UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA -...
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y PETROQUIMICA “MEJORAMIENTO DE LA ESTABILIDAD DE POZO EN LAS SECCIONES PRODUCTORAS DE LA SELVA PERUANA” TESIS PARA OPTAR ELTÍTULO PROFESIONAL DE INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL ELABORADO POR: ERNESTO DAVID ASCENCIOS ALBAN PROMOCION: 2011-2 LIMA-PERÚ 2015
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO,
GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
“MEJORAMIENTO DE LA ESTABILIDAD DE POZO EN LAS SECCIONES
PRODUCTORAS DE LA SELVA PERUANA”
TESIS
PARA OPTAR ELTÍTULO PROFESIONAL DE
INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL
ELABORADO POR:
ERNESTO DAVID ASCENCIOS ALBAN
PROMOCION: 2011-2
LIMA-PERÚ
2015
i
DEDICATORIA
A mis padres y a mi hermana por la
confianza siempre puesta en mí.
ii
AGRADECIMIENTO
Agradecimiento a las personas que estuvieron detrás de este proyecto, en especial a mis padres, amigos y profesores.
iii
SUMARIO
Hoy en día perforar pozos dentro de áreas medioambientalmente sensibles se
convierte en un gran desafío para cumplir las normas gubernamentales.
La selva peruana es un área con gran potencial de reservas de petróleo y gas
pero a su vez tiene una diversidad de flora y fauna.
Frente a estas condiciones, se deben de utilizar productos y materiales
medioambientalmente amigables y que sean económicamente viables.
Las formaciones productoras que son perforadas en la selva peruana están
compuestas por intercalaciones de arcillas, lutitas y arenas. Cada roca tiene
diferentes tipos de riesgos.
Las arcillas y lutitas pueden ocasionan problemas de pozo ensanchado o
inestabilidad de hueco, mientras que las arenas ocasionan problemas de pérdidas
de circulación y pega diferencial. Por lo tanto, el fluido de perforación que
atraviese estas formaciones debe de brindar propiedades adecuadas para
contrarrestar dichos problemas.
Los fluidos de perforación base aceite (OBM) tienen muy buenas propiedades
inhibitorias de lutitas y arcillas pero posee restricciones medioambientales para
uso en la selva peruana.
Por otro lado, existen los fluidos de perforación base agua (WBM) que poseen
propiedades inhibitorias, controlan la inestabilidad del pozo y tienen propiedades
puenteantes que sellan las formaciones permeables.
Existen diferentes tipos de fluidos base agua que poseen capacidades inhibidoras,
entre ellas tenemos, el fluido tipo cálcico que tienen propiedades inhibitorias pero
tienden a flocular con un alto contenido de sólidos en el sistema. El fluido
polimérico a base potasio necesitan una alta concentración de electrolitos para
que sea efectiva la inhibición de las arcillas complicando su disposición al medio
ambiente.
Los fluidos de alto rendimiento base agua (HPWBM) son aquellos que mantienen
la estabilidad del pozo en lutitas, minimizando el riesgo de pega diferencial y
pérdida de circulación en arenas. Los fluidos de perforación de alto rendimiento
base agua (HPWBM) han mostrado la capacidad de dejar el pozo en condiciones
estables para realizar los trabajos de corrida de registros, bajada de casing y
cementación.
iv
MEJORAMIENTO DE LA ESTABILIDAD DE POZO EN LAS SECCIONES
PRODUCTORAS DE LA SELVA PERUANA
INDICE
DEDICATORIA i
AGRADECIMIENTO ii
SUMARIO iii
INDICE iv
CAPITULO I.-Planteamiento del Problema 1
1.1 Problemática 1
1.2 Formulación del Problema 3
1.2.1 Problema General 3
1.2.2 Problemas Específicos 3
1.3 Antecedentes del Plan de tesis 4
1.4 Justificación del Plan de tesis 5
1.5 Objetivos 6
1.5.1 Objetivos Generales 6
1.5.2 Objetivos Específicos 6
1.6 Hipótesis General 7
1.7 Identificación de Variables 7
1.8 Operacionalización de Variables 8
1.9 Matriz de Consistencia 10
CAPITULO II.-Generalidades 12
2.1 Funciones de los Fluidos de Perforación 12
2.2 Clasificación de los Fluidos de Perforación 12
2.2.1 Lodo Base Agua 13
2.2.2 Lodo Base Aceite 14
2.3 Composición de los Fluidos Base Agua 15
CAPITULO III.- Química de Arcillas 16
3.1 Tipos de Arcillas 17
3.1.1 Arcillas Angulares – No hinchables 17
3.1.2 Arcillas Laminares – No hinchables 17
3.1.3 Arcillas Laminares – Hinchables 17
v
3.2 Capacidad de Intercambio Catiónico 19
3.3 Hidratación de Arcillas 19
3.3.1 Mecanismo de Hidratación de Arcillas 20
3.4 Proceso de Enlace de las Partículas de Arcillas 22
CAPITULO IV.-Propiedades Físicas de la Roca 24
4.1 Porosidad 24
4.2 Permeabilidad 25
4.3 Saturación 27
CAPITULO V.- Mecanismo de Interacción Fluido-Arcilla / Lutita 28
5.1 Efectos de Interacción Fluido-Arcilla 28
5.1.1 Efecto Geomecánico 29
5.1.2 Efecto Físico-Químico 30
5.1.3 Efecto Físico 30
5.1.4 Efecto Químico – Osmosis 31
5.1.5 Efecto en las Características y Composición 32
CAPITULO VI.- Prueba de Laboratorio y Estudio para selección adecuada de
un Fluido de Perforación 33
6.1 Caracterización de la Petrofísica Básica 33
6.2 Reología 34
6.3 Filtrado API 35
6.4 Prueba de Taponamiento de Permeabilidad 36
6.5 Prueba de Retorno de Permeabilidad 37
6.6 Estudio Geomecánico 39
CAPITULO VII.- Fluidos de Alto Rendimiento Base Agua (HPWBM) 41
7.1 Beneficios del Sistema HPWBM 42
7.2 Mecanismo de Desempeño 42
CAPITULO VIII.- Caso: Utilización de Fluido de Alto Rendimiento en
Secciones Productoras 47
8.1 Antecedentes en la selva peruana 47
8.2 Ubicación Geográfica del Campo 48
8.3 Descripción Geológica 49
8.4 Estado Mecánico del Pozo A 50
8.5 Estudio Geomecánico 51
8.6 Programa de Lodo 53
vi
8.7 Resumen de Operaciones 56
8.8 Propiedades del Fluido de Perforación 58
8.9 Caracterización de la Formación Cetico y Prueba de Retorno de
Permeabilidad con el Fluido HPWBM. 61
8.10 Resultados Operativos 64
8.9.1 Velocidad de Penetración 64
8.9.2 NPT Generados por Inestabilidad de Pozo 64
8.9.3 Caliper de Pozo 66
8.9.4 Resistividad de la Sección Productora 67
8.9.5 Calidad de Cementación 69
CAPITULO IX- Análisis Económico 71
CAPITULO X- Conclusiones y Recomendaciones 74
10.1 Conclusiones 74
10.2 Recomendaciones 76
CAPITULO XI- Bibliografía 77
CAPITULO XII- Anexos 79
12.1 Reportes diarios de Perforación 80
12.2 Caracterización y Prueba de Retorno de permeabilidad 91
12.3 Pruebas de laboratorio 104
12.4 Análisis de microscopia electrónica de barrido (SEM) 116
12.5 Hojas técnicas de los productos 126
1
CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Problemática
En nuestra condición de ingenieros de petróleo, es de suma importancia perforar
pozos cumpliendo las normas gubernamentales. La selva peruana es un área con
una biodiversidad de flora y fauna, considerándose un área altamente sensible
frente a cambios ambientales. Las operación en la selva peruana son consideras
como “Off-shore in land” que quiere decir operaciones remotas en tierra (heli-
transportables) y esto hace que no todos los proyectos sean económicamente
viables. Por esta razón se debe de utilizar un fluido de perforación amigable al
medio ambiente y viable económicamente.
Uno de los principales objetivos del fluido de perforación es mantener una
adecuada estabilidad del pozo hasta bajar y cementar el casing. Las secciones
productoras de la selva peruana atraviesan intercalaciones de lutitas y arenas, por
consiguiente, se deben de utilizar un fluido que pueda estabilizar lutitas y sellar
formaciones permeables para evitar ensanchamiento del pozo o pega diferencial.
Los fluidos de perforación se pueden clasificar en dos grandes grupos, los fluidos
base aceite (OBM) y los fluidos base agua (WBM).
Los fluidos base aceite (OBM) se caracterizan por brindar un pozo estable en las
arcillas y lutitas. Este fluido debido a su mojabilidad al aceite, es incapaz de filtrar
a través de rocas mojadas al agua por la alta presión capilar que se genera y el
intercambio catiónico entre lodo-roca es muy bajo, teniendo mayor estabilidad de
pozo frente a un fluido base agua. Pero su utilización en áreas sensibles como la
selva peruana se convierte en una aplicación muy costosa y medioambientalmente
inviables.
Los fluidos base agua (WBM), también pueden brindar estabilidad de pozo y sellar
formaciones permeables. Dentro de esta clasificación se tiene varios tipos de
fluido. Los fluidos tipo cálcicos (principal componente cal o yeso), son aquellos que
trabajan químicamente por intercambio de cationes de sodio por calcio. El calcio
es menos hidratable que el sodio por su fuerte atracción química en las arcillas.
Posee ciertas desventajas, cuando el sistema de lodo posee un alto contenido de
sólidos y altas temperaturas puede flocularse. Los fluidos inhibidos a base potasio
también trabajan con intercambio catiónico de sodio y potasio. Para que este
sistema funcione eficientemente debe de tener una alta concentración de
electrolitos, siendo limitado su uso en algunos casos debido a su compleja
disposición final.
2
Para enfrentar dichos problemas se ha desarrollado otro tipo de fluido base agua
que contenga propiedades inhibidoras en lutitas, sellantes en formaciones
permeables y que reduzcan los impactos medio ambientales. El fluido de alto
rendimiento base agua (HPWBM) es un fluido que tiene una diversidad de
polímeros que actúan química y físicamente en las paredes del pozo. Este fluido
da beneficios de estabilidad del hoyo, sello de formaciones permeables, alta
eficiencia de remoción de sólidos reduciendo tasas de dilución, promueve altas
tasas de penetración, minimiza el embolamiento del BHA, reduce probabilidades
de pegas de tipo diferencial, reduce torque y arrastres.
Es importante para un diseño de un fluido de formaciones productoras se tenga un
estudio de caracterización de roca, ya que esto nos da información de los tipos de
porosidad y permeabilidad de la roca y tamaño de gargantas porales, así se puede
seleccionar adecuados tamaños de agente puenteantes para evitar daños en la
formación donde se va producir.
3
1.2 Formulación del Problema
1.2.1 Problema General
¿Cómo obtener una estabilidad del pozo en formación de lutitas y sellar
formaciones permeables perforando con un fluido base agua en áreas
ambientalmente sensibles como la selva peruana?
1.2.2 Problemas Específicos
a) ¿Se puede utilizar en la perforación de pozos un fluido base aceite en áreas
ambientalmente sensibles y que se convierta en un proyecto viable?
b) ¿Qué componentes necesito para estabilizar lutitas y sellar arenas en
secciones productoras?
c) ¿Qué tipo de fluido se puede utilizar en formaciones naturalmente
fracturadas?
d) ¿Cómo disminuir el riesgo inestabilidad de pozo y pega diferencial?
4
1.3 Antecedentes de la Investigación
La industria en sus inicios solo se preocupaba en la extracción de petróleo y gas,
sin tomar en cuenta los impactos ambientales que la perforación de pozo pudiera
desarrollar.
Fluidos Base Aceite
Inicialmente se utilizaron fluido base aceite para perforar secciones con grandes
paquetes de arcillas y lutitas por tener excelentes propiedades de estabilidad de
pozo pero los cambios en las regulaciones ambientales obligaron al uso de los
fluidos base agua.
Fluidos Base Agua
En sus inicios se utilizaron los fluidos base agua tipo cálcico (cal o yeso), su
mecanismo químico es el intercambio de bases por reemplazo del sodio por el
calcio. El catión calcio tiene una energía de enlace más alta que el sodio. Este
intercambio de bases causa la deshidratación parcial de las partículas de arcilla
hidratadas, reduciendo el tamaño de la capa de agua alrededor de las partículas
de arcilla. La experiencia indica que si no se tiene un control adecuado de la
deshidratación, las partículas de arcilla podrán hacer contacto las unas con las
otras, resultando en la floculación. A temperaturas mayores a 230ºF el fluido
tiende a deshidratarse y a solidificar, disminuyendo su capacidad de acarreo y
control de filtrado. Estas características limitan su utilización en pozo que tengan
más de 3000m de profundidad.
Para evitar el efecto de floculación del lodo se desarrollaron los fluidos base agua
tipo dispersos, se utilizaron para perforar pozos con grandes profundidades o
formaciones altamente problemáticas. Su característica principal era la dispersión
de las arcillas utilizando lignosulfonatos. Estos tipos de fluidos eran utilizados
cuando se querían obtener densidades altas (>14ppg), pozos con temperaturas
relativamente altas (250-300ºF), fluido con alto contenido de sólidos y cuando se
requería un filtrado bajo. Este sistema fracasó en las lutitas reactivas porque no
tenía un mecanismo de acción frente a este tipo de lutitas.
Después se utilizaron los fluidos base agua inhibidos con potasio (KCL). La
inhibición de la arcilla se logra químicamente por intercambio de bases iónicas de
iones sodio por iones potasio. El potasio es uno de los iones más eficaces para
minimizar (inhibir) la hidratación de lutita. Los recortes de lutita deberían ser
monitoreados continuamente para determinar la inhibición, si la concentración de
5
KCl en el sistema no es suficiente, los recortes de lutita serán blandos y
esponjosos, es por eso que el sistema siempre contiene alto contenido de
electrolitos (K+), convirtiéndose en ciertos casos un fluido pasivo al medio
ambiente y de costosa remediación, es decir, el tratamiento de los ripios muy
costosos.
1.4 Justificación del Plan de Tesis
El objetivo de perforar es producir petróleo o gas. Para lograr esto se debe de
minimizar el daño a la formación y tener una aislación hidráulica en la zona donde
se va producir. La estabilidad de pozo y el sello adecuado de formaciones
permeables son los principales retos para lograr este objetivo.
El 75% de formaciones perforadas en el mundo son de origen arcilloso o lutítico.
En las secciones productoras de la selva peruana encontramos intercalaciones de
arenas y lutitas.
Uno de los principales objetivos del fluido de perforación es mantener la
estabilidad de las lutitas. La inestabilidad de pozo origina un hueco ensanchado
debido a los derrumbes de las paredes del pozo durante la perforación. Es muy
probable que los pozos inestables tengan problemas de pega durante los viajes,
corrida de registro, bajada de casing y mala cementación de casing.
En la mayoría de los casos, las formaciones permeables son perforadas en
sobrebalance para disminuir el riesgo de influjo al pozo, pero esto trae otro riesgo
que es el de pega diferencial. Si se tiene un fluido que da un revoque no
impermeable es posible de quedar pegado diferencialmente. Para mitigar este
riesgo, se debe de tener un fluido que selle las gargantas porales de las
formaciones con alta permeabilidad.
Una forma de optimizar el diseño del fluido de perforación es realizar una
caracterización de la formación permeable. Este estudio nos da datos importantes
como permeabilidad, porosidad, tamaño de gargantas porales y nos ayuda a
seleccionar adecuadamente los tamaños de los agente puenteantes que vamos a
utilizar en el fluido de perforación.
En muchas partes del mundo se utiliza el fluido base aceite (OBM) para perforar
formaciones de lutitas por dar muy buena estabilidad frente a estas formaciones.
6
Pero en zonas con restricciones medioambientales este tipo de fluido no es una
opción.
La utilización de fluido de alto rendimiento base agua es una alternativa para
estabilizar formaciones intercaladas por lutitas y sellar arenas en aéreas donde el
medioambiente es muy sensible.
1.5 Objetivos
1.5.1 Objetivo General
El objetivo general es mejorar la estabilidad de pozo en las secciones productoras
intercaladas por lutitas y arenas utilizando un fluido de perforación adecuado y que
no impacte al medio ambiente.
1.5.2 Objetivos Específicos
a) Perforar formaciones de lutitas y arenas minimizando los riesgos
operacionales e impactos ambientales.
b) Optimizar la estabilización de lutitas y sellamiento arenas en secciones
productoras se logra con el uso de polímeros de alto rendimiento para fluidos
base agua.
c) Demostrar que los fluidos base agua puede tener la misma eficiencia respecto
a los fluidos base aceite en estabilidad de pozos.
d) Diseñar un fluido base agua que pueda estabilizar lutitas y sellar formaciones
permeables de forma eficiente en secciones productoras.
e) Utilizar un fluido de perforación capaz de poder correr registros eléctricos a
hueco abierto sin ningún inconveniente y obtener una buena cementación en
la sección productora.
7
1.6 Hipótesis General
La estabilidad de pozo en las secciones productoras se mejorará controlando la
hidratación de la arcilla, la transmisión de presión poral en las lutitas y el filtrado de
lodo en las arenas, reduciendo los riesgos operacionales durante la perforación
hasta la cementación.
1.7 Identificación de Variables
Variables de estudio:
a) Formaciones: Lutitas, arcilla y arenas.
b) Fluidos de perforación base agua: fluidos cálcicos, fluidos dispersos, fluidos
poliméricos KCL y fluidos de alto rendimiento.
c) Estabilidad de lutitas: mecánica o química.
d) Arcillas: Hidratables y No hidratables.
e) Formaciones permeables: microfracturadas y porales.
f) Riesgos operacionales: pega diferencial, pega geométrica de tubería, mala
aislación hidráulica.
8
1.8 Operacionalización de Variables
TABLA 1.1. OPERACIONALIZACION DE VARIABLES DEL PLAN DE TESIS
Variable Definición conceptual
Definición operacional
Dimensiones Indicadores
Formación
Es una unidad litoestratigráfica que define
cuerpos de rocas caracteri
zados por unas propiedades litoló
gicas comunes (composición y
estructura) que las diferencian de las
adyacentes
Es un tipo de roca que tiene
características propias de mineralogía
pudiendo ser de tipo lutítico o arenosas
Lutita
Roca sedimentaria detrítica, fisible, de
granos finos, formada por la consolidación de
partículas del tamaño de la arcilla y el limo en capas relativamente
impermeables de escaso espesor. Baja porosidad
primaria
Arena
Roca sedimentaria clástica cuyos granos son generalmente del tamaño
de la arena. Las areniscas pueden
contener feldespatos, fragmentos de rocas, mica y muchos otros
granos minerales adicionales unidos entre sí con sílice u otro tipo de cemento. Alta porosidad
primaria
Fluidos de perforación base agua
Es un fluido de perforación en
que el solvente es el agua.
Es un fluido de perforación en el que el agua es la
fase líquida principal.
Cálcico
Estabilidad de lutitas se da por el intercambio de bases de la arcilla por
iones calcio
Disperso
Es utilizado cuando se quiere trabajar con alto
contenidos de sólidos en el sistema y a altas
temperaturas.
Polímero KCL
Estabilidad de lutitas se da por el intercambio de bases de la arcilla por
iones potasio
9
Alto rendimiento
Brinda características similares a un fluido base
aceite por tener componentes que dan
estabilización y sellamiento de las
formaciones
Arcilla
Sedimentos de grano fino, cuyo
tamaño es menor que 0,0039 mm.
Roca sedimentaria constituido por agregados de silicatos de alumi
nio.
Hidratable Cuando se hinchan en contacto con el agua.
No hidratable Cuando No se hinchan en
contacto con el agua.
Estabilidad de lutitas
La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo
de factores mecánicos y
químicos.
Es mantener las lutitas en calibre y
evitar derrumbes de la formación para disminuir riesgos
operacionales
Química
Se da mediante la precipitación de
materiales dentro de las microfracturas
Mecánica Es barrera mecánica que formada en las paredes
del pozo
Formaciones permeables
Son formaciones que tienen la capacidad de
contener y transportar fluidos
Son formaciones que pueden
transferir presión poral y tener
interacción iónica por contacto de
fluidos
Microfracturadas
Cuando tiene microfracturas naturales y pueden formar una red de
fracturas.
Porosas
Poseen espacios porosos entre grano y grano, y
están comunicados entre sí.
Riesgo operacional
Es la vulnerabilidad ante
un potencial perjuicio o daño al
pozo
Son cualquier evento que pudiera ocurrir durante la
perforación produciendo tiempos no
productivos y ocasionando un
daño al pozo
Pega de tubería
durante viajes
Debido a ensanchamiento del pozo
y geometría.
Pega diferencial
Mal sellamiento de formaciones permeables y a una alto transmisión
de presión poral
Mala aislación hidráulica
Mala calidad de cemento entre tubería y formación.
Bajada de revestimiento
Debido a un mal acondicionamiento del pozo.
10
1.9 Matriz de Consistencia
TABLA 1.2. MATRIZ DE CONSISTENCIA DEL PLAN DE TESIS
Problema Objetivos Hipótesis Variables
G
E
N
E
R
A
L
¿Cómo obtener una
estabilidad de pozo en
lutitas y sellar
formaciones
permeables
perforando con un
fluido base agua en
áreas de sensibilidad
medioambiental como
la selva peruana?
Mejorar la
estabilidad de
pozo en las
secciones
productoras
intercaladas por
lutitas y arenas
utilizando un
fluido de alto
rendimiento base
agua en la selva
peruana.
La estabilidad de
pozo en las
secciones
productoras se
mejorará
controlando la
hidratación de la
arcilla, la
transmisión de
presión poral en
las lutitas y el
filtrado de lodo en
las arenas,
reduciendo los
riesgos
operacionales
durante la
perforación hasta
la cementación.
Formaciones
Tipo de arcilla
Formaciones
permeables
Tipo de fluido
base agua
Ubicación
E
S
P
E
C
I
F
I
C
O
S
¿Se puede utilizar un
fluido base aceite en
área
medioambientalmente
sensibles y que se
convierta en un
proyecto viable?
Perforar
formaciones de
lutitas y arenas
minimizando los
riesgos
operacionales e
impactos
ambientales.
Se puede utilizar
un fluido diferente
a la base aceite
en áreas
ambientalmente
sensibles.
Tipo de fluido de
perforación
Ubicación
¿Qué componentes
necesito para
estabilizar lutitas y
sellar arenas en
secciones
productoras?
Optimizar la
estabilización de
lutitas y
sellamiento
arenas se logra
con el uso de
polímeros de alto
Es suficiente
tener un
estabilizador de
lutitas y un
sellador de
arenas para
perforar
Tipo de lutita
Tipo de fluido
Tipo de
permeabilidad
11
rendimiento para
fluidos base
agua.
secciones
productoras
¿Qué tipo de fluido se
puede utilizar en
formaciones
naturalmente
fracturadas?
Demostrar que
los fluidos base
agua puede tener
la misma
eficiencia
respecto a los
fluidos base
aceite en
estabilidad de
pozos.
Los fluidos base
agua pueden
desarrollar
propiedades
similares a los
fluidos base
aceite.
Fluido base
agua
Tipo de pozo
Formaciones
permeables
¿Cómo disminuir el
riesgo de inestabilidad
de pozo y pega
diferencial?
Diseñar un fluido
base agua que
pueda estabilizar
lutitas y sellar
formaciones
permeables de
forma eficiente.
Los riesgos
operacionales de
una sección
productora
pueden ser
eliminados
utilizando un
fluido base agua.
Riesgos
operacionales
Fluido base
agua
12
CAPITULO II: GENERALIDADES
La secciones productoras de la selva peruana, está compuesta por intercalaciones
de lutitas y arenas, por tal razón el fluido de perforación tiene que brindar
estabilidad del agujero y sellar formaciones permeables. Para seleccionar un
adecuado fluido de perforación se deben de realizar pruebas de laboratorio, un
análisis de caracterización del reservorio de la formación productora, conocer el
tipo de lutita y tener un estudio geomecánico.
