UNIVERSIDADCENTRAL DEL ECUADOR · vi INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR En mi carácter de Tutor de...
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UNIVERSIDADCENTRAL DEL ECUADOR FACULTADDE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOSY AMBIENTAL CARRERA DEINGENIERÍAEN PETRÓLEOS PORTADA “ANÁLISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE CRUDOS PESADOS DEL CAMPO PUNGARAYACU” Autora Sandra Lucia Valencia Godoy [email protected] TesisdeGradoparaoptarpor elTítuloProfesionalde INGENIERAPETROLERA Tutor: Ing. Néstor Valdospinos [email protected] Quito DM., Septiembre2014
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UNIVERSIDADCENTRAL DEL ECUADOR
FACULTADDE INGENIERÍA
EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOSY AMBIENTAL CARRERA
DEINGENIERÍAEN PETRÓLEOS
PORTADA
“ANÁLISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE
CRUDOS PESADOS DEL CAMPO PUNGARAYACU”
Autora
Sandra Lucia Valencia Godoy
TesisdeGradoparaoptarpor elTítuloProfesionalde
INGENIERAPETROLERA
Tutor: Ing. Néstor Valdospinos [email protected]
Quito DM., Septiembre2014
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Autora
Autora: Valencia Godoy Sandra Lucia
Año: 2014
Título: “Análisis de Parámetros de Perforación para Pozos de Crudos pesados del Campo Pungarayacu”- Facultad de Ingenieria en Geologia, Minas, Petroleos y Ambiental – UCE. Quito DM: 187pg
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AGRADECIMIENTO
Quiero agradecer, en primer lugar a Dios, quien me ha conservado con vida, salud y
sobre todo, que me haya guiado y cuidado hasta el día de hoy.
También quiero demostrar mi más sincero agradecimiento A MIS PADRES, MI
ESPOSO Y A MIS HIJOS, porque gracias a su cariño, guía y apoyo he llegado a
realizar uno de los anhelos más grandes de la vida, fruto del inmenso amor y
confianza que en mí se depositó; he logrado terminar mis estudios profesionales.
Además, al término de esta etapa de mi vida, quiero expresar un profundo
agradecimiento a quienes con su ayuda y apoyo me alentaron a lograr esta hermosa
realidad, en especial a los Ingenieros de los Laboratorios de Petroecuador San
Rafael, sobre todo amigos de la Universidad Central de la FIGEMPA Escuela de
Petróleos: Ing. Julio Granja, Ing. Néstor Valdospinos, Victoria Pilla e Ing. Fernando
Reyes por su gestión, apoyo y guía permitieron la realización de este proyecto.
Agradezco especialmente a los miembros del Tribunal de mi Tesis por compartir sus
conocimientos, tiempo, ayuda y dedicación con un gentil espíritu de servicio, en la
conducción de la elaboración del presente trabajo
Agradezco a la Compañía IVANHOE ENERGY ECUADOR, por los beneficios
brindados por medio de su auspicio.
Sandra Valencia
iii
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DEDICATORIA
A mis padres, Atahualpa y Carmita, a quienes me han heredado el tesoro más
valioso que puede darse a un hijo, la educación. A quienes sin escatimar esfuerzo
alguno, han sacrificado gran parte de su vida para formarme y educarme. A quienes
la ilusión de su vida ha sido convertirme en persona de provecho.
A mis hijos Antony y Rihanna dedico la presente por su cariño e inmenso apoyo y
comprensión, al lograr esta hermosa realidad, y diciéndoles que con esfuerzo y lucha
diaria se pueden conseguir y alcanzar las metas que nos proponemos ante la vida y
demostrando así lo capaces que podemos ser.
A mi amiga de la universidad, por su amistad brindada durante mi vida estudiantil.
A Héctor como un testimonio de amor al significar la inspiración, apoyo,
comprensión y cariño, durante estos años juntos y más felices de mi vida, que gracias
a él he podido conocer y sobre todo alcanzar mis metas, además por ser parte muy
esencial para mi formación Profesional.
Sandra Valencia
iv
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AUTORIZACIÓN DEL AUTOR
Yo, SANDRA LUCIA VALENCIA GODOY, en calidad de autor de la tesis realizada sobre: “ANÁLISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE CRUDOS PESADOS DEL CAMPO PUNGARAYACU”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación. Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6 ,8 ,19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento. Quito, a 25 de septiembre del 2014
________________________ FIRMA C.C. 0401581970
v
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INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi carácter de Tutor de Grado, presentado por la señora SANDRA LUCIA VALENCIA GODOY, para optar el Título o Grado de INGENIERO DE PETROLEOS cuyo título es“ANÁLISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE CRUDOS PESADOS DEL CAMPO PUNGARAYACU”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe En la ciudad de Quito a los 25 días del mes de septiembre del 20124
f__________________________
Ing. Néstor Valdospinos Cisneros TUTOR DE TESIS
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INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por: Ing. Néstor Valdospinos, Ing. Nelson Suquilanda, Ing. Marco Guerra. DECLARAN: Que la presente tesis denominada:“ANÁLISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE CRUDOS PESADOS DEL CAMPO PUNGARAYACU” , ha sido elaborada íntegramente por la señora SANDRA LUCIA VALENCIA GODOY, egresada de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, ha sido revisada y verificada, dando fe de la originalidad del presente trabajo. Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa Oral. En la ciudad de Quito a los 25 días del mes de septiembre del 2014
f__________________________
Ing. Néstor Valdospinos Cisneros TUTOR DE TESIS
f________________ f_____________________
Ing. Nelson Suquilanda Ing. Marco Guerra ASESOR DE TESIS ASESOR DE TESIS
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SIGLAS YABREVIATURAS
API..…………………………… American Petroleum Institute
BCP …………………………... Bomba de cavidad progresiva
BHA …………………………… Ensamblaje o equipo de fondo
BHP …………………………… Presión de fondo
BHT ………………………….... Temperatura de fondo
BOP …………………………… Válvula impide reventones
CCT ……………………………. Tuberìa Continua Concéntrica
WOB …………………………… Peso sobre la broca
ROP ……………………………. Rata de Penetración
RPM ……………………………. Velocidad de Rotación
Cgl ……………………………… Conglomerado
Cht ……………………………… Chert
It ………………………………… Lutita
Im ……………………………….. Limolita
Cc ……………………………….. Caliza
as…………………………………. Ácido clorhídrico
gpm ……………………………… Galones por minuto
HSI ……………………………….. Fuerza de Impacto
TFA ………………………………. Área Total de Flujo
KOP ……………………………Punto de Arranque de la sección desviada
TVD ……………………………….. Profundidad Vertical Verdadera
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ix
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PORTADA ................................................................................................................................ i
AUTORA ................................................................................................................................. ii
AGRADECIMIENTO ............................................................................................................ iii
DEDICATORIA ..................................................................................................................... iv
AUTORIZACIÓN DEL AUTOR ............................................................................................ v
INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR ...................................................................... vi
INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL .............................................................. vii
SIGLAS YABREVIATURAS .............................................................................................. viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................................. ix
ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................................... xiii
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................... xv
RESUMEN DOCUMENTAL............................................................................................... xvi
ABSTRACT ........................................................................................................................ xviii
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 1
GENERALIDADES ................................................................................................................ 1
CAPITULO I ........................................................................................................................... 2
1. PLANTEAMIENTODEL PROBLEMA .......................................................................... 2
1.1. FORMULACIÓN DELPROBLEMA .......................................................................... 2
1.2. ENUNCIADODEL TEMA .......................................................................................... 2
1.3. DESCRIPCIÓN DELPROBLEMA ............................................................................. 2
1.4. OBJETIVOS ................................................................................................................ 3
1.4.1. GENERAL .................................................................................................................. 3
1.4.2. ESPECÍFICOS ............................................................................................................ 3
1.5 JUSTIFICACIÓN ......................................................................................................... 4
CAPITULO II .......................................................................................................................... 5
2. MARCOTEÓRICO .......................................................................................................... 5
2.1. MARCOINSTITUCIONAL ....................................................................................... 5
2.2. MARCOLEGAL .......................................................................................................... 5
2.3. MARCOÉTICO ........................................................................................................... 6
2.4. MARCODE REFERENCIA CIENTÍFICA ................................................................. 6
2.4.1. ANTECEDENTES ..................................................................................................... 6
ix
x
2.4.2 Ubicación Geográfica ................................................................................................. 7
2.4.2.1 Localización .............................................................................................................. 7
2.4.3 Estudio de zonas con presencia de hidrocarburos ............................................... 10
2.4.3.1 Formación Misahuallí (Jurásico Superior) ......................................................... 10
2.4.3.2 Formación Napo (Albiano Superior – Coniaciano). ......................................... 11
2.4.3.2.1 La caliza C ........................................................................................................... 12
2.4.3.2.2 Secuencia Genética Caliza C-Caliza B. ........................................................... 12
2.4.3.2.3 Secuencia Genética B-Caliza A. ....................................................................... 13
2.4.3.2.4 Secuencia Genética A-M2. ................................................................................ 14
2.4.3.2.5 Napo Superior. .................................................................................................... 15
2.4.3.3 Formación Hollín (Albiano Inferior a Albiano Superior) ................................ 15
2.4.3.3.1 Hollín Inferior...................................................................................................... 15
2.4.3.3.2 Hollín Media ........................................................................................................ 16
2.4.3.3.3 Hollín Superior .................................................................................................... 17
2.5 Características Del Yacimiento Y Fluido ................................................................... 18
2.5.1 Características Litológicas Arena Hollín .............................................................. 18
2.5.2 Reservas ...................................................................................................................... 20
2.5.2.1 Clasificación de Reservas ..................................................................................... 20
2.5.2.1.1 Reservas Posibles ................................................................................................ 20
2.5.2.1.2 Reservas Probadas .............................................................................................. 20
2.5.2.1.3 Reservas Probables ............................................................................................. 20
2.5.2.1.4 Reservas Primarias.............................................................................................. 21
2.5.2.1.5 Reservas Secundarias ......................................................................................... 21
2.5.2.1.6 Reservas Mejoradas ............................................................................................ 21
2.5.2.2 Cálculo de Reservas ............................................................................................... 21
1.4.2.2.1 Cálculo del Petróleo in Situ ............................................................................... 21
2.5.2.2.2 Cálculo de Reservas Existentes ........................................................................ 25
CAPITULO III ....................................................................................................................... 27
3. PROPIEDADES DE LOS CRUDOS PESADOS DEL CAMPO PUNGARAYACU ...... 28
3.1 Clasificación de los crudos ......................................................................................... 28
3.2 Propiedades físico-químicas del crudo de Pungarayacu ........................................... 29
3.2.1 Densidad ..................................................................................................................... 29
3.2.2 Grado API ................................................................................................................... 30
3.2.3 Viscosidad .................................................................................................................. 31
x
xi
3.2.4 Punto de Inflamación ................................................................................................ 32
3.2.5 Calor específico ......................................................................................................... 32
3.2.6 Composición del crudo ............................................................................................. 33
3.2.7 Contenido de azufre .................................................................................................. 33
3.2.8 Sulfuros metálicos ..................................................................................................... 34
3.2.9 Contenido de hidrocarburos ..................................................................................... 34
3.2.10 Contenido de sedimentos e impurezas ................................................................. 34
3.2.11 Humedad .................................................................................................................. 34
3.3 Propiedades térmicas de los fluidos ............................................................................ 34
3.3.1 Reología de los fluidos ............................................................................................. 34
3.3.2 Viscosidad del petróleo ............................................................................................ 37
3.3.2.1 Ecuación de Andrade ............................................................................................. 37
3.3.2.2 Técnica de un solo punto .................................................................................... 38
3.3.2.3 Carta ASTM de viscosidad-temperatura .......................................................... 38
3.3.3 Viscosidad de mezcla liquida agua-petróleo ......................................................... 40
3.4 Emulsiones .................................................................................................................. 42
3.4.1 Proceso de emulsificación ........................................................................................ 44
3.4.2 Mecanismos de formación de emulsiones ............................................................. 46
3.5 Efecto del gas en solución sobre la viscosidad del petróleo ....................................... 46
3.6 Densidad del petróleo ................................................................................................. 48
3.7. Propiedades Del Crudo En El Campo Pungarayacu .................................................. 48
CAPITULO 4 ......................................................................................................................... 50
4. ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN POZOS IP-15 E IP-5B ...... 50
4.1 Antecedentes ............................................................................................................... 50
4.1.1 Pozos IP-15 ................................................................................................................ 50
4.1.1.1 Coordenadas Superficiales del Pozo IP-15 ......................................................... 50
4.1.1.2 Marcadores geológicos .......................................................................................... 51
4.1.1.3 Presión del reservorio temperatura y peligros .................................................... 52
4.1.1.4 Extracción convencional de núcleos ................................................................... 52
4.1.1.5 Arenas petrolíferas previstas ................................................................................ 53
4.1.1.6 Equipo BOP ............................................................................................................ 53
4.1.1.7 Programa de Casing ............................................................................................... 54
4.1.1.8 Programa de Registro de Lodos (todos los registros estarán en pies) .......... 54
4.1.1.9 Programa de registros eléctricos (todos los registros estarán en pies).......... 54
xi
xii
4.1.1.10 Programa de Pruebas de Formación a Hueco Abierto .................................... 55
4.1.1.11 Sumarios de perforación del pozo IP-15........................................................... 55
4.1.1.12 Resumen del programa de lodos ........................................................................ 65
4.1.1.13 Diseño mínimo del casing y resumen de la cementación ............................... 65
4.1.1.14 Problemas potenciales del hueco ....................................................................... 65
4.1.1.15 Programa de perforación ..................................................................................... 66
4.1.1.16 Control de pozo .................................................................................................... 66
4.1.1.17 Tubería de revestimiento y cementación .......................................................... 66
4.1.1.18 Programa de completación ................................................................................. 68
4.1.2.1 Coordenadas Superficiales del Pozo IP-5b ......................................................... 70
4.1.2.2 Marcadores geológicos ......................................................................................... 71
4.1.2.3 Presión del Reservorio, Temperatura y Peligros ............................................... 71
4.1.2.4 Extracción convencional de núcleos .................................................................. 71
4.1.2.5 Arenas con petróleo previstas ............................................................................... 74
4.1.2.6 Pruebas Anticipadas ............................................................................................... 74
4.1.2.7 Equipo BOP ............................................................................................................ 74
4.1.2.8 Programa de Casing ............................................................................................... 74
4.1.2.9 Programa de Registro de Lodos ........................................................................... 74
4.1.2.10 Programa de Registros Eléctricos ...................................................................... 75
4.1.2.11 Programa de Pruebas de la Formación en el Hueco Abierto ......................... 75
4.1.2.12 Programa de Perforación ..................................................................................... 76
4.1.2.13 Control del Pozo ................................................................................................... 77
4.1.2.14 Sumarios de perforación del pozo IP-5b........................................................... 78
4.1.2.15 Fluidos de Perforación ........................................................................................ 88
4.1.2.16 Brocas e Hidráulica ............................................................................................ 92
4.1.2.17 B.H.A. Recomendado .......................................................................................... 92
4.1.2.18 Entubamiento y Cementación. ........................................................................... 93
4.1.2.19 Resumen programa de cementación ................................................................ 101
CAPITULO V ...................................................................................................................... 103
5. SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD OCUPACIONAL y CONT. AMBIENTAL .... 103
5.1 Plan de manejo ambiental ......................................................................................... 103
5.1.1 Objetivos del plan de manejo ambiental .............................................................. 103
5.1.2 Estructura del plan de manejo ambiental ............................................................. 103
5.1.2.1 Plan de prevención de impactos ......................................................................... 104
xii
xiii
5.1.2.2 Plan de contingencia ............................................................................................ 105
5.1.2.3 Plan de capacitación ............................................................................................ 109
5.1.2.4 Plan de salud ocupacional y seguridad industrial ............................................ 109
5.1.2.5 Plan de manejo de desechos ............................................................................... 111
CAPITULO VI..................................................................................................................... 113
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 113
6.1 Conclusiones ............................................................................................................. 113
6.2 Recomendaciones ..................................................................................................... 116
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y WEBGRAFIA. ................................................... 117
Bibliografía consultada ........................................................................................................ 117
Bibliografía citada ................................................................................................................ 118
Web grafía ............................................................................................................................ 118
Glosario ................................................................................................................................ 119
ANEXOS ............................................................................................................................. 121
xiii
xiv
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura: 1. Ubicación del Campo Pungarayacu .................................................................. 8
Figura: 2. Mapa Estructural del Campo Pungarayacu ..................................................... 9
Figura: 3. Columna Estratigráfica del Campo Pungarayacu ......................................... 10
Figura: 4. Sección Sísmica O-E al sur del Campo Pungarayacu .................................. 11
Figura: 5. Corte Estratigráfico I (N-S), entre P4 y P16 del Campo Pungarayacu ..... 12
Figura: 6. Corte Estratigráfico II (E-O), entre P2 y P5 del Campo Pungarayacu ...... 13
Figura: 7. Corte Estratigráfico III (E-O), entre P2 y P5 del Campo Pungarayacu ..... 14
Figura: 8. Corte Estratigráfico IV (E-O), entre P27 y P15 del Campo Pungarayacu 14
Figura: 9. Columna Tipo Campo Pungarayacu ............................................................... 17
Figura: 10. Corte Estratigráfico I (N-S), arena Hollín miembro Inferior .................... 18
Figura: 11. Corte Estratigráfico I (N-S), arena Hollín miembro medio ...................... 19
Figura: 12. Flujo Laminar ................................................................................................. 35
Figura: 13. Comportamiento de algunos fluidos............................................................. 36
Figura: 14. Flujo Turbulento ............................................................................................ 36
Figura: 15. Correlación generalizada de viscosidad - temperatura ............................. 39
Figura: 16. Viscosidad de Petróleos libres de gas vs. Temperatura. ........................... 41
Figura: 17. Formación de la Emulsión ........................................................................... 42
Figura: 18. Fibras varicosas con deformacionesde magnitud λ > 2πθ ....................... 44
Figura: 19. Deformación de Microesferas ..................................................................... 45
Figura: 20. Viscosidad del Petróleo crudo saturado de gas a Temperatura y Presión 47
del yacimiento ...................................................................................................................... 47
Figura: 21. Columna Estratigráfica pozo IP-15 .............................................................. 51
Figura: 22. Diagrama de registro core 1, 2, 3 .................................................................. 52
Figura: 23. Diagrama de registro core 4, 5, y 6............................................................... 53
Figura: 24. Diagrama del pozo IP-15 .............................................................................. 55
Figura: 25. Curva estimada de perforación...................................................................... 56
Figura: 26. Curva real de perforación .............................................................................. 63
Figura: 27. Diagrama de registro core 1........................................................................... 72
Figura: 28. Diagrama de registro core 2, 3 4 ................................................................... 73
Figura: 29. Diagrama del pozo IP-5b .............................................................................. 78
Figura: 30. Curva estimada de perforación...................................................................... 79
Figura 31. Curva de perforación actual ............................................................................ 87
xiv
xv
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla: 1. Clasificación Química (U.S Bureau of Mines) ............................................... 28
Tabla: 2. Clasificación basada en la destilación atmosférica ........................................ 28
Tabla: 3. Clasificación general de los crudos .................................................................. 29
Tabla 4: Características Físico – Químicas Del Crudo .................................................. 49
Tabla: 5. Marcadores geológicos del pozo IP-15 ........................................................... 51
Tabla: 6. Tabla de activos .................................................................................................. 68
Tabla: 7. Marcadores geológicos ...................................................................................... 71
Tabla: 8. Propiedades iníciales .......................................................................................... 89
Tabla: 9. Propiedades Finales ............................................................................................ 89
Tabla: 10. Volumen estimado requerido .......................................................................... 89
Tabla: 11. Materiales estimados ........................................................................................ 90
Tabla 12. Propiedades Iníciales ......................................................................................... 90
Tabla: 13. Propiedades finales ........................................................................................... 91
Tabla: 14. Volumen estimado requerido .......................................................................... 91
Tabla: 15. Materiales estimados ........................................................................................ 91
Tabla: 16. Cuadro de brocas .............................................................................................. 92
Tabla: 17. BHA para hueco 13 ¾ " ................................................................................... 92
Tabla: 18. BHA para hueco de 9 7/8 ................................................................................ 93
Tabla: 19. Diseño lechada de cola .................................................................................... 95
Tabla: 20. Mediciones reometricas ................................................................................... 95
Tablas: 21. Diseño zonelock A y Diseño zonelock B .................................................... 97
Tabla: 22. Diseño mudpush II ........................................................................................... 98
Tabla: 23. Diseño cemnet mudpush II.............................................................................. 99
Tabla: 24. Nuevo 13.0 LC D174 diseño ........................................................................ 100
Tabla: 25. Listado de material de contingencia ............................................................ 108
Tabla: 26. Normas INEN obligatorias ............................................................................ 109
Tabla: 27. Limites permisibles para la descarga de aguas negras y grises ................ 112
xv
xvi
UNIVERSIDADCENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DEINGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,PETRÓLEOSY
AMBIENTAL
CARRERADE INGENIERÍA AMBIENTAL
“Análisis de Parámetros de Perforación para Pozos de Crudos pesados
del Campo Pungarayacu”- Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,
Petróleos y Ambiental – UCE.
Autora: Sandra Valencia G.Tutor:Néstor Valdospinos
RESUMEN DOCUMENTAL
Tesis sobre ingeniería de perforación aplicada en pozos someros de crudos pesados.
El objetivo fundamental es realizar el análisis de los parámetros de perforación de los pozos
del Campo Pungarayacu, a través del uso de herramientas de perforación para pozos
exploratorios o de evaluación. Problemas identificados: pérdida de herramientas de
perforación, formación deleznable, mayor tiempo de operación y baja productividad de
petróleo por recuperación primaria.
La hipótesis dice: Aplicación de la perforación vertical se utilizó en dos pozos del Campo
Pungarayacu como el IP- 15 y el 5B, para realizar el análisis de los parámetros de
Perforación como curva de perforación, diagrama de los pozos , fluidos de perforación,
Ensamblajes de fondo de pozo corridos, Brocas, extracción de núcleos y Registro Geológico;
para yacimientos someros de crudos pesados del Campo Pungarayacu ha proporcionado
hasta el momento nueva información geológica y la acumulación del crudo “in situ” que
tiene un estimado de 4500 millones de barriles de petróleo muy pesado y viscoso de ocho
grados API, estos datos se obtiene mediante la extracción de núcleos .
Con estudios referenciales sobre: descripción, historia, ubicación geográfica, características
geológicas, geología y estructura del Campo y características del reservorio.
Marco teórico: perforación vertical y tipos de pozos, plan general de perforación;
herramientas de perforación: motores de fondo, sección de poder, sección de transmisión,
xvi
xvii
sección de balineras, sistema rotacional orientado, eje conductor, alojamiento resistente a la
rotación y unidad de poder.
Marco metodológico: diseño y programa de perforación de los pozos verticales.
La solución de los problemas que se presentan durante la perforación, permite alcanzar la
disminución de costos y una alta eficiencia en el proceso de construcción del pozo.
Se logra mediante el análisis de los pozos ejecutados, detectar y enmendar errores técnicos
y minimizar riesgos.
DESCRIPTORES: <PERFORACIÓN VERTICAL - HERRAMIENTAS>
<POZOS - TIPOS>
<PERFORACIÓN -PLAN>
<HERRAMIENTAS - PARÁMETROS>
<CAMPO PUNGARAYACU - PERFORACIÓN VERTICAL>
CATEGORIAS TEMATICAS: <CP-INGENIERIA DE PETRÓLEOS>
<CP-INGENIERIA DE PERFORACIÓN>
<CS-PERFORACIÓN VERTICAL>
xvii
xviii
ABSTRACT
Thesis on engineering vertical perforationapplied in shallow wells of raw(unripe) weighed.
The main objective is to carry out the analysis of the parameters of the drilling of the
Pungarayacu field, throughout the use of tools for exploratory wells drilling or evaluation.
Problems identified: loss of tools drilling, slippery training and greater time of operation and
low productivity of oil per primary recovery.
The hypothesissays:Application ofvertical drillingwas used in twofield
wellsPungarayacuasIP-15 and 5B,for the
analysisofdrillingparametersanddrillingcurvediagramof wells, drilling fluids,
Assembliesstraightwellbackground, bits, coringandGeological Record; for shallowheavy
crude depositsPungarayacuFieldso farhas providednew geologicalinformationand
accumulationof oil"in situ"which hasan estimated4.5 billionbarrels ofheavy andviscouseight
degreeAPIoil,these data wereobtainedcoringmeans.
Theoretical framework: vertical drilling and types of wells, drilling plan; drilling tools:
engines of background, section of power, transmission section, section bearing, rotational
system oriented, drive shaft, housing resistant to rotation and power unit.
Methodological framework: design and the vertical drilling program.
The solution of the problems that occur during the drilling, allows to achieve low costs and
high efficiency in the process of construction of the well.
This is accomplishedby analyzingthe wellsexecutedtechniciansfind and repairerrors
andminimizing risk
DESCRIPTORES: <PERFORACIÓN VERTICAL - HERRAMIENTAS>
<POZOS - TIPOS>
<PERFORACIÓN -PLAN>
<HERRAMIENTAS - PARÁMETROS>
<CAMPO PUNGARAYACU - PERFORACIÓN VERTICAL>
CATEGORÍASTEMÁTICAS: <CP-INGENIERÍA DE PETRÓLEOS>
<CP-INGENIERÍA DE PERFORACIÓN>
<CS-PERFORACIÓN VERTICAL>
xviii
1
INTRODUCCIÓN
GENERALIDADES
El principal objetivo de esta tesis es realizar el estudio de los parámetros de perforación y la
caracterización litológica del campo, con el propósito de optimizarel tiempo y costos en posteriores
perforaciones de pozos someros en el campo Pungarayacu en el Oriente Ecuatoriano.
Con la información existente de la perforación de pozos se procederá a establecer rangos óptimos.
La comparación entre pozos perforados, permitirá identificar los principales problemas presentados
durante la perforación, y la caracterización litológica de los pozos aledaños ayudará a identificar las
posibles causas de problemas, lo mismo que nos permite plantear soluciones.
