UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Estudio para la optimización técnica y económica aplicando la metodología VCDSE para el
diseño y ejecución del primer pozo del campo Cuyabeno del 2019
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR: Henry Ismael Benavides Heredia
TUTOR: Andrea Paola Chávez Chamorro
Quito, enero 2020
i
DERECHOS DE AUTOR
Yo Henry Ismael Benavides Heredia, en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “Estudio para la optimización técnica y económica
aplicando la metodología VCDSE para el diseño y ejecución del primer pozo del campo
Cuyabeno del 2019”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del
CODIGO ORGANICO DE LA ECONOMIA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,
CREATIVIDAD E INNOVACION, concedo a favor de la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la
obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría
sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autoriza a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y
publicación de este trabajo de titulación en repositorio digital, de conformidad a lo dispuesto
en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión
y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier
reclamo que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda
responsabilidad.
____________________________
Henry Ismael Benavides Heredia
C.C: 1724948722
ii
APROBACION DE TUTOR
En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por HENRY ISMAEL
BENAVIDES HEREDIA, para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos, cuyo título es:
“ESTUDIO PARA LA OPTIMIZACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA APLICANDO LA
METODOLOGÍA VCDSE PARA EL DISEÑO Y EJECUCIÓN DEL PRIMER POZO
DEL CAMPO CUYABENO DEL 2019”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y
méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del
tribunal examinador que se designe.
En la ciudad de Quito a los 23 días del mes de enero del 2020.
________________________________
Ing. Andrea Paola Chávez Chamorro
DOCENTE-TUTOR
CC: 040133538-5
iii
DEDICATORIA
A dios por guiarme, darme salud y la fuerza necesaria para luchar y lograr cada una de las
metas que me he propuesto.
A mi madre Patricia Heredia que día a día se esfuerza por darme todo lo necesario y que ha
estado pendiente de cada paso que doy para guiarme y apoyarme con amor y sabiduría.
A mi padre José Ismael Benavides por todo su apoyo, porque nunca se negó en ayudarme
cuando lo necesite y por sus consejos que ayudaron a mi desarrollo personal.
A mi hermana Mishell por su apoyo y cariño incondicional a lo largo de este proceso.
A mi sobrina Darla que con sus juegos y locuras que me alegra la vida y me desconecta por
un momento del diario vivir.
A mi primo Bryan (†) con el que pasamos tantos momentos alegres y sé que desde el cielo el
siempre me cuida y se preocupa por mí.
A toda mi familia que siempre estuvo pendiente de mis estudios y me dieron una palabra de
aliento para seguir y buscar mis sueños
A mis amigos con los que compartimos los buenos y malos momentos que nos tocó enfrentar
para lograr culminar con éxito este camino.
iv
AGRADECIMIENTO
A mis padres, mi hermana y familia quienes han sido mi motivación en cada paso de doy y
estar siempre junto a mí.
A la Universidad Central del Ecuador, en especial a la facultad de Ingeniería en Geología,
Minas, Petróleos y Ambiental por contribuir con mi desarrollo académico y profesional.
A la empresa Petroamazonas EP por su colaboración en la realización de este proyecto de
titulación.
A la empresa Cuyabenopetro quien me dio la apertura y facilidades con la información y
herramientas para poder realizar mi proyecto de titulación.
A mi tutora Ing. Andrea Chávez por la ayuda en la realización de este proyecto.
Al Ing. Xavier Pérez por su apoyo para que este proyecto se lleve a cabo.
De manera especial a mi tutor Ing. Javier Rodríguez por compartir su conocimiento y
experiencia, por su apoyo y valiosa asesoría a lo largo de todo este proyecto de titulación,
su aporte ha sido invaluable en mi desarrollo profesional.
v
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DERECHOS DE AUTOR ............................................................................................................ i
APROBACION DE TUTOR ...................................................................................................... ii
DEDICATORIA ......................................................................................................................... iii
AGRADECIMIENTO ................................................................................................................ iv
ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................................... v
LISTA DE TABLAS .................................................................................................................. xi
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... xv
LISTA DE GRAFICAS .......................................................................................................... xviii
ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................................. xx
RESUMEN .............................................................................................................................. xxii
ABSTRACT ........................................................................................................................... xxiii
CAPITULO I ............................................................................................................................... 1
GENERALIDADES .................................................................................................................... 1
1.1 Antecedentes ............................................................................................................... 1
1.2 Planteamiento del Problema ........................................................................................ 1
1.3 Objetivos ..................................................................................................................... 2
1.3.1 Objetivo General ................................................................................................... 2
1.3.2 Objetivo Específicos ............................................................................................. 2
1.4 Justificación e Importancia.......................................................................................... 2
1.5 Entorno del Estudios ................................................................................................... 2
1.5.1 Marco Institucional ............................................................................................... 2
1.5.2 Marco Ético ........................................................................................................... 3
1.5.3 Marco Legal .......................................................................................................... 3
CAPITULO II .............................................................................................................................. 4
MARCO TEORICO .................................................................................................................... 4
2.1 Área de estudio ............................................................................................................ 4
2.1.1 Ubicación geográfica............................................................................................. 4
vi
2.1.2 Reseña histórica..................................................................................................... 5
2.1.3 Estructura .............................................................................................................. 5
2.2 Fundamento teórico de perforación de pozos ............................................................. 5
2.2.1 Equipo de perforación ........................................................................................... 5
2.2.2 Sistemas componentes del taladro......................................................................... 6
2.2.2.1 Sistema de elevación ....................................................................................... 7
2.2.2.2 Sistema de circulación ..................................................................................... 9
2.2.2.3 Top Drive System (TDS) .............................................................................. 11
2.2.2.4 Sistema de generación de potencia................................................................ 12
2.2.2.5 Sistema de prevención de reventones............................................................ 14
2.2.3 Perforación direccional ....................................................................................... 16
2.2.3.1 Tipos de pozos direccionales......................................................................... 16
2.2.4 Herramientas para direccionar el pozo ................................................................ 17
2.2.4.1 BHA .............................................................................................................. 17
2.2.4.1.1 Componentes del BHA ............................................................................ 17
2.2.4.1.2 Tipos de BHA .......................................................................................... 22
2.2.4.2 Motores de fondo .......................................................................................... 22
2.2.4.3 Sistema rotatorio dirigibles (RSS)................................................................. 23
2.2.5 Herramientas para registrar el pozo .................................................................... 23
2.2.5.1 Herramienta MWD ........................................................................................ 23
2.2.6 Fluidos de perforación ......................................................................................... 23
2.2.6.1 Funciones ...................................................................................................... 24
2.2.6.2 Propiedades ................................................................................................... 25
2.2.6.2.1 Propiedades físicas ................................................................................... 25
2.2.6.2.2 Propiedades químicas .............................................................................. 26
2.2.6.3 Sistema de fluidos de perforación ................................................................. 26
2.2.6.3.1 Modelos reológicos .................................................................................. 27
2.2.6.3.2 Sistemas de fluido base agua ................................................................... 28
vii
2.2.6.4 Presiones para el diseño del fluido de perforación ........................................ 30
2.2.7 Brocas de perforación.......................................................................................... 31
2.2.7.1 Tipos de brocas ............................................................................................. 31
2.2.7.1.1 Brocas Tricónicas .................................................................................... 31
2.2.7.1.2 Brocas PDC ................................................................................................ 33
2.2.7.2 Evaluación de brocas desgastadas IADC ................................................... 35
2.2.8 Análisis de hidráulica .......................................................................................... 38
2.2.8.1 Pérdida de Presión en la Broca (∆Pb) ........................................................... 38
2.2.8.2 Caballaje de Fuerza Hidráulica (HHPb) ...................................................... 38
2.2.8.3 Caballaje Hidráulico por Pulgada Cuadrada (HSI) ....................................... 38
2.2.8.4 Velocidad de las Boquillas (Vn) ................................................................... 39
2.2.8.5 Fuerza de Impacto (I.F.) ................................................................................ 39
2.2.8.6 Fuerza de Impacto por Pulgada Cuadrada (I.F./pulg2) ................................. 39
2.2.8.7 Porcentaje de la Pérdida de Presión en la Broca (%PSIb) ........................... 39
2.2.8.8 Caballaje Hidráulico Total del Sistema de Circulación (HHPSISTEMA) ... 39
2.3 Metodología VCDSE ................................................................................................ 39
2.3.1 Definición ............................................................................................................ 39
2.3.2 Etapas .................................................................................................................. 40
2.3.2.1 Visualización ................................................................................................. 40