2.1 Funciones de los Fluidos de Perforación
El objetivo de perforar un pozo es producir petróleo o gas. Los fluidos de
perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho
objetivo.
Retirar los recortes del pozo.
Controlar las presiones de la formación.
Suspender y descargar los recortes.
Obturar las formaciones permeables.
Mantener la estabilidad del agujero.
Minimizar los daños al yacimiento.
Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.
Asegurar una evaluación adecuada de la formación.
Controlar la corrosión.
Facilitar la cementación y la completación.
Minimizar el impacto al ambiente.
2.2 Clasificación de Fluidos de Perforación
Dependiendo de los requerimientos ambientales, económicos y operacionales en
la perforación, existe variedad para la elección del lodo de perforación que
satisfaga las necesidades de la operación.
Los lodos se clasifican de acuerdo a su fase continua o base entre ellas están los
lodos base agua, base aceite y fluidos neumáticos o dependiendo de los aditivos
que lo constituyen.
13
2.2.1. Lodo Base Agua La fase continua es el agua y para complementar las propiedades requeridas se
utilizan aditivos como densificantes, viscosificantes, dispersantes, controladores
de filtrado, material de puenteo entre otros. Estos lodos son los más utilizados
debido al menor costo de operación y para minimizar el impacto ambiental.
Se clasifican en:
a) Sistemas Dispersos: Su principal característica es la dispersión de las arcillas,
controlando la hidratación de la arcillas asegurando la estabilidad del hueco;
presentan una alta tolerancia a la contaminación. Según los aditivos químicos
utilizados se clasifican en:
• Lodos Salados. Su fase continua es una salmuera. Son utilizados generalmente
para formaciones con un alto contenido de lutitas hidratables que tienden a
desestabilizarse y derrumbarse en contacto con el agua, necesitando inhibición
proporcionada por los iones disueltos en la salmuera. Las sales más utilizadas en
la preparación de estos fluidos son el cloruro de sodio (CaCl), cloruro de sodio
(NaCl) y cloruro de potasio (KCl) o agua de mar.
• Lodos Tratados con calcio. El calcio es usado en los lodos de perforación para
evitar la desestabilización de las lutitas, derrumbamiento del hueco y previene el
daño de formación. La cal hidratada (hidróxido de calcio), yeso (sulfato de calcio) y
cloruro de calcio son los principales aditivos de estos sistemas. Resistente a la
contaminación de sal y anhidrita, pero son susceptibles a la gelificación y
solidificación a altas temperaturas.
b) Sistemas No Dispersos: Estos lodos no contienen aditivos químicos para
controlar las propiedades del lodo, utilizados para perforar pozos someros o en
etapas primarias de pozos más profundos. Estos lodos son ineficaces a medida
que aumenta la profundidad, temperatura y contaminación de sólidos.
Se clasifican en:
• Lodos Primarios. Utilizados al iniciar la perforación. Constituido por agua,
bentonita y cal hidratada (Hidróxido de sodio). Poseen una tolerancia muy baja a
la contaminación por sólidos y otras sustancias. Ejemplos: Spud Muds (Lodos de
inicio), compuestos por agua y bentonita.
• Lodos ligeramente tratados. Presentan un cierto grado de tratamiento para
suministrar las propiedades necesarias en la perforación como capacidad de
arrastre, control de pérdidas de filtrado y densidad.
14
c) Lodos Polímeros: Fluidos constituidos por polímeros de cadena larga y alto
peso molecular. La mayoría de polímeros empleados en la industria petrolera
tienen un rango de operación menor a 300 ° F, soluble en agua, aceite y
soluciones salinas. Especialmente en fluidos de completamiento y fracturamiento.
Los polímeros son susceptibles a degradación por factores como calor,
degradación mecánica, oxigeno, ataques biológicos, ácidos, sales y bases
Estos sistemas son utilizados para encapsular sólidos de perforación, para
prevenir la dispersión, cubriendo con una película la lutita que evita que esta ese
incorpore en el fluido; Incrementan la viscosidad del lodo; Reducen la perdida de
filtrado y son utilizados como floculantes y defloculantes.
2.2.2. Lodo Base Aceite
Fluidos cuya fase continúa o externa es un aceite como diesel o aceite mineral o
una proporción de agua que se encuentra emulsionada. Se utiliza en casos donde
se requiera una alta estabilidad del fluido e inhibición, en pozos de alta
temperatura, huecos profundos, pegas y desestabilización de hueco. Son más
costosos que los fluidos de perforación base agua por sus componentes y la
disposición final de los sólidos, generando mayor contaminación.
Los lodos base aceite son altamente tolerantes a los contaminantes debido a la
baja interacción entre el aceite y la formación. Se pueden incorporar grandes
cantidades de sólidos perforados al sistema sin afectar en forma significativa las
propiedades. Estos lodos ofrecen máxima lubricidad reduciendo torque y arrastre,
protección excepcional contra la corrosión, al mismo tiempo que sus productos
son estables térmicamente y resistentes a las bacterias.
FUENTE: REVISTA WORD OIL, AÑO 1998
FIGURA 2.1. CLASIFICACION DE FLUIDOS DE PERFORACION
15
2.3 Composición Base Agua
En la mayoría de las áreas, las arcillas comerciales son añadidas al agua para
preparar un lodo base agua. Las arcillas cumplen dos funciones: (1) proporcionar
viscosidad al fluido de perforación, y (2) depositar un revoque que sellará las
formaciones permeables para limitar las pérdidas por filtración y evitar el
atascamiento de la tubería. En algunas áreas, la perforación puede ser iniciada
con agua, dejando que los sólidos perforados se incorporen, produciendo
suficientes propiedades para permitir la perforación del pozo. En otras situaciones,
se usan sistemas a base de polímeros cuando no se añade ninguna arcilla a la
formulación.
En los lodos base agua-arcilla, el agua constituye la fase líquida continua en la
cual ciertos materiales son mantenidos en suspensión y otros materiales se
disuelven. Se usa un gran número de aditivos de lodo para obtener propiedades
especiales, pero, fundamentalmente, todos los componentes pueden ser divididos
en tres categorías:
1. La fase acuosa es la fase continua del lodo. Según la ubicación y/o el agua
disponible, ésta puede ser agua dulce, agua de mar, agua dura, agua blanda, etc.
No es raro que se use una variedad de soluciones de salmueras, saladas a
saturadas como líquido de base para preparar un sistema a base de agua.
2. La fase de sólidos reactivos se compone de arcillas comerciales, arcillas
hidratables incorporadas y lutitas de las formaciones perforadas que son
mantenidas en suspensión de la fase fluida. Estos sólidos son tratados
químicamente para controlar las propiedades del fluido de perforación. Varios
aditivos serán usados para obtener las propiedades deseadas.
3. Los sólidos inertes son los sólidos en suspensión que son químicamente
inactivos. Éstos pueden ser sólidos de perforación inertes tales como la caliza,
dolomita o arena. La barita es añadida al fluido de perforación para aumentar la
densidad del fluido y también constituye un sólido inerte.
16
CAPITULO III: QUIMICA DE ARCILLAS
Las arcillas pueden ser agregadas al fluido de perforación como es el caso de la
bentonita, o puede entrar en el lodo como contaminante importante mediante la
dispersión de los sólidos de perforación. En cualquier caso, la arcilla se convierte
en una parte activa del sistema. La química de las arcillas también es importante
en lo que se refiere a las interacciones entre los lodos base agua y las lutitas que
afectan la estabilidad del pozo.
Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumínico de granos finos que
tienen microestructuras bien definidas. En la clasificación mineralógica, los
minerales arcillosos están clasificados como silicatos estratificados porque la
estructura dominante se compone de camas formadas por capas de sílice y
alúmina. Cada capa consta de una estructura laminar y delgada, llamada capa
unitaria. Por ejemplo, un mineral de silicato estratificado típico sería la mica o la
vermiculita, las cuales pueden separarse en capas finas a lo largo de los planos de
clivaje. La mayoría de los minerales arcillosos tienen una morfología laminar.
Según las unidades repetidas de la estructura, los minerales arcillosos también se
pueden clasificar de acuerdo a la relación de capas de sílice a capas de alúmina,
tal como 1:1, 2:1 y 2:2, además de si estos minerales arcillosos son estratificados
o en forma de aguja.
En la industria de fluidos de perforación, ciertos minerales arcillosos tales como la
esmectita, uno de los principales componentes de la bentonita, son usados para
proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de filtrado. Las arcillas de la
formación se incorporan inevitablemente en el sistema de fluido de perforación
durante las operaciones de perforación y pueden causar varios problemas. Por lo
tanto, los minerales arcillosos pueden ser beneficiosos o dañinos para el sistema
de fluido.
Debido a sus pequeños tamaños de partículas, las arcillas y los minerales
arcillosos son analizados con técnicas especiales tales como la difracción de rayos
X, la absorción infrarroja y la microscopia electrónica. La Capacidad de
Intercambio Catiónico (CEC), la adsorción de agua y el área superficial son
algunas de las propiedades de los minerales arcillosos que suelen ser
determinadas para lograr una mejor caracterización de los minerales arcillosos y
minimizar los problemas de perforación.
17
3.1 Tipos de Arcilla
Existe un gran número de minerales arcillosos, pero los que nos interesan en
relación con los fluidos de perforación pueden ser clasificados en tres tipos de
acuerdo a su forma de partícula y a la capacidad de hinchamiento.
3.1.1. Arcillas Angulares - No Hinchables
Este tipo consta de arcillas en forma de aguja no hinchables como la atapulguita o
la sepiolita. Se cree que la forma de las partículas es responsable de la capacidad
que la arcilla tiene para aumentar la viscosidad. El tamaño natural de cristales
finos y la forma de aguja hacen que la arcilla desarrolle una estructura de
“escobillas amontonadas” en suspensión, demostrando así una alta estabilidad
coloidal, incluso en la presencia de una alta concentración de electrolitos. Debido
a su forma y a sus características no hinchables, estas arcillas demuestran un
control de filtración muy débil. Por este motivo, la atapulguita se usa
principalmente como mejorador de viscosidad en los lodos base agua salada,
mientras que la sepiolita se usa generalmente como viscosificador suplementario
para los fluidos geotérmicos y de alta temperatura. Estas arcillas no están casi
nunca presentes en las lutitas de las formaciones.
3.1.2. Arcillas Laminares - No Hinchables
El tipo de arcillas están conformadas por cristales laminares y tienen poca
capacidad de hidratarse con presencia de agua. Entre ellas tenemos; ilita, clorita
y kaolinita.
3.1.3. Arcillas laminares - hinchables
El tipo de arcillas están conformadas por cristales laminares y tienen alta
capacidad de hinchamiento e hidratación en contacto con el agua. Entre ella
tenemos; montmorillonitas.
El segundo y el tercer tipo de minerales arcillosos se encuentran en las lutitas de
las formaciones, en el orden siguiente y en cantidades decrecientes: (1) ilita, (2)
clorita, (3) montmorillonita y (4) kaolinita.
La arcilla que existe naturalmente tiene una estructura apilada o estratificada, en la
cual cada capa unitaria tiene un espesor de aproximadamente 10 angstroms (Å).
Esto significa que cada milímetro de espesor consta de aproximadamente un
millón de capas de arcilla. Cada capa de arcillas es altamente flexible, muy fina, y
tiene un área superficial enorme.
18
En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en que las
fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas individuales pueden
separarse de los paquetes. La separación de estos paquetes en múltiples capas
se llama dispersión. Este aumento del número de partículas, junto con el aumento
resultante del área superficial, causa el espesamiento de la suspensión.
Las arcillas laminares son generalmente del tipo de dos capas como la kaolinita o
del tipo de tres capas como la montmorillonita, la clorita o la ilita. Cada partícula de
arcilla laminar se compone de un apilamiento de capas unitarias paralelas. Cada
capa unitaria consta de una combinación de hojas de sílice dispuestas
tetraédricamente (en pirámide) y hojas de alúmina o magnesia dispuestas
octaédricamente (ocho caras). Las arcillas de tres capas se componen de capas
unitarias constituidas por dos hojas tetraédricas de cada lado de una hoja
octaédrica, en cierto modo como un emparedado. Las arcillas de dos capas se
componen de capas unitarias constituidas por una hoja tetraédrica y una hoja
octaédrica. Las arcillas pueden ser eléctricamente neutras o estar cargadas
negativamente.
FUENTE: MANUEL DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN (2001). INSTITUO AMERICANO DEL PETRÓLEO. PAGINA 4B.3
FIGURA 3.1. CAPA DE ARCILLA ELECTRICAMENTE NEUTRA
FUENTE: MANUEL FLUIDOS DE PERFORACIÓN (2001). INSTITUO AMERICANO DEL PETRÓLEO. PAG. 4B.4
FIGURA 3.2. SUSTITUCION DE AL3+ POR MG2+ CAUSANDO UNA PARTICULA CARGADA NEGATIVAMENTE
19
3.2 Capacidad de Intercambio Catiónico
Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias pueden ser
cambiados por otros cationes y se llaman los cationes intercambiables de la
arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la arcilla se mide y se registra
como capacidad de intercambio catiónico (CEC). El catión puede ser un ion de
simple carga como el sodio (Na+) o un ion de doble carga como el calcio (Ca2+) o
el magnesio (Mg2+). De este modo, tenemos montmorillonita sódica,
montmorillonita cálcica y/o montmorillonita magnésica.
Para hacerse una idea de los cationes que reemplazarán a otros cationes en las
posiciones de intercambio, se acepta generalmente la siguiente secuencia,
disponiéndola en orden de preferencia decreciente: H+ > Al3+ > Ca2+ > Mg2+ >
K+ > NH4+ > Na+ > Li+.
Es decir que cualquier catión a la izquierda reemplazará a cualquier catión ubicado
a su derecha. La concentración relativa de cada catión también afecta esta
preferencia de intercambio catiónico. Aunque resulte más difícil reemplazar el
calcio que el sodio, si la concentración iónica de Na+ es considerablemente más
alta que la concentración de Ca2+, el sodio desplazará al calcio.
3.3 Hidratación de Arcillas
Por lo general las arcillas se compone de tres capas: una capa de alúmina con
una capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada
negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Si un gran
número de estos cationes son sodio, la arcilla será frecuentemente llamada
montmorillonita sódica. Si los cationes son principalmente calcio, la arcilla será
llamada montmorillonita cálcica.
Según el número de cationes presentes, el espacio entre capas de la
montmorillonita seca estará comprendido entre 9,8 (sodio) y 12,1 Å (calcio) y lleno
de agua fuertemente ligada. Cuando la arcilla seca entra en contacto con agua
dulce, el espacio entre capas se expande y la arcilla adsorbe una gran “envoltura”
de agua. Estos dos fenómenos permiten que las arcillas generen viscosidad.
Las montmorillonita a base calcio se expanden hasta 17 Å, mientras que la
montmorillonita sódica se expande hasta 40 Å.
El espesor de la película de agua adsorbida es controlado por el tipo y la cantidad
de cationes asociados con la arcilla. El agua que se adsorbe en las grandes
20
superficies planares contiene la mayor parte del agua total retenida por las arcillas
hidratables.
Los cationes divalentes como Ca2+ y Mg2+ aumentan la fuerza de atracción entre
las laminillas, reduciendo así la cantidad de agua que se puede adsorber. Los
cationes monovalentes como Na+ producen una fuerza de atracción más débil,
permitiendo que más agua penetre entre las laminillas.
FUENTE: MANUEL FLUIDOS DE PERFORACIÓN (2001). INSTITUO AMERICANO DEL PETRÓLEO. PAG. 4B.5
FIGURA 3.3. COMPARACION DEL HINCHAMIENTO PARA LA MONTMORILLONITA CALCICA Y SODICA
3.3.1. Mecanismos de Hidratación de las Arcillas
La hidratación de la arcilla ocurre a través de tres mecanismos:
Hinchamiento Cristalino.
Hidratación Iónica.
Hinchamiento Osmótico.
Hinchamiento Cristalino: Es el enlace de moléculas de agua a átomos de oxígeno
en la superficie de las plaquetas de arcilla. También conocido como hidratación de
superficie.
21
Resulta de la adsorción de capas mono-moleculares de agua en las superficies
basales del cristal, tanto en las caras externas como en las Capas intra cristalinas
de la estructura de la arcilla; este último caso en las que poseen una red cristalina
expandible.
La naturaleza estructural de la molécula de agua proporciona propiedades casi
cristalinas.
Esto se debe que a 10Å de la superficie el agua tiene un volumen específico de
casi 3% menos que el agua libre, comparado con el del hielo, el cual es 8% mayor.
Además, el agua en la estructura tiene una viscosidad mayor que el agua libre.
Los cationes intercambiables influyen sobre el agua cristalina de dos maneras. En
primer lugar, muchos de los iones se hidratan ellos mismos, formando capas de
agua a su alrededor (K+ y Na+ son excepciones).
En segundo lugar, se enlazan a la superficie del cristal compitiendo con las
moléculas de agua, tendiendo a perturbar su estructura (Na+ y Li+ son
excepciones, ya que sus enlaces son débiles y tienden a difundirse).
Hidratación iónica: Es la hidratación de cationes que se encuentran entre las
plaquetas de arcilla, los cuales tienen capas de moléculas de agua que los rodean
(esferas de hidratación).
Hidratación Osmótica: Ocurre porque la concentración de cationes entre capas es
mucho mayor que en el seno de la solución. Por consecuencia, el agua se
desplaza hacia la sección entre las celdas unitarias, incrementando el
espaciamiento y permitiendo el desarrollo de una doble capa difusa.
Aunque no exista ninguna membrana semi-permeable, el mecanismo es
esencialmente osmótico porque está fundamentado en una diferencia de
concentración de electrolitos. Este hinchamiento causa mayores incrementos en el
volumen total que el cristalino, pero el agua está débilmente unida a la superficie
de la estructura del mineral.
El hinchamiento osmótico causa un aumento mucho mayor en volumen que el
provocado por el hinchamiento cristalino, la montmorillonita sódica puede absorber
aproximadamente 0.5 gr de agua por gramo de arcilla seca, duplicando su
volumen en la región de hinchamiento cristalino inmediatamente adyacente a la
cara de la lámina de arcilla, pero aproximadamente 10 gr de agua en región
osmótica más alejada de la cara.
La doble capa electrostática difusa es un sistema de iones de carga opuesta
atraídos a la superficie carga de lámina de arcilla.
22
A medida que la superficie queda balanceada por los iones libres en el agua,
algunos iones tienden a irse formando una atmósfera iónica difusa alrededor de la
partícula.
Ocurre en algunas arcillas luego de que están hidratadas completamente
superficial e iónicamente (usualmente a 100% de humedad).
Todas las arcillas experimentan hidratación, y las ilitas y esmectitas muestran
varios grados de hidratación iónica.
3.4 Proceso de Enlace de las Partículas de Arcilla
Además de conocer la cantidad y calidad de las arcillas de un lodo, se requiere
conocer el estado de asociación de las partículas de arcilla.
Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies diferentes.
La cara grande o superficie planar está cargada negativamente y la superficie fina
del borde está cargada positivamente. Estas cargas eléctricas y los cationes
intercambiables crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de fuerzas
eléctricas que determina la manera en que dichas partículas interactúan las unas
con las otras. Si los iones intercambiables se disocian de la superficie de la arcilla,
la fuerza repulsiva entre las láminas cargadas negativamente es grande y las
láminas se dispersarán, alejándose las unas de las otras. La dispersión completa
es rara y es probable que sólo pueda ocurrir en suspensiones diluidas de
montmorillonita sódica purificada.
En general se produce un cierto grado de enlaces entre las partículas. Las
partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes estados:
agregación, dispersión, floculación o desfloculación.
La agregación (enlace de cara a cara) resulta en la formación de láminas o
paquetes más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una
reducción de la viscosidad plástica. La agregación puede ser causada por la
introducción de cationes divalentes, tales como Ca2+, en el fluido de perforación.
Esto podría resultar de la adición de cal o yeso, o de la perforación de anhidrita o
cemento. Después del aumento inicial, la viscosidad disminuirá con el tiempo y la
temperatura, hasta llegar a un valor inferior al valor inicial.
La dispersión, reacción contraria a la agregación, resulta en un mayor número de
partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de arcilla son
normalmente agregadas antes de ser hidratadas y cierta dispersión ocurre a
medida que se hidratan. El grado de dispersión depende del contenido de
electrolitos en el agua, del tiempo, de la temperatura, de los cationes
23
intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla. La dispersión es más
importante cuando la salinidad es más baja, los tiempos más altos, las
temperaturas más altas y la dureza más baja.
La floculación se refiere a la asociación de borde a borde y/o borde a cara de las
partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un “castillo de
naipes”. Esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación y filtrado. La
severidad de este aumento depende de las fuerzas que actúan sobre las
partículas enlazadas y del número de partículas disponibles para ser enlazadas.
Cualquier cosa que aumenta las fuerzas repulsivas entre las partículas o causa la
contracción de la película de agua adsorbida, tal como la adición de cationes
divalentes o las temperaturas elevadas, puede fomentar la floculación.
La desfloculación es la disociación de las partículas floculadas. La adición de
ciertos productos químicos al lodo neutraliza las cargas electroquímicas en las
arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del enlace borde a borde y/o borde a
cara entre las partículas de arcilla. Como la desfloculación causa una reducción de
la viscosidad, los productos químicos desfloculantes son frecuentemente llamados
diluyentes de lodo. La desfloculación también permite la disposición plana de las
partículas de arcilla en el revoque para reducir el filtrado.
FUENTE: MANUEL FLUIDOS DE PERFORACIÓN (2001). INSTITUO AMERICANO DEL PETRÓLEO. PAG. 4B.12
FIGURA 3.4. ASOCIACION DE LA ARCILLA
24
CAPITULO IV: PROPIEDADES FISICAS DE LA ROCA
Una información necesaria para el diseño de un fluido de perforación es conocer la
porosidad y permeabilidad que posee la roca. Es importante saber si las lutitas
están microfracturadas y saber qué tipo de permeabilidad tienes las arenas para
disminuir riesgos durante la perforación.
4.1. Porosidad
La porosidad es el porcentaje de volumen de poros o espacio poroso, o el
volumen de roca que puede contener fluidos. La porosidad puede ser un relicto de
la depositación (porosidad primaria, tal como el espacio existente entre los granos
que no fueron completamente compactados) o puede desarrollarse a través de la
alteración de las rocas (porosidad secundaria, tal como sucede cuando los granos
de feldespato o los fósiles se disuelven preferentemente a partir de las areniscas).
La porosidad puede generarse a través del desarrollo de fracturas, en cuyo caso
se denomina porosidad de fractura. La porosidad efectiva es el volumen de poros
interconectados, presentes en una roca, que contribuye al flujo de fluidos en un
yacimiento. Excluye los poros aislados. La porosidad total es el espacio poroso
total presente en la roca, sin importar si contribuye o no al flujo de fluidos. Por
consiguiente, la porosidad efectiva normalmente es menor que la porosidad total.
FUENTE: HTTP://WWW.MONOGRAFIAS.COM/PETROLEO
FIGURA 4.1. POROSIDAD DE LA ROCA
25
4.2. Permeabilidad
La permeabilidad es la capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para
transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies. El término fue
definido básicamente por Henry Darcy, quien demostró que la matemática común
de la transferencia del calor podía ser modificada para describir correctamente el
flujo de fluidos en medios porosos. Las formaciones que transmiten los fluidos
fácilmente, tales como las areniscas, se describen como permeables y tienden a
tener muchos poros grandes y bien conectados. Las formaciones impermeables,
tales como las lutitas y las limolitas, tienden a tener granos más finos o un tamaño
de grano mixto, con poros más pequeños, más escasos o menos interconectados.