En adición, dicha comparación se realizará mediante el análisis de los reportes finales de la
operación de perforación, y la sistematización de la información mediante la elaboración de
cuadros y matrices de problemas. La caracterización litológica se realizara mediante el análisis de
registros de control litológico de cada pozo y la elaboración de columnas litológicas para cada
pozo. La realización de las actividades mencionadas anteriormente permitirá la elaboración de
modelos de perforación óptimos.
La presente tesis de investigación es analítica, puesto que analiza los parámetros y daños que se
presentan en la perforación, es prospectivo porque los resultados sirven para establecer un rango
óptimo de operación, y es transversal porque analiza los datos en un solo momento, obtenidos de
un trabajo de recopilación durante tres meses.
Finalmente, se realizará la evaluación de la perforación para justificar la ejecución del proyecto.
2
CAPITULO I
1. PLANTEAMIENTODEL PROBLEMA 1.1. FORMULACIÓN DELPROBLEMA
Las empresas petroleras, tanto nacionales como privadas, tienen como objetivo, producir la
mayor cantidad de reservas bajo la aplicación de las mejores prácticas técnicas -económicas
existentes y respetando sobre todo el medio ambiente; es por ello, que hasta la fecha, la
explotación petrolera en el país constituye una de las principales fuentes de ingresos
económicos.
El objetivo principal de todo proyecto es su ejecución de la perforación y su rentabilidad, lo
cual está asociado muy estrechamente a los costos que se generen en la obtención de
resultados, por ello es necesario buscar la manera más óptima de cómo asumir el reto de
ejecución de los proyectos y que este sea rentable a través del tiempo, por ello se plantea en la
perforación de pozos como una alternativa viable para la obtención de un mayor factor de
recobro de hidrocarburos en el Campo Pungarayacu.
La perforación vertical es una de las técnicas más utilizadas y que amerita tecnologías para su
ejecución en la extracción de crudo pesado
Con el propósito de aportar valiosa información y experiencias de perforaciones ya realizadas
al conocimiento y optimizar recursos, se plantea la siguiente interrogante:
¿Se puede mejorar la perforación de pozos verticales a futuro del Campo Pungarayacu para crudos pesados realizando un análisis de los parámetros de perforación como: programa de operaciones de perforación, curva de perforación, diagrama de los pozos , Tiempos perdidos y no productivos , fluidos de perforación, Ensamblajes de fondo de pozo corridos, Brocas, Extracción de núcleos y registro geológico; mediante un adecuado estudio de las potencialidades de los yacimientos, para pozos que se encuentran en una fase de exploración o evaluación IP-15 y 5B?
1.2. ENUNCIADODEL TEMA
“Análisis de Parámetros de Perforación para Pozos de Crudos pesados del Campo
Pungarayacu”- Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental – UCE.
1.3. DESCRIPCIÓN DELPROBLEMA
Con la intención de plantear una respuesta al problema planteado se establecen las siguientes
hipótesis:
3
Un adecuado estudio de todos los parámetros como: programa de operaciones de perforación,
curva de perforación, diagrama de los pozos , Tiempos perdidos y no productivos , fluidos de
perforación, Ensamblajes de fondo de pozo corridos, Brocas, Extracción de núcleos y registro
geológico que intervienen en la perforación permitirá el diseño del estado mecánico del pozo,
de los fluidos de perforación, de la eficiencia de las brocas y la cual deberá ser realizada en
conjunto con la información proporcionada por los registros eléctricos ya obtenidos y los
núcleos tomados.
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. GENERAL
Realizar un estudio de los parámetros que intervienen en la perforación de pozos verticales
en el campo Pungarayacu y dar solución a problemas eventuales.
1.4.2. ESPECÍFICOS
• Describir la geología, estratigrafía y ambientes de depositación para identificar las zonas
porosas y permeables del Campo Pungarayacu.
• Determinar el diseño de perforación adecuado, aplicado para pozos del Campo
Pungarayacu.
• Describir un método, características y principios básicos que se utilizan en la Perforación
vertical.
• Determinar los problemas de perforación de los pozos del área.
• Indicar la mejor alternativa para la perforación de los pozos, sección vertical.
• Proponer y recomendar prácticas de perforación vertical que minimicen o eliminen los
problemas operativos y peligros potenciales.
• Ejecutar un programa de perforación.
4
1.5 JUSTIFICACIÓN
Este trabajo pretende encontrar los mejores diseños y características en la perforación de
pozos verticales para el Campo Pungarayacu, operado y administrado por la Operadora,
compañía Ivanhoe Energy Ecuador; dicha mejora se enfoca en el análisis, describir los
parámetros y diseños de perforación.
La factibilidad del proyecto, radica en seleccionar adecuadamente los parámetros de
perforación a ser utilizados. La factibilidad, en relación a los costos, no sería un inconveniente,
ya que este es un trabajo de investigación que para ser aplicado, tendría que ser analizado
nuevamente por la empresa.
5
CAPITULO II
2. MARCOTEÓRICO
2.1. MARCOINSTITUCIONAL
� Misión
Mantener y maximizar la ejecución de sus proyectos con especial atención al ambiente y comunidades, cumpliendo con los mejores estándares técnicos, coordinando y manteniendo una estrecha relación con el estado y sus entidades de control .
� Visión de conjunto
El equipo de gestión de IvanhoeEnergy cuenta con décadas de experiencia en la negociación, desarrollo y producción de petróleo pesado y gas en Canadá, Estados Unidos, América del Sur, China, Sudeste de Asia, Oriente Medio y África del Norte.
2.2. MARCOLEGAL
El primer proyecto de IvanhoeEnergy Ecuador (IEE) en Ecuador es el desarrollo del Bloque 20, llamado el Proyecto Pungarayacu que contiene crudo pesado, descubierto hace aproximadamente 30 años.
El Proyecto Pungarayacu tiene las mayores acumulaciones de crudo pesado del país por lo que
forma parte de los “Proyectos Estratégicos del Ecuador”. IEE aplicará tecnología propia y
patentada denominada HTL en el desarrollo del Campo Pungarayacu, esta tecnología convierte
el crudo pesado en crudo liviano.
6
2.3. MARCOÉTICO
El presente estudio respeta las normas legales, permisos y autorizaciones necesarias para el
manejo de la información, políticas de la empresa, y el compromiso de confidencialidad
mantenido con la institución comprometida en la investigación, así como, el respeto a los
derechos de autor de estudios similares y los diferentes textos, papers y paginas web utilizados.
Además el desarrollo del proyecto se realizará con integridad, honestidad y gratitud por parte
del investigador.
2.4. MARCODE REFERENCIA CIENTÍFICA
2.4.1. ANTECEDENTES
Los primeros trabajos en forma general del Campo Pungarayacu, fueron realizados por parte
de las compañías Shell y Texaco en el año 1948.
A partir de 1974-1975 se estudia el campo de manera más detallada, cuando se realiza el
reconocimiento geológico regional del área del Puerto Napo –Tena, efectuado por CEPE,
utilizando fotogeología acompañada de estudios de campo. Como consecuencia de este
reconocimiento se elaboró un mapa geológico con escala 1:100.000, en el cual se ubicaron
los indicios superficiales de petróleo pesado y asfalto y las estructuras detectadas.
Entre 1979-1981, se realizaron estudios de semidetalle en un área de 500Km², escogida en
base a la información anterior. En estos trabajos se incluye la perforación de 14 pozos,
resultando todos positivos y que sirvieron para estudiar la estructura del área y obtener los
parámetros petrofísicos que faciliten el cálculo de las reservas.
Así en el año de 1982 se presentó el INFORME DEL ÁREA NORTE DEL CAMPO
PUNGARAYACU, En este año también se presentaron los informes PUNGARAYACU
FIELD, realizado por técnicos alemanes, basados exclusivamente en los análisis de los
testigos de perforación y “Heavy Oil Potential Pungarayacu Field” elaborado por una
comisión conjunta entre CEPE y PETRO-CANADA.
A partir de 1982, la escuela de Ingeniería Química perteneciente a la Facultad de Ingeniería
de la Universidad Central de Ecuador, realizó una serie de estudios para la caracterización de
los petróleos pesados del Campo Pungarayacu.
7
Core Laboratories Inc. (CORE LAB), en 1983 presento el informe del análisis de muestras
pertenecientes a los pozos 1 a 15, para caracterizar el crudo, tendiente a la evaluación del
potencial hidrocarburífero del Campo.
En 1984 se presenta el informe La Zona Subandina y sus Prospectos Hidrocarburíferos,
realizado por CEPE, en el que se presenta una síntesis de las características litológicas,
petrofísicas y geológicas de las rocas madres y potencial generador de hidrocarburos basados
en el análisis de muestras de los pozos más representativos localizados en los diferentes
campos del Oriente Ecuatoriano.
El informe de avance del Campo Pungarayacu se presentó en el año de 1985,por la división
de exploración de CEPE, fusionando el área Norte y Sur, perforaron un total de 26 pozos
exploratorios con núcleos completos, logrando evaluar hidrocarburos pesados muy
importantes para el Estado Ecuatoriano.
El Ministerio de Obras Públicas, en las últimas décadas ha realizado una serie de análisis de
laboratorio de las areniscas asfálticas del Campo Pungarayacu, en sus instalaciones o en
convenio de cooperación con otras instituciones públicas y privadas. Estos estudios se han
plasmado en la construcción antitécnica de una pequeña cantera ubicada en el kilómetro 10
de la vía Hollín – Loreto – Coca, en la que explotan el material asfáltico para utilizarlo en las
vías de la zona.
En el año 2000, la Universidad Central del Ecuador, a través de la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental en convenio con el ECORAE, presentan el
“Proyecto de Estudio de Alternativas de Abastecimiento de Asfalto para la Red Vial Troncal
de la Selva”, cuyo objetivo fundamental es abaratar los costos de pavimentación utilizando el
material asfáltico existente en la zona de Pungarayacu.
Fuente: IVANHOE ENERGY ECUADOR
Por: Ing. Fernando Reyes
Fecha: 06/01/2013
2.4.2 Ubicación Geográfica
2.4.2.1 Localización
El campo Pungarayacu (de los vocablos quechua pungara = petróleo y yacu = río agua),
está localizado en el Bloque 20 a 180 Km. de Quito, en la parte Oeste de la Cuenca
Oriente. El Bloque 20 cubre un área de 110.200 hectáreas. El principal reservorio es Hollín,
y los yacimientos secundarios se encuentran en la formación Napo, en los yacimientos
8
M2/A y la arenisca “T”. Sobre el campo se han realizado varios estudios: Petrocanada
(1982), CEPE (1982), Beicip (1987, Arco (1995).
El Campo Pungarayacu está localizado en la provincia del Napo, en el flanco este de la
Cordillera Oriental, ubicado aproximadamente 110Km al Sureste de Quito. La principal
vía de acceso es Quito-Baeza-Archidona-Tena (carretera N-S) y Hollín-Loreto-Coca
(carretera E-O).
Para mejor detalle del CAMPO PUNGARAYACU y mejor comprensión se muestra los
mapas de espesor saturado de petróleo (Anexo.1), Mapa de Isoindices de Hidrocarburos
(Anexo. 2), Mapa de Isosaturación de Petróleo (Anexo. 3), Mapa Espesor Neto de Arena en
Pies (Anexo. 4), Mapa Espesor Total Hollín en Pies (Anexo. 5), Mapa Isoporosidades
(Anexo. 6), Mapa Topográfico y de Ubicación de Pozos (Anexo. 7).
Figura: 1. Ubicación del Campo Pungarayacu Fuente: Petroproducción
El área de estudio se encuentra al Norte del Cantón Archidona y está comprendida entre las
siguientes coordenadas:
COORDINADASGEOGRÁFICAS COORDENADAS CARTOGRÁFICAS
00º 42’ 00’’ Latitud Sur Y: 9925000 A 988200
00º 44’ 30’’ Latitud Sur X: 184000 A 200000
9
77º 47’ 30’’ Longitud Oeste
77º 44’ 00’’ Longitud Oeste
En esta área se ubica la zona más superficial del yacimiento y abarca aproximadamente
unos 30Km2.
Figura: 2. Mapa Estructural del Campo Pungarayacu Tope Formación Hollín Fuente: Petroproducción
10
2.4.3Estudio de zonas con presencia de hidrocarburos
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA
CAMPO PUNGARAYACU
Figura: 3. Columna Estratigráfica del Campo Pungarayacu Fuente:Ivanhoe Energy Ecuado
2.4.3.1 Formación Misahuallí (Jurásico Superior)
Lavas como traquitas y basaltos andesíticos (Petrobank, 2001), sedimentos vulcanogénicos
como tobas consolidadas y arcillas tobáceas frecuentemente bajo el contacto con las
areniscas Hollín, encontrándose además dolomitas que seguramente se asocian con una
11
incursión marina temprana descrita por Villagómez R. et al. (1996), desarrollada entre
Chapiza y Hollín y que se diferencia de Hollín por el agua salina, definida por un cambio
en la deflexión de la curva SP hacia valores negativos.
En la sección de la única línea sísmica corrida en el campo (fig.4), se observan reflectores
bien definidos bajo Hollín, que si no son tobas pueden ser sedimentos de la incursión
marina antes indicada. En la misma sección se observa un cuerpo central con reflectores
difusos, que puede responder a los volcánicos Misahuallí.
Figura: 4. Sección Sísmica O-E al sur del Campo Pungarayacu Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador
2.4.3.2 Formación Napo (Albiano Superior – Coniaciano).
En la formación Napo del campo Pungarayacu, está ausente la parte lutítica desarrollada
sobre las calizas de Napo Superior, lo que se evidencia en el pozo Pungarayacu 30. Que
nos indicaría un primer levantamiento de los terrenos occidentales de la cuenca oriente, y
en este caso, concretamente del Levantamiento Napo al tiempo Campaniano-
Maastrichtiano.
Otra característica de esta formación en el capo Pungarayacu, es la pobre presencia de las
areniscas T y la ausencia total de la arenisca U, que indica que el campo se encontraba en
una posición bastante distal de las fuentes dentrícas de aporte.
Figura: 5. Corte EstratigráfFuente: Ivanhoe Energy Ec
2.4.3.2.1 La caliza C
Constituye una SMI (Su
genética Hollín (fig. 4,
radioactiva de variada in
toda la cuenca, que respo
de condensación relacion
2.4.3.2.2 Secuencia Genética Ca
A la base del ciclo pro
calcáreas, sobreyacidas p
puntuales de glauconita,
glauconita, que marcan
Pungarayacu 27 como u
medio, con matriz arcill
inicio del ciclo transgr
e Estratigráfico I (N-S), entre P4 y P16 del Campo Pungarayacu e Energy Ecuador
(Superficie de Máxima Inundación), que marca el f
llín (fig. 4, 5, 6, 7, 8, 9), claramente marcada a su techo,
de variada intensidad (muy alta en algunos pozos), pero per
ca, que responde a la incidencia de Uranio, y se corresponde
ción relacionada con un hardground, con presencia de fosfato
Genética Caliza C-Caliza B.
el ciclo progradante (regresivo), se desarrollan lutitas gris
obreyacidas por las Calizas T, conchíferas, algo arenosa, co
e glauconita, y presencia hacia el techo de intercalaciones delg
que marcan el avance de la regresión. La arenisca T, esta d
u 27 como una arenisca cuarzosa, en partes con glauconita
matriz arcillosa y calcárea, de color gris-gris-verdoso. Esta
iclo transgresivo, que continua con el cuello de lutita y rem
12
ue marca el fin de la secuencia
a su techo, por una anomalía
os), pero permanentemente en
corresponde con una superficie
cia de fosfatos.
lutitas gris oscuras en partes
o arenosa, con impregnaciones
alaciones delgadas de areniscas
esta descrita en el pozo
n glauconita, de grano fino a
erdoso. Esta arenisca marca el
lutita y remata con la Caliza
13
B,conchífera, a cuyo techo se encuentra otra anomalía radioactiva regional, que marca el
fin de esta secuencia.
2.4.3.2.3 Secuencia Genética B-Caliza A.
La base presenta (fig. 4), lutitas negras calcáreas, en partes carbonácea, con esporádicos
niveles de caliza. Hacia la parte superior lutácea hay un salto en la curva de rayos gamma,
hacia valores más bajos, que puede corresponder al límite de secuencia U (LSU), con
lutitas negras con restos fósiles. Remata con calizas micriticas intercaladas con lutitas a la
base y una caliza masiva gris oscura a negra, correspondiente a la caliza A, sobre la que se
desarrolla una SMI-CA (fig. 4,5,6, 7, 8, 9,) con una anomalía no muy fuerte como en los
casos anteriores pero bien identificables a nivel de cuenca.
Figura: 6. Corte Estratigráfico II (E-O), entre P2 y P5 del Campo Pungarayacu Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador
14
Figura: 7. Corte Estratigráfico III (E-O), entre P2 y P5 del Campo Pungarayacu Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador
Figura: 8. Corte Estratigráfico IV (E-O), entre P27 y P15 del Campo Pungarayacu Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador
2.4.3.2.4 Secuencia Genética A-M2.
Corresponde a la parte superior de la Caliza A, desarrollada sobre la deflexión de la curva
de rayos gamma, que marca el inicio de la secuencia transgresiva, con una caliza
conchífera gris-clara, con intercalaciones de marga que varia a una lutita calcárea. La
15
semisecuencia termina al techo de la caliza M2 (LS-M2), que en afloramiento muestra
claras evidencias de exposición subareal (afloramiento en la orilla derecha del río Napo,
unos 300m aguas arriba del puente junto a puerto Napo).
2.4.3.2.5 Napo Superior.
A la base se describe una lutita meteorizada, y hacia arriba caliza conchífera, gris clara con
intercalaciones de lutita negra en partes calcárea (fig. 7).
2.4.3.3 Formación Hollín (Albiano Inferior a Albiano Superior)
En este estudio, se integra dentro de la formación Hollín, a toda la secuencia arenosa basal
del Cretácico, incluyendo a las areniscas glauconíticas de Hollín Superior (conocida en
algunos casos como Areniscas Basal Napo), ya que todas ellas son parte de la semi-
secuencia genética Hollín, cuyo límite inferior es el límite superior la Superficie de Máxima
Inundación (SMI-CC), marcada por la anomalía radioactiva de la caliza C (fig. 4,5,6,7, 8, 9)
La Fm. Hollín presenta en este campo espesores entre 231’ en el pozo Pungarayacu 19
ubicado en la parte central del campo y 374’ en el poza Pungarayacu 14 localizado en el
centro Norte del campo.
La Semisecuencia Hollín ha sido dividida en tres parasecuencias (fig.4,5,6 7, 8, 9)
denominadas Hollín Inferior, cuyos límites son: la base erosiva que separa los depósitos
Hollín del Pre-Hollín (LS-H) y la superficie de inundación SI-Hi, Hollín Medio desarrollado
entre las superficies de inundación SI-Hm y SI-Hm, y Hollín Superior entre la SI-Hm y la
superficie de Máxima Inundación SMI-CC.
2.4.3.3.1 Hollín Inferior
Constituida por las arsénicas basales, se caracteriza por una mejor calidad de reservorio,
con buena continuidad tanto vertical como lateral, (fig.4,5,6,7,8, 9,) formada por arsénicas
conglomeráticas a conglomerados, que yacen directamente sobre la superficie erosionada
de la formación vulcanogénica Misahuallí (observados en afloramientos).
Sobre estos se desarrollan areniscas cuarzosas de grano grueso-medio a fino. Beicip (1978),
define a esta arenisca como medianamente a poco seleccionada, submadura a madura, con
una predominancia de cuarzo mono a policristalino, con escasos clastos líticos, cherts,
feldespatos y micas muy alteradas.
16
Las areniscas, según la mayoría de autores (Beicip 1987, Jaillard E, 1997. Etc.), se
depositaron en un medio fluvial tipo braided (entrenzado), formado cuerpos gruesos de
canales apilados representados por curvas de rayos gamma de forma cilíndrica, con
intercalaciones de arcillolitas gris claras, rematando con una depositación de arenisacas de
grano fino, limos y arcillas, con pirita y ámbar, que indica un medio depositacional de baja
energía que corresponde a depósitos de llanura de inundación y en casos podrían ser
rellenos de canales abandonados (Beicip, 1987).
En la sección se aprecia la buena continuidad lateral de los cuerpos arenosos de Hollín
Inferior y la geometría de canales.
En el río Misahuallí, Jaillard E. (1997), describe la parte inferior de Hollín, con secuencias
estrato y grano decreciente, con figuras de energía cada vez más débil hacia arriba y
sugiere un ambiente fluviátil por la presencia de micro-conglomerados a la base, y de
ámbar, carbón y pirita en el tope de la secuencia, definiendo un tipo fluvial entrenzado, con
direcciones de paleo corrientes ONO y NNO.
2.4.3.3.2 Hollín Media
Se diferencia claramente de Hollín Inferior por la discontinuidad lateral y vertical de los
cuerpos arenosos con calidad de reservorios, con cierto predominio de los sedimentos
arcillosos y limosos (fig. 4,5,6,7, 8, 9), mostrando una disminución del aporte por un
posible alejamiento de la fuente, producto del avance transgresivo, por lo que este medio
fluvial es más distal y de menor energía, predominando la depositación clástica fina de
llanuras de inundación y con menor proporción que en Hollín Inferior de canales fluviales
(y mareales?), de buen espesor.
Beicip (1987) describe depósitos pelíticos grises, ricos en restos vegetales representados
por carbón y ámbar fósil.
El carbón según Beicip se encuentra en niveles continuos característicos de ambientes
pantanosos. Igualmente se describen niveles carbonatados que según el mismo Beicip, se
trata de depósitos de origen o lacustrino o pedogenéticos.
Beicip (1987), encontró similar surtido de minerales pesados que en Hollín Inferior: circón
y turmalina.
17
Figura: 9. Columna Tipo Campo Pungarayacu Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador
2.4.3.3.3 Hollín Superior
Bien definida en toda la cuenca Oriente, marca claramente la transgresión marina que cubre
el sistema fluvial Hollín, con la depositación de areniscas glauconíticas con matriz calcárea
(Beicip-1987 diferencia calcita y siderita entre los minerales calcáreos de la matriz), que
además son fosfatadas según Beicip (1987), con pobre calidad de reservorio, encontrándose
además lutitas negras y gris oscuras marinosomeras, rematando con la caliza “C”,
fácilmente correlacionable a nivel regional por la anomalía que presenta la curva de rayos
gama y por el salto en varias de las demás curvas (fig. 4,5,6,7, 8, 9)
Un hecho importante remarcado por Beicip (1987) es el cambio en el surtido de minerales
pesados, apareciendo granate, andalucita y titanita dentro de la asociación zircón-turmalina,
que marca un cambio en la sedimentación transgresiva.
Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador
Por: Ing. Fernando Reyes
Fecha: 06/01/2013
18
2.5 Características Del Yacimiento Y Fluido
2.5.1 Características Litológicas Arena Hollín
El material útil que se halla conformado el yacimiento es la arenisca bituminosa de la
Formación Hollín que se presenta en Hollín superior, Medio e Inferior.
El yacimiento se encuentra en la Formación Hollín, a profundidades que van de 0 – 3.28 pies
desde la superficie, variando de Norte a sureste con una relación directa entre la topografía, y
el espesor de la sobrecarga destacándose en este reservorio tres cuerpos de areniscas.
Las arenas del miembro inferior constituyen el cuerpo más importante del reservorio, con un
espesor que varía entre 75.50 y 187 pies.
Figura: 10. Corte Estratigráfico I (N-S), arena Hollín miembro Inferior Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador Realizado: Cristina Andrango y David Castro
Las arenas del miembro medio de la formación Hollín están separadas del inferior por una
capa impermeable de limonitas y arcillo-litas, su espesor varía de 68.9 – 137.8 pies, con
cambios de permeabilidad y porosidad, tanto en sentido vertical como en sentido horizontal.
19
Figura: 11. Corte Estratigráfico I (N-S), arena Hollín miembro medio Fuente: Ivanhoe Energy Ecuador Realizado: Cristina Andrango y David Castro
Las arenas del miembro superior están separadas en su parte inferior por una capa de lulitas
y en la parte superior por calizas o lutitas calcáreas pertenecientes a la Formación Napo, el
espesor de arena varia de 9.84 – 39.36 pies
En resumen la arenisca Hollín Principal tiene las siguientes características litológicas:
1. Color gris claro
2. Grano fino a medio
3. Forma Subangular
4. Selección regular a buena
5. Cemento silicio
6. Porosidad igual a 20%
7. Saturación de agua (40%)
8. Espesor promedio de la estructura de petróleo (ho) de 10pies
20
9. Presion inicial (Pi) 2708psi
10. Gravedad �API de 8
2.5.2 Reservas
Las Reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas
natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones
conocidas, desde una fecha determinada en adelante.
2.5.2.1 Clasificación de Reservas
2.5.2.1.1 Reservas Posibles
Las reservas posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones
conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado
menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo
condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas podrían ser
estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las
reservas probadas.
2.5.2.1.2 Reservas Probadas
Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de
yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería
disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales
prevalecientes.
El término “razonable certeza “indica un alto grado de confianza de que las cantidades
estimadas serán recuperadas
2.5.2.1.3 Reservas Probables
Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en
los cuales la información geológica , de ingeniería , contractual y económica, bajo las
condiciones operacionales prevalecientes, indican ( con un grado menor de certeza al de
las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas pueden ser estimadas
21
suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas
probadas.
2.5.2.1.4 Reservas Primarias
Son las reservas que se pueden recuperar mediante la propia energía del yacimiento o con
levantamiento artificial.
2.5.2.1.5 Reservas Secundarias
Son aquellas reservas que se recuperan utilizando diferentes métodos de recobro para
aumentar la energía del reservorio, ya sea por inyección de agua o gas.
2.5.2.1.6 Reservas Mejoradas
Son las reservas en las que utilizamos métodos mejorados de recuperación como son: la
inyección de polímeros, de CO2, u otros.
2.5.2.2 Cálculo de Reservas
La determinación o cálculo de reservas se debe realizar conforme a la información
disponible; mientras más avanzada esta la exploración de un yacimiento, más confiable
será el cálculo de reservas.
1.4.2.2.1 Cálculo del Petróleo in Situ
Se utilizará la fórmula del método volumétrico:
Los parámetros que intervienen en la formula, se obtuvieron en base a los mapas de
porosidad, de saturación de hidrocarburos, profundidades aproximadas de sobrecarga y de
espesores netos de la formación Hollín
MÉTODO VOLUMÉTRICO.