2.3.2.2 Conceptualización ......................................................................................... 41
2.3.2.3 Definición ...................................................................................................... 41
2.3.2.4 Seguimiento ................................................................................................... 42
2.3.2.5 Evaluación ..................................................................................................... 42
CAPITULO III .......................................................................................................................... 43
DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................... 43
3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................... 43
3.2 Universo y muestra.................................................................................................... 43
3.2.1 Universo .............................................................................................................. 43
viii
3.2.2 Muestra ................................................................................................................ 43
3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos ............................................... 44
3.4 Procesamiento y análisis de información .................................................................. 44
3.4.1 Información general de los pozos........................................................................ 44
3.4.2 Criterios de clasificación ..................................................................................... 45
3.5 Análisis de resultados ................................................................................................ 46
CAPITULO IV .......................................................................................................................... 48
APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA VCDSE ............................................................. 48
4.1 Inicio de la aplicación de la metodología VCDSE .................................................... 48
4.2 Visualización ............................................................................................................. 48
4.2.1 Identificación y clasificación del pozo ................................................................ 48
4.2.2 Análisis de pozos de correlación ......................................................................... 49
4.2.3 Generación de trayectorias preliminares ............................................................. 69
4.2.4 Opciones de diseño.............................................................................................. 73
4.2.5 Análisis de perforación........................................................................................ 75
4.2.6 Análisis de tiempo clase V .................................................................................. 84
4.2.7 Matriz de riesgos para las opciones de diseño .................................................... 85
4.3 Conceptualización ..................................................................................................... 88
4.3.1 Selección de la mejor opción .............................................................................. 88
4.3.2 Realizar el análisis por especialidad para seleccionar la mejor opción ............... 95
4.3.2.1 Conceptualización de la opción seleccionada ............................................... 95
4.3.2.2 Etapas del pozo.............................................................................................. 97
4.3.2.3 Fluidos de perforación ................................................................................... 98
4.3.2.4 Tuberías de revestimiento ............................................................................. 99
4.3.2.5 Sartas de perforación ................................................................................... 101
4.3.2.6 Cementación ................................................................................................ 106
4.3.2.7 Análisis de tiempo clase IV-III ................................................................... 106
4.4 Definición ................................................................................................................ 109
ix
4.4.1 Ingeniería de detalle de la opción seleccionada ................................................ 109
4.4.1.1 Diseño de pozos .......................................................................................... 109
4.4.1.2 Plan y perfil direccional .............................................................................. 109
4.4.1.3 Anticolisión ................................................................................................. 113
4.4.1.4 Configuración del BHA .............................................................................. 116
4.4.1.5 Torque y arrastre ......................................................................................... 118
4.4.1.6 Análisis de revestimiento ............................................................................ 130
4.4.1.7 Prognosis geológica..................................................................................... 134
4.4.1.8 Brocas de perforación.................................................................................. 135
4.4.1.9 Hidráulica .................................................................................................... 137
4.4.1.10 Fluidos de perforación ............................................................................... 140
4.4.1.11 Parámetros de perforación ......................................................................... 141
4.4.1.12 Cementación .............................................................................................. 141
4.4.2 Curva de tiempo base ........................................................................................ 142
CAPITULO V ......................................................................................................................... 146
RESULTADOS, SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN ....................................................... 146
5.1 Seguimiento ............................................................................................................. 146
5.1.1 Intervención al pozo .......................................................................................... 146
5.1.2 Seguimiento táctico y operativo ........................................................................ 149
5.1.2.1 Seguimiento a la columna geológica ........................................................... 149
5.1.2.2 Seguimiento al asentamiento de la tubería de revestimiento ...................... 150
5.1.2.3 Seguimiento al plan direccional .................................................................. 151
5.1.2.4 Seguimiento a los fluidos de perforación .................................................... 153
5.1.2.5 Seguimiento a las brocas ............................................................................. 154
5.1.2.6 Seguimiento a los BHA ............................................................................... 154
5.1.2.7 Seguimiento a la cementación ..................................................................... 156
5.2 Evaluación ............................................................................................................... 157
5.2.1 Evaluación al proyecto pozo CYBC-2019 ........................................................ 157
x
5.2.1.1 Comparativa columna geológica ................................................................. 157
5.2.1.2 Comparativa tubería de revestimiento......................................................... 158
5.2.1.3 Comparativa del programa direccional ....................................................... 158
5.2.1.4 Comparativa del programa de fluidos ......................................................... 161
5.2.1.5 Comparativa del programa de brocas .......................................................... 162
5.2.1.6 Comparativa del programa de BHA ............................................................ 163
5.2.1.7 Comparativa del programa de cementación ................................................ 163
5.2.1.8 Comparativa de parámetros de perforación ................................................ 164
5.2.1.9 Comparativa curva de tiempo ..................................................................... 165
5.3 Análisis económico comparativo para el pozo CYBC-2019 .................................. 166
CAPITULO VI ........................................................................................................................ 170
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................. 170
6.1 Conclusiones ........................................................................................................... 170
6.2 Recomendaciones .................................................................................................... 171
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................... 172
xi
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Pozos perforados en el campo Cuyabeno 2010-2015 ................................................ 43
Tabla 2. Información general de los pozos ............................................................................... 45
Tabla 3. Clasificación pozos de Cuyabeno ............................................................................... 45
Tabla 4. Información general del pozo ..................................................................................... 48
Tabla 5. Topes formacionales ................................................................................................... 50
Tabla 6. Tiempo total de operación pozos tipo J < 35° ............................................................ 51
Tabla 7. Tiempo total de operación pozos tipo J>35° .............................................................. 51
Tabla 8. Tiempo total de operación pozos tipo S ..................................................................... 51
Tabla 9. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J<35° .......................................................... 52
Tabla 10. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J>35° ........................................................ 52
Tabla 11. Tiempo armado BHA 16” pozos tipo S .................................................................... 52
Tabla 12. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J<35° .................................................... 52
Tabla 13. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J>35° .................................................... 53
Tabla 14. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo S ........................................................... 53
Tabla 15. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J<35° ...................................................... 53
Tabla 16. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J>35° ...................................................... 54
Tabla 17. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo S ............................................................. 54
Tabla 18. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J<35° ......................................................... 54
Tabla 19. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J>35° ......................................................... 55
Tabla 20. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo S ................................................................ 55
Tabla 21. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J<35° ..................................................... 55
Tabla 22. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J>35° ..................................................... 56
Tabla 23. Tiempo de RIH sección de 12 ¼” pozos tipo S ........................................................ 56
Tabla 24. Tiempo de RIH sección de 8 ½” pozos tipo J<35° .................................................. 56
Tabla 25. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo J>35° ....................................................... 56
Tabla 26. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo S .............................................................. 57
Tabla 27. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J<35° ........................................................ 57
Tabla 28. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J>35° ........................................................ 58
Tabla 29. Velocidad promedio de viaje pozos tipo S ............................................................... 58