La permeabilidad absoluta es la medición de la permeabilidad obtenida cuando
sólo existe un fluido, o fase, presente en la roca. La permeabilidad efectiva es la
capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando
existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la
permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas-agua). Las saturaciones
relativas de los fluidos, como así también la naturaleza del yacimiento, afectan la
permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relación entre la
permeabilidad efectiva de un fluido determinado, con una saturación determinada,
y la permeabilidad absoluta de ese fluido con un grado de saturación total. Si
existe un solo fluido presente en la roca, su permeabilidad relativa es 1,0. El
cálculo de la permeabilidad relativa permite la comparación de las capacidades de
flujo de los fluidos en presencia de otros fluidos, ya que la presencia de más de un
fluido generalmente inhibe el flujo.
FUENTE: HTTP://PETROUNEFA.BLOGSPOT.COM/P/ANALISIS-DE-PRUEBAS-DE-PRESION
FIGURA 4.2. PERMEABILIDAD DE LA ROCA
26
Durante la perforación el fluido debe de tener la capacidad de sellar y disminuir la
transferencia de presión entre la columna de lodo y la formación, evitando de esta
forma hidratación de arcillas (inestabilidad), cualquier evento de pega diferencial y
minimizar el daño a las formaciones productoras.
La investigación de Darcy, fue confirmada al flujo de agua a través de un empaque
de arena el cual fue saturado 100 % con agua. Más tarde investigaciones
mostraron, que la ley de Darcy, podría ser extendida, a otros fluidos, además del
agua y que la constante de proporcionalidad K podía ser escrita como K/μ, donde
u es la viscosidad del fluido y K es una propiedad intrínseca de las rocas. La forma
generalizada de la ley de Darcy, como es presentada en API, código 27, se
expresa en la siguiente ecuación.
Dónde:
S: Distancia en dirección del flujo en cm. (siempre positivo +)
Vs: Velocidad del flujo, a través de la unidad de área transversal el medio poroso
en unidad de tiempo a lo largo del paso s, cm /seg.
Z: Coordenada vertical, considerada positivo (+) hacia abajo, cm.
ρ: Densidad del fluido, gr/cm3
g: Aceleración de Gravedad 980.665 cm/seg2
dP/ds: Gradiente de presión a lo largo de s, en el punto el cual Vs, se refiere,=
atm./cm.
μ: Viscosidad del fluido en Centipoise cp
K: Permeabilidad del medio, Darcy. Darcy =: dinas / cm2 x atm.
27
4.3. Saturación
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento del yacimiento.
De tal manera que para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en dicho
yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por
cada uno de los fluidos presentes. Dicha fracción de volumen de poros, ocupando
por agua, petróleo o gas, es precisamente lo que se denomina saturación del
fluido.
La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes
estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la Porosidad y la
permeabilidad de dos formas diferentes:
1. Mediante Registros de Pozos, los cuales miden propiedades eléctricas y
radioactivas (Registro eléctricos, neutrón, FDC, entre otros.) que permiten
identificar los fluidos contenidos en el yacimiento.
2. En el laboratorio, haciendo uso de los Métodos de la Retorta y de Extracción por
Solventes.
La distribución de fluidos en un yacimiento, es el resultado de la segregación
natural, producto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el
medio poroso.
FUENTE: HTTP://ES.SLIDESHARE.NET/GEORGEHSTERLING/SATURACION-DE-NUCLEOS
FIGURA 4.3. SATURACION DE LA ROCA
28
CAPITULO V: MECANISMO DE INTERACCION
FLUIDO-ARCILLA/LUTITA
La interacción de las rocas arcillosas con los sistemas de lodo base agua es
mucho más intensa en los lutitas, debido a la presencia de cantidades variables de
minerales de arcilla. Estas rocas experimentan cambios físico-químicos y
mecánicos cuando están en contacto con sistemas de lodo reactivo, en el
momento en que con facilidad toman agua del filtrado a partir de la fase liquida.
Esta absorción puede ocurrir en tres maneras diferentes.
1. Absorción en el espacio del poro entre las partículas.
2. Absorción de la superficie. El fluido puede también absorberse en las
superficies de los minerales de arcilla.
3. Absorción inter-laminar, cuando los fluidos pueden penetrar entre las láminas de
minerales de arcilla que son susceptibles a hinchamiento, como por ejemplo en la
esméctita y causar expansión dimensional.
Este proceso de interacción entre la roca y el fluido de perforación resulta muy
complejo y puede conducir a cambios rápidos en el comportamiento de la roca.
Los principales factores que intervienen en el comportamiento de las rocas
arcillosas son:
El tipo de minerales de arcilla que la componen
La capacidad de intercambio catiónico
El potencial de hinchamiento e hidratación
El tipo de sistema de fluido
La actividad química del fluido nativo del poro y del sistema de lodo
Los cambios en el estado de esfuerzos original, la degradación mecánica
de la roca arcillosa.
Dependiendo de la cantidad de agua o filtrado que ingrese, las partículas clásticas
especialmente los minerales de arcilla de los lutitas invadidos pueden mostrar
diferentes grados de interacción y cambios en su comportamiento. Los esfuerzos
de la formación invadida se pueden dividir en esfuerzos neutrales y efectivos, (los
esfuerzos efectivos son los que controlan la respuesta mecánica de la roca). La
interacción fluido-roca induce esfuerzos adicionales (hinchamiento, hidratación y
esfuerzos generados debido al colapso microscópico) dentro de la zona invadida.
29
Estos esfuerzos disminuyen significativamente la componente de esfuerzos
efectivos y de esta manera influencia el comportamiento mecánico de la roca.
La inestabilidad del hueco relacionada al lodo de perforación se puede atribuir a
una combinación de diferentes efectos de la interacción entre el fluido y la roca y
se pueden resumir de la siguiente en: Efectos geomecánicos, efectos físico-
químicos y efectos físicos
5.1. Efectos Interacción Roca-Fluido
5.1.1. Efectos Geomecánicos
Los efectos geomecánicos de la interacción fluido-roca causan cambios en las
propiedades mecánicas como: resistencia, comportamiento esfuerzo-deformación
y propiedades elásticas de la formación invadida. Debido a esta interacción, la
zona invadida puede desarrollar un estado de anomalía de esfuerzos y una
reducción significativa de la resistencia del material donde puede ocurrir una
deformación o falla. La interacción fluido-roca, puede producir una concentración
marcada de esfuerzos en algunas áreas, conduciendo a un estado limite de
esfuerzos que influye en el comportamiento mecánico de la roca invadida, cuando
hay una interacción muy fuerte se pueden inducir fallas a lo largo de los planos de
cizalla. Las fallas que se pueden presentar dependen de: la intensidad de la
interacción, cantidad de degradación mecánica de la zona invadida y del estado
de esfuerzos alrededor del hueco, estas fallas pueden provocar diversos
problemas como: fracturamiento, colapso y reducción del hueco.
FUENTE: MANUEL FLUIDOS DE PERFORACIÓN (2001). INSTITUO AMERICANO DEL PETRÓLEO. PAG. 16.14
FIGURA 5.1. INESTABILIDADES MECANICAS DEL POZO
30
5.1.2. Efectos Físico-Químicos
Las rocas arcillosas o lutitas constan de partículas químicamente muy estables,
por ejemplo cuarzo y otras menos estables como minerales arcillosos y carbonato,
la cantidad relativa de minerales químicamente estables e inestables varia mucho
y por esta razón existe un amplio rango de cambios en el comportamiento. Como
resultado de los efectos físico-químicos de la interacción fluido-roca, los minerales
menos estables pueden reaccionar y transformarse en una masa inestable de
partículas muy pequeñas. Los minerales estables normalmente permanecen en el
estado original, pero también pueden cambiar bajo ciertas condiciones de
temperatura y esfuerzo.
Los minerales arcillosos y no arcillosos de formaciones como los lutitas desarrollan
cohesión entre las partículas durante la depositación y la diagénesis, como
resultado de la presión, temperatura, expulsión de líquidos y cambios químicos.
Los efectos físico químicos de la interacción fluido-roca como intercambio
catiónico e hinchamiento tienen a su vez efectos significativos en la unión entre las
partículas de las rocas y de esta manera también en su comportamiento ingenieril.
5.1.3. Efectos Físicos
Los lodos de perforación tienen fuertes características de filtración y pueden
causar cambios significativos en el contenido de humedad, saturación, porcentaje
de vacíos, permeabilidad, etc. La masa de roca invadida puede consecuentemente
experimentar cambios en su estructura micro o macro, lo cual puede influenciar
significativamente el comportamiento ingenieril del material.
La interacción fluido-roca causa cambios en la asociación entre cara y cara, borde
y cara de plaquetas de arcilla individuales o agregados de las rocas ricas en arcilla
y esto puede ocasionar cambios en las propiedades físicas de la masa de roca.
En el caso de rocas sensitivas a las condiciones del fluido, la entrada del filtrado
hacia la formación puede causar un cambio drástico en los límites de consistencia
(limite plástico, limite elástico) ocasionando colapso de la pared del hueco. Las
fisuras recién formadas resultantes de los efectos del deterioro por la interacción
del fluido con la roca son mucho más grandes y menos uniformemente distribuidas
que los espacios inter-granulares que estaban presentes en la roca original y
consecuentemente las propiedades físicas de la masa de roca disminuyen
considerablemente y contribuyen a problemas en el hueco.
31
Tan pronto como el fluido entra en la formación la cementación puede ser
destruida y la falla puede tomar lugar. Los cambios en la permeabilidad, porosidad
y fisilidad de la roca también juegan un papel importante en la respuesta a la
deformación y resistencia a la tensión.
5.1.4. Efecto Químico – Osmosis en Lutitas
Cuando dos soluciones de diferente concentración están separadas por una membrana semipermeable, el solvente de la solución de menor concentración tiende a pasar a la solución de mayor concentración. En las lutitas, la ósmosis es el proceso por medio del cual el agua puede migrar a través de los poros entre dos puntos de diferentes actividades, mientras que los iones hidratados no pueden ó están substancialmente impedidos. Si la ósmosis se presenta, se dice que el medio poroso se comporta como una membrana “semipermeable” (debido a su tamaño de poro muy pequeño, y a la superposición de campos eléctricos de las paletas de la arcilla), donde la dirección de flujo depende principalmente de la actividad de la fase acuosa en el lodo y en los poros de la lutitas. De acuerdo con el principio de Lechatelier, el agua tenderá a minimizar el desbalance en la actividad y migrará de regiones de alta actividad a regiones de baja actividad. Así, en ausencia de otras fuerzas motrices, la dirección del flujo de agua será de las regiones menos salinas a las más salinas. Por lo tanto, el lodo debería poseer una actividad menor que la del fluido de poro, lo cual puede lograrse adicionando sales (NaCl, KCl, CaCl2) al lodo para disminuir su actividad. Esto se explica debido a que si una solución se encuentra más concentrada que otra, los iones disueltos tienden a mantener el agua atrapada en la solución disminuyendo así su fugacidad, por lo tanto, la otra solución tiene mayor tendencia a la fuga, esta tiende a fluir en dirección de la solución más concentrada con el fin de igualar las concentraciones, esto se puede expresar en términos de actividades, donde la solución más concentrada tendrá un valor de actividad menor que la solución más diluida. El agua pura tiene un valor de actividad de 1, y toda solución con iones disueltos tendrá una actividad menor variando así los valores de actividad entre 0 y 1.
32
FUENTE: ANÁLISIS DEL FENÓMENO DE ÓSMOSIS ENTRE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y FORMACIONES ARCILLOSAS (JUAN VARGAS)
FIGURA 5.2. REPRESENTACION DEL AGUA DE FLUJO DE LA OSMOSIS
5.1.5. Efectos en las Características y Composición de las Rocas
La intensidad de la interacción de un lutita particular con un lodo base agua y la
tendencia a la humedad del lutita después de la interacción aumenta con el
incremento de la cantidad de arcilla expandible. Las rocas que contienen
minerales arcillosos con superficies asimétricas como por ejemplo caolinita tienen
mayor capacidad de soportar distorsión que los lutitas que contienen
montmorillonita.
Las rocas arcillosas jóvenes menos litificadas y cementadas se debilitan y
dispersan más fácilmente en presencia de sistemas de lodo reactivo, que las rocas
arcillosas viejas que están más fuertemente
33
CAPITULO VI: PRUEBAS DE LABORATORIO PARA SELECCIÓN
ADECUADA DE UN FLUIDO DE PERFORACION
Para seleccionar un fluido adecuado para una sección determinada se debe de
tener las características de las formaciones que se van a perforar. Para esto se
necesita realizar una caracterización del reservorio para obtener datos de
porosidad y permeabilidad, y poder seleccionar la granulometría adecuada para
sellar de manera eficiente el intervalo a perforar.
Las pruebas de laboratorio de reologia y filtrado son importantes porque nos dan
valores de viscosidad y calidad de revoque que va tener nuestro fluido.
Una prueba de retorno de permeabilidad y la prueba de taponamiento de
permeabilidad nos ayudan a determinar de una forma cualitativa el impacto del
fluido de perforación sobre el reservorio.
6.1. Caracterización de la Petrofísica Básica
Los fluidos de perforación son el primer agente que ocasiona un daño a la
formación, ya sea por la invasión de sólidos o el filtrado del lodo, estos agentes
invasores interactúan con la formación y los fluidos in-situ, generando una
disminución en la permeabilidad en las zonas cercanas al pozo (zona lavada).
Para la industria petrolera es de vital importancia un excelente diseño del fluido de
perforación, con el fin de minimizar este daño y futuros gastos que ocasionaría
una estimulación a un daño severo.
La caracterización consiste básicamente en determinar las propiedades de la roca
como porosidad y permeabilidad. Con esta información podemos determinar el
tamaño de gargantas porales y poder determinar la selección de materiales
puenteantes para el sistema de lodo.
Por el caso de las arenas de las secciones productoras de la selva peruana tienen
diferentes tamaños de gargantas porales como es el caso de Vivian (1-2Darcys) y
el caso de Cético que está en el orden de (10-50md).
Por otro lado se sabe que las formaciones lutiticas de la selva peruana como
Chonta están naturalmente microfracturadas. Como no es una formación
productora, no es relevante el daño que pudiera generar la intrusión de fluidos a la
formación. Pero si la transmisión de presión del pozo hacia la formación
desestabiliza las paredes del pozo.
34
La caracterización de la petrofísica básica consiste en determinar la porosidad y
permeabilidad absoluta del medio poroso mediante la utilización de salmuera de
formación. En la tabla siguiente se muestra los resultados de una petrofísica
básico realizada a un Core de la formación Cetico de la selva peruana.
TABLA 6.1. CARACTERIZACION DEL CORE DE LA FORMACION CETICO
FUENTE: RESULTADOS DE ANALISIS EN EL LABORATORIO DE BAKER EN COLOMBIA (2013)
Información del Core Cetico
Pozo CO-1008D
Formación Cetico
Profundidad (m) 3094.2
Longitud (cm) 4.281
Diámetro (cm) 2.462
Porosidad (%) 21
Permeabilidad (mD) 24.09
6.2. Reología
La reología es la ciencia que estudia la manera en que la materia se deforma y
fluye.
Se trata de una disciplina que analiza principalmente la relación entre el esfuerzo
de corte y la velocidad de corte, y el impacto que éstos tienen sobre las
características de flujo dentro de los materiales tubulares y los espacios anulares.
A través de la reologia se calcula los siguientes parámetros:
La viscosidad plástica; que describe la resistencia al flujo causada por la fricción
mecánica.
El punto cedente; segundo componente de la resistencia al flujo en un fluido de
perforación, es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción en un
fluido.
Estos parámetros son calculados a través del Viscosímetro de Fan.
Determinar la reologia de un fluido es muy importante porque nos muestra la
capacidad que tiene el fluido en mantener en suspensión los sólidos y la
capacidad de acarreo de los recortes a superficie.
35
FUENTE: HT HTTP://ES.SLIDESHARE.NET/AGUSTNPICCIONE/05-PRUEBAS-DE-LABORATORIO-PARA-LOS-CEMENTOS
FIGURA 6.1. VISCOSIMETRO DE FANN
6.3. Filtrado API
La circulación del fluido de perforación a lo largo de la cara de una formación
permeable crea un proceso de filtración donde los sólidos presentes en el lodo son
retenidos en la cara de la formación y la fase continua del lodo se va hacia la
formación, por ello, la pérdida de filtrado de un fluidos de perforación es una
propiedad que tiene influencia directa en la rata de perforación, en problemas del
hueco en áreas de lutitas degradables, en el daño a la formación en yacimientos
sensibles y en problemas de pega diferencial en zonas permeables.
Esta propiedad es determinada con un filtro prensa consiste en determinar la
velocidad a la que es forzado a pasar el fluido por un papel filtro. La prueba es
realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas.
El equipo consta de una celda de lodo, un regulador de presión y un medidor
montado encima de la caja de transporte o en la parte superior de la unidad de
laboratorio móvil. Se usa un adaptador de acoplamiento para conectar la celda al
regulador, simplemente introduciendo el empalme macho de la celda dentro del
empalme hembra del filtro prensa y dando un cuarto de vuelta en sentido horario.
36
La celda se cierra en la parte inferior con una tapa provista de tela metálica (o
rejilla), colocando la tapa firmemente contra el papel filtro y girando hacia la
derecha hasta que quede apretada a mano.
La presión es proporcionada por un pequeño cartucho de gas carbónico. Se
proporciona una válvula de purga para aliviar la presión antes de desacoplar la
celda.
FUENTE: HTTP://WWW.EUROSUL.COM/INDEX.PHP?PAG=CONTEUDO&ID_CONTEUDO=894&IDMENU=72&FANN-FILTRO-PRENSA-API-PRESSURIZADO
FIGURA 6.2. FILTRADO API
6.4. Prueba de Taponamiento de Permeabilidad (PPT)
El objetivo de ésta prueba es observar el comportamiento del fluido de perforación
a una temperatura y presión semejantes a la de la formación, esto se lo realizará
en discos de cerámica de aloxita que simulan la misma.
El principal parámetro que se estudia en la PPT, es la cantidad de filtrado de lodo
que invade a la formación en el transcurso de un determinado tiempo. Otro
parámetro es el revoque, en el cual se considera su espesor y la textura del
mismo.
37
FUENTE: HTTP://TIFPERFORACION.COM/SITIO/SERVICES.HTML
FIGURA 6.3. EQUIPO PRUEBA PPT
6.5. Prueba de Retorno de Permeabilidad
Las pruebas de retorno de permeabilidad consisten en realizar un ensayo a
condiciones de presión y temperatura de yacimiento, para estudiar la interacción
entre fluido químico y el medio poroso, y de esta manera predecir si el fluido causa
o no algún daño a la formación. Para ello, se analizaron las variaciones de la tasa
de producción y de permeabilidad en el núcleo, luego del proceso de inyección de
lodo en el núcleo.
Procedimiento:
38
TABLA 6.2. PROTOCOLO EXPERIMENTAL DE PRUEBAS DE RETORNO
FUENTE: LABORATORIOS DE FLUIDOS BHI COLOMBIA
39
6.6. Estudio Geomecánico
La geomecánica es la ciencia que se ocupa de explicar cómo interactúan las
rocas, los esfuerzos, las presiones y las temperaturas. Este conocimiento se utiliza
para resolver problemas de campos de petróleo, tales como determinar el peso
adecuado para los fluidos de perforación, ubicación de puntos de casing,
determinar zona con presiones anormales, determinación de riesgos
operacionales y la optimización de los tratamientos de fracturamiento hidráulico de
yacimientos de lutita. Los factores que influyes al estudio geomecánico son la
inclinación e orientación del pozo.
Como resultado del estudio geomecánico se obtiene la ventana de lodo donde
muestra el rango de pesos de lodo al cual se puede perforar.
Las curvas que se muestran en la ventana de lodo son:
Presión poral: La presión de los fluidos en los poros de un yacimiento,
normalmente la presión hidrostática, o la presión ejercida por una columna de
agua desde la profundidad de la formación hasta el nivel del mar. Cuando las
rocas impermeables, tales como las lutitas formadas como sedimentos se
compactan, sus fluidos intersticiales no siempre pueden filtrarse y deben sustentar
toda la columna de roca suprayacente, lo que genera presiones de formación
anormalmente altas.
Presión de fractura: La presión requerida para inducir fracturas en una roca a una
profundidad dada. Es la presión a la cual se presenta falla mecánica de una
formación, originándose una pérdida de circulación. Estas presiones se pueden
originar por trabajar con lodos de alta densidad, cambios bruscos de presión como
el efecto del pistón o mantener una presión arriba de la presión máxima
permisible.
Hoy en día se realizan pruebas de Liqueo (Leak of test), donde se determina los
mínimos esfuerzos para que la formación empiece a abrirse. También se pueden
determinar la presión de colapso de la formaciones, que es la mínima presión que
debe de mantener el fluido de perforación para que la formación no empiece a
colapsar (caerse).
40
FUENTE: HTTP://ES.SLIDESHARE.NET/MAGNUSGABRIELHUERTAFERNANDEZ/FUNDAMENTOS-DE-EXPLORACION-Y-PRODUCCION
FIGURA 6.4. VENTANA DE LODO
41
CAPITULO VII: FLUIDOS DE ALTO RENDIMIENTO BASE AGUA
Los fluidos de alto rendimiento base agua (HPWBM) son fluidos que tienen
propiedades similares a los fluidos base aceite. Estos fluidos tienen como objetivo
de brindar estabilidad de pozo y de sellar las gargantas porales sin afectar a los
fluidos in-situ de la formación. Soportan altas temperaturas hasta los 150ºC.
Los primeros fluidos base agua dieron pautas para encarar nuevos retos en la
perforación y medioambiente. Sin embargo, estos fluidos no podían proporcionar
altos índices de penetración (ROP), buena lubricidad, buena limpieza del hueco y
una eficiente estabilidad de pozo, características de un sistema de emulsión
inversa. Los polímeros inhibidores del fluido base agua característico no lograron
siempre un pozo estable, obligando a desarrollar fluidos de alto rendimiento que
evitara que las arcillas y lutitas se hidrataran.
Si el fluido no es inhibido, las arcillas y lutitas hidratables pueden hincharse,
creando inestabilidad del pozo y aumentando perceptiblemente el potencial de
tiempo no productivo. Las arcillas tienden a adherirse a la broca o al ensamblaje
de fondo (BHA), disminuyendo la rata de penetración (ROP), ocasionando en
muchos casos empaquetamiento, perdidas de circularon o pega de tubería.
La demanda de fluidos de perforación de alto rendimiento base agua se ha
incrementado por las restricciones ambientales impuestas, por la capacidad de
equipo de perforación, logística, economía y nuevas reglamentaciones
ambientales
Partiendo de esta problemática y en busca de una perforación más competitiva,
para ofrecer a los operadores un fluido que proporcione las características
apropiadas para dar estabilidad al pozo, altas ratas de penetración, tolerancia alta
para los contaminantes, coeficientes bajos de rozamiento, inhibición eficaz y una
excelente lubricidad ofrecidos por sistemas de emulsión inversa.
Adicionalmente, los fluidos de alto rendimiento tienen propiedades selladoras de
arenas para evitar riesgos operacionales como pega diferencial y excesivo filtrado.
Por esta razones, los fluidos de alto rendimiento base agua (HPWBM) reemplazan
a los fluidos base aceite cuando se quiere tener un pozo estable, arenas selladas
eficientemente y cumplir con las restricciones ambientales.
42
7.1. Beneficios
Entre los beneficios más importantes del HPWBM tenemos:
- Mejora la estabilidad de pozo
- Minimiza la pega diferencial por disminución en la transmisión de presión
poral.
- Sella las gargantas porales eficientemente disminuyendo daños a la
formación.
- Invasión ultra baja
- Incrementa los rate de penetración
- Reduce embolamiento de la broca
- Reduce el Torque y arrastre
- Reduce el impacto medioambiente comparado con los fluidos base aceite
7.2. Mecanismo de Desempeño
El sistema de los fluidos de alto rendimiento base agua (HPWBM) está compuesto
por una combinación de supresores de hidratación, inhibidores de lutitas,
membranas deformables and polímeros encapsuladores logrando características
similares a los lodos base aceite.
