) Pega Diferencial .................................................................................................... 21

c) Geometría del Hoyo ............................................................................................... 21

4.4.2.2.2. Factores que causan una pega diferencial ........................................................ 22

4.4.2.2.3. Señales de alerta de que está ocurriendo una pega diferencial ........................ 23

4.4.2.3. Bloque de cemento ................................................................................................ 23

4.4.3. Operación de Pesca .................................................................................................... 24

4.4.3.1. Causas .................................................................................................................... 24

4.4.3.2. Clasificación de las Herramientas de Pesca ........................................................... 25

4.4.4. Inicios de la técnica del sidetrack .............................................................................. 26

4.4.4.1. Diseño y Desarrollo ............................................................................................... 28

4.4.5. Conceptos generales del sidetrack ............................................................................. 29

4.4.6. Ventajas del sidetracking ........................................................................................... 31

4.4.7. Operación de sidetrack Orientado en Agujero Revestido .......................................... 32

4.4.8. Herramientas de sidetrack .......................................................................................... 32

4.4.8.1. Hole oponer ........................................................................................................... 33

4.4.8.2. Bullnose ................................................................................................................. 34

4.4.8.3. Section Mill ........................................................................................................... 34

4.4.8.4. Whipstock .............................................................................................................. 35

4.4.8.4.1. Descripción del Whipstock .............................................................................. 37

4.4.9. Apertura de ventana ................................................................................................... 39

4.4.9.1. Manejo de desechos ............................................................................................... 40

4.4.10. Seguridad antes durante y después de la operaciones de sidetrack ............................ 41

4.4.11. Aplicación en la industria petrolera de las operaciones de sidetrack ......................... 41

4.4.12. Tipos de operaciones de sidetrack ............................................................................. 42

4.4.12.1. A hueco abierto ................................................................................................. 42

4.4.12.2. A hueco revestido .............................................................................................. 42

CAPÍTULO V ....................................................................................................................................... 44

5. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ............................................................... 44

5.1. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LAS OPERACIONES DE SIDETRACK

DEL POZO OSOG–086S2 ............................................................................................................ 44

5.1.1. DATOS GENERALES DEL POZO .......................................................................... 44

5.1.2. ESQUEMA MECÁNICO .......................................................................................... 45

5.1.3. ANALISIS TÉCNICO ............................................................................................... 46

5.1.3.1. RESUMEN DE LAS OPERACIONES POZO PREVIAS EN LA SECCIÓN DEL

SIDETRACK .......................................................................................................................... 46

5.1.3.1.1. PERFORACIÓN SECCIÓN DE 8 1/2” .......................................................... 46

5.1.3.1.2. MEDIDAS A TOMARSE ............................................................................... 46

a) OPERACIONES DE PUNTO LIBRE Y BACKOFF ........................................... 46

XIV

b) OPERACIONES DE PESCA ................................................................................ 47

c) TAPÓN DE CEMENTO ....................................................................................... 48

5.1.3.1.3. PROBLEMAS PRESENTADOS DURANTE OPERACIONES .................... 49

5.1.3.2. OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE SIDETRACK, POZO OSOG-086S1 49

5.1.3.2.1. ANTECEDENTES .......................................................................................... 49

5.1.3.2.2. ANÁLISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVÓ LA REALIZACIÓN DEL

SIDETRACK ...................................................................................................................... 50

5.1.3.2.3. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES .................................................... 50

5.1.3.2.4. PROBLEMAS PRESENTADOS .................................................................... 51


a) VIAJES DE LIMPIEZA Y PERFORACIÓN POR RESTOS DE METÁLICOS DE

REDUCTORES DE TORQUE Y RESTOS DE CONO DE BROCA TRICÓNICA ..... 51

5.1.3.3. CORRIDA DEL LINER DE 7” EN POZO OSOG-086S1 .................................... 52

5.1.3.3.1. RESUMEN DE OPERACIONES ................................................................... 52

5.1.3.3.2. MEDIDAS A TOMAR .................................................................................... 53

a) OPERACIONES PARA PESCA DEL LINER DE 7”. ......................................... 53

b) OPERACIONES DE TAPÓN DE CEMENTO Y VIAJES DE LIMPIEZA ......... 53

5.1.3.4. OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE SIDETRACK, POZO OSOG-086S2 54

5.1.3.4.1. ANTECEDENTES .......................................................................................... 54

5.1.3.4.2. ANÁLISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVO A LA REALIZACIÓN DEL

SIDETRACK. ..................................................................................................................... 54

5.1.3.4.3. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES .................................................... 55



a) REGISTROS CON TLC, POZO OSOG-086S2 .................................................... 56

5.1.3.5. CORRIDA DE LINER EN POZO OSOG-086S2 ................................................. 56

5.1.3.6. CEMENTACIÓN DE LINER DEL 7” .................................................................. 57

5.1.3.7. ANÁLISIS DE TIEMPO. ...................................................................................... 57

5.1.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................................ 58

5.1.4.1. COMPARACIÓN DE COSTOS POR CATEGORÍA .......................................... 58

5.1.4.2. COMPARACIÓN DEL COSTO REAL Y AFE ................................................... 65

5.1.4.3. DISTRIBUCIÓN TOTAL DE COSTOS REALES .............................................. 66


DEL POZO OSOB–072S1 ............................................................................................................. 66



5.2.3. ANÁLISIS TÉCNICO ............................................................................................... 68

5.2.3.1. RESUMEN DE LAS OPERACIONES PREVIAS EN LA SECCIÓN DEL

SIDETRACK. ......................................................................................................................... 68

5.2.3.2. PEGA DE TUBERÍA POR EMPAQUETAMIENTO DE LA SARTA ................ 68

5.2.3.3. OPERACIONES DE PESCA ................................................................................ 68

5.2.3.4. ABANDONO DE FUENTES RADIACTIVAS .................................................... 70

5.2.3.5. OPERACIONES DE SIDETRACK DEL POZO OSOB-071S1 ........................... 71

5.2.3.5.1. ANTECECENTES .......................................................................................... 71

5.2.3.5.2. ANALISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVO A LA REALIZACION DE

SIDETRACK ...................................................................................................................... 72

5.2.3.5.3. DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES DE SIDETRACK EN SECCION

DE 8 ½” 73

XV


5.2.3.6. ANÁLISIS DE TIEMPO ....................................................................................... 76



5.2.4.2. COSTOS ADICIONALES GENERADOS POR LAS OPERACIONES DE

SIDETRACK .......................................................................................................................... 80

5.2.4.3. COMPARACIÓN DE LOS COSTOS AFE Y REAL ........................................... 81

5.2.4.4. DISTRIBUCIÓN TOTAL DE COSTOS REALES .............................................. 82


DEL POZO OSOH–114S1 ............................................................................................................ 83



5.3.3. ANÁLISIS TÉCNICO ............................................................................................... 85

5.3.3.1. RESUMEN DE LAS OPERACIONESPREVIAS EN LA SECCIÓN DEL

SIDETRACK. ......................................................................................................................... 85

5.3.3.1.1. FALLA EN LA OPERACIÓN DE ASENTAMIENTO DEL COLGADOR

VERSAFLEX ..................................................................................................................... 85

5.3.3.1.2. OPERACIONES DE PESCA .......................................................................... 86

5.3.3.2. OPERACIONES DE SIDETRACK DEL POZO OSOH-114S1 ........................... 86

5.3.3.2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DE SIDETRACK EN SECCIÓN

DE 8 1/2” 86

5.3.3.2.2. ANÁLISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVO A LA REALIZACIÓN DEL

SIDETRACK ...................................................................................................................... 87

5.3.3.2.3. ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES PROBLEMAS SUSCITADOS

DURANTE LA OPERACIÓN DE SIDETRACK.............................................................. 87

5.3.3.3. ANÁLISIS DE TIEMPO. ...................................................................................... 88



5.3.4.2. COMPARACIÓN DE LOS COSTOS AFE Y REAL ........................................... 92

5.3.4.3. DISTRIBUCIÓN DE LOS SOBRECOSTOS GENERADOS .............................. 93

5.3.4.4. DISTRIBUCIÓN DE LOS SOBRECOSTOS ....................................................... 94

CAPÍTULO VI ..................................................................................................................................... 95

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................. 95

6.1 Conclusiones ....................................................................................................................... 95

6.2 Recomendaciones ............................................................................................................... 97

CAPÍTULO VII .................................................................................................................................... 98

7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................... 98

7.1 Bibliografía ......................................................................................................................... 98

7.2 Web grafía .......................................................................................................................... 99

CAPÍTULO VIII ................................................................................................................................ 100

8. ANEXOS ........................................................................................................................... 100

ANEXO 1: CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD REAL POZO OSOG-086S2 ............... 100

ANEXO 2: CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD REAL POZO OSOB-071S1 ............... 101

ANEXO 3: GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................................... 102

1


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


“Análisis Técnico-Económico de las Operaciones de Perforación de pozos con sidetrack del

Campo Oso”.

Autores: Karla Narváez

Jéferson Vaca

Tutor:………………………

Marzo 2015

RESUMEN

Tesis: “Análisis Técnico-Económico de las operaciones de perforación de pozos con

sidetrack del campo Oso”. Objetivo General: Realizar el análisis técnico económico de las

operaciones de perforación de los pozos con sidetrack del campo Oso. Problema: Ante la

imposibilidad de continuar la perforación de acuerdo al programa de perforación planteado,

surge la siguiente interrogante. ¿Existe la posibilidad de recuperar el pozo mediante alguna

técnica existente en la industria petrolera? Una alternativa sería la operación de sidetrack o

desvío del pozo sobre el pescado dejado en el pozo. ¿Cuál es la posibilidad de éxito en este

tipo de operaciones? ¿En cuánto se incrementan los costos de perforación una vez que esta

operación es aplicada? Es por ello que se ve la necesidad de realizar un análisis adecuado,

para identificar los problemas que se presentan con el fin de poder tomar decisiones

acertadas en la aplicación y desarrollo de la operación de sidetrack, con el pROPósito de

llegar al objetivo planificado inicialmente. Marco Referencial: El campo Oso está ubicado

está ubicado dentro del Bloque 7 a 50 km al sur de la ciudad del Coca, en el centro-occidente

de la Cuenca Oriente. Marco Conceptual: Perforación de Pozos, sidetrack. Hipótesis: La

aplicación adecuada de la operación de sidetrack para continuar la perforación de los pozos

seleccionados es una alternativa que permitiría llegar al objetivo planificado inicialmente,

con el fin de que pese al tiempo y costo incrementados, sea técnica y económicamente

viable. Diseño Metodológico: Seleccionar los pozos del campo Oso, en cuya perforación se

haya realizado operaciones de sidetrack, para posteriormente analizarlas en el aspecto tanto

técnico como económico.

PALABRAS CLAVES: <Análisis> <Técnico> <Económico> < Perforación > < sidetrack >

2

ABSTRACT

Thesis on “ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LAS OPERACIONES DE

PERFORACIÓN DE POZOS CON SIDETRACK DEL CAMPO OSO”. General Objective:

economic technical analysis of drilling operations sidetrack wells Oso field. Problem:

Unable to continue drilling according to the proposed drilling program, the following

question arises. Is it possible to recover the well by an existing technique in the oil industry?

An alternative would sidetrack operation or diversion of well over fish left in the well. What

is the chance of success in this type of operation? Are drilling costs increase once this

operation is applied much? That is why the need for a pROPer analysis is to identify the

problems encountered with the order to make good decisions in the implementation and

development of the sidetrack operation, in order to reach the initially planned target.

Referential Frame: El Oso field is located is located within Block 7-50 km south of the city

of Coca, in central-western Oriente Basin. Conceptual Frame: Drilling, sidetrack.

Hypothesis: The proper application of the sidetrack operation to continue drilling the wells

selected is an alternative that would reach the planned target initially, so that despite the

increased time and cost, technically and economically feasible. Methodological Design:

Select Oso field wells, whose drilling has been conducted sidetrack operations, and later

analyze them in both technical and economic aspects.

KEYWORDS: < Analysis> < Technical> < Budget > < Drilling > < sidetrack >

3

INTRODUCCIÓN

Ante un problema imprevisto suscitado en las operaciones de perforación lo que conllevan a

realizar un trabajo de pesca mismo que no es eficaz, el procedimiento a ser considerado es el de

la desviación de pozos, mediante la técnica de sidetrack.

Esto puede presentarse tanto a hueco abierto como a hueco revestido siendo el caso más común

en el Ecuador el segundo y los métodos utilizados son los mismos en ambos casos que se aplican

en la desviación controlada de un pozo petrolero.

En secciones de hueco abierto de lutitas blandas, arcillas y arenas no consolidadas, la pesca es

probablemente dificultosa y con riesgo.

En estas áreas, la desviación u operaciones de sidetrack en el hueco es relativamente barata, y la

tendencia es consumir muy poco tiempo en trabajos de pesca.

En huecos revestidos, que son los casos más frecuentes en el Oriente Ecuatoriano y por ende en

el Campo Oso, o en formaciones duras, tales como secciones de areniscas, calizas y lutitas duras,

la pesca es probablemente más fácil, y la operación de sidetrack es más costosa; en este caso la

tendencia es hacer el mayor esfuerzo para recuperar o fresar el pescado caso contrario es

eminente una operación para desviar dicho obstáculo.

Puede ser posible hacer un desvío alrededor del pescado o de la obstrucción y llegar a la zona

productiva. A esto se le llama desviación u operación de “SIDETRACK”.

Si el hueco original es casi recto, cercano a la vertical, se puede perforar un hueco desviado a un

lado del pescado, y la dirección no será de importancia. Pero si el hueco original no es vertical,

entonces la dirección y el ángulo del hueco desviado tendrán que ser cuidadosamente

controlados para asegurarse que el nuevo hueco no tocará al viejo.

4

CAPITULO I

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Enunciado del problema

Cuando se llega a la conclusión definitiva de que el pescado o la obstrucción en el pozo no

puede ser sacado, ¿Existe la posibilidad de recuperar el pozo mediante la técnica de sidetrack?

1.2. Enunciado del tema


POZOS CON SIDETRACK DEL CAMPO OSO”.

1.3. Descripción del problema

Ante la imposibilidad de continuar la perforación de acuerdo al programa de perforación

planteado, surge la siguiente interrogante. ¿Existe la posibilidad de recuperar el pozo mediante

alguna técnica existente en la industria petrolera? Una alternativa sería la operación de sidetrack

y desvío del pozo sobre el pescado dejado en el pozo. ¿Cuál es la posibilidad de éxito en este

tipo de operaciones? ¿En cuánto se incrementan los costos de perforación una vez que esta

operación es aplicada?

Es por ello que se ve la necesidad de realizar un análisis adecuado, para identificar los

problemas que se presentan para poder tomar decisiones acertadas en la aplicación y desarrollo

de la operación de sidetrack, con el propósito de llegar al objetivo planificado inicialmente.

5

1.4. Objetivos

1.4.1. Objetivo general

Realizar el análisis técnico económico de las operaciones de perforación de los pozos con

sidetrack de campo Oso.

1.4.2. Objetivos específicos

Describir las generalidades y condiciones actuales del campo Oso.

Detallar los fundamentos teóricos de las operaciones de sidetrack.

Identificar los problemas operativos de perforación de los pozos seleccionados que

conllevaron a la realización de sidetrack.

Comparar los costos planificados y reales luego de la realización de las operaciones de

sidetrack.

Proponer prácticas operativas que minimicen la realización de sidetrack en los pozos en

los que se ha suscitado este hecho.

1.5. Justificación

La elección y la adecuada aplicación de operaciones de sidetrack, puede definir el éxito o

fracaso de un proyecto de recuperación de pozos con problemas. Por esta razón es muy

importante el análisis tanto técnico como económico de las operaciones realizadas.

Esperando que en un futuro las empresas traten de lograr llegar al objetivo planificado, sin que

esto conlleve a la realización de sidetrack en los pozos en los que se presentan problemas, o en

caso de que la operación de sidetrack se realice, tratar de optimizar costos analizando aspectos

importantes previos al desarrollo de la misma.

6

Por estas razones la elaboración de este documento beneficiará a muchas empresas petroleras de

nuestro país, y a estudiantes que realicen una investigación afín con el tema propuesto, ya que

servirá como una referencia porque será un material de información bastante sintetizado y

entendible.

1.6. Factibilidad y Accesibilidad.

1.6.1. Factibilidad

El presente estudio es factible por que se cuenta con el talento humano de los investigadores y el

apoyo técnico de los profesionales de la ARCH y Universidad Central del Ecuador, recursos

económicos propios, información técnica, bibliografía, web grafía pertinente para el desarrollo

del mismo en el tiempo de 5 meses.

1.6.2. Accesibilidad

El proyecto a desarrollarse es accesible, ya que cuenta con el apoyo del Departamento de

Exploración y Explotación Hidrocarburífera de la ARCH, que brindará las facilidades para

recolectar información e interpretarla para la realización adecuada del presente proyecto.

7

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES

2.1. MARCO INSTITUCIONAL

2.1.1. UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

La Universidad Central del Ecuador, es la universidad más antigua y la segunda más grande por

número de estudiantes de la República del Ecuador; sus orígenes se remontan a la Universidad

Central de Quito. La cual se originó de la unión de las Universidades: Seminario de san Luis y

San Gregorio Magno fundada en 1651 por los Jesuitas y la Santo Tomás de Aquino, fundada en

1681 por los Dominicos. Sobre la base de la Real Universidad Pública Santo Tomas se fundó la

Universidad Central de Quito para en el año 1836, mediante decreto del presidente Vicente

Rocafuerte se cambie la palabra Quito, por Ecuador y surge ya de forma definitiva la

Universidad Central del Ecuador.

Misión

“Ofrecer acceso al conocimiento y cultura universal y generar investigación de excelencia

integrada al desarrollo humano del Ecuador. Esta misión la cumple a través de la formación de

grado y posgrado, de la práctica de la investigación social y experimental y de la vinculación con

la sociedad, mediante una gestión apROPiada.”

Visión

“Al 2019, la Universidad Central del Ecuador se proyecta como una de las mejores

universidades públicas del país y de la región, altamente internacionalizada, con carreras y

programas pertinentes en todas las áreas del conocimiento, con una significativa incidencia en el

desarrollo humano a través de sus programas de investigación y vinculación social”

8

2.1.2. CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

La Carrera de Ingeniería de Petróleos se creó en 1968 y es parte de la Facultad de Ingeniería en

geología, Minas, Petróleos y Ambiental (FIGEMPA). Su objetivo es formar profesionales

altamente capacitados tecnológica y científicamente en las diferentes áreas de la industria

Hidrocarburífera, con capacidad de análisis y sentido crítico para proyectar, ejecutar y tomar

decisiones en la solución de problemas generales y específicos.

Misión

“Formar Ingenieros de Petróleos de excelencia, íntegramente capacitados para afrontar desafíos

profesionales con una alta calidad académica, tanto teórica como práctica, con el fin de

satisfacer los requerimientos impuestos por la industria petrolera permitiéndoles un desempeño

eficiente en todas sus áreas, para aportar al desarrollo Hidrocarburífero del país”

Visión

“La Carrera de Ingeniería de Petróleos, busca ser líder en el aprovechamiento sustentable y

sostenible de los hidrocarburos, basándose en una acreditación acorde con los altos niveles

académicos y de categorización”

2.1.3. AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL

HIDROCARBURÍFERO (ARCH)

Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Reformatoria a la Ley

de Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular, controlar y

fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria

hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras que

ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; Adscrita al Ministerio Sectorial con

9

personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica, financiera, con patrimonio

pROPio.

Misión

“Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos, pROPiciar el racional

uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión pública y de los activos

productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de precautelar los intereses de la

sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las operaciones y actividades

relacionadas”.

Visión

“La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, será reconocida como el garante

público de los intereses constitucionales del Estado en el sector Hidrocarburífero, gracias a su

alto nivel técnico-profesional, a su gestión transparente y a su cultura de servicio y mejoramiento

continuo”.

2.2. MARCO LEGAL

2.2.1. REGLAMENTO GENERAL DE GRADO O TÍTULO

PROFESIONAL DE TERCER NIVEL

Aprobado por el Honorable Consejo Universitario, en sesión ordinaria de 8 de Enero del 2013,

fue expedido en uso de las atribuciones contempladas en el Art. 14 del Estatuto de la

Universidad vigente, considerando que es imprescindible unificar normas y criterios que

regulen los procesos de graduación y titulación de conformidad con la Ley Orgánica de

Educación Superior, el Reglamento Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional de

Educación Superior y el Estatuto de la Universidad; cuyo objetivo regular el proceso para el

trabajo de titulación o graduación de Tercer Nivel de formación académica y profesional.

10

2.2.2. REGLAMENTO DE OPERACIONES HIDROCARBURÍFERAS

Publicado en el Registro Oficial Nº 671, 3 de abril del 2012 con respecto de la perforación de

pozos que no consten en el Programa Anual de Actividades y el Presupuesto de Inversiones

aprobado para el año en curso y cuando fuere necesario profundizarlos o desviarlos (sidetrack,

multilaterales), las contratistas, según fuere el caso, presentarán a la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero, en los formatos determinados para el caso, la solicitud de aprobación

previa correspondiente junto con la reforma del Programa Anual de Actividades y el Presupuesto

de Inversiones.