CALCULO DEL VOLUMEN DE ROCA. DATOS NECESARIOS:
a) Plano de localización o coordenadas de cada pozo.
22
b) Profundidad de las Tope y las bases de los intervalos de yacimiento que han sido
atravesados por los pozos, con respecto a un plano de referencia que es generalmente el
nivel del mar.
c) Limites del yacimiento.
d) Porosidad y saturación de agua promedios del yacimiento.
e) Factor volumétrico del aceite o gas.
f) Se elaboran los contornos estructurales
PROCEDIMIENTOS:
MÉTODOS DE ISOPACAS:
Isopacas son curvas que unen puntos de igual espesor. Para el cálculo del volumen
original de hidrocarburos estos espesores deben ser los intervalos del yacimiento que han
sido atravesados por los pozos, pero sin tomar en cuenta las intercalaciones lutíticas o
compactas que existan dentro del yacimiento.
� BASE FÍSICA DE LOS MÉTODOS DE INTEGRACIÓN DE VOLÚMENES DE ROCA
A PARTIR DEL PLANO DE ISOPACAS.
Hay dos formas de determinar el volumen de roca saturado de hidrocarburos por el
método de isopacas.
1.- El yacimiento puede ser dividido hipotéticamente en anillos de determinado espesor
(5, 10, 15 pies). Graficando el área exterior vs. Espesor de cada anillo se obtendrá una
curva que encerrará una superficie que representa el volumen de roca saturado de
hidrocarburos
REGLA TRAPEZOIDAL Y REGLA PIRAMIDAL
Una práctica muy común consiste en considerar el yacimiento formado por un conjunto
de trapezoides, uno sobre otro, de altura igual al intervalo de contorno de las isopacas.
En este caso se calcula el volumen de cada trapezoide mediante la formula
∆�� � �2 � � � ��
Dónde:
∆Vb = volumen bruto en (acre – pie)
23
= Es el área de la base inferior
A� � � Es el area de la base superior del trapezoide
h = Es el intervalo de contorno del plano de isopacas
.
Un cálculo más exacto se tendría si se considera el volumen de roca y de yacimiento
compuesto por un conjunto de tronco de pirámides sucesivas y en este caso se calcularía
cada volumen utilizando la siguiente formula:
∆�� � �3 � ! � � � " � �#
Dónde:
∆Vb = volumen bruto en (acre – pie)
= Área en acres encerrada por la línea isopaca inferior
A� � � Area en acres encerrada por la linea isopaca superior
h = Intervalo en pies entre las líneas isopacas
Sin embargo como regla general, en programas de unificación se emplean las dos
ecuaciones considerando las siguientes relaciones.
a)Cuando la relación de áreas es&'()
&'* 0.5se utiliza la ecuación piramidal.
b) Cuando la relación de áreas es&'()
&'. 0.5 se utiliza la ecuación Trapezoidal
Se suman los diferentes valores de volúmenes de roca obtenidos mediante las
consideraciones anteriores y se obtiene el volumen total Vt de roca.
CON ESTE VOLUMEN DE ROCA SATURADA DE HIDROCARBUROS(Acre-ft),
CALCULAMOS EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS EN EL YACIMIENTO.
POES = //01�2345678793:;<;=5>;8;87 ?@8>3:;>A5>3� B7�C�DEFG
H;:=3>234567=>@:3874I7=>3473
DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO EN SITIO. � CALCULO DEL ÁREA TOTAL DE ROCA SATURADA DE HIDROCARBUROS,
(MAPA DE ESPESORES NETOS ho).
CONTORNO ÁREA FACTOR ÁREA RAZÓN ECUACIÓN
24
(ft) PLANIMETRADA (cm2)
DE ESCALA (ACRES)
(ACRES) DE ÁREAS
0 99,5 6177 614611 10 52,0 6177 321204 0,5229 TRAPEZOIDAL 20 13,5 6177 83389 0,2595 PIRAMIDAL 30 6,5 6177 40150 0,4820 PIRAMIDAL 40 2,0 6177 12354 0,3085 PIRAMIDAL
CÁLCULOS: FACTOR DE ESCALA ESCALA DEL MAPA DE ESPESORES NETOS 1:500000 1cm. = 500000 cm. 1cm. = 5000 m. 1cm2 =(5000m)2 1cm2 = 25000000m2 1Acre =4047 m2 1cm = 6177 Acres. CALCULO DEL VOLUMEN DE ROCA SATURADA DE HIDROCARBUROS. � ECUACIÓN TRAPEZOIDAL
∆�� � �2 � � � ��
CONTORNO 10 (TRAPEZOIDAL)
∆�� � 102 � �614611 � 321204�
∆�� � 4679075
ECUACIÓN PIRAMIDAL
∆�� � �3 � ! � � � " � �#
CONTORNO 20 (PIRAMIDAL).
∆�� � 103 � !321204 � 83389 � √321204 � 83389#
∆�� � 1894179 CONTORNO 30 (PIRAMIDAL).
∆�� � 103 � !83389 � 40150 � √83389 � 40150#
∆�� � 604672
25
CONTORNO 40 (PIRAMIDAL).
∆�� � 103 � !40150 � 12354 � √40150 � 12354#
∆�� �249251
MÉTODO DE LAS ISOPACASCAMPO PUNGARAYACU
DATOS PETROFÍSICOS:
Øe
(%)
Sw
(%)
So
(%)
Bo
(BY/Bbn)
0,2 0,4 0,6 1,09
FORMULA:
POES = //01�2345678793:;<;=5>;8;87 ?@8>3:;>A5>3� B7�C�DEFG
H;:=3>234567=>@:3874I7=>3473
POES = PPQR�PSTPUPP�V,T�CUDV,SG
U,VX
RESULTADO:
POES = 6.400MMBLS
2.5.2.2.2 Cálculo de Reservas Existentes
CONTORNO (ft)
ÁREA (Acres)
YZ UYZ
ECUACIÓN VOLUMEN
0 614611 (Acre – ft) 10 321204 0.525 Trapezoidal 4679075
20 83389 0.253 Piramidal 1894179
30 40150 0.507 Trapezoidal 604672
40 12354 0.314 Piramidal 249251
VOLUMEN DE ROCA TOTAL 7427177
26
2.5.2.2.2.1 Factor de Recuperación, (Fr)
El Factor de Recuperación es un parámetro muy importante para el cálculo de las
Reservas, pues se trata del porcentaje del volumen de petróleo original en el yacimiento
que puede ser extraído o recuperado.
De esta manera, su valor depende de las características petrofísicas y de fluidos del
yacimiento, del mecanismo de producción y principalmente del método de recuperación
ya sea en condiciones primarias, secundarias o mejoradas.
Se asume que se lograra recuperar el 26% del Petróleo in situ, puesto que se trata de un
crudo extra pesado, quedando unas reservas probables de:
[ � \]^_ � `a
N = 6.400MM * 0,26
RESULTADO
N = 1664MMBLS
Correlaciones API para calcular el factor de recobro
El factor de recobro se define como el petróleo recuperado por acre-pie de un yacimiento,
o como el porcentaje respecto al petróleo originalmente en el yacimiento.
Para poder determinar el factor de recobro para las Arenisca, se consideraron valores de
viscosidad del petróleo y del agua, para de este modo poder estimar su valor real por
medio de correlaciones empíricas dadas por el API (American Petroleum Institute), para
yacimientos gas en solucion:
VALORES UTILIZADOS EN LA DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO
ARENA Sw Ø Pa Boi k Uo Uw Pi
% % (Psi) (By/Bn) md cp cp psi
Hollín 0,4 0,2 830 1,09 757 2,61 0,385 3243
Calculo:
27
bc � 41.85 dB e1 f ghijk� lm
n.�o��� e p
qk�ln.nr/r
� ghin.s/tt � eu�uvl
n.�/w�
*
bc � 41.85 d0,2 e1 f 0,41,09 lm
n.�o��� e757
2,61ln.nr/r
� 0,4n.s/tt � e2708830 l
n.�/w�
RESULTADO
yz � SS, {S%
Dónde:
Ø = porosidad, Fracción
Sw= saturación de agua
Boi = Factor volumétrico del petróleo
K = permeabilidad
Uwi = viscosidad del agua a condiciones iniciales
Uoi = viscosidad del petróleo inicial
Pi = presión inicial
Calculo de Reservas Posibles
CAPITULO III
N = POES * FR
N= 6.400 MMBLS * 0.44
RESULTADO
N = 2.816MMBLS
28
3. PROPIEDADES DE LOS CRUDOS PESADOS DEL CAMPO
PUNGARAYACU
3.1 Clasificación de los crudos
Se cuenta con varias clasificaciones: Química (Tabla 1), industriales, comerciales y genéticas.
Tabla: 1. Clasificación Química (U.S Bureau of Mines) Realizado: Sandra Valencia
De acuerdo a su base (la base indica los hidrocarburos que predominan), los petróleos crudos
se clasifican en tres clases:
� Los de BASE PARAFINICA que contienen muy poca cantidad de asfalto, incluyen
principalmente hidrocarburos de la serie parafínica (CnH2n+2).
� Los crudos de BASE NAFTENICA dan un residuo pesado oscuro o asfalto. Predominan en
estos crudos los hidrocarburos de la serie nafténica (CnH2n).
� Los hidrocarburos de BASE MIXTA o INTERMEDIA que contienen parafínicos y
nafténicos.
Tabla: 2. Clasificación basada en la destilación atmosférica Realizado: Sandra Valencia
Una clasificación según el residuo obtenido luego de la destilación atmosférica se la puede
observar en la tabla 2.
DENSIDADES DE LAS FRACCIONES DE PETROLEO (GR / CM3 )
BASE PARAFINICA BASE INTERMEDIA BASE NAFTENICA
250 - 275 °C (A P.ATM.) > 0,8251 0,8251 - 0,8597 < 0,8597
275 - 300 °C (A 5.3 KPA.) > 0, 8762 0,8762 - 0,9334 < 0, 9334
FRACCIONES
TIPOS DE PETRÓLEOS CARACTERÍSTICAS
PARAFINICOS Dejan un residuo de cera al enfriarse
ASFALTENICOS
No dejan cera al enfriarse, contienen un material asfalténico son de mayor peso molecular
INTERMEDIOS Deja un residuo que contiene cera y material asfalténico
HIBRIDOS O NAFTENICOS Deja un residuo de material asfalténico, con pequeñas cantidades de cera.
29
En la siguiente tabla se explica la clasificación en forma general de los crudos.
Tabla: 3. Clasificación general de los crudos Realizado: Sandra Valencia
Las fracciones ligeras, contienen más fracciones de gasolina y relativamente pocas resinas y
azufre. Los petróleos pesados, tienen alto porcentaje de resinas y un mayor contenido de
azufre, pero son mejores materias primas para la producción de asfaltos.
3.2 Propiedades físico-químicas del crudo de Pungarayacu
El petróleo y sus productos derivados, son mezclas bastante complejas de hidrocarburos. Así
las diferentes propiedades físico-químicas, son utilizadas para caracterizar los productos que
se pueden desprender, también para determinar su calidad y composición, las que influyen en
forma directa con los costos de producción y de comercialización, consecuentemente la
calidad del petróleo incide directamente con las tecnologías que van a ser empleadas, dentro
de las actividades de exploración, transporte, almacenamiento, industrialización y
comercialización.
3.2.1 Densidad
La densidad se define como la masa por unidad de volumen de una sustancia a una
determinada temperatura, es decir, la densidad es la masa dividida para la unidad de volumen
de un producto y esta depende directamente de la temperatura, las unidades son gr. / cm³, y
se expresa mediante la fórmula:
} � ~�
Dónde: p= Densidad (gr./ cm³)
m= Masa de una sustancia (gr. Masa)
30
v= Volumen (cm³)
Considerando que la mas es la relación entre el peso de la sustancia por la gravedad de la
tierra.
~ � ��
Dónde: m= Masa de una sustancia (gr. Masa)
G= Peso de la sustancia (m/seg.²)
g= Gravedad (m/seg.²)
Para determinar la densidad de un sólido o de un líquido se toma como término de
comparación el agua destilada a la temperatura de 4 °C.
El peso específico y la densidad API son expresiones de la densidad.
El peso específico en la industria del petróleo se expresa a 15.56 °C/15.56 °C, ya que es la
relación entre el peso de un volumen unitario del producto considerando a 15.56 °C por el
peso de un volumen igual de agua destilada a 15.56 °C.
El peso específico de determina a 15.56 °C (60°F), para todos los productos del petróleo,
excepto en los asfaltos y aceites para carreteras, que se refieren a 25 °C.
3.2.2 Grado API
En la industria petrolera para expresar la densidad, se emplea con mayor frecuencia los
grados API (American Petroleum Institute). Esta densidad, se deriva de la escala Baumé (B),
utilizada para caracterizar la concentración de ácido en soluciones acuosa por medio de la
siguiente ecuación:
. 130140
−=r
Bρ
Dónde: B= Grados Baumé (°B)
ρr= Densidad relativa
Para comercializar el petróleo, el American Petroleum Institute estableció una escala
internacional de grados API, esta escala va de 0 a 120 grados. A mayor grado API más
liviano es el hidrocarburo, por lo tanto esta en relación inversa a la densidad.
31
Para transformar la densidad de un petróleo expresada en gr./cm³, a grados API, se aplica la
siguiente ecuación:
5.1315.141
º −=r
APIρ
Donde la densidad relativa (ρr) está a 60ºF y los coeficientes 141.5 y 131.5 fueron
introducidos para compensar el error de calibración de los primeros areómetros utilizados,
que estaban graduados en escala Baumé.
3.2.3 Viscosidad
Es la medida de la tendencia a fluir e indica la resistencia al movimiento interno del fluido.
En el sistema CGS, la unidad es el poise o centipoise (0.01 poise). El poise se define como la
fuerza en dinas que se requiere para desplazar un plano líquido de 1 cm² de superficie a una
distancia de 1 cm y con una velocidad de 1 cm./seg.
−=⇒
==segcm
masagramoPo
LT
M
velocidadSuperficie
longitudFuerzau
*1
*
*
La viscosidad relativa es la relación entre la viscosidad del líquido y la del agua a 20.7ºC,
como la viscosidad del agua a dicha temperatura es 1 centipoise, la viscosidad relativa y la
viscosidad del líquido en centipoise, son iguales.
La viscosidad cinemática, es la viscosidad en centipoises, dividida por el peso específico a la
misma temperatura y sus unidades están en Stokes y centistokes.
Los aparatos usados para determinar la viscosidad absoluta son de tipo capilar y los más
utilizados son los viscosímetros SAYBOLT UNIVERSAL (SSU) y el Saybolt Furol (SSF),
que se diferencia solo en que el Furol tiene un diámetro mayor en el orificio de salida. Sus
unidades son SSU (Segundos Saybolt Universal) y SSF (Segundos Saybolt Furol). El tiempo
Furol, se puede convertir en POISES con la siguiente ecuación, para tiempos mayores de 80
segundos:
32
i F0216.0=ρµ
Dónde: µ= Viscosidad (poises)
ρ= Densidad (gr./cm³)
f = Segundos Furol (SSF)
La viscosidad aumenta con el peso específico y la baja de temperatura, y no es la misma para
petróleos de igual peso específico, debido a que su composición química es diferente.
3.2.4 Punto de Inflamación
Es la temperatura a la que se vaporizan una cantidad suficiente de elementos volátiles, que
pueden ser inflamados. Este valor nos permite saber hasta que temperatura puede ser
calentado un producto sin peligro. Si se continúa calentando, se obtiene una llama estable y
la temperatura correspondiente es el punto de combustión, algunos grados superior al punto
de inflamación.
La determinación del punto de inflamación se hace en aparatos tipo, para cada producto,
usándose vasos abiertos y vasos cerrados. Para el caso de los asfaltos se utiliza el vaso
abierto Cleveland.
3.2.5 Calor específico
Es la cantidad de calor que se necesita aplicar a la unidad de peso para aumentar su
temperatura en 1ºC. La unidad es:
iFlb
Btu
CKg
Kcal
ºº=
Hay ligeras variaciones en el calor específico entre los distintos crudos. Este valor para los
hidrocarburos de cada serie, disminuye cuando aumenta el peso molecular. Los
hidrocarburos normales tienen un calor específico más alto que sus isómeros. Los
hidrocarburos no saturados de la serie CnH2n (serie nafténica), tiene valores más bajos que
los miembros correspondientes a la serie parafínica (CnH2n+2).
El calor específico de las fracciones pesadas aumenta rápidamente con la temperatura y es
casi una función lineal de la temperatura.
33
3.2.6 Composición del crudo
El petróleo crudo está compuesto por carbono (82 a87 %) e hidrógeno (11 a 15 %), que
forman compuestos parafínicos, nafténicos y aromáticos, pero contienen además pequeñas
proporciones de azufre, oxígeno y nitrógeno (0.05 a 4.5 %). Las combinaciones formadas
por el carbono e hidrógeno toman el nombre de hidrocarburos y su estructura y composición
molecular es muy variable y compleja, dando lugar a que del petróleo se pueda obtener un
gran número de compuestos derivados. El petróleo está constituido por hidrocarburos en un
50 a 98 %, el porcentaje restante se compone de materias orgánicas que contienen oxígeno,
nitrógeno y azufre.
� Compuestos Parafínicos.- Comprenden desde el metano (CH4). Hasta el n-exacontano
(C60H122), que es una cera microcristalina, son compuestos de cadena normal, así como
también de cadena ramificada. Su fórmula es CnH2n+2.
� Compuestos nafténicos.- Son hidrocarburos cíclicos saturados, se caracterizan por que su
punto de fusión es mayor que el de las parafinas, desarrollan propiedades ligantes y su
consistencia disminuye al ser calentados. Su fórmula general CnH2n.
� Compuestos Aromáticos.- son hidrocarburos cíclicos no saturados, se presentan en menor
cantidad y se caracterizan porque contienen anillos bencénicos condensados o
encadenados.
3.2.7 Contenido de azufre
El azufre puede estar presente en el petróleo, en el gas y en el agua de formación como
azufre elemental, sulfatos o sulfuros (que son de fácil descomposición y pueden eliminarse
como gas sulfhídrico), pero la mayoría del azufre se presenta en forma de mercaptanos.
El contenido de azufre en el petróleo varía dentro de un amplio margen, desde simples
trazas, hasta concentraciones de más del 5%.
Por el contenido de azufre, a los petróleos se los clasifica como petróleos dulces (son los
que tienen una concentración de azufre de hasta el 2%), y los petróleos agrios (son los que
tienen concentraciones mayores al 2%).Estos datos son importantes, puesto que su presencia
provoca corrosión, son malolientes, son dañinos para los catalizadores en la refinación y
tóxicos para el hombre.
34
3.2.8 Sulfuros metálicos
El azufre, además de presentarse en estado libre, interviene para formar moléculas más o
menos complejas. Los sulfuros particularmente se encuentran concentradas en las fracciones
pesadas del petróleo crudo y generalmente son de hierro, sodio, calcio, potasio, magnesio,
niquel y vanadio.
Es importante conocer estos valores, ya que estos compuestos son los más molestos por su
corrosividad (los sulfuros son inestables en caliente, descomponiéndose para formar ácidos),
mal olor y acción sobre los catalizadores.
3.2.9 Contenido de hidrocarburos
Este valor se refiere al contenido neto de petróleo que contiene la muestra, ya libre de agua,
sedimentos y de los granos mismos de la roca almacén, este valor se encuentra dada en
porcentaje en peso.
3.2.10 Contenido de sedimentos e impurezas
Son partículas minerales que se encuentran adheridas a los granos de la roca, influyendo en
los valores de porosidad del yacimiento.
3.2.11 Humedad
Es la cantidad de agua con que se encuentra el petróleo crudo.
3.3 Propiedades térmicas de los fluidos
Las propiedades térmicas más importantes de los fluidos desde el punto de vista de
recuperación térmica son: la viscosidad, la densidad, el calor específico y la conductividad
térmica, esta última en menor grado.
3.3.1 Reología de los fluidos
Las propiedades reológicas de las muestras de petróleo se refieren a las características
viscosimétricas que se miden en un viscosímetro de conos concéntricos. Con este
instrumento se mide el esfuerzo cortante en función del gradiente de deslizamiento, D. τ
35
El gradiente de deslizamiento se define partiendo de la consideración de que si entre dos
placas paralelas situadas a una distancia x (figura: 32) se pone un fluido y la placa superior
se mueve con la velocidad v generando en el fluido subdividido en capas de espesor
infinitesimal dx un gradiente de deslizamiento que es :
i ( )1−→= tdx
dvD
Dónde:
D = Gradiente de deslizamiento
Figura: 12. Flujo Laminar Se refiere a un fluido moviéndose entre dos placas estáticas Fuente: Mecánica de Fluidos – Pedro Fernández Diez
El deslizamiento se produce por la aplicación de la fuerza F que es proporcional a la superficie A
de las placas.En tal caso el esfuerzo cortante se define mediante la ecuación:
i A
F=τ
Cuando el fluido se desplaza conforme se indica en la figura 32, se afirma que el flujo es laminar y
que el fluido es newtoniano.
τ
V
La placa superior se
mueve
36
Figura: 13. Comportamiento de algunos fluidos Fuente: Mecánica de fluidos – Pedro Fernández Diés
La viscosidad µ del fluido es el cociente que para un fluido newtoniano es constante.
� D
τµ =
Cuando el gradiente D no es directamente proporcional a resulta que el fluido es
turbulento y que por consiguiente, el fluido no es newtoniano.
Figura: 14. Flujo Turbulento Fuente: Mecánica de fluidos – Pedro Fernández Diés
La transición de un fluido newtoniano hacia el turbulento depende de la densidad ρ, de la
viscosidad µ del fluido y del radio o apertura de las placas o discos concéntricos. Este
comportamiento físico del fluido se define mediante el número de Reynolds, R que es:
D/τ
τ
37
� t
VR
πµρι2
=
Donde V es el volumen del fluido, l una longuitud y t es el tiempo de deslizamiento del
fluido. El coeficiente de Reynolds es un número adimensional que indica la transición del
flujo laminar hacia el turbulento cuando R≥2000.
Las propiedades reológicas de los fluidos (agua, aceite, petróleo, etc.) se caracterizan
partiendo de la medida del esfuerzo cortante en función del gradiente D de velocidad de
deslizamiento del fluido entre el espacio que separa a los dos cilindros concéntricos del
reómetro.
3.3.2 Viscosidad del petróleo
En general, la viscosidad del petróleo disminuye con el aumento de la temperatura y la
reducción es mayor cuanto más viscoso sea considerado el petróleo. En operaciones de
recuperación térmica, existen tres métodos de uso común para correlacionar viscosidad y
temperatura de petróleos crudos.
3.3.2.1 Ecuación de Andrade
Basándose en la relación lineal observada entre la viscosidad y el recíproco de temperatura,
Andrade propuso la siguiente ecuación:
�*
. T
b
ea=µ � *lnln
T
ba +=µ
Dónde: µ = viscosidad, en cp
T* = temperatura, en grados absolutos, R(F+460)ó K(C+273,1)
a y b son constantes
τ
38
Dados dos valores de viscosidad, µ1 y µ2 a dos temperaturas T1 y T2, las constantes a y b
pueden ser determinadas, las cuales sustituidas en las ecuaciones anteriores, resultan en una
ecuación de la viscosidad en función de la temperatura, para el petróleo considerado. La
ecuación obtenida permite estimar µ en función de T en el rango de temperaturas entre el
punto normal de ebullición y el punto de congelamiento del petróleo considerado. Si hay
disponibles más de dos juegos de valores de µ - T, las constantes a y b pueden ser
calculadas mediante ajuste por mínimos cuadrados. Un gráfico de µ vs. 1/T*, sería una
línea recta en coordenadas semilogarítmicas.
3.3.2.2 Técnica de un solo punto
A menudo es necesario estimar la viscosidad de un petróleo a una alta temperatura teniendo
solamente un valor de viscosidad a baja temperatura. Una de las pocas técnicas disponibles
bajo estas condiciones es la de Lewis y Squires, la cual envuelve el uso de la gráfica
presentada en la figura. 35, denominada correlación generalizada de viscosidad –
temperatura. La gráfica de la figura. 36, se basa en datos de diferentes líquidos orgánicos
incluyendo agua, y su desviación en la predicción de µ vs. T es generalmente menor de
20%.
3.3.2.3 Carta ASTM de viscosidad-temperatura
La carta ASTM D 341 – 43 es aplicable para productos líquidos de petróleo crudo. Esta
carta se basa en la ecuación doblemente exponencial de Walther:
� ( ){ } ( ){ }8.0loglog*
*log8.0loglog 1
1
++−=+ VT
Tnv
La cual proviene de:
� ( ) 8.08.0 101 −+==
−n
VVρµ
� ( )[ ] ( )[ ]{ }8.0loglog8.0loglog
*
*log
*
*log
21
1
2
1 +−+
= VV
T
T
T
T
n
39
Dónde:
V = Viscosidad cinemática a la temperatura T*, en centistokes
V1 y V2 = Viscosidades cinemáticas a las temperaturas y ,
respectivamente en centistokes.
n = constante a determinar
Figura:15. Correlación generalizada de viscosidad - temperatura
Fuente: Gráficas para el cálculo de la Viscosidad – Operaciones Térmicas
Conociendo los valores de V a las temperaturas de y , se puede determinar el
valorconstante n, obteniéndose así una expresión matemática para predecir V en función de
*1T *
2T
*1T *
2T
40
. Si se dispone de un conjunto de valores de V vs , el valor de la constante n puede
ser determinada mediante ajuste por mínimos cuadrados.
Basado en la ecuación siguiente, la carta ASTM de viscosidad – temperatura da una línea
recta, la cual puede extrapolarse para obtener viscosidades a altas temperaturas. Así, si se
prefiere se puede utilizar la carta en vez de la ecuación, siempre que se disponga de dos
valores de V vs . La figura. 36, ilustra las viscosidades de algunos petróleos en esta
carta.
�( )
( )∫ ∫ −
−==
)(
0
)(
0
22tA tA
ob
rshobCob
ut
dATTKdAQQ
πα
La viscosidad cinemática V, en centistokes, se relaciona a la µ (viscosidad dinámica) en cp
por medio de la siguiente ecuación (ya indicada en la ecuación anteriormente.