El sistema de fluidos de alto rendimiento base agua están compuesto por los
siguientes componentes:
TABLA 7.1. COMPONENTES Y FUNCIONES DE UN FLUIDO DE ALTO RENDIMIENTO
FUENTE: PROGRAMA DE PERFORACION PROYECTO RE-ENTRY EN EL LOTE 8 (2014)
COMPONENTE FUNCION
Complejo de Aluminio Brinda estabilidad de hueco en las microfracturas. Previene la transmisión
de presión.
Polímero sellante deformable Reduce la transmisión de presión poral por sellamiento de las gargantas porales.
Inhibidor de arcilla Supresor de hidratación e hinchamiento de arcilla.
Mezcla de polímeros orgánicos de bajo peso molecular
Forma un revoque compresible y de extremadamente de baja permeabilidad
sobre las arenas.
43
El complejo de aluminio precipita cuando el filtrado de lodo entra a través de las
microfracturas de las lutitas. La precipitación es activada por un bajo PH del agua
connata, formando una especie de relleno en la microfractura. Por lo general estos
sistemas trabajan con un PH de 10.2-10.5. Al contacto con fluidos de PH por
debajo de 10ppg tienden a precipitar, esto genera una barrera para la transmisión
de presión de poro en las lutitas y mejorando de esta forma la estabilidad de las
lutitas.
Este es tu tipo de estabilización química, debido a que los iones
Tetrahidroxiloaluminatos (Al (OH-)4) que se encuentran en fluido de perforación de
medio alcalino precipitan en hidróxido de aluminio (Al(OH)3) cuando entran en
contacto con un fluido más ácido (PH<10) como el agua connata.
FUENTE: PRESENTACION TECNICA DE HPWBM POR BAKER EN EL 2013
FIGURA 7.1. MECANISMO DE ACCION DEL COMPLEJO DE ALUMINIO
Para que la estabilización de las lutitas sea eficaz debe de existir un revoque
sobre las gargantas de las microfracturas y paredes de las lutitas. Esto se da a
través de un polímero deformable que se adhiere a las paredes del pozo de la
lutita brindando soporte mecánico. Ambos componentes generan una membrana
semipermeable que ayuda a reducir la transferencia de presión poral del pozo
hacia la lutita.
44
FUENTE: PRESENTACION TECNICA DE HPWBM POR BAKER EN EL 2013
FIGURA 7.2. ESTABILIDAD QUIMICA Y FISCICA
Cuando en las secciones perforadas también tienen arcillas reactivas se debe de
incluir un inhibidor de arcillas, este componente logra suprimir la hidratación de las
arcillas y fortalece unión entre capas de las arcillas. Esto lo hace por medio de
Intercambio de cationes de la arcilla. Poliamina reacciona en caras activadas de
las plaquetas de arcilla y forma puentes electro-estático entre camas de arcilla.
Reduce de la tendencia de las arcillas a absorber agua,
Filtrate invasion zone
Aluminum Precipitate
Uncontaminated formation
External filter cake
FRACTURE
HOLE
Schematic
of Formation
Filtrate invasion zone
Aluminum Precipitate
Uncontaminated formation
External filter cake
FRACTURE
HOLE
Schematic
of Formation
45
FUENTE: MANUEL FLUIDOS DE PERFORACIÓN (2001). INSTITUO AMERICANO DEL PETRÓLEO. PAG. 4B.5
FIGURA 7.3. INTERCAMBIO CATIONICO CON LA POLIAMINA
46
La mezcla de polímeros orgánicos de bajo peso molecular junto con los
carbonatos de diferentes granulometrías se asocia para formar aglomerados
deformables. A medida de que estos aglomerados se van pegando a la cara de la
formación arenosa la transmisión de presión poral va disminuyendo y a su vez se
van compactando más los polímeros en la cara de la formación. Se puede crear
un rango amplio de aglomerados desde 1micron hasta 1000micrones, siendo muy
eficaz en gargantas porales heterogéneas. Estos aglomerados forman una capa
de muy baja permeabilidad en la interface fluido roca y por lo tanto una invasión
ultra baja.
FUENTE: BROCHOUR FLC200
FIGURA 7.4. MECANISMO DE ACCION DE LOS POLIMEROS DE BAJO PESO
47
CAPITULO VIII: CASO - UTILIZACION DE UN FLUIDO DE ALTO
RENDIMIENTO EN SECCIONES PRODUCTORAS
8.1 Antecedentes en la selva Peruana
En la selva peruana se han utilizado una diversidad de tipos de fluidos de
perforación en el transcurso del tiempo. El gran reto que se tenía durante la
perforación era tener un pozo estable para poder completar el pozo sin problemas.
Desde la década de los 70s se viene explorando la selva peruana, utilizándose en
sus inicios fluidos básicos como el de tipo bentónico para secciones superficiales y
fluidos cálcicos (yeso/cal) para secciones con arcillas reactivas.
En la década los 80s se continuaron usando los fluidos cálcicos y se probaron los
fluidos dispersos que contenían lignosulfonatos. Los fluidos dispersos tienen la
ventaja de trabajar con alto contenido de sólidos y de brindar un filtrado bajo, pero
frente a la inhibición de arcillas y estabilización de lutitas no ofrece un buen
rendimiento.
Por otro lado en la década de los 80s en el lote 1AB de la selva peruana se trabajó
con fluidos base aceite, este tipo de fluido generaba pozos en calibre y viajes sin
restricciones. Podía ser reciclado, pero contaminaba cualquier material que
estuviera en contacto con él, por ejemplo, los recortes de perforación eran
dispuestos al medio ambiente ocasionando contaminación ambiental.
En la década de los 90s aparecieron los fluidos poliméricos con potasio. Este tipo
de fluido tuvo buena inhibición frente arcillas reactivas, pero no tuvo eficacia para
estabilizar las lutitas. Su disposición es complicada por la gran dilución que se
debía hacer por su alta conductividad.
En la década 2000s aparecieron los fluidos de alto performance. Estos fluidos
brindaban una eficaz estabilidad de pozo frente a arcillas y lutitas, similar como lo
hacían los fluidos base aceite. Y además brindaban un eficiente sellamiento de las
arenas y evitando la pega diferencial.
Hoy en día se utilizan los fluidos de alto rendimiento para lograr una buena
estabilidad de pozo, un buen sellamiento se secciones permeables y minimizar el
impacto ambiental.
48
8.2. Ubicación Geográfica del Campo
El lote 8 está ubicado al noreste de Lima, aproximadamente a 1000Km. Se
encuentra sobre la cuenca Marañón y a la ladera del rio Corrientes.
El lote 8 está conformado por 4 campos; Corrientes, Chambira, Pavayacu y
Yanayacu. El “Pozo A” fue perforado dentro del campo Corrientes
El “pozo A” donde se utilizó un fluido de alto rendimiento HPWBM fue perforado
dentro del Lote 8.
FUENTE: GOOGLE MAPS/PERU
FIGURA 8.1. UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL LOTE 8
Locación: 1000km noreste
de Lima.
Cuenca: Marañón
Campo: Corrientes
Lote: 8
49
8.3. Descripción Geológica
La sección productora está compuesta por intercalaciones de lutitas y arenas, y
comprende formaciones como Vivian, Chonta, Pona, Lupuna y Cetico. Estas
secciones son perforadas entre una profundidad promedio de 2700m y 3200m.
Dentro de este intervalo tenemos formaciones muy permeables como Vivian que
tiene permeabilidades de 1-2Darcys. En cambio, la formación Cetico tiene
permeabilidades de 20-100 md. Por otro lado también tenemos lutitas
microfracturadas como es la formación Chonta.
A continuación se muestra la columna estratigráfica de la cuenca Marañón.
FUENTE: DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS DEL LOTE-8
FIGURA 8.2. COLUMNA ESTATIGRAFICA DE LA CUENCA MARAÑON
Sección
productora
50
8.4. Estado Mecánico del Pozo A
El pozo A es un pozo Re-entry rehabilitado en el año 2014. Se realizó una ventana
a 1473m. Este re-entry fue perforado en dos secciones. La primera sección de
1473m hasta 2784m, donde se encontraba un gran paquete de arcillas reactivas
de Chambira y Yahuarango. La segunda sección fue perforada con broca de 6” de
2784m hasta 3226m donde atravesaba todas las formaciones productoras (Vivian,
Chonta, Pona, Lupuna, Cetico).
FUENTE: REPORTE FINAL POZO A DEL LOTE-8
FIGURA 8.3. ESTADO MECANICO FINAL DEL POZO A
51
8.5. Estudio Geomecánico
Con la información de pozos perforados anteriormente en el campo Corrientes, se
realizó un estudio geomecánico para el Pozo A, donde se determinaba la presión
de Poro, presión de colapso de la roca y presión de fractura de la roca. Con estos
parámetros se determinó en usar un lodo con un peso de 10.5ppg.
Vivian era una formación inyectora en el campo. Un pozo X estaba inyectando
agua productora a una distancia de 700m Ct-Ct. Se consideró una sobrepresión
de 500psi de sobrebalance (equivalente a 1ppg).
FUENTE: ESTUDIO GEOMECANICO DE SCHUMBERGER
FIGURA 8.4. ESTUDIO GEOMECANICO DEL POZO A
52
TABLA 8.1. MINIMOS ESFUERZOS Y PRESION DE FRACTURA
FUENTE: PROGRAMA DE PERFORACION DEL POZO A.
FORMACION MD (m) Pozo A
Sh (ppg) Breakdown (ppg)
Top. Vivian 2792.08 11.37 13.33
Top. Chonta 2941.10 11.3 14.13
Top. Pona 2989.44 11.4 13.62
Top. Lupuna 3043.16 11.5 13.5
Top. Cetico 3116.42 11.32 13.35
Top. Agua Caliente 3187.09 11.4 13.1
El máximo esfuerzo horizontal del campo corrientes está en la dirección Oeste-
Este, en la cual la dirección 275º azimut es muy favorable para la estabilidad de
pozo ya que su dirección está en dirección del máximo esfuerzo.
FUENTE: WORD STRESS MAP/REF. 2004 – GEOPHYSICAL INSTITUTE, UNIVERSITY OF KARLSRUHE
FIGURA 8.5. MAPA DE ESFUERZOS MAXIMOS
53
8.6. Programa de Lodo
La perforación del Re-entry “Pozo-A”, comprendía en rehabilitar el pozo
perforando 2 secciones. La primera sección fue perforada con broca de 8 ½” y con
un lodo inhibido para evitar el hinchamiento de formaciones reactivas como
Chambira y Yahuarango.
La segunda sección (sección productora) tenía una litología de intercalación de
lutitas y arenas y debía de generar estabilidad de hoyos en formaciones de lutitas
y sellar adecuadamente las formaciones productoras (arenas). En este pozo se
tenía como objetivo correr registros a hueco abierto, bajar un liner de 5” sin
problemas y obtener una buena aislación hidráulica.
Para perforar las formaciones mencionadas con una litología de intercalaciones de
areniscas y lutitas se utilizó un fluido de alto performance (HPWBM) el cual tiene
propiedades inhibitorias de lutitas y es bajo en sólidos aportando así un buen
filtrado estático y dinámico.
Con el sistema HPWBM se garantizara el sellamiento de las microfracturas y
poros en las arenas reduciendo la trasmisión de poro en estas formaciones,
además se reduce cualquier hidratación por poca que pueda ser ya que a esta
profundidad todo esfuerzo generado en la roca conduce a un problema de
inestabilidad de hoyo.
Durante la perforación la densidad del fluido será incrementada por la adición de
combinación de Carbonato de Calcio. La densidad del fluido se deberá mantener
en el rango de 10.5-10.2ppg. Se recomienda perforar con la densidad más baja
posible para evitar problemas de pérdidas de circulación.
Con valores estimados de Permeabilidad y porosidad se realizaran simulaciones
para diseñar la combinación de agentes de puenteo para generar el sello en las
formaciones con el Software Brigdewise. Inicialmente para generar el sello
(puenteo) en el intervalo se adicionó de los productos puenteantes y carbonatos
de calcio de diferente tamaños.
Se adicionaran polímeros adecuados durante la sección para proveer estabilidad
al hoyo, mediante la prevención del hinchamiento/derrumbe de las intercalaciones
de lutitas presentes.
Se recomienda adicionar el producto el estabilizador de lutitas premezclado
cuando se esté perforando el tope de la formación Chonta.
54
Se agregara al sistema Soda cáustica para mantener un pH entre 10.2 y 10.6
necesario para mantener el complejo de aluminio soluble en el sistema.
El filtrado API será controlado en valores menores a 5 cc/30 min con adiciones de
polímeros de bajo peso molecular.
La capacidad de acarreo (lecturas de 6 y 3 Rpm) y propiedades de reología del
sistema de lodo serán ajustada con adiciones de Goma Xantica, el rango de las
lecturas estarán comprendidas entre 8 – 10 para 6Rpm y 6-8 para 3Rpm; se debe
mantener un punto cedente (Yield Point) en el rango 22 – 28 lb/100ft2 para evitar
el lavado del hoyo (washout).
En esta sección es importante mantener la presión diferencial que ejerce la
columna hidrostática del fluido en contra de las paredes del hoyo en condiciones
estáticas y dinámicas; mantener el ECD estable para evitar pérdidas de
circulación. El monitoreo de este parámetro permite garantizar una buena limpieza
del hueco y la estabilidad de la formación.
Debido a las características químicas del fluido de alto rendimiento no es
necesario añadir al sistema productos para evitar la corrosión de los equipos de
perforación.
TABLA 8.2. TABLA DE VOLUMENTES DE FLUIDO
FUENTE: PROGRAMA DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A.
En la siguiente tabla se muestra los productos utilizados en el sistema de lodo de
alto performance. Se llevó el peso del fluido de perforación hasta 10.5ppg.
55
TABLA 8.3. CONCENTRACION DE PRODUCTOS DEL FLUIDO DE PERFORACION PROPUESTO
FUENTE: PROGRAMA DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A.
325
150
Grueso 50
Medio
Fino
56
8.7. Resumen de Operaciones
Esta sección fue realizada en 8 días, comprendiendo 2 días de perforación y 6
días para el flat de la sección, se tuvo un ROP promedio de 15m/hr. La utilización
de un fluido de alto performance, evito de realizar viajes de calibración antes de
bajar liner y registro eléctricos, esto trajo un ahorro de tiempo de 40 hrs. No se
observaron restricciones durante los viajes, excepto en zonas donde se construyó
ángulo.
A continuación de relata el resumen de operaciones:
Se armó BHA direccional con broca PDC 6” NOV, tipo: E516 (5 aletas,
cortadores de 16mm y Jets 5 X 12/32”) + MSS de 4 3/4’’ HyperLine
QLE7838 con BH de 1.50° con camisa estabilizada de 5 7/8” +Estabilizador
de 5 3/4” + NMDC 4 3/4" + HEL MWD 4 3/4" + HEL MWD 4 3/4" + PBL 4
3/4" + 2 x DC 4 3/4” + 1 x HWDP 3 1/2” + 4 3/4'' Drilling Jar + 15 x HWDP 3
1/2”.
Realizó SHT y prueba de funcionamiento de MSS y DLC. Se observó
lecturas RPM de fondo errático no acorde con las RPM en superficie. Se
realizan ajustes en la programación del HEL para corregir el problema. Se
vuelve a realizar pruebas de funcionamiento de HEL, MSS y DLC con
resultado positivo.
Continuó bajando BHA Direccional con broca PDC de 6" hasta tope de
cemento @ 2735.53 m. Circuló y acondicionó lodo. Realizó prueba de
integridad de casing de 7" y 9 5/8". 1500 PSI x 10 minutos, Ok. Rotó
cemento y accesorios de cementación. Realizó desplazamiento de fluido de
11.2ppg por fluido HPWBM de 10.0 ppg. Circulo hasta homogenizar fluido.
Perforó formación con BHA Direccional con MSS y Broca PDC de 6“ desde
2787 m hasta 2790m. Circuló. Realizó prueba de Integridad de Formación
con 1500 PSI, OK.
Perfora con BHA Direccional con MSS y Broca PDC de 6" de 2790 m hasta
2991 m. Con los siguientes parámetros: 8-10 Klbs, 55 RPM, 250 GPM,
2250 PSI. Se atravesó formación Vivian rotando al 100 % con Motary
activado. A entrar en formación Chonta se observa marcada tendencia a
tumbar ángulo, por lo que se realizó trabajo direccional para corregir el
mismo. Deslizó de 2984 m @ 2991 m.
57
Continuó perforando BHA Direccional con MSS y Broca PDC de 6" de 2991
m hasta 3118m. Con los siguientes parámetros: 10 Klbs, 55 RPM, 250
GPM, 2450 PSI. Rotando al 100 % con Motary activado en la Fm. Vivian,
Se circuló para realizar viaje corto al zapato. Realizó viaje corto hasta 2779
m, sin restricciones.
Se continuó la perforación deslizando con BHA Direccional con MSS y
Broca de 6” desde 3118m hasta 3124 m, debido a la tendencia a tumbar
ángulo que se observó en formación Lupuna. Continuó rotando con BHA
Direccional con MSS y PDC de 6” con Motary activado desde 3124 m hasta
3148 m. Deslizo desde 3148 m hasta 3154 m. Continuó rotando con BHA
Direccional con MSS y PDC de 6” con Motary activado hasta TD 3226 m.
Circuló por viaje corto al zapato. Realizó viaje corto a 2779 m, sin
problemas ni restricciones. Circuló y realizo viaje a superficie. En superficie
la evaluación de la broca a su salida fue: 1-0-BT-N-X-I-WT-TD.
Luego se bajó los registros a hueco abierto (Compact Well Shuttle), se baja
el registrador con tubería, durante su bajada y sacada no se observó
restricciones.
Durante la bajada de liner de 5” no se observaron restricciones, aun siendo
es espacio anular entre el pozo y casing 1”. Se bajaron en total 25
centralizadores.
Luego se realizó la cementación con un peso de 16 ppg, sin obtener
ninguna perdida durante la cementación.
58
8.8. Propiedades del Fluido de Perforación
Las propiedades promedio durante la sección de 6” fueron las siguientes:
TABLA 8.4. PROPUESTA DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION
FUENTE: PROGRAMA DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A.
TABLA 8.5. PROPIEDADES REALES DEL FLUIDO DE PERFORACION
FUENTE: INFORME FINAL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A.
En la siguiente figura 8.6. se observa que el peso de lodo se mantuvo entre 10-
10.5ppg. El peso fue aumentado a 10.5 antes de ingresar a la formación Chonta
ya que se tenía mayor inestabilidad en esta formación.
La viscosidad plástica se mantuvo en 18 CP a través de toda la sección debido a
la poca incorporación de sólidos en el sistema. Para un sección de 6” un caudal de
250gpm es suficiente para tener una limpieza adecuada, el Yield point promedio
fue de 26 lb/100ft2.
El MBT se mantuvo en valores muy bajos debido a que en esta sección productora
no existen formaciones reactivas, salvo los 10 metros de Yahuarango que fueron
dejados sin perforar como seguridad de no entrar a Vivian por alguna diferencia en
los topes reales y teóricos. Adicionalmente, un análisis de mineralogía de la
formación Cetico indica que su matriz está compuesta por 5% de minerales arcilla.
59
FUENTE: INFORME FINAL DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A
FIGURA 8.6. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION #1
En la figura 8.7 se observa un filtrado API muy bajo de 2.5 cc. Esto es un
indicativo que el sellado del fluido de perforación en la cara de la formación fue
eficiente y rápido. Por otro lado las pruebas en campo mostraron un revoque fino y
lubricado. Los valores de ppt estuvieron en el orden de 11 cc, que son valores
bajos, la experiencia indica tener valores por debajo de 15 cc, se tiene un
sellamiento bueno.
FUENTE: INFORME FINAL DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A
FIGURA 8.7. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION #2
60
En la figura 8.8 se observa la concentración de inhibidores y estabilizadores
utilizados en el sistema de lodo de alto performance. El Maxplex y Maxshield dan
estabilidad en las lutitas y el Maxguard que es un inhibidor de arcillas.
FUENTE: INFORME FINAL DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A
FIGURA 8.8. CONCENTRACION DE INHIBIDOR DE ARCILLAS
En la figura 8.9. Se observa los materiales puenteantes y densificantes. Como se
mencionó anteriormente el fluido fue densificado con carbonatos. El carbonato 325
mantuvo una concentración de 100 lb/bbl.
Los polímeros de bajo peso molecular (FLC2000), se mantuvo en una
concentración de 10.5-12 lb/bbl desde el principio, ya que este producto ayuda a
sellar cualquier tamaño de garganta poral por que se deforma y de acopla.
De acuerdo a la propuesta, el sistema siempre mantuvo polímeros puenteantes y
de perdida a través de toda la sección (Perflow Diff).
61
FUENTE: INFORME FINAL DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A
FIGURA 8.9. CONCENTRACION DE DENSIFICANTES Y AGENTES PUENTEANTES
8.9. Caracterización de la Formación Cetico y Prueba de Retorno de
Permeabilidad con el HPWBM.
Como primera medida para determinar el daño generado a la formación por los
fluidos de perforación, se realizó una caracterización petrofísica básica, que
consiste en determinar la porosidad y permeabilidad absoluta del medio poroso
mediante la utilización de salmuera de formación. La prueba de retorno de
permeabilidad que se realiza en el core de Cetico es para cuantificar el daño que
genera el lodo en dicha formación.
La tabla 8.6 corresponde a las propiedades físicas y petrofísicas de cada una de
las muestras utilizadas. Las permeabilidades son medidas mediante la inyección
de salmuera y calculadas mediante la ecuación de Darcy bajo un estado estable,
la porosidad es tomada mediante el método gravimétrico.
62
TABLA 8.6. CARACTERIZACION DE UN CORE DE CETICO
FUENTE: PRUEBAS DE LABORATORIO EN EL 2013 DE BAKER HUGHES INTERNATIONTAL DE COTA
Para la prueba de retorno de permeabilidad se utilizó el núcleo de Cetico. El
procedimiento de la prueba está indicado en el capítulo VI.
La siguiente figura corresponde al historial de la prueba, en esta se reporta la
permeabilidad absoluta y las permeabilidades efectivas antes y después de
generado un daño a la formación.
63
FUENTE: PRUEBAS DE LABORATORIO EN EL 2013 DE BAKER HUGHES INTERNATIONTAL DE COTA
FIGURA 8.10. PRUEBA DE RETORNO DE PERMEABILIDAD
La tabla 8.5. corresponde a un resumen de los resultados obtenidos para cada
etapa durante la prueba.
Después de inyectado el lodo de perforación y de realizar una inyección de aceite,
con el fin de cuantificar la reducción en permeabilidad efectiva, se determina que
el fluido de perforación, causo un daño del 10.52%.
TABLA 8.7. RESULTADOS DE LA PRUEBA DE RETORNO DE PERMEABILIDAD
FUENTE: PRUEBAS DE LABORATORIO EN EL 2013 DE BAKER HUGHES INTERNATIONTAL DE COTA
64
8.10. Resultados Operativos
8.10.1. Velocidad de Penetración
Se observó el mejor ROP de los pozos vecinos en el Campo Corrientes. El ROP
promedio fue de 13 m/hr. Uno de los beneficios del sistema es que tiene lubricidad
y ayuda a la transmisión de peso a la broca.
FUENTE: INFORME FINAL DEL POZO A
FIGURA 8.11. COMPARACION DE ROP
8.10.2. NPT Generados por Inestabilidad de Pozo
Los NPT generados por inestabilidad de pozo fueron ceros. No se observó
restricciones durante el viaje de calibración con BHA direccional, con el Compact
Well Shuttle y con la bajada de liner de 5”. El liner bajo hasta el TD sin
inconvenientes.
A continuación me muestra una comparativa de un fluido de alto rendimiento
HPWBM y un fluido polimérico.