2.3. MARCO ÉTICO

El presente trabajo se realizará en base a la necesidad de la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero, para ello se respetaran los principios valores y principios de la institución,

como también se respetara la integridad de las personas objeto de la presente investigación.

No existe plagio en el presente trabajo y los resultados obtenidos serán para el beneficio del

sector de estudio.

11

CAPÍTULO III

3. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Hipótesis

La aplicación adecuada de la operación de sidetrack para continuar la perforación de los pozos

seleccionados es una alternativa que permitiría llegar al objetivo planificado inicialmente, con el

fin de que pese al tiempo y costo incrementados, sea técnica y económicamente viable.

3.2. Tipo de Estudio

El presente trabajo de investigación es de tipo descriptivo porque analizará tanto técnica como

económicamente las operaciones de sidetrack de los pozos seleccionados del Campo Oso.

Según el tiempo es un estudio transversal puesto que se desarrollará en cinco meses, además es

un trabajo prospectivo porque servirá como referencia para la toma de decisiones en el problema

identificado.

La información requerida permitirá el desarrollo del presente análisis, mediante la recopilación

de información a través de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH); y así

mismo investigación teórica y bibliográfica de fuentes como tesis de grado, folletos, revistas

especializadas y publicaciones relacionadas con el tema.

3.3. Universo y muestra

En la selección de los pozos candidatos, fueron considerados los pozos del campo Oso tomando

como muestra aquellos en los que se realizó operaciones de sidetrack durante el año 2013.

Los pozos seleccionados contaban de información necesaria para el análisis. Para lo cual se

revisó los reportes finales de perforación, tablas de costos y documentos que contengan datos

útiles, los mismos que nos permitieron realizar el análisis técnico y económico, logrando así

12

poder determinar los problemas que se presentaron y obligaron a realizar sidetrack y los costos

adicionales que esta operación implicó.

3.4. Técnica

Para hacer el análisis técnico económico de los pozos seleccionados, la técnica propuesta para

facilitar su entendimiento y estudio está estructurada de la siguiente manera:

1. Recopilación y validación de la información de los pozos seleccionados que en este caso

será proporcionada por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).

2. Procesamiento de la información mediante la revisión detallada, análisis técnico y

económico, para determinar los problemas suscitados los cuales conllevaron a la operación

de sidetrack y sus costos adicionales.

3. Análisis de los resultados obtenidos los cuales servirán para recomendar posibles soluciones,

con el fin de evitar los problemas presentados en la perforación de pozos permitiendo

minimizar tiempos y ahorrar costos en la perforación de nuevos pozos y con esto no hacer

necesaria la operación de sidetrack.

3.5. Recolección de datos

Los datos necesarios para el desarrollo de este proyecto se obtienen a partir de datos de:

Reportes Finales de Perforación

Tablas de costos

Documentos adicionales

3.6. Procesamiento de datos

De acuerdo a los datos proporcionados por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

(ARCH) se realizó el análisis técnico económico de los pozos en estudio. Para ello se utilizó un

software tipo Excel.

13

CAPÍTULO IV

4. MARCO TEÓRICO

4.1. Historia y Generalidades del Campo Oso

El Bloque 7 fue descubierto por Texaco en 1970, luego la BRITISH PETROLEUM

DEVELOPMENT LIMITED, (B.P.) suscribió en diciembre de 1985, un contrato de prestación

de servicios con CEPE, la que actualmente es PETROECUADOR. En agosto de 1990, el

Ministerio de Energía y Minas autorizó a B.P. la transferencia del 100% de sus derechos y

obligaciones que poseía en el Bloque 7 a ORYX ECUADOR ENERGY COMPANY.

A mediados de 1993 se determinó que el Bloque 7 era compartido entre Petroecuador y Oryx,

teniendo Petroecuador el mayor porcentaje de participación (54%).

El Bloque 7 se encuentra ubicado aproximadamente a 160 kilómetros al este de Quito en el

oriente Ecuatoriano, cubre un área de 80397.058 hectáreas y alberga a los campos Coca-

Payamino, Jaguar, Oso, Mono, Lobo y Gacela, los cuales eran operados por la empresa Perenco

y que como consecuencia del abandono en sus operaciones, pasaron a ser operados por el estado

ecuatoriano y su empresa representante Petroamazonas E.P.

El campo Oso, es un campo de 2300 hectáreas donde ubicamos las plataformas Oso 9, Oso A,

Oso B y Oso G, encontrándose estas tres últimas en constante perforación de pozos petroleros.

La geología, características de depositación y petrofísica de los yacimientos del campo oso son

de vital importancia en la perforación de pozos petroleros, más aún cuando estos son

horizontales; el análisis de los aspectos geológicos y características de las arenas productoras son

fundamentales ya que definirán la rentabilidad de la extracción del crudo para la operadora

estatal Petroamazonas E.P.

14

4.2. Ubicación del Área de estudio

El Campo Oso operado por Petroamazonas EP, está ubicado dentro del Bloque 7 a 50 km al sur

de la ciudad del Coca, en el centro-occidente de la Cuenca Oriente.

Dentro del marco geológico, el Bloque 7 está situado en la parte centro-occidental de la Cuenca

Oriente del Ecuador, cerca de la transición entre la planicie selvática de la Amazonía y la zona

subandina con presencia de fallas y levantamientos.

Los principales yacimientos que producen en los campos del bloque 7 son: Formación Napo y la

arenisca Hollín.

En la actualidad, la Cuenca Oriente es una cuenca Terciaria de ante-país, desarrollada frente a la

zona de plegamiento compresional andina. Es una cuenca sucesora de otra cuenca pasiva más

amplia del Cretácico, dentro de un sistema de fosas tectónicas extensionales del Mesozoico

Temprano, que también deformaron los depósitos del Paleozoico que bordean los escudos

estables de Brasil y Guyana.

Figura 2.1 Ubicación Geográfica del Bloque 7, Campo Oso

FUENTE: Departamento de Yacimientos (ARCH)

15

4.3. Geología del Campo Oso

En esta estructura se han encontrado tres tipos diferentes de reservorios de tipo clástico:

Formación Napo:

Arenisca “U” ( caracterizada por depósitos fluviales de valle inciso y estuarinos)

Arenisca “T” (caracterizada por depósitos fluviales a estuarinos y canales de marea).

Formación Hollín:

Arenisca Hollín (caracterizada por depósitos fluviales entrelazados),

Las arenas U, T y Hollín son las principales productoras de hidrocarburos. El análisis detallado

de la secuencia sedimentaria a permitido subdividir en eventos a “U” (Superior Principal), “T”

(Superior Principal) , “Hollín” (Superior Principal) ; lo cual ha sido posible con la utilización de

marcadores guías (zonas de máxima inundación), que fueron definidas mediante respuestas

eléctricas con el implemento de ayuda de registros de rayos gamma, densidad, neutrón, sónico y

resistividad, registros de Drilling Parameters log MD , Formation evaluation log TVD; y de

acuerdo a los informes finales de Perforación y Geología de pozos perforados en el campo Oso

entregado por la operadora Petroamazonas EP.

16

Figura 2.2 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente.

Fuente: Departamento de Yacimientos. PAM EP

17

4.4. Perforación Direccional

La Perforación Direccional controlada es la ciencia y arte de desviar un agujero a lo largo de un

curso previsto a partir de una ubicación inicial hasta una ubicación objetivo, ambas definidas con

un sistema de coordenadas dadas.

La Perforación de un pozo Direccional, básicamente, implica la perforación de un agujero desde

un punto en el espacio (ubicación de la superficie) hasta otro punto en el espacio (la meta) de tal

manera que el agujero puede ser usado para sus fines propios.

Un típico pozo direccional comienza con un agujero vertical, y luego se desvía de este (kick-off

point), de tal manera que la localidad de fondo del agujero pueda terminar cientos o miles de

pies o metros de distancia desde el punto inicial.

Con el uso de la perforación direccional, varios pozos pueden ser perforados hacia un reservorio

desde un mismo punto inicial.

Según datos de importantes compañías, el costo de perforación representa aproximadamente el

40 % de los costos de descubrimiento y desarrollo, es por esto que esta técnica se la comenzó a

emplear desde el año 1920, con el objetivo de desviar obstrucciones y el de impedir curvaturas

en pozos verticales, desde entonces los motores de desplazamiento positivo que se colocan en

los conjuntos de fondo (BHA) se utilizan para perforar todos los pozos direccionales al igual que

dispositivos de medición precisos.

4.4.1. Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional

Complicaciones por la geología local.

Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.

Disminuir costos. (Ej.: evitar instalaciones off-shore)

Disminuir riesgos ambientales.

Pozos de alivio.

La técnica de origen de la perforación direccional fue el sidetrack, utilizada para pasar pescas y

obstrucciones.

18

El sidetrack orientado, es el tipo más común de desviación, se realizan cuando hay cambios

inesperados en la geología y obstrucciones en el camino del pozo.

4.4.2. Problemas más frecuentes en pozos petroleros hueco abierto

4.4.2.1. Patas de perro

Las desviaciones bruscas en la dirección del pozo son llamadas Dog Legs. Cuando el pozo pasa

a través de rocas de varios tipos, los escalones se forman en las interfaces entre capas de

diferente dureza. Mientras se perfora un pozo las características de la roca causan una deflexión

en la roca, lo que puede desencadenar un cambio en la dirección del pozo. De igual manera, al

perforar con un BHA direccional, los cambios repentinos en ángulo, pueden causar un pliegue en

la dirección del pozo. Estos mecanismos usualmente ocurren cuando un BHA inapropiado es

bajado en el pozo después de un cambio de BHA, intercalaciones de formaciones duras a

blandas, en formaciones fracturadas o falladas, después de cambios de dirección o mientras se

está sacando tubería en hueco abierto.

La severidad de pata de perro es la magnitud de cada pata de perro, referida a un intervalo

estándar establecido, el dato se reporta en grados por cada 100 pies. Es conveniente mantener las

severidades tan bajas como sea posible en la perforación convencional es decir menos de 4 a 5

grados por cada 100 pies ya que las severidades altas provocan problemas en el pozo tales como

aprisionamiento de tuberías o desgaste de las mismas.

En 1961 Lubinski presentó lineamientos para las tasas de cambio de ángulo de los pozos.

Dijo que si se diseña un programa de tal modo que evite daños a la tubería mientras se perfora, el

pozo será aceptable para la instalación de sartas convencionales de revestimiento, producción y

varillas de succión en cuanto a la severidad de las patas de perro.

Aquí se muestra un clásico ejemplo de una pata de perro severo que produce fatiga en la sarta de

perforación.

El esfuerzo en el punto B es mayor que el esfuerzo en el punto A, pero a medida que gira la

tubería, el punto A cambia del interior de la curva hacia exterior de la curva y nuevamente al

interior.

19

Todas las fibras de la tubería pasan de tensión mínima a máxima y viceversa. Las inversiones

cíclicas de los esfuerzos de esta naturaleza causan fallas por fatiga en la tubería de perforación,

generalmente en los dos primeros pies del cuerpo en la porción adyacente a la junta a causa del

cambio abrupto de sección transversal.

Si se excede el límite de resistencia a la fatiga de la tubería de perforación mientras ésta gira en

una pata de perro, puede resultar una costosa tarea de pesca o “la pérdida total del pozo”.

Figura 2.3 Dogleg y radio de curvatura

Fuente: Baker Hughes

20

Figura 2.4 Radio de curvatura se vuelve crítico en un pozo desviado

Fuente: Baker Hughes

4.4.2.2. Pega de tubería

Se llama así a la situación en la que la tubería de perforación queda atascada en el pozo

imposibilitando su movilidad. La tubería puede moverse parcialmente y en algunos casos se

puede tener la posibilidad de circular y rotar la tubería.

En las operaciones de perforación de pozos petroleros, la tubería puede pegarse a la formación

debido a:

Derrumbes o hinchazón de la formación.

Al pasar los cuellos de perforación de gran diámetro a través de una pata de perro

mientras que se saca la sarta de perforación del pozo.

4.4.2.2.1. Tipos de pega de tubería

Por lo general se conocen tres tipos de pega:

21

a) Empaquetamiento

Ocurre cuando existen materiales en el hoyo, tales como ripios de la formación, desechos, etc.,

que se acumulan alrededor de la tubería y/o del BHA y bloquean el espacio anular entre la

tubería y la pared del pozo. Se tiene que recordar que los ripios, tanto grandes como pequeños

pueden hacer que la tubería se quede pegada.

De acuerdo a las estadísticas alrededor del mundo, el empaquetamiento es la causa de mayor

frecuencia que provoca situaciones de pega de tubería. Ello ocurre normalmente cuando las

bombas de lodo se apagan por extensos períodos de tiempo como cuando se está sacando la

tubería, sobre todo cuando este viaje se está haciendo en contrarrepaso o backreaming.

Es un trabajo demasiado arduo liberar la tubería cuando la pega es por empaquetamiento, siendo

las posibilidades de éxito muchísimo menores que cuando la pega es diferencial o por geometría

del hoyo.

b) Pega Diferencial

Tiene lugar cuando la tubería es empujada hacia las paredes de formaciones permeables por la

diferencia de presión (sobre balance) creada entre la presión hidrostática y la de formación

representa una de las causas más comunes de pega de tubería. La fuerza de fricción entre la

tubería y la formación es tan elevada que no se tiene la posibilidad de mover la sarta. Además,

este mecanismo de pega ocurre la mayoría de las veces cuando se tiene la tubería mucho tiempo

estática o sin moverse.

c) Geometría del Hoyo

Este mecanismo de pega ocurre cuando el ensamblaje de fondo (BHA) no es el apropiado para la

forma del pozo que se está perforando. Por lo tanto la tubería queda imposibilitada de pasar por

una sección geométricamente compleja del pozo.

También es asociado a las arcillas, cuando estas se hinchan y reducen el diámetro del hueco

llegando a obstruir la circulación y la sacada de la sarta; se da en mayor proporción si este efecto

se produce por encima de componentes de gran diámetro (botellas, tool joints, broca, etc.).

22

La inestabilidad de las paredes del pozo es atribuible a varios motivos, suele ser causa frecuente

y grave de aprisionamiento. Las causas pueden dividirse en mecánicas y químicas, pudiendo

aparecer ambas al mismo tiempo. En caso de desmoronamiento es útil y conveniente relacionar

el volumen de los cortes obtenidos por la zaranda del pozo que se está perforando. Aquí,

generalmente, el volumen de ripios supera a los lodos. Muchas formaciones se muestran

sometidas a tensiones naturales importantes debido a las fuerzas tectónicas. Al perforarse un

pozo este constituye una zona debilitada y según el grado de debilidad o fragilidad de la

formación y de las tensiones a la que está sometida, podrá producirse un desmoronamiento

del tamaño de las partículas desmoronadas en función básicamente, de la litología de la

formación. Un desmoronamiento de tipo mecánico, solo puede detenerse por el incremento la

presión hidrostática del lodo y por lo tanto de su densidad.

4.4.2.2.2. Factores que causan una pega diferencial

Los factores que pueden causar una pega diferencial se detallan a continuación:

Formaciones altamente permeables: son aquellas formaciones como areniscas,

calizas, carbonatos, etc.

Sobrebalance de la columna: por lo general el peso del lodo en el pozo es mayor que

la presión ejercida por la formación, pero demasiado sobrebalance en el hoyo hará

mayor el riesgo de que ocurra una pega diferencial.

Revoque: un filtrado de revoque de propiedades pobres y espesas incrementa las

oportunidades de que se pegue la tubería.

Movimiento de tubería: si la sarta permanece estática por un largo período de

tiempo, la torta del filtrado (revoque) tenderá a desarrollarse alrededor de las zonas

permeables y la tubería, incrementando las posibilidades de que ocurra una pega

diferencial.

Posibles acciones a tomar en una pega de Tubería.

Aplicar torque hacia la tubería y martillar hacia abajo con la máxima carga

admisible.

Martillar hacia arriba sin aplicar torque a la tubería.

23

Bombear píldoras de bajo peso para reducir la presión hidrostática. Para este

procedimiento se debe asegurar de que aún la presión hidrostática sea mayor que la

de la formación, de lo contrario nos podemos envolver en una situación de

arremetida.

Disminuir el área de contacto entre la herramienta y la formación con el uso de stand

off.

4.4.2.2.3. Señales de alerta de que está ocurriendo una pega diferencial

Hay demasiado sobrebalance entre el hoyo y la formación. Especialmente cuando existen zonas

altamente depletadas, es en estas zonas donde más incrementan las posibilidades de que ocurra

una pega diferencial.

Se observa alto torque y arrastre cuando la sarta se está moviendo. Una vez que esto pase no se

puede estar en la capacidad de tensionar o rotar la tubería.

4.4.2.3. Bloque de cemento

La corrida de la tubería en una pata de perro puede ser un problema muy serio. Si el revestidor se

atasca en una pata de perro no llegará hasta el horizonte productor.

En tal caso será necesario moler la zapata e instalar un revestidor de menor diámetro hasta la

formación productora.

Aún si es posible hacer pasar el revestidor a través de la pata de perro es posible dañarla

gravemente, esto sería un posible atascón o pescado de la tubería de perforación o de cualquier

herramienta usada en un futuro dentro del pozo.

Esto a menudo sucede cuando el cemento se vuelve inestable alrededor del zapato del

revestimiento, tapón remedial en hueco abierto o tapón de desviación.

Pedazos duros de cemento caen dentro del pozo y atascan la sarta de perforación, dicho

problema puede ocurrir en cualquier momento y es perjudicial para continuar con la perforación

normal del pozo ya se tiene que parar la operación, tratar de destrabar la sarta y en el caso de no

poder liberar la sarta se puede considerar esta obstrucción como un pescado.

24

Las patas de perro empujan fuertemente a la tubería de revestimiento contra la pared del pozo

impidiendo así una buena adhesión del cemento porque el cemento en este punto no circula entre

la pared del pozo y el revestidor.

Esto hace que no haya una cementación confiable y para nuestra operación de sidetrack se

requiere una óptima o por lo menos una buena cementación.

4.4.3. Operación de Pesca

Uno de los grandes problemas que afectan la perforación de un pozo son las pescas que se

originan en su interior y que pueden ocurrir por varias causas, siendo las más comunes las fallas

de los componentes de la sarta de perforación, aprisionamientos, y operaciones mal efectuadas.

Durante la perforación, maniobras y operaciones con las distintas herramientas, es fundamental

evitar que ocurra una pesca, ya que ésta suele ocasionar pérdidas de tiempo, operaciones fallidas,

pérdidas de herramientas, hasta llegar a la pérdida parcial o total de un pozo.

Se define pesca como: “operación o procedimiento que se efectúa dentro de un pozo con

herramientas especiales, con el objeto de remover o recuperar materiales, herramientas, sondeo o

cañerías que impiden o afectan la perforación o la continuación normal de las operaciones para

terminar el pozo”.

En las tareas de pesca, lo esencial es no perder el tiempo. Si no se escoge o no se tiene a mano la

herramienta apropiada, se demora la recuperación. Esto, además de consumir el valioso tiempo

de equipo, multiplica la dificultad con que se recuperan las piezas perdidas.

Por eso es importante conocer todas las herramientas de las que se puede disponer, así como el

trabajo para el cual ha sido diseñada cada una de ellas.

4.4.3.1. Causas

Existen muchas y muy variadas causas, pero dentro de las más comunes se citan las siguientes:

A. Falla del equipo de superficie.

B. Falla de las herramientas dentro del pozo.

25

C. Falla por operación inadecuada.

D. Descuido o error humano.

4.4.3.2. Clasificación de las Herramientas de Pesca

Existen diversas operaciones de pesca y existe gran diversidad de herramientas y diseños a usar

según el tipo de trabajo a realizar, tales como: fresar elementos pequeños, recuperar elementos

dentro del pozo, lavar columnas de perforación atrapadas, sacar sondeo dentro del pozo, cortes

de cañería, recuperar sondas, etc.

Es de vital importancia la selección de la herramienta adecuada a las características de la tubería

o accesorio a recuperar.

Cada operación de pesca es diferente dependiendo de la manera en que se atrapa o suelta el

elemento.

La primera agrupación de las herramientas de pesca es en dos clases generales:

Las que sacan la pesca completa y las que lo rompen para sacarlos en trozos muy pequeños.

La segunda división de estos artefactos es según la forma de la pesca, así hay pescadores para

recuperar piezas tubulares tales como portamechas, barras de sondeo, cañerías y para piezas de

formas diversas: trépanos de conos, mordazas, pernos, etc.

Las herramientas de pesca que más se utilizan, según el tipo de trabajo a realizar pueden

clasificarse en:

a) Pescadores de limpieza y recuperación de materiales sueltos

b) Fresas, zapatos y trépanos de molienda

c) Pescadores de agarre exterior e interior

d) Cortadores de corte exterior e interior

e) Herramientas para golpear

f) Caños lavadores

g) Pescadores para cables

La habilidad para operar las herramientas de pesca, como las características físicas de las

mismas, dependen del tamaño del pozo, y si el mismo se encuentra entubado o no, siendo más

difícil cuanto más chico es el diámetro del pozo.