Tabla 30. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J<35° ......................................................... 59
Tabla 31. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J>35° ......................................................... 60
Tabla 32. Densidad de fluido utilizada pozos tipo S ................................................................ 60
Tabla 33. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J<35° ....................................................... 61
xii
Tabla 34. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J>35° ....................................................... 61
Tabla 35. Tiempo de corrida del casing pozos tipo S ............................................................... 62
Tabla 36. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo J<35° .......................................... 63
Tabla 37. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo S ................................................. 63
Tabla 38. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo J<35° ............................................ 63
Tabla 39. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo S ................................................... 64
Tabla 40. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo J<35° ..................................................... 64
Tabla 41. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo S ............................................................ 65
Tabla 42. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J<35° ........................................ 65
Tabla 43. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J>35° ........................................ 65
Tabla 44. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo S ............................................... 66
Tabla 45. Parámetros de perforación pozos tipo J<35° ............................................................ 66
Tabla 46. Parámetros de perforación pozos tipo S ................................................................... 67
Tabla 47. Rendimiento del BHA pozos tipo J<35° .................................................................. 68
Tabla 48. Rendimiento del BHA pozos tipo J>35° .................................................................. 68
Tabla 49. Rendimiento del BHA pozos tipo S ......................................................................... 69
Tabla 50. Características del taladro ........................................................................................ 75
Tabla 51. Presión de poro campo Cuyabeno ............................................................................ 78
Tabla 52. Datos calculo tolerancia al brote sección 16” .......................................................... 79
Tabla 53. Datos cálculo de tolerancia al brote sección 12 ¼” .................................................. 80
Tabla 54. Datos calculo tolerancia al brote sección 8 ½” ........................................................ 82
Tabla 55. Resumen de tiempo vs profundidad ......................................................................... 85
Tabla 56. Análisis de riesgo-eventos en pozos de correlación ................................................. 86
Tabla 57. Determinación de riesgos potenciales (Escala de severidad) ................................... 87
Tabla 58. Determinación de riesgos potenciales (Escala de probabilidad) .............................. 87
Tabla 59. Identificación de riesgos potenciales por formación ................................................ 88
Tabla 60. Dificultad direccional ............................................................................................... 88
Tabla 61. Selección de trayectoria ............................................................................................ 89
Tabla 62. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos geomecánicos y perforación ...... 92
Tabla 63. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación direccional ......... 93
Tabla 64. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación ............................ 94
Tabla 65. Resultado matriz de selección de la mejor opción ................................................... 95
Tabla 66. Estimación de volumen de lodo ............................................................................... 99
Tabla 67. Factores de seguridad para tubería de revestimiento ................................................ 99
Tabla 68. Esquema de casing y tubing ................................................................................... 100
xiii
Tabla 69. Configuración del BHA sección 16” pozos seleccionados .................................... 102
Tabla 70. Configuración del BHA sección 12 ¼” pozos seleccionados ................................ 103
Tabla 71. Configuración del BHA sección 8 ½” pozos seleccionados .................................. 104
Tabla 72. BHA seleccionado para sección 16” ...................................................................... 104
Tabla 73. BHA seleccionado para sección 12 ¼” .................................................................. 105
Tabla 74. BHA seleccionado para sección 8 ½” .................................................................... 105
Tabla 75. Plan de cementación pozo CYBC-2019 ................................................................. 106
Tabla 76. Detalle de tiempos no productivos ......................................................................... 107
Tabla 77. Análisis de tiempo clase IV .................................................................................... 108
Tabla 78. Información general del pozo – fase de definición ................................................ 109
Tabla 79. Profundidades estimadas del objetivo del pozo CYBC-2019 ................................ 109
Tabla 80. Información direccional del pozo CYBC-2019 ...................................................... 110
Tabla 81. Configuración BHA sección 16” – fase de definición ........................................... 117
Tabla 82. Configuración BHA sección 12 ¼” – fase de definición ....................................... 117
Tabla 83. Configuración BHA sección 8 ½” – fase de definición ......................................... 118
Tabla 84. Esquema casing y tubing – fase de definición ....................................................... 130
Tabla 85. Prognosis geológica pozo CYBC-2019 .................................................................. 135
Tabla 86. Programa de brocas pozo CYBC-2019 .................................................................. 135
Tabla 87. Hidráulica broca #1 ................................................................................................ 136
Tabla 88. Hidráulica broca #2 y broca #3 .............................................................................. 136
Tabla 89. Hidráulica broca #4 ................................................................................................ 136
Tabla 90. Propiedades del lodo pozo CYBC-2019 ................................................................ 140
Tabla 91. Parámetros de perforación pozo CYBC-2019 ........................................................ 141
Tabla 92. Cementación Pozo CYBC-2019 ............................................................................. 142
Tabla 93. Detalle de tiempos sección 16” .............................................................................. 143
Tabla 94. Detalle de tiempos sección 12 ¼” .......................................................................... 143
Tabla 95. Detalle de tiempos sección 8 ½” ............................................................................ 144
Tabla 96. Seguimiento a la ejecución del pozo CYBC-2019 ................................................. 148
Tabla 97. Detalle de tiempos no productivos pozo CYBC-2019 ........................................... 149
Tabla 98. Topes formacionales determinados por ripios ........................................................ 150
Tabla 99. Detalle de tubería de revestimiento pozo CYBC-2019 .......................................... 150
Tabla 100. Survey final pozo CYBC-2019 ............................................................................ 153
Tabla 101. Detalle de fluidos de perforación pozo CYBC-2019 ........................................... 153
Tabla 102. Detalle fluidos sección 16” ................................................................................... 153
Tabla 103. Detalle fluidos sección 12 ¼” ............................................................................... 154
xiv
Tabla 104. Detalle fluidos sección 8 ½” ................................................................................. 154
Tabla 105. Detalle de brocas utilizadas pozo CYBC-2019 .................................................... 154
Tabla 106. BHA #1 Sección 16” pozo CYBC-2019 .............................................................. 155
Tabla 107. BHA #2 Sección 12 ¼” pozo CYBC-2019 .......................................................... 155
Tabla 108. Detalle cementación casing 13 3/8” pozo CYBC-2019 ....................................... 156
Tabla 109. Detalle cementación casing 9 5/8” pozo CYBC-2019 ......................................... 156
Tabla 110. Detalle cementación liner 7” pozo CYBC-2019 .................................................. 157
Tabla 111. Comparativa topes formacionales ........................................................................ 158
Tabla 112. Comparativa información direccional pozo CYBC-2019 .................................... 159
Tabla 113. Comparativa del programa de brocas pozo CYBC-2019 ..................................... 163
Tabla 114. Comparativa programa de BHAs pozo CYBC-2019 ........................................... 163
Tabla 115. Comparativa del programa de cementación pozo CYBC-2019 ........................... 164
Tabla 116. Comparativa de parámetros de perforación pozo CYBC-2019 ............................ 164
Tabla 117. Clasificación de servicios por grupos ................................................................... 167
xv
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Localización del campo Cuyabeno ............................................................................. 4
Figura 2. El taladro de perforación y sus componentes ............................................................. 7
Figura 3. Sistema de elevación ................................................................................................... 8
Figura 4. Sistema de circulación .............................................................................................. 10
Figura 5. Partes del TDS .......................................................................................................... 12
Figura 6. Sistema de generación de potencia ........................................................................... 13
Figura 7. Sistema de prevención de reventones ....................................................................... 14
Figura 8. Preventor de ariete .................................................................................................... 15
Figura 9. Preventor anular ........................................................................................................ 15
Figura 10. Acumulador de presión ........................................................................................... 16
Figura 11. Estabilizador ........................................................................................................... 17
Figura 12. Float Sub ................................................................................................................. 18
Figura 13. Mule Shoe ............................................................................................................... 19
Figura 14. MWD ...................................................................................................................... 19
Figura 15. Non Magnetic Drill Collar ...................................................................................... 20
Figura 16. Martillo Hidráulico ................................................................................................. 21
Figura 17. Motor de fondo ....................................................................................................... 23
Figura 18. Componentes brocas tricónicas .............................................................................. 32
Figura 19. Mecánica de corte broca tricónica .......................................................................... 32
Figura 20. Nomenclatura brocas tricónicas .............................................................................. 33
Figura 21. Componentes brocas PDC ...................................................................................... 33