� ρµ
=V
Donde ρ es la densidad del petróleo en gr/cm3. La ecuación a continuación requiere el
conocimiento de la densidad como función de temperatura, la cual podría ser obtenida
experimentalmente.
� dudu
dAdA =
3.3.3 Viscosidad de mezcla liquida agua-petróleo
Muchos métodos han sido propuestos para estimar la viscosidad de una mezcla de líquidos.
Quizás el más satisfactorio de éstos (especialmente si los líquidos considerados tienen
viscosidades ampliamente diferentes) es el método de Cragoe, el cual propone la
combinación de las “licuicidades” respectivas de los líquidos a mezclar, de acuerdo con la
∗T ∗T
∗T
razón de sus fracciones d
viscosidad µ, en cp:
Figura: 16. Viscosidad de PetFuente: Gráficas para el cálcu
fracciones de peso f. La licuicidad L, se define como sigu
6009,7ln
73,995.2
+=
µL
sidad de Petróleos libres de gas vs. Temperatura. para el cálculo de la Viscosidad – Operaciones Térmicas
41
e como sigue, en términos de
42
Así, si la mezcla de dos líquidos 1 y 2, contiene una fracción en peso f1 del líquido 1,
entonces la licuicidad de la mezcla, Lm, está dada por:
� ( ) 2111 1 LfLfLm −+=
Donde L1 y L2 son las licuicidades de los líquidos. Una vez estimado el valor de Lm, la
viscosidad de la mezcla µm puede ser calculada por medio de la ecuación.
�( )( )
( )
∫ −
−=
tA
b
bhob du
du
dA
ut
TrTsKQ
00
02πα
3.4 Emulsiones
Una emulsión está compuesta por dos líquidos inmiscibles que mediante el tratamiento
apropiado con la adición de una substancia tensiactiva y la realización de trabajo mecánico,
forma la emulsión.
Una emulsión es un sistema heterogéneo que incluye una fase dispersa que está constituida
por microesferas (1µm a 20 µm) de uno de los líquidos y la otra fase que es la dispersante que
forma el líquido en el que están suspendidas las microesferas.
Figura: 17. Formación de la Emulsión Fuente: Emulsión de Petróleos Pesados en Agua – PETROPRODUCCION
Una emulsión se forma por la acción dinámica de la substancia tensiactiva que actúa sujeta al
siguiente mecanismo:
43
� Efecto de la fuerza contráctil que depende de la tensiactividad de la sustancia tensiactiva.
� Efecto del balance hidrofílico – lipofílico (BHL) de la substancia tensiactiva.
� Acoplamiento estereoquímico interfasial de los líquidos inmiscibles con la substancia
tensiactiva.
En la fase inicial de formación de la emulsión por efecto de la substancia tensiactiva, las
microesferas son grandes (30 µm a 50 µm), razón por la que el sistema tiende a ser inestable.
Las microesferas se subdividen en microesferas de menor diámetro (2 µm 10 µm) mediante
la aplicación de trabajo mecánico que coadyuda a la formación de una emulsión relativamente
estable.
Se logra la subdivisión de las microesferas (≈50 µm) mediante un proceso de deformación que
resulta en un aumento de la presión, ∆P que es la diferencia de presión entre el ambiente
interno y externo de las microesferas. Se define la diferencia de presión mediante la siguiente
ecuación.
� rP
γ2=∆
Donde es la tensión superficial del líquido y r es el radio de las microesferas. El otro
mecanismo de deformación de las microesferas es mediante la aplicación de una tensión
viscosa (dv/dz)η que ejerce el líquido que constituye la fase dispersante; es decir que:
� ndz
dvP
r
=∆=γ2
Donde (dv/dz) es el gradiente de velocidad de desplazamiento de capas paralelas
infinitesimales de la emulsión y η es la viscosidad. Los gradientes de velocidad y de presión
necesarias para lograr la formación de las micro esferas se originan debido a la agitación
mecánica; pues mientras mayor es la agitación (en general) menor el tamaño de las micro
esferas.
γ
44
3.4.1 Proceso de emulsificación
Mediante el proceso de emulsificación se forman filamentos huecos de forma cilíndrica de la
fase dispersa que por fraccionamiento dan origen a las microesferas de diámetro apreciable
(≈30 µm a 50 µm). Las fibras varicosas con deformaciones de magnitud λ > 2πθ (θ es el
radio de los filamentos cilíndricos) tienden a ser inestables lo cual significa que las
deformaciones se extienden hasta que se fractura los filamentos para formar las microesferas.
Así, si λ > 2πθ, el área de superficie de los filamentos deformados se reduce a causa del
aumento de la amplitud, en función del tiempo que se define mediante:
�Bte0αα =
En esta ecuación β es el factor de crecimiento y αo es la amplitud a t=0. Se aprecia que en
cuanto la amplitud α = θ, la fibra se fractura dando origen a microesferas de la fase dispersa.
Figura: 18. Fibras varicosas con deformacionesde magnitud λ> 2πθ Realizado por: Sandra Valencia Fuente: Emulsión de Petróleos Pesados en Agua – PETROPRODUCCION
El tiempo de ruptura está relacionado a αo y β mediante la ecuación:
�0
ln1
αθ
βτ =r
La evaluación de β se fundamenta en consideraciones hidrodinámicas; pues, si se mantiene
constante la tensión superficial y los efectos inerciales son ínfimos o nulos; entonces resulta
que:
rτ
45
� ( )qbFSn cf
,.
γβ =
Donde F es función de b = 2πθ / λ y q = ηf.d / ηf.c* . El tiempo de ruptura de los filamentos
para formar las microesferas es proporcional a θ y a 1/ . El radio de las microesferas que
se forma es:
�3
1
2
3
=b
rπ
θ
Experimentalmente se determina que cuando la fase dispersa es altamente viscosa los
filamentos no se fracturan periódicamente.
Figura: 19. Deformación de Microesferas Realizado por: Sandra Valencia Fuente: Emulsión de Petróleos Pesados en Agua – PETROCAPACITACIÓN
Dando origen a microesferas de diámetros variables y aglomerados de forma irregular. La
solución para eliminar esta irregularidad consiste en reajustar la concentración de la
substancia tensiactiva e incrementar el trabajo mecánico de cizalleo (idealmente mediante el
uso de un molino coloidal).
El otro mecanismo para lograr la escisión del petróleo en el sistema: petróleo – substancia
tensiactiva – agua para eventualmente formar microesferas depende del efecto deformante
del factor de tensión viscosa (dv/dz)η que ejerce la fase dispersante sobre la fase dispersa,
λ
46
particularmente cuando el líquido orgánico se inyecta sobre el otro líquido con mínima
turbulencia.
La generación de energía para crear el gradiente de velocidad (dv/dx) es del orden de
magnitud de 103 de la energía de superficie .
La eficiencia del proceso de escisión del hidrocarburo para formar microesferas depende de
la viscosidad de las dos fases, de la energía interfasial, la diferencia de presión (interna y
externa) de las microesferas y de la actividad de la substancia tensiactiva.
Resulta que para un cociente dado ηf.c / ηf.d, la disminución de que se consigue con la
adición de la substancia tensiactiva, contribuye a la emulsificación del hidrocarburo en agua.
Se aprecia que mientras mayor es la magnitud del cociente de viscosidad más fácil se vuelve
la formación de la emulsión.
Esta consideración termodinámica explica por qué en los reservorios de petróleo pesado,
debido a su alta viscosidad comparada con la del agua, se forma emulsión de agua / petróleo
de preferencia a la emulsión petróleo / agua.
3.4.2 Mecanismos de formación de emulsiones
Para formular una emulsión del hidrocarburo en agua se entiende que el hidrocarburo
subdividido en microesferas de tamaños ≤ 10 µm. constituye la fase dispersa y que el agua
que actúa suspendiendo las microesferas, es la fase dispersante. Una emulsión con estas
características se identifica con la designación de emulsión O/A para distinguir de las
emulsiones A/O en las que es el agua reducida a microesferas constituye la fase dispersa y el
líquido orgánico es la fase dispersante.
3.5 Efecto del gas en solución sobre la viscosidad del petróleo
El volumen del gas en solución en petróleos pesados es usualmente pequeño, quizás menos de
100 pie3/bl en el caso de petróleos moderadamente pesados, y de 20 – 50 pie3/bl en el caso de
petróleos muy pesados (≈15°API).
La viscosidad del petróleo a cualquier temperatura puede ser corregida por gas en solución,
usando las curvas de la figura.35
γ∆
aA /γ
La solubilidad de un gas en
un incremento en presión.
Por lo tanto, se necesitan d
para usar la figura. 40
La solubilidad de un gas en
lpca. Por lo tanto, una corre
de la baja viscosidad del agu
Figura: 20. Viscosiddel yacimiento Fuente: Gráficas p
de un gas en un líquido decrece con un incremento en temper
en presión.
se necesitan datos referentes al gas en solución como funció
de un gas en agua es baja, aproximadamente de 4 a 10
to, una corrección en la viscosidad del agua a menudo no es
sidad del agua y de la pequeña cantidad de gas en solución.
Viscosidad del Petróleo crudo saturado de gas a Temperatura y P
Gráficas para el cálculo de la Viscosidad – Operaciones Térmicas
47
to en temperatura, y crece con
como función de temperatura,
e 4 a 10 pie3/bl a 500 – 1500
enudo no es necesaria, en vista
n solución.
peratura y Presión
es Térmicas
48
3.6 Densidad del petróleo
Dada la gravedad °API de un petróleo, la gravedad específica del petróleo ρr viene dada por:
� 5.131
5.1414
+=
APIργ
Donde, es la gravedad específica del petróleo, adimensional. La densidad del petróleo en
lb/pie3 62.4 x , y en kg/m3 es 1000 x , ambas a condiciones normales (60°F, 15°C ó
288 °K).
La densidad del petróleo a cualquier otra temperatura T, está dada por:
�885.1
681
−+
=T
osco
ρρ
Ó
262 102375.0100565.0034125.1 TxTxosc
−− +−=ρρ
Donde T es la temperatura en °F y ρosc la densidad del petróleo a condiciones normales.
3.7. Propiedades Del Crudo En El Campo Pungarayacu
Los valores para la descripción físico- química del petróleo de Pungarayacu, fueron tomados
de análisis realizados en Texas, a muestras recogidas cuando se realizó la perforación de dos
pozos el IP-15 y el IP- 5B
oγ
oγ oγ
49
Tabla 4: Características Físico – Químicas Del Crudo ELABORADO POR: SANDRA VALENCIA FUENTE: PETROPRODUCCION
50
CAPITULO 4
4. ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN DE LOS POZOS
IP-15 E IP-5B
4.1 Antecedentes
El Bloque 20 cubre un área de 456 millas cuadradas (1180,53 km²). El principal reservorio es
Hollín, y los yacimientos secundarios se encuentran en la formación Napo, en los yacimientos
M2/A y la arenisca “T”.
A principios de los años ochenta, CEPE perforó 26 pozos de exploración en este campo. Al
momento, IVANHOE ENERGY ECUADOR ha perforado dos pozos, IP-15 e IP-5B en los
cuales se han obtenido núcleos en Hollin, M2/A y “T”, además, se han realizado pruebas de
producción en estos pozos mediante la inyección de vapor.
4.1.1 Pozos IP-15
4.1.1.1 Coordenadas Superficiales del Pozo IP-15
Ubicación X= 612,616.3 ft Long. - 77° 48’ 51.0807”
Zona18 (186,719 m)
Y= 32,522,490.6 pies Lat. - 0° 47’ 14.505”
(9,912,866 m)
Elevación del suelo: 3,550 pies (1082 m)
Target: “M”LS, “T”SST, Hollin SST
Total depth: 1343 ft MD; 1343 ft TVD
Hole size: 12 ¼” from surface to 131' MD
9 7/8” from 131' MD to 1343' MD
Casing shoes: 10 ¾” Casing at 129' MD
7” Casing at 1342' MD
Operador: Ivanhoe Energy Ecuador Inc.
Profundidad total propuesta: 1,310 pies (399 m)
51
4.1.1.2 Marcadores geológicos
FORMACIONES PROFUNDIDAD MEDIDA, PIES
PROFUNDIDAD BAJO NIVEL DEL MAR, PIES
TOPE DE FORMACIÓN NAPO 184 3366
TOPE CALIZA NAPO "M" 465 3085
TOPE ARENA NAPO "T" 738 2812
TOPE ARENA HOLLIN 920 2630 TOPE DE FOERMA.
CHAPIZA 1230 2320 Tabla: 5. Marcadores geológicos del pozo IP-15 Fuente: IVANHOE Realizado: Sandra Valencia
Nota: el IP-15 es un offset directo del pozo cercano P-10 y por ende se anticipa que los
topes y zonas de petróleo sean similares.
Arenas con agua dulce:
Se podrán encontrar en cualquiera de las formaciones arriba mencionadas.
Figura: 21. Columna Estratigráfica pozo IP-15 Fuente: IVANHOE
52
4.1.1.3 Presión del reservorio temperatura y peligros
Un gradiente de presión de 0.433 psi/ft desde la superficie se espera. Una temperatura de
fondo del pozo de alrededor de 100 grados Fahrenheit se espera.
Gas de ácido sulfhídrico debe ser considerado como una posibilidad y debe ser
monitoreado constantemente, y las debidas precauciones se deben tomar según los
estándares internacionales para la exposición.
4.1.1.4 Extracción convencional de núcleos
Se extraerán 6 núcleos convencionales:
6 3/4” diámetro externo (od) x 4” diámetro interno (id) x 30´ de largo en la caliza Napo
“M”, la arena Napo “T” y la Arena Hollin. Según lo siguiente: caliza “M” 470 pies a 530
pies (60 pies); arena “T” de 740 pies a 770 pies (30 pies); Arena Hollin de 1020 pies a
1050 pies (30 pies), 1090 pies a 1120 pies (30 pies), 1150 pies a 1180 pies (30 pies). Un
total de 6 núcleos convencionales serán extraídos según el diagrama de registro adjunto.
Las profundidades de los intervalos a extraerse serán determinadas por el geólogo en el
pozo según las descripciones de los ripios y las muestras encontradas, y también de los
topes del pozo a ser perforado comparado con el pozo P-10. La compañía de núcleos será
responsable de preservar y empacar los núcleos convencionales para enviar al laboratorio
de núcleos.
Figura: 22. Diagrama de registro core 1, 2, 3 Fuente: IVANHOE
53
Figura: 23. Diagrama de registro core 4, 5, y 6 Fuente: IVANHOE
4.1.1.5 Arenas petrolíferas previstas
Se prevé que la caliza Napo M, la Arena Napo T y la Arena Hollín contengan
hidrocarburos; sin embargo, cada una de estas zonas puede tener gravedades distintas de su
petróleo y/o salinidades de agua que por ende requieran pruebas y muestreos diferenciados.
4.1.1.6Equipo BOP
Un BOP Clase III con un choke manifold se instalará y se probará después de cementar la
tubería de revestimiento de 10 ¾” a 120 pies hasta la superficie. Equipo de monitoreo de
fluidos del pozo también estarán con el BOP. Diagramas esquemáticos del choke manifold
y el BOP se adjuntarán.
54
4.1.1.7 Programa de Casing
Tubería de revestimiento de 10 ¾” se fijará a una profundidad de 120 pies. Tubería de
revestimiento de 7” se fijará a una profundidad total de 1310 pies. Una profundidad total de
perforación de 1310 pies deberá dejar 80 pies de ratonera para lograr una cobertura
completa de registros en todas las zonas de interés.
Adicional a la tubería revestimiento de superficie de 10 3/4 arriba mencionada, el programa
incluye otra tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 23 lb/pie K55, BTC cementada hasta la
profundidad total. La completación será el punzonamiento en arenas individuales según se
justifique. Cada zona será probada por flujo natural o suaveo para obtener los fluidos
petróleo, agua, o ambos de la formación.
4.1.1.8 Programa de Registro de Lodos (todos los registros estarán en pies)
El programa de evaluación del pozo incluirá una unidad completa de mud logging para
recolectar ripios, medir tasa de penetración, peso sobre la broca, propiedades del lodo,
detección de gas desde C1 a C5, litología, vestigios de petróleo incluyendo manchas,
fluorescencia, y fluorescencia de corte. La información será recopilada usando un sistema
computarizado de recopilación datos estándar de la industria. El registro deberá comenzar
desde superficie hasta la profundidad total.
4.1.1.9 Programa de registros eléctricos (todos los registros estarán en pies)
Un juego completo de registros eléctricos con tecnología de punta, se correrá hasta la
profundidad total del pozo. Rayos gamma (GR), potencial espontáneo (SP), inducción,
neutrónico, densidad, sónico, resonancia magnética, EPT (ADT) y registros de caliper a
profundidad total (PT). Un registro de imágenes de alta resolución (nuevo escáner MR) se
correrá en todo el hoyo y serán procesados para obtener datos de inclinación e imágenes.
Ya que se espera una mezcla de crudo pesado y agua dulce, registros para determinar la
gravedad y propiedades del crudo y las salinidades del agua dulce deben correrse.
Se tomarán núcleos de pared durante el programa de registros a hueco abierto en las zonas
de interés. Realizar una corrida de limpieza para acondicionar el hueco antes de
realizar las pruebas a hueco abierto.
55
4.1.1.10Programa de Pruebas de Formación a Hueco Abierto
Un equipo de prueba repetida de formación con la capacidad de tomar muestras de líquidos
como también presiones debe correrse. Realizar una corrida de acondicionamiento después
de completar el programa de registros eléctricos y extracción de núcleos laterales.
Correlacionar los registros de hueco abierto de IvanPung # 15 a los del pozo perforado P-
10 y realizar las siguientes pruebas en las profundidades aquí especificadas para el P-10:
1. Tomar lectura de la presión RFT (MDT) cada 20 pies de las arenas Hollin de 1005 –
1185 pies (10 puntos). Si las características de flujo son suficientes, intentar tomar 3
muestras de líquido del intervalo Hollin.
2. Tomar lectura de la presión RFT (MDT) a los 745 pies y 755 pies en la arena Napo T. Si
las características de flujo son suficientes, intentar tomar 1 muestra líquido del intervalo
Napo T.
3. Tomar lectura de la presión RFT (MDT) cada 20 pies de la caliza Napo M de 475 – 535
pies (4 puntos). Si las características de flujo son suficientes, intentar tomar 2 muestras de
líquido del intervalo Napo M.
4.1.1.11 Sumarios de perforación del pozo IP-15
TALADRO: TRIBOILGAS 08
Figura: 24. Diagrama del pozo IP-15 Fuente: IVANHOE
56
Figura: 25. Curva estimada de perforación Fuente: IVANHOE
3. Reporte Final De Perforación
23-DIC-2009
INICIO DE PERFORACIÓN 23 DICIEMBRE 2009 @ 18:00 HRS.
57
PERFORA C/ BROCA TRICONICA DE 12 1/4” DE 40 A 70 FT C/ GELEX MI GEL 8.4
LB/GAL. CAMA DE GRAVA ENCONTRADA A 65FT.
24-DIC-2009
PERFORA DESDE 70 HASTA 132 PIES. PROFUNDIDAD TOTAL DE LA SECCION
DE 12 1/4”. CIRCULA Y ACONDICIONA HUECO PARA REGISTROS. BOMBEA 40
BBL DE PILDORA DE ALTA VISCOSIDAD.
25-DIC-2009
CORRE REGISTROS ELECTRICOS: ECS, HRLA, PEX, SP. ARMA EQUIPO DE
CORRIDA DE CASING DE 10 3/4” DE WEATHERFORD.
SUBE, ENROSCA JUNTA DE ZAPATO Y BAJA. SUBE, ENROSCA 2da JUNTA Y
BAJA. NO DISPONIBLE. PASO A 70 FT. TRABAJA CASING. INTENTA PASARLO
2 VECES SIN ÉXITO. SACA Y QUIEBRA CASING. SUBE Y ARMA SARTA DE
LIMPIEZA.
26-DIC-2009
RIMA PUNTOS APRETADOS A 70 FT. CIRCULA Y ACONDICIONA POZO
CORRER CASING DE 10 3/4”.
INTENTA CORRER CASING DE 10 3/4”. NO PASA. DESENROSCA Y QUIEBRA
CASING.
27-DIC-2009
SUBE Y ARMA BHA DE LIMPIEZA. BAJA HASTA 50FT. RIMA DESDE 50 HASTA
82 FT.
SACA PARA CAMBIAR BROCA. ENROSCA NUEVA BROCA DE 13 3/4” , PARA
ABRIR HUECO. HABRE HUECO DE 12 1/4” A 13 3/4” HASTA PROFUNDIDAD
TOTAL (132 FT). C/GELEX M-I GEL 8.9 LB/GAL.
58
28-DIC-2009
CIRCULA Y ACONDICIONA LODO. LIMPIA HUECO
BAJA CON CASING DE 10 3/4” HASTA 131 PIES Y LO CEMENTAN.
ESPERA C/ CUADRILLAS DESDE EL 28 DE DICIEMBRE 2009 @ 09:00 HRS
HASTA EL 4 DE ENERO 2010 @ 09:00 HRS.
TRIBOIL REALIZA MODIFICACIONES Y REPARACIONES DEL TALADRO DE
PERFORACION.
04.ENE-2010
TALADRO DE PERFORACION INSPECCIONADO Y NO ACEPTADO.
TRIBOILGAS CONTINÚA HACIENDO REPARACIONES Y MODIFICACIONES
PARA QUE EL TALADRO SEA ACEPTADO.
INICIA TARIFA DE REPARACIÓN (TARIFA CERO) DESDE EL 4 DE ENERO 2010
@ 09:00 HRS. HASTA 10 DE ENERO 2010 @ 22:00 HRS.
10-ENE-2010
TALADRO PROVISIONALMENTE ACEPTADO EL 10 DE ENERO 2010 @ 22:00
HRS.
PRUEBAN ARIETES (PIPE RAMS). BRIDA LIQUEANDO.
11-ENE-2010
REAJUSTAN, PRUEBAN B.O.P.S CHOKE MANIFOLD. OK.
ARMAN B.H.A. NO DISPONIBLE PASAR CON LA BROCA A TRAVES DEL
CABEZAL. INTENTAN VARIAS VECES.
PARECE SER UN BORDE EN LA UNION ENTRE EL CABEZAL Y EL CASING.
ESPERAN TAPERED MILL A SER CONSTRUIDO POR WEATHERFORD. ESPERAN
REEMPLAZO DE LA KELLY (KELLY DAMASIADO LARGA).
59
12-ENE-2010
ESPERAN TAPER MILL. INSTALAN KELLY MAS CORTO.
MUELEN C/ TAPER MILL A TRAVES DE LA OBSTRUCCIÓN EN EL CABEZAL.
SACAN Y QUIEBRAN TAPER MILL.
BAJAN DENTRO DEL HUECO CON B.H.A C/ BROCA TRICONICA DE 9 7/8”.
INICIAN LAVANDO A 90 PIES.
TOPE DE CEMENTO A 110 PIES. PERFORAN CEMENTO. PERFORAN ZAPATO.
13-ENE-2010
PERFORAN ZAPATO. CIRCULAN PARA CAMBIAR A NUEVO LODO.
PERFORAN DESDE 172 HASTA 276 PIES. 144 PIES. 14.5 HORAS. 9.9 PIES/HORA
C/KLASTOP 8.9 LB/GAL.
AÑADEN 3 DRILL COLLARS DE 6.5” PARA DAR PESO
PERFORAN DESDE 276 HASTA 320 PIES. 44 PIES, 5.5 HORAS, 8 PIES/HORA.
14-ENE-2010
CONTINÚA PERFORANDO DESDE 320 HASTA 467 PIES. 147 PIES, 24 HORAS, 6.1
PIES/HORA.
15-ENE-2010
PERFORAN DESDE 467 HASTA 480 PIES C/BROCA TRICONICA DE 9 7/8”.
EXTRAEN NUCLEO # 1 (NAPO) DESDE 480 A 509 PIES (29 PIES CORTADOS, 16.8
RECUPERADOS). RECUPERACION PARCIAL.
16-ENE-2010
LAVAN Y RIMAN C/ BROCA TRICONICA DE 9 7/8” DESDE 480 HASTA 484 PIES.
60
PERDIDA PARCIAL DE CIRC A 484 PIES. PERDIDOS 50 BBLS. MEZCLAN Y
COLOCAN 30 BBLS DE PILDORA LCM. PERMITE CORREGIR.
LAVAN Y RIMAN 480 HASTA 503 PIES.
PERDIDA PARCIAL DE CIRCULACION A 503 PIES. MEZCLAN Y COLOCAN 30
BARRILES DE PILDORA LCM. PERMITE CORRGIR.
LAVAN Y RIMAN DESDE 503 HASTA 509 PIES.
PERFORAN DESDE 509 HASTA 514 PIES C/ BROCA TRICONICA DE 9 7/8”.
CIRCULAN Y COLOCAN PILDORA EN EL FONDO. SACAN SARTA DE
PERFORACION.
QUIEBRAN BROCA. INCLINACION = 0.75º.
EXTRAEN NUCLEO # 2 (NAPO) DESDE 514 HASTA 532 PIES (18 PIES
CORTADOS Y RECUPERADOS).
17-ENE-2010
LAVAN Y RIMAN DESDE 514 HASTA 532 PIES. PERFORAN DESDE 532 HASTA
718 PIES.
18-ENE-2010
PERFORAN DESDE 718 HASTA 777 PIES. 59 PIES. 8 HORAS. 7 PIES/HORA.
EXTRAEN NUCLEO #3 (NAPO) DESDE 777 HASTA 804 PIES (27 PIES CORTADOS
Y RECUPERADOS). 1 HORA. 27 PIES/HORA.
RIMAN HUECO DE EXTRACCION DEL NUCLEO DESDE 777 HASTA 804 PIES.
19-ENE-2010
PERFORAN DESDE 804 A 1040 PIES. 236 PIES. 20.5 HORAS. 11.5 PIES/HORA.
20-ENE-2010
61
EXATRAEN NUCLEO #4 (HOLLIN) DESDE 104 HASTA 1057 PIES. (17 PIES
CORTADOS Y RECUPERADOS). 2 HORAS. 8.5 PIES/HORA.