26

Generalmente cuando surgen problemas en las operaciones de perforación, son pocas las

probabilidades de recuperación de la pesca y estas decrecen con el tiempo. Ha sido esta falta de

éxito, asociado con los riesgos y la economía que han hecho que la pesca en estas aplicaciones

sea insignificante.

A menudo se opta por abandonar la pesca y desviar inmediatamente (sidetrack).

Figura 2.5. Sidetrack

Fuente: Slb

4.4.4. Inicios de la técnica del sidetrack

En 1920, cuando los whipstocks se dieron a conocer en los campos de California, el uso primario

fue el de un “dispositivo correccional”. Esta corrección era necesaria ya sea para desviar

alrededor de una pesca o para poner un agujero de vuelta a su verticalidad inicial. Un uso

alternativo del Whipstock era el de perforar pozos de alivio en casos de incendios superficiales o

subterráneos.

Más tarde, esta herramienta fue usada para desviar intencionalmente el pozo desde una posición

vertical. Así, por primera vez, el sidetrack mediante el Whipstock se convirtió en una operación

previamente planificada y contribuyó al avance de la perforación direccional.

Durante los años 1920 y 1930, otros métodos tales como las Juntas Articuladas y Deflectores se

utilizaron para desviar el pozo. Todos estos métodos fueron comunes cuando se llegó a

27

comprender que las estructuras geológicas, tales como zonas de fallas, trampas estratigráficas, y

los domos de sal podrían ser direccionalmente perforados. Sin embargo, el desempeño de estas

herramientas de desviación no era tan previsible como los whipstocks.

Más y más, la palabra Whipstock se convirtió en sinónimo de sidetracking. En los años 1940`s y

1950`s la tecnología de survey o planimetría avanzó para proveer una imagen más precisa de la

trayectoria y desviación de los pozos.

El Section Mill, un molino hidráulico, fué el más notable de estos avances. A diferencia del

Whipstock, el Section Mill remueve 360 grados de revestimiento, todo lo contrario a la pequeña

ventana proporcionada por el Whipstock. Se convirtió igualmente común durante este período,

ya se cortar una sección de la tubería de revestimiento o moler una ventana.

En la década de 1980, fueron creados productos de fresado de carburo híbrido y llegaron a estar

comercialmente disponibles. Normalmente era necesario ejecutar numerosas carreras para

completar la sección, o para fresar una ventana útil en el revestimiento.

Mediante la incorporación de carburos especiales en las herramientas fresadoras de fondo de

pozo, las limitaciones operacionales cambiaron, desde el molino a otros equipos de perforación

tales como el fluido y las bombas. Ahora la Section Mill podía eliminar hasta 100 ft en una sola

corrida a una rata de molienda muy rápida. Sin embargo, los recortes metálicos de la operación

tenían que ser removido del agujero en un tiempo de manera que se evite el pegamiento del

ensamblaje del molino, por lo tanto, la tasa de fresado debía ser controlada para evitar

problemas. Una vez que la sección está cortada, un tapón de cemento debía ser asentado y

endurecido pROPorcionando una plataforma para desviar el pozo.

Estas operaciones acumulativas son tiempo consumido e impactan sobretodo en la economía de

la operación de sidetrack. En este momento la tecnología del Whipstock no había avanzado tan

rápido como la operación de molienda de una sección. Por lo tanto, se hizo muy común en los

finales del decenio de 1980 y principios de 1990 moler una sección para el desvío del pozo.

Si el número de corridas para moler una ventana se podría reducir, el Whipstock

pROPorcionaría un medio más rápido de salir del agujero y aceleraría los objetivos de

perforación.

A mediados de la década, el número de viajes para completar una ventana se había reducido a

una. Igualmente importante es la reducción del riesgo asociado con las operaciones de

Whipstock. Hoy en día el método preferido para el sidetrack es el Whipstock.

28

4.4.4.1. Diseño y Desarrollo

A partir de 1997, se inició el desarrollo de materiales para estructuras de corte que muestran los

beneficios de carburo, para el fresado de acero, y los beneficios de diamantes policristalinos

(PCD), para la perforación de la formación.

Se llevaron a cabo pruebas de laboratorio en diversos materiales en una simulación de fresado

para un sidetrack y su capacidad para cortar diversos grados de revestimiento. Un examen de los

recortes en tamaño, forma, apariencia y fueron evaluados, así la condición del cortador después

de la operación.

Mediante la optimización en la composición de los diamantes, un material de superior fuerza y

resistencia fué creado. Las características expuestas por el material lo convirtieron en un

candidato para salidas del revestimiento y perforación de la formación.

Figura 2.5. Fresa de Carburo adaptado con insertos PCD

Fuente: sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis

29

Figura: 2.6. Fresa adjunto al Whipstock

Fuente: sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis

4.4.5. Conceptos generales del sidetrack

La apertura de ventana o sidetrack es una técnica de perforación que consiste en la desviación

del hueco sobre una obstrucción que podría ser un pescado o una corrección de la trayectoria

debido a pérdidas del control direccional severo del pozo de acuerdo a la trayectoria planeada

originalmente.

Para llevar a efecto este tipo de trabajos se requiere de herramientas especiales y personal

experimentado en el uso de tales herramientas. Esta sección presenta de manera general las

herramientas y procedimientos usados en la apertura de ventanas en hueco revestido. El BHA

usado normalmente está formado básicamente por el conjunto de una cuchara deflectora y un

moledor de acero (Mill) conocido de manera integral como Whipstock. Una vez que este

ensamblaje es direccionado en base a la lectura emitida por el Gyro, se activan las cuñas de

anclaje y se procede a romper el pin de fijación del Mill y comienza la apertura de la ventana

30

para continuar luego con la perforación de los primeros pies de formación en la dirección y el

ángulo de inclinación generado por la cuchilla deflectora.

Finalmente, se baja un ensamblaje con Mill y Watermelon para reacondicionar la ventana en el

casing.

Después, de todo este proceso se retoma la operación normal de perforación para conseguir el

objetivo planteado en el programa original. La figura 1 ilustra la apertura de la ventana y la

salida del ensamblaje en la dirección planeada.

Figura 2.7. Apertura de una ventana con Whipstock

Fuente: Baker Hughes Incorporated

En campos maduros, perforar un sidetrack en un pozo existente es a menudo más rentable que

perforar un pozo nuevo. Además, los avances en las herramientas y los métodos han hecho que,

en muchos casos, el sidetrack sea una alternativa económica a los trabajos de pesca

convencional.

En el caso de pozos entubados, se hacen desvíos cortando la cañería con el fin de apartarse del

pozo viejo cuya producción ha mermado debido a que sus punzados se taponaron con arena,

parafina o elementos que caen de superficie y hacen que su limpieza o su remoción sea muy

costosa. O también para volver hacer producir un pozo abandonado por alguna pesca

irrecuperable dentro de la cañería, el cual es el caso del presente trabajo.

31

El sidetrack puede ser ciego u orientado, el sidetrack orientado consiste en desviarse del agujero

a través del revestimiento hacia un rumbo o una dirección predeterminada, por otra parte el

sidetrack ciego sólo consiste en desviarse del agujero hacia cualquier rumbo; El sidetrack

orientado nos puede dar una ubicación estructural del fondo de pozo mucho más favorable.

El sidetrack ofrece una alternativa económica para mayor recuperación de hidrocarburos, a

menudo a tasas aceleradas.

4.4.6. Ventajas del sidetracking

Las ventajas del sidetrack también incluyen:

Eliminación de problemas del agujero de origen.

Minimización de la cantidad de agujeros nuevos a ser perforados versus pozos nuevos.

Utilización de la infraestructura existente.

Implementación de última tecnología de fluidos.

Capitalización de prácticas avanzadas de perforación direccional/horizontal.

Explotación de reservorios marginales existentes.

Tecnología Multilateral.

Se trata de una operación de reparación que se resulta en la creación de una nueva sección en el

pozo con el fin de:

a) desviarse en torno a obstrucciones,

b) Re-perforación de agujeros perdidos, ó

c) Para enderezar agujeros torcidos.

Estas decisiones se basan en general de la economía para la perforación, teniendo en cuenta el

costo total de operación versus el costo de las herramientas dejadas en el agujero.

Así como muchos sidetracks han sido exitosos, aún se pueden realizar avances operacionales en

el sistema para reducir los costos, permitiendo así que más hidrocarburo sea recuperado. Esto se

logra mediante la eliminación de los viajes y corridas del trépano durante el proceso de

sidetrack.

32

4.4.7. Operación de sidetrack Orientado en Agujero Revestido

El sidetrack orientado en agujero revestido es la atención específica de este análisis, ya que

muchas veces es más económico desviar un pozo entubado que perforar un pozo nuevo.

Ya que el desvío será orientado el uso de un tapón mecánico se hace indispensable. La dirección

o rumbo del Whipstock es dado por la compañía de perfilajes mediante dispositivos como el

giroscopio o el MWD, y una vez direccionado y fijado, es entonces cuando se inicia la rotación

de la columna fresadora.

Este sidetrack implica desviar la trayectoria del agujero existente revestido creando una ventana

en el revestimiento del pozo, fresando la tubería de revestimiento de acero en una zona, ya sea

en el fondo del pozo o en una zona favorable hasta una profundidad predeterminada por debajo

de la superficie.

La operación de fresado es entonces seguida por la perforación dirigida de la formación rocosa a

través de la ventana recientemente formada en la tubería de revestimiento. 6

El estado de la cañería es muy importante para poder ubicar el liner después del desvío, por lo

tanto es necesario realizar una Prueba de Caliper, y un CCL para ubicar con precisión la

profundidad en que se asentará el tapón y también para evitar de colocar el Whipstock frente a

una cupla, además de registros CBL (Cement Bond Logging) para verificar el estado de

adherencia del cemento entre la pared del pozo y la tubería de revestimiento.

El sidetrack permite el desarrollo de un nuevo agujero lateral dirigido hacia sitios productores de

hidrocarburos sin mover el equipo de perforación.

4.4.8. Herramientas de sidetrack

Para la preparación de un programa de perforación sidetrack involucra muchos aspectos,

dependiendo del diseño y condiciones del pozo hay varias posibilidades de sidetrack desde el

kicking off en la abierta de hueco o la utilización del whipstock para abrir la ventana a través de

uno de los lados del casing.

33

Figura 2.9. Herramientas del Pozo Horizontal sidetrack

Fuente: PAM EP

Para la perforación por medio de sidetrack se usan herramientas como las que señala a

continuación:

Hole Oponer

Bullnose

Section Mill

Whipstock

4.4.8.1. Hole oponer

Es usualmente diseñado como una herramienta para preparar el diámetro. El hole oponer es

usado para abrir pozos pilotos.

Figura 2.10 Hole oponer

Fuente: Baker Huges

34

4.4.8.2. Bullnose

Es usado como guía del hole oponer, particularmente en huecos pilotos. El bullnose puede ser

hueco o sólido, el fluido que circula por aquí va directamente hacia arriba por los jets limpiando

los cortes.

Figura 2.11 Bullnose

Fuente: Baker Huges

4.4.8.3. Section Mill

Esta sección es usada para moler el casing (usualmente el en sidetrack). Este incluye 6 cuchillas

triangulares las cuales son revestidas con carburo de tugsteno, las cuales se asientan en el tope

del casing y proceden a moler la sección.

35

Figura 2.12 Section Mill

Fuente: Baker Huges

4.4.8.4. Whipstock

También llamada cuchara, es una herramienta de deflexión, el wipstock puede ser aplicado el

hueco abierto o el hueco con casing, esta herramienta es principalmente usada para realizar a una

cierta profundidad una ventana en el casing.

36

Figura 2.13 Whipstock

Fuente: PAM EP

Un típico Whipstock es una rampa inclinada, que puede ser permanente o removible, asentado

en el interior del revestimiento existente El Whipstock está especialmente configurado para

desviar la fresa a un lado de la tubería de revestimiento con el fin de crear una ventana elíptica

alargada en dicha tubería.

37

El Whipstock tiene un cuerpo que se asienta sobre un tapón mecánico. En este sentido,

conexiones ranuradas entre la cuña y el tapón mecánico facilitan la correcta orientación de la

guía.

La porción desviada recibe los dientes de la fresa mientras este es impulsado al fondo del pozo.

De esta manera, los respectivos dientes son dirigidos contra la tubería de revestimiento para

cortarla y formar la ventana.

4.4.8.4.1. Descripción del Whipstock

El Whipstock tiene un extremo superior que está conectado a un mango piloto 2 por los shear

bolts o pernos cortantes. El mango piloto sirve como un elemento de sacrificio en el primer corte

de la ventana, el mango piloto es una función opcional, pero es de uso común.

El Whipstock tiene un cuerpo definidos con una cáscara exterior de metal y una cavidad interna.

El cuerpo del Whipstock tiene un extremo inferior que asienta sobre el tapón. El extremo

inferior del Whipstock incluye una cuña de orientación, que se asienta en el tapón mecánico y

ayuda a orientar correctamente el Whipstock de fondo.

El Whipstock también comprende una porción desviada que se encuentra en el extremo superior

con un ángulo de 15º, y sirve para impulsar el molino hacia el exterior en contra de la tubería de

revestimiento durante la operación de frezado. Esta porción desviada por lo general define una

porción de forma cóncava del cuerpo.

En el caso de un Whipstock de perforación, esta pieza de forma cóncava incluye una lámina

denominada como “lámina de perforación”

38

Figura 2.14 Whipstock mecánico sistema shallow angle quickcut

Fuente: WTF-PAM EP

39

Estas láminas reciben explosivos de perforación, durante operaciones posteriores de

completación de agujero. De esta manera, la producción también puede ser obtenida a partir del

agujero primario. Más concretamente, el operador puede producir los fluidos desde la formación

original a través del empacador y luego a través de una cavidad dentro del cuerpo del

Whipstock.

4.4.9. Apertura de ventana

La selección de una ubicación óptima para la ventana es un aspecto vital del proceso de

sidetrack. La ventana a fresar debe planificarse a estar en una tubería de revestimiento, la cual

tiene que estar en buen estado y adecuadamente cementada, situada en una formación estable

(lutita), y si es posible que no tenga un centralizador ya que puede retardar el proceso de

molienda.

Una vez que la profundidad óptima es seleccionada, basados en los perfiles del cemento, perfiles

localizadores del collar flotador (Casing Collar Locator) y las características de la formación es

importante poner en correlación la profundidad o el tapón a anclar de tal manera que a) este sea

asentado en el mismo tramo que va a ser fresado y b) evitando la posibilidad de tener que fresar

a través de la unión o cuplas.

Una vez que el Whipstock y el tapón mecánico estén correctamente direccionados y fijados en el

fondo del pozo, se inicia el procedimiento de fresado de la ventana mediante la rotación de la

columna. La columna se somete a una carga de 5000 a 6000 libras (de la cual el drilling sub

forma parte) para cizallar o cortar los pernos o shear bolts permitiendo así la rotación de la

columna.

La columna de fresas rota y avanza lentamente. Cuando la columna de perforación avanza el

cono pasa sobre el mango piloto y obliga a los cortadores cortar a través del revestimiento. Una

vez que el mango piloto ha resbalado hacia la parte más larga del cono, el cortador superior lo

muele, mientras los cortadores descienden aun más llegan a contactar la lámina de perforación

del Whipstock, la geometría en ángulo de la zona cóncava de este impulsa la fresa y lo pone en

contacto con la tubería de revestimiento, para formar la ventana inicial en la ubicación deseada.

Los espacios entre los cortadores son conductos que permiten la recirculación de fluidos con

recortes de metal suspendidos durante la operación de molienda.

40

Esta fresadora tiene en su cuerpo canales para el flujo de fluidos desde arriba hacia abajo y

puertos jets para ayudar en la remoción de los cortes y escombros.

Una vez que la combinación de fresas sale completamente del revestimiento, continua cortando a

través de formación y completa la maniobra de sidetrack, es entonces que la combinación de

fresas de un viaje es sacada del agujero.

Un trépano de perforación es corrido en una sarta de perforación el cual es desviado por el

Whipstock a través de la reciente nueva ventana. La broca gira por medio de un motor rotativo

de fondo de pozo y acompañado de un MWD.

Después que el agujero lateral este formado, este se lo deja a agujero abierto, o sino el agujero es

entubado con un “liner”, el cual esta sujetado del revestimiento del agujero principal, entonces se

realiza la cementación.

Este procedimiento es denominado “sidetrack”. El punto al cual la trayectoria del pozo es

desviada se llama “kick- off point” y la abertura cortada a través del revestimiento es llamada

“ventana”.

4.4.9.1. Manejo de desechos

Un eficaz manejo de los desechos o virutas ha demostrado ser fundamental para el éxito de la

operación de apertura de ventana. Es importante hacer hincapié en la necesidad de una efectiva

planificación y contar con una contingencia en esta materia.

Antes de fijar el tapón mecánico es necesario cerciorarse de que la tubería de revestimiento este

limpia en la profundidad donde este se va a asentar, esto puede hacerse a través de un rascador

que va en la sarta.

En el transcurso del fresado de la ventana aproximadamente 130 Kg. de virutas de acero se

generarán en el fondo del pozo y deben ser eliminados para evitar posibles problemas con las

tuberías o daños a los equipos.

Se ha demostrado que entre el 70 y el 75% de viruta se recupera del pozo. No se utiliza ningún

fluido especial, pero si los fluidos de alta viscosidad y con capacidad de suspensión han

demostrado ser el método más eficaz para la limpieza del agujero.

41

Es importante hacer un seguimiento del peso de fluido que vuelve a las zarandas y comparar con

la cantidad de corte, para determinar la eficiencia aproximada de la limpieza del agujero y

cuando bombear un barrido.

El sistema de fresas cuenta con pescadores imantados colocados en las zarandas, que tiene por

objeto recoger las virutas que no son circuladas fuera del pozo.

4.4.10. Seguridad antes durante y después de la operaciones de sidetrack

El operador a cargo, antes de iniciar las actividades tanto en taller como en campo verifica las

condiciones de salud y seguridad del personal así como sus elementos básicos de acuerdo a lo

definido en el procedimiento de salud y seguridad Campo Base Coca, a la vez acatando

disposiciones y políticas pROPias del cliente cuando se realice trabajos en campo.

En caso de no disponer del equipo de seguridad el operador solicita al jefe de materiales se dote

de todo los implementos de seguridad, el operador recibe de parte del gerente de servicios una

orden interna de trabajo, para realizar dicho trabajo con el apoyo de tres ayudantes procede al

ensamblaje de la herramienta en taller, con el apoyo del encargado del montacargas bajo la

autorización del jefe de materiales, se procede a colocar la herramienta en los rieles designados

para el ensamblaje.

Una vez en la locación los operadores designados para la operación deberán acatar al pie de la

letra las normas de seguridad con las que se maneja el cliente, pero tomando en cuenta siempre

la salud y seguridad de los operadores.

4.4.11. Aplicación en la industria petrolera de las operaciones de sidetrack

Rehabilitar pozos con problemas mecánicos (pescados), con alto corte de agua o baja

producción de crudo.

Incremento de Índice de productividad de pozos con baja productividad, mediante la

perforación horizontal a partir del pozo vertical ya existente (más eficiente que una

fractura).

Aumentar el factor de recobro de yacimientos maduros.

Drenar zonas aledañas a pozos vecinos.

42

Incrementar la producción de campos maduros.

Reducir costo de levantamiento por unidad de reserva.

Aumentar el Valor Actual Neto de los yacimientos maduros.

Mejorar la arquitectura de drenaje.

Extender la vida útil de los yacimientos.

4.4.12. Tipos de operaciones de sidetrack

4.4.12.1. A hueco abierto

Para desviar un pozo a hueco abierto en una formación blanda es muy sencillo, es

cuestión de determinar dónde se va a desviar el pozo con registros de profundidad y

luego se procede a colocar un tapón de cemento con una compañía de cementación en el

fondo del pozo, ya que el cemento es más duro que la formación la broca topa el

cemento y se desvía para perforar un nuevo hueco.

En formaciones duras el proceso es un poco más complicado, se procede una primera

etapa con un tapón de cemento al igual que en el caso de formaciones blandas para

cuando se llegue a la zona más dura de la formación necesariamente se tiene que ayudar

con una guia de metal inclinada denominada cuchara desviadora en el fondo del pozo

para forzar a que la broca tome cierta dirección contra la pared de la formación.

4.4.12.2. A hueco revestido

Un procedimiento común para desviar un pozo revestido es colocando una cuchara

dentro del revestimiento. Este dispositivo tiene cuñas en el extremo inferior que se

agarran de la parte interna del revestimiento de producción, y evitan que la cuchara se

mueva hacia arriba, o hacia abajo o que de vueltas. Se quedará en el hueco permanente.

Se baja hasta 5 pies del punto de desviación, de allí se sube lentamente y un mecanismo

afloja las cuñas cuando toca un cuello del revestimiento. Seguidamente en otro viaje se

baja la cuchara para fijar las cuñas firmemente.