Figura 22. Componentes brocas PDC vista superior ................................................................ 34
Figura 23. Mecánica de corte brocas PDC ............................................................................... 34
Figura 24. Nomenclatura brocas PDC ...................................................................................... 34
Figura 25. Cuadro de evaluación del desgaste brocas PDC ..................................................... 35
Figura 26. Desgaste de cortadores ............................................................................................ 35
Figura 27. Características de desgaste de brocas ..................................................................... 36
Figura 28. Ubicación del desgaste ............................................................................................ 36
Figura 29. Sellos de los cojinetes ............................................................................................. 37
Figura 30. Condición del calibre .............................................................................................. 37
Figura 31. Razón de salida ....................................................................................................... 37
Figura 32. Etapas metodología VCDSE ................................................................................... 40
Figura 33. Diagrama de flujo metodología VCDSE ................................................................ 47
xvi
Figura 34. Columna geología Cuenca Oriente ......................................................................... 49
Figura 35. Perfil direccional Opción 1 tipo J ........................................................................... 70
Figura 36. Perfil direccional Opción 2 tipo J ........................................................................... 71
Figura 37. Perfil direccional Opción 3 tipo S ........................................................................... 72
Figura 38. Opciones de diseño ................................................................................................. 73
Figura 39. Estado mecánico Opción 1 ..................................................................................... 73
Figura 40. Estado mecánico Opción 2 ..................................................................................... 74
Figura 41. Estado mecánico Opción 3 ..................................................................................... 74
Figura 42. Pozos con características similares análisis de tiempo ........................................... 84
Figura 43. Opciones de estado mecánico pozos tipo J ............................................................. 90
Figura 44. Perfil direccional opción seleccionada ................................................................... 96
Figura 45. Inclinación vs profundidad de la opción seleccionada ........................................... 96
Figura 46. Etapas del pozo CYBC-2019 .................................................................................. 97
Figura 47. Estado mecánico opción seleccionada .................................................................. 100
Figura 48. Resumen de tubería seleccionada para el análisis ................................................ 101
Figura 49. Perfil direccional pozo CYBC-2019 – fase de definición .................................... 111
Figura 50. Section View pozo CYBC-2019 ........................................................................... 112
Figura 51. Inclinación vs. Profundidad pozo CYBC-2019 .................................................... 112
Figura 52. Vista 3D pozo CYBC-2019 .................................................................................. 113
Figura 53. Resumen reporte anticolisión pozo CYBC-2019 .................................................. 114
Figura 54. Ladder plot pozo CYBC-2019 .............................................................................. 114
Figura 55. Separation Factor plot pozo CYBC-2019 ............................................................. 115
Figura 56. Traveling cylinder pozo CYBC-2019 ................................................................... 116
Figura 57. Ilustración BHA sección 16” ................................................................................ 118
Figura 58. Ilustración BHA sección 12 ¼” ............................................................................ 122
Figura 59. Ilustración BHA sección 8 ½” .............................................................................. 127
Figura 60. Diagrama equivalente de Von Mises casing 13 3/8” ............................................ 131
Figura 61. Diagrama equivalente de Von Mises casing 9 5/8” .............................................. 133
Figura 62. Diagrama equivalente de Von Mises liner 7” ....................................................... 134
Figura 63. Análisis de hidráulica sección 16” ........................................................................ 138
Figura 64. Análisis de hidráulica sección 12 ¼” .................................................................... 139
Figura 65. Análisis de hidráulica sección 8 ½” ...................................................................... 139
Figura 66. Comparativa tubería de revestimiento pozo CYBC-2019 .................................... 158
Figura 67. Objetivos programa de fluidos sección 16” .......................................................... 161
Figura 68. Objetivos programa de fluidos sección 12 ¼” ...................................................... 162
xvii
Figura 69. Objetivos programa de fluidos sección 8 ½” ........................................................ 162
xviii
LISTA DE GRAFICAS
Gráfica 1. Profundidad total pozos Cuyabeno ......................................................................... 46
Gráfica 2. Presión de poro VS profundidad ............................................................................. 78
Gráfica 3. Clasificación de tiempos pozos seleccionados ...................................................... 106
Gráfica 4. Profundidad vs. Tiempo, análisis clase IV ............................................................ 108
Gráfica 5. Tensión efectiva BHA sección 16” ....................................................................... 119
Gráfica 6. Torque BHA sección 16” ...................................................................................... 119
Gráfica 7. Fuerzas laterales BHA sección 16” ....................................................................... 120
Gráfica 8. Fatiga BHA sección 16” ........................................................................................ 120
Gráfica 9. Carga del gancho BHA sección 16” ...................................................................... 121
Gráfica 10. Mínimo WOB BHA sección 16” ........................................................................ 121
Gráfica 11. Esfuerzos BHA sección 16” ................................................................................ 122
Gráfica 12. Tensión efectiva BHA sección 12 ¼” ................................................................. 123
Gráfica 13. Torque BHA sección 12 ¼” ................................................................................ 123
Gráfica 14. Fuerzas laterales BHA sección 12 ¼” ................................................................. 124
Gráfica 15. Fatiga BHA sección 12 ¼” .................................................................................. 124
Gráfica 16. Carga del gancho BHA sección 12 ¼” ................................................................ 125
Gráfica 17. Mínimo WOB BHA sección 12 ¼” .................................................................... 125
Gráfica 18. Esfuerzos BHA sección 12 ¼” ............................................................................ 126
Gráfica 19. Tensión efectiva BHA sección 8 ½” ................................................................... 127
Gráfica 20. Torque BHA sección 8 ½” .................................................................................. 128
Gráfica 21. Fuerzas laterales BHA sección 8 ½” ................................................................... 128
Gráfica 22. Fatiga BHA sección 8 ½” .................................................................................... 129
Gráfica 23. Carga del gancho BHA sección 8 ½” .................................................................. 129
Gráfica 24. Mínimo WOB BHA sección 8 ½” ...................................................................... 130
Gráfica 25. Análisis stress check casing 13 3/8” ................................................................... 131
Gráfica 26. Análisis stress check casing 9 5/8” ..................................................................... 132
Gráfica 27. Análisis de stress check liner 7” .......................................................................... 133
Gráfica 28. Inclinación vs. Profundidad – fase de definición ................................................ 137
Gráfica 29. Curva de tiempo base pozo CYBC-2019 ............................................................ 145
Gráfica 30. Survey programado vs survey real pozo CYBC-2019 ........................................ 160
Gráfica 31. Comparativa programa de fluidos pozo CYBC-2019 ......................................... 161
Gráfica 32. ROP vs profundidad pozo CYBC-2019 .............................................................. 165
Gráfica 33. Tiempo programado vs real pozo CYBC-2019 ................................................... 166
xix
Gráfica 34. Comparación de costos Planificado vs Real ....................................................... 168
Gráfica 35. Diferencia costo total del pozo ............................................................................ 169
xx
ABREVIATURAS Y SIGLAS
BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de fondo).
BOP: Blow Out Preventor (Preventor de Reventones).
CSG: Casing – tubería de revestimiento.
DL: Dog Leg (Pata de Perro).
ECD: Equivalent Circulating Density (Densidad Equivalente de circulación).
IADC: International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de
Contratistas de Perforación).
ID: Diámetro Interno
KOP: Kick of Point (Punto de desviación).
LWD: Logging While Drilling (Registro durante la Perforación)
GPM: Galones por minuto.
HSI: Caballaje hidráulico por pulgada cuadrada.
IF: Fuerza de impacto.
MBT: Methylene Blue Test (Ensayo de azul de metileno)
MD: Measure Depth (Profundidad Medida).
MWD: Measure While Drilling (Medición durante la perforación).
NPT: Non-Productive Time (Tiempo no Productivo).
OD: Diámetro Externo.
PAD: Plataforma.
PDC: Polycrystalline Diamond Compact.
PDM: Motor de desplazamiento positivo.
POOH: Pull out of hole (Sacar del pozo).
PSI: Pounds square inch (Libras por pulgada cuadrada).
PV: Viscosidad plástica.
RC: Roller Cone – broca tricónica.
xxi
RIH: Run in Hole (introducir en el pozo).
ROP: Rate of Penetration (Tasa de penetración).
RPM: Revoluciones por minuto.
RSS: Rotary Steerable System (Sistema direccional rotatorio).
SPP: Presión del Stand Pipe.
TFA: Área total de flujo.
TVD: True Vertical Depth (Profundidad Vertical Verdadera).
VS: Vertical Section (Sección Vertical).
WOB: Weight On Bit (Peso sobre la broca).
WOC: Wait on Cement (tiempo de espera del cemento).
YP: Punto cedente.
xxii
TITULO: Estudio para la optimización técnica y económica aplicando la metodología
VCDSE para el diseño y ejecución del primer pozo del campo Cuyabeno del 2019.
Autor: Henry Ismael Benavides Heredia
Tutora: Ing. Andrea Paola Chávez Chamorro
RESUMEN
El presente estudio consiste en la aplicación de un procedimiento que permite optimizar los
procesos y tiempo que involucra la perforación de un nuevo pozo, mediante la aplicación de
la metodología para implementación de proyectos denominada VCDSE, utilizada por la
empresa Cuyabenopetro.
La metodología consta de 5 fases:
Visualización
Conceptualización
Definición
Seguimiento
Evaluación
Como punto de partida se solicitó, verificó, revisó, recopiló y clasificó la información histórica
de perforación de pozos en el campo Cuyabeno-Sansahuari y procedió a sacar el muestreo
respectivo de análisis para nueve pozos seleccionados que fueron perforados en la campaña
2013-2015 en los campos de análisis de este proyecto.
Posteriormente se inició la aplicación de la metodología con la fase de Visualización que
conlleva el análisis de la información de los pozos de correlación junto con la generación de
opciones de diseño para el pozo que se planifico perforar. Una vez generadas las opciones de
diseño se prosigue con la fase de Conceptualización donde se generó una matriz para la
selección de la mejor opción de diseño y se realizó la ingeniería conceptual de esta opción.