EXTRAEN NUCLEO #5 (HOLLIN) DESDE 1057 HASTA 1083 PIES (26 PIES
CORTADOS Y 24.4 RECUPERADOS) 2 HORAS. 13 PIES/HORA.
21-ENE-2010
LAVAN DESDE 983 HASTA 1040 PIES.
RIMAN HUECO DE EXTRACCION DE NUCLEO DESDE 1040 HASTA 1083 PIES.
PERFORAN DESDE 1083 HASTA 1110 PIES. 27 PIES. 3.5 HORAS. 7.7 PIES/HORA.
VAIAJAN FUERA DEL HUECO HASTA SUPERFICIE. INCLINACION = 1.75º.
EXTRAEN NUCLEO #6 (HOLLIN) DESDE 1110 HASTA 1141 PIES. (31 PIES
CORTADOS Y 30.7 REC) 2.5 HORAS. 12.8 PIES/HORA.
22-ENE-2010
LAVAN Y RIMAN DESDE 1048 HASTA 1141 PIES.
PERFORAN DESDE 1141 HASTA 1172 PIES. 31 PIES. 3 HORAS. 10.33 PIES/HORA.
EXTRAEN NÚCLEO #7 (HOLLIN) DESDE 1172 A 1203 PIES (31 PIES CORTADOS Y
30.5 PIES RECUPERADOS) 1 HORA. 31 PIES/HORA.
LAVAN Y RIMAN DESDE 1172 HASTA 1203 PIES.
PERFORAN DESDE 1203 HASTA 1214 PIES. 11 PIES. 1 HORA. 11 PIES/HORA.
23-ENE-2010
PERFORAN DESDE 1214 HASTA 1282 PIES. 68 PIES, 16 HORAS, 4.25 PIES/HORA.
CIRCULAN Y SACAN PUERA DEL HUECO PARA CAMBIAR LA BROCA, POR
OTRA TRICONICA DEBIDO AL BAJO R.O.P.
SUBEN Y ARMAN NUEVA BROCA. VIAJAN DENTRO DEL HUECO HASTA 1074
PIES. HUECO APRETADO. INTENTAN TRABAJAR SIN ÉXITO.
62
LAVAN Y RIMAN DESDE 1074 HASTA 1282 PIES.
24-ENE-2010
PERFORAN DESDE 1282 HASTA 1343 PIES. 61 PIES, 22.5 HORAS, 2.7
PIES/HORA.C/ KLASTOP 9.3 LB/GAL.
CIRC HUECO PARA LIMPIAR. BOMBEAN 25 SX DE PILDORA DE ALTA VIS,
MAS DESPLAZAN 15 SX DE PILDORA DE ALTA VIS EN FONDO.
25-ENE-2010
SACAN FUERA DEL HUECO DESDE 1343 PIES HASTA SUPERFICIE.
INCLINACION = 1º.
CORRIDA DE REGISTROS #1: ECS, HRLA, PEX, SP. CORRIDA DE REGISTROS #2:
FMI, SONICO, GAMMA RAY, SPECTRAL.
CORRIDA DE REGISTROS #3: CMR, GAMMA RAY. CORRIDA DE REGISTROS #4:
XPT (INCOMPLETOS).
26-ENE-2010
SCHLUMBERGER CONTINÚA CORRIENDO REGISTROS: XPT (CORRIDA #4).
REPITEN CORRIDA #4.
VIAJAN DENTRO DE HUECON CON CST, GAMMA RAY (CORRIDA #5).
VIAJAN FUERA HUECO Y DESARMAN HERRAMIENTAS. HUECO A TOMAR
FLUIDO.
ARMAN BROCA TRICONICA DE 9 7/8” Y VIAJAN DENTRO DEL HUECO CON
DRILL COLLAR Y DRILL PIPE HASTA 535 PIES.
BOMBEAN 30 BARRILES DE PILDORA DE ALTA VISCOSIDAD CON LCM.
VIAJAN FUERA DEL HUECO HASTA 411 PIES. OBSERVAN POZO. OK. HUECO
PERMANECE LLENO.
CONTINÚA VIAJANDO DENTRO DEL HUECO DESDE 411 HASTA 1331 PIES.
SUBEN KELLY. LAVA
BBLS DE PILDORA DE
25 BBLS DE PILDORA
7/8. QUIEBRAN B.H.A
27-ENE-2010
CORREN CASING DE
FRAGUADO DE CEME
DESARMAN B.O.P. D
SECCIÓN A Y LO REM
SOLDADOR CORTA
NUEVA SECCIÓN A.
FINALIZA PERFORA
Figura: 26. Curva real de perFuente: IVANHOE
Fo
rmatio
ns
Actu
al -
Fore
ca
st
LLY. LAVAN Y RIMAN DESDE 1331 HASTA 1343 PIES
ILDORA DE ALTA VIS, CIRC Y RECIPROCAN SARTA,
E PILDORA DE ALTA VIS EN FONDO. SACAN B.H.A CO
RAN B.H.A. Y DRILL PIPE DE 3 ½ A LOS BURROS.
ASING DE 7” HASTA 1342’ (36 JUNTAS) Y LO CEMEN
CEMENTO.
N B.O.P. DE 11”, MAS CORTAN CASING DE 10 ¾” D
A Y LO REMUEVEN.
R CORTA CASING DE 7” PARA CORREGIR ALTU
A.
PERFORACIÓN 25 de Febrero 2010.
real de perforación
63
A 1343 PIES. BOMBEAN 20
N SARTA, MAS COLOCAN
N B.H.A CON BROCA DE 9
LO CEMENTAN. ESPERAN
DE 10 ¾” DEBAJO DE LA
GIR ALTURA Y SOLDAR
64
Deviation
MD (feet) Dev (°)
514 0,75
1110 1,75
1343 1
PUNGARAYACU BLOCK 20 IVANHOE ENERGY ECUADOR
IP-15 FINAL WELL DIAGRAM
Date: January 28th, 2010
65
4.1.1.12 Resumen del programa de lodos
� 0-120´: Lodo de viscosidad media gelex – MI gel (bentonita) con adiciones de LCM
durante la perforación si es necesario para problemas de pérdida de circulación.
� 120´-TD´: Sistema de bajo contenido de sólidos Klastop con adiciones de LCM según
se requiere para pérdida de circulación. Mantener peso del lodo desde 8.4 a 9.0 lb/gal.
y pérdida de fluido desde 5-6 cc.
Para más información ver los ANEXOS
4.1.1.13 Diseño mínimo del casing y resumen de lacementación
� Casing de superficie: ± 0-120´ Perforar el hueco para correr 3 juntas. 10 ¾”, 40.5#
K-55, STC.
� Cemento: Cemento clase “A” con 3% CaCl2 mezclado hasta 15 lb/gal, cedencia –
1.31 pies cúbicos/saco. Debe estar preparado para hacer un trabajo en el tope si el
cemento cae desde superficie.
� Tubería de revestimiento de producción: 0-profundidad total, 7”, 23#, J-55,
BT&C asentado en un hueco de 9 7/8”.
� Cemento: Cementar desde la profundidad total hasta la superficie. Los volúmenes
de cemento serán suficientes para llenar el hueco calibrado con 100% de exceso o
según determinen las condiciones del hueco y los registros. Debe estar preparado
para hacer un top job si el cemento cae desde superficie.
4.1.1.14 Problemas potenciales del hueco
Pérdida de Circulación: La pérdida de circulación se ha experimentado en los pozos
perforados en esta área. Mantener el peso mínimo del lodo y sus propiedades reológicas,
minimizar las presiones de suaveo y surgencia en los viajes. Mantener el material de
pérdida de circulación en el lodo según se requiera para mantener circulación. Si se
presenta pérdida total de circulación, el hueco será perforado sin retornos hasta la PT.
Mezclar y bombear el lodo según se necesita para mantener al hueco en buenas
condiciones. A profundidad total mezclar una píldora de LCM y colocarla en el fondo
para correr registros.
Desviación: La desviación no debe ser un problema en esta área. Tome registros de
inclinación a 250’, 500´, 750’ y PT. Mantener la inclinación debajo de los 2 grados.
Presión anormal: No se anticipa presión anormal en estos pozos.
66
4.1.1.15 Programa de perforación
Hueco de producción: 9 7/8” a 1310’ de profundidad total (PT).
1. Mantener una reunión con el jefe de cuadrilla, cuadrilla de perforación, y el ingeniero
de lodos antes de perforar.
2. Mantener el hueco recto. Perforar el pozo con lodo de agua dulce, añadir LCM para
mantener la circulación si es necesario. Extraer los núcleos del hueco según el programa
de extracción de núcleos. Si se encuentra pérdida de circulación total, no pasar mucho
tiempo tratando de recuperar la circulación. Perforar el hueco hasta PT sin retornos
bombeando barridos de gel según se necesite para mantener el hueco en condiciones.
Colocar una píldora de LCM en el fondo y luego registrar según establece el programa de
registro. Se necesita que el hueco tenga suficiente nivel de fluido estático para que se
puedan correr los registros eléctricos.
3. Bajar la sarta de perforación a la PT, circular, limpiar y sacar la sarta de perforación
para bajar la tubería de revestimiento.
4. Correr la tubería de revestimiento de 7” hasta PT y cementarla, de acuerdo a los
programas de corrida de tubería de revestimiento y de cementación.
5. Sentar la tubería de revestimiento de 7” e instalar una brida de tubería de revestimiento
de 7” x 2M SOW con una brida de 7 1/16” con una válvula maestra en la parte superior.
El cabezal y todas las válvulas deben estar configurados para soportar la alta temperatura
del vapor.
6. Liberar el taladro de perforación para la completación.
4.1.1.16 Control de pozo
1. Armar y probar un BOPE Clase III con un choke manifold.
2. El equipo periférico requerido de control de reventones en la sarta de perforación es:
a. Inside BOP con agarradera (esta válvula se tiene que identificar adecuadamente
para que la cuadrilla de perforación sepa que no es la primera válvula a conectar).
b. Válvula de seguridad con apertura total con agarradera (válvula en posición
abierta)
c. Válvula de tapón superior con llave.
4.1.1.17 Tubería de revestimiento y cementación
Tubería de revestimiento de superficie: 10 ¾”, 40.50#, K-55, STC asentado a 120’ +-
.Para mas información ver los ANEXOS
67
Cemento: Clase “A” con 3% CaCl2 mezclado hasta 15 lb/gal, cedencia – 1.31 pies
cúbicos/saco.Para más información ver los ANEXOS.
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN DE 7”
Diseño de casing: 7”, 23#, J-55, BTC asentado @ PT +-,
Diámetro Interno (ID): 6.366”
Drift 6.241”
Estallido (Burst): 4360 psi
Colapso: 3270 psi
Tensión: 313 M
Programa de cementación: Cementar hasta superficie con el 100% de exceso o según se
determine del registro de caliper y de las condiciones del hueco.
El cemento debe estar en el rango de 12.8 - 13 ppg, configurado para soportar altas
temperaturas en la inyección de vapor para estos pozos. También es bueno que tenga
propiedades tixotrópicas para evitar una caída de cemento desde la superficie. Si el
cemento se cae, un top job será realizado.
40 bbls de mud push mezclado hasta 12.5 lb/gal será bombeado antes del cemento.
El cemento será mezclado 13 lb/gal, cedencia – 2.52 pies cúbicos/saco. La mezcla es la
siguiente:
Sistema Convencional
Densidad 13.00 lb/gal
Cedencia 2.52 pies cúbicos/saco
Agua Mezclada 12.405 gal/saco
Fluido Mezclado 13.235 gal/saco
Volumen total 119.76 bbl
Tiempo esperado para espesar 70 Bc a 05:42 hr:mn
Fuerza de compresión esperada
Pérdida de fluido esperada
Aditivos
68
Tabla: 6.Tabla de activos Fuente: IVANHOE Realizado: Sandra Valencia
4.1.1.18Programa de completación
Después de suficiente tiempo de fraguado del cemento (48 horas), la empresa de wireline
armará y correrá registros de correlación tipo CBL/VDL/CCL/GR desde la PT hasta
superficie para asegurar la integridad del cemento en los intervalos de prueba propuestos.
De ser necesario se preparará un plan de cementación forzada.
Un plan para mantener el calor en las líneas de flujo, los tanques de prueba y en equipos
será preparado. Esto prevendrá que el petróleo se torne demasiado viscoso para ser
bombeado durante las pruebas de producción.
1. Mover y armar el equipo de prueba de superficie según el diagrama adjunto.
2. Se mantendrá una reunión antes de iniciar labores de completación con los contratistas
de perforación y pruebas.
3. Instalar el equipo BOP sobre la brida de tubería de revestimiento de 7”.
4. Acondicionar el hueco para las pruebas. Las pruebas se conducirán de abajo hacia arriba,
disparando una zona a la vez, en agua limpia y probadas selectivamente con RBP y
empacadura en la tubería de producción de 2-7/8”. Cada una de las 5 pruebas planificadas
se manejarán de la siguiente forma:
5. Colocar un saco de arena encima del RPB antes de perforar. Punzonar la zona de prueba
según lo especificado con cañones de tubería de revestimiento, 4 disparos por pie,
enfasamiento de 120 grados. Intentar hacer fluir el pozo después de los punzonamientos. Si
el pozo no fluye, intentar suavear. Si el suaveo no resulta exitoso, proceder con la siguiente
prueba en el pozo.
CODIGO DESCRIPCIÓN CONCENTRACIÓN
D111 AGENTE
TIXOTRÓPICO 0,800 GAL/SACO
D047 ANTIESPUMANTE 0,030 GAL/SACO
D166 AGENTE DE PESO 17,0% BWOB
S001 CaCl2 4,0% BWOB
D202 DISPERSANTE 0,4% BWOB
D154 ALARGADOR 20,0% BWOB
"A" CEMENTO 94,00 LB/SACO
69
6. Si se tiene producción en el paso 5, realizar pruebas de caída de presión (drawdown) y
de restauración de presión (build up) con medición en tiempo real, si es posible. Si
muestras del fondo del pozo no se pudieron obtener durante el muestreo a pozo abierto
según se especificó, obtener muestras duplicadas del fondo del pozo para análisis de
presión, volumen y temperatura (PVT) y pruebas de calidad en el laboratorio. También
obtener en superficie suficientes muestras de petróleo, agua, y gas para análisis PVT
combinado, pruebas de laboratorio de procesos y oleoducto, y pruebas de rendimiento en
refinería. Si es posible, almacenar cada barril de petróleo y agua para pruebas futuras.
Nota: sólo un juego de muestras del fondo del pozo y de muestras combinadas en
superficie será tomada de uno de los 3 intervalos de Hollín.
7. Matar el pozo, circular la arena desde la parte superior del RBP y mover el tapón puente
(bridge plug) hacia arriba del pozo hasta estar sobre las perforaciones actuales para realizar
la siguiente prueba. Si las presiones del RFT (MDT) indican un desbalance potencial de
presión entre las zonas de prueba propuestas, puede ser necesario asentar un tapón puente
perforable entre las zonas para lograr aislamiento.
8. Repetir los pasos 4-7 arriba indicados para cada una de las 5 pruebas planificadas.
9. Si el 5to intervalo (caliza Napo M) contiene crudo pero la prueba de suaveo/flujo
indica que es demasiado ajustada para establecer tasas económicas de flujo,
considerar realizar un trabajo de acidificación de matriz para esa formación.
Bombear 3000 galones de HCL inhibido al 15% (50 gal/pie) a tasas y presiones bajas.
Desplazar la tubería de producción con agua dulce. Después de un tiempo suficiente para
asegurar que el ácido se haya “gastado,” suavear el ácido a un tanque separado,
chequeando el Ph y corte de aceite en intervalos regulares. Si el flujo se establece después
de recuperar el ácido/agua, proceder a probar la caliza Napo M según el paso 6 indicado
arriba.
10. Después de evaluar la Napo, sacar el tapón puente y probar los intervalos Hollin y
Napo combinados con una PCP (bomba de cavidad progresiva) para establecer una tasa
máxima.
11. Después de la prueba sacar el equipo de levantamiento artificial, considerar realizar
cementación forzada a los intervalos Napo después de las pruebas para preparar la
inyección de vapor en Hollín. Después de la cementación forzada (o de decidir que el
crudo Napo es similar al crudo de Hollín y no realizar la cementación forzada), jalar el
RBP y empacadura, correr tubería de producción de 2-7/8” hasta 1180 pies y armar el
70
cabezal de producción y preparar para la inyección de vapor o re-inyección de los fluidos
producidos.
12. Si no se requiere la inyección de vapor en Hollin, re-inyectar fluidos producidos en la
formación original de producción, asegurar el pozo y, desarmar y mover latorre de
completación. Si se planifica la inyección de vapor, no re-inyectar los fluidos producidos a
la formación antes de realizar la inyección de vapor.
13. Si no se puede establecer producción en ninguna o en todas las 3 pruebas de Hollin
planificadas, considerar la ejecución de una estimulación de vapor “HUFF-PUFF” de todo
el intervalo Hollin.
14. Si es necesario inyectar vapor en el pozo para establecer producción, un programa
detallado será insertado aquí. Incluirá la inyección de aproximadamente 50 bbls/pie de
arena neta, de 70% de calidad de vapor a lo largo de un período de 10 a 12 días, seguido
por un cierre de 7 a 10 días antes de efectuar las pruebas de producción en un tanque
calentador.
15. Después de la inyección de vapor y cierre, verificar la profundidad total y limpiar hasta
1310 pies, correr la PCP hasta 1000 pies. Realizar una prueba de producción de largo plazo
por unos 20 días, registrando todas las tasas de fluidos y presiones.
16. Cuando la prueba esté completa, retirar todos los equipos del pozo, re-inyectar todos
los fluidos producidos a la formación original. Correr tapón de tubería de producción y
asentarlo a 100 pies. Asegurar y suspender el pozo. Desarmar y mover la torre de
completación. Para más información ver los ANEXOS.
Pozo IP-5b
4.1.2.1Coordenadas Superficiales del Pozo IP-5b
Ubicación X= 614,169.0 ftLong- 77° 48’ 37.24”
Zona (187,201.0 m)
Y= 32,428,736.24 ft Lat - 01° 02’ 44.21”
(9,884,399 m)
~ 650 pies al norte del P-16
Elevación del terreno:1648 ft (502.2 m sobre el nivel del mar)
Elevación mesa rotaria: 15 ft
Operador: Ivanhoe Energy Ecuador Inc.
71
Profundidad total propuesta: 1094 ft (333.5 m)
4.1.2.2 Marcadores geológicos
Formaciones Profundidad Tope
MD (ft) TVD (ft) TVD Subsea
(ft) Caliza M-1 0 0 1648 Caliza M-2 155 155 1493
Caliza A 244 244 1404 Arenisca Napo U 362 362 1286
Caliza B 377 377 1271 Arenisca Napo T 545 545 1103 Lutita Basal Napo 633 633 1015
Formación Hollín 717 717 931 Formación Chapiza 994 994 654
Profundidad Total 1094 1094 554 Tabla: 7. Marcadores geológicos Fuente: IVANHOE
Nota: El pozo IP-5b está localizado a 650 pies al norte del pozo P-16 y por consiguiente se
ha anticipado que los topes de las formaciones y las zonas saturadas de petróleo serán las
mismas.
Arenas con Agua Dulce:
Posiblemente se encuentre en cualquiera de las formaciones arriba mencionadas.
4.1.2.3 Presión del Reservorio, Temperatura y Peligros
Se espera la ocurrencia de un gradiente de presión de 0.433 psi/ft desde la superficie. Una
temperatura de 95 °F a la profundidad total, también se espera.
La presencia del gas H2S es posible que ocurra, su monitoreo será constante y se tomarán
las debidas precauciones de acuerdo a los estándares internacionales de exposición.
4.1.2.4 Extracción convencional de núcleos
Cuatro (4) núcleos convencionales se tomarán: 8-1/2” od x 4” id x 30’ longitud. Un
núcleo será cortado en la arena Napo “T” de 540 ft hasta 570 ft. (30 ft). En tres intervalos
de la arena Hollín se tom
(30 ft) y de 870 ft hasta 9
Un total de 4 núcleos
adjunto. Las profundida
definidos por el geólogo
encontradas, y en funció
con las del pozo P-16.
preservación y empaque
Figura: 27. Diagrama Fuente: IVANHOE
Hollín se tomarán núcleos de 750 ft hasta 780 ft (30 ft), de 7
870 ft hasta 900 ft (30 ft).
e 4 núcleos convencionales se tomarán de acuerdo al diag
s profundidades de los intervalos en los que se tomarán
or el geólogo del pozo de acuerdo a las descripciones de los n
, y en función de cómo los topes de las formaciones se expres
16. La empresa que tomará los núcleos será la
n y empaque convencional de los núcleos para su envío a labo
iagrama de registro core 1 ANHOE
72
t (30 ft), de 780 ft hasta 810 ft
uerdo al diagrama de registro
arán los núcleos serán
ones de los núcleos y muestras
nes se expresan al compararlos
eos será la responsable de la
envío a laboratorio.
Figura: 28. Diagrama de regisFuente: IVANHOE
En los Anexos, se pue
Convencionales de Núcl
ama de registro core 2, 3 4
, se pueden observar los Masterlogs y los resultados
ales de Núcleos realizados por CoreLab en Bogotá-Colombia
73
os resultados de los Análisis
Colombia.
74
4.1.2.5 Arenas con petróleo previstas
Se prevé que la Arena Napo T, calizas M-1, M-2 y A, y la Arena de Hollín contengan hidrocarburos: sin embargo, cada una de estas zonas puede tener gravedades distintas de su petróleo y/o salinidades de agua que por ende requieran pruebas y muestreos diferenciados.
4.1.2.6 Pruebas Anticipadas
Se anticipa que 3 pruebas en total se llevarán a cabo en el pozo para probar la arena Napo “T”, y 2 pruebas separadas en las Arenas Hollín. Las profundidades de las pruebas se determinarán después de que el programa de registro se haya completado.
• Prueba # 1 870-900 ft (30 ft) HOLLIN FM. • Prueba # 2 750-780 ft (30 ft) HOLLIN FM. • Prueba # 3 545-555 ft (10 ft) NAPO T FM.
4.1.2.7 Equipo BOP
Un BOP Clase III 11” x 3M con un manifold de cierre se instalará y probará después de
que el casing de 10 3/4 pulgada haya sido cementado desde los 130 pies de profundidad
hasta la superficie. Equipo de monitoreo de fluidos del hueco también estará con el BOP.
4.1.2.8 Programa de Casing
STC casing de 10 3/4 pulgadas, 40.50 lb/pie, K-55 se fijará a una profundidad de 130 pies.
Casing de 7 pulgadas se fijará a una profundidad total de 1094 pies. Una profundidad total
de perforación de 1094 pies deberá dejar 30 pies de ratonera para lograr una cobertura
completa de registros y casing en todas las zonas de interés.
En adición al casing de superficie de 10 ¾” arriba mencionado, se ha previsto casing será
de 7 pulgadas, 23 lb/pie, K55, BTC cementado hasta la profundidad total. La completación
implicara la perforación en arenas individuales según se justifique. Cada zona será
limpiada de fluidos, pistoneada o bombeada para darle el mejor rendimiento en la
extracción de agua, petróleo, o ambos.
4.1.2.9 Programa de Registro de Lodos
(Todos los registros estarán en pies) El programa de registro incluirá una unidad completa de registro de lodo para colectar los
cortes, medir la tasa de penetración, peso en la broca, propiedades del lodo, detección de
75
gas C1 a C5, litología, vestigios de petróleo incluyendo manchas, fluorescencia, y
fluorescencia de corte. La información será recopilada usando un sistema computarizado
de adquisición datos estándar de la industria. El registro deberá comenzar desde la
superficie hasta la profundidad total.
4.1.2.10 Programa de Registros Eléctricos
(Todos los registros estarán en pies) Desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento del casing de 10 ¾” a 130 pies de
profundidad (en el hueco de 13 ¾”) correr los registros SP, GR, Inducción, Resistividad y
Neutrón porosidad (CNL).
Un juego completo de registros eléctricos con tecnología de punta, se correrá desde la base
del casing superficial aproximadamente a 130 pies de profundidad hasta la profundidad
total del pozo. Espectral Rayos Gamma (GR), Potencial Espontáneo (SP), Laterolog,
Neutrón, Densidad, Sónico (LSS), Resonancia Magnética o el nuevo MR scanner y Caliper
a profundidad total (TD). Un registro de imágenes de alta resolución (FMI) se correrá en
todo el hueco y serán procesados para obtener datos de inclinación e imágenes. Ya que se
espera una mezcla de crudo pesado y agua dulce, registros para determinar la gravedad del
crudo y la salinidad del agua dulce deben correrse.
Núcleos de pared (CST) se tomarían durante el programa de registros a hueco abierto en las
zonas de interés. Hacer un viaje de limpiezapara acondicionar el hueco abierto antes
de la toma de núcleos.
4.1.2.11 Programa de Pruebas de la Formación en el Hueco Abierto
Un equipo de prueba repetida de la formación con la capacidad de tomar muestras de
líquidos como también presiones debe correrse. Realizar una corrida de acondicionamiento
después de completar el Programa de Registros Eléctricos y Extracción de Núcleos
laterales. Correlacionar los registros de hueco abierto de IvanPung#5B a los del pozo
perforado P-16 y realizar las siguientes pruebas en las profundidades aquí especificadas
para el P-16:
1. Tomar lectura de la presión RFT (MDT) cada 20 pies de las arenas Hollín de 750 –
1010 pies (14 puntos). Si las características de flujo son suficientes, intentar tomar 3
76
muestras de líquido del intervalo Hollín, incluyendo uno desde la zona que
aparentemente contiene agua bajo los 950 pies.
2. Tomar lectura de la presión RFT (MDT) a 545 pies y 555 pies en la arena Napo T. Si
las características de flujo son suficientes, intentar tomar 1 muestra líquido de la arena
Napo T.
4.1.2.12Programa de Perforación
� Construir una plataforma de 1.09 hectáreas de superficie.
� Movilizar y levantar el taladro de perforación y la unidad de registro de lodos.
� Mantener una reunión con el jefe de cuadrilla, cuadrilla de perforación, y el ingeniero de
lodos antes de perforar.
� Perforar hueco de 13 ¾” a 130’ +/-, se perforará el hueco para instalar casing superficial
de 10 3/4”. Sacar sarta y registrar en el hueco superficial según como se especifica en la
sección de registros.