B C D E F POZO A
65
TABLA 8.8. COMPARACION DE NPT DE POZOS DEL CAMPO CORRIENTES
FUENTE: INFORMACION DE REPORTES FINALES
Items Pozo X Pozo A
Tipo de fluido Polymer Based Mud HPWBM
Tamaño de broca 6-in 6-in
Profundidad de 2820 2787
Profundidad hasta 3294 3226
Longitud perforada 474 439
Peso de lodo 10.2 10.4
Días de perforación 2.5 2
KPI m/día 190 220
KPI Viaje en hueco
abierto hrs/100m
0,5 0,3
Inclinación 10° 24°
BHA 1 BHA 1 BHA
Corrida de registros
eléctricos
1 corrida con éxito
(Pega tubería dos
veces, MOP: 75 Klb,
salió caliper dañado)
1 corrida con éxito
NPT FLAT: registro
eléctrico, viaje para
acondicionar el pozo(Hrs)
134 (*)
Durante el viaje de
calibración ante de la
corrida del liner de 5” se
quedó pegada la tubería
en la formación Vivian
sin poder sacarla. Se
necesitó realizar un
sidetrack.
5
Problemas operativos.
Ningún problema de
inestabilidad de pozo
(*) El tiempo incluye la perforación del Re-entry debido a que no se pudo
recuperar el pescado.
66
8.9.3. Caliper del Pozo
El “pozo A” mantuvo un caliper homogéneo a través de toda la sección productora.
En las arenas cono Vivian, Pona y Cetico se observa un caliper en calibre de 6in.
En la lutitas como Chonta y Lupuna se observa un caliper de 6.1in. Esto es un
indicativo de que el pozo se mantuvo estable durante la perforación.
FUENTE: REGISTROS DE HUECO ABIERTO DEL POZO A
FIGURA 8.12. CALIPER DEL POZO A
67
8.9.4. Resistividad de la Sección Productora
La resistividad de un fluido es la resistencia del fluido que tiene a la conducción
eléctrica. Si tenemos un fluido a una profundidad de investigación de 30in (R30,
somera) y otro fluido a una profundidad de investigación 90in (Rt, profunda) con la
misma resistividad, podemos decir que es el mismo fluido. Ya que el agua de
formación tiene salinidad diferente al fluido de perforación y por lo tanto diferente
resistividad.
En nuestro caso, se observa la misma resistividad a lo largo de toda la formación
Cetico, esto es un indicativo de que el fluido de perforación nunca ingreso a la
formación.
FUENTE: REGISTROS DE HUECO ABIERTO DEL POZO A
FIGURA 8.13. RESISTIVIDAD DE LA FORMACION CETICO DEL POZO A
68
FUENTE: REGISTROS DE HUECO ABIERTO DEL POZO A
FIGURA 8.14. CONT. RESISTIVIDAD DE LA FORMACION CETICO DEL POZO A
69
8.9.5. Calidad de la Cementación
La cementación del “pozo A” fue exitosa ya que se logró los siguientes resultados:
Buen cemento entre el casing de 5” y 7”.
Se observa una buena aislación hidráulica en toda la sección productora.
Los valores de CBL están por debajo de 5 mV.
EL IBC no muestra ningún canal.
FUENTE: REGISTROS DE CEMENTACION DEL POZO A
FIGURA 8.15. REGISTRO DE CEMENTACON IBC / CBL-VBL
70
FUENTE: REGISTROS DE CEMENTACION DEL POZO A
FIGURA 8.16. REGISTRO DE CEMENTACON IBC / CBL-VBL
71
CAPITULO IX: ANALISIS ECONOMICO
En la siguiente tabla se muestra la cantidad de química utilizada en el “pozo A”
durante la perforación de la sección de 6”.
La química utiliza comprende un monto de $78,384.
TABLA 9.1. VOLUMENES Y COSTOS DE QUIMICAS DEL FLUIDO DE PERFORACION DEL POZO A
FUENTE: REPORTE DE COSTOS DE BAKER
72
Si realizamos una comparación de costos/bbl de un fluido de alto rendimiento
HPWBM con un fluido polimérico, se observa que la variación de costo por barril
es de un 6% más caro del HPWBM.
Pero al tener problemas operativos, como es el caso del pozo X, un total de 134
hrs de NPT, los costos de portacamp e Ingeniería se incrementan, impactando en
el costo final. Siendo el fluido de perforación del pozo X más caro que el pozo A en
un 10% para este caso.
TABLA 9.2. COMPARACION DE COSTOS DE UN FLUIDO DE ALTO RENDIMIENTO Y UN FLUIDO POLIMERICO
Comparación
Pozo A Pozo X
Tipo de fluido HPWBM Fluido
polimérico
Metros perforados (m)
434 479
Total de días (días)
4,4 9,5
Volumen de lodo
768 890
Costo de químicos ($)
78384 70000
Portacamp
2200 4750
Ingeniería
13200 28500
Costo total de la sección
93784 103250
Costo diario
21314 10868
Costo/bbl
123 116
Pero el beneficio que puede dar un fluido de alto rendimiento frente a la estabilidad
de pozo es mayor. El costo operativo de un equipo de perforación por hora en la
selva peruana es alrededor $10,000. Para el caso del Pozo X y Pozo A, se
obtuvieron KPI de viajes en hueco abierto de 0,5 hrs/100m para el pozo X y 0,3
hrs/100m para el pozo A, esto da un ahorro de 2hrs en el viaje largo que es
equivalente a $20,000.
73
FIGURA 9.1. COMPARATIVA DE COSTOS/BBL
Se realizó una sensibilidad de costos en el caso de reutilizar la base formiato y se
observa que los costos disminuyen a medida que se van perforando más pozos.
Un pozo utilizando la base formiato es 30% más caro que cuando se usa solo
carbonatos, pero cuando se reutiliza la base formiato en 4 pozos, el fluido de
perforación en la campaña puede salir 15% más económico.
FIGURA 9.2. SENSIBILIDAD DE COSTOS DE UN FLUIDO HPWBM UTILIZANDO FORMIATO O NO UTILIZANDO
124 116
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Costo/bbl
Co
sto
de
l flu
ido
de
pe
rfo
raci
on
($
) Pozo A (HPWBM)
Pozo X (polimerico)
74
CAPITULO X: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
10.1 Conclusiones:
Los fluidos de alto rendimiento minimizan los problemas causados por la inestabilidad de lutitas como Chonta o Lupuna y cumpliendo con las normas ambientales.
La baja permeabilidad del revoque formado en la cara de la formación por los fluidos de alto rendimiento “HPWBM”, reduce el filtrado, evita un revoque grueso y minimizando daños a la formación.
El sellamiento de microfracturas es generado de forma química y mecánica a través del complejo de aluminio y del polímero deformable.
La opción de realizar tratamientos de estimulación o remediación debido a impactos en el reservorio productor se ve disminuida al utilizar los fluidos de alto rendimiento.
El fluido de alto rendimiento tiene la capacidad de poder sellar cualquier tamaño de gargantas porales por los polímeros de bajo peso molecular que poseen en el sistema como es el caso de Vivian (2Darcys) y Cetico (50md).
Los fluidos de alto rendimiento “HPWBM” disminuyen riesgos operaciones durante la perforación, los viajes, la corrida de registros y la bajada de revestimiento por brindar un caliper uniforme (6-6,1in) a través de toda la sección productora y por no tener “NPT” relacionados a inestabilidad de pozo.
El riesgo de pega diferencial es disminuido debido a un buen sellamiento de gargantas porales, un revoque fino y de baja permeabilidad.
La utilización del fluido de alto rendimiento incrementó el ROP en secciones productoras de 6” del campo Corrientes debido a sus buenas propiedades lubricantes (Factor de fricción 0.14) y reológicas.
El impacto del fluido de alto rendimiento sobre un core de Cetico de un pozo vecino fue bajo obteniéndose un daño cualitativo de 10% en la permeabilidad.
El sello efectivo generado en las arenas puede ser removido con el baleo debido a que el sello se forma en la pared del pozo. Esto puede ser verificado con los registros eléctricos donde los valores de la resistividad profundad y resistividad somera tienen los mismos valores, indicando de esta forma que se tiene el mismo fluido en diferentes radios de investigación.
75
El costo del fluido de perforación del pozo A (con un fluido HPWBM) salió 10% menos que el pozo X (con fluido polimérico) debido a que no se tuvo NPT durante la perforación de 6”,
Los tiempos promedios en los viajes fueron de 0,3hrs/100m para el pozo A y de 0,5hrs/100m para el pozo X. Esto dio un ahorro de $20,000 durante el viaje de calibración antes de los registros eléctricos.
76
10.2 Recomendaciones:
Utilizar formiato de sodio en los fluidos de alto rendimiento es beneficio por que disminuye la cantidad de sólidos y de esta forma se obtienen ECD´s menores. Se puede evitar el riesgo de pérdida de circulación.
Agregar los estabilizadores de lutitas 50m antes de ingresar a formaciones de lutitas.
Los viajes de calibración antes de la bajada de revestimiento pueden ser omitidos debido a la buena estabilidad de pozo durante la perforación con la utilización de los fluidos de alto rendimiento.
Realizar una caracterización de propiedades básica de la formación productora antes de realizar el diseño del fluido es importante porque permite determinar el tamaño de garganta porales que tiene la formación, con esto podemos seleccionar adecuadamente los materiales puenteantes del fluido.
Reutilizar el fluido de alto rendimiento densificados con formiato puede traer un ahorro de 15% en el fluido de perforación cuando es reutilizado en los tres siguientes pozos.
77
CAPITULO XI: BIBLIOGRAFÍA
Darley H.C.H, Gray G.R., Composition and properties of drilling and
compleation fluid, 5ta edicion, Gulf professional publishing, , Estados Unidos
de Norte América.
Annis M.R. (1996), Drilling fluid technology, 2da. edicion, Exxon company,
Estados Unidos de Norte América.
Asme S.S.C. (2005), Drilling fluids processing handbook, 1er edicion, Elsevier,
Estados Unidos de Norte América.
Prieto A. (2002), Manual de fluidos de perforación, 1er edición, PDVSA,
Venezuela.
API E. (2001), Manual de fluidos de perforación, 1er edición, Instituto
americano del petróleo, Estados Unidos de Norte América.
Ahmed, T. (2000). Reservoir Engineering Handbook, 2da. edición, Gulf
Professional Publishing, Houston-Texas, Estados Unidos de Norte América.
Dake, L. (1986). Fundamentals of Reservoir Engineering, 9ena. edición,
Elsevier Science Publishing Company INC., New York, Estados Unidos de
Norte América.
Hernández, R. (2007). Metodología de la Investigación, 4ta edición, Mac Graw
Hill, México.
Ramirez, M.A., Benaissa, S., Ragnes, G. and Almaraz, A. (2007), Aluminum-
Based HPWBM Successfully Replaces Oil-Based Mud to Drill Exploratory Well
in the Magellan Strait, Argentina, SPE/IADC 108213, Presentado en
78
SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition en Cairo,
Egypt, 22-24 Octubre.
Al-Arfaj, M., Amanullah, Md., Sultan, A.S, Hossain, E. and Adbulraheem, A.
(2014), “Chemical and Mechanical Aspects of Wellbore Stability in Lutita
Formations, SPE 171682, Presentado en Abu Dhabi International Petroleum
Exhibition and Conference en Abu Dhabi, UAE, 10-13 Noviembre.
Perez, J.N., Collareda, D., Martinez, R., Morales, A. and Poclin, H. (2014),
High-Performance Water-Based mud Provides Hole Stability in Micro-fractured
formations in Peruvian Blocks 56 and 88, Presentado en el VIII Ingepet en
Lima, Peru.
Wang, Q., Chen, Z., Ma, P. and Jiang, Y. (2013), Analysis of Effect Factor in
Lutita Wellbore Stability, ARMA 13-504, Presentado en 47th US Rock
Mechanics / Geomechanics Symposium en San Francisco, California, USA,
23-26 Junio.
79
CAPITULO XII: Anexos
12.1 Reportes diarios de Perforación 80
12.2 Caracterización y Prueba de Retorno de permeabilidad 91
12.3 Pruebas de laboratorio 104
12.4 Análisis de microscopia electrónica de barrido (SEM) 116
12.5 Hojas técnicas de los productos 126
80
1- Reportes diarios de Perforación
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31DR
Report No.: 23
Date Report: 22/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 84.00DFS: 23.00 días
SUPERVISOR: H GALLARDO / L NUNEZ ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 253,621.00 USD CUM. COST: 2,388,312.68 USD EXPENDITURE %: 48.33
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 2,787.00 m ACTUAL TVD: 2,672.28 m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 31/12/2013 NEXT BOP TEST: 15/01/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY CONTINUE PIPE HANDLER CALIBRATION TO OPERATE IN AUTOMATIC MODE -CONTINUE PIPE HANDLER CALIBRATION -MAST ALIGNMENT-P/U
AND M/U TESTER ASSY -RECOVER WEAR BUSHING- BOP STACK TEST-P/U AND MAKE UP BHA #6
24 HRS FORECAST RIH TO BOTTOM (TAG LC) – CIRCULATE THE HOLE – PERFORM CIT – DRILL OUT CEMENT/SHOE TRACK/CASING ACCESSORIES AND RAT HOLE
– DISPLACE INHIBITED MUD BY DRILL-IN CLEAR DRILL SYSTEM MUD – DRILLING 5M OF NEW FORMATION – PERFORM LOT – DRILLING 6” HOLE
SECTION AHE
00:00 TO 06:00 CALIBATE DIRECTIONAL WTF TOOL-RIH BHA#6 FROM SURFACE TO 507M
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 02:00 02:00 DRCRBL CONTINUE PIPE HANDLER CALIBRATION TO OPERATE IN AUTOMATIC MODE.INTER1 RIGREP
02:00 03:30 01:30 DRCRBL PERFORM MAST ALIGNMENTINTER1 RIGREP
03:30 06:00 02:30 NU/ND CHANGE OUT PIPE RAMS SIZES FROM 5" TO 2 7/8"-5" VARIABLE RAMSINTER1 BOP
06:00 07:00 01:00 NU/ND P/U AND M/U TESTER ASSY -RECOVER WEAR BUSHING.INTER1 BOP
07:00 15:00 08:00 TST BOP STACK TEST (R1)INTER1 BOP
15:00 16:00 01:00 TST SAFETY MEETING TO PICK UP AND MAKE UP DIRECTIONAL BHA #6PROD1 DRILL
16:00 18:00 02:00 TST P/U AND MAKE UP BHA #6: 6" PDC BIT+4-3/4" MSS+ 4-3/4" X 5 3/4" STRING STAB + 4-3/4"NMDC+4 3/4"
MWD+4-3/4 NMD TO 36M
PROD1 DRILL
18:00 18:30 00:30 TST LOAD MEMORY ON MWDPROD1 DRLDIR
18:30 19:30 01:00 TST PERFORM SHALOW TEST-MSS TEST - DOWNLINK TEST WITH 250GPM 950PSI OBSERVED ERRATIC
RPM TO SYNC THE TOOLS.
PROD1 DRLDIR
19:30 20:30 01:00 TST RE-START THE PROGRAM AND LOAD MEMORY ON MWD.PROD1 DRLDIR
20:30 22:30 02:00 TST PERFORM SHALOW TEST-MSS TEST - DOWNLINK TEST WITH 250GPM 950PSI OK.PROD1 DRLDIR
22:30 00:00 01:30 TST CONTINUE RIH BHA #6 FROM 36M TO 130M.
REMARKS:
R1: BOP STACK AND RIG SURFACE LINES PRESSURE TESTING AS FOLLOWING:
TEST #1 UPPER PIPE RAMS – INNER KILL LINE VALVE – INNER CHOKE VALVE – TIW VALVE WITH
500PSI BY 5MIN & 3000PSI BY 5MIN
TEST#2 UPPER PIPE RAMS – OUTER KILL LINE VALVE – HCR VALVE – LOWER KELLY COCK WITH
500PSI BY 5MIN & 3000PSI BY 5MIN.
TEST#3: UPPER PIPE RAMS, CHECK VALVE, CHOKE LINE, MASTER VALVES ON CHOKE MANIFOLD
WITH 500PSI BY 5MIN & 3000PSI BY 5MIN.
TEST#4 ANNULAR WITH 500PSI BY 5MIN & 1500PSI BY 5MIN.
TEST#5 BLIND RAMS WITH 500PSI BY 5MIN & 3000PSI BY 5MIN.
TEST#6 KELLY HOSE – 4” GATE VALVE OF STAND PIPE ON RIG FLOOR WITH 500PSI BY 5MIN &
3500PSI BY 5MIN.
TEST#7 STAND PIPE – 2 X 4” GATE VALVE BEHIND OF MUD PUMPS WITH 500PSI BY 5MIN & 3500PSI
BY 5MIN.
R2:BHA #6: 6" PDC BIT+4 3/4" MSS+ 4 3/4" X 5 3/4" STRING STAB +4 3/4" NMDC+4 3/4" MWD+4 3/4"
PBL+2X 4 3/4"DC+3 1/2" HWDP+4 3/4" JAR+ 15X3 1/2" HWDP.
PROD1 DRLDIR
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8-1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
BIT OPERATION
BIT Nº BHA Nº RUN SIZE CIA MODEL SERIAL Class ACT JETS TFA DEPTH(ft)&DATE IN DEPTH(ft)&DATE OUT I-O-D-L-B-G-O-R
22/01/20142,787.00 0.006 0.000
BHA
6 / / 216.45 m/0 tn 0 tn0 tnBHA Nº: STRING WT(UP/DOWN/ROT): TORQUE(ON/OFF)(lb/ft): LENGTH( m)
BHA Nº# BIT Nº COMPONENT TYPE JOINT Nº CONNECT TYPE TOP/BOT SERIAL ID(in) LENGTH( m) WEIGHT(ppf)OD(in)
Heavy Weight Drill Pipe 3.50 2.25 25.90NC 38 / 141.96( m)6
Hydraulic Jar 1 4.75 2.25 49.629.26( m)6
Heavy Weight Drill Pipe 1 3.50 2.25 9.59( m)6
Drill Collar 2 4.75 2.25 46.77NC 35 / 19.02( m)6
Drill Collar 1 4.75 2.81 39.153 1/2 IF / 1.50( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.75 38.753 1/2 IF / 9.40( m)6
MWD Tool 1 4.75 2.75 217.177 5/8 REG / 6.72( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.68 49.61NC 35 / 9.30( m)6
Integral Blade Stabilizer 1 4.75 2.31 101.004 1/2 H-90 / 1.78( m)6
Steerable Motor 1 4.75 2.31 43.603 1/2 IF / 7.69( m)6
23/01/2014
81
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 25
Date Report: 24/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 86.00DFS: 24.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 86,289.50 USD CUM. COST: 2,559,672.18 USD EXPENDITURE %: 51.79
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 2,866.00 m ACTUAL TVD: 2,742.95 m PROGRESS: 79.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY RIH BHA 6 F/ 2204M TO 2671M-WASH DOWN F/2671 TO 2735M-CIRCULATE-PERFORM CIT W/1500PSI BY 10MIN-DRILL OUT CEMENT, SHOE
TRACK AND RAT HOLE F/2735M TO 2787M-CHANGE OUT FLUID-DRILL F/2787M TO 2790M-CIRCULATE-FIT W/ 1500 PSI, ESTABILIZED
1270PSI-DRILL A 2866M
24 HRS FORECAST CONTINUE DRILL FROM 2866M TO 3220M
00:00 TO 06:00 CONTINUE DRILL FROM 2866M TO 2969M
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 04:00 04:00 BOTTOM CONTINUE RIH ASSY WITH 5" DP FROM 2204M TO 2671M AND WASH DOWN F/2671M TO 2735MPROD1 TRIP
04:00 05:00 01:00 CONMUD CIRCULATED W/250GPM/2400PSIPROD1 CIRC
05:00 05:30 00:30 SAFETY PERFOM SAFETY MEETING PREVIOUS CIT.PROD1 EH&S
05:30 06:30 01:00 CLNRIG CLEAN CELLAR AND ALIGN VALVES.PROD1 SPOP
06:30 07:00 00:30 FIT PERFORMED CIT W/1500 PSI BY 10 MIN, OK.PROD1 TEST
07:00 07:30 00:30 DRLCSG DRILL OUT CEMENT FROM 2735M TO 2740M, W/240GPM/2370PSI, 40 RPM, WOB=6 KLBS.PROD1 DRILL
07:30 08:00 00:30 DAILY RIG SERVICE TO SCR #1PROD1 RIGSER
08:00 13:30 05:30 DRLCSG DRILL OUT CEMENT, SHOE TRACK AND RAT HOLE FROM 2740M TO 2787MPROD1 DRILL
13:30 15:30 02:00 DISPL CHANGE & DISPLACE INHIBITED MUD BY DRILL-IN CLEAR DRILL SYSTEM MUD OF 10PPG
-CIRCULATE UNTIL HOMEGENEOUS SYSTEM.
PROD1 CIRC
15:30 16:00 00:30 DISPL CONTINUE DRILL FROM 2787M TO 2790M OF NEW FORMATION.PROD1 DRILL
16:00 17:00 01:00 DISPL CIRCULATED AT 2790MPROD1 CIRC
17:00 17:30 00:30 SAFETY SAFETY MEETING PREVIOUS FIT.PROD1 EH&S
17:30 18:00 00:30 FIT RIG UP BAKER PRESSURE LINES FOR FITPROD1 TEST
18:00 18:30 00:30 FIT PERFORM BAKER PRESSURE LINE TEST W/2300PSI AND FIT W/ 1500 PSI, ESTABILIZED AT 1270PSI
X 10 MIN, OK. (MW: 10PPG; EMW: 13.3PPG)
PROD1 TEST
18:30 19:00 00:30 FIT RIG DOWN BAKER PRESSURE LINE.PROD1 TEST
19:00 00:00 05:00 NEWHOL CONTINUE DRILL FROM 2790M TO 2866MPROD1 DRILL
COMMENTS
FOUND TOP VIVIAN AT 2799M.
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/2,866.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
13.29 1,500.002,674.97 m/2,790.00 mDepth (MD/TVD): Test Date: 24/01/20141.20AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
BIT OPERATION
BIT Nº BHA Nº RUN SIZE CIA MODEL SERIAL Class ACT JETS TFA DEPTH(ft)&DATE IN DEPTH(ft)&DATE OUT I-O-D-L-B-G-O-R
6.00(in)1 REED
HYCALOG
A188452 DR 22/01/20142,787.00 5x12N 0.006 0.552E5162
PROGRESSDEPTHBIT N° P.BIT(psi) HRS ROP CUM DEPTH CUM.ROPCUM HRSRPM(min/max) WOB(Min/Max)(tn) GPM PRESS(psi)
55 55 /79.00 m2,866.00 m 188.75 4.502 250.00 4.50 79.00 m4.54 tn 17.56 m/hs 17.56 m/hs 2,450.002.27 tn/
BHA
6 / 10 / 216.47 m/95 tn 78 tn73 tn 8BHA Nº: STRING WT(UP/DOWN/ROT): TORQUE(ON/OFF)(lb/ft): LENGTH( m)
BHA Nº# BIT Nº COMPONENT TYPE JOINT Nº CONNECT TYPE TOP/BOT SERIAL ID(in) LENGTH( m) WEIGHT(ppf)OD(in)
Heavy Weight Drill Pipe 15 3.50 2.25 25.30NC 38 / 141.96( m)6
Hydraulic Jar 1 4.75 2.25 37.509.28( m)6
Heavy Weight Drill Pipe 1 3.50 2.25 25.309.59( m)6
Drill Collar 2 4.75 2.25 49.60NC 35 / 19.02( m)6
Drill Collar 1 4.75 2.81 40.003 1/2 IF / 1.50( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.75 45.003 1/2 IF / 9.40( m)6
MWD Tool 1 4.75 2.75 45.007 5/8 REG / 6.72( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.68 45.00NC 35 / 9.30( m)6
Integral Blade Stabilizer 1 4.75 2.31 45.004 1/2 H-90 / 1.78( m)6
Steerable Motor 1 4.75 2.31 43.003 1/2 IF / 7.69( m)6
Polycrystalline Diamond Bit 1 6.00 36.00A188452 0.23( m)6 2
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.198POLYMER 56,00 18,00 24,00 0,20 9,50 600,00 100,00 3,80 1,0011.00/15.00/16.002,866.00 2.85120.00 / 120.00
25/01/2014
82
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 26
Date Report: 25/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 87.00DFS: 25.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 85,686.50 USD CUM. COST: 2,645,358.68 USD EXPENDITURE %: 53.53
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,118.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 252.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY DRILLING FROM 2866M TO 3118M-CIRCUALTE-WIPER TRIP F/3118M TO 2780M-CIA. PASON AND TGT LAB REPLACED SENSOR DEPTH IN MAST-
RIH F/ 2780M TO 3090M.