Ya en la fase de Definición se realizó la ingeniería de detalle de la opción seleccionada la
misma que está compuesta por cada una de las propuestas técnicas de los servicios que estarían
involucradas en cada una de las fases de ejecución en la perforación del pozo desde el diseño
hasta la producción analizando: Con todo esto se avanzó a la fase de Seguimiento donde se
hizo un seguimiento operativo con la recopilación y análisis de los reportes generados por las
empresas de servicios.
En la fase de Evaluación se realizó la comparación de la etapa de Definición o Planificación
y lo realizado en la ejecución con el fin de obtener una comparación de resultados en tiempo
para dicho pozo en la etapa de perforación.
PALABRAS CLAVE: PERFORACIÓN, METODOLOGÍA VCDSE, INGENIERÍA
CONCEPTUAL, INGENIERÍA DE DETALLE, PERFORACIÓN DIRECCIONAL,
CURVA DE TIEMPO, TIEMPO NO PRODUCTIVO.
xxiii
TITTLE: Study for technical and economic optimization applying the VCDSE methodology
for the design and execution of the first Cuyabeno field well of 2019.
Author: Henry Ismael Benavides Heredia
Tutor: Ing. Andrea Paola Chávez Chamorro
ABSTRACT
The present study consists in the application of a procedure that allows optimizing the
processes and time involved in drilling a new well, by applying the methodology for project
implementation called VCDSE, used by the Cuyabenopetro company.
The methodology consists of 5 phases:
• Visualization
• Conceptualization
• Definition
• Tracking
• Evaluation
As a starting point, historical well drilling information in the Cuyabeno-Sansahuari field was
requested, verified, reviewed, compiled and classified and proceeded to take the respective
sampling of analysis for nine selected wells that were drilled in the 2013-2015 campaign in
the analysis field of this project.
Subsequently, the application of the methodology began with the Visualization phase that
involves the analysis of the information of the correlation wells together with the generation
of design options for the well that was planned to be drilled. Once the design options have
been generated, the Conceptualization phase is continued where a matrix was generated for
the selection of the best design option and the conceptual engineering of this option was
carried out.
Already in the Definition phase, the detailed engineering of the selected option was
performed, which is composed of each of the technical proposals of the services that would
be involved in each of the phases of drilling execution of the well from design to production
analyzing: With all this progress was made to the Tracking phase where an operational follow-
up was made with the collection and analysis of the reports generated by the service
companies.
In the Evaluation phase, the comparison of the Definition or Planning stage was performed
and what was done in the execution in order to obtain a comparison of results in time for said
well in the drilling stage.
KEYWORDS: DRILLING, VCDSE METHODOLOGY, CONCEPTUAL ENGINEERING,
DETAIL ENGINEERING, DIRECTIONAL DRILLING, TIME CURVE, NON-
PRODUCTIVE TIME.
1
CAPITULO I
GENERALIDADES
1.1 Antecedentes
Para la perforación de un pozo de petróleo se lleva a cabo varias etapas previas que
involucran análisis, diseño y planificación, las mismas que ayudan a evitar problemas
durante su ejecución de la perforación y producción del pozo.
La metodología VCDSE es una técnica usada de manera recurrente por los ingenieros de
perforación y demás ramas asociadas a la ingeniería de petróleos, así como en todas las
industrias, el mismo que con lleva la ejecución de varias etapas de planificación para que se
concluya con éxito un proyecto.
Dichos estudios relacionados a la Metodología VCDSE de pozos en otros campos de
petróleo o gas, no se han desarrollado previamente, siendo CUYABENOPETRO con su
filial Oil & Gas Cobra la empresa pionera en dicho método en Ecuador.
Una de las etapas más importantes en la metodología es la fase de “Visualización” donde
una de las herramientas más representativas es el análisis de pozos de correlación, ya que
nos ayuda a conocer y entender de mejor manera el área donde se ejecutarán los trabajos de
perforación.
El trabajo en conjunto con el Departamento de Yacimientos y Geología permite definir
la ubicación de los pozos de mejor perspectiva de producción e ingeniería para el diseño y
ejecución de los mismos, durante el proceso se analiza un campo de desarrollo, la
correlación estructural y áreas aledañas en superficie y fondo que permitirá ayudar a
obtener un análisis más representativo y disminuir los riesgos asociados a este proceso.
1.2 Planteamiento del Problema
Por la necesidad de la empresa Cuyabenopetro de emprender una nueva campaña de
perforación en el campo Cuyabeno surge el interés de analizar los procesos involucrados en
las campañas de perforación realizadas en el año 2010 hasta el año 2015 con el fin de
evaluar los distintos escenarios que se presentaron en la perforación de un pozo en el
aspecto técnico e incluirlos como parte de la aplicación de la metodología VCDSE para
2
determinar la mejor alternativa para diseñar una curva base para la nueva campaña de
perforación del 2019.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Diseñar y planificar una curva de tiempo versus profundidad bajo la metodología VCDSE
para la perforación del primer pozo del campo Cuyabeno para el 2019 fundamentada en el
análisis del historial de perforación de los 9 pozos seleccionados de la campaña del 2010 al
2015
1.3.2 Objetivo Específicos
Identificar los problemas, lecciones aprendidas y tiempos no productivos.
Aplicar la metodología VCDSE para realizar el diseño de un perfil de tipo J.
Realizar el análisis técnico y económico de los resultados obtenidos en la ejecución
versus la planificación.
1.4 Justificación e Importancia
El presente estudio se enfocó en el análisis y evaluación de los pozos de correlación
junto con la aplicación de la metodología VCDSE, donde se identificó oportunidades de
mejora durante la planificación y se evaluó cada uno de los procesos que se llevaron a cabo
para alcanzar el objetivo planificado, con la finalidad de optimizar el proceso de
perforación obteniendo una curva de tiempo optima. Esto permite ahorrar tiempo y dinero
en uno de los procesos mas importantes de una empresa petrolera, que es la perforacion de
pozos.
1.5 Entorno del Estudios
1.5.1 Marco Institucional
El presente estudio técnico se lo realizará en la Universidad Central Del Ecuador como
requisito para obtener el Título de Ingeniero de Petróleos en la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental. Este trabajo es desarrollado con el apoyo y la
información brindada por parte de la empresa Cuyabenopetro.
3
Cuyabenopetro es una filial del Grupo Cobra y tiene como objeto social la prestación de
servicios petroleros de todo tipo como servicios integrados, actividades de recuperación
mejorada, recuperación secundaria y terciaria, perforación, completación y actividades de
intervención de pozos, todo sobre la base de la excelencia en integración, innovación
tecnológica y solidez financiera.
El Análisis técnico se lo realiza de acuerdo con la respectiva suscripción del Convenio
Marco de Cooperación Técnica – Científica con Petroamazonas E.P. y Universidad Central
del Ecuador.
1.5.2 Marco Ético
El presente estudio se lo realizó respetando los principios éticos de la Universidad Central
Del Ecuador, de Petroamazonas EP y de Cuyabenopetro además de fomentar el cuidado del
medio ambiente y las buenas prácticas del uso de la información.
Los resultados obtenidos en el estudio serán utilizados y publicados en concordancia con el
convenio Marco de Cooperación Técnica – Científica con Petroamazonas E.P. y Universidad
Central del Ecuador .
1.5.3 Marco Legal
El estudio técnico que sirve como trabajo de titulación se realizará de acuerdo a la
normativa vigente establecida en la Ley Orgánica de Educación Superior.
- Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador
- Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior
- Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación
Superior.
- Art. 1 de la Ley de Propiedad Intelectual
4
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1 Área de estudio
2.1.1 Ubicación geográfica
El campo Cuyabeno-Sansahuari está localizado en la Región Amazónica
Ecuatoriana, aproximadamente a 23 kilómetros de la población de Tarapoa, al noreste
de la provincia de Sucumbíos (Petroamazonas EP, 2018).
Administrativamente el campo Cuyabeno-Sansahuari se encuentra en manos del
estado ecuatoriano para el desarrollo de todas sus actividades y es operado por la
empresa pública Petroamazonas EP.
Figura 1: Localización del campo Cuyabeno
Fuente: (ARCH, 2015)
5
2.1.2 Reseña histórica
El primer pozo perforado en el campo fue el Cuyabeno 01 a partir del 23 de octubre de
1972, siendo completado el 24 de noviembre del mismo año. Su producción fue de 648
BPPD de 26 °API del reservorio U, trabajo realizado por la compañía Texaco (Mosquera &
Rodríguez, 2010).