43

Inmediatamente encima de la cuchara se instala una junta de amortiguación en la sarta

de tubería. Esto permite levantar la tubería como a un pie sin perturbar la cuchara. Luego

la tubería se baja rápidamente para aplicar un impacto rápido y romper el pasador que

fija la cuchara a la tubería de perforación. Esto facilita comenzar el fresado del

revestimiento.

La fresa inicial tiene cuchillas a los lados y en el fondo, y tiene un extremo de nariz

redondeada.

Después de fresar algunos pies, en otro viaje la fresa se cambia por otra de lados lisos y

con cuchillas en la superficie del fondo. Y en otro viaje para completar el corte se baja

una broca de conos en el extremo de la sarta con una fresa en el extremo del primer

portamechas encima de la broca (más o menos 30 pies). Esta fresa tiene solamente

cuchillas laterales.

Las herramientas preparadas en esta forman alisan las orillas ásperas de la ventana hecha

en el revestimiento para evitar que la tubería de perforación se trabe allí en las

operaciones siguientes. Después de haber completado la ventana, la broca habrá

perforado unos 30 pies dentro de la formación. Desde este punto en adelante la

perforación se continuará por los métodos normales.

Este es un procedimiento antiguo que manejan algunas compañías hasta la actualidad en

nuestro país, pero ya se empieza poco a poco a implementar un nuevo sistema de

cuchara desviadora con anclaje hidráulico que realiza la ventana en un solo viaje.

44

CAPÍTULO V

5. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS


DEL POZO OSOG–086S2

5.1.1. DATOS GENERALES DEL POZO

Pad “OSO G”

Pozo OSOG–086S2

Compañía Operadora PETROAMAZONAS EP

Nombre del Taladro SINOPEC 168

Contratista del Taladro SINOPEC

Elevación del terreno 859.58 psnm

Elevación de la mesa rotaria 896.410 psnm

Coordenadas de Superficie: Zona UTM

Norte

Este

Latitud

Longitud

18 S

9’928.454.530 mN

262.106.318 mE

00º 38’ 48.601” S

77º 08’ 14.793” W

Coordenadas del Objetivo ‘’Hollín

Principal’’

Norte

Este

9’928,461.785 mN

261,821.791 Me

Radio de tolerancia 50 pies

Profundidad vertical Objetivo:

Hollín Principal 8,981.41 ft TVD

Máxima Inclinación 77.34° @ 10,696´

Azimuth 260.996°

Profundidad Total 10,903.592 ft MD / 9,170.342 ft TVD

Índice de Dificultad 5,890

Días reales de perforación 78.88 días.

Tabla 5.1: Datos generales del Pozo OSOG–086S2

FUENTE: Reporte Final de Perforación del Pozo OSOG–086S2

Elaborado: Narváez Karla, Vaca Jeferson

45

5.1.2. ESQUEMA MECÁNICO

Figura 5.1: Esquema mecánico del Pozo OSOG–086S2


46

5.1.3. ANALISIS TÉCNICO

5.1.3.1. RESUMEN DE LAS OPERACIONES POZO PREVIAS EN LA SECCIÓN

DEL SIDETRACK

5.1.3.1.1. PERFORACIÓN SECCIÓN DE 8 1/2”

Se armó BHA con broca pdc de 8-1/2" y BHA direccional con geopilot se continuó

perforación construyendo a razón de 2.51°/100 ft desde 9770 ft hasta 9803 ft. La

litología a 9790 ft fue: 60% lutitas, 40 % calizas. Se continuó perforando manteniendo el

mismo ángulo hasta alcanzar una profundidad de 9883 ft con una ROP promedio de 26.7

pph. Alcanzando una profundidad de 10383 ft, con una ROP promedio de 30.92 pph.

Se continuó perforando, y se observa un paro de mesa con incremento de torque hasta 32

klbs-ft. Se procede a circular con 500 gpm y 2800psi, para liberar la sarta sin éxito. Se

maniobra la sarta realizando backreaming intentando liberar sarta sin éxito.

El registro del survey a 10491 ft fue: Inc 85.61°, Azi 253.96°, distancia al objetivo 12.24

ft. Se bombearon 40 bls de píldora lubricante con 15 bls de diesel peso 10 lpg esperando

la liberación de la sarta, sin éxito. Se procede a bombera 80 bls de píldora con pipe lax

de 13 lpg, y se desplazó con 203 bls de fluido, dejando 20 bls dentro de la tubería. Y se

continuó maniobrando con tensión de hasta 550 klbs, con un torque de 30 kls-ft,

bombeando cada hora dos bls de pipe lax, y cada 1/2 hr con golpes de martillo

continuos, sin conseguir rotación ni liberar sarta.

5.1.3.1.2. MEDIDAS A TOMARSE

a) OPERACIONES DE PUNTO LIBRE Y BACKOFF

La empresa Halliburton con su línea de Wire line baja herramienta de registro

HFPT (punto libre) con side entry sub y se conectó top drive y se continuó

bajando hasta 10130 ft con 500 gpm y se paró por rotura del sello en superficie.

47

Se procedió a realizar operaciones de Backoff realizando reajuste con torsión

hasta 32 klbs-ft, con 13.5 vueltas a toda la sarta. Realizó torsión a la izquierda

hasta 25 klbs-ft, observando desenrosque de la sarta quedando 100 klbs de peso

en el gancho. Se realiza manioobras para enroscar la sarta con 32 klbs y tensión

hasta 450 klbs, sin problemas logrando enroscar la sarta.

Unidad de WL de Empresa Halliburton arma sarta con explosivos con CCL, barra

de peso y barrilla con 12 cargas para efectuar back off hasta 10096 ft.

Correlacionó hasta 10083 ft y se procede con disparo a 10066 ft en el tope teórico

de boca de pesca en 10074 ft con lo que resulta un corte a 565 ft del fondo entre

DP de 5 1/2" n° 21 y n° 22. Se procede a recuperar el equipo verificando

detonaciones al 100%. Circuló, bombeó 40 bls de píldora viscosa de 13 lpg x 100

segundos hasta retornos limpios.

Recuperó herramienta de back off, y el último DP de 5 1/2" # 21 salió con daño

en 4 hilos por explosión verificado por operador de pesca, el mismo que dió su

veredicto de que no daría impedimento para bajar y conectarse con el ensamblaje

de pesca para retirar pescado en el pozo.

CARACTERÍSTICAS DEL PESCADO EN POZO

Quedó en pesca 12 DP 5 1/2" + xo + 3 x 5 " hwDP + 8 3/8" omni remer + 6 3/4"

shoc mwd 650 system + 6 3/4" adr collar + 8 3/8" inline stb + 6 3/4" conversion

sub + 6 3/4" dgr collar + 6 3/4" pwd collar + 6 3/4" pin-pin xo + 8.25" ref housing

stb + stb con geopilot 7600 edl 140c 22ksi 8.25" + 8 1/2" pdc bit ( 6 x 13/32").

b) OPERACIONES DE PESCA

Arman BHA N° 1 de limpieza desde 9700 ft hasta 10071 ft, donde detectó tope del

pescado en tres ocasiones de 1 a 2 klbs de peso. Circuló pozo y bombeó 40 bls de

píldora viscosa de 13.5 lpg y 120 segundos. Se procedió a sacar BHA de limpieza.

48

Arma BHA n° 2 de pesca y se procede a bajar con circulación 200 gpm y 530 psi,

desde 9700 ft hasta 10068 ft donde se detectó el tope detectado del pescado. Se

circuló con un aumento de galonaje de 200 a 450 gpm, 530 a 2350 psi, lo cual

arrojó restos de pequeños trozos de caucho en zarandas. Se realiza maniobras con

circulación para enchufarse al tope del pescado, seguidamente, se trabajó sarta con

circulación y tensión hasta 450 klbs y 420 gpm con una presión de 2328 psi.

Trabajó sarta accionando martillo hacia arriba con 450 klbs overpull, con un torque

máximo de 32 klbsft, sin éxito, en un tramo de recorrido de 10071 ft hasta 10057

ft. Se colocó bomba y circuló, observando taponamiento en la línea del flow line.

Se retiró camisa del flow line y limpió línea de flujo con sistema de jets. Se

encontraron restos de reductores de torque.

Se continuó con las operaciones trabajando el martillo hacia arriba y hacia abajo

con torque y torsión, sin observar avance mayor al observado de 5 pies hacia arriba

y 3 pies hacia abajo del punto neutro. Luego de haber agotado los recursos técnicos

se procedió a liberar el BHA Nº 2 de pesca a la altura de la junta de seguridad.

c) TAPÓN DE CEMENTO

Una vez realizadas las operaciones de pesca sin tener resultados positivos se armó

BHA N° 4, para colocar tapón de cemento hasta 9700 ft. Instaló swivel de

cementación. Halliburton instalo y probó líneas de cementación con 3000 psi x 10

minutos. Se realizó tapón de cemento sin problemas y posteriormente sacó BHA

N° 4 desde 8995' hasta superficie.

Armó BHA N° 5 para rebajar cemento. Perforó cemento desde 9150 ft hasta 9800

ft, 650 ft, 17.5 hrs, Ultima litología @ 9790', 70 % cemento, 30 % lutitas. Sacó

BHA N° 5 desde 9760 ft hasta superficie.

49

5.1.3.1.3. PROBLEMAS PRESENTADOS DURANTE OPERACIONES

OPERACIÓN PROBLEMA ACCIONES

REALIZADAS RECOMENDACIONES

PERFORACIÓN

DE SECCIÓN DE

8 ½.

Perforaron a 10631 FT y

observaron paro de rotación en la

sarta producto de un incremento

en el torque, lo que imposibilitó

que continuaran perforando

(pega mecánica).

Se realizaron varias

acciones posibles

para liberar sarta sin

tener ningún

resultado positivo

La empresa que realiza

provisión de reductores de

torque, debe presentar

control de calidad

certificación de los

equipos, a fin de garantizar

la Operación.

BACKOFF Y

PUNTO LIBRE

Bajando herramienta de registro

HFPT (punto libre) se observó

rotura del sello en superficie.

Se reemplazó el

sello en superficie y

se continuó

bajando.

Previo a bajar cualquier

herramienta, se debe

revisar que todas la

herramientas estén en

correcto estado y así evitar

NPT.

PESCA

Al bajar BHA Nº 2 de pesca Se

observó dos HWDP de 5"

curvados.

Se desarmó HWDP

a la planchada y

reemplazó.

Verificar toda la tubería a

ser bajada en el pozo con

anterioridad.

Al circuló y tratar de bombear

píldora en el fondo, se observó

taponamiento en la línea del flow

line por restos de reductores de

torque.

Se retiró camisa del

flow line y limpió

línea de flujo con

sistema de jets

Se debería revisar con

empresa encargada del

control de sólidos los

tratamientos realizados

al lodo a fin de tener una

limpieza óptima de los

residuos generados en el

pozo.

Tabla 5.2: Problemas presentados durante Operaciones.



5.1.3.2. OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE SIDETRACK, POZO OSOG-

086S1

5.1.3.2.1. ANTECEDENTES

En vista de los problemas durante la perforación de la sección de 8 ½”, principalmente

el incremento en el torque, lo que imposibilitó que continuaran perforando (pega

mecánica). Y luego de realizar los esfuerzos posibles para poder dar solución donde se

50

invirtieron más días en operaciones de pesca sin obtener ningún resultado positivo y sin

visualizar otra alternativa viable que nos permitía recuperar el pescado dejado en el pozo

se decidió, soltar la junta de seguridad y recuperar el resto el BHA de pesca por encima

de esta profundidad.

5.1.3.2.2. ANÁLISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVÓ LA REALIZACIÓN

DEL SIDETRACK

Gráfico 5.1: Análisis de la causa que conllevó a la realización de Sidetrack del Pozo OSOB–086S2

FUENTE: Reporte Final de Perforación del Pozo OSOB–086S2


5.1.3.2.3. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES

Se bajó BHA N° 6 para realizar sidetrack. Continuó bajando Al realizar la 2da llenada de

tuberías observó represionamientos con 2500 psi. Se procedió a trabajar con

movimientos tanto arriba y abajo intentando recuperar circulación sin éxito. Se procede

a sacar BHA a superficie observando material de metal oxidado (escoria) sobre el MWD

CAUSA

SEÑALES PREVIAS

La más clara señal fue el paro de rotación en la sarta

de perforación .

Incremento en el torque (PEGA MECÁNICA), lo que imposibilitó que continuaran perforando

51

"pulser" obstruyendo el paso del fluido. Personal de sperry retiro MWD, limpió,

inspeccionó el mismo y se continuó con las operaciones.

Se procedió a bajar mismo BHA y se procede a realizar sidetrack deslizando desde 9800

ft hasta 9847 ft, con una ROP promedio de 2 pph. Ultima litología: a 9845' 10 %

cemento, 90 % lutita. Se incrementa el peso del lodo de 12.1 a 12.5 lpg. Se continuó

perforando, Se tomó un registro survey a 9884 ft MD con los siguientes resultados: Inc.

68.2°, Azi 251.56°, 8885.057 ft TVD, con una distancia al plan de 2.45 ft. Ultima

litología: a 9940 ft, 100 % lutita.

Se observó pozo estático y se procedió a sacar BHA # 6 de 9750 ft hasta superficie en

donde se observó dos conos rotos y un cono partido.

5.1.3.2.4. PROBLEMAS PRESENTADOS

Con BHA N° 6 se procedió a realizar sidetrack. Al realizar la 2da llenada de tuberías

observó represionamientos con 2500 psi. Trabajó sarta con movimientos arriba y abajo

intentando recuperar circulación sin éxito. Observó pozo estático y sacó BHA # 6 hasta

superficie. Observó dos conos rotos y un cono partido.


a) VIAJES DE LIMPIEZA Y PERFORACIÓN POR RESTOS DE

METÁLICOS DE REDUCTORES DE TORQUE Y RESTOS DE

CONO DE BROCA TRICÓNICA

Se bajó BHA #7 para moler chatarra. Durante la perforación no hubo ningún

problema. Se tuvo un empaquetamiento de la sarta, sin rotación y sin circulación

durante 20 min, para desempaquetar se realizó 1 disparo de martillo hacia abajo

y luego colocó 35 klbs de torque logrando recuperar rotación y luego

paulatinamente circulación. No se recuperó nada grande en la canasta.

52

Se procedió a bajar BHA # 8 para continuar moliendo la chatarra. Al recuperar y

observar BHA en superficie, no se tuvo muestras de haber tenido contacto con

posible chatarra durante el trabajo de la sarta en el fondo y en los viajes.

Sin ningún resultado positivo se decidió bajar BHA Nº9 con junk mill. Al

recuperar sarta en superficie se observó trozo de cono de broca incrustado entre

las aletas y el molino salió con marcas de haber tenido contacto fuerte entre

metales; por lo que se decidió bajar magnetos de la empresa Weatherford para

limpiar restos de chatarra. Lo cual resulta EXITOSO, SE PROCEDIÓ CON

LA CORRIDA DEL LINER DE SECCIÓN DE 8 ½”.

5.1.3.3. CORRIDA DEL LINER DE 7” EN POZO OSOG-086S1

5.1.3.3.1. RESUMEN DE OPERACIONES

Armó equipos y herramientas para corrida del liner de 7". Se procedió a bajar al liner de

7” con registro de torque computarizado desde 93 ft hasta 1167 ft llenando cada junta.

Se continuó bajando el liner de 7” en hoyo descubierto desde 9743' hasta 9979 ft, en

donde no se tuvo avance, se intentó liberar sarta con movimiento arriba y abajo sin éxito.

Se procedió a conectar top drive y bajó liner de 7" con bomba y rotación en donde se

tuvo intentos de empaquetamiento con represionamientos y paros repentinos de rotación.

Se intenta seguir bajando la sarta de diferentes formas:

Trabajó sarta sin rotación

Incremento de galonaje

Peso hasta 50 klbs de WOB.

Sin resultados positivos se procedió a sacar liner de 7". En superficie, se observó liner

hanger en buenas condiciones, sin embargo se tuvo un corte de liner de 7", 5 centímetros

bajo la caja del csg liner n° 11, quedando en el pozo en calidad de pescado: Zapato

rimador + 1 csg liner con: 3 centralizadores y 6 stop collar + collar flotador + 2 csg liner

con 6 centralizadores y 12 stop collar + landing collar + 8 csg liner con 24

53

centralizadores y 48 stop collar + 2 cat + 1 csg liner con 2.75 centralizadores y 5.5 stop

collar cortado 5 centímetros bajo la caja.

Profundidad del pozo: 10830 ft.

Base del pescado a: 10317 ft.

Tope de pescado: 9812 ft.

Longitud de pescado: 504 ft.

5.1.3.3.2. MEDIDAS A TOMAR

a) OPERACIONES PARA PESCA DEL LINER DE 7”.

Se procedió a pescar Liner de 7” BHA de pesca desde 9760 ft hasta 9806 ft con:

202 gpm, 487 psi y realizó maniobra de pesca, entrando con fishing spear en

varios intentos hasta 9845 ft. Maniobró e intentó asegurar pescado con rotación a

la izquierda, reciprocando la sarta y con: 202 gpm, 523 a 689 psi.

Al levantar y pasar la profundidad del tope teórico del pescado en varias

ocasiones se observó presión estable pero no indicios de enganche y decidió sacar

BHA de pesca desde 9845 ft hasta superficie.

Se procede a armar un nuevo BHA de pesca con herramienta taper mill

ingresando en el hoyo sin problemas hasta 9852 ft y comprobar enganche. Sin

éxito por lo que se decide soltar el pescado y sacar para realizar sidetrack

en csg de 9 5/8".

b) OPERACIONES DE TAPÓN DE CEMENTO Y VIAJES DE

LIMPIEZA

Previo a continuar con las operaciones de sidetrack bajó BHA para realizar tapón

de cemento hasta tope del pescado con una longitud de tapón: 52 ft en hoyo

abierto y 148 ft en hoyo entubado; total de 200 ft.

Y posteriormente se procedió la corrida del tapón CIBP, con unidad WL de

Halliburton.

54

5.1.3.4. OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE SIDETRACK, POZO OSOG-

086S2

5.1.3.4.1. ANTECEDENTES

En vista a los problemas durante la corrida del liner de 7” en la sección de 8 1/2”

quedando 504 ft de pescado, lo que hizo que se inviertan más días en operaciones de

pesca sin obtener ningún resultado positivo y sin visualizar otra alternativa que nos

permita recuperar el pescado dejado en el pozo se toma decisión de soltar pescado y

sacar para realizar sidetrack en csg de 9 5/8".

5.1.3.4.2. ANÁLISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVO A LA

REALIZACIÓN DEL SIDETRACK.

Gráfico 5.2: Análisis de la causa que conllevó la realización de Sidetrack del Pozo OSOB–086S2



CAUSA

SEÑALES PREVIAS

La más clara señal fueron reprisionamientos y no hubo un avance de la sarta durante la corrida

del liner

Durante la corrida del liner de 7” se observó un corte de 5 centímetros bajo la caja del csg liner n° 11, quedando en calidad de pez una longitud 504 ft por lo que se procedió

55

5.1.3.4.3. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES

Se procedió con las operaciones de sidetrack e inició con bajada de whipstock. Conectó

top drive, probó anclaje de cuñas tensionando con 10 klbs de overpull. Bajó y apoyó con

45 klbs rompiendo el shear bolt y desacoplando el window mill del whipstock para

proceder a moler y abrir ventana en csg de 9-5/8". Sacó BHA mill assembly whipstock

hasta superficie, en donde observó pérdida total de window mil quedando como pescado

en el hoyo.

Se procedió a armar BHA de pesca con taper taps. Realizó maniobra de pesca cargando

con 30 klbs. Sacó lento el BHA de pesca desde 1300 ft hasta superficie realizando un

trabajo exitoso.

Se procedió al armado de equipos y corrida de correlación CCL y correlacionó

profundidad de fondo del whipstock a 8951 ft y ancló a 18° y se empezó a realizar

apertura de ventana en csg de 9-5/8". Continuó moliendo y abriendo ventana desde

8934 ft hasta 8950 ft,

Una vez realizada la apertura de la ventana se armó BHA direccional y así reanudar la

perforación rotando y deslizando hasta 9075 ft, con una ROP promedio de 18 ft/h. Como

práctica operacional, repaso 2 veces por parada.

A una profundidad de 10054 ft se observó pozo estático por lo que se procedió a sacar

tubería desde 10054 ft hasta 8895 ft la causa 2 puntos apretados a: 9915 ft y 9677 ft lo

que se solucionó realizando un over pull de 20 klbs.


Al perforar con window mill silver back de 8-1/2", se formó un "hoyo de ratón", desde

9000 ft hasta 9018 ft. Sacó BHA mill assembly whipstock hasta superficie en donde

observó pérdida total de window mill quedando pescado en el pozo que se detalla a

56

continuación: tope a 9015.70 ft, base 9018 ft, longitud del pescado de 2.70 ft, con un

hoyo abierto de 18 ft.