24 HRS FORECAST DRILLING AHEAD 6” HOLE TO +/-3220M – CIRCULATE – PERFORM WIPER TRIP – CIRCULATE - POH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY.
00:00 TO 06:00 WASH DOWN FROM 3090M TO 3118M. CONTINUE DRILL FROM 3118M TO 3159M
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 17:00 17:00 NEWHOL DRILLING 6” HOLE IN SLIDING AND ROTATING MODE FROM 2866M TO 3118M.
DRILLING PARAMETERS:
ROTATING: WOB 5-10 KLBS – TD RPM 55; DHM RPM 127 – TORQUE 8-11KLB-FT – FLOW RATE
250GPM/ PRESSURE 2480PSI, ROP AVG: 44.0M/HR
SLIDING: WOB 15 KLBS - DHM RPM 127 - FLOW RATE 250GPM / PRESSURE 2300PSI (7M).
PROD1 DRILL
17:00 18:00 01:00 CSG CIRCUALTE W/250GPM/2600PSI.PROD1 CIRC
18:00 20:00 02:00 WIPER WIPER TRIP F/3118M TO 2780M (R1)PROD1 TRIP
20:00 22:30 02:30 RIGMOD CIA. PASON AND TGT LAB REPALCED SENSOR DEPTH IN MAST.PROD1 SPOP
22:30 00:00 01:30 NEWHOL WIPER TRIP F/2780 TO 3090M.
R1: POH STRING, OBSERVE SIGNAL OF THE DIFFERENTIAL STICKING WHEN BHA PASS IN VIVIAN
FM.
LAST LITHOLOGY @ 3150M: 40% SANDSTONE & 60% SHALE .
LAST SURVEY @ 3125.14M: INC 24.49°, AZ 273.10
MAX PEAK OF GAS AT 3141M: 5561 PPM.
PROD1 DRILL
COMMENTS
FOUND TOP VIVIAN AT 2799M.
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,118.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
BIT OPERATION
BIT Nº BHA Nº RUN SIZE CIA MODEL SERIAL Class ACT JETS TFA DEPTH(ft)&DATE IN DEPTH(ft)&DATE OUT I-O-D-L-B-G-O-R
6.00(in)1 REED
HYCALOG
A188452 DR 22/01/20142,787.00 5x12N 0.006 0.552E5162
PROGRESSDEPTHBIT N° P.BIT(psi) HRS ROP CUM DEPTH CUM.ROPCUM HRSRPM(min/max) WOB(Min/Max)(tn) GPM PRESS(psi)
55 55 /252.00 m3,118.00 m 198.19 17.002 250.00 21.50 331.00 m36.32 tn 14.82 m/hs 15.40 m/hs 2,480.002.27 tn/
BHA
6 / 11 / 216.47 m/103 tn 79 tn75 tn 8BHA Nº: STRING WT(UP/DOWN/ROT): TORQUE(ON/OFF)(lb/ft): LENGTH( m)
BHA Nº# BIT Nº COMPONENT TYPE JOINT Nº CONNECT TYPE TOP/BOT SERIAL ID(in) LENGTH( m) WEIGHT(ppf)OD(in)
Heavy Weight Drill Pipe 15 3.50 2.25 25.30NC 38 / 141.96( m)6
Hydraulic Jar 1 4.75 2.25 37.509.28( m)6
Heavy Weight Drill Pipe 1 3.50 2.25 25.309.59( m)6
Drill Collar 2 4.75 2.25 49.60NC 35 / 19.02( m)6
Drill Collar 1 4.75 2.81 40.003 1/2 IF / 1.50( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.75 45.003 1/2 IF / 9.40( m)6
MWD Tool 1 4.75 2.75 45.007 5/8 REG / 6.72( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.68 45.00NC 35 / 9.30( m)6
Integral Blade Stabilizer 1 4.75 2.31 45.004 1/2 H-90 / 1.78( m)6
Steerable Motor 1 4.75 2.31 43.003 1/2 IF / 7.69( m)6
Polycrystalline Diamond Bit 1 6.00 36.00A188452 0.23( m)6 2
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.258POLYMER 54,00 19,00 28,00 0,50 10,60 1100,00 180,00 2,40 1,0011.00/14.00/16.003,118.00 5.71120.00 / 120.00
26/01/2014
83
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 27
Date Report: 26/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 88.00DFS: 26.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 86,955.50 USD CUM. COST: 2,732,314.18 USD EXPENDITURE %: 55.29
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 108.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY WASH DOWN FROM 3090M TO 3118M - DRILL FROM 3118M TO 3226M - CIRCUALTED - PERFORM WIPER TRIP F/3226M TO 2766 M & RIH F/2766 M
TO 3226M - CIRCULATED -SPOTTED 70 BLS OF LUBRICITY - POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY F/3226M TO 3158M.
24 HRS FORECAST POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY TO SURFACE - P/U & M/U COMPACT SHUTTLE SYSTEM AND RIH TO BOTTOM - LOGGING AND POOH TO
SURFACE & L/D THE SAME.
00:00 TO 06:00 POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY F/3158M TO 2163M.
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 01:00 01:00 BHCOND WASH DOWN FROM 3090M TO 3118M AS PREACUATION.PROD1 TRIP
01:00 08:30 07:30 NEWHOL CONTINUE DRILL FROM 3118M TO 3180MPROD1 DRILL
08:30 09:00 00:30 DAILY RIG SERVICEPROD1 RIGSER
09:00 09:15 00:15 SCRELEC ELECTRICAL EQUIPMENT FAILURE.PROD1 RIGREP
09:15 14:00 04:45 NEWHOL DRILLING 6” HOLE IN SLIDING AND ROTATING MODE FROM 3180M TO 3226M
DRILLING PARAMETERS:
ROTATING: WOB 5 KLBS – TD RPM 55; DHM RPM 127 – TORQUE 8-11KLB-FT – FLOW RATE 250GPM/
PRESSURE 2700PSI
SLIDING: WOB 5 KLBS - DHM RPM 127 - FLOW RATE 250GPM / PRESSURE 2750PSI (12M).
PROD1 DRILL
14:00 15:30 01:30 CONMUD CIRCUALTED W/250GPM/2280PSI.PROD1 CIRC
15:30 21:00 05:30 BHCOND PERFORM WIPER TRIP F/3226M TO 2766M & RIH F/2766 M TO 3199M AND RIH WASH DOWN F/3199M
TO 3226M, W/250GPM/2470PSI.
PROD1 TRIP
21:00 23:00 02:00 CONMUD PUMP 30BBL OF HI-VIS PILL AND CIRCULATE TO CLEAN HOLE.PROD1 CIRC
23:00 23:30 00:30 CONMUD SPOTTED 70 BLS OF LUBRICITY AND SEAL PILL TO COVER OPEN HOLE (R1)PROD1 CIRC
23:30 00:00 00:30 SURFACE POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY F/3226M TO 3158M.
REMARKS:
R1: 1% LUBE 622 + 4 PPB MAXSHIELD + 3 PPB FLC 2000 AND 10 PPB PERFLOW DIF.
LAST LITHOLOGY @ 3226M: 90% SANDSTONE & 10% SHALE .
LAST SURVEY @ 3205.25M: INC 22.13°, AZ 272.20
PROD1 TRIP
COMMENTS
FOUND TOP CETICO AT 3120M.
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
BIT OPERATION
BIT Nº BHA Nº RUN SIZE CIA MODEL SERIAL Class ACT JETS TFA DEPTH(ft)&DATE IN DEPTH(ft)&DATE OUT I-O-D-L-B-G-O-R
6.00(in)1 REED
HYCALOG
A188452 22/01/20142,787.00 5x12N 0.006 0.552E5162
BHA
6 / / 216.47 m/0 tn 0 tn0 tnBHA Nº: STRING WT(UP/DOWN/ROT): TORQUE(ON/OFF)(lb/ft): LENGTH( m)
BHA Nº# BIT Nº COMPONENT TYPE JOINT Nº CONNECT TYPE TOP/BOT SERIAL ID(in) LENGTH( m) WEIGHT(ppf)OD(in)
Heavy Weight Drill Pipe 15 3.50 2.25 25.30NC 38 / 141.96( m)6
Hydraulic Jar 1 4.75 2.25 37.509.28( m)6
Heavy Weight Drill Pipe 1 3.50 2.25 25.309.59( m)6
Drill Collar 2 4.75 2.25 49.60NC 35 / 19.02( m)6
Drill Collar 1 4.75 2.81 40.003 1/2 IF / 1.50( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.75 45.003 1/2 IF / 9.40( m)6
MWD Tool 1 4.75 2.75 45.007 5/8 REG / 6.72( m)6
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.68 45.00NC 35 / 9.30( m)6
Integral Blade Stabilizer 1 4.75 2.31 45.004 1/2 H-90 / 1.78( m)6
Steerable Motor 1 4.75 2.31 43.003 1/2 IF / 7.69( m)6
Polycrystalline Diamond Bit 1 6.00 36.00A188452 0.23( m)6 2
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 52,00 18,00 32,00 0,50 10,70 1100,00 160,00 2,30 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 5.71120.00 / 120.00
27/01/2014
84
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 28
Date Report: 27/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 89.00DFS: 27.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 85,727.00 USD CUM. COST: 2,818,041.18 USD EXPENDITURE %: 57.02
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY F/3158M TO 1930M--CHANGE OUT INSERT 5" TO 3 1/2" OF POWER TONG + SAVER SUB--POOH MOTARY
STEERABLE ASSEMBLY F/1930M TO 215M.
24 HRS FORECAST RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM TO BOTTOM - LOGGING AND POOH TO SURFACE & L/D THE SAME.
00:00 TO 06:00 CONT. L/D BHA: 2 x 4 ¾” DC + 3 ½” HWDP + 4 ¾” JAR + 15 x 3 ½” HWDP - P/U & M/U COMPACT SHUTTLE SYSTEM - PERFORM FLOW TEST A 54M,
W/41GPM/72PSI AND 126GPM/300PSI - RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 3 1/2" DP AT 73M.
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 07:30 07:30 SURFACE POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY F/3158M TO 1930M.PROD1 TRIP
07:30 09:30 02:00 SURFACE CHANGE OUT INSERT 5" TO 3 1/2" OF POWER TONG + SAVER SUB.PROD1 TRIP
09:30 00:00 14:30 SURFACE POOH MOTARY STEERABLE ASSEMBLY F/1930M TO 215M. L/D 6" PDC BIT + 4 ¾” MSS + 4 ¾” x 5 ¾”
STRING STAB + 4 ¾” NMDC + 4 ¾” MWD + 4 ¾” PBL.
PROD1 TRIP
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
BIT OPERATION
BIT Nº BHA Nº RUN SIZE CIA MODEL SERIAL Class ACT JETS TFA DEPTH(ft)&DATE IN DEPTH(ft)&DATE OUT I-O-D-L-B-G-O-R
6.00(in)1 REED
HYCALOG
A188452 22/01/20142,787.00 5x12N 0.006 0.552E5162
BHA
6 / / 216.47 m/0 tn 0 tn0 tnBHA Nº: STRING WT(UP/DOWN/ROT): TORQUE(ON/OFF)(lb/ft): LENGTH( m)
BHA Nº# BIT Nº COMPONENT TYPE JOINT Nº CONNECT TYPE TOP/BOT SERIAL ID(in) LENGTH( m) WEIGHT(ppf)OD(in)
Polycrystalline Diamond Bit 1 6.00 36.00A188452 0.23( m)6 2
Steerable Motor 1 4.75 2.31 43.003 1/2 IF / 7.69( m)6 2
Integral Blade Stabilizer 1 4.75 2.31 45.004 1/2 H-90 / 1.78( m)6 2
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.68 45.00NC 35 / 9.30( m)6 2
MWD Tool 1 4.75 2.75 45.007 5/8 REG / 6.72( m)6 2
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.75 45.003 1/2 IF / 9.40( m)6 2
Drill Collar 1 4.75 2.81 40.003 1/2 IF / 1.50( m)6 2
Drill Collar 2 4.75 2.25 49.60NC 35 / 19.02( m)6 2
Heavy Weight Drill Pipe 1 3.50 2.25 25.309.59( m)6 2
Hydraulic Jar 1 4.75 2.25 37.509.28( m)6 2
Heavy Weight Drill Pipe 15 3.50 2.25 25.30NC 38 / 141.96( m)6 2
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 54,00 18,00 33,00 0,50 10,70 1100,00 160,00 2,40 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 7.13120.00 / 120.00
FLUID MANAGEMENT (m3)
1.247,00
322.404,50
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
180.76 m3
180.76 m3
usd
usd
START:
END:
BUILT:
DUMP:
LOST IN SURFACE:
LOST IN SUBSURFACE:
DAILY MUD COST:
CUM MUD COST:
28/01/2014
85
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 29
Date Report: 28/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 90.00DFS: 28.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 83,922.50 USD CUM. COST: 2,904,963.68 USD EXPENDITURE %: 58.78
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY FINISH L/D BHA--PERFORM SAFETY MEETING--P/U, M/U & RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 3 1/2" DP F/ 73M TO 1915M--CHANGE OUT
INSERT 3 1/2" TO 5" OF POWER TONG + SAVER SUB--RIG SERVICE AND REPAIR POWER TONG--RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 5" DP F/
1915M TO 2371M.
24 HRS FORECAST MESSENGER DROP - LOGGING AND POOH TO SURFACE & L/D THE SAME.
00:00 TO 06:00 SEARCH DRIFT THAT FELL IN MOUSE HOLE. RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 5" DP F/2371M TO 3226M. POH F/3226M TO 3195M FOR
MESENGER DROP.
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 01:30 01:30 SURFACE CONT. L/D BHA: 2 x 4 ¾” DC + 3 ½” HWDP + 4 ¾” JAR + 15 x 3 ½” HWDPPROD1 TRIP
01:30 02:00 00:30 SAFETY PERFORMED SAFETY MEETING PREVIOUS R/U COMPACT SHUTTLE.PROD1 EH&S
02:00 19:30 17:30 SURFACE P/U & M/U COMPACT SHUTTLE SYSTEM. RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 3 1/2" DP F/ 73M TO
1915M (R1)
PROD1 TRIP
19:30 20:30 01:00 RIGMOD CHANGE OUT INSERT 3 1/2" TO 5" OF POWER TONG + SAVER SUB.PROD1 SPOP
20:30 21:00 00:30 RIGMOD RIG SERVICE OF POWER TONGPROD1 SPOP
21:00 21:30 00:30 DRCRBL RIG REPAIR OF POWER TONGPROD1 RIGREP
21:30 00:00 02:30 SURFACE RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 5" DP F/ 1915M TO 2371M (R2)
REMARKS
R1: PERFORM FLOW TEST:
AT 54M, W/41GPM/72PSI AND 126GPM/300PSI
AT 694M, W/45-89-126GPM/120-240-415PSI
AT 1208M, W/45-85-126GPM/180-315-520PSI
R2: PERFORM FLOW TEST:
AT 2006M, W/45-85-122GPM/262-428-721PSI
PASS DRIFT JOINT x JOIINT
PROD1 TRIP
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
BIT OPERATION
BIT Nº BHA Nº RUN SIZE CIA MODEL SERIAL Class ACT JETS TFA DEPTH(ft)&DATE IN DEPTH(ft)&DATE OUT I-O-D-L-B-G-O-R
6.00(in)1 REED
HYCALOG
A188452 22/01/20142,787.00 5x12N 0.00 28/01/2014 1-0-BT-N-X- I-WT-TD6 0.552E5162
BHA
6 / / 216.47 m/0 tn 0 tn0 tnBHA Nº: STRING WT(UP/DOWN/ROT): TORQUE(ON/OFF)(lb/ft): LENGTH( m)
BHA Nº# BIT Nº COMPONENT TYPE JOINT Nº CONNECT TYPE TOP/BOT SERIAL ID(in) LENGTH( m) WEIGHT(ppf)OD(in)
Polycrystalline Diamond Bit 1 6.00 36.00A188452 0.23( m)6 2
Steerable Motor 1 4.75 2.31 43.003 1/2 IF / 7.69( m)6 2
Integral Blade Stabilizer 1 4.75 2.31 45.004 1/2 H-90 / 1.78( m)6 2
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.68 45.00NC 35 / 9.30( m)6 2
MWD Tool 1 4.75 2.75 45.007 5/8 REG / 6.72( m)6 2
Non-Mag Drill Collar 1 4.75 2.75 45.003 1/2 IF / 9.40( m)6 2
Drill Collar 1 4.75 2.81 40.003 1/2 IF / 1.50( m)6 2
Drill Collar 2 4.75 2.25 49.60NC 35 / 19.02( m)6 2
Heavy Weight Drill Pipe 1 3.50 2.25 25.309.59( m)6 2
Hydraulic Jar 1 4.75 2.25 37.509.28( m)6 2
Heavy Weight Drill Pipe 15 3.50 2.25 25.30NC 38 / 141.96( m)6 2
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 54,00 18,00 33,00 0,50 10,70 1100,00 160,00 2,40 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 7.13120.00 / 120.00
29/01/2014
86
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 30
Date Report: 29/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 91.00DFS: 29.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 84,399.50 USD CUM. COST: 2,989,363.18 USD EXPENDITURE %: 60.49
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM F/2371M TO 3226M. POH F/3226M TO 3192M - DROP DART AND DISPLACE - POH LOGGING RESISTIVITY,
DENSITY, NEUTRON & GR FROM 3219M TO 2784M - POH LOGGING GR IN CASE HOLE FROM 2784M TO 1300M & F/1300M TO 985M.
24 HRS FORECAST POOH COMPACT SHUTTLE SYSTEM TO SURFACE & L/D THE SAME - RUN 5" LINER ASSY
00:00 TO 06:00 POOH COMPACT SHUTTLE SYSTEM F/985M TO 92M.
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 01:00 01:00 RIGMOD SEARCH DRIFT THAT FELL IN MOUSE HOLE.PROD1 SPOP
01:00 16:00 15:00 SURFACE RIH COMPACT SHUTTLE SYSTEM W/ 5" DP F/2371M TO 3226M. POH F/3226M TO 3192M - DROP DART
AND DISPLACE, OBSERVE DROP 100PSI – POH LOGGING RESISTIVITY, DENSITY, NEUTRON & GR
FROM 3219M TO 2784M (MAX SPEED 540M/HS) - POH LOGGING GR IN CASE HOLE FROM 2784M TO
1944M (MAX SPEED 900M/HS)
PROD1 TRIP
16:00 17:30 01:30 RIGMOD CHANGE OUT INSERT 5" TO 3 1/2" OF POWER TONG + SAVER SUB.PROD1 SPOP
17:30 00:00 06:30 SURFACE CONT. POH LOGGING GR IN CASE HOLE FROM 1944M TO 1300M (MAX SPEED 900M/HS) - POH
F/1300M TO 985M.
PROD1 TRIP
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 53,00 18,00 33,00 0,50 10,70 1100,00 160,00 2,40 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 7.13120.00 / 120.00
FLUID MANAGEMENT (m3)
0,00
322.404,50
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
180.76 m3
180.76 m3
usd
usd
START:
END:
BUILT:
DUMP:
LOST IN SURFACE:
LOST IN SUBSURFACE:
DAILY MUD COST:
CUM MUD COST:
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0 4 8 12 16 20 24 28 32
De
pth
( m
)
Depht Curve vs. Days
Days
Plan Real
FORMATION TOPS
FORMATION MD TOP ( m)
(Programmed)
MD TOP ( m)
(Actual)
CORRIENTES 0.00 m
MARAÑON 10.00 m
PEBAS 416.67 m
CHAMBIRA 988.12 m
2,412.00 mPOZO SHALE 1,241.81 m
2,506.00 mPOZO BASAL 2,413.52 m
2,539.00 mYAHUARANGO 2,501.21 m
2,798.00 mVIVIAN 2,525.57 m
2,942.00 mCHONTA 2,791.31 m
2,994.00 mPONA 2,940.04 m
3,047.00 mLUPUNA 2,988.29 m
3,120.00 mCETICO 3,041.91 m
AGUA CALIENTE 3,115.03 m
PUMP / HYDRAULICS
STROKE
(in):
LINER
(in):
N° MAKE / MODEL SPM OUTPUT
(gpm)
PRESSURE
(psi)
SURVEY
TVD ( m)TMD ( m) INCL(°) Azi(°) TOOLS
0.00 m 0.00 m
30/01/2014
87
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 31
Date Report: 30/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 92.00DFS: 30.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 85,002.50 USD CUM. COST: 3,074,293.68 USD EXPENDITURE %: 62.21
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY POOH COMPACT SHUTTLE SYSTEM F/985M TO SURFACE AND L/D SAME - RIH 5" LINER TO 1171M.
24 HRS FORECAST RIH 5” LINER ASSY TO 3223M – CIRCULATE – PERFORM SET LINER – PERFORM CEMENTING JOB - POOH STRING TO SURFACE.
00:00 TO 06:00 RIH 5" LINER ASSY F/1171M TO 1879M - CHANGE OUT INSERT 3 1/2" TO 5" OF POWER TONG + SAVER SUB - CONT. RIH 5" LINER FROM 1879M
TO 2072 WITH 5" DP
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 09:30 09:30 SURFACE POOH COMPACT SHUTTLE SYSTEM F/985M TO SURFACE - L/D COMPACT SHUTTLE SYSTEM.PROD1 TRIP
09:30 10:30 01:00 SURFACE P/U & M/U CEMENTING HEADPROD1 TRIP
10:30 11:30 01:00 SURFACE P/U & R/U WEATHERFORD TRS RUNNING TOOLSPROD1 TRIP
11:30 12:00 00:30 SURFACE PERFORM SAFETY MEETING TO RIH 5" LINER.PROD1 TRIP
12:00 17:00 05:00 SURFACE RIH 5" LINER TO 534M (AVG LINER RUN SPEED 18 JTS/HR) (R1)PROD1 TRIP
17:00 18:30 01:30 SURFACE P/U AND M/U 5"X 7" LINER HANGER ASSY ,OK + FILL TIE BACK EXTENSION WITH PALMIX.PROD1 TRIP
18:30 19:00 00:30 SURFACE R/D TRS EQUIPMENTPROD1 TRIP
19:00 19:30 00:30 SURFACE R/D LINKS + 3 1/2" ELEVATOR + INSTALL 3 1/2" NC50 x
6 5/8" REG SAVER SUB.
PROD1 TRIP
19:30 00:00 04:30 SURFACE RIH 5" LINER TO 543M. CIRCULATE WITH 118GPM/95PSI (R2). CONT RIH 5" LINER FROM 543M TO
685M WITH 3 1/2" HWDP AND FROM 685M TO 1171M WITH 3 1/2" DP (R3)
REMARKS
R1: PIP TAGS ON PIN OF CASINGS N° 13 AND 23
R2: TOOK PARAMETERS: WU=60; WD=60
R3: FILL EACH 15 JOINTS
PROD1 TRIP
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 53,00 19,00 34,00 0,50 10,60 1100,00 180,00 2,50 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 7.13120.00 / 120.00
FLUID MANAGEMENT (m3)
2.370,48
324.774,98
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
180.76 m3
180.76 m3
usd
usd
START:
END:
BUILT:
DUMP:
LOST IN SURFACE:
LOST IN SUBSURFACE:
DAILY MUD COST:
CUM MUD COST:
31/01/2014
88
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 32
Date Report: 31/01/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 93.00DFS: 31.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 83,585.00 USD CUM. COST: 3,157,878.68 USD EXPENDITURE %: 63.90
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY RIH 5" LINER ASSY F/1171M TO 3225M - SET LINER WITH 3500PSI - RELEASE SET BALL WITH 3700PSI - CIRCULATE WITH 200GPM 1800PSI.