Por Decreto Ministerial número 430, el área fue entregada a Petroecuador (ex CEPE); se
descubrió entrampamiento en las areniscas de la formación Napo U superior y U inferior,
iniciando su producción en enero de 1984 (Mosquera & Rodríguez, 2010).
2.1.3 Estructura
La estructura Cuyabeno-Sansahuari, es un anticlinal asimétrico, limitado al Oeste
por una falla inversa regional que viene desde el basamento, con un salto de falla de
aproximadamente 470ft Cuyabeno y 430ft en Sansahuari (Petroamazonas EP, 2018).
Los yacimientos del Campo Cuyabeno-Sansahuari se desarrollan en una estructura
tipo anticlinal alargado en dirección NNO-SSE, ensanchada en su parte sur y angosta
hacia el norte. Este pliegue se encuentra cortado al Oeste por una falla inversa de alto
ángulo, de aproximadamente 450 pies de salto, la misma que es de carácter sellante en
la mayor parte de su extensión, y representa el límite oeste de los yacimientos. Los
límites este, norte y sur del entrampamiento vienen dados por el cierre estructural del
pliegue (Petroamazonas EP, 2018).
2.2 Fundamento teórico de perforación de pozos
La perforación de un pozo ya sea en tierra o costa fuera, es la acción en la cual, se penetran
diversas capas del subsuelo hasta llegar al yacimiento. Para garantizar llegar hasta el
objetivo deseado, se deben conocer, las principales características que predominan a lo
largo de la columna que se va atravesando ya que de estas dependerán el poder determinar
el equipo y herramientas que harán posible la ejecución en las actividades de perforación
(Olvera, 2016, p. 26).
2.2.1 Equipo de perforación
Cuando se trata de seleccionar un taladro de perforación para uno o varios pozos,
surgen interrogantes cerca de los criterios que deben ser considerados para lograr el
6
propósito adecuadamente. Los criterios correctos para la selección y dimensionamiento
de un equipo de perforación son los siguientes (Gutiérrez, 2013, p. 19):
Perfil direccional
Flujo requerido
Máximo torque esperado
Máximas revoluciones por minuto
Realizar un análisis de torque y arrastre
Considerar las cargas estáticas que soporta el taladro
Considerar las presiones de fondo y perdida de presión en la sarta de perforación
Con los criterios mencionados arriba obtenemos:
Potencia hidráulica, mecánica y eléctrica en la descarga de las bombas
Potencia en la mesa rotaria o top drive
Potencia en el malacate
Diseño de BOP
2.2.2 Sistemas componentes del taladro
El taladro de Perforación está compuesto de varios sistemas para su correcto
funcionamiento como se detalla a continuación:
Sistema de Elevación
Sistema de circulación
Sistema rotatorio
Sistema de generación de energía
Sistema de prevención de reventones
7
Figura 2. El taladro de perforación y sus componentes
Fuente: (Rotary rig and its components, 2015)
2.2.2.1 Sistema de elevación
El taladro de perforación debe tener un equipo capaz de elevar otros componentes y a la
vez bajar y soportar en suspensión grandes pesos, como lo es el caso de las sartas de
perforación o revestimiento el mismo que se encuentra conformado por los siguientes
equipos (Gutiérrez, 2013, p. 20):
Malacate.
Bloque Corona.
Bloque Viajero.
Gancho.
Elevadores.
Cable de Perforación
8
Figura 3. Sistema de elevación
Fuente: (Castro, 2014)
Malacate
El malacate es un tambor giratorio que enrolla el cable de perforación y está diseñado
para levantar y bajar el gancho y Top drive durante cada una de las operaciones que se
ejecutan en la perforación de los pozos como: viajes, corrida de revestidores, y la
perforación misma para cargar peso a la sarta.
Bloque corona
Es un Conjunto de poleas fijas que permite el movimiento del Bloque y Top Drive que
soporta el peso de cada uno de los componentes que se corren en el Hoyo.
Bloque viajero
Es un conjunto de Poleas que junto al Bloque Corona permite el movimiento de la sarta
de perforación mediante el uso de TDS (Top Drive System).
Gancho
Un dispositivo cuya finalidad es suspender el TDS que está diseñado para transportar
cargas máximas de acuerdo a la capacidad de cada Equipo de Perforación.
Elevadores
Los elevadores son un conjunto especial de abrazaderas que los miembros del equipo de
perforación enganchan alrededor de la junta de herramientas de la tubería de perforación.
9
Los elevadores sujetan la junta de la tubería de perforación y permiten que el perforador
suba y baje la junta (Baker, 2001, p. 128).
Cable de perforación
Un cable de alambre utilizada para soportar las herramientas de perforación. También se
llama línea rotativa (Baker, 2001, p. 174).
2.2.2.2 Sistema de circulación
Este sistema se encuentra formado por una serie de equipos y accesorios que permiten el
movimiento continuo del eje principal en el fluido o lodo de perforación (J. Garcia,
Inciarte, & Pulgar, 2011).
Los equipos del sistema de circulación son los encargados de transportar los fluidos
desde el área de perforación, a través del hoyo perforado y posteriormente retornan para ser
reacondicionados y ser recirculados para que dicho fluido cumple con el propósito de
estabilizar, lubricar y acondicionar el hoyo de Perforación en cada una de las diferentes
etapas (Luna, 2014, p. 30).
Los equipos que componen el sistema de circulación son los siguientes.
Bombas de lodo
Tubería vertical o Stand Pipe
Manguera de perforación
Sarta de perforación
Zarandas
Tanques de lodo
10
Figura 4. Sistema de circulación
Fuente: (Abdou, 2015)
Bombas de lodo
Las bombas de lodos son equipos que suministran potencia hidráulica al fluido de
perforación para ser transportado desde el tanque a través de la sarta de perforación a la
broca regresando hacia arriba por el espacio anular; en operaciones se utilizan dos tipos de
bombas las Tríplex (Luna, 2014, p. 30).
Tubería vertical o Stand pipe
Tubería vertical que se eleva a lo largo del costado de la torre de perforación o mástil,
que se une a la línea de descarga que va desde la bomba de lodo a la manguera giratoria y a
través de la cual se bombea el lodo al orificio (Baker, 2001, p. 188).
Manguera de perforación
Un tubo flexible reforzado en una plataforma de perforación rotatoria que conduce el
fluido de perforación desde la tubería vertical hacia el Top Drive System. También se llama
manguera de lodo o la manguera Kelly (Baker, 2001, p. 186).
Sarta de perforación
La sarta de perforación consiste en una tubería de perforación y una tubería especial de
paredes gruesas llamadas "drill collar". Los fabricantes fabrican la mayoría de las tuberías
de perforación de acero, pero también usan aluminio. Los collares de perforación, como las
tuberías de perforación, son tubos de metal a través de los cuales el perforador bombea
11
fluido de perforación. Sin embargo, son más pesados que la tubería de perforación (Baker,
2001, p. 103).
Zarandas
Una criba vibratoria utilizada para eliminar los recortes del fluido circulante en las
operaciones de perforación rotatoria. El tamaño de las aberturas en la pantalla debe
seleccionarse cuidadosamente para que sea el tamaño más pequeño posible para permitir el
flujo del fluido al 100 por ciento. También se llama agitador (Baker, 2001, p. 187).
Tanques de lodo
Uno de una serie de tanques abiertos, generalmente hechos de chapa de acero, a través
de los cuales se recicla el lodo de perforación para eliminar arena y sedimentos finos.
También se llaman pits (Baker, 2001, p. 181).
2.2.2.3 Top Drive System (TDS)
Como una alternativa de usar una mesa rotaria para conducir la rotación de la sarta de
perforación, un Top Drive es utilizado. Está compuesto por uno o más motores eléctricos o
hidráulicos, el cual es conectado a la sarta de perforación mediante una sección corta de
tubería conocida como “quill”.
Una de las ventajas de utilizar el Top Drive es que permite que el taladro perfore una
sección más larga en una sola operación. Un taladro con mesa rotaria solo puede perforar
30ft mientras un Top Drive puede perforar de 60ft a 90ft, stand de 2 y 3 drill pipe
dependiendo del tamaño del taladro. Esto permite ahorrar mucho tiempo y dinero cuando
es necesario reparar o cambiar alguna herramienta de la sarta (MacAngus, 2018).