� Correr registros de resistividad en el hueco superficial de acuerdo a especificaciones.
� Bajar y cementer el casing. Usar stab in y tubería de perforación para cementar el casing
de 10 ¾”. Esperar no menos de 8 horas de acuerdo al programa de Schlumberger y
luego bajar el casing, instalar un 11” x 10 ¾” SOW 3M cabezal de casing y nipple y
probar el Clase III 11” x 3M BOP dotado de choke manifold.
� Perforar hueco de 9 7/8” y obtener núcleos de 8 ½” hasta 1094’ (profundidad total) de
acuerdo al programa de toma de núcleos. Cuidar que el hueco se mantenga sin
inclinación. Perforar el pozo con lodo base agua fresca, añadir viscosificante o una
pastilla pesada para mantener la circulación si es necesario. Si se tiene una pérdida total
de circulación, no gastar mucho tiempo tratando de restablecer la circulación. Perforar
el pozo hasta TD sin retorno bombeando lechadas de gel según las necesidades para
mantener el hueco en buenas condiciones. Se perforará hasta la base de la arena
principal más 100 pies de hueco de rata. El géologo en sitio le denomina TD.
77
� Colocar un viscosificador o una pastilla pesada en el fondo y correr registros de acuerdo
al programa de registro o la opinion del geólogo en sitio. Se require que el hueco
contenga suficiente fluido en sitio para que se puede registrar.
� Luego de haber registrado hasta TD, circular, limpiar y salir del hueco para bajar casing.
� Correr 7” casing hasta TD y cementar hasta superficie de acuerdo al programa. Esperar
no menos de 8 horas de acuerdo al programa de Schlumberger.
� Engancharel 7” casing e instalar un 7” x 3M SOW casing flange con un 7 1/16” flange
con master valve al tope. El cabezal y las válvulas serán probados para resistencia a
altas temperaturas resultantes de la inyección de vapor.
� Liberarel taladro para completación.
4.1.2.13 Control del Pozo
Unir y probar un anular Class III 11” x 3M BOP con un choke manifold.
El equipo periférico requerido de control de reventones en la sarta de perforación es:
a. Dentro del BOP con agarradera (esta válvula se tiene que identificar adecuadamente para
que la cuadrilla de perforación sepa que no es la primera válvula para centrar).
b. Válvula de seguridad con apertura total con agarradera (válvula en posición abierta)
c. Válvula de tapón superior con llave.
78
4.1.2.14 Sumarios de perforación del pozo IP-5b
TALADRO: TRIBOILGAS 08.
Figura: 29. Diagrama del pozo IP-5b Fuente: IVANHOE
Figura: 30. Curva estimada de Fuente: IVANHOE
imada de perforación
79
80
REPORTE FINAL DE PERFORACIÓN
23-JUNIO-2010
Día #1
INICIO DE PERFORACIÓN 23 JUNIO 2010@ 12:30 HRS. PERFORAN CON BROCA
TRICÓNICADE DIENTES DE 13 3/4” DESDE 26’ A 62’, CON GELEX MI GEL 8.4 –
8.6 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO= 36 PIES, R.O.P.= 3.6 PIES/HR.
24-JUNIO-2010
Día #2
CONTINUA PERFORANDO DESDE 62’ HASTA 132’ (PROFUNDIDAD TOTAL DE
LA SECCIÓN DE 13 3/4”) DESDE 26’ A 62’, CON GELEX MI GEL 8.6 – 8.7 LB/GAL.
INTERVALO PERFORADO= 70’, R.O.P = 4.67 PIES/HR. RIMAN HUECO. PUNTOS
APRETADOS DESDE 43’ A 45’. CIRCULAN Y ACONDICIONAN HUECO PARA
REGISTROS.
25-JUNIO-2010
Día #3
CONTINÚA CIRCULANDO Y ACONDICIONANDO HUECO PARA REGISTROS.
SUELTAN TOTCO. SACAN B.H.A. Y LO QUIEBRAN. 0.5º DESVIACIÓN A 132’.
ARMAN Y CORREN DENTRO DEL HUECO REGISTROS ELÉCTRICOS:
PLATFORM EXPRESS (AIT, GR, TLD, CNL, MCFL).DERRUMBES (WASHOUTS)
DESDE 25’ A 45’. SACAN Y QUIEBRAN HERRAMIENTAS. ARMAN Y VIAJAN
DENTRO DEL HUECO CON B.H.A. DE LIMPIEZA PARA ACONDICIONAR EL
HUECO.
ENROSCA Y CORRER CASING DE 10 3/4” CON STAB IN SHOE. CORREN MUY
LENTO (APRETADO), ROTANDO CASING Y APLICANDO PESO CON EL
BLOQUE. CORREN STAB IN SHOE Y 4 JUNTAS DE CASING DE 10 3/4”, 40.50 #,
K-55, STC HASTA 132’.CEMENTAN CASING DE 10 3/4”. BOMBEAN 26 BBL DE
LECHADA DE 15.8 LB/GL, CEMENTO CLASE “G” + CEMNET (1LB/BBL) A 2.9
BPM. RETORNA 7 BBL DE LECHADA, 15.8 PPG. CORTAN 4 PIES DE TUBO
CONDUCTOR DE 16”.
26-JUNIO-2010
Día #4
TALADRO EN TARIFA DE REPARACIÓN DESDE LAS 00:00 HRS. INSTALAN
CAJAS ANTI EXPLOSIÓN MIENTRAS SOLDADOR CORRIGE Y CORTA CASING
81
DE 10 3/4”, 16” SOBRE EL CONDUCTOR Y 29.5” BAJO EL NUVEL DE LA
SUPERFICIE.
27-JUNIO-2010
Día #5
CONTINÚA TALADRO EN TARIFA DE REPARACIÓN. INSTALA CAJAS ANTI
EXPLOSIÓN, UN JUEGO DE BRAZOS DE ELEVADOR DE 10 PIES Y UN SWIVEL
PEQUEÑO DE 10 TONELADAS. ARMAN CONJUNTO DE B.O.P. DE 11” X 3M Y LO
PRUEBAN SIN ÉXITO (ARIETE CIEGO Y VÁLVULA HCR FALLAN PRUEBA).
DESARMAN NIPPLE CAMPANA Y B.O.P.
28-JUNIO-2010
Día #6
CONTINUA TALADRO EN TARIFA DE REPARACIÓN, ESPERANDO OTRO
B.O.P. LLEGA B.O.P. Y FINALIZA TARIFA DE REPARACIÓN (62 HORAS).
ARMAN CONJUNTO DE B.O.P DE 11” X 3M. PRUEBAN ARIETE CIEGO, LÍNEA
DE MATADO Y CHOKE MANIFOLD COMPLETO CON ÉXITO, A EXCEPCIÓN DE
LA VÁLVULA MANUAL DE CHOKE.
ARMAN B.H.A. CON BROCA TRICÓNICA Y DRIL COLLARS. PRUEBAN
ANULAR Y ARIETES DE TUBERÍA CON ÉXITO.
ARMAN RESTO DE B.H.A. INCLUYENDO BROCA TRICÓNICA DE 9 7/8”, DRIL
COLLARS DE 6 1/2" Y ESTABILIZADOR DE 9 5/8”.
29-JUNIO-2010
Día #7
MUELEN CEMENTO Y STAB IN SHOE DESDE 130’ A 132’. PERFORAN CON
BROCA TRICÓNICA DE DIENTES DE 9 7/8” DESDE 1323’ HASTA 150’.
DESPLAZANDO GELEX MI GEL 8.7 LB/GAL POR KLASTOP 8.5 LB/GAL.
INTERVALO PERFORADO= 18’, R.O.P= 4.0 PIES/HR.REALIZAN PRUEBA DE
INTEGRIDAD DE FORMACIÓN CON 3.4 BBLS BOMBEADOS A 0.2 BBL/MIN Y
UNA PRESIÓN MÁXIMA DE 125 PSI.CONTINÚAN PERFORANDO DESDE 150’
HASTA 251’ CON KLASTOP 8.5 – 8.6 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO= 101’
R.O.P.= 10.92 PIES/HR.
CAMBIAN BROCA TRICÓNICA DE DIENTES DE 9 7/8” POR BROCA PDC DE 9
7/8”, 5 ALETAS. PERFORAN CALIZA “A” DESDE 251’ HASTA 257’ CON
KLASTOP 8.6 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO= 6’ R.O.P= 12 PIES/HR.
82
30-JUNIO-2010
Día #8
CONTINÚAN PERFORANDO CALIZA “A” Y ARENA “U” DESDE 257’ HASTA 367’
CON KLASTOP 8.7 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO= 110 PIES. R.O.P.= 14.67
PIES/HR. PRESIÓN SE INCREMENTA DESDE 370 HASTA 570 PSI. SUELTAN
TOTCO. SACAN B.H.A. PARA INSPECCIÓN. QUIEBRAN B.H.A. 1.0º DESVIACIÓN
A 367 PIES. DOS BOQUILLAS DE BROCA PDC TAPADAS. LIMPIAN BOQUILLA Y
VIAJAN DENTRO DE HUECO CON MISMO B.H.A.
PERFORAN DE 367’ A 500’ CON KLASTOP 8.8 LB/GAL. INTERVALO
PERFORADO= 133’ B.O.B= 29.56 PIES/HR. DERRUMBES (WASHUTS) DESDE
374’ A 384’. CONTINÚAN PERFORANDO Y CIRCULANDO, BUSCANDO PUNTO
DE EXTRACCIÓN DE NÚCLEO #1 DESDE 500’ HASTA 540’ CON KLASTOP 8.8
LB/GAL. INTERVALO PERFORADO= 40’. R.O.P= 10.11 PIES/HR. BOMBEAN
PÍLDORAS VISCOSAS. SUELTAN TOTCO. SACAN B.H.A.
01-JULIO-2010
Día #9
CONTINÚAN SACANDO B.H.A. Y QUIEBRAN BROCA PDC DE 9 7/8” (DOS
BOQUILLAS TAPADAS). 1.1º DESVIACIÓN A 540’.
ARMAN B.H.A. DE NÚCLEO CON BROCA PDC DE 8 1/2" X 4” Y CORREN
DENTRO DE HUECO. PUNTOS APRETADOS A 500’ Y 525’. LAVAN Y RIMAN
DESDE 525’ A 540’.
CORTAN NÚCLEO #1 DESDE 540’ A 570’ (30’ CORTADOS, 30’
RECUPERADOS). SACAN B.H.A DE NÚCLEO Y ARMAN B.H.A DE
PERFORACIÓN CON MISMA BROCA PDC DE 9 7/8”.
RIMAN DESDE 540’ CON KLASTOP 8.9 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO= 142’
R.O.P.= 21.85 PIES/HR.
02-JULIO-2010
Día #10
CONTINÚAN PERFORANDO HUECO DE 9 7/8” DESDE 712’ HASTA 756’ (PUNTO
EXTRACCIÓN DE NÚCLEO #2) CON KLASTOP 8.9 LB/GAL. INTERVALO
PERFORADO= 44’ R.O.P= 12.57 PIES/HR.
SACAN LENTAMENTE, ARRASTRE DE 5K A 10K SOBRE EL PESO DE SARTA.
BROCA PDC OK.
83
RIMAN Y CIRCULAN DE 675’ A 756’. SUELTAN TOTCO. SACAN B.H.A 1.3º
DESVIACIÓN A 756’. ARMAN B.H.A DE NÚCLEO CON BROCA PDC DE 8 1/2" X
4” Y CORREN DENTRO DE HUECO. LAVAN Y RIMAN DESDE 720’ A 756’.
CORTAN NÚCLEO #2 DESDE 756’ A 780’. FORMACIÓN MUY DURA, NO HAY
PROGRESO. CHEQUEAN FLUJO. POZO FLUYENDO LENTAMENTE. CIRCULAN
A 770’. PESO LODO CAYÓ A 8.8 LB/GAL. INCREMENTAN PESO LODO
PAULATINAMENTE HASTA 9.1 LB/GL. POZO ESTÁTICO. SACAN HASTA 585’.
POZO FLUYE NUEVAMENTE.
VIAJAN AL FONDO HASTA 774’. INCREMENTAN PESO LODO A 9.2 LB/GL Y
CIRCULAN CON NUEVO PESO DE LODO DE MATADO.
03-JULIO-2010
Día #11
CONTINÚAN CIRCULANDO CON NUEVO PESO DE LODO DE MATADO A 774’.
HUBO PRESENCIA DE GAS (5,800 UNIDADES). BOMBEAN 40 BBL DE PÍLDORA
VISCOSA DE 9.3 LB/GL Y DESPLAZAN CON 85 EMBOLADAS. CHEQUEAN
FLUJO. OK. SACAN Y QUIEBRAN B.H.A. DE NÚCLEO #2 (24’ CORTADOS, 22.5’
RECUPERADOS).
ARMAN B.H.A. DE PERFORACIÓN CON BROCA PDC DE 9 7/8” Y RIMAN DESDE
756’ HASTA 780’. SACAN B.H.A. DE PERFORACIÓN. ARMAN B.H.A. DE NÚCLEO
CON BROCA PDC DE 8 1/2" X 4” Y CORREN DENTRO DE HUECO HASTA 752’.
GAS OBSERVADO EN ZARANDAS (10,094 UNIDADES). CIERRAN POZO Y
CONTROLAN POR GAS BUSTER.
SE REDUCE GAS EN ZARANDAS A 140UNIDADES. CIRCULAN A 770’.
ESPERANDO PUP JOINTS.
04-JULIO-2010
Día #12
CONTINÚAN CIRCULANDO A 770’. ESPERANDO PUP JOINTS.
CORTAN NÚCLEO #3 DESDE 781’ A 810’ (1’ SE LAVO POR LA CIRCULACIÓN).
CIRCULAN Y CHEQUEAN FLUJO. POZO FLUYENDO CON 9.2 LB/GL. CIERRAN
POZO PARA CONTROLARLO. CIRCULA POR VÁLVULA HCR Y CHOKE
MANIFOLD. INCREMENTANDO PESO DE LODO PAULATINAMNETE HASTA 9.7
LB/GAL A 250 GPM Y 270 PSI. POZO CONTROLADO. SACAN Y QUIEBRAN
B.H.A. DE NÚCLEO #3 ( 29’ CORTADOS, 24’ RECUPERADOS ).
84
ARMAN B.H.A. DE PERFORACIÓN CON BROCA PDC DE 9 7/8” Y RIMAN DESDE
781’ HASTA 795’.
05-JULIO-2010
Día #13
CONTINÚAN RIMANDO DESDE 795’ HASTA 810’. PERFORAN HUECO DE 9 7/8”
DESDE 810’ HASTA 990’ CON KLSTOP 9.7 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO=
180’ R.O.P= 36 PIES/HR. CIRCULAN. SUELTAN TOTCO. SACAN B.H.A. PARA
CAMBIAR BROCA PDC DE 9 7/8” POR TRICÓNICA DE INSERTOS DE 9 7/8”.
1.75º DESVIACIÓN A 990’.
ARMAN B.H.A. DE PERFORACIÓN CON BROCA TRICÓNICA DE INSERTOS DE
9 7/8”. LAVAN Y RIMAN DESDE 966’ A 990’. PERFORAN FORMACIÓN HOLLÍN
DESDE 990’ HASTA 998’ CON KLASTOP 9.7 LB/GAL. INTERVALO PERFORADO=
8’. R.O.P = 10.67 PIES/HR.
PERFORAN FORMACIÓN CHAPIZA DESDE 998’ HASTA 1,049’ CON KLASTOP 9.7
LB/GAL.
INTERVALO PERORADO = 51’ R.O.P = 4.98 PIES/HR.
06-JULIO-2010
Día #14
CONTINÚAN PERFORANDO FORMACIÓN CHAPIZA DESDE 1,049 HASTA 1,081
(PROFUNDIDAD TOTAL) CON KLASTOP 9.7 LB/GAL. INTERVALO
PERFORADO = 32’ R.O.P =3.05 PIES/HR.
BOMBEAN PÍLDORA DE LIMPIEZA Y SOPORTE. VIAJE CORTO HASTA ZAPATO
A 132’. VIAJAN DENTRO. LAVAN DESDE 1,030’ HASTA 1,081’. BOMBEAN
PÍLDORA DE LIMPIEZA Y SOPORTE. SUELTAN TOTCO. SACAN B.H.A. PARA
CORRER REGISTROS ELÉCTRICOS Y LO QUIEBRAN. 1.95º DESVIACIÓN A
1,081’.
DESARMAN NIPLE CAMPANA E INSTALAN NIPLE DE DISPAROS. ARMAN
HERRAMIENTAS Y CORREN REGISTROS ELÉCTRICOS. CORRIDA #1 HASTA
1,081’: EMS-HRLA-PEX-SP.
07-JULIO-2010
Día #15
85
CONTINÚAN REGISTRANDO HASTA 1,081’. SACAN Y QUIEBRAN
HERRAMIENTAS. ARMAN Y CORREN REGISTROS. CORRIDA #2 HASTA 1,081’:
ADT-LSS-DTC.
SACAN Y QUIEBRAN HERRAMIENTAS. ARMAN B.H.A Y VIAJAN HASTA 1,067’
CON BROCA TRICÓNICA DE INSERTOS DE 9 7/8” PARA VIAJE DE LIMPIEZA.
LAVAN DESDE 1,067’ HASTA 1,081’. ACONDICIONAN HUECO. SACAN Y
QUIEBRAN B.H.A.
DESARMAN NIPLE CAMPANA E INSTALAN NIPLE DE DISPAROS. ARMAN
HERRAMIENTAS Y CORREN REGISTROS ELÉCTRICOS.
CORRIDA #3 HASTA 1,081’: FMI-DSI-GR. SACAN Y QUIEBRAN
HERRAMIENTAS. ARMAN Y CORREN REGISTROS. CORRIDA #4 HASTA 1,081’:
CRM-HNGSI-XPT.
08-JULIO-2010
Día #16
CONTINÚAN REGISTRANDO HASTA 1,081’. SACAN Y QUIEBRAN
HERRAMIENTAS. ARMAN Y CORREN REGISTROS.
DESARMAN NIPLE DE DISPAROS E INSTALAN NIPLE CAMPANA. ARMAN
B.H.A Y VIAJAN HASTA 1,058’ CON BROCA TRICÓNICA DE INSERTOS DE 9
7/8” PARA VIAJE DE LIMPIEZA. LAVAN Y RIMAN DESDE 1,058’ HASTA 1,081’.
CIRCULAN Y ACONDICIONAN HUECO 9.8 LB/GL. SACAN B.H.A.
09-JULIO-2010
Día #17
QUIEBRAN B.H.A DESARMAN NIPLE CAMPANA E INSTALAN NIPLE DE
DISPAROS. ARMAN HERRAMIENTA MDT Y LA CORREN. CORRIDA #5 HASTA
1,081’: MDT.
SACAN Y QUIEBRAN HERRAMIENTAS. NO SE OBTIENEN MUESTRAS.
DESARMAN NIPLE DE DISPAROS E INSTALAN NIPLE CAMPANA. ARMAN
B.H.A Y VIAJAN HASTA 1,061’ CON BROCA TRICÓNICA DE INSERTOS DE 9 7/8”
PARA VIAJE DE LIMPIEZA. LAVAN DESDE 1,061’ HASTA 1,081’. CIRCULAN
FONDOS ARRIBA.
10-JULIO-2010
Día #18
BOMBEAN PÍLDORAS DE ALTA VISCOSIDAD. SACAN Y QUIEBRAN B.H.A.
86
DESARMAN NIPLE CAMPANA E INSTALAN NIPLE DE DISPAROS. ARMAN
HERRAMIENTA MDT CON DUAL PACKER Y LA CORREN. CORRIDA #6 HASTA
1,081’: MDT CON DUAL PACKER.
SACAN Y QUIEBRAN HERRAMIENTA. NO SE OBTIENEN MUESTRAS DE
PETRÓLEO, PERO SE OBTIENEN MUESTRAS DE AGUA DE FORMACIÓN (1
MUESTRA HOLLÍN Y 1 MUESTRA “T”).
DESARMAN NIPLE DE DISPAROS E INSTALAN NIPLE CAMPANA.
ARMAN Y VIAJAN CON DIVERTER PIPE DE 2 7/8” EUE X 3’, DRIL PIPE DE 2 7/8”
Y 3 1/2" HASTA 1,081. ARMAN EQUIPO DE CEMENTACIÓN Y CIRCULAN.
INICIAN OPERACIÓN PARA TAPÓN DE CEMENTO. BOMBEAN 40 BBL DE
LECHADA DE 15.8 LB/GL, CEMENTO CLASE “G” + SÍLICA + CEMNET
(2LB/BBL) A 4BPM.
DESARMAN EQUIPOS Y LÍNEAS DE CEMENTACIÓN. SACAN SARTA DE
CEMENTACIÓN HASTA 760’
11-JULIO-2010
Día #19
CONTINÚAN SACANDO SARTA DE CEMENTACIÓN HASTA SUPERFICIE Y LA
QUIEBRAN. ARMAN B.H.A. CON BROCA TRICÓNICA DE DIENTES DE 9 7/8” Y
VIAJAN HASTA 435’.
CIRCULAN A 422’. ESPERA FRAGUADO. RIMAN DESDE 435’ A 520’. TOPE DE
CEMENTO A 690’. MUELEN CEMENTO SUAVE DESDE 690’ A 718’ Y CEMENTO
DURO DESDE 718’ A 785’ (NUEVA PROFUNDIDAD TOTAL POZO). CIRCULA Y
ACONDICIONA LODO. CAE PESO LODO DE 9.8 A 9.1 LB/GL. POZO FLUYE.
INCREMENTAN PESO LODO A 9.5 LB/GL. POZO ESTÁTICO. VIAJE CORTO
HASTA ZAPATO. VIAJAN DENTRO HASTA 785’. CIRCULAN Y ACONDICIONAN.
SUELTAN TOTCO.
12-JULIO-2010
Día #20
SACAN Y QUIEBRAN B.H.A. 0.90º DESVIACIÓN A 785’. INSTALAN
HERRAMIENTAS PARA CORRES CASING DE 7”. CORREN ZAPATO, COLLAR
FLOTADOR Y 22 JUNTAS CASING DE 7”, 23 #, K-55, BTC (INCLUIDO EL
LANDING JOINT) CON 21 CENTRALIZADORES TUBOLIZER 7” X 9 7/8”
HASTA 785’. PRUEBAN CIRCULACIÓN DE ZAPATO Y COLLAR FLOTADOR, OK.
ARMAN EQUIPO DE C
LB/GL, CEMENTO C
RECIPROCANDO CA
ZARANDAS, MIENTRA
FINALIZA PERFORA
Figura 31. Curva de perfoFuente : IVANHOE ENER
QUIPO DE CEMENTACIÓN. BOMBEAN 80 BBL DE LE
EMENTO CLASE “G” + SÍLICA + CEMNET (1 LB
ANDO CASING DE 7”. LIMPIAN LÍNEA DE FL
S, MIENTRAS ESPERAN FRAGUADO.
PERFORACIÓN EL 12 DE JULIO 2010 A LAS 24:00HR
rva de perforación actual HOE ENERGY
87
BBL DE LECHADA DE 13.5
NET (1 LB/BBL) A 4BPM,
A DE FLUJO, B.O.P. Y
AS 24:00HRS.
88
4.1.2.15 Fluidos de Perforación
13-3/4"HuecoAbierto@132' MD.
10-3/4"CasingSuperficial
40.5 #,K-55,STC.Set@132' MD.
Collar Flotador @ 745' MD
Zapato Flotador @ 784' MD
7" Casing de Producción,
23 #, K-55, BTC. Set @ 784' MD
Topedetapóndecemento@785' MD
TapóndeCemento
97/8"
Huecoabierto@1,081' MD
Desviación
MD (feet) Dev (°)
132 0.50
367 1.00
540 1.10
756 1.30
990 1.75
1,081 1.95
785 0.90
PUNGARAYACU BLOQUE 20 IVANHOE ENERGY ECUADOR inc
Ip-5B DIAGRAMA ACTUAL
89
• 13 ¾” hueco y 10 ¾” casing, asentar a 130 pies (profundidad medida)
Para la perforación se ha previsto utilizar lodo GELEX / MI GEL de viscosidad media al que se le va a adicionar un viscosímetro o una pastilla pesada para dar solución a pérdidas de circulación si fuera el caso.
El peso del lodo se mantendrá entre 8.4 - 8.7 ppg.
El peso del agua es 8.326876 ppg.
Propiedades iníciales recomendadas
Tabla: 8. Propiedades iníciales Fuente: IVANHOE
Propiedades finales recomendadas
Tabla: 9. Propiedades Finales Fuente: IVANHOE
Volúmenes estimados requeridos para la sección 13 3/4”:
Tabla: 10. Volumen estimado requerido Fuente: IVANHOE
Formulación de fluidos y materiales estimados para la sección 13 ¾” (base de 261 bbl).
Densidad (ppg) 8.4 pH 8.0 – 8.5
Viscosidad (sec/qt) 30 – 35 Pérdida de fluido (cm3/30 min.) N/C
PV (cP) A.L.A.P. MBT (lb/bbl equiv.) 5.0
YP (lb/100 pie2) 1 - 4 Ca++ (mg/L) 200 max.
Densidad (lb/gal) 8.7 pH 8.0 – 8.5
Viscosidad (sec/qt) 30 – 35 Pérdida de Fluido (cm3/30 min.)
N/C
PV (cP) A.L.A.P. MBT (lb/bbl equiv.) 5.0 – 10.0
YP (lb/100 pie2) * 6 – 15 Ca++ (mg/L) 200 max.
13.75 en hueco hasta 130 pies 23 bbl
15 % Washout (Final diameter: 14.75 plg) 4 bbl
Volumen superficial 200 bbl
Dilución y consumo 34 bbl
TOTAL ( 2 bbl/pie) 261 bbl
90
DESDE: 0 ft HASTA: 130 130
MWT (ppg): 8.4 - 8.7 VOL (bbl): 261
0,15 ALCALINIDAD 55 1
20 VISCOSIFICADOR 100 53
0,075 BENTONITE EXTENDER 2 10
CANTID
(sacos)
SODA CAUSTICA
M-I GEL (Bentonita)
GELEX (Benex)
LONG. INTERVAL:
GELEX/M-I GEL
PRODUCTOCONCENTRACION
(ppb)FUNCIÒN
UNID
(libras)
Tabla: 11. Materiales estimados Fuente: IVANHOE
Notas:
a. Previo a la perforación probar la eficiencia volumétrica de las bombas de lodos y que
tengan instaladas los sistemas PVT y EDR con el propósito de monitorear los parámetros reales de perforación desde el inicio.
b. Mantener las viscosidades Funnel tan bajo como sea posible para mantener el sistema en dispersión.