24 HRS FORECAST CONT. PERFORM REVERSE CIRCULATION - POOH STRING TO SURFACE.
00:00 TO 06:00 CONT CIRCULATE –PERFORM CEMENTING JOB (NO DROP DART)-SET 5" LINER PACKER WITH 35KLBS OVER, OK-POH CEMENTING HEAD
ASSEMBLY AND 1 JOINT OF 5" DP–RIG UP FOSV AND SIDE ENTRY SUB AND CONNECT TO BAKER LINES – PERFORM REVERSE CIRCULATION
WITH 190GPM AND 995PSI
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 04:00 04:00 CSGRUN RIH 5" LINER ASSY F/1171M TO 1879M.PROD1 CSG
04:00 05:00 01:00 CSGRUN CHANGE OUT INSERT 3 1/2" TO 5" OF POWER TONG + SAVER SUBPROD1 CSG
05:00 13:00 08:00 CSGRUN CONT. RIH 5" LINER FROM 1879M TO 3225 WITH 5" DPPROD1 CSG
13:00 16:00 03:00 CSG CIRCULATE 5” LINER AT 3225M , WITH 223GPM 2100PSIPROD1 CIRC
16:00 17:00 01:00 CSG P/U & M/U BAKER CEMENTING HEAD AND CIRCULATE 5” LINER ASSY WITH 200GPM / 1700PSI.PROD1 CIRC
17:00 18:00 01:00 TOOLS R/U BAKER PUMPING LINES AND TESTED WITH 5000PSI BY 5MIN, OK.PROD1 TEST
18:00 23:30 05:30 SETL DROP 1 ½” BALL OBSERVE INCREASE PRESSURE, ATTEMPT TO SET LINER WITHOUT SUCCESS
(POSSIBLE BALL SET ON STRING) – WORK WITH PRESSURE TO ATTEMPT SET LINER WITH 3500PSI ,
OBSERVE DECREASE PRESSURE AND OBSERVE SET LINER – CONTINUE CIRCULATE WITH 100GPM
AND ARRIVE BALL TO SET, INCREASE PRESSURE TO 2800PSI, RELEASE SETTING TOOL & RELEASE
SET BALL WITH 3700PSI.
PROD1 CSG
23:30 23:30 00:00 CSGRUN CIRCULATE WITH 200GPM 1800PSIPROD1 CSG
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 53,00 19,00 34,00 0,50 10,60 1100,00 180,00 2,50 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 7.13120.00 / 120.00
FLUID MANAGEMENT (m3)
0,00
324.774,98
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
0.00 m3
180.76 m3
180.76 m3
usd
usd
START:
END:
BUILT:
DUMP:
LOST IN SURFACE:
LOST IN SUBSURFACE:
DAILY MUD COST:
CUM MUD COST:
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0 5 10 15 20 25 30 35
De
pth
( m
)
Depht Curve vs. Days
Days
Plan Real
FORMATION TOPS
FORMATION MD TOP ( m)
(Programmed)
MD TOP ( m)
(Actual)
CORRIENTES 0.00 m
MARAÑON 10.00 m
PEBAS 416.67 m
CHAMBIRA 988.12 m
2,412.00 mPOZO SHALE 1,241.81 m
2,506.00 mPOZO BASAL 2,413.52 m
2,539.00 mYAHUARANGO 2,501.21 m
2,798.00 mVIVIAN 2,525.57 m
2,942.00 mCHONTA 2,791.31 m
2,994.00 mPONA 2,940.04 m
3,047.00 mLUPUNA 2,988.29 m
3,120.00 mCETICO 3,041.91 m
AGUA CALIENTE 3,115.03 m
01/02/2014
89
PLUSPETROL NORTE S.A.
DAILY OPERATIONAL REPORT
WELL NAME: PLU 8-37 -CORR-31RE
Report No.: 33
Date Report: 01/02/2014
FIELD: CORRIENTES BLOCK: 8 RIG NAME: PETREX/5845
SPUD DATE: 08/11/2013
AFE No.: 32413073
DOL: 94.00DFS: 32.88 días
SUPERVISOR: HÉCTOR CUNEO / PEDRO SANTAMARÍA ENGINEER: ERNESTO ASCENCIOS GEOLOGIST: JHON SILVA
DAILY COST: 84,201.50 USD CUM. COST: 3,242,080.18 USD EXPENDITURE %: 65.60
TMD / TVD AUTH : 3,220.00 m / 3,220.00 m
COST AUTH: 4,942,000.00 USD
Ground [email protected] m
ACTUAL TMD: 3,226.00 m ACTUAL TVD: m PROGRESS: 0.00 m LAST BOP TEST: 22/01/2014 NEXT BOP TEST: 06/02/2014
EVENT TYPE: RE ENTRY
OBJECTIVE 2: OIL (CETICO)
OBJECTIVE: DEVELOPMENT
OPERATION SUMMARY
24 HRS SUMMARY CONT. CIRCULATE - PERFORM CEMENTING JOB - PERFORM REVERSE CIRCULATION - POOH F/2668M TO SURFACE AND L/D SETTING TOOL.
24 HRS FORECAST CONTINUE PERFORM BOP STACK TEST – P/U, M/U & RIH 8 ½” CLEAN OUT BHA TO 1390M – CIRCULATE - POH 8 ½” CLEAN OUT BHA TO
SURFACE.
00:00 TO 06:00 P/U CEMENTING HEAD, BREAK OUT PUP JOINT AND FOSV, L/D THE SAME - RECOVER WEAR BUSHING – P/U & M/U PLUG TESTER ASSY –
PERFORM BOP STACK TEST.
TIME SUMMARY
FROM TO HRS CODE SUBCODE DESCRIPTIONFASE
00:00 01:00 01:00 CIRC CONT. CIRCULATE WITH 170-200GPM / 1570- 1800PSIPROD1 CMTPRI
01:00 01:30 00:30 RIGMOD R/U BAKER PUMPING LINESPROD1 SPOP
01:30 02:00 00:30 SAFETY PERFORM SAFETY MEETING TO CEMENTING JOB + CONT. CIRCULATE.PROD1 EH&S
02:00 04:00 02:00 CMTING PERFORM CEMENTING JOB (R1)PROD1 CMTPRI
04:00 04:30 00:30 CMTING POH CEMENTING HEAD ASSEMBLY + 1 JOINT 5" DP + SET TOP PACKER W/30 KLBSPROD1 CMTPRI
04:30 05:00 00:30 RIGMOD RIG UP FOSV AND SIDE ENTRY SUB AND CONNECT TO BAKER LINESPROD1 SPOP
05:00 06:30 01:30 DISPL PERFORM REVERSE CIRCULATION WITH 190GPM / 995PSI AND CIRCUALTE.PROD1 CIRC
06:30 07:00 00:30 RIGMOD R/D BAKER PUMPING LINES.PROD1 SPOP
07:00 13:30 06:30 SURFACE POOH F/2668M TO 1879M.PROD1 TRIP
13:30 14:30 01:00 RIGMOD CHANGE OUT INSERT 5" TO 3 1/2" OF POWER TONG + SAVER SUB OF 6 5/8" REG BOX TO NC50 x 6
5/8" REG BOX TO NC 38 PIN.
PROD1 SPOP
14:30 16:00 01:30 SURFACE CONT. POOH F/1879M TO 1665M.PROD1 TRIP
16:00 16:30 00:30 SURFACE RIG SERVICE OF POWER TONG, TOP DRIVE + ROTARY TABLE STABILIZERSPROD1 TRIP
16:30 00:00 07:30 SURFACE CONT. POOH SETTING TOOL ASSY FROM 1665M TO SURFACE - L/D SETTING TOOL (R2)
FINISHED DRILLING EVENT
REMARKS:
(R1): PERFORM CEMENTING JOB AS FOLLOWING PUMPING SCHEDULE:
PUMP 100 BBL OF 10.1PPG RHEOLOGY LOW @ 5BPM WITH PETREX PUMP.
PUMP 50 BBL OF 8.4PPG MUD CLEAN - WASHER @ 4.5BPM WITH BAKER PUMP.
PUMP 40 BBL OF 12PPG ULTRAFLUSH -SAPACER @ 5BPM WITH PETREX PUMP.
PUMP 40BBL OF 16PPG TAIL SLURRY @ 4BPM WITH BAKER PUMP.
DISPLACEMENT:
PUMP 10BBL OF 12PPG SPACER @ 5BPM WITH BAKER PUMP.
PUMP 127BBL OF 10.1PPG MUD @ 5-4-2-1-0.5 BPM WITH BAKER PUMP.
FINAL PRESSURE 1230 PSI - BLEED OFF AND AND FLOW BACK 1BBL. FLOAT EQUIPMENTS, OK.
9 BBL OF CEMENT AND ALL PRE FLUSHES WERE RECOVERED ON NOV CONTINGENCY TANK.
R2: OBSERVE SETTING DOG SUB SCREWS SHEARED.
NOTABLE CASING DEPTHS:
5" FLOAT SHOE @ 3225M
5" INSERT FLOAT COLLAR @ 3213M
5" INSERT FLOAT COLLAR @ 3200.5M
5” INSERT LANDING COLLAR @ 3188.0M
5” LINER HANGER TOP @ 2692M
TOTAL 5" CASING 42 JOINTS.
PROD1 TRIP
COMMENTS
HOLE SECTION CASING / LINER
SECTION
NAME
START DATE END DATE HOLE SIZE DEPTH(TOP/BASE) ACTUAL (OD/#ft/Grade/Cplg) DEPTH(TOP/BASE) NEXT(OD) DEPTH(MD)
SECTION 9 5/8" 8.500(in) 0.00 m/1,483.00 m 9.625 / 40.00 / N-80 / EUE8RD 0.00 m / 1,473.00 m 2,782.00 m7.00(in)31/12/2013 04/01/2014
SECTION 8 1/2" 8.500(in) 1,483.00 m/2,787.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 1,393.00 m / 2,784.00 m 3,220.00 m5.00(in)06/01/2014 14/01/2014
SECTION 6" 6.000(in) 2,787.00 m/3,226.00 m 7.000 / 29.00 / N-80 / BTC 2,784.00 m / 2,784.00 m 3,200.00 m5.00(in)24/01/2014 01/02/2014
FIT/LOT
0.00 m/0.00 mDepth (MD/TVD): 0.00AMW(g/cc): Surface Press (psi): EMW(ppg):
FLUIDS(WATER BASED)
MUD TYPE MD( m) FV
(seq/qt)
PV(cp) YP
(lbs/10
0ft2)
FLine/
Rheology
Temp (ºF)
GELS (lbf/100
ft2)
%
Sand
% Tot.
Sol.
MBT
(kg/m3)
PH ml /
30min
FC
(32nd in)
CI-
(ppm)
CA+
(ppm)
DENSITY
(gr/cc)
1.234POLYMER 53,00 19,00 34,00 0,50 10,60 1100,00 180,00 2,50 1,0011.00/22.00/27.003,226.00 7.13120.00 / 120.00
02/02/2014
90
91
2- Caracterización de Reservorio y Prueba de
Retorno de Permeabilidad
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013 Rev: 0
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013) Informe: PERU PLUSPETROL NUCLEO CO-1008-D LAB 2013 – 20131129PRP1
LABORATORIO DRILLING & COMPLETION FLUIDS Informe de Resultados (Prueba de Retorno de Permeabilidad)
www.bakerhughes.com
Solicitado Por: Rony Martinez (Coordinador de Operaciones)
LABORATORIO DRILLING & COMPLETION FLUIDS Informe de Resultados (Prueba de Retorno de Permeabilidad)
92
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
ANTECEDENTES ...................................................................................................................................... 3
PROPOSITO .............................................................................................................................................. 3
DESCRIPCION DE LAS MUESTRAS ....................................................................................................... 3
PROCEDIMIENTO ..................................................................................................................................... 4
RESULTADOS .......................................................................................................................................... 1
CONCLUSIONES ...................................................................................................................................... 7
93
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
ANTECEDENTES
Los fluidos de perforación son el primer agente que ocasiona un daño a la formación, ya sea por la invasión de solidos o el filtrado del lodo, estos agentes invasores interactúan con la formación y los fluidos in-situ, generando una disminución en la permeabilidad en las zonas cercanas al pozo (zona lavada). Para la industria petrolera es de vital importancia un excelente diseño del fluido de perforación, con el fin de minimizar este daño y futuros gastos que ocasionaría una estimulación a un daño severo.
PROPOSITO
Como primera medida para determinar el daño generado a la formación por los fluidos de perforación, se realizara una caracterización petrofísica básica, que consiste en determinar la porosidad y permeabilidad absoluta del medio poroso mediante la utilización de salmuera de formación. Este proyecto consta de dos partes; la primera consiste en realizar una prueba de retorno de permeabilidad en un núcleo sintético con el fin de dar una idea del daño que ocasiona el fluido de perforación de interés en un medio poroso. Además proporciona la posibilidad de reformular el fluido de perforación antes de ponerlo en contacto con el plug del cliente y asi evitar un daño severo que pueda poner en riesgo la muestra de interés. La segunda parte consiste en realizar una prueba de retorno con el núcleo de la formación cético y cuantificar el daño que genera el lodo en dicha formación. (Protocolo tabla 1)
Se evaluara las propiedades del lodo formulado por Baker Hughes; filtrado API, HTHP, PPT, MBT, Contenido de solidos, cantidad de Cl- y Ca+
DESCRIPCION DE LAS MUESTRAS
Fluido de perforación hecho en el laboratorio de Baker Hughes base Cota con formulación en tabla 2 Muestras de Formación con dimensiones mostradas en tabla 3. Etapa 1
o Salmuera sintética con concentración de 2000 ppm de KCl.o Aceite mineral.
Etapa 2 o Salmuera de formación.o Crudo de formación.
94
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
PROCEDIMIENTO
Con el fin de determinar la porosidad del core, como primera medida se procede a medir propiedades físicas como longitud, diámetro y peso. Se procede a generar una condición de vacio en el medio poroso para luego saturar con salmuera de KCl y tomar su peso húmedo (se mide porosidad por diferencia de pesos).
La permeabilidad es medida mediante la utilización del equipo de retorno de permeabilidad presente en el laboratorio de Base Cota, dicha propiedad es medida con la inyección de salmuera y es calculada bajo condiciones de flujo estable por lo menos durante 5 volúmenes porosos inyectados (Vpi). La evaluación del daño a la formación por los fluidos de perforación es calculada siguiendo el protocolo descrito a continuación.
PROTOCOLO EXPERIMENTAL PRUEBAS DE RETORNO
ETAPA PROCEDIMIENTO JUSTIFICACION
1 Medida de propiedades físicas (Longitud, diámetro y peso seco) de la muestra
Medidas necesarias para el calculo de Porosidad y permeabilidad del medio poroso
2 Saturación del medio poroso con salmuera y medida del peso húmedo de la muestra
Se realiza con el fin de minimizar efectos capilares, además la medida del peso húmedo es necesaria para el calculo de Porosidad efectiva del medio poroso
3 Inyección de salmuera (sentido de producción) Medida de permeabilidad absoluta (Kabs)
4 Inyección de aceite (sentido de producción) Saturación del medio poroso y medida de permeabilidad efectiva al aceite (Ko)
95
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
5 Inyección de salmuera (sentido de producción) Medida de permeabilidad efectiva al agua, y toma del valor de aceite en Kw, necesaria para calcular la saturación residual de aceite (Sor)
6 Inyección de aceite (sentido de producción) Medida de permeabilidad efectiva al aceite base, y toma del valor de agua en Ko, necesaria para calcular la saturación residual de agua (Swr)
7 Inyección de lodo de perforación por la cara de la muestra (sentido de inyección)
Generación del cake y el daño a la formación por fluidos de perforación
8 Inyección de aceite (sentido de producción) Ruptura de cake y medida de permeabilidad efectiva al aceite después del daño, cuantificación del daño.
TABLA 1. Protocolo experimental prueba de retorno. FUENTE: Laboratorio de fluidos BHI Colombia.
Para la medida de las propiedades de los fluidos de perforación, se siguieron metodologías descritas en:
Norma API 13 B-1 Recommended Practice for Field Testing Water -based Drilling Fluids. Cuarta Edición. Marzo 2009. Manual de Laboratorio Baker Hughes Drilling Fluids, Revision 1. Agosto 2012. Fluids Facts Engineering Handbook Baker Hughes, Revision E. Abril 2010.
96
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
La tabla 2 muestran la formulación utilizada para la elaboración del fluido de perforación base agua solicitado por Pluspetrol.
Tabla 2. Formulación y propiedades del lodo de perforación con densidad: 10.2 lpg. Fuente: BHI Colombia, Laboratorio de fluidos Base Cota.
Lodo con densidad: 10.2 lpg
Product lb/bbl Water 248.31
MAX GUARD 2 MAX SHIELD 2.5 XANPLEX D 1
CAUSTIC SODA
0.1
PERMA-LOSE HT
3
MIL-PAC LV 2 SHALEPLEX 3 MIL-CARB 50 5 CaCO3 M 150 5
PERFLOW DIFF
15
FORMIATO DE SODIO
118.49
CaCO3 M 325 20 FLC-2000 3
Propiedades del lodo Lodo con densidad 10.2 lpg
Propiedades del lodo
Lodo con densidad 10.2 lpg
600 148 pH 10.8 300 95 Contenido de
Solidos 74% agua
26% solidos 200 77 MBT (lb/bbl) 2.5 100 60 CL- (mg/L) 820 6 17 Dureza
(mg/L) ----
3 13 Ca+ (mg/L) 192 PV (cP) @ 120 °F 53 PPT @ 300/ 1000 psi disco de 3
micrones
YP (lb/100ft2) @ 120 °F 41 Spurt loss 0 Geles (lb/100ft2) @ 120 °F 14/19/21 PPT (cc) 10
HTHP @ 300 F (cc) 8.2 Filtrado API (cc) 0.8
97
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
La prueba PPT se realizo en un disco de aloxita de 3 micrones el cual simula una condición de 400 mD de permeabilidad, se empleo este disco ya que comercialmente no se encuentra un tamaño inferior que me permitiese simular de mejor manera las condiciones de yacimiento presentes en el campo. La Tabla 4 y grafica 1 muestran los resultados obtenidos para el PPT.
TIEMPO (min)
Lodo con densidad: 10.2 lpg
1 0.4 5 1.5
7.5 2.0 10 2.2 15 2.8 20 2.9 25 3.5 30 5.0
PPT (cc) 10.00 Spurt Loss (cc) 0.0
Resultado prueba PPT. FUENTE: Laboratorio de fluidos Base Cota
Grafica 1. Resultado prueba PPT. FUENTE: Laboratorio de fluidos Base Cota
98
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
RESULTADOS
La tabla 3 corresponde a las propiedades físicas y petrofísicas de cada una de las muestras utilizadas. Las permeabilidades son medidas mediante la inyección de salmuera y calculadas mediante la ecuación de Darcy bajo un estado estable, la porosidad es tomada mediante el método gravimétrico.
Se realizó la caracterización del núcleo de formación, con el fin de escoger un núcleo sintético de Berea de similares características para evaluar el daño que genera en la formación el fluido de formación utilizado.
INFORMACION DEL NUCLEO DE FORMACION
1 2
Well CO-1008-D N/A
Core 2 sintetico
Formación Cetico Berea
Depth 3094.2 ft N/A
Longitud (cm) 4.281 3.426
Diámetro (cm) 2.462 2.262
Porosidad (%) 21 23.3
Permeabilidad (mD) 24.09 7.36
TABLA 3. Propiedades físicas del núcleo de Pluspetrol. Fuente BHI base Cota.
Para la prueba de retorno de permeabilidad se utilizaron dos núcleos, el primero un núcleo sintético de Berea y el segundo un Plug tomado del pozo corrientes de la empresa Pluspetrol las características de ambos plug están marcadas en la tabla 3.
99
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
Prueba de retorno de permeabilidad en núcleo sintético.
La grafica 2 corresponde al historial de la prueba, en esta se reporta la permeabilidad absoluta y las permeabilidades efectivas antes y después de generado un daño a la formación.
Grafica 2. Historial de la prueba de retorno de permeabilidad. FUENTE: Laboratorio de fluidos Base Cota
La tabla 4 corresponde a un resumen de los resultados obtenidos para cada etapa durante la prueba.
ETAPA PERMEABILIDAD (mD)
Permeabilidad absoluta 7.36 Permeabilidad efectiva al aceite base 2.73 Permeabilidad efectiva al agua base 0.76 Permeabilidad efectiva al aceite antes del daño 2.69 Permeabilidad efectiva al aceite después del daño 2.39
Después de inyectado el lodo de perforación y de realizar una inyección de aceite, con el fin de cuantificar la reducción en permeabilidad efectiva, se determina que el fluido de perforación, causo un daño del 11.15%.
100
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
Grafica 3. Cambios en presión durante la inyección de lodo. FUENTE: Laboratorio de fluidos Base Cota
La formación del cake se presentó durante un lapso de tiempo de 2 minutos.
101
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
Prueba de retorno de permeabilidad en núcleo C2 pozo Corrientes.
La grafica 4 corresponde al historial de la prueba, en esta se reporta la permeabilidad absoluta y las permeabilidades efectivas antes y después de generado un daño a la formación.
Grafica 4. Historial de la prueba de retorno de permeabilidad. FUENTE: Laboratorio de fluidos Base Cota
La tabla 5 corresponde a un resumen de los resultados obtenidos para cada etapa durante la prueba.
ETAPA PERMEABILIDAD (mD)
Permeabilidad absoluta 27.01 Permeabilidad efectiva al aceite base 16.67 Permeabilidad efectiva al agua base 11.81 Permeabilidad efectiva al aceite antes del daño 16.67 Permeabilidad efectiva al aceite después del daño 14.92 Permeabilidad efectiva al agua después del daño 11.81
Después de inyectado el lodo de perforación y de realizar una inyección de aceite, con el fin de cuantificar la reducción en permeabilidad efectiva, se determina que el fluido de perforación, causo un daño del 10.52%.
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INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-001
31-Ene-2013
PLUSPETROL/POZO CORRIENTES – Fecha (3/10/2013)
Grafica 5. Cambios en presión durante inyección de lodo. FUENTE: Laboratorio de fluidos Base Cota
La formación del cake se presentó durante un lapso de tiempo de 2 minutos.
CONCLUSIONES
El fluido de perforación (con formulación en tabla 2) presenta un buen rendimiento tanto en sus propiedades, como en las pruebas de retorno de permeabilidad.
RECOMENDACIONES
N/A
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3- Pruebas de laboratorio
INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-004
02-Septiembre-2013
LABORATORIO DRILLING & COMPLETION FLUIDS
Ensayos API
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www.bakerhughes.com
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INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-004
02-Septiembre-2013
PROPOSITO........................................................................................................................................3
DESCRIPCION DE LAS MUESTRAS ..................................................................................................3
PROCEDIMIENTO ...............................................................................................................................3
RESULTADOS.....................................................................................................................................4
CONCLUSIONES...............................................................................................................................13
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INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-004
02-Septiembre-2013
PROPOSITO
Determinar algunos parámetros reologicos y físico químicos de las formulaciones delos fluidos de perforación.
DESCRIPCION DE LAS MUESTRAS
Se realizaron los ensayos con los productos de Baker Hughes.
PROCEDIMIENTO
Los procedimientos de trabajos aplicados son soportados por las normas API.
FORMULACION
A continuación se presentan las 5 formulaciones evaluadas de lSistema Perflex &Cleardrill que pudieran ser empleado en la operación de Pluspetrol Norte en lasección de 6”.