El Top Drive System está compuesto de las siguientes partes:
Tren de potencia
Drill Stem
Pipe handler
Sistema hidráulico
12
Figura 5. Partes del TDS
Fuente: (Oses, 2017)
2.2.2.4 Sistema de generación de potencia
Cada plataforma necesita una fuente de energía para hacer funcionar el elevador, la
circulación y, en muchos casos, el equipo rotativo requerido para hacer el pozo. En los
primeros días de perforación, las máquinas de vapor accionaban la mayoría de las
plataformas. Por ejemplo, el coronel Drake propulsó su equipo con un motor a vapor de
leña. Hasta la década de 1940 y 50, las máquinas de vapor manejaban casi todas las
plataformas. Pero, a medida que los motores diésel y de gas potentes y portátiles estuvieron
disponibles, las plataformas mecánicas comenzaron a suplantar a las plataformas de vapor
(Baker, 2001, p. 77).
13
Figura 6. Sistema de generación de potencia
Fuente: (Baker, 2001)
Existen dos tipos de transmisión de potencia:
Transmisión eléctrica de potencia
Transmisión mecánica de potencia
Transmisión eléctrica de potencia
Este sistema se encuentra formado por generadores eléctricos los cuales son accionados
mediante motores a Diésel; de esta manera la potencia de transmite por medio de cables de
corriente eléctrica hacia los distintos sistemas del Taladro de Perforación (Luna, 2014, p.
38).
Transmisión mecánica de potencia
Este sistema se encuentra conformado por una serie de motores los cuales requieren una
óptima organización para su correcto funcionamiento, por lo cual actualmente se utilizan
más los sistemas de transmisión eléctrica (Luna, 2014, p. 39).
14
2.2.2.5 Sistema de prevención de reventones
Mediante este sistema se puede controlar graves problemas como son golpe de ariete
conocido como arremetida el cual puede desencadenar en un reventón; este sistema
fundamentalmente controla las arremetidas en el pozo que se genera por la repentina entrada de
fluidos de la formación los cuales están a altas presiones (Luna, 2014, p. 39).
Figura 7. Sistema de prevención de reventones
Fuente: Programa de perforación (Cuyabenopetro, 2019)
Preventor de reventones BOP
El Preventor de reventones se localiza bajo la mesa rotaria, posee un conjunto de elementos
que sellan las tuberías a presión, son usados para cerrar el pozo, controlar el pozo cuando
ocurre un cabeceo y son formados por un conjunto de válvulas hidráulicas (Luna, 2014, p. 39).
Dos tipos básicos de prevención de reventones son anulares y ram. Los miembros del
equipo de perforación generalmente montan el dispositivo de prevención anular en la parte
superior de la pila de BOP (Baker, 2001, p. 163).
15
Preventor de ariete
Los dispositivos de prevención de ariete obtienen su nombre del hecho de que los
dispositivos que sellan el pozo son grandes bloques de acero con cara de goma que, cuando
se accionan, se juntan como un par de arietes que topan cabezas. Los dos tipos principales
de prevención de arietes son los arietes ciegos, que sellan los agujeros abiertos, y los arietes
de tuberías, que sellan el orificio cuando se utiliza una tubería de perforación (Baker, 2001,
p. 163).
Figura 8. Preventor de ariete
Fuente: (Equipo para control de pozos, 2008)
Preventor anular
El preventor anular está diseñado para sellar alrededor de la tubería de perforación,
cuadrante o sobre el hoyo perforado; algunos preventores de este tipo usan presión del pozo
para proveer una capacidad adicional de sellado (Luna, 2014, p. 40).
Figura 9. Preventor anular
Fuente: (Cameron, 2016)
Acumulador de presión
16
Los acumuladores de presión cumplen la función de reemplazar la fuerza hidráulica para
abrir o cerrar las válvulas de prevención ya sea en operaciones normales o emergencia (Luna,
2014, p. 41).
El acumulador de presión debe tener el volumen necesario para cerrar o abrir todas las
válvulas preventoras ya que la presión del acumulador debe mantenerse constante todo el
tiempo (Luna, 2014, p. 41).
Figura 10. Acumulador de presión
Fuente: (Welldril., 2013)
2.2.3 Perforación direccional
La perforación direccional generalmente se puede definir como la ciencia de dirigir un
pozo a lo largo de una trayectoria predeterminada para cruzar un objetivo designado debajo
de la superficie (Course, 1995, p. 182).
2.2.3.1 Tipos de pozos direccionales
Pozo vertical
El perfil de los pozos verticales no requiere un riguroso plan de control de desviación.
Normalmente, es suficiente un control de inclinación cada 500 pies o cuando las
condiciones operativas lo permitan. El perfil de un pozo vertical o convencional no es
idealmente vertical pero, mantiene toda su sección con tendencia vertical (Giler, 2016, p.
26).
Pozo direccional tipo “J”
Los pozos con perfil tipo J constan de una sección vertical, una sección de construcción
y una sección tangente directo hasta el objetivo. Desde el punto de vista de producción, la
17
producción de un pozo desviado tipo “J” será similar a la producción de un pozo vertical
ubicado en el mismo yacimiento. (Giler, 2016, p. 27).
Pozo direccional tipo “S”
Los pozos con perfil tipo S constan de una sección vertical, una sección de construcción,
una sección tangente y una sección de caída de ángulo. Desde el punto de vista de
producción, la producción de un pozo desviado tipo “S” será similar a la producción de un
pozo vertical ubicado en el mismo yacimiento (Giler, 2016, p. 27).
2.2.4 Herramientas para direccionar el pozo
2.2.4.1 BHA
El ensamblaje de fondo (BHA) es una parte de la sarta de perforación que afecta la
trayectoria de la broca y, en consecuencia, del pozo (Mediavilla, 2018, p. 24).
2.2.4.1.1 Componentes del BHA
Broca
Técnicamente la broca no es parte del BHA, sin embargo, genera y envía cargas axiales
y torsionales al BHA. Su función básica es cortar las rocas al fondo del hoyo (Mitchell,
1995, p. 429).
Estabilizadores
Los estabilizadores son herramientas que son colocadas en sobre la broca y a lo largo
del BHA para controlar la desviación del pozo, la severidad del dogleg y prevenir la pega
diferencial. Los estabilizadores alcanzan estas funciones mediante la centralización y la
rigidez extra que proveen al BHA. Mejorar el rendimiento de la broca es otro beneficio de
una buena estabilización (Rabia, 2002, p. 413).
Figura 11. Estabilizador
Fuente: (Downhole Drilling Tools, 2019)
18
Básicamente existen dos tipos de estabilizadores:
Estabilizadores rotativos
Estabilizadores no rotativos
Los estabilizadores rotativos incluyen estabilizador de cuchilla integral, sleeve stabilizer
y estabilizador de cuchilla soldada (Rabia, 2002, p. 413).
Los estabilizadores no rotativos están compuestos por una manga de goma y un mandril.
La manga está diseñada para permanecer estacionaria mientras el mandril y la sarta de
perforación están rotando este tipo de estabilizador es utilizado para evitar el reaming de
las paredes del pozo durante las operaciones de perforación y para proteger los drill collar
del desgaste por el contacto con las paredes del pozo (Rabia, 2002, p. 413).
Float sub
Son adaptadores mecanizados con un orificio flotante en el interior donde permite alojar
una válvula flotante también conocida como válvula de contrapresión.
La válvula de contrapresión sirve como seguridad entre el pozo y el drill pipe y evitar
que los cortes y el fluido de perforación fluyan por la sarta de perforación a la superficie.
Figura 12. Float Sub
Fuente: (Dvalves, 2019)
Mule Shoe
Es una herramienta corta en longitud colocada al final de la sarta de perforación con un
ángulo de 45 grados y es utilizado para deshacerse de la arena, lodo y otros depósitos en el
hoyo.
19
Figura 13. Mule Shoe
Fuente: (Baker Hughes, 2019)
MWD
Es una herramienta utilizada para registrar los parámetros de perforación en el fondo del
pozo.
Figura 14. MWD
Fuente: (Macpherson, 2008)
NMDC (non magnetic drill collar)
Son drill collars no magnéticos utilizados en todo BHA para prevenir que el campo
magnético de la tierra interfiera con las partes del BHA que no pueden ser desmagnetizadas
y alteren las mediciones realizadas.