Se procedió a armar BHA de pesca con taper taps y realizó maniobra de pesca cargando

con 30 klbs, rotó con 30 rpm y torqueó con 17 a 20 klbs-ft de torque. Sacó lento el BHA

de pesca desde 1300 ft hasta superficie, llenando pozo continuamente con tanque de

viaje

Una vez superado este percance y recuperado el pescado se continuó con operaciones de

sidetrack.

a) REGISTROS CON TLC, POZO OSOG-086S2

Se procedió con la corrida de registros TLC con SLB. Armó BHA de limpieza

con bomba y rotación hasta el fondo del pozo. Espoteó 140 bls de píldora

lubricante de 13.3 lpg, 70 segundos al 3%, una vez finalizado se procedió a sacó

BHA a superficie.

5.1.3.5. CORRIDA DE LINER EN POZO OSOG-086S2

Se procedió a armar equipos y herramientas para corrida del liner de 7", previamente se bajó

zapato rimador de 7". Llenó con lodo y probó funcionamiento del equipo de flotación sin

problemas.

Una vez probado el equipo de flotación se continuó bajando liner de 7" rompiendo

circulación cada 5 paradas y calibrando puntos de apoyo trabajando juntamente con bomba y

rotaria y bajó con bomba las últimas 4 paradas hasta el fondo del pozo.

57

5.1.3.6. CEMENTACIÓN DE LINER DEL 7”

Compañía Halliburton procedió a armar equipos para cementación de liner. Para ello mezcló

y bombeó 64 bls de cemento con un peso de 16 lpg. Se estableció presión de bombeo de 500

Psi en unidad de cementación y se asentó tapón con 1500 Psi teniendo un retorno de

cemento de 1 bls en superficie. Continuó circulando y desplazó lodo por agua fresca.

Finalmente sacó drill pipe con setting tool hasta superficie.

Se dió por finalizadas las operaciones de perforación del pozo OSO-086S2

5.1.3.7. ANÁLISIS DE TIEMPO.

Gráfico 5.3: Tiempo Estimado Vs. Real del Pozo OSOG–086S2



-40

-20

0

20

40

60

80

Estimado Real Diferencia

47,19

78,88

-31,69

Gráfico Tiempo Estimado Vs. Real (días)

58

Debido a los problemas suscitados durante la perforación se excedió al tiempo

planificado de perforación del pozo en 31.69 días.

5.1.4. ANÁLISIS ECONÓMICO

5.1.4.1. COMPARACIÓN DE COSTOS POR CATEGORÍA

DESCRIPCIÓN AFE COSTO REAL

SERVICIO TALADRO

PERFORACION 1545600 2356165.24

SERVICIO DE

GERENCIAMIENTO

PERFORACION

142352 372828

SERVICIO DE

DIRECCIONAL 1217328 2,184,907.18

SERVICIO LODOS

PERFORACION 777616 1,266,879.39

SERVICIO DE CONTROL

DE SOLIDOS

PERFORACION

259728 461,896.52

SERVICIO DE MUD

LOGGING PERFORACION 117488 224,702.56

SERVICIO DE GYRO 33600 25,000.00

SERVICIO DE CATERING

PERFORACION 56672 91,457.82

SERVICIO INSPECCION

DE TUBULARES

PERFORACION

7840

8,774.90

SERVICIO DE CORRIDA

DE TUBULARES

PERFORACION

33600 177,867.10

SERVICIO CEMENTACION

PERFORACION (INC EQU

FLOTACION)

398048 507,202.60

SERVICIO DE

INSTALACION DE 4032 2496.8

59

CABEZAL Y CORTE FRIO

DE CASING

SERVICIO DE

REDUCTORES DE

TORQUE

76160 268045.21

SERVICIO DE REGISTROS

ELECTRICOS A HOYO

ABIERTO WIRELINE

0 150,026.74

SERVICIO DE LINER

HANGER 146720 104,116.50

SERVICIO LUMP SUM

BROCAS PERFORACION 161280 256,936.80

SERVICIO EQUIPO

PESADO PERFORACION 87360 62,512.96

SERVICIO LIMPIEZA Y

ACONDICIONAMIENTO

DE POZO (QUIMICA Y

MECANICA) (DRL)

56000

101,169.47

SERVICIO DE COILED

TUBING (DRL) 0 0.00

SERVICIO DE SLICKLINE

(DRL) 0 0.00

SERVICIO LWD 788480 0.00

RENTA DE EQUIPOS

PERFORACION 90384 143494.26

MATERIALES CABEZAL

DE POZO PERFORACION 87200 0

COMBUSTIBLES


TUBERIA DE

REVESTIMIENTO 909100 828694.61

ACEITES Y GRASAS


BROCAS BODEGA 50000 0.00

SERVICIO DE

TRANSPORTE DE

PERSONAL

2400 0.00

SERVICIO DE CAMION

VACCUM 28900 39864

60

PERMISOS DNH 25000 0.00

SERVICIO DE ING

GEOLOGIA 2900

0.00

MANTENIMIENTO DE

LOCACIONES Y

CARRETERAS

20400 0.00

SERVICIO DE BASE

PERMANENTE OBREROS

Y GUARDIAS

8100 0.00

MATERIALES

GENERALES DE LA

OPERACIÓN

10000 161988

COMBUSTIBLES Y

LUBRICANTES

SERVICIOS GENERALES

9100 0.00

INSPECCION TORRE 7000 0.00

LOST IN HOLE (HLB) 0 2850000

LOST IN HOLE (11 Juntas

de liner de 7"+ otros) 0 84750

IVA 12% 0 0.00

TOTAL 7,246,088.00 12,885,667.82

Tabla 5.3: Comparación de costos por categoría del Pozo OSOG–086S2



65

5.1.4.2. COMPARACIÓN DEL COSTO REAL Y AFE

Gráfico 5.4: Costo Real Vs AFE del Pozo OSOG–086S2



0,00

2.000.000,00

4.000.000,00

6.000.000,00

8.000.000,00

10.000.000,00

12.000.000,00

14.000.000,00

1

COSTO REAL 12.885.667,82

AFE 7.246.088,00

DIFERENCIA 5.639.579,82

CO

STO

(U

SD)

GRÁFICO COSTO REAL vs AFE

66

5.1.4.3. DISTRIBUCIÓN TOTAL DE COSTOS REALES

Gráfico 5.5: Distribución de costos reales del Pozo OSOG–086S2



SERVICIO TALADRO PERFORACIÓN

18.3%

SERVICIO DE GERENCIAMIENTO PERFORACIÓN

2.9%

SERVICIO DE DIRECCIONAL 17%

SERVICIO LODOS PERFORACION 9.8%

SERVICIO DE CONTROL DE SOLIDOS PERFORACION

3.6% SERVICIO DE MUD LOGGING

PERFORACION 1.7%

SERVICIO DE GYRO 0.2%

CATERING 0.7%

INSPECCION DE TUBULARES PERFORACION

0.1%

SERVICIO DE CORRIDA DE TUBULARES PERFORACION

1.4%

CEMENTACION 3.9%

REDUCTORES DE TORQUE 2.1%

SERVICIO DE REGISTROS ELECTRICOS A HOYO ABIERTO

WIRELINE 1.2%

LINER HANGER 0.8%

BROCAS PERFORACION 2%

SERVICIO EQUIPO PESADO PERFORACION

0.5%

SERVICIO LIMPIEZA Y ACONDICIONAMIENTO DE

POZO (QUIMICA Y MECANICA) (DRL) 0.8%

RENTA DE EQUIPOS PERFORACION

1.1%

COMBUSTIBLES PERFORACION 1.2%

TUBERIA DE REVESTIMIENTO 6.4%

MATERIALES GENERALES DE LA OPERACION

1.3% LOST IN HOLE

22.8%

DISTRIBUCIÓN DE COSTOS REALES

66

5.2. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LAS OPERACIONES DE

SIDETRACK DEL POZO OSOB–072S1


Pad “OSO B”

Pozo OSOB–072S1

Compañía Operadora PETROAMAZONAS EP

Nombre del Taladro SINOPEC 191

Contratista del Taladro SINOPEC

Elevación del terreno 906.82 psnm

Elevación de la mesa rotaria 943.62 psnm

Coordenadas de Superficie: Zona UTM

Norte

Este

Latitud

Longitud

18 S

9,924,496.570 mN

261,401.414 mE

00º 40’ 57.411” S

077° 08' 37.638" W

Coordenadas del Objetivo ‘’Hollín Principal’’

Norte

Este

9’924,916.464 mN

260,557.643 Me

Radio de tolerancia 50 pies

Profundidad vertical Objetivo:

Hollín Principal 9,002’ TVD / 10,228.5’ MD

Máxima Inclinación 67.09° a 10,660’ MD

Azimuth 295°

Profundidad Total 10,725’ MD / 9,215’ TVD

Días reales de perforación 57.58 días.

Tabla 5.4: Datos generales del Pozo OSOB–072S1



67


Figura 5.2: Esquema Mecánico del Pozo OSOB–072S1


68

5.2.3. ANÁLISIS TÉCNICO

5.2.3.1. RESUMEN DE LAS OPERACIONES PREVIAS EN LA SECCIÓN DEL

SIDETRACK.

Se armó un BHA direccional con una broca PDC de 8 ½”, luego se instalaron fuentes

radioactivas y se perforó los tapones, el collar flotador, y el cemento. Se probó el casing de 9

5/8” con 1000 psi durante 10 min, ok.

Se continuó rebajando cemento desde 9275’ hasta 9290’ (Zapato flotador de 9 5/8”) con los

siguientes parámetros: 70 rpm, 500 gpm, 1800 psi. Se perforó la sección de 8 ½” hasta

9300’ con 25 Klbs, 80 rpm, 500 gpm y 2300 psi, luego se bombeó píldora espaciadora de 50

bls y comenzó el desplazamiento de lodo Klastop 13.2 x lodo Klastop NT de 12.8 lpg.

5.2.3.2. PEGA DE TUBERÍA POR EMPAQUETAMIENTO DE LA SARTA

Se perforó en modo rotatorio, manteniendo tangente desde 9300’ hasta 10558’, donde

suspendió por tiempo de perforación para realizar viaje de calibración y recuperar

herramientas de registro con los siguientes parámetros: WOB: 25-30 KLbs 110-150 rpm,

380-450 gpm, 1800 - 2300 psi y 12-16 Kft-lbs

Se procedió a sacar broca PDC de 8 ½” y BHA #11 direccional con LWD, realizando back

reaming hasta 10025’ donde se observó un incremento de la presión y un paro en la rotación

de la sarta, de modo que se procedió a apagar la bomba y descargar la presión. Se intentó

bajar la sarta sin éxito, determinando sarta atascada.

5.2.3.3. OPERACIONES DE PESCA

Con la sarta atascada a 10025’ se trabajó con martillo (455 veces) hacia abajo y con torque

de 27 Kpie-Lbf, simultáneamente con el trabajo del martillo se bombeó 60 bls de píldora con

lubricante sin observar un avance.

Se continuó trabajando la sarta en tensión hasta 510 KLbs, logrando liberar parcialmente,

pero sin recuperar la rotación. Continuó trabajando la sarta martillando hacia abajo y hasta

35 Kpie-Lbf de torque sin éxito.

69

Con la tubería en compresión y 30 Kpie-Lbf de torque, Halliburton estimulaciones en sus

unidades mezcló y bombeó 20 bls de mud flush + 50 bls de HCl al 20% + 20 bls de mud

flush, pero tampoco tuvo éxito.

Luego se conectó una carga explosiva, y se bajó hasta 9878’ y se pudo recuperar 44 juntas de

HWDP de 5” de un total de 47; corroborando que el back off fue realizado efectivamente a

9790’, quedando en hueco como pescado la siguiente descripción:

Broca PDC de 8 ½”, Geopilot 7600 EDL, X-Over pin x pin de 6 ¾”, PWD de 6 ¾”, DGR de

6 ¾”, conversión sub de 6 ¾”, Inline stabilizer de 6 ¾” x 8 ¼”, ADR de 6 ¾”, X-Over pin x

pin de 6 ¾”, conversión sub de 6 ¾”, CTN de 6 ¾”, ALD de 6 ¾” x 8 ¼”, Estabilizador de 6

¾” x 8 ¼” + 3 juntas de HWDP de 5” que representa una longitud total de 205.11’

Tope del Pescado: 9784.89’

Base del Pescado: 9990’

Luego se armó y bajó screw in sub de 4 ½” IF con junta de seguridad de 6 ½” x 4 ½” IF + 2

juntas de HWDP de 5” + Drilling Jar de 6 ½” + 6 juntas de HWDP de 5” + Acelerador de 6

½” + 15 juntas de HWDP de 5” + tubería de 5 ½” XT-54 hasta 9285’; con esto se trabajó la

sarta golpeando primeramente hacia abajo 30 golpes con 130 KLbs, luego hacia arriba

disparando el martillo en 340 KLbs y tensionando hasta 400 KLbs.

Luego se procedió a realizar el segundo trabajo con solución ácida de HCl al 15%, y se

bombeó 20 bls de mud flush + 120 bls de solución acida de HCl al 15% + 20 bls de mud

flush. Así, desde el momento que inicio a salir la solución de HCl por la broca, bajó el

caudal a 250 bpm hasta pasar el 100% de la solución acida por el hueco abierto y durante el

paso de la solución acida frente al hueco abierto se trabajó la sarta, en tensión, compresión,

torque y con golpes de martillo hacia arriba y hacia abajo pero no se tuvo éxito.

Luego, conectó y bajó carga explosiva y bajó hasta 9700 ft, y se detonó la carga explosiva a

9473 ft sin observar desenrosque.

Ante tal evento, se preparó segunda carga explosiva, armando y bajando carga explosiva

hasta 9450 ft. A esta profundidad decidió abortar el intento de back off, sacando la carga a

superficie y desconectando la misma.

Sacó tubería hasta la superficie, quedándose en el agujero las siguientes herramientas:

70

Broca PDC de 8-1/2" tipo MDI616LEBPX serie jg6167 (Smith)

Geopilot 7600 edl 140c 22ksi de 7.625" (Sperry)

X-over pin-pin (Sperry)

PWD de 6-3/4" collar (Sperry)

DGR de 6-3/4" collar (Sperry)

Conversion sub de 6-3/4" (Sperry)

Inline stabilizador (ils) de 6-3/4" (Sperry)

ADR collar de 6-3/4" (Sperry)

X-over 6-3/4" pin-pin (Sperry)

6-3/4" conversion sub (Sperry)

6-3/4" CTN collar (Sperry)

6-3/4" ADL collar (Sperry) con estabilizador de 8.25"

6-3/4" HOC MWD 650 system (Sperry)

Estabilizador integral de 8.25" (Sperry)

3 Juntas HWDP de 5" (Sinopec)

Screw in sub de 4-1/2" if (Smith)

Junta de seguridad de 6-1/2" (WFT)

2 HWDP de 5" de (sinopec)

Drilling jar de 6-1/2" (Smith)

6 HWDP de 5" de (sinopec)

Tramo de 23' del acelerador de 6-1/2" (Smith)

Base del pescado a: 9990 ft

Tope del pescado a: 9481 ft

Total: 509 ft.

5.2.3.4. ABANDONO DE FUENTES RADIACTIVAS

Todos los esfuerzos de pesca posteriores al evento de pega, mencionados anteriormente

estuvieron orientados principalmente a recuperar el material radiactivo descrito en la tabla

siguiente:

71

Tabla 5.5: Fuente radioactivas abandonadas-Pozo OSOB–072S1

FUENTE: Departamento de Perforación PAM


El abandono del pescado con FR cumple con los requerimientos aprobado por la SCAN

Tabla 5.6: FR-SCAN-Pozo OSOB–072S1



5.2.3.5. OPERACIONES DE SIDETRACK DEL POZO OSOB-071S1

5.2.3.5.1. ANTECECENTES

En vista de los esfuerzos en las operaciones de pesca donde se invirtieron 6.08 días, sin

obtener ningún resultado positivo y sin visualizar otra alternativa viable que permitía

72

recuperar el pescado dejado en el pozo se decidió, soltar la junta de seguridad y

recuperar el resto el BHA de pesca por encima de esta profundidad.

En función de los resultados del punto libre que indico pega por empaquetamiento y en

base a los resultados finales, se decidió bombear tapón de abandono y desvío encima del

tope del pescado. Luego de esto se procede a realizar sidetrack por debajo del zapato del

casing. Con esto se cumple con el reglamento de mínimo 200’ de tapón de cemento y

pasar a más de 13 pies de distancia de las herramientas con fuentes radiactivas

atravesando los objetivos secundarios “U” y “T” de Napo y finalmente alcanzar el

objetivo principal Hollín Principal como estaba previsto originalmente. Consideramos

que esta es la forma más rápida y económica cumpliendo con la normativa en cuanto al

abandono de fuentes radiactivas y que nos permite alcanzar el objetivo de perforación

del pozo.

5.2.3.5.2. ANALISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVO A LA

REALIZACION DE SIDETRACK

Gráfico 5.6: Análisis de la causa que conllevó la realización de Sidetrack del Pozo OSOB–072S1



CAUSA

SEÑALES PREVIAS

La mejor o más clara señal fueron los incrementos de

presión, torque y perdida de

circulación.

RECOMENDACIONES

En consideración a la evidente inestabilidad de agujero, se recomienda

revisar los aspectos relacionados con

estabilidad química - mecánica (revisión de

estudio geomecanico) y prácticas de perforación.

Producto de la inestabilidad de agujero observado en los registros caliper, se generó ineficiencia en la limpieza que originó atrapamiento de la sarta por

empaquetamiento.

73

5.2.3.5.3. DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES DE SIDETRACK EN

SECCION DE 8 ½”

Se bajó con broca tricónica de dientes de 8 ½” tipo RC-47 sin boquillas + bit sub +

estabilizador de 7 ¾” + 3 DC’s de 6 ½” + 43 HWDP de 5” + Martillo de 6 ½” + 4 HWDP

de 5” hasta 8800’ y se rebajó cemento hasta 9314’ y después se armó BHA #15

direccional con motor de fondo y camisa de 8 ¼” + flex float sub + estabilizador integral

de 7 ½” + HOC MWD 650 System de 6 ¾”. Se orientó la herramienta y realizó sidetrack

en time drilling desde 9314’ hasta 9325’. Continuó realizando side track en modo time

drilling desde 9325’ hasta 9336’, donde observó represionamiento del motor de fondo y se

decidió circular para sacar broca a superficie. Conectó broca PDC de 8 ½” al BHA

direccional #16 y bajó hasta 9300’, se orientó la herramienta y se continuó perforando

hasta 9390’. Tomó surveys para chequear la trayectoria del pozo observando similitud a

los surveys originales, y tomó surveys rotacionales para chequear el buen funcionamiento

de la herramienta dando resultados positivos. Se colocó un tapón balanceado y con un

nuevo BHA direccional se realizó sidetrack de 8 ½” en modo time drilling desde 9310’

hasta 9356’.

Nota: Mientras se perfora el sidetrack observó en varias oportunidades variación de la

presión: de 1150 psi incrementó hasta 1400 psi y luego bajó hasta 750 psi, incrementando

de nuevo hasta 1150 psi, por lo que se revisó las bombas de lodo y no hubieron

problemas.

Luego se alineó y se bajó el BHA direccional # 20 con MF de 6 ¾”, y se perforó desde

9363’ hasta 10150’ según programa direccional.

Después se conectó la misma broca PDC de 8 ½” con BHA #21 direccional, pero se

observó de nuevo incremento de presión por lo que se sacó broca PDC de 8 ½” con back

reaming; seguidamente se bajó BHA # 22 y se continuó perforando sección de 8 ½”

rotando desde 10150’ hasta 10725’ (punto de asentamiento del liner de 7”).

Luego se tomaron registros eléctricos y se procedió a realizar un viaje de calibración.

Después siguiendo la secuencia de operaciones, se bajó el liner de 7”, el setting tool y se

posicionó para realizar la expansión del sello del colgador, con lo cual se finalizan las

operaciones de sidetrack.

74

5.2.3.5.4. SÍNTESIS DE LA SECUENCIA DE EVENTOS DEL SIDETRACK

Gráfico 5.7: Síntesis de la secuencia de eventos de Sidetrack del Pozo OSOB–072S1



PREMISAS

Cambio del BHA de rotatorio a covencional (Motor + GR + Resisitividad)

Utilizó lodo nuevo debido a contaminación durante operaciones de pesca

PROCEDIMIENTO

Abandono de fuentes de acuerdo a procedimiento aprobado por SCAN

Realizó Side Track sin problemas relevantes desde arenisca U hasta 400’ debajo del CAP de Hollín Principal

Viajes con normalidad en formaciones homogéneas y con trabajo (bomba y back reaming) en zonas intercaladas

Corrió registro eléctrico (XPT) en modo TLC sin lograr pasar de Hollín Superior (10150’).

Bajó y cementó liner de 7”sin problemas

75


PROBLEMA ACCIONES REALIZADAS RECOMENDACIONES

BHA direccional atascado a

10025'

Trabajó sarta atascada de varias

maneras sin éxito.

Realizar análisis de estabilidad de

hoyo del campo OSO,

específicamente para el pad “B”.

Revisión de los BHA a bajar para

correr triple combo.