Producto FLUIDO 1 FLUIDO 2 FLUIDO 3 FLUIDO 4 FLUIDO 5
XCD POLYMER 0.5 0.5 1 1 1MIL PAC LV 0.5 0.5 1.5 1.5 1.5
PERMALOSE HT 2 2 2 2 -BIOLOSE - - - -
MAX GUARD 2 2 2 2 2MAX SHIELD 1.5 1.5 2.5 2.5 2.5
SODA CAUSTICA 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75MAX PLEX 3 3 3 3 3PERFFLOW - - 10 10 10
CARBONATO 150 25 10 25 10 10CARBONATO 325 100 25 90 15 15MIL CARB 50 10 10 10 10 10
FORMIATO DE SODIO - 115 - 115 115
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02-Septiembre-2013
RESULTADOS
En la siguiente tabla se podrán observar los resultados de las pruebas.
PROPIEDADES FLUIDO 1 FLUIDO 2 FLUIDO 3 FLUIDO 4 FLUIDO 5
600 30 26 108 73 81300 19 16 79 46 50200 15 13 65 36 38100 10 9 47 25 246 3 2 16 14 123 2 1 14 12 11VP 11 10 29 27 31YP 8 6 50 19 1910' 2 1 14 12 11
10'' 3 2 17 14 14
API cc 6.3 5.2 3.3 3.2 2.5HTHP 20 14 11.6 11.2 10
PPT (#150-3-3) 23 21 16.1 0 0MW 10.2 10.2 10.2 10.2 10.2
SOLID/WATER/OIL 14/85/1 18/81/1 14/85/1 18/81/1 18/81/1
CLORUROS 800 750 800 750 750DUREZA CALCICA 100 160 100 160 160
PH 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5Conductividad 6.5 ms/cm 97.5 ms/cm 6.5 ms/cm 97.5 ms/cm 97.5 ms/cm
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Resultados Gráficos de los PPT: 109
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Resultados Gráficos prueba de PSD:
Formulación #1
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02-Septiembre-2013
Formulación #2112
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02-Septiembre-2013 Rev: 0 Página10 de13
Formulación #3 113
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02-Septiembre-2013
Formulación #4
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INFORME RESULTADOS ANALISIS DE LABORATORIO G-BDF-F-LAB-004
02-Septiembre-2013
OBSERVACIONES
Se respetó el tiempo de mezclado de los polímeros durante la elaboración de loslodos.
CONCLUSIONES
Ambos sistemas de fluidos presentan buen nivel de filtración y
sellamiento.
El sellamiento mejora con la inclusión del Perfflow en la formulación.
Para obtener menores valores reologicos es necesario trabajar con 1
lpb de goma xantica.
Los valores reologicos son mejores en el sistema Cleardrill debido a
tener más fase acuosa, es decir menos sólidos, en esta caso LGS
(CaCO3).
Si se deciden trabajar con el sistema Perflex densificado con CaCO3
se recomienda disminuir la concentración de la goma xantica para
evitar un YP elevado.
Debido al factor de salinidad se determina que el porcentaje de sólidos
en el sistema Cleardrill es menor al Perflex debido al uso del Formiato.
En el sistema Cleardrill el nivel de conductividad es mayor.
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4- Análisis de Microscopia electrónica de
Barrido (SEM)
Diseño y Estrategia de sello Corrientes
Reservorio Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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Diseño y Estrategia de sello Corrientes Reservorio
Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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Diseño y Estrategia de sello Corrientes Reservorio
Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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Análisis SEM Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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Análisis SEM Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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Análisis SEM Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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Análisis SEM Basado en Core CO1008 D / 3094,3 m
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ANEXOS. Imágenes SEM (Detalles en muestra M2)
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ANEXOS. Imágenes SEM (Detalles en muestra M2)
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5- Hojas técnicas de los productos principales.
© 2008 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Product DescriptionMAX-PLEX® is aluminum/sulfonated resin complex designed to impart borehole and cuttings stability when utilizing the PERFORMAXTM System, the 3rd generation high-performance water-based drilling fluid system.
Features and BenefitsMAX-PLEX may be used in fresh up to saturated salt water base mud systems for stabilizing shale and prevention of bit and bottom hole assembly balling. By helping prevent pore pressure transmission into shales, MAX-PLEX imparts stability to reactive formations. MAX-PLEX is a critical component of PERFORMAX where maximum borehole and cuttings stability is desired. The secondary function of MAX-PLEX is to reduce HPHT fluid loss without increasing viscosity. Temperature stability of this product is in excess of 300°F. MAX-PLEX is environmentally safe and can be discharged both on land and offshore.
Application & Recommended TreatmentThe recommended concentration of MAX-PLEX for cuttings and borehole stability is 4-8 lb/bbl (11.4-22.8 kg/m³). For maximum performance it is recommended that this material be pretreated in PERFORMAX before drilling reactive formations. If bentonite is used for viscosity or fluid loss control pre-hydration is recommended. XAN-PLEX® D is the recommended viscosifier and MIL-CARB® is the recommended bridging agent. Sea water should be treated to reduce hardness down to < 400 mg/l and that pH of PERFORMAX should be maintained above 10.5 when utilizing MAX-PLEX.
Typical Physical PropertiesAppearance Black powder
Specific Gravity 1.84 sg
pH, 2% Solution 9 - 11
Environmental InformationFor information concerning environmental regulations to Baker Hughes Drilling Fluids products, contact the Health, Safety, and Environmental Department.
ShippingTransportation of MAX-PLEX is not restricted by either international or USA regulatory agencies.
Safe Handling RecommendationUtilize normal precautions for employee protection when handling chemical products. It is recommended that gloves and safety glasses be worn for employee comfort and protection. Avoid unnecessary exposure to product. See Material Safety Data Sheet (MSDS) prior to use.
PackagingMAX-PLEX is packaged in 50 lb (22.7 kg) multiwall bags.
MAX-PLEX® Product Bulletin
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© 2007 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Product DescriptionMAX-SHIELDTM is a sealing polymer for use in PERFORMAXSM, Baker Hughes Drilling Fluids' 3rd generation high-performance water-based drilling fluid system. MAX-SHIELD reduces pore pressure transmission by sealing pore throats and micro fractures and effectively generating a semi-permeable membrane at the borehole interface. Because of its small particle size, MAX-SHIELD is also effective in reducing differential sticking and reducing mud losses across depleted sand sections by bridging pore throat openings.
Features and Benefits MAX-SHIELD is suitable for use at salinity levels ranging from freshwater to saturated salt. This product is designed to be used in combination with MAX-PLEX (aluminate & resin complex) for improved wellbore stability by reducing pore pressure transmission into the shale matrix. MAX-SHIELD mixes easily; therefore no special procedures or equipment is necessary for treatment. The temperature stability of this product is in excess of 300ºF.
Recommended Treatment The recommended concentration of MAX-SHIELD for improving borehole stability, preventing differential sticking and bridging depleted sands is 2-5% by volume. MAX-SHIELD can be added directly through the mud hopper. No pre-treatment steps are necessary, regardless of the make-up water.
Typical Physical PropertiesAppearance White liquid
Specific Gravity 1.05
Environmental Information For information concerning environmental regulations to Baker Hughes Drilling Fluids products, contact the Health, Safety, and Environmental Department.
Shipping Transportation of MAX-SHIELD is not restricted by either international or USA regulatory agencies.
Safe Handling Recommendations Utilize normal precautions for employee protection when handling chemical products. It is recommended that gloves and safety glasses be worn for employee comfort and protection. Avoid unnecessary exposure to product. See Material Safety Data Sheet (MSDS) prior to use.
PackagingMAX-SHIELD is packaged and available in 55 gal drums or as a bulk material.
MAX-SHIELDTMProduct Bulletin
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© 2008 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Product DescriptionMAX-GUARD®, a polyamine derivative, is the primary class hydration and swelling suppressant of the PERFORMAXSM
system. Clay and gumbo inhibition is achieved by limiting water absorption and providing improved cuttings integrity. MAX-GUARD effectively inhibits reactive clays and gumbo from hydrating and becoming plastic, which provides a secondary benefit of reducing the tendency for bit-balling. MAX-GUARD can be readily added to the mud system without effecting viscosity or filtration properties.
Feature and BenefitsMAX-GUARD provides superior inhibition of reactive clays and gumbo by suppressing hydration and swelling within the clay mineral platelets. MAX-GUARD reduces the swelling tendency of clays by preventing penetration and uptake of water in the clay lattice. The addition of MAX-GUARD while drilling reactive clays and gumbo will greatly aid in reducing dilution rates and will improve solids removal efficiency. MAX-GUARD is tolerant to common contaminants such as cement, CO2, crude oil and drill solids.
Application & Recommended TreatmentMAX-GUARD is a liquid clay hydration suppressant that provides superior clay inhibition and low dilution rates. The recommended concentration of MAX-GUARD is 2 - 3% by volume, and will vary based on hole size, rates-of-penetration and reactivity of the formation being drilled.
MAX-GUARD clay inhibitor concentrations should be monitored using the filtrate amine titration method. This procedure can be found in the PERFORMAX Operations Manual. MAX-GUARD will be consumed upon reaction with clays and gumbo, and additional inhibitor should be added via whole mud or neat product dilution to maintain appropriate product concentrations.
Cuttings integrity and MBT levels are additional indicators of MAX-GUARD concentration and both should be monitored along with the amine filtration test. Drilled cuttings should be firm and loss of integrity, combined with increased MBT levels, may be indicators of insufficient product concentrations.
Typical Physical Properties
Appearance amber liquid
Specific Gravity 1.07 - 1.09
pH, 2% Solution 6.8 - 7.2
Environmental InformationMAX-GUARD is suitable for use in both onshore and offshore drilling operations. For additional information concerning environmental regulations applicable to Baker Hughes Drilling Fluids products, contact the Health, Safety, and Environmental Department.
ShippingTransportation of MAX-GUARD is not restricted by either international or USA regulatory restricted by either international or USA regulatory dangerous goods for transport by land, inland waterways, sea or air.
Safe Handling RecommendationsUtilize normal precautions for employee protection when handling chemical products. Use of appropriate face shield, gloves and apron is recommended for employee comfort and protection. In areas of inadequate ventilation, a respirator is recommended. Please see MSDS prior to use.
PackagingMAX-GUARD is packaged in 55 gal (208 L) drum and bulk containers.
MAX-GUARD®
Product Bulletin
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© 2008 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Product DescriptionNEW-DRILL® is a liquid emulsion designed to provide shale stability, friction reduction, and viscosity in water-based drilling fluids. It is a high-molecular-weight, partially-hydrolyzed polyacrylamide (PHPA) dispersed in a mineral oil.
Features and BenefitsNEW-DRILL can be used as a borehole stabilizer to inhibit the disintegration and dispersion of hydratable and dispersible shales.
NEW-DRILL can be used as a selective flocculant in non-dispersed mud systems and will provide viscosity to aid in hole cleaning.
ApplicationNEW-DRILL can be used in freshwater, seawater, and sodium and potassium chloride brines.
NEW-DRILL can also be used to aid in the preparation of stable foams for foam drilling applications.
Recommended TreatmentNEW-DRILL is used in concentrations of 0.48 to 5.24 L/m3 (0.02 to 0.22 gal/bbl) of drilling fluid. A concentration of 2.38 L/m3 (0.1 gal/bbl) is normally recommended unless experience in the area indicates a lower or higher concentration is required.
Equivalent Concentrations of Liquid Polymer
L/m3 lb/bbl gal/100 bbl
0.07 25 2.8
1.33 50 5.6
2.00 75 8.4
2.62 100 11.0
4.05 150 17.0
NEW-DRILL may be added to the mud system through the mud hopper, the mud pump suction, or directly into the drillpipe during connections. If selective flocculation is desired, NEW-DRILL may be added directly to the flowline or areas of agitation in the working pits.
Typical Physical PropertiesAppearance opaque liquid
Flash point (ASTM D56) 93°C (200°F)
Pour point -28.9°C (-20°F)
Density at 17°C (60°F) 1.07 kg/m³ (8.9 lb/gal)
Environmental InformationNEW-DRILL has been evaluated in Baker Hughes Drilling Fluids' Bioassay Program. The United States Environmental Protection Agency's (US EPA) Drilling Fluids Toxicity Test resulted in minimal toxicity for 1.0 volume % of NEW-DRILL in a generic #7 mud system. US EPA Region IX (California) has approved the offshore discharge of up to 1.0 volume % of NEW-DRILL. For information concerning environmental regulations applicable to Baker Hughes Drilling Fluids products, contact the Health, Safety, and Environmental Department.
ShippingTransportation of NEW-DRILL is not restricted by either international or USA regulatory agencies.
Safe Handling RecommendationsUtilize normal precautions for employee protection when handling chemical products. Use of appropriate respirator, gloves, goggles, and apron is recommended for employee comfort and protection. Do not reuse empty containers. See Material Safety Data Sheet (MSDS) prior to use.
PackagingNEW-DRILL is packaged in 55 gal (208.2 liter) nonreturnable drums and 20 liter (5.3 gal) and 5 gal (18.9 liter) non-returnable pails.
NEW-DRILL®Product Bulletin
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© 2008 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Product DescriptionTERRA-RATETM is an anti-bit balling, rate of penetration (ROP) enhancer designed for onshore drilling applications using water-based fluid systems, specifically TERRA-MAX®, the high performance water-based mud system for onshore applications.
Features and BenefitsTERRA-RATE delivers improved ROP in water-based fluids. In addition, this additive is designed to reduce torque and drag, prevent bit balling and improve sliding and tool orientation in directional wellbores. Also, TERRA-RATE has demonstrated an ability to help control API filtration and reduce chemical additions.
TERRA-RATE extends the bearing life of motors by providing lubrication and preventing rotors and stators from being clogged by sticky shales.
ApplicationThe addition of TERRA-RATE to water-based drilling fluids increases ROP in medium to hard shales for land-based drilling applications. This is because TERRA-RATE facilitates cuttings removal by preventing balling below the drill bit and stabilizer.
Recommended TreatmentFor optimized results, TERRA-RATE may be used in combination with an agressive PDC bit (i.e. Hughes Christensen's Black IceTM
polished cutter bit). TERRA-RATE should also be used in conjunction with TERRA-TUBETM, the specialized injection system that optimizes TERRA-RATE's performance.
TERRA-RATE improves sliding and rotating while building angle and positioning tools in directional wellbores.
Typical Physical Properties
Appearance Clear liquid
Specific gravity 0.83
Flash Point >74°C(>166°F)
All initial treatment of 1% to 2% by volume should be made by injection into the circulating system. Additional material can be added up to 3-4% by volume depending on the ROP achieved, amount of shale encountered, type of mud system and the interval length. TERRA-TUBE should be continuously injected using the TERRA-TUBE, at an injection rate of 0.25 - 0.5 gallons per minute. Lab data shows increased performance of the product when it is continually injected while drilling.
Environmental InformationFor information concerning environmental regulations applicable to Baker Hughes Drilling Fluids products, contact the Health, Safety, and Environmental Department.
Safe Handling RecommendationsUtilize normal precautions for employee protection when handlingchemical products. Use of appropriate respirator, gloves, and apron is recommended for employee comfort and protection. See Material Safety Data Sheet (MSDS) prior to use.
PackagingTERRA-RATE is packaged in 55 gal. (208.2 liter) drums and 5 gallon pails.
TERRA-RATETMProduct Bulletin
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© 2007 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Product DescriptionMIL-LUBE® is a blend of organic surfactants and modified fatty acid compounds designed to reduce torque and drag in all types of water-based drilling fluids.
Features and BenefitsMIL-LUBE contains additives to provide both boundary- and extreme-pressure lubrication, making MIL-LUBE effective over a wide range of loading conditions.
The extreme pressure additives in MIL-LUBE form a lubricating film on metal surfaces that resists removal and continues to provide lubrication, even on dilution.
MIL-LUBE is extremely effective at reducing the sticking coefficient and minimizes differential sticking of the drillstring.
ApplicationMIL-LUBE is recommended for reducing torque and drag in any drilling fluid. MIL-LUBE is compatible with both freshwater and seawater muds and shows no tendency toward foaming, abnormal flow pro-perty changes, or "greasing out" on weighting material when used as recommended.
MIL-LUBE is most efficient at a pH below 9.5, and performs best at a pH of 9.0 or below. MIL-LUBE will resist high-temperature [over 149°C (300°F)] degradation and "greasing out" in the presence of hardness, when pH is controlled in this range.
Recommended TreatmentAdditions of 0.5 to 2% by volume of MIL-LUBE, through the hopper, should provide optimum friction reduction.
Typical Physical Properties
Appearance dark viscous liquid
Flash point (ASTM D56) >99°C (>210°F)
Pour point 0.6°C (33°F)
Specific gravity .95
Environmental InformationMIL-LUBE has been evaluated in Baker Hughes Drilling Fluids' Bioassay Program. The United States Environmental Protection Agency's (US EPA) Drilling Fluids Toxicity Test gave an LC50 of 232,000 ppm of the suspended particulate phase (SPP) for 2% volume of MIL-LUBE in a generic #7 mud system. For information concerning environmental regulations applicable to Baker Hughes Drilling Fluids' products, contact the Health, Safety, and Environmental Department.
ShippingTransportation of MIL-LUBE is not restricted by either international or USA regulatory agencies.
Safe Handling RecommendationsUtilize normal precautions for employee protection when handling chemical products. Avoid contact with eyes and skin. Do not store near open flames. Do not reuse containers. See Material Safety Data Sheet (MSDS) prior to use.
PackagingMIL-LUBE is packaged in 55 gal (208.2 liter) nonreturnable drums.
MIL-LUBE®Product Bulletin
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Guía para el manejo del FLC2000 y del LCP2000 Septiembre 2005 Pag. 1 de 10
DESCRIPCION DEL FLC2000
El aditivo FLC2000 es el componente primario de la línea de fluidos de perforación, terminación y reparación con bajo nivel de invasión de Impact.
El FLC2000 reduce considerablemente la invasión de fluido hacia la permeabilidad de la matriz y las microfracturas. Es una mezcla de polímeros celulósicos modificados y de sólidos orgánicos cuya superficie ha sido modificada para promover su funcionalidad. Además cuenta con aditivos para mejorar su rendimiento a alta temperatura y en presencia de ácido sulfídrico. Los pesos moleculares de los componentes poliméricos son bajos, lo cual permite una mezcla fácil sin un aumento considerablemente de viscosidad.
Mecanismo de Acción:
Tanto los polímeros de alto rendimiento, como los sólidos orgánicos se han modificado a fin de conseguir un un rango de solubilidad en el agua y en el aceite (ó sea, ellos cubren un rango de valores HLB). Cuando se añaden a un fluido a base de agua, algunos componentes se disuelven y se dispersan para proporcionar un control de filtrado similar al de muchos aditivos convencionales. Mientras que otras especies únicamente se solubilizan parcialmente debido a sus propiedades oleofílicas; las cuáles se reúnen entre los agregados deformables que le dan al FLC2000 fluido ó espaciador sus características de baja invasión y de un bajo daño a la formación.
Análisis de su tamaño de partículas indica que los agregados varían entre unos cuantos micrones hasta casi 1000 micrones de diámetro (el d50 es alrededor de 60 micrones, el d10 es de 9 micrones y el d90 340 micrones). Estos agregados proporcionan el control de invasión excelente que se obtiene con FLC2000: a medida que el fluido trata de entrar en los poros de la roca o en una micro fractura a causa de la presión de sobrebalance, rápidamente se forma una capa de muy baja permeabilidad que contiene los agregados y reduce considerablemente cualquier invasión posterior de fluido ó de sólidos. La masa que compone esa capa es deformable, por lo que, a medida que la presión aumenta, se comprimen más y la permeabilidad de la barrera se reduce adicionalmente; lo cual explica porqué la tasa de filtración de los fluidos con FLC2000 no depende de la presión.
En algún sentido, los agregados en un fluido con FLC2000 actúan como las gotas de agua en un fluido de emulsión inversa. Las cuales se concentran en el revoque donde aportan una contribución significativa al control de filtrado eficiente que se observa en esos sistemas. La diferencia mayor, y el beneficio, de aquéllos agregados es que son más deformables y cubren un rango más amplio de tamaño de partícula; por lo que son mejor como agentes de sello y son eficientes a través de un rango mucho más amplio de tamaño de poro y de permeabilidades.
Un beneficio importante es que, al formar una barrera de muy baja permeabilidad, el aditivo FLC2000 también cuenta con la habilidad de proteger formaciones débiles frente a transmisión de presión y fracturamiento.
Uso del FLC2000 en fluidos de Perforación, Reparación y Completamiento:
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Guía para el manejo del FLC2000 y del LCP2000 Septiembre 2005 Pag. 2 de 10
Debido al rango de solubilidades en agua y aceite que ofrece la mezcla de polímeros FLC2000, el aditivo trabaja bien tanto en fluidos a base de aceite sintético como diesel y a base de agua; en fluidos a base de hidrocarburo, los componentes solubles en ese medio se disuelven en vez de formar agregados mientras que los entes solubles en agua, cumplen con ese función –al revés del papel que juegan en el fluido a base de agua-.
La barrera de muy baja permeabilidad que forma el aditivo FLC2000 es mucho más eficiente para prevenir la invasión de fluido que los aditivos convencionales, por lo cual se reduce considerablemente el impacto negativo sobre la formación, el riesgo de aprisionamiento por presión diferencial y (a base de controlar el drenaje hacia las microfracturas en lutitas) también aminora ciertos tipos de inestabilidad de agujero. Esa barrera también aumenta efectivamente el gradiente de fractura, con lo que se amplía la ventana para perforar con seguridad, al permitir aumentar la densidad del fluido en el pozo sin inducir pérdidas.
La limpieza de la capa protectora en aplicaciones en el yacimiento es sencilla porque los agregados sólo existen cuando existe una concentración superior a la concentración crítica de FLC 2000 en el fluido. Por lo tanto, cuando la barrera está en contacto con un fluido de lavado ó una salmuera de completamiento que carece de FLC2000, ó cuando entra en contacto con el fluido de formación a medida que el pozo se pone a producir, la capa simplemente se dispersa y se limpia con el fluido del pozo.
La concentración efectiva del FLC2000 en un fluido de perforación, terminación y reparación radica entre 3 y 8 lpb. (8.6 y 22.8 kg/m3). Dentro de este rango, la óptima va a depender de las propiedades del fluido base y de la permeabilidad de las formaciones que se perforan (es decir, se necesitan concentraciones más altas para proteger formaciones muy permeables y para proporcionar buen control de invasión en fluidos con contenido de sólidos bajo). La concentración óptima de FLC2000 se determina tanto en el laboratorio como en el campo utilizando una prueba simple que mide la invasión en un lecho de arena.
El FLC2000 se puede utilizar como un nuevo sistema de fluido o se puede agregar a un sistema ya mezclado en el campo.
¿Cuales son las principales aplicaciones para el FLC2000?
Un fluido con una concentración efectiva de FLC2000 proporcionará un control excelente de la invasión de fluido a través de una amplia gama de permeabilidades y en formaciones microfracturadas. Sin embargo, no va a prevenir pérdidas de fluido en fracturas grandes, ó en cavernas (para estas aplicaciones el tratamiento con píldora para pérdidas LCP2000 de Impact es lo que se recomienda).
Aunque es un opción excelente para casi cualquier permeabilidad de formación, los fluidos de baja-invasión con FLC2000 tienen un desempeño mucho mejor que los convencionales en formaciones de alta permeabilidad, en rocas microfracturadas naturalmente y en formaciones débiles con tendencia a fracturas inducidas.
Un fluido con FLC2000 va a exhibir un sello excelente aún con paquetes de arena muy gruesos con permeabilidades superiores a las 50 Darcies – sin embargo, este mismo fluido también va a sellar formaciones mucho más apretadas, lo cual demuestra su flexibilidad. Lo cual contrasta con un fluido con sólidos para puenteo (ejemplo CaCO3) que para tener el
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