• 9 7/8” hueco y 7” casing, asentar a 1,094 pies (profundidad medida)
Sistema KLA STOP bajo en sólidos al que se le añadirá viscosificador o pastillas pesadas de acuerdo a las necesidades para controlar la pérdida de circulación. Mantener peso del lodo de 8.5 - 9.0 ppg, y la pérdida de fluidos entre 5 - 6 cc.
Propiedades iníciales recomendadas
Tabla
Tabla 12. Propiedades Iníciales Fuente: IVANHOE
Propiedades finales recomendadas
Densidad (ppg) 8.5 MBT (lb/bbl equiv.) < 2.5
PV (cP) 10 – 15 pH 8.5 – 9.5
YP (lb/100 ft2) 12 – 16 Sólidos Perf (% en Vol.) 1 max.
API Pérdida Fluido(cm3/30 min.)
6 Ca++ (mg/l) 200 max.
91
DESDE: 130 ft HASTA: 1,094 ft 964
MWT (ppg): 8.5 - 9.0 VOL (bbl): 873
15 AGENTE PESANTE 110 120
0,4 ALCALINIDAD 55 7
1 ENHANCER ROP LUB. 440 1
0,5 VISCOSIFICADOR 55 8
1 VISCOSICADOR 50 18
1 CONTROL PERDIDA FLUIDOS 50 18
0,75 INHIBIDOR 440 1
POLYPAC R/UL
DUOVIS
EMI 933
UNITROL
CANTID
(sacks)
CAREBONATO DE CALCIO 325
SODA CAUSTICA
PA-10
LONG. INTERVAL:
KLA STOP
PRODUCTOCONCENTRACIO
N (ppb)FUNCION
UNID
(pounds)
Tabla: 13. Propiedades finales Fuente: IVANHOE
Volúmenes estimados requeridos para sección 9-7/8”:
Tabla: 14. Volumen estimado requerido Fuente: IVANHOE
Formulación de fluidos y materiales estimados para la sección 9-7/8” (base de 873 bbl)
Tabla: 15. Materiales estimados Fuente: IVANHOE
Notas:
Densidad (lb/gal) 9.0 MBT (lb/bbl equiv.) < 7.5
PV (cP) 12 – 20 pH 9.0 - 10
YP Pérdida fluido (lb/100 ft2)
14 – 20 Sólidos Perf (% en Vol.) 4 max.
API Pérdida fluido (cm3/30 min.)
< 5 c.c. Ca++ (mg/l) 200 max.
10-3/4 plg casing hasta 130 pies 13 bbl
9-7/8 hueco hasta 1,094 pies 104 bbl
15 % Washout (Diámetro final: 10.59 plg) 16 bbl
Volumen superficial 500 bbl
Dilución y Consumo 240 bbl
TOTAL (0.71 bbl/plg) 873 bbl
92
a. Estar seguros que la empresa de perforación cuenta con suficientes mesh en stock y que se pueden expandir para cubrir las necesidades del equipo de control de sólidos.
b. Vigilar que durante la preparación del lodo se mantenga el control sobre los sólidos totales y que se utilice una centrífuga para el control de sólidos finos.
c. Preparar y bombear las pastillas de carbonato de calcio de diferente tamaño de acuerdo a las necesidades para obtener un adecuado sello en las formaciones, y al mismo tiempo antes de sacarla sarta de perforación del hueco, preparar y poner entre 20 y 22 bls de carbonato de calcio para minimizar problemas de pérdida de circulación y el atrampamiento de la tubería.
d. Contar con suficiente cantidad de materiales para control de pérdidas de perforación como: KWICK seal medium y carbonato de calcio B30, B100 y B325.
e. Tomar las precauciones que amerita ante la posibilidad de pérdida de circulación en la caliza M.
4.1.2.16 Brocas e Hidráulica
Tabla: 16. Cuadro de brocas
Fuente: IVANHOE
4.1.2.17 B.H.A. Recomendado
4.1.2.17.1 B.H.A. para hueco 13 ¾”
*Aproximado.
Tabla: 17. BHA para hueco 13 ¾ " Fuente: IVANHOE
4.1.2.17.2 B.H.A. para hueco de 9 7/8”.
Profundid
ad (pies)
Broca
Diámetro
(plg)
Tricone
Tipo
Broca
Nozzles TFA SPP (psi) HSI (HP/in²) Flujo
(GPM) RPM WOB
0 – 130 13 3/4 GTX-C1 3x16/1x14 0.7394 93 0.08 250 60 - 70 1 - 10
130 – 994 9 7/8 GTX-1 3x14 0.4510 1,017 2.49 450 80 - 110 10 - 15
994 - 1,094 9 7/8 GX-09 3x14 0.4510 1,046 2.49 450 80 - 110 10 - 15
ITEM
No. CAN
DESCRIPCION
CONEXIONES OD ID LENGTH
* WEIGHT
*
FONDO TOPE (plg) (plg) (pies) (libras)
1 1 13 3/4" BROCA
6 5/8 REG PIN 13 3/4 1.10 275
2 1 BIT SUB 6 5/8 REG BOX 4 1/2 XH BOX 8 2 2.48 398
3 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN 4 1/2 XH BOX 6 1/2 2 13/16 30.31 2,758
4 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN 4 1/2 XH BOX 6 1/2 2 13/16 30.33 2,760
5 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN 4 1/2 XH BOX 6 1/2 2 13/16 29.60 2,694
6 1 X-OVER 4 1/2 XH PIN 3 1/2 IF BOX 6 2 1/2 3.13 288
TOTAL 96.95 9,172
93
*Aproximado. Tabla: 18. BHA para hueco de 9 7/8 Fuente: IVANHOE
4.1.2.18 Entubamiento y Cementación.
3.1.2.18.1 Casing Superficial
Casing y centralizadores: 10 ¾”, 40.50 #, K-55, STC casing asentada
aproximadamente a 130’ en hoyo de 13 ¾”. (Veren ANEXOS)
ITEM No.
CAN DESCRIPCIÓN CONEXIONES OD ID
LENGTH *
WEIGHT *
FONDO TOPE (plg) (plg) (pies) (libras)
1 1 9 7/8" BIT 6 5/8 REG PIN
9 7/8 0.85 155
2 1 BIT SUB 6 5/8 REG BOX
4 1/2 XH BOX
8 2 2.48 398
3 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
6 1/2 2 13/16 30.37 2,764
4 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
6 1/2 2 13/16 29.65 2,698
5 1 STABILIZER 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
9 5/8 2 1/16 3.88 376
6 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
6 1/2 2 13/16 30.34 2,761
7 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
6 1/2 2 13/16 30.73 2,796
8 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
6 1/2 2 13/16 30.75 2,798
9 1 6 1/2" DC 4 1/2 XH PIN
4 1/2 XH BOX
6 1/2 2 13/16 30.46 2,772
10 1 X-OVER 4 1/2 XH PIN
3 1/2 IF BOX
6 2 1/2 3.13 288
TOTAL 193 17,806
94
Con el propósito de obtener un buen aislamiento hidraúlico se ha programado colocar
dos centralizadores desde el zapato guía a la superficie. El programa de centralización
se muestra en los ANEXOS
Programa de Cementación: Un procedimiento tentativo de cementación se aplicará en
la cementación superficial con un exceso del 100% o de acuerdo a las lecturas que
arroje el caliper y a las condiciones del hoyo.
El cemento tendrá un rango de variación de 14.8 – 15.2 ppg.
El cronograma de bombeo será como sigue:
� 20 bbl de agua fresco @ 8.34 ppg, bombeada @ 5 bpm
� 19 bbl de lechada de cola @ 15.0 ppg, bombeada @ 5 bpm
El diseño de los fluidos podría ser como sigue de acuerdo al programa de
Schlumberger:
DISEÑO Lechada de Cola
Fluid No : 3 Density : 15.00 lb/gal
Rheo. Model : HERSCHEL_B. k : 3.07E-2 lbf.s^n/ft2
At temp. : 85 degF n : 0.476
Ty : 9.16 lbf/100ft2
Gel Strength : 16.01 lbf/100ft2
DESIGN
BLEND SLURRY
Name : A Ecc Mix Fluid : 5.324 gal/sk Job volume : 18.9 bbl
Dry Density : 2.88 SG
Yield : 1.24 ft3/sk Quantity : 85.43 sk
Sack Weight : 94 lb Solid Fraction : 42.7 %
BASE FLUID
Type : Fresh water Density : 8.32 lb/gal Base Fluid : 5.214 gal/sk
95
Aditivos
Code Conc. Function
D047 0.010 gal/sk cement Antiespumante
D080 0.100 gal/sk cement Dispersante
S001 1.000 %BWOC Acelerador
Tabla: 19. Diseño lechada de cola Fuente: IVANHOE
Tabla: 20. Mediciones reometricas Fuente: IVANHOE
Notas:
• Si el retorno se pierde mientras se desplaza, continuar desplazando a bajas ratas
(hasta 1 BPM), sin parar. Tomar en cuenta que el espesamiento de la lechada esta
en function del tiempo por tanto ajustar la rata de bombeo.
Mediciones Reométricas
Reómetro tipo : 35
Geometría : R1B1
(rpm) A 85 grad F
(grad)
Spring No : 1.0 300 68.0
200 53.5
100 40.5
60 36.0
30 30.0
6 17.5
3 13.5
Viscosidad : (cP)
10 seg Gel Strength 13.88 lbf/100ft2
10 min Gel Strength 16.01 lbf/100ft2
96
• La rata de bombeo no excederá de 5 BPM para prevenir fracturas en la formación y
pérdidas.
• Si se observa presencia de agua superficial, aún cuando se tenga retorno de
cemento en superficie, un trabajo inmediato se hará utilizando la misma lechada
del trabajo en el casing de 10 ¾” casing (15 ppg + 1% S001 accelerator).
• Mantener alineadas las bombas del taladro en el evento de que el bombeo del
cemento falla.
Programa de Cementación: Cemento hasta la superficie con un 75% de exceso de
acuerdo a las lecturas que arroje el caliper y a las condiciones del hueco.
Lechada de 13 ppg será bombeada de acuerdo a las condiciones del hueco y la
temperatura simulada. Esta lechada ha sido diseñada para soportar altas
temperaturas debido a la inyección del vapor mas CemNET para ayudar a mitigar
las pérdidas. La lechada será mezclada y bacheada hacia arriba de acuerdo al peso
del diseño. Es importante tener buenas propiedades tixotrópicas para evitar
repliegues deI cemento desde la superficie. Si el cemento no se repliega un trabajo
alterno se realizará.
El cronograma de bombeo será como sigue de acuerdo al programa de
Schlumbeger:
• 3 bbls de agua @ 8.32 ppg, bombeo @ 3 bpm.
• 10 bbls de ZONELOCK A (CaCl brine) @ 8.65 ppg, bombeo @ 4 bpm.
• 8 bbls de agua @ 8.32 ppg, bombeo @ 3 bpm.
• 10 bbls de ZONELOCK B activator @ 9.98 ppg, bombeo @ 4 bpm.
• 8 bbls de agua @ 8.32 ppg, bombeo a @ 3 bpm.
• 25 bbls de MUDPUSH II @ 10.5 ppg, bombeo @ 5 bpm.
• 25 bbls de CemNET MUDPUSH II @ 10.5 ppg, bombeo a 5 bpm.
• Dejar caer el tapón de fondo o inferior. 90 bbls de Lechada de producción slurry @
13.0 ppg, bombeo @ 5 bpm.
• Dejar caer el tapón superior.
97
El desplazamiento será hecho con 40 bbls de lodo como sigue:
• 5.0 bbl de MUDPUSH II @ 10.5 ppg, bombeo @ 3 bpm.
• 25 bbl de agua @ 8.32 ppg, bombeo @ 8.5 bpm.
• 9.9 bbl de agua @ 8.32 ppg, bombeo @ 4 bpm
El diseño de los fluidos podría ser como sigue:
Tablas: 21. Diseño zonelock A y Diseño zonelock B Fuente: IVANHOE
98
Tabla: 22. Diseño mudpush II Fuente: IVANHOE
99
Tabla: 23. Diseño cemnet mudpush II Fuente: IVANHOE
100
Tabla: 24. Nuevo 13.0 LC D174 diseño Fuente: IVANHOE
Notas:
• En el caso de que pérdidas severas no se encuentren durante la perforación, el preflush
ZONELOCK A no será bombeado.
• CemNET será usado en el MUDPUSH II y la lechada de cemento a 2 lbs/bbl to mitigar
las pérdidas.
• Las líneas ZONELOCK A y B y las bombas deben estar limpias antes de iniciar el
bombeo a través de esas líneas.
101
• Los sistemas ZONELOCK deben mantenersepor separado todo el tiempo en superficie
y dentro del casing.
• Si el retorno se pierde mientras se desplaza, continuar desplazando a bajas tasas (hasta 1
BPM), sin parar. Tomar en cuenta que el especiamiento de la lechada esta en función
del tiempo por tanto ajustar la rata de bombeo.
• Si se presentan pérdidas, NUNCA PARAR EL BOMBEO. Esta es una lechada
tixotrópica y generará gels cuando deje de moverse.
• Si el retorno se pierde mientras se desplaza, continuar desplazando a bajas ratas, sin
parar hasta que nuevamente se tenga circulación.
• Mantener las bombas del taladro alineadas en el evento de que las bombas de cemento
fallen.
4.1.2.19 Resumen programa de cementación
Luego de suficiente tiempo de fraguado del cemento (72 horas como mínimo de acuerdo al
programa de Schlumberger), con empresa de wireline correr registros CBL / VDL / CCL /
GR desde el TD hasta la superficie para asegurarse buena calidad e integridad del cemento
a través de los intervalos propuestos. Planificar una cementación forzada si es necesario.
Programar tener listo líneas de flujo con material aislante, tanques calentados y otros
equipos. Esto evitará que el petróleo se torne muy viscoso y difícil de bombear durante las
pruebas de producción.
1. MIRU taladro de completación and equipo de prueba de acuerdo al diagrama adjunto
(Ver en los ANEXOS)
2. Conducir una reunión pre-operacional con los contratistas del taladro y de pruebas.
3. Instalar 7 1/16” BOP equipo en el 7” casing flange.
4. Acondicionar el pozo para pruebas. Las pruebas se harán en orden ascendente desde el
fondo al tope, punzonar una zona a la vez en agua limpia y probar selectivamente con
ensamblaje conformado por RBP y empacadura en 2-7/8” tubing. Cada uno de las tres
pruebas planeadas se conducirán como sigue:
5. RIH con RBP y asentarlo. Arrojarun saco de arena en el tope del RBP antes de los
punzonamientos. Punzonar la zona seleccionada con cañones de casing,4.5” Sistema
HSD 5 SPF cargas 4505 HJ (Penetration 37” API data) para Hollin y cañones de
casing,4.5” sistema HSD 5 SPF cargas 4505 Power Jet Omega (penetración 59.2”,
102
hueco de ingreso: 0.43” API data) for Napo T de acuerdo a la recomendación de
Schlumberger. Atentos al flujo del pozo luego de los punzonamientos. Si el pozo no
fluye, proceder a pistonear. Si el pistoneo no es exitoso, proceder con la siguiente
prueba programada.
6. Si la producción puede lograrse en el punto 5, correr prueba de drawdown test y
pressure buildup con medidores y shut-in herramienta de fondo de pozo. Si muestras de
fondo de pozo no pueden ser obtenidos durante el muestreo a hueco abierto como se
especifica, obtener por duplicado muestras de fondo de pozo para análisis PVT y de
calidad en laboratorio. También obtener suficientes volúmenes de petróleo, agua y gas
para análisis recombinados de PVT (si previamente no se ha obtenido), de bombeo por
oleoducto, procesos y rendimiento en refinería. Si es posible almacenar un barril de
petróleo y uno de agua para pruebas futuras.
7. Controlar el pozo, circular arena desde el tope del RBP y mover tapón Puente sobre los
punzonamientos correspondientes para preparer la siguientes prueba. Si las presiones
RFT (MDT) indican un potencial desbalance entre las zonas propuestas a probarse, se
hará necesario asentar un composite tapón puente perforable entre las zonas para
aislarles.
8. Repetir los pasos 4 – 7 arriba indicados para cada uno de las tres pruebas planificadas.
9. Luego de evaluar los intervalos individuales, jalar el tapón puente y probar en forma
combinada los intervalos Hollin y Napo con bomba jet para establecer la tasa máxima
de producción.
10. Si la producción no se puede lograr en ninguna de las tres pruebas planificadas,
considerar realizar la estimulación con vapor “HUFF & PUFF” a uno o ambos
intervalos de Hollin (deben ser probados separadamente o solos). Esto requerirá de
que se haga una cementación forzada al intervalo de Napo para aislar la zona del
vapor.
11. Jalar RBP y packer, correr 2-7/8” tubing hasta aproximadamente 720 ft y probarlo con
2,500 psi de presión. Instalar cabezal de producción y preparar para la inyección de
vapor.
12. RDMO taladro de completación.
13. Si la inyección de vapor es necesaria para obtener producción, un programa detallado se
preparará oportunamente. Incluirá la inyección de aproximadamente 50 bbls/pie de
arena, con un 40 - 60% de calidad de vapor durante un periodo de 7 - 10 días, seguido
de un periodo de cierre de 7-10 como paso previo para las pruebas de producción al
tanque calentado.
103
CAPITULO V
5. SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD OCUPACIONAL Y CONTROL
AMBIENTAL
5.1 Plan de manejo ambiental
El Plan de Manejo Ambiental (PMA), desarrollado por Ivanhoe Ecuador Energy es el que
regirá las actividades de desarrollo y producción del Campo Pungarayacu, es así que el (PMA)
constituye una parte integral de los Estudios Ambientales, con lo cual se propone evitar y
controlar los impactos ambientales y socioculturales negativos.
El PMA, contiene normas, especificaciones y diseños de las diferentes medidas propuestas que
tendrá que seguir Ivanhoe Ecuador Energy y las diferentes contratistas para prevenir posibles
impactos.
5.1.1 Objetivos del plan de manejo ambiental
� Proveer las herramientas básicas necesarias que permitan llevar a cabo el proyecto de
Desarrollo y Producción del Campo Pungarayacu, con un mínimo de impactos
ambientales negativos.
� Plantear, en base a la evaluación de impactos ambientales, las medidas de prevención,
mitigación, compensación y los lineamientos de manejo ambiental.
� Garantizar el desempeño ambiental efectivo para cada una de las actividades del
proyecto, mediante mecanismos de monitoreo y control ambiental
5.1.2 Estructura del plan de manejo ambiental
El PMA es aplicable para la fase de Desarrollo y Producción del Campo Pungarayacu
ubicado en el Bloque 20 y contempla los siguientes puntos:
� Plan de Prevención y Mitigación de Impactos.
� Plan de Contingencias.
� Plan de Capacitación.
� Plan de Salud Ocupacional y Seguridad Industrial.
� Plan de Manejo de Desechos.
104
5.1.2.1 Plan de prevención de impactos
El plan contiene lineamientos a seguir con la finalidad de prevenir, corregir o mitigar los
daños que el proyecto pudiera provocar en los componentes ambientales del área de
influencia del proyecto conservando las condiciones iniciales “sin proyecto”.
• Respecto a la flora y fauna silvestres
El proyecto no considera la apertura de nuevas zonas aparte de las ya existentes, es así que
no se realizará cortes de ningún tipo de especie vegetal. Se prohíbe realizar labores de caza,
pesca y tráfico de fauna o flora silvestre, el mantenimiento de animales en cautiverio, la
introducción de especies exóticas y animales domésticos. (Art. 21 del RAOHE).
• Respecto al ruido y contaminación del aire
Las operaciones en que se utilice equipo mecánico, se realizarán de forma tal que los
niveles de ruido exterior, medidos en circunstancias sensibles al ruido no superen los 80 db.
(16 horas) durante períodos de actividad, y se sujeten al reglamento en vigencia sobre esta
materia (Decreto 1215, RAOHE, Art. 22).
• Respecto a los cuerpos de agua
Ivanhoe Ecuador Energy, tomará todas las precauciones durante la realización del proyecto
para impedir la contaminación de cuerpos de agua. Los contaminantes, como productos
químicos, combustibles, lubricantes, aguas servidas, pinturas y otros desechos nocivos, no
serán descargados directamente en los cuerpos de agua o en canales artificiales.
• Respecto a almacenamiento y manejo de combustibles
Los tanques para crudo y derivados, se regirán para su construcción con la Norma API
650, API 12 F, API 12D, UL58, UL1746, UL 142 o equivalentes, deberán mantenerse
herméticamente cerrados, a nivel del suelo y estar aislados y protegidos contra la corrosión
además deben tener conexión a tierra.
Los tanques para combustibles deberán cumplir con todas las especificaciones técnicas y de
seguridad industrial del Sistema Petroecuador, para evitar evaporación excesiva,
contaminación, explosión o derrame de combustible. Principalmente se cumplirá la norma
NFPA-30 o equivalente.
Las operaciones para la transferencia de combustible se efectuará sobre una superficie
impermeable, de ser posible. Las operaciones para volver a llenar con combustible se
105
someterán a monitoreo en todo momento por parte del personal de operaciones para evitar
el sobrellenado.
5.1.2.2 Plan de contingencia
El plan de contingencias para el proyecto de Desarrollo y Producción del Campo
Pungarayacu, proporcionará una respuesta inmediata y eficiente ante cualquier situación de
emergencia, con la finalidad de proteger a la comunidad, flora, fauna, suelo y agua en el
área de influencia.
4.1.2.2.1 Contenido del plan de contingencia
Los elementos de la Estructura de Preemergencia y la magnitud de ésta, están directamente
relacionados con el Nivel de Respuesta a los incidentes, y se manejan como una estructura
piramidal de decisiones y acciones.
o Equipo de respuesta a emergencias (ERE)
El personal del ERE es el primer grupo que responde a cualquier emergencia en el
campo, estará formado por una cuadrilla calificada y especializada en la prevención y
control de incidentes, comandados por un técnico preparado en seguridad industrial y
seguridad ambiental, que se activa en todos los casos de contingencia, desde Nivel 1.
o Equipo de manejo de área (EMA)
Los eventos del Nivel 2 requieren de la participación del EMA, tendrá cuatro grupos
principales encabezados por un coordinador que será el líder del incidente (IC); estos
4 grupos son:
� Operaciones.
� Planificación
� Logística.
� Administrativo-financiero
o Equipo de manejo de crisis (EMC)
Las emergencias de Nivel 3 corresponden a situaciones cuya magnitud y severidad
superan la capacidad de control de la empresa en el PDC. Esto puede suceder en
escenarios como:
� Ruptura o daño de una fosa de reserva.
106
� Ruptura o daño de un tanque de almacenamiento de combustibles.
� Reventón del pozo o desastres naturales.
� Combinación de fuga e incendio con pérdida de equipos y afectación de vidas
humanas.
o Procedimientos de emergencia
Se refiere a un orden lógico de cómo proceder ante cualquier emergencia, los mismos
que no consideran como rígidos, ya que podrán ser modificados y actualizados de
acuerdo a la experiencia. Algunas emergencias que se pueden presentar son:
� Escape de gas.
� Derrames de productos químicos
� Explosiones
� Fugas de tanques de combustible
� Derrame de petróleo
� Emergencias médicas
o Fase de recuperación post emergencia
o Terminación e las actividades del PDC
El PDC se considera terminado si a juicio del Coordinador en Escena:
- Los equipos han sido recogidos, se les ha dado mantenimiento y han sido
colocados en las bodegas correspondientes (realistamiento).
- Las bitácoras han sido archivadas y se dispone de toda la información necesaria
para elaborar un reporte final y reunir al Comité de evaluación. Debe tenerse
registro de los gastos realizados.
- Se tiene el visto bueno tanto de las autoridades ambientales como de los
propietarios de las instalaciones o recursos afectados en cuanto a la limpieza de la
zona.
• Investigación de accidentes
Una vez terminadas las operaciones de respuesta, se programa una reunión de Comité
de Evaluación de la Emergencia, el cual es presidido por el Superintendente de
Campo, y tiene como secretario al Coordinador de EHS. En este comité participa el
Supervisor de producción, si la emergencia fue de Nivel 3; y, se analizan tres variables
del PDC.
� La emergencia (causas y características).
� La respuesta (organización y desempeño).
� El Plan de Contingencia (utilidad y eficacia).
107
o Propósito
El propósito del análisis de la emergencia es establecer los siguientes puntos:
� Origen de la emergencia.
� Causas de la emergencia.
� Factores que contribuyeron.
� Medidas para que no se repita.
� Evaluar la eficacia de las medidas de control.
o Evaluación del plan de contingencia
Para realizar la evaluación del Plan de Contingencia existen dos métodos
� Cuestionario tipo: Es un cuestionario (adaptado del cuestionario estándar de la
ITOPF - Contingency Planning and Response,1990) con un grupo de preguntas, que
sirven como examen puntual al final de la emergencia y no reemplaza al proceso de
auditoría que debe seguirse al estado de preparación para emergencias.
� Simulacros: Actividad programada que pone a las personas en situaciones parecidas
a las de una emergencia, con el fin de evaluar el grado de preparación de las personas
que intervienen en el plan.
o Material de contingencia
En el tratamiento de contingencias en el Campo Pungarayacu se deberá contar con el
equipo y material básico como se indica en la siguiente Tabla.