Falla tapón de cemento Limpió cemento no homogéneo en

cuanto a consistencia, probó

consistencia a 9314', OK. Realizó St

pero a 9400' ingresó nuevamente en

hueco original.

Revisar el procedimiento para

circular pozo, después de colocar

tapón de cemento.

Sacando el side track en hueco

abierto por debajo de la caliza A, se

recomienda utilizar broca PDC en

time drilling en vez de tricónica En

OSOB-052H y OSOB-066 fue 100%

exitoso la perforación de los ST con

broca PDC.

Liqueo por la camisa

estabilizadora inferior de la

herramienta AFR

Desconecta herramienta, y conecta

reemplazo.

Se debe dar un estricto control de

calidad a estas herramientas.

Bajo con BHA N° 21 hasta 9461

pies, donde apoya con 30 Klbs

de peso.

Levanta broca hasta 9445 pies.

Establece circulación y rotación con

300 gpm, 1600 psi, 60 rpm, 14-15

Klbs-ft. Observa incremento de presión

hasta 2800 psi y paro de rotaria. Baja

galonaje hasta 230 y 1900 psi. Levanta

sarta logrando establecer circulación a

9427 pies, observa nuevo incremento

de presión y paro de rotaria. Trabaja

sarta abajo arriba, logrando establecer

rotación a 9445 pies.

Bajar un BHA con menor rigidez

(BHA con Gamma Ray y resistividad

ADR únicamente), de tal forma que

no comprometa el avance normal de

operaciones de perforación en el

pozo. Tomar la información que

requiere el activo mediante

operaciones con TLC en hoyo

abierto, o entubado.

El operador encargado no

verifica en sitio el X-over para

conectar top drive con el

sistema, CDS.

Moviliza de la base de Tesco el X-Over

6-5/8 reg a 5-1/2 xt54.

Entre el supervisor de pozo y el

operador de la empresa para la

corrida del liner, verificar en sitio las

herramientas requeridas para las

operaciones en pozo.

Tabla 5.7: Problemas presentados durante el Sidetrack del Pozo OSOB–072S1



76

5.2.3.6. ANÁLISIS DE TIEMPO

Gráfico 5.8: Tiempo Programado Vs. Real del Pozo OSOB–072S1





De los días adicionales al programado, 13.08 días corresponden a tiempo no

productivo en la sección de 8 ½”, en donde se suscitó el problema de pega de

tubería, que conllevó a la realización del sidetrack.

Las operaciones de sidetrack tomaron un tiempo aproximado de 23 días, mismos que

generaron que el tiempo originalmente programado se extienda, lo cual genera

mayores costos y que las operaciones se vuelvan poco eficaces.

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Programado Real Diferencia

33,0 57,6

-24,6

Tie

mp

o (

Día

s)

TIEMPO PROGRAMADO Vs. REAL (Días)

77

TIEMPO NO PRODUCTIVO (HORAS)

SECCIÓN

ACTIVIDAD 8 1/2"

Changing Bit/BHA 30

Stuck Pipe/Log. Tool 158

Cement Problems 123

Csg/ Liner / Wellhead

Problems 2.5

Rig Repairs 0.5

TOTAL HORAS 314

TOTAL DIAS 13.08

Tabla 5.8: Tiempo No Productivo en la sección del Sidetrack del Pozo OSOB–072S1



Gráfico 5.9: Distribución del NPT en la sección del Sidetrack del Pozo OSOB–072S1



9%

50%

39%

2% 0%

TIEMPO NO PRODUCTIVO

Changing Bit/BHA

Stuck Pipe/Log. Tool

Cement Problems

Csg/ Liner / WellheadProblems

Rig Repairs

78



DESCRIPCIÓN SERVICIOS AFE (USD) Real (USD) Diferencia (USD)

TALADRO PERF. 1,020,000 1,778,924 -758,924

GERENCIAMIENTO PERF. 92,800 167,345 -74,545

DIRECCIONAL 1,155,400 2,366,756 -1,211,356

LODOS 593,900 1,162,058 -568,158

CONTROL SOLIDOS 192,500 342,461 -149,961

MUD LOGGING 77,600 116,785 -39,185

GYRO 65,000 68,250 -3,250

CATERING 37,400 6,599 30,802

INSPECCIÓN TUBULARES 7,000 52,855 -45,855

CORRIDA TUBULARES 140,800 51,771 89,029

CEMENTACIÓN 285,800 280,036 5,764

INSTAL CABEZAL 3,600 7,504 -3,904

REDUCTORES TORQUE 100,000

100,000

LINER HANGER 110,000 128,277 -18,277

LUMP SUM BROCAS 150,000 159,254 -9,254

SERVICIO EQUIPOS PERF 57,700 45,483 12,217

LIMPIEZA Y ACOND. POZO 50,000

50,000

SERVICIO LWD 327,600

327,600

RENTA EQUIPOS PERF 63,800 35,956 27,844

CABEZAL POZO 87,200 112,760 -25,560

COMBUSTIBLES 68,900 105,536 -36,636

TUBERÍA REVESTIMIENTO 860,500 823,786 36,714

79

ACEITES Y GRASAS 1,000

1,000

BROCAS BODEGA 50,000

50,000

SERVICIO TRANSPORTE 1,900

1,900

SERVICIO VACCUM 94,400 154,880 -60,480

PERMISO SH 25,000 25,000 0

SERVICIO DE ING

GEOLOGÍA 2,900 3,900 -1,000

MANTEN. CARRETERAS Y

LOCAC. 20,400

20,400

OBREROS Y GUARDIAS 6,300 9,004 -2,704

MATERIALES GENERALES

DE LA OPERACIÓN 10,000 28,980 -18,980

COMBUSTIBLES/LUBR 7,100

7,100

INSPECCIÓN TORRE 7,000

7,000

PESCA

120,038 -120,038

LOST IN HOLE

4,213,467 -4,213,467

TOTAL 5,773,500 12,367,663 -6,594,163

Tabla 5.9: Comparación de costos por categorías del Pozo OSOB–072S1



80

5.2.4.2. COSTOS ADICIONALES GENERADOS POR LAS

OPERACIONES DE SIDETRACK

Tabla 5.10: Costos adicionales generados por el Sidetrack del Pozo OSOB–072S1



Descripción del Equipo/Herramienta CostoEquipo de Sperry 3,752,000 Usd

Martillo y Acelerador de Smith 268,316 Usd

Screw In Sub de 4 1/2" IF 2,734 Usd

Junta de Seguridad 8,500 Usd

12 HWDP de 5" 50,000 Usd

Broca PDC de 8 1/2"(Smith) 61,334 Usd

Sub Total 4,142,884 Usd

Descripción del Servicio/Material CostoOperador y Htas de Pesca Smith 21,314 Usd

Renta de Jta de Seguridad WTF 500 Usd

Sub Total 21,814 Usd

Descripción del Servicio/Material CostoServicio Punto Libre y Back Off 1 52,489 Usd

Servicio Punto Libre y Back Off 2 46,235 Usd


Descripción del Servicio/Material CostoTres Servicios de Estimulaciones 73,975 Usd


Descripción del Servicio/Material CostoTapón de Cemento (Baker Hughes Pumping) 45,761 Usd


Descripción del Servicio/Material CostoServicio Direccional adicional incluye RTO 252,000 Usd

Servicio MWD adicional 60,000

Servicio LWD adicional 260,420


Descripción del Servicio/Material CostoServicio de Lodo Adicional 325,500 Usd


Descripción del Servicio/Material CostoTaladro de Perforacion 737,400 Usd

Gerenciamiento 69,365 Usd

Control de Solidos 127,523 Usd

Mud logging 49,750 Usd

Catering 30,356 Usd

Broca de Sección 8 1/2" 70,000 Usd

Martillo de Perforacion 18,681 Usd

Combustibles 24,580 Usd

Vacumm 43,261 Usd

Retroescavadora + Volqueta 12,290

SH para Side Track 15,000 Usd

Registros TLC 95,355

Otros 10,000 Usd

Sub Total 1,303,561 Usd

Gran Total Adicional 6,538,404 Usd

Servicios de Estimulaciones (Solución acida de HCl)

Herramientas dejadas en el Pozo

Servicios de Pesca

Servicios Adicionales de taladro y asociados Side

Track (24.58 días)

OSOB-072. Costos Adicionales

Servicios de Registro de Punto Libre y Back Off

Servicios de Tapón de Cemento

Servicios de Direccional adicionales

Servicios de Lodo adicionales

81

5.2.4.3. COMPARACIÓN DE LOS COSTOS AFE Y REAL

Gráfico 5.10: Costos AFE Vs. Real del Pozo OSOB–072S1



(8)

(6)

(4)

(2)

-

2

4

6

8

10

12

14

AFE (MM$) Real (MM$) Diferencia (MM$)

5,77

12,37

(6,59)

GRAFICO COSTOS AFE Vs. REAL (MM U$s) OSOB-072S1

82

5.2.4.4. DISTRIBUCIÓN TOTAL DE COSTOS REALES

Gráfico 5.11: Distribución de Costos Reales del Pozo OSOB–072S1



83

5.3. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LAS OPERACIONES DE

SIDETRACK DEL POZO OSOH–114S1


NOMBRE DEL POZO OSO H-114S1

COORDENADAS DE SUPERFICIE

NORTE: 9930334.370 M

ESTE: 260513.770 M

LATITUD: 0° 37’ 47.39”

LONGITUD: 77° 9’ 6.24”

COORDENADAS DE OBJETIVOS

OBJETIVO: HOLLÍN SUPERIOR

NORTE: 9930596.02 M

ESTE: 261167.96 M

TIPO DE POZO: DIRECCIONAL TIPO “HORIZONTAL”

TALADRO SINOPEC 127

ALTURA DE LA MESA ROTARIA 36.6

NIVEL DEL SUELO 959.65’

PROFUNDIDAD FINAL 11510’ MD / 9138’ TVD

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL 3444.76’

Tabla 5.11: Datos Generales del Pozo OSOH-114S1

FUENTE: Reporte Final de Perforación del Pozo OSOH-114S1


84


Figura 5.3: Esquema Mecánico del Pozo OSOH-114S1



CONDUCTOR 20"

0' - 44' MD

20", 94 #, K-55, BTC

TOPE VENTANA @ 8584 FT

REVESTIMIENTO 13 3/8" ORIGINAL

TOPE @ 5262 FT

INCL. 0°

BASE VENTANA @ 8601 FT

REVESTIMIENTO 9 5/8" ORIGINAL

ZAPATO @ 9700 FT

INCL. 69°

LINER 7" ORIGINAL

TOPE @ 9583 FT

7", 26#, P-110, BTC / INCL. 84.51°

TIE BACK ORIGINAL

TOPE @ 9558 FT

7", 26#, P-110, BTC

5" X 7" Liner Hanger, 150' over lap

ZAPATO MALLAS 4-1/2'' @ 11511' MD

Entry Point: 10468' MD, 9121' TVD

ESQUEMA MECANICO OSO H-114H

POZO HORIZONTAL

CONDUCTOR DE 20'' @ 44' MD

ZAPATO DE 13 3/8'' @ 5650' MD, 5628' TVD

Inclinación: 0°

TOPE DE LINER DE 7'' @ 8593' MD

7" X 9-5/8" Liner Hanger, 200' over lap

TOPE DE MALLAS DE 4-1/2'' @ 10485' MD

ZAPATO DE 7'' @ 10487' MD

Inclinación: ±90°

2-1/16" x 5000 PSI GATE VALVE

FLANGED

GROUND LEVEL 959.65', RKB= 36.6'

2" LP SCREW END

9-5/8" CASING HANGER C-22

FMC CASING HEAD13-5/8" X 3000 PSI TOP C-22

13-3/8" SLIP-ON WELD BOTTOM

FMC TUBING HEAD11" X 3000 PSI TOP

13-5/8" X 3000 PSI BOTTOM

BLIND FLANGE11" X 3000 PSI

85

5.3.3. ANÁLISIS TÉCNICO

5.3.3.1. RESUMEN DE LAS OPERACIONESPREVIAS EN LA SECCIÓN DEL

SIDETRACK.

En la sección de 8 1/2” se limpió el cemento, perforó el cemento hasta 9640´ encima del

cuello flotador y se espoteó píldora estabilizadora lubricada, previo viaje a superficie. Se

sacó BHA # 9 desde 10355 FT hasta superficie.

Luego se armó el equipo de flotación y baja liner de 7´´ hasta fondo @ 10355 ft. Se realizó

la cementación del liner de 7".

No se observó el enganche del dardo ni el asentamiento, por lo que se liberó la esfera de 2

½´´ y se esperó por 46 min. Seguidamente, se tensionó la sarta y se procedió a expandir el

colgador, pero no hubo éxito en dicha acción.

Ante este suceso, se realizó la operación de liberación de emergencia del colgador, siendo

esta exitosa.

5.3.3.1.1. FALLA EN LA OPERACIÓN DE ASENTAMIENTO DEL

COLGADOR VERSAFLEX

Se armó la unidad de sellos + X-O + Liner 7´´, 26 lbs7ft, P-110 + Colgador Versaflex de

7´´ x 9 5/8´´y bajó unidad de sellos desde superficie hasta 9466´. Se procedió a liberar la

bola de 2 ½´´ y se inició el proceso de expansión del colgador con 3110 Psi.

Luego se trató de liberar el setting tool en varias ocasiones, pero sin éxito alguno, por lo

que se trabajó la sarta con overpull de 60 - 300 klbs y se liberó la herramienta. Se pudo

sacar a superficie, pero se observa el setting tool incompleto, por lo que se queda en el

pozo 6´ desde el cono hasta el collet.

86

5.3.3.1.2. OPERACIONES DE PESCA

Se armó el BHA # 1 de pesca y se realizó la maniobra de pesca pero no se recuperó el

pescado. Luego, se armó el BHA # 2 de pesca y se realizó maniobras de pesca en varias

ocasiones sin éxito alguno.

Después, se armaron cuatro BHAs de pesca más, pero no se obtuvieron resultados.

Cuando se bajó el BHA # 7 de pesca no se recuperó pescado, y además se quedó en el

pozo un grapper de 2 ¾´´, parte de este BHA.

Con dos BHAs más de pesca bajados en el pozo, el pescado no se liberó por lo que se

procedió a armar y bajar el BHA de limpieza para casing de 9 5/8, y a anclar el CIBP.

5.3.3.2. OPERACIONES DE SIDETRACK DEL POZO OSOH-114S1

5.3.3.2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DE SIDETRACK EN

SECCIÓN DE 8 1/2”

En vista de los intentos fallidos en la operación de pesca se procedió a realizar Sidetrack.

Se armó y bajó BHA # 1 con Whipstock, y se procedió a abrir la ventana; luego se armó

y bajó BHA # 2 direccional, y se perforó desde 8619' hasta 8883'.

Siguiendo la secuencia de operaciones se continuó perforando con un nuevo BHA hasta

10487´, luego se armó, bajó Liner y se realizó su cementación.

Se armaron dos nuevos BHAs de limpieza y luego con los BHAs # 7 y # 8 direccionales

se perforó sección de 6 1/8´´ desde 10490´ hasta 11511´ (TD). Se instaló colgador

ZXPN LINER PACKER y bajó conjunto ICD con sarta de perforación hasta 11511´, sin

problema. Finalmente, se sacó el setting tool, se retiró wear bushing y finalizan las

Operaciones de Perforación del Sidetrack en el pozo OSO H-114H S1.

87

5.3.3.2.2. ANÁLISIS DE LA CAUSA QUE CONLLEVO A LA

REALIZACIÓN DEL SIDETRACK

Gráfico 5.12: Causa del Sidetrack en el Pozo OSOH-114S1



5.3.3.2.3. ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES PROBLEMAS SUSCITADOS

DURANTE LA OPERACIÓN DE SIDETRACK

CLASIFICACION DESCRIPCION RECOMENDACIONES

Operación de Whipstock Mala Ubicación del filtro dentro de

la tubería.

El personal de la Cia. De Servicio

que se encuentra pendiente de

la operación del Sidetrack debe

indicar de mejor manera la

colocación del filtro al personal

del taladro.

Reparación de Equipo. Falla herramientas de corrida de

casing.

Tener un programa de

mantenimiento preventivo, no

correctivo

Problema en lodo de

perforación.

Espuma en lodo de perforación Mejorar en la supervisión del

fluido de perforación.

CAUSA

SEÑALES PREVIAS

No se observó enganche del dardo ni

asentamiento.

Tensionóla sarta y procedió a expandir el

colgador, sin éxito.

Problemas Operativos Colgador

Problemas en asentamiento en el colgador. Operación para instalar

colgador, sin éxito

88

Trabajo no productivo Problemas en herramientas

direccionales

Analizar las causas que

provocaron que se diera el daño

en las

herramientas direccionales.

El operador encargado no

verifica en sitio el X-over

para conectar top drive con el

sistema, CDS.

Moviliza de la base de Tesco el X-

Over 6-5/8 reg a 5-1/2 xt54.

Entre el supervisor de pozo y el

operador de la empresa para la

corrida del liner, verificar en sitio

las herramientas requeridas para

las operaciones en pozo.

Tabla 5.12: Problemas durante el Sidetrack del Pozo OSOH-114S1



5.3.3.3. ANÁLISIS DE TIEMPO

Gráfico 5.13: Tiempo Estimado Vs. Real del Pozo OSOH-114S1



-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Estimado Real Diferencia

41,6 58

-16,4

Gráfico Tiempo Estimado Vs. Real (días)

89



De los días adicionales al programado, 13.28 días corresponden a tiempo no

productivo en la sección de 8 ½”, en donde se suscitó la falla del colgador, que

conllevó a la realización del sidetrack.

Las operaciones de sidetrack tomaron un tiempo aproximado de 21 días, mismos

que generaron que el tiempo originalmente programado se extienda, lo cual genera


90



AFE REAL % Desviación costo real JUSTIFICACIÓN

7.271.400,00 9.457.800,91 30,07

días de perforación días de perforación 41.6 días de perforación 58

DESCRIPCION AFE REAL DIFERENCIA DIFERENCIA %

SERVICIO TALADRO PERFORACION1.634.399,81 2300664,4

-666.264,59 40,77POR CAUSA DEL SIDE TRACK

SERVICIO DE GERENCIAMIENTO PERFORACION 65.900,00 48.545,00 17.355,00 26,34

SERVICIO DE DIRECCIONAL / SERVICIO LWD 2.414.600,00 2.655.320,89 -240.720,89 9,97

SE CORRE REGISTROS LWD PARA SECCION 12 1/4" Y 8 1/2", COSTO

SE ADJUNTA EN TICKETS DE SERVICIO DE PERFORACION

DIRECCIONAL

SERVICIO LODOS PERFORACION 775.300,00 1.047.586,37 -272.286,37 35,12

COSTO DE QUÍMICA DE ACUERDO A NUEVO AMS DONDE SE

FACTURA POR PRODUCTO UTILIZADO Y NO POR PIE PERFORADO.

SE TIENE UN COSTO ALTO EN SECCION 16" POR PRESENCIA DE

INFLUJOS SUPERFICIALES

SERVICIO DE CONTROL DE SOLIDOS PERFORACION 0,00 0,00 0,00 NA SERVICIO DE CONTROL DE SÓLIDOS SE PROVEE DIRECTAMENTE

POR PARTE DE SINOPEC DE ACUERDO A CONTRATO

SERVICIO DE MUD LOGGING PERFORACION 62.600,16 102.764,00 -40.163,84 64,16COSTO INCLUYE A STAND BY DURANTE COMPLETACIÓN

SERVICIO DE GYRO 23.000,00 84.500,00 -61.500,00 267,39

OK, EL COSTO REAL DE LUMP SUM DIRECTSURVEY DEBE SER

TOMADO EN CUENTA PLANIFICACIÓN, YA QUE SEGÚN CONTRATO

LUMP SUM SON 6 DÍAS. LO CUAL INVOLUCRA QUE GENERALMENTE

NO SE TENGA COBROS POR DÍAS ADICIONALES.

SERVICIO DE CATERING PERFORACION 36.000,00 52.593,75 -16.593,75 46,09

SERVICIO INSPECCION DE TUBULARES PERFORACION 0,00 0,00 0,00 NASINOPEC POR CONTRATO REALIZA INSPECCIÓN Y TALLY DE

TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 13 3/8" - 9 5/8" Y 7"

SERVICIO DE CORRIDA DE TUBULARES PERFORACION 0,00 0,00 0,00 NASINOPEC POR CONTRATO REALIZA LA CORRIDA DE CASING

SERVICIO CEMENTACION PERFORACION 405.100,00 546.146,08 -141.046,08 34,82OK. SERVICIO DE CEMENTACIÓN CONTEMPLA EQUIPO DE

FLOTACIÓN, CENTRALIZADORES Y QUÍMICA USADA EN DISTINTAS

SECCIONES. INCLUYE COSTO DE TAPONES DE ABANDONO

SERVICIO DE INSTALACION DE CABEZAL Y CORTE FRIO DE CASING 10.000,00 0,00 10.000,00 100,00COSTO DE INSTALACION DENTRO DEL PRECIO DE EQUIPO. MISSION

PETROLEUM

SERVICIO DE REDUCTORES DE TORQUE 0,00 0,00 0,00 NA N/A

SERVICIO DE REGISTROS ELECTRICOS OPEN HOLE 0,00 0,00 0,00 NA SE CORRIÓ REGISTROS LWD

SERVICIO DE LINER HANGER 94.500,00 645.697,74 -551.197,74 583,28COSTO DE LOS 3 COLGADORES, 2 DE HALLIBURTON Y EL DE

WEATHERFORD

SERVICIO LUMP SUM BROCAS PERFORACION 150.700,00 194.906,58 -44.206,58 29,33 OK. SERVICIO LUMP SUM DE ACUERDO A AMS VIGENTE

SERVICIO EQUIPO PESADO PERFORACION 98.400,00 23.342,80 75.057,20 76,28GRÚA MENSUALIZADA DE PERFORACION + COSTO POR

CONTRATO SINOPEC PROVEE MONTACARGA CON COSTO

ADICIONAL

SERVICIO DE REGISTRO DE CEMENTACIÓN 0,00 0,00 0,00 NA

SERVICIO DE LIMPIEZA QUIMICA MECANICA MECANICA CASING 0,00 0,00 0,00 NA

SUB TOTAL 5.770.499,97 7.702.067,61 -1.931.567,64 -33,47

SE REALIZO EVENTO DE SIDE TRACK, POR FALLA DE COLGADORES Y POSTERIOR PESCADOPOZO H-114S1

91

Tabla 5.13: Comparación de costos por categoría del pozo OSOH-114S1



RENTA DE EQUIPOS PERFORACION 349.000,00 73.628,53 275.371,47 78,90OK. RENTA DE MARTILLOS SMITH.

SUB TOTAL 349.000,00 73.628,53 275.371,47 78,90

MATERIALES CABEZAL DE POZO PERFORACION 97.000,00 101.654,55 -4.654,55 4,80

CABEZAL COMPLETO MULTIBOWL CIA MISSION PETROLEUM.

INCLUYE COSTO DE WEAR BUSHING 13 5/8" + RUNNING TOOL

DEL PACK OFF SOLICITADOS POR DETERIORO DE LOS

ANTERIORES

COMBUSTIBLES PERFORACION 0,00 3.649,50 -3.649,50 100,00 DIESEL CONSUMIDO SOLO CORRESPONDE A CIAS DE SERVICIO,

POR CONTRATO SINOPEC PROVEE EL DIESEL PARA EL EQUIPO

TUBERIA DE REVESTIMIENTO 840.000,00 887.022,30 -47.022,30 5,60 SE CORRE TUBERÍA TENARIS 13-3/8" + 9-5/8" + 7''

ACEITES Y GRASAS PERFORACION 1.000,00 577,79 422,21 42,22 GRASA PARA CORRIDA DE CASING

SUB TOTAL 938.000,00 992.904,14 -54.904,14 5,85

TIEMPO EN ESPERA TALADRO 0,00 0,00 0,00 NA

SERVICIO DE TRANSPORTE DE PERSONAL 2.000,00 0,00 2.000,00 NA

ASISTENACIA COMUNITARIA 0,00 0,00 0,00 NA

SERVICIO DE CAMION VACCUM 165.200,00 74.029,29 91.170,71 55,19COSTO INCLUYE VACCUMS DE LA CIA CONEXPET Y TANQUERO

POR CONTRATO CON SINOPEC

PERMISOS DNH 23.999,95 10.000,00 13.999,95 58,33

SERVICIO DE ING GEOLOGIA 72.800,00 0,00 72.800,00 NA

MEDIO AMBIENTE 1.800,00 0,00 1.800,00 NA

SERVICIO TOMA DE NUCLEOS Y ANALISIS 0,00 0,00 0,00 NA

MANTENIMIENTO DE LOCACIONES Y CARRETERAS 15.400,00 0,00 15.400,00 NA

SERVICIO DE BASE PERMANENTE OBREROS Y GUARDIAS 6.700,00 0,00 6.700,00 NA OK

MATERIALES GENERALES DE LA OPERACION 10.000,00 0,00 10.000,00 NA

COMUNICACIONES 1.000,00 0,00 1.000,00 NA

SIDE TRACK 0,00 6.308,49 -6.308,49 100,00

COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES SERVICIOS GENERALES 0,00 0,00 0,00 NA

FILTROS BODEGA 0,00 0,00 0,00 NA

BROCAS BODEGA 0,00 11.533,76 -11.533,76 100,00

QUIMICOS FLUIDO CONTROL 0,00 7.317,20 -7.317,20 100,00

NOMINA 0,00 0,00 0,00 NA

SUB TOTAL 298.899,95 109.188,74 189.711,21 63,47

TOTAL POZO 7.356.399,92 8.877.789,02 -1.521.389,10 -20,68

GENERALES

RENTAS

MATERIALES

92

5.3.4.2. COMPARACIÓN DE LOS COSTOS AFE Y REAL

Gráfico 5.14: Costos AFE Vs. Real del Pozo OSOH-114S1



La diferencia indica los sobrecostos generados se encuentran justificados por los problemas suscitados, principalmente en el evento de falla

del colgador y posterior operación de pesca sin éxito, lo que conllevó a la realización del sidetrack.

(4)

(2)

-

2

4

6

8

10

AFE (MM$) Real (MM$) Diferencia (MM$)

7,27 9,46

(2,19)

GRÁFICO COSTOS AFE Vs. REAL (MM U$s) OSOH-114S1

93

5.3.4.3. DISTRIBUCIÓN DE LOS SOBRECOSTOS GENERADOS

Tabla 5.14: Sobrecostos del Pozo OSOH-114S1



De la tabla anterior se puede observar el costo total de la realización de la operación de

sidetrack mismo que es de $ 6308.49 que representa el 0,07 % del costo total del pozo,

mismo que es justificable por la futura producción del pozo.

Además, es necesario acotar que los sobrecostos generados, de mayor relevancia, vienen

asociados en su mayoría a la operación de sidetrack, por lo que el porcentaje presentado

es solo de las operaciones específicas en el sidetrack, de modo que el costo real de la

operación es mayor al presentado, esto por los costos asociados a este, mismos que se

encuentran también detallados en las tablas presentadas, pero que son tomados como

costos independientes.

94

5.3.4.4. DISTRIBUCIÓN DE LOS SOBRECOSTOS

Gráfico 5.15: Distribución de los sobrecostos del Pozo OSOH-114S1



En el gráfico 5.15 se observa que el mayor porcentaje de los sobrecostos generados, corresponde al Servicio del taladro+

Sidetrack con un 33%, mismo que se justifica debido a las fallas operativas presentadas en el colgador, y posterior operación

de pesca, sin éxito, y la operación de sidetrack.

SERVICIO TALADRO PERFORACION +SIDETRACK

33%

SERVICIO DE DIRECCIONAL / SERVICIO LWD

12%

SERVICIO LODOS PERFORACION

13%

SERVICIO CEMENTACION PERFORACION

7%

SERVICIO DE LINER HANGER

27%

SERVICIO LUMP SUM BROCAS

PERFORACION 2%

VARIOS 6%

DISTRIBUCIÓN DE LOS SOBRECOSTOS

95

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 Conclusiones

Campo Oso operado por Petroamazonas EP, está ubicado dentro del Bloque 7 a 50

km al sur de la ciudad del Coca, en el centro-occidente de la Cuenca Oriente. Tiene

una estructura anticlinal enlongada de relieve sutil con orientación norte-sur,

controlada por una falla inversa, determinando que el cierre al final del cretáceo está

restringido por dicha falla, generando tres tipos diferentes de reservorios de tipo

clástico: arenisca Hollín principal , arenisca Napo U y arenisca Napo T.

La apertura de ventana o sidetrack es una técnica de perforación que consiste en la

desviación del hueco sobre una obstrucción que podría ser un pescado o una

corrección de la trayectoria debido a pérdidas del control direccional severo del

pozo de acuerdo a la trayectoria planeada originalmente.

La posibilidad de ocurrencia de un sidetrack puede darse con más frecuencia en

sectores de la cuenca oriente donde la formación Napo se encuentre constituida en

su mayoría por litologías de tipo lutítico (ambiente marino), tal es el caso de los

pozos del campo OSO.

En el OSOG-086, se tuvo un incremento en el torque lo que ocasionó un paro de

rotación en la sarta, lo que impidió que se continuara perforando (pega mecánica).

Se realizó un backoff para liberar la sarta sin éxito por lo que se procedió a realizar

las operaciones de pesca sin obtener ningún resultado positivo y sin visualizar otra

alternativa viable que nos permitía recuperar el pescado dejado en el pozo se

decidió, soltar la junta de seguridad y recuperar el resto el BHA de pesca por encima

de esta profundidad y procedió con la perforación del Sidetrack 1.

En el pozo OSOG-086S1, durante la corrida del liner de 7” se observó un corte de 5

centímetros bajo la caja del csg liner n° 11, quedando en calidad de pescado una

longitud 504 ft por lo que se procedió con las operaciones de pesca sin obtener

ningún resultado positivo y sin visualizar otra alternativa viable que nos permitía

96

recuperar el pescado dejado en el pozo se tomó la decisión de soltar pescado y sacar

para realizar Sidetrack 2 en csg de 9 5/8".

Debido a los problemas suscitados durante la perforación del pozo OSOG-086S2 se

excedió el tiempo planificado de perforación del pozo en 31.69 días. El tiempo total

de operaciones de perforación alcanzó los 78.88 días de los cuáles 16 días

corresponden a un trabajo de pesca sin éxito.

El costo total de las operaciones de perforación del pozo OSO-G86S2 fue USD 12’

885.667.82. Luego de las operaciones de Sidetrack se tuvo un incremento de USD

5’ 639.579.82 en relación al costo inicial programado para el pozo OSOG-086 que

fue de USD 7’ 246.088.00.

En el pozo OSOB-72S1, producto de la inestabilidad de agujero observado en los

registros caliper en la sección de 8 ½”, se generó ineficiencia en la limpieza lo que

originó atrapamiento de la sarta por empaquetamiento y pese al posterior trabajo de

pesca se realizó sidetrack.

Debido principalmente al problema de pega de tubería en el pozo OSOB-72S1, que

conllevó a la realización del sidetrack, se excedió al tiempo planificado de

perforación del pozo en 24.6 días, de los cuales 6.08 días corresponden a un trabajo

de pesca sin éxito.

Los costos adicionales generados por las operaciones de pesca realizadas en el pozo

OSOB-72S1 realizadas, por las herramientas que no pudieron ser recuperadas, y por

los servicios en el posterior evento de sidetrack, son de 6’538.404 USD, valor que

duplica al costo inicial programado del pozo.

En el pozo OSOH-114S1, se suscitaron problemas operativos del colgador en su

asentamiento e instalación, mismos que no tuvieron éxito, al igual que la posterior

operación de pesca, por lo que se realizó la operación de sidetrack con el fin de no

perder el pozo.

Debido a los problemas suscitados durante la perforación del pozo OSOB-72S1 se

excedió al tiempo planificado de perforación del pozo en 16.4 días; las operaciones

de sidetrack tomaron un tiempo aproximado de 21 días, mismos que generaron


97

En el pozo OSOH-114S1, se tuvo en excedente en costos de 2,19 MM USD, mismo

que se debe mayormente al problema operativo del colgador, trabajo de pesa y la

posterior operación de sidetrack.

6.2 Recomendaciones

Es importante que disponga del stock necesario su remplazo, y evitar tiempos

no productivos a la vez seguir los procedimientos establecidos para las

operaciones en sitio, con el fin de asegurar la efectividad de la operación.

Al realizarse los trabajos de pesca sin que estos tengan resultados positivos, es

importante considerar un tiempo límite para la realización de los mismos; de tal

manera que una vez alcanzado dicho tiempo se proceda a realizar las

operaciones de sidetrack con el evitar pérdidas de tiempo y dinero.

En la mayoría de los casos los problemas se suscitan por mala práctica

operacional no solo por parte del operador de la torre sino por la falta de

comunicación del well site geologist (geólogo de pozo), quien no informa que

puede darse un posible atascamiento, por lo que se debe hacer una correcta

coordinación de todo los procesos que se realizan en la operación.

En vista a los problemas suscitados durante la perforación del pozo OSOG-

086S2 se debe dar un control estricto de la calidad y certificación de las

herramientas direccionales y completación para evitar los problemas ocurridos.

En consideración a la evidente inestabilidad del pozo OSOB-072S1 se

recomienda revisar los aspectos relacionados con estabilidad química -

mecánica (revisión de estudio geo mecánico) y prácticas de perforación.

Tomar en consideración la experiencia en las operaciones de pesca en el pozo

OSOB-072S1, mismas que no tuvieron éxito, para que en pozos futuros no se

emplee demasiado tiempo y dinero, mismos que bien pueden ser utilizados en la

operación de sidetrack.

Realizar el análisis y estudio correspondiente para identificar la causa

especifica de la falla en la operación de asentamiento e instalación del colgador

en el pozo OSOH-114, con el fin de evitar que suceda nuevamente un evento

similar

98

CAPÍTULO VII

7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

7.1 Bibliografía

Lapeyrouse, Norton J. (2002). Formulas and calculations for drilling, production and

workover. New York, Estados Unidos: Gulf Profesional Publishing.224p.

McCray, A. (1970). Tecnología de la Perforación de Pozos de Petróleo. (3ra.

Ed.).México. Editorial Continental. 574 p.

Mcain, W. (1990). The pROPerties of petroleum fluids. (2da. ed.). Tulsa: PennWell.

Baker Huges. (2007). Revista sobre herramientas Petroleras, 30 pgs.

Schlumberger. (2006). Revista Oilfield Review.72 pgs.

Raymond de Verteuil and Iain McCourt, Schlumberger: “Introduction to Directional

Drilling”, USA, Created 1998, reviewed 2001.

Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky Seale- Smith

International Inc.: “Sidetracking and Drilling in One Trip-Case

Histories and Economical Analysis.” Presented at the AADE 2001 National Drilling

Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001.

Patent Application Publication: “Milling system and method of milling”, April 24, 2008.

United Status Patent: “Whipstock Assembly and Method of Manufacture”, April 8,

2008.

Leonordo Ritorto, Edmonton Alberta and Dave L. Heinley: “One trip milling system” ,

United States Patent, USA, Oct, 16 – 2001.

99

7.2 Web grafía

http://www.eumed.net/cursecon/colaboraciones/CL-petrol.pdf

http://www.ilo.org/public/spanish/dialogue/sector/sectors/oilgas.htm

http://www.bakerhuges.com

http://cipres.cec.uchile.cl/~jrybertt/t2/Pagina3.html

http://biblioteca.iapg.org.ar/iapg/Archivos Adjuntos/Petrotecnia

http://oil-well-drilling.blogspot.com/2008/05/what-does-position-ofstabilizer.html

100

CAPÍTULO VIII

8. ANEXOS

ANEXO 1: CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD REAL POZO OSOG-086S2

101

ANEXO 2: CURVA DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD REAL POZO OSOB-071S1

102

ANEXO 3: GLOSARIO DE TÉRMINOS

A

Apertura de Ventana (sidetrack).- Significa salir en una trayectoria diferente a la perforada a

través de un pozo puede ser en agujero descubierto o entubado.

API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

B

Barril.- Bbl, una medida estándar para el aceite y para los productos del aceite.

Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, o 159 litros.

Barriles por día (bpd.).- En términos de producción, el número de barriles de aceite que

produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un

período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles recibidos o la

producción de una refinería durante un año, divididos por trescientos sesenta y cinco días menos

el tiempo muerto utilizado para mantenimiento).

Biodegradable.- Material que puede ser descompuesto o sujeto a putrefacción por bacterias u

otros agentes naturales.

Bit.- Broca de perforación.

Buckling.- Colapso rápido y repentino, y desplazamiento lateral de la columna de perforación,

que ocurre cuando las fuerzas que desestabilicen la columna superan las fuerzas que la

estabilizan.

C

Cabeza de Pozo.- Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas,

válvulas, preventores, etc.

Casing.- Tubería de revestimiento, tubería revestidora o cañería aisladora o de entubación.

Casing Conductor.- Puede tener un diámetro de hasta 36 pulgadas. Cuando el piso es blando

cerca de la superficie, el casing conductor se introduce martillándolo.

103

Casing de Superficie.- Usando el trépano la perforación continúa a través del casing conductor

hasta la profundidad programada. El diámetro perforado es de 17 pulgadas o mayor. La

profundidad del hueco de superficie usualmente la establecen las agencias reguladoras.

Ellos requieren que el hueco de superficie sea perforado para todas las zonas de agua fresca, el

casing de superficie se sienta y cementa paras proteger estas zonas.

La profundidad puede ser de cientos a miles de pies o metros. Por lo general la cuadrilla conecta

el BOP stack al casing de superficie en la cabeza del pozo, por ello este casing debe ser

suficientemente fuerte para soportar el BOP stack.

También tiene que soportar la presión del gas y otros fluidos que el pozo pueda encontrar.

Además, debe ser lo suficientemente fuerte para soportar las sartas adicionales de casing que se

introducen en el pozo.

Casing Intermedio.- Pueden tener 12 pulgadas de diámetro, y se corren para sellar formaciones

problemáticas como zonas de pérdida de circulación o zonas con presiones anormales.

Frecuentemente es la sección más larga de casing en el pozo. La cuadrilla también conecta el

BOP a este casing usando un adapter, y un casing head, o un drilling spool, el cual va conectado

al tope del casing head de superficie.

Por consiguiente ancla el BOP para la perforación que viene más tarde. La cuadrilla debe

conectar el BOP a cada sarta de casing que se corre en el pozo.

Primero, ellos lo colocan en el casing de superficie, después en el casing intermedio, y

finalmente, en el casing de producción.

Casing de Producción.- Tiene de 8 a 10 pulgadas. Cuando se cementa, el casing de producción

sella la zona productora y el pozo queda listo para iniciar la producción.

Este casing también protege el tubing y otras herramientas usadas en la producción del pozo.

El operador del campo usualmente lo perfora, haciéndole huecos en el completamiento del pozo.

Casing Liner.- En ocasiones se corre un liner en lugar de casing en el pozo. Un liner es un

casing corto y ranurado usado para revestir la sección más pequeña del hueco abierto debajo de

una sarta existente de casing en el hueco.

104

Es como el casing, solo que no va hasta la superficie. En cambio, la cuadrilla de casing lo cuelga

del fondo de la sarta de liner o casing corrida anteriormente usando una pieza especial de equipo

llamada colgador de liner “liner hunger”. En este caso existe un liner intermedio, y un liner de

producción. El uso de liners ahorra dinero, ya que no se extienden hasta superficie.

CBL.- (Cement Bond Logging) Registros de adherencia del cemento.

Cedencia.- PROPiedad o condición del material para soportar la deformación elástica, o bien, la

resistencia que pone el material a la deformación ante la exposición de una carga.

Centralizadores.- Se instalan en varias juntas de casing. Evitan la fricción del casing contra las

paredes del hueco. En otras palabras, mantienen un espacio entre la pared externa del casing y la

pared del pozo. Reducen el arrastre y la pega diferencial al correr casing.

El arrastre es la resistencia al movimiento causada por el contacto del casing con el pozo.

Cemento.- Bombeado entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo con el fin de

mantener la tubería en su lugar.

Collar Flotador.- El collar flotador o zapato flotador evita que el lodo de perforación entre a la

sarta de casing a medida que la cuadrilla la corre en el hueco.

Al mantener el casing vacío el lodo permite que el casing flote parcialmente, el casing flota en el

anular igual que un bote de acero flota en el agua.

Al permitir que el casing flote se disminuye la fatiga en el equipo de levante.

Pero la cuadrilla no puede mantener el casing totalmente vacío, si lo hicieran, la presión

hidrostática del lodo en el anular podría colapsar casing.

Control de Pozo.- Se refiere a tener una presión hidrostática igual a la presión del yacimiento.

Conjunto de Fondo de Pozo (BHA).- Este estándar divide el BHA en dos segmentos: superior

e inferior.

El BHA inferior, o conjunto de perforación, ocupa, aproximadamente, los primeros 100 pies

arriba de la broca. A excepción de los pozos horizontales, el BHA inferior pROPorciona cierto

peso en la broca. También tiene funciones de dirección y medición, y puede usarse para rotar la

broca independientemente de la rotación de la sarta.

105

El BHA superior, que consiste en el resto de los componentes hasta la NWDP, aísla la NWDP y

las tijeras del pandeo, para realizar o asistir con el trabajo con tijeras hacia abajo, y

pROPorcionar peso al trépano por arriba de la porción disponible desde el BHA inferior. Si bien

es posible tener una variedad infinita de BHA´s, todos se pueden agrupar en uno o dos grupos:

convencional (de ángulo bajo) y de ángulo alto.

La porción inferior de la sarta de perforación se conoce como BHA, e incluye:

La broca “Bit”.

Los collares de perforación “Drill Collars”.

Estabilizadores “stabilizers” o rimadores “reamers”.

Heavy Weight Drill Pipe (HWDP).

Compresión.- Fuerza axial que presiona unas contra otra las fibras de acero de un componente.

Crossover Sub.- unión sustituta o niple con roscas diferentes en ambos lados, pin y box.