Descripción Cantidad Unidad
Sistema desnatador de tambores con capacidad
de 100 bb/h 1 Unidad
Bomba autocebante capacidad de 220 gpm de 3” 1 Unidad
Secciones de barrera de uretanos de 12” de altura total
5 Barreras
Kits de reparación de barreras 3 Kits Sistema de anclaje con ancla de 40 lb 10 Unidad Sistema de anclaje con ancla de 70 lb 10 Unidad Bombas de transferencia de 2” 2 Unidad
108
Tabla: 25. Listado de material de contingencia Elaborado por: Sandra Valencia Fuente: Revista de seguridad industrial
Kit repuesto de bombas de transferencia 2 Kits Tanque de cuello abierto de 1000 gls 1 Unidad Torre de iluminación portátil 1 Unidad
Rollo absorbente de polipropileno de 36”x150”x3/8”
10 Rollos
Barrera absorbente de polipropileno de 8x10” 15 Barreras
Paños absorbentes de polipropileno de 18”x18”x3/8”
12 Paquetes
Generador a diesel 3500W 3 Unidades Extintores de 20 lb 4 Unidades Anclas para botes 2 Unidades Tanque de 5 gls para combustible 1 Unidades Tensores para barreras 15 Unidades Manguera rígida de 2”x6m con acoples rápidos 10 Secciones Carreto de Manila nylon ¾” x 100m 6 Carretos Bomba de transferencia de 3” a diesel 1 Unidades
Piezas de repuesto para las bombas de tranferencia
1 Kits
Manguera rígida de 3”x6 m con acoples rápidos 10 Secciones Motosierra con EPP 2 Unidades Palas redondas 10 Unidades Picos 10 Unidades Machetes 20 Unidades Rastrilos 10 Unidades Trinches 10 Unidades Escobas de caucho 10 Unidades Linterna explosión profesional 15 Unidades Pilas 30 Pares Hachas 5 Unidades Guantes de Nitrilo 50 Pares Guantes de punro 50 Pares Trajes desechables 30 Unidades Extensión eléctrica de 110V 2 20 m Conos de seguridad 6 Unidades Chalecos salvavidas 10 Unidades Cintas de vento 10 Rollos Cintas de peligro 10 Rollos Caja de herramientas portátil 2 Unidades Botiquín portátil 3 Kits Balde plástico de 5 gls 10 Unidades Combo de bronce 2 Unidades Arnés de seguridad 8 Unidades Camión marino de aluminio 1 Unidad
109
5.1.2.3 Plan de capacitación
La capacitación del personal abarcará un programa relacionado con aspectos de protección
y cuidados ambientales vinculados con el proyecto propuesto. La capacitación estará
fundamentada en normas ambientales internas de Ivanhoe Ecuador Energy, así como
también en aquellas establecidas por la Legislación Ambiental Ecuatoriana (Decreto 1215),
el Plan de Manejo Ambiental y las emitidas por entes gubernamentales.
5.1.2.4 Plan de salud ocupacional y seguridad industrial
Las políticas corporativas de Salud y Seguridad de Ivanhoe Ecuador Energy aplicarán en
todas las actividades vinculadas al Proyecto de Desarrollo y Producción del campo
Pungarayacu. Es responsabilidad de Ivanhoe Ecuador Energy el cumplimiento de las
normas nacionales de seguridad e higiene industrial. La Tabla. 28, presenta las normas
INEN obligatorias según el tipo de actividades.
CÓDIGO TEMA
NTE INEN 1076:87
Prevención de incendios. Clasificación de sustancias peligrosas en presencia de fuego.
NTE INEN 1467:86
Tarjetas de seguridad para prevención de accidentes.
NTE INEN 0739: 87
Extintores portátiles. Inspección, mantenimiento y recarga.
NTE INEN 0801:87
Extintores portátiles. Requisitos generales.
NTE INEN 0803: 87
Equipo contra incendio. Vestimenta resistente al calor. Requisitos.
NTE INEN 0812:86
Identificación de cilindros y otros recipientes que contienen agentes extintores de fuego.
NTE INEN 0146: 76
Casco de seguridad para uso industrial. Requisitos e inspección.
NTE INEN 1926:92.
Calzado de trabajo y de seguridad. Requisitos.
Tabla: 26. Normas INEN obligatorias Elaborado por: Sandra Valencia Fuente: Folleto INEN 2011
5.1.2.4.1Entrenamiento de seguridad
Ivanhoe Ecuador Energy, se asegurará que todos los Contratistas implementen un programa
de entrenamiento de seguridad que incluya los siguientes aspectos principales:
110
� Políticas y normas ambientales de seguridad de la compañía.
� Responsabilidades de los trabajadores con respecto a ropa de trabajo.
� Peligros específicos del trabajo.
� Precauciones de seguridad.
� Responsabilidades del trabajo.
� Requerimientos reglamentarios.
Las áreas de entrenamiento de seguridad son múltiples y van desde el simple entrenamiento
de uso de herramientas básicas hasta entrenamiento en uso de materiales peligrosos.
5.1.2.4.2 Equipos de seguridad
o Equipo de seguridad personal
El equipo de seguridad personal constituye un requisito obligatorio para cualquier
persona que se encuentre dentro de las zonas de trabajo. El equipo de seguridad a
utilizarse dependerá de la actividad a ser realizada, así se debe disponer de protección
para: cabeza, pies, manos, ojos y cara.
o Equipo de seguridad para instalaciones (contra incendios)
Los equipos contra incendios pueden clasificarse como fijos y portátiles. Para la
selección de los equipos se deberá considerar características básicas como: tipo de
fuego, vida útil del equipo, etc.
Equipo contra incendios mínimo a considerar:
� Sistema fijo para combatir fuego en base de agua y de espuma.
� Sistema de espuma en los tanques de almacenamiento, diseñado de acuerdo al volumen de almacenamiento del mismo.
� Sistema de agua con tanque de reserva propio, sistema de impulsión y red de distribución. Se deberá tener hidrantes y pitones que permitan rociar los tanques con agua desde cuatro direcciones diferentes y opuestas.
� Sistema de agua con tanque de reserva propio, sistema de impulsión y red de
distribución. Se deberá tener hidrantes y pitones que permitan rociar los tanques con agua desde cuatro direcciones diferentes y opuestas.
111
5.1.2.5 Plan de manejo de desechos
5.1.2.5.1 Principios de manejo de desechos
Ivanhoe Ecuador Energy, para la elaboración del proyecto de Desarrollo y Producción del
Campo Pungarayacu, establece medidas y estrategias que permitan prevenir, tratar/reusar
y disponer los diferentes tipos de desechos que se generen en el proyecto.
La producción de desechos se efectuará mayormente durante la etapa de instalación de
facilidades, ya que durante la operación la producción es mínima y se transportará para
ser tratadas.
5.1.2.5.1.1 Manejo de desechos líquidos
Las plataforma, deberán contar con un sistema convenientemente segregado de drenaje,
de forma que se realice un tratamiento específico por separado de aguas lluvias, de
escorrentías y de efluentes residuales para garantizar su adecuada disposición. Deberán
disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados estratégicamente y
piscinas de recolección, para contener y tratar cualquier derrame, así como para tratar las
aguas contaminadas.
5.4.2.5.1.2 Manejo de aguas negras y grises
o Aguas grises. Serán dirigidas a un separador API, a través de procesos físicos de
sedimentación, flotación y retención, se logra la separación de material sólido. Los
productos finales de la separación deben ser retirados de manera frecuente
utilizando una pala. Después de esta separación, el efluente será conducido hacia la
planta de tratamiento de aguas.
o Aguas negras. Serán tratadas por medio de una planta de tratamiento tipo RedFox,
la cual opera mediante un proceso aeróbico de lodos activados. Este diseño se utiliza
en plataformas y así como aplicaciones suburbanas terrestres. El proceso usado por
las unidades terrestres convencionales implica solamente tres pasos:
� Aireación: Utiliza las bacterias que naturalmente se encuentran en el agua
servida.
� Clarificación: separación del lodo bacteriano del agua tratada.
� Desinfección: Elimina la presencia de cualquier bacteria viva antes de que el
efluente sea descargado al medio ambiente.
112
PARÁMETRO UNIDADES VALOR MÁXIMO
PERMITIDO(DIARIO)
PH 5 - 9
DQO mg/l <80 CONIFORMES TOTALES
calorias/100ml <1.000 calorias/100ml
CLORO RESIDUAL mg/l <2,0
Tabla: 27. Limites permisibles para la descarga de aguas negras y grises Elaborado por: Sandra Valencia Fuente: RAOH. Registro Oficial 1215, 2001
o Aguas de formación.- El agua y petróleo almacenado en los tanques de
almacenamiento serán evacuados a través de vacuum, en donde una vez separados el
agua será reinyectada al pozo inyector.
5.1.2.5.1.3 Manejo de desechos sólidos
Para la elaboración del Plan de Manejo de Desechos Sólidos se ha considerado los tipos
de desperdicios, las características del área y el potencial de reciclaje, tratamiento y
disposición en las facilidades que serán construidas, para lo cual se aplicará prácticas
comunes para tratar los desechos como: Reducción de volumen, Clasificación,
Reciclaje, Tratamiento y Disposición de los desechos en un relleno sanitario,
confinamiento o incineración.
5.1.2.5.1.4 Manejo de las emisiones gaseosas
El gas deberá ser utilizado para reinyección y recuperación mejorada, de no ser posible
se asegurará su utilización preferentemente para la generación de energía eléctrica luego
de efectuar un análisis técnico-económico. Si las condiciones técnicas ó económicas no
permiten el aprovechamiento completo, el gas natural asociado residual y el gas pobre
serán quemados utilizando mecheros, previa autorización de acuerdo a la Ley de
Hidrocarburos.
El mechero instalado proveerá las condiciones de temperatura y oxigenación suficientes
para lograr la combustión completa de los gases. La altura y dirección del mechero
estará diseñada de tal manera que la emisión de calor y gases afecte lo mínimo al
entorno natural (suelo, vegetación, fauna).
113
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones
� Visto ya los resultados de los pozos del Campo Pungarayacu , en los pozos la
caracterización de los estratos no fue en los parámetros esperados en las simulaciones,
teniendo valores de detección máximos debido al alto contraste resistivo por la presencia
de calizas con alta dureza.
� A pesar de toda la información recabada de la estructura del IP 15 y el IP-5b, dado su
ambiente depositacional y su estructura, los pozos que perforo Ivanhoe hace posible
visualizar datos importantes para la perforación de nuevos pozos: en el caso de los dos
pozos, la detección de una zona de caliza dura localizada en la Formación Napo y en su
parte final el buzamiento, fueron de utilidad para optimizar la trayectoria del pozo IP 5b.
En general la información petrofísica, perfeccionara en tiempo real el modelo de cada pozo
ampliando la visión para perforaciones futuras en la estructura del Campo Pungarayacu.
� Realizando la comparación de los datos o programas de perforación presentados en el
Capítulo IV, representan claramente que los rangos de efectividad de la herramienta y el
diseño de perforación utilizada en el IP-15 y 5B. Probando no ser eficaz como se esperaba
con un promedio del 100% en la relación distancia neta, distancia total y un bajo porcentaje
de eficiencia por sección ejecutada dentro de la zona caliza dura. Como resultado de esto se
debe realizar un diseño de perforación con la zona resistiva planificada de esto se ahorrara
tiempo, recursos y se mejorara el desempeño total del proceso para perforaciones futuras,
disminuyendo errores.
� Lasecciónde13¾”fueperforadaporunabrocatricónicadedientesGTX-C1,conciertos
inconvenientesencuantoalaratade perforación, unaparte porlas formacionesquese
debíanatravesar ensumayoríaconformadas por calizascuyadurezaretrasóel avancede
labrocayotraporproblemaspresentadosconel taladrodurantelaperforación.Sin embargo,se
terminósinproblemasestasecciónloquepermitió quela broca salgaconun
desgasteleveensuestructuradecorte.
114
� UnabrocatricónicadedientestipoGT-1seutilizóparamolercementoyposteriormente
paraperforarlasecciónde 97/8”avanzandohasta251’deprofundidad, endondese
realizóelcambiopor labrocaPDCHC605de5 aletasque estabaprogramada perforar
paratodalasección. El desempeñodelabrocatricónicafuebueno,avanzandoconun
promediode10.72ft/hr, pudiéndosecomprobarque eldesempeñode labrocaPDC
resultómásfavorablepor presentarmayor tasa depenetraciónentodalasección.
� Durantelaperforacióndelasecciónde97/8”sepresentaronaumentosrepentinosenla presiónde
fondode hasta200psidandoaentender unposibletaponamientoenlas boquillasdela broca,
porellose decidiósacarlabrocaasuperficiecomprobándose el taponamientodedos
boquillasdebidoaunmaterialplásticopresenteenelinteriordelas
mismas,queobstruíaelpasodelfluido.Serecomendólalimpiezadelaslíneasdeflujoy delos
tanquesdelodo antesdecontinuarperforando,y ademásse enfatizóen elcuidado
quedebíatenerelpersonaldeltaladrodurantelamezcladequímicos,loqueayudóa evitar quese
presenteeste problemanuevamente.
� Serealizarontrescorridasparaextraernúcleos(unodelaArenaNapoTydosdeHollín)
enlasecciónde97/8”.Estascorridasserealizaronusandounabrocade8½”x 4”de
diámetroconelB.H.Adecoring,ydespuésdecadacorridasebajórimandoconbrocade97/8”yB.H.
A.deperforaciónparaampliaraesediámetro,controlandolasrevolucionesa50RPMyelpesosobre
labrocade3a5klbsafindeevitardesgasteenlaestructura cortadoradela broca.
� Sedecidió perforarconla broca PDChasta 990’y no hasta 994’ como estabaplanificadoy
cambiaraunabrocatricónicadeinsertosGX-09paraempezara perforarenla formación Chapiza,
puestoqueenlasformaciones anterioreslostopesdelasmismas se presentaron de4a8piesantes
delaprognosis,tomando así precauciónpara evitarposibledañoenla estructuracortadora dela
broca
� Laperforacióndelafase97/8depulgada delos pozos
sellevóacabonormalmentesinobservarse problemashastalos
756pies,profundidadendondeseiniciólatomadelsegundo núcleo. Hastaestepuntola
densidaddel fluidosemantuvoen8.9lb/gal,ligeramente pordebajodelacurvaprogramada,
minimizandolosriesgosdepérdidadecirculación quese proyectaba tener, de
acuerdoalospozos referencialesdelazonaylalitologíaa perforar.
115
� Previóalviajeasuperficieserealizópruebadeflujoobservandoaportedelpozo. Circulóytomó
muestradelretorno,encontrandounacaídaenla densidad(8.9lpg), reducción
enlareologíayaumentoen elfiltrado (8.1cc)y enlaconcentracióndecloruros(950ppm).
Lavariaciónenlaspropiedadesfueun indicativo del influjodeagua
deformación(Elaportedeaguafuede13bbls deacuerdo a cubicación posterior). Se
incrementó la densidad del sistema a 9.7 lb/gal,
homogenizandoelvalordeentradaydesalida,realizópruebadeflujoobservando pozo estable.
Finalmentesesacólatuberíacontercer núcleosinproblemas,logrando
larecuperaciónde24pies,delos30piestomados (80%).
TopesdelasFormacionesdelIntervalo FORMACIÓN MD (pies) TVD (pies)
Caliza“M-1” 0 0
Caliza“M-2” 15
15Caliza“A” 2
424AreniscaNapo“U” 3
636Caliza“B” 3
737AreniscaNapo“T” 5
454LutitasBasal Napo 6
363FormaciónHollín 7
171FormaciónChapiza 9
999ProfundidadTotal 1
010
� En las condiciones actuales, tanto de demanda de petróleo mundial, como de
descubrimiento de nuevas reservas, Campo Pungarayacu (IP-15 y IP-5B) permite ampliar
las ya existentes, con la perforación de pozos problemáticos, con beneficios implícitos en
el modelamiento y re- modelamiento del reservorio, lo que repercute en el desarrollo de
nuevas zonas aumentando el potencial del campo.
� Las principales funciones que deben cumplir los fluidos de perforación durante la
perforación de pozos son las siguientes:
1. Transportar los ripios de perforación a superficie.
2. Limpiar el fondo del pozo.
3. Enfriar la broca y lubricar la barra maestra.
4. Sostener las paredes del pozo.
5. Impedir la entrada de los fluidos de formación dentro del pozo.
116
� La profundidad del pozo, el peso del lodo, el tamaño de los jets de la broca y los diámetros
de la tubería y del pozo, por el cual viaja el lodo, tienen una influencia en el tamaño de la
pérdida de presión en un sistema de circulación.
� A medida que se va perforando el tamaño o diámetro del pozo va disminuyendo, por lo
tanto, cada vez se va necesitando caudales menores para la limpieza del mismo, ya que,
elevados caudales pueden causar problemas durante las operaciones de perforación de un
pozo.
� Cuando se tiene altas tasas de penetración (ROP), se producen mayor cantidad de sólidos,
para lo cual es necesario trabajar con altos caudales que faciliten la limpieza del pozo, caso
contrario puede ocasionar problemas como atascamientos, durante la perforación.
6.2 Recomendaciones
� En base a la litología y estratigrafía que debe atravesar el pozo, se recomienda realizar una
planificación y diseño del programa de perforación adecuada , ya que, a medida que se va
perforando y pasando por las formaciones ; es decir se va alcanzando mayor profundidad,
se necesita de un peso adecuado del lodo de perforación, que por lo general va
aumentando, este aspecto es el más importante en relación a la litología y estratigrafía, ya
que a mayor profundidad, la presión va incrementándose, por esto, un peso ideal del fluido
de perforación es recomendado para cada sección, de esta manera la presión ejercida por
el líquido ayudará a mantener las paredes del pozo estables y además contribuirá en la
limpieza del mismo, conjuntamente un adecuado caudal de bombeo es necesario para
lograr lo anteriormente mencionado.
� Serecomiendasiemprequealllegaralfondomoliendocementooenviajesdetubería, realizar
unpatróndefondocomobuenapráctica de perforación,lograndoquela herramientareinicie
bienynosedañeprematuramente.
� PorlascaracterísticasdeperforaciónpresentadasporlabrocatricónicadeinsertosGX-09
enelintervalodela formaciónChapiza,serecomiendaelusodelamismaparapozos
subsiguientes cuyas formaciones tenganestetipodecaracterísticas litológicas,yaque
pudimos comprobarelbuen desempeñode esta brocadurantesu uso.
117
� Es recomendable el cuidado de parámetros siempre que se vaya a rimar el hueco
(reperforar) encierta secciónconundiámetrodebrocadistinto al usadoenla primera corrida,de
estamaneracuidamosla estructuracortadoradela brocay notendremos problemas
másadelanteconlatasadeperforacióny porende unposibleviajeasuperficie para realizar
cambio de broca.
� Sedebetomarencuentaelmantenerlaslíneasdellododeperforaciónlomáslimpias posibles,
deesemodoevitaremoseltaponamientodelasboquillasdelabrocapor acumulaciónderesiduos
ensuinterior.
� Para tener éxito en las operaciones de perforación en todo el pozo, se recomienda, realizar
un correcto análisis de todos los parámetros que involucra la perforación, tener un
conocimiento de diámetros y características de la broca y de las tuberías, además de esto
conocer el estado del pozo y la reología de los fluidos de perforación. Adicional a esto,
tener siempre presente y basarse en los valores ideales y recomendados, para tener una
adecuada planificación, solo así, se podrá llegar con éxito a finalizar la perforación, a tener
una larga vida útil de la broca y a reducir costos.
� PerforarconunR.O.P.controladoenzonasdeinterés,paraaseguraruncontrollitológico
másprecisoenlos cambiosde formación,así comouna buenaevaluaciónde
manifestacionesdehidrocarburo.
� Al correr los registrosMDTparaobtener muestras decrudo,sedebería usar el MDTconla
empacaduradobleenlugar de usar el MDT estándar,puesencampos decrudopesado
conaltaviscosidadeslo másrecomendable.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y WEBGRAFIA.
Bibliografía consultada
118
• CARVAJAL & ORDONEZ. (2007). Análisis de las perforaciones horizontales en los campos Sacha y Shushufindi de Petroproduccion. Tesis de grado, Capítulos II & IV
• CARDEN,R, (2003), “Directional Drilling”, Drilling Practices, Vol.11, Tulsa – USA
• DEVEREUX S., (2006), Practical Well Planning and Drilling Manual, Pennwell Corporation, Tulsa- Oklahoma.
• ERAS V. JOSÉ PATRICIO(2000), Diseño y tecnología de perforación de pozos verticales y horizontales. Quito – Ecuador.
• ERAS V. JOSÉ PATRICIO (2004), “Selección de zona y diseño de la longitud óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18”; UCE, FIGEMPA, Tesis.
• Gulf Publishing Company (2002), Horizontal well Technology.
• JIMÉNEZ Q. JACKSON ORLANDO (2003),“Efecto de la perforación de pozos horizontales en el desarrollo de un campo petrolero”; UCE, FIGEMPA, Tesis, Quito-Ecuador.
• MARTÍNEZ ENRIQUE (1996) “Recuperación de petróleo mediante Perforación Horizontal” Politécnica Nacional, Escuela de Petróleos, Tesis, Quito-Ecuador.
• SUGAR LAND (1999), Anadrill north and south America unit reentry drilling, Training school
• ZABA & DOMERTY(2003), Practical Petroleum Engineers’ Handbook, Fourth edition
Bibliografía citada
*Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero (ARCH). Disponible en http://www.arch.gob.ec/index.php/nuestra-institucion/quienes-somos.html Acceso el 23 de Octubre del 2012
Web grafía
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• http://es.wikipedia.org/wiki/Capilaridad
• http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido_newtoniano
• http://es.wikipedia.org/wiki/Flujo_laminar
• http://es.wikipedia.org/wiki/Flujo_turbulento
• http://es.wikipedia.org/wiki/N%C3%BAmero_de_Reynolds
• http://forum.wordreference.com/showthread.php?t=839973
• http://www.abacovital.com/fichastecnicas/tensioactivos/tensioactivos.htm
119
• http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml?relacionados
• http://www.monografias.com/trabajos11/pope/pope.shtml
• http://www.pecsiecontsa.com/procesos_servicios_05_tratamiento.htm
• http://www.proz.com/kudoz/english_to_spanish/petroleum_eng_sci/2961943-top_drive.html
• http://www.quiminet.com.mx/ar9/ar_%25A7%253F%252C_v8%2540%25E4.htm
• http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish00/win00/p58_78.pdf
• http://www.textoscientificos.com/petroleo
GLOSARIO
Campo.- proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos con
características similares y asociados al mismo rasgo geológico.
Crudo.- Mezcla de petróleo, gas, agua y sedimentos, tal como le de las formaciones productoras a
superficie.
Fluido.- Sustancia que fluye y que se deforma ante cualquier fuerza que tienda a cambiar su forma.
Los líquidos y gases son fluidos.
Formación.- La formación es la unidad formación fundamental de la clasificación lito
estratigráfica; tiene rango intermedio en la jerarquía de las unidades lito estratigráficas y es la única
unidad formal empleada para dividir completamente a toda la columna estratigráfica en todo el
mundo en unidades nombradas, sobre la base de su naturaleza lito estratigráfica.
Lodo de perforación.- una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizados en las
operaciones de perforación para lubricar y enfriar la barrena, para elevar hasta la superficie el
material que va cortando la barrena, para evitar el colapso de las paredes del pozo y mantener
bajocontrol el flujo ascendente del aceite o del gas.
Pozo.- hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a la
superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento.
Pozo desviado.- un pozo perforado en ángulo con la vertical (perforación desviada), para cubrir el
área máxima de un yacimiento de aceite o gas, o para librar el equipo abandonado en el agujero
original.
120
Pozo Vertical.- Los pozos tienen una tendencia a desviarse a la hora de perforar, es decir, no son
totalmente verticales ya que es muy difícil mantener esa direccionalidad. Entre los factores
mecánicos que influyen en la desviación de pozos están:
• Características, diámetros y peso por unidad de longitud de los tubos que componen la
sarta de perforación
• Tipo de barrena
• Velocidad de rotación de la sarta
• Peso de la sarta que se deja actuar sobre la barrena, para que esta muerda, penetre y
despedace la roca
• Tipo y las características del fluido de perforación utilizando su peso por unidad de
volumen para contrarrestar las presiones de las formaciones perforadas, la velocidad y
caudal de salida del fluido por las boquillas de la barrena par que se logre limpiar el fondo
del hoyo y ripios lleguen a superficie
Producción.- cantidad de petróleo y/o en la superficie.
Saturación.- Fracción de petróleo en el volumen de un fluidodado.
Yacimiento.- Acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento
petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se serán en secciones
distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del
yacimiento, el crudo la parte intermedia y el agua la parte inferior.
Reología.- La Reología es el estudio del flujo de fluidos. Se requiere la Reología para predecir: qué
tan bueno es el transporte de los recortes afuera del pozo, qué tan buena es la limpieza de los ripios
en la cara de la barrena, cuáles son las pérdidas de presión en el sistema, cómo se comporta el
sistema de fluido con los regímenes de flujo que se emplean en el pozo.
Sarta de Perforación.- Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la
perforación.
121
ANEXOS
ANEXO. 1
122
ANEXO. 2
123
ANEXO. 3
124
ANEXO. 4
125
ANEXO. 5
126
ANEXO. 6
127
ANEXO. 7
DEL POZO IP-15
ANEXO. 8
128
129
ANEXO. 9
ANEXO. 10
130
ANEXO. 11
131
ANEXO. 12
132
ANEXO. 13
133
ANEXO. 14
134
ANEXO. 15
135
ANEXO. 16
NOMBRES: Sandra L
DOMICILIO: Ibarra (1
ESTADO CIVIL: Casada
EDAD: 28 Años
TELÉFONOS: 0986041
MAILS: valusand
SECUNDARIA:
Colegio Experimental "L
BACHILLER EN CIENC
SUPERIOR:
Universidad
INGENIERÍA EN PET
LABORATORIO SAN RAFAEL
- OPERADOR DE EQUIPOS
IVANHOE ENERGY ECUADO
- PASANTÍAS
HOJA DE VIDA
Sandra Lucia Valencia Godoy
Ibarra (13 de abril 10-101 y Cañar)
Casada
28 Años
0986041542 / 2640190
ESTUDIOS REALIZADOS
ental "Leon Ruales"
R EN CIENCIAS FÍSICO MATEMÁTICAS
versidad Central Del Ecuador
PETRÓLEOS
EXPERIENCIA LABORAL
RAFAEL (EN FUNCIONES)
E EQUIPOS PARA PERMEABILIDAD , POROSIDAD
CUADOR
136