Cutting.- Recortes de perforación generados por la broca.

Curvatura del pozo.- Las partes de la sarta se curvan cuando se las fuerza a través de las

secciones curvas del pozo, o alrededor de salientes y otras irregularidades del pozo.

La ubicación y la severidad de la curvatura del pozo tienen un gran impacto sobre la rapidez con

que se acumula el daño por fatiga resultante.

D

Daño de formación.- El daño de formación se puede dar por las operaciones en el desarrollo de

un pozo, en la perforación por ejemplo el fluido de perforación invade la formación productora a

través del revoque que se adhiere a la pared del pozo el cual provoca una reacción negativa en la

formación como el hinchamiento de los granos de la formación obstruyendo en paso de los

hidrocarburos al pozo.

Densidad Equivalente de Circulación (ECD).- Equivalent circulating density, se define como:

ECD = (Pérdida de Presión en el anular/ (0,052 x Prof. Vertical ft.)) / Densidad Lodo ppg.

Detector de Gas.- Instrumento para detectar la presencia de varios gases, a menudo como

medida de seguridad contra flama o gases tóxicos.

106

Dog Leg.- O pata de perro, es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en

inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros direccionales.

DST.- (Drill Steam Testing) Usa una herramienta especial y un empacador, para captar

información a cerca de presión, temperatura, muestras de fluido etc. El ensayo DST es una

prueba de terminación temporaria del pozo que se utiliza para determinar la producción

comercial y para tomar muestras del fluido de la formación, la idea es aislar la zona de interés

con empacadores temporales. A través de los resultados de esta prueba, se interpretan los tipos

de fluidos del reservorio, su presión y capacidad de producción.

Estos datos son muy importantes en el momento de seleccionar el método inicial de terminación

o cuanto trabajo de intervención se necesita.

Drill Collar.- Sección de tubería pesada, corrida para dar peso a la broca.

Drill String.- Conjunto de tuberías de perforación de 9m de longitud conectadas.

E

Estabilidad.- Habilidad de un componente de la sarta de resistir al pandeo. La estabilidad está

afectada tanto por fuerzas mecánicas como por fuerzas del área de presión.

Emulsión.- Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de gotitas muy finas.

F

Fatiga.- Fatiga es el daño estructural permanente, localizado y progresivo que ocurre cuando un

componente se somete a ciclos reiterados de esfuerzo con magnitudes de esfuerzo que

generalmente están muy por debajo de la fluencia.

Las excursiones de esfuerzo cíclico ocurren cuando un componente se rota mientras está doblado

o pandeado, y por la vibración. Al aumentar y bajar la carga, el daño por fatiga se acumula en los

puntos de esfuerzo alto del componente, y se forman fisuras por fatiga en estos puntos.

Las fisuras pueden crecer bajo cargas cíclicas continuadas hasta que se produzca la falla.

Fluido de Perforación.- El tipo de lodo a utilizar, así como sus características de lubricación y

arrastre son factores que deben ser supervisados continuamente durante la perforación.

Fluido de Control Base Aceite.- Es una mezcla formada por dos fases, una continua que es el

aceite y otra dispersa que es una solución acuosa de salinidad controlada.

107

Fluido de Control Base Agua.- Es una mezcla de aditivos en agua, estabilizada químicamente.

Fondo de Pozo.- Un término para describir herramientas, equipos e instrumentos utilizados en el

agujero.

G

Gas.- El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación está constituido por

metano con pROPorciones variables de otros hidrocarburos (etano, pROPano, butanos, pentanos

y gasolina natural) y de contaminantes diversos. Representa aproximadamente 47% de los

combustibles utilizados en el país y el 72% de nuestra petroquímica se deriva del metano y etano

contenido en el gas, de ahí la importancia de este recurso como energético y como petroquímico.

Su procesamiento consiste principalmente en:

La eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que

se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas

alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce

generalmente como “endulzamiento”.

La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos criogénicos (uso

de bajas temperaturas para la generación de un líquido separable por destilación

fraccionada) previo proceso de deshidratación para evitar la formación de sólidos.

Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de

endulzamiento.

Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas

en etano, pROPano, butanos y gasolina; en ocasiones también resulta conveniente

separar el isobutano del n-butano para usos muy específicos.

Gravedad Específica.- La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura

con la densidad de agua a 4ºC.

Gravedad API.- La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la

gravedad específica de los aceites.

H

108

Herramienta (de fondo).- Cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de

perforación y se corra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las

herramientas de registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.

Hidrocarburo.- Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que

contiene carbono e hidrógeno.

HWDP.- La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del Drill Pipe. El HWDP también se

conoce como Heavy Weight Drill Pipe, Su posición en la sarta está entre el Drill Pipe y los Drill

Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transición entre el DP, más liviano, y el

DC, el cual es rígido y pesado. El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill

Collars provocan en la sarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrés en el Drill Pipe.

También ayudan a mantener el DP en tensión, y le dan peso a la broca, al igual que lo hacen los

DC, especialmente en perforación direccional.

I

Informe Final de Operación.- Es el documento que contiene: Introducción, Datos Generales,

Gráficas de Programa contra Real, Ensamblajes de Fondo, Récord de Brocas, Parámetros de

Perforación, Reportes Diarios, Costos, Aspectos relevantes, Conclusiones y Recomendaciones.

L

Leak-off Test, LOT, prueba para determinar la fuerza o presión de fractura de la formación

abierta, por lo general es llevada a cabo inmediatamente después de la perforación por debajo de

una zapata de casing.

Durante la prueba, el pozo es cerrado y se bombea fluido al agujero incrementando la presión

gradualmente.

A una determinada presión el fluido penetrara la formación, o Leak Off, ya sea aprovechando la

permeabilidad de la roca o creando espacios fracturando la roca.

Los resultados del Leak Off Test dictan la máxima presión o peso del lodo que puede ser

aplicada al pozo durante la operación de perforación.

Para mantener un pequeño factor de seguridad para permitir operaciones seguras de control del

pozo, la presión máxima de operación por lo general ligeramente por debajo del resultado de la

prueba Leak-Off.

109

M

Matar el pozo.- Agujero de llenado con lodo de perforación de densidad adecuada para detener

el flujo de petróleo / gas.

N

Near Bit.- Estabilizador corrido por encima del trépano. La diferencia entre un estabilizador y

un Near Bit; es que el Near Bit no tiene pin en ninguno de sus extremos, mientras que el

estabilizador tiene un pin y una caja. El Near Bit tiene dos cajas, en una de ellas se enrosca el pin

de la broca y en la otra el pin de un Drill Collar o de una herramienta que va encima.

NPT(No production Time).- Tiempo no productivo

O

Orientación del Tool Face.- Es la medida angular de la cara de la herramienta flexionada con

respecto al lado alto del pozo o la norte.

P

Pandeo.- Si se aplica más peso sobre el trépano que lo que la sarta puede soportar y con el cual

permanecer estable, se producirá el pandeo o buckling de partes de la sarta.El pandeo

generalmente ocurre cerca del fondo de la sarta, pero puede ocurrir en otros puntos de la sarta en

determinadas circunstancias.

PDC.- Diamantes Policristalinos Compactos.

PCD.- Diamantes Policristalinos.

Perforación direccional.- Proceso de dirigir el trépano hacia un objetivo previamente definido

con un ángulo, rumbo y desplazamiento dentro de un radio de tolerancia.

Perforación horizontal.- Es el proceso de dirigir el trépano durante la perforación de un pozo

en una dirección y orientación aproximada de 90° con respecto a la vertical para lograr

extenderse varios cientos de metros dentro del yacimiento con el fin de alcanzar los objetivos

principales.

Perforación vertical.- Perforación de la parte vertical del pozo, pudiendo variar de acuerdo a las

características pROPias de la formación.

110

Pescado.- Es cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante las operaciones

de perforación o terminación, el cual debe recuperarse o se deba eludir antes de que la operación

pueda continuar.

Petróleo.- Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas natural y

líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, oleum, presente en forma natural en

rocas.

Pozo vertical.- Un pozo recto con cero grados de inclinación.

Pozo.- Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar o

para extraer aceite y gas.

Pozo desviado.- Un pozo perforado en ángulo con la vertical (perforación desviada), para cubrir

el área máxima de un yacimiento de aceite o de gas, o para librar el equipo abandonado en le

agujero.

Polímero.- Compuesto complejo en le cual moléculas individuales (monómeros) se unen

químicamente en cadenas largas.

Ppm.- Partes por millón.

Profundidad Media(MD).- Es la longitud medida durante el desarrollo de la perforación

vertical y direccional conforme al programa.

Profundidad vertical verdadera (TVD).- Es la profundidad real del pozo proyectado en el

plano vertical.

Rata de penetración (ROP).- Es la distancia o intervalo perforado por unidad de tiempo de

rotación del trépano.

Recorte de Perforación.- Levantados continuamente por un fluido bombeado que circula

constantemente. Para facilitar la eliminación de estos, el fluido es circulado a través de las

tuberías de perforación, saliendo por las boquillas del trépano y luego ascendiendo a superficie a

través del espacio anular.

Reventón (Blowout).- El escape de aceite, gas o agua de un pozo debido a la liberación de

presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención.

111

Riesgo.- Estos pueden ser desde déficit de tiempo hasta siniestros de gran magnitud con pérdidas

humanas. Si los riesgos son del conocimiento de la empresa perforadora de acuerdo con las

características de la intervención que se va a ejecutar, deberán ser calculados y considerados

tanto en la cotización como en los programas operativos; sin embargo existen riesgos internos

imponderables que afectan los resultados de la empresa, por esta razón, deberán calcularse e

incluirse en el programa operativo y en el costo.

Riesgos Internos.- Pueden ser representados por riesgos operativos y de tipo geológico.

Riesgos Externos.- Financieros, políticos, sociales, y del mercado.

S

Sarta de Perforación (Drill String).- Tuberías de acero de aproximadamente 10 metros de

largo que se unen para formar un tubo desde el trépano de perforación hasta la plataforma de

perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo a operación de perforación y también sirve de

conducto para el lodo de perforación.

Severidad del Dog Leg.- Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar

(por convención se ha establecido de 100 pies o 30 metros). La severidad se reporta en grados

por cada 100 pies o grados por cada 30 metros. En la conversación normal, la severidad se

nombra como “pata de perro”. Esto puede causar confusión al principio.

Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sea posible en la perforación

convencional (menos de 4 o 5º/30 metros). Las severidades altas provocan problemas en el pozo

tales como ojos de llave, entrampamientos de tubería o desgaste de la misma o de la tubería de

revestimiento.

Sobrecarga.- Un componente está sobrecargado cuando la/s carga/s aplicada/s supera/n su

capacidad de portar carga/s.

Sinclinal.- Plegamiento en la roca estratificada en forma de palangana.

T

TCP.- Cañones bajados junto con la tubería de producción, operación de baleo.

Tool Face.- El término se usa en relación a la cara de las herramientas desviadoras o a los

motores dirigibles.

112

Tipo de Formación.- Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá tomar en cuenta

la columna geológica que se desea perforar, clasificando la compacidad y la dureza de las

formaciones a atravesar, así como los echados regionales para intentar predecir la variación del

rumbo del pozo durante la perforación.

V

Ventana.- Abertura molida en la tubería de revestimiento.

Vibración: La vibración es un fenómeno complejo que, sin duda, es la causa de muchas fallas y

problemas de funcionamiento de las herramientas pozo abajo. Aunque la vibración puede ocurrir

en más de una dirección a la vez, los modos de vibración se caracterizan generalmente

nombrando la dirección principal del movimiento de los componentes afectados.

Z

Zapato Guía “Guide Shoe”.- Es un accesorio pesado de acero que la cuadrilla conecta en el

extremo de la primera junta de casing que se va a meter al pozo. Guía el casing en el hueco.

También tiene una abertura en el extremo, el lodo de perforación entra por esta abertura cuando

la cuadrilla corre el casing dentro del pozo.

113

APELLIDOS: NARVÁEZ TORRES

NOMBRES: KARLA MARICELA

CÉDULA DE IDENTIDAD: 0302639166

EDAD: 22 años

ESTADO CIVIL: Soltera

CELULAR: 0984708280

E-MAIL: [email protected]

Joven profesional en busca de una posición en la industria del petróleo en orden de

progresar profesionalmente. Habilidades desarrolladas en trabajar como parte de un

equipo. Capaz de liderar cuando sea necesario y segura de si misma, trabajadora,

sensata, amigable y puntual.

ESTUDIOS SECUNDARIOS:

Instituto Tecnológico Superior “José Peralta”

DATOS PERSONALES

FORMACIÓN ACADÉMICA

PERFIL

114

Especialidad “Físico Matemático”

ESTUDIOS UNIVERSITARIOS:

Universidad Central Del Ecuador

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Carrera de Ingeniería en Petróleos

Idioma Extranjero: Inglés (Intermedio)

Computación: Suficiencia en Informática

BLACK OIL Program, DPDL Program, Nodal Curse Program, Microsoft Office (Word, Excel,

Power Point, Internet)

AYUDANTE DE CÁTEDRA:

Marzo 2013-Julio 2013: Fenómenos de Transporte I

Septiembre 2013-Enero 2014: Fenómenos de Transporte I

Flujo Multifásico a través de tuberías

Abril 2014-Agosto 2014: Flujo Multifásico a través de tuberías

Octubre 2014-Marzo 2015: Flujo Multifásico a través de tuberías

PASANTÍAS:

LOGROS ACADÉMICOS

115

Operaciones Rio Napo CEM

Jefatura de Peroración (5 meses)

PetroAmazonas EP

Proyecto Mi primer Empleo

Departamento de Perforación (5 meses)

“APLICACIÓN DE TÉCNICAS NUCLEARES EN LA INDUSTRIA PETROLERA” -

JUNIO 2010

“IV ENCUENTRO AMBIENTAL FIGEMPA 2010” - JUNIO 2010

“I CONGRESO TECNICO SCHLUMBERGER” - JUNIO 2010

“OPTIMIZACION DE LA EXPLOTACION E INCREMENTO DE LA

RECUPERACION DE CRUDO SOBRE LA BASE DEL MODELO GENETICO

ESTRUCTURAL DE LOS YACIMIENTOS”- OCTUBRE 2010

“ENCUENTRO DEL PETROLEO-ECUADOR 2010” - NOVIEMBRE 2010

“IV OIL AND GAS INTERNATIONAL EXPO CONGRESS - ECUADOR 2011”-

MAYO 2011

“WORKSHOP DE SIMULACION DE RESERVORIOS Y MODELAMIENTO

GEOLOGICO (PETREL Y ECLIPSE)”- JUNIO 2011

“PRIMERAS JORNADAS TECNICAS DE RECUPERACION MEJORADA DE

PETROLEO”- NOVIEMBRE 2011

“INTEGRIDAD DE TUBERIAS”- DICIEMBRE 2011

RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO Y FORO DE EXPERTOS EN

CONTROL DE AGUA- EPN-2011

“CONFERENCIAS SOCIEDAD DE INGENIEROS DE PETRÓLEOS (SPE)

CAPÍTULO ECUADOR”- OCTUBRE 2011-FEBRERO 2012

“JORNADAS TECNICAS HALLIBURTON” – MARZO 2012

“JORNADAS TECNICAS HALLIBURTON”- JUNIO 2012

“JORNADAS TECNICAS WEATHERFORD” – OCTUBRE 2012

V OIL AND GAS INTERNATIONAL – EXPO AND CONGRESS ECUADOR -

HOTEL JW. MARRIOT -2012,

JORNADAS TÉCNICAS HALLIBURTON -UCE -2012

CONGRESO DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDO Y

CONTROL DE LA CORROSIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA ESCUELA

POLITÉCNICA NACIONAL- 2012

USO DE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN LAS PATENTES DE INVENCIÓN

CURSOS, SEMINARIOS Y OTROS

116

PARA LAS ACTIVIDADES DE INVESTIGACIÓN -UNIVERSIDAD CENTRAL

DEL ECUADOR -2012

CURSO DE OPTIMIZACIÓN DE LA EXPLOTACIÓN E INCREMENTO DE LA

RECUPERACIÓN DE CRUDO SOBRE LA BASE DEL MODELO GENÉTICO

ESTRUCTURAL DE LOS YACIMIENTOS -2010

“CURSO DE COMPLETACION Y REPARACION DE POZOS- METODOLOGIA

PARA OPTIMIZAR OPORTUNIDADES DE RA/RC” – NOVIEMBRE 2013

117

VACA MORALES JÉFERSON LUIS

Cédula Identidad: 100316971-9

Estado Civil: Soltero.

Fecha Nacimiento: 03 de Junio de 1990.

Lugar de Nacimiento: Quito-Pichincha- Ecuador.

OBJETIVO:

Formar parte de los diversos equipos multidisciplinarios y demostrar que puedo ser un

excelente profesional y además ser capaz de tomar las mejores decisiones para generar

con ello un gran beneficio a la empresa.

ESTUDIOS REALIZADOS:

Instituto Técnico Superior “Otavalo” (Otavalo, Ecuador)

Educación Básica: 1996-2001

Educación Media: Bachillerato en Ciencias Especialidad Físico-Matemático (2002–

2007)


Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental (FIGEMPA)

INGENIERO DE PETRÓLEOS

MANEJO DE SOFWARE:

MICROSOFT OFFICE (WORD, EXCEL, POWER POINT).

Barrio Las Casas, Selva Alegre Oe8-382 y Juan

Acevedo, Quito)

T e l é f o n o : 0 9 8 0 7 5 6 4 8 6

Correo electrónico:

[email protected]

118

AUTOCAD INTERMEDIO 2D (2007).

VISUAL BASIC, FORCE 2.0 (PROGRAMACIÓN).

OFM (OIL FIELD MANAGER)

IP (INTERACTIVE PETROPHYSICS)

PETREL

ARCGIS

ECLIPSE

OPENWELLS

LOWIS

IDIOMA:

INGLÉS (70%).

Centro de Idiomas Universidad Central (Enero 2010 - Enero 2012).

VISITAS UNIVERSITARIAS

PETROECUADOR, VISITA CAMPO ANCÓN, ANCONCITO,

REFINERÍA DE SANTA ELENA. (Febrero 2010)

PETROECUADOR, VISITA CAMPO SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO.

(Junio 2011)

VISITA DYGOIL, CONSULTORIA Y SERVICIOS PETROLEROS

(BASE COCA), SCHLUMBERGER (BASE COCA), SERTECPET (BASE

COCA). (Junio 2012)

VISITA SERTECPET, SERVICIOS TÉCNICOS PETROLEROS (BASE

COCA), (Diciembre 2012)

VISITA SCHULEMBER, (BASE COCA) (Diciembre 2012)

CURSOS Y SEMINARIOS

Jornadas Técnicas HALLIBURTON, Auspicio SPE – HALLIBURTON (Marzo

2012, duración 24h), SEDE: Escuela Politécnica Nacional.

Jornadas Técnicas HALLIBURTON, Auspicio SPE – HALLIBURTON (Junio

2012, duración 24h ) SEDE: Universal Central del Ecuador

Quinto Oil and Gas Congreso Internacional Técnico-Científico de Hidrocarburos

(Ecuador 2012, duración 24h)

119

Jornadas Técnicas Baker Hughes, SPE-BAKER HUGHES, (Diciembre del 2012,

Duración 24h)

Petroleum Conference and Exhibition 2013, Auspicio SPE- SCHLUMBERGER

(Abril 2013, duración 16h).

Jornadas Técnicas HALLIBURTON, Auspicio SPE – HALLIBURTON (Abril

2013, duración 16h ) SEDE: Universal Central del Ecuador

Jornadas Técnicas SCHLUMBERGER, Auspicio SPE – HALLIBURTON

(Noviembre 2013, duración 8h) SEDE: Universal Central del Ecuador.

Curso: “TÉCNICAS DE DISPARO PARA INCREMENTO DE

PRODUCTIVIDAD”, HALLIBURTON, Septiembre 2014, duración 24H, SEDE:

Hotel Dann Carlton.

MEMBRECÍAS

MIEMBRO SPE – FIGEMPA – UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR.

PRÁCTICAS PRE-PROFESIONALES

Realizadas en REPSOL ECUADOR en el departamento de Producción del Bloque

16 por un periodo de un mes bajo la tutoría de Rommel Bolaños.

Realizadas en OPERACIONES RÍO NAPO CEM en el departamento de

Operaciones, Área de Reacondicionamiento y Producción por un período de 6

meses.

Tesis “Análisis Técnico-Económico de las Operaciones de Perforación de Pozos

con Sidetrack en el Campo Oso”, realizado en la AGENCIA DE REGULACIÓN Y

CONTROL HIDROCARBURÍFERO.

REFERENCIAS PERSONALES

Ing. Eddie Abarca (Ingeniero de Petróleos), SUPERVISOR DE PRODUCCIÓN

HALLIBURTON

0999470571.

Ing. Mayra Núñez (Ingeniera de Petróleos), ESPECIALISTA EN RELACIONES

GUBERNAMENTALES OPERACIONES RÍO NAPO CEM.

0987378369. [email protected]

Gina Viera, 0987873393, [email protected]

mailto:[email protected]

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