20
Figura 15. Non Magnetic Drill Collar
Fuente: (Luhai, 2019)
UBHO
son herramientas utilizados en BHA direccionales y se coloca debajo de un drill collar y
contiene una manga de aterrizaje para el equipo de survey. Esta herramienta se utiliza para
establecer el lado alto de la herramienta que sirve para conocer la orientación de la
herramienta en el pozo.
X/O Sub (Crossover)
un crossover es una herramienta utilizada para cambiar de un tamaño de conexión a otro o
como un componente desechable para extender la vida útil de una conexión o del miembro
más costoso del BHA.
Martillos
Un martillo es un mandril que se desliza dentro de una camisa. El extremo libre del mandril
tiene forma de martillo para proveer una acción impactante contra la cara del yunque.
Dependiendo del tipo de mecanismo de viaje existen dos tipo de martillos: mecánico e
hidráulico (Rabia, 2002, p. 422).
21
Figura 16. Martillo Hidráulico
Fuente: (Schlumberger, 2019)
HWDP (heavy weight drill pipe)
El HWDP tiene el mismo OD del drill pipe estándar pero con un ID muy reducido
(usualmente 3”) y tiene un tool joint extra (Rabia, 2002, p. 412).
El HWDP es utilizado entre el drill pipe estándar y el drill collar para proveer una
transición suave entre la sección modular de la sarta de perforación (Rabia, 2002, p. 412).
El HWDP puede ser distinguido del DP estándar por un centro integral de desgaste el cual
actúa como estabilizador así incrementa la rigidez en general de la sarta (Rabia, 2002, p.
412).
En pozos direccionales y horizontales, son usados para proveer parte o todo el peso sobre la
broca durante la perforación (Rabia, 2002, p. 412).
22
2.2.4.1.2 Tipos de BHA
BHA tipo fulcrum
Tipo de BHA usado para empezar la construcción del ángulo (KOP). Junto con ciertas
herramientas como estabilizadores o collares de perforación se obtiene el denominado
efecto fulcro, para lograr la curvatura esperada; la cantidad y clase de estabilizadores
depende del diseño y programa de perforación. La distancia entre el estabilizador y la
broca, y la flexibilidad de la tubería sobre dicho estabilizador determinará la tasa de
construcción (Mediavilla, 2018, p. 25).
BHA tipo pendular
Su principio se basa en la gravedad. A través de la supresión del estabilizador cercano a
la broca, y su ubicación sobre los collares, genera un apoyo del BHA creando una caída
angular. El efecto gravitacional se produce sobre los collares de perforación, forzando a la
broca hacia la parte inferior de las paredes del hoyo por el peso del estabilizador, tumbado
el ángulo a lo largo de la perforación (Mediavilla, 2018, p. 25).
BHA empacado
Mantiene la sección tangente, conservando el ángulo de inclinación. Requiere un cierto
número de estabilizadores para brindar rigidez al BHA y mantener su trayectoria. Al tener
tres puntos de apoyo (estabilizadores) se tiene una mejor eficacia en el efecto del BHA
empacado, y mejorando su acción al reducir la distancia entre ellos (Mediavilla, 2018, p.
25).
2.2.4.2 Motores de fondo
En situaciones especiales, el equipo puede usar un motor de fondo de pozo para rotar la
broca. A diferencia de una mesa giratoria o un sistema de accionamiento superior, un motor
de fondo de pozo no hace girar la tubería de perforación. En cambio, solo gira la broca. El
lodo de perforación alimenta la mayoría de los motores de fondo de pozo. Normalmente,
los miembros del equipo de perforación instalan el motor en la sarta de perforación justo
encima de la broca (Baker, 2001, p. 102).
Para hacer que un motor de lodo gire la broca, el perforador bombea lodo de perforación
por la sarta de perforación como de costumbre. Sin embargo, cuando el lodo ingresa al
motor, golpea un eje en espiral, que va dentro de una carcasa tubular. El eje y la carcasa se
ajustan de tal manera que la presión del lodo hace que el eje gire. Debido a que la broca
23
está unida al eje del motor, el eje gira la broca. El lodo sale de la broca como siempre
(Baker, 2001, p. 102).
Figura 17. Motor de fondo
Fuente: (Dezhou Rundong Petroleum Machinery Co., Ltd., 2018)
2.2.4.3 Sistema rotatorio dirigibles (RSS)
Es un sistema de última tecnología, en el cual se rota toda la sarta de perforación para la
construcción del ángulo; sin necesidad de deslizar. Se clasifica en:
Push the bit: amplia las fuerzas laterales para que la barrena incremente la acción en sus
lados de corte (Salazar, 2011, p. 91).
Point the bit: introduce una compensación en el ángulo de la trayectoria de la barrena al
operar con motor de fondo (Salazar, 2011, p. 91).
2.2.5 Herramientas para registrar el pozo
2.2.5.1 Herramienta MWD
El sistema MWD usa pulsos para transmitir la información a superficie en forma digital
(binaria). Estos pulsos se convierten en energía eléctrica por medio de un transductor en
superficie, los cuales son decodificados por una computadora. Existen diversas compañías
que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los
sistemas más usados en la actualidad para el control direccional de un pozo (Salazar, 2011,
p. 84).
2.2.6 Fluidos de perforación
El fluido, es el elemento circulante que ayuda a solucionar los problemas de
inestabilidad del hoyo durante la perforación del pozo. En esta unidad se explica
24
detalladamente las funciones a cumplir y las propiedades a mantener por el fluido de
perforación, para alcanzar el objetivo propuesto (J. Garcia et al., 2011, p. 8).
2.2.6.1 Funciones
Capacidad de transporte
La densidad, viscosidad y el punto cedente son las propiedades del fluido que, junto a la
velocidad de circulación o velocidad anular, hacen posible la remoción y el transporte del
ripio desde el fondo del hoyo hasta la superficie (J. Garcia et al., 2011, p. 8).
Enfriar y lubricar
El fluido de perforación facilita el enfriamiento de la mecha al expulsar durante la
circulación el calor generado por la fricción mecánica entre la mecha y la formación.
En cierto grado, por sí mismo, el fluido actúa como lubricante y esta característica
puede incrementarse con aceite o cualquier producto químico elaborado para tal fin (J.
Garcia et al., 2011, p. 8).
Formar revoque
Para minimizar los problemas de derrumbe y atascamiento de tubería en formaciones
permeables, es necesario cubrir la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible, de
baja permeabilidad y altamente compresible. El revoque se logra incrementando la
concentración y dispersión de los sólidos arcillosos (J. Garcia et al., 2011, p. 8).
Controlar la presión de la formación
El fluido de perforación ejerce una presión hidrostática en función de la densidad y
altura vertical del pozo, la cual debe controlar la presión de la formación, evitando un
influjo hacia el pozo. Esta presión no depende de la geometría del hoyo (J. Garcia et al.,
2011, p. 8).
Capacidad de suspensión
La resistencia o fuerza de gel es la propiedad reológica del fluido que permite mantener
en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación. Esta propiedad
retarda la caída de los sólidos, pero no la evita (J. Garcia et al., 2011, p. 8).
25
2.2.6.2 Propiedades
De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a
mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas.
2.2.6.2.1 Propiedades físicas
Densidad
La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los
cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido (J. Garcia et al.,
2011, p. 12).
Viscosidad
A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base
científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de
formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar (J. Garcia et al., 2011, p. 12).
Viscosidad plástica
Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en
el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos. Este control es
indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas
tasas de penetración (ROP) (J. Garcia et al., 2011, p. 13).
Punto cedente
Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas
o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento. El
punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones
dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles
como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación (J. Garcia et al., 2011,
p. 13).
Resistencia o fuerza de gel
Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica
bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se
controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el
mismo tipo de sólido (reactivo) (J. Garcia et al., 2011, p. 13).
Filtrado API
26
El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia
las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial (J.
Garcia et al., 2011, p. 13).
2.2.6.2.2 Propiedades químicas
Dureza
Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el
filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua (J.
Garcia et al., 2011, p. 16).
Cloruros
Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración
de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua (J. Garcia et al., 2011, p. 16).
Alcalinidad
La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles
en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad
se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3 = y HCO3 –, presentes en el fluido
(J. Garcia et al., 2011, p. 16).
MBT
Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido (J.
Garcia et al., 2011, p. 16).
2.2.6.3 Sistema de fluidos de perforación
Williamson (2013) concluyó que:
Los fluidos de perforación poseen una fase continua, que es líquida, y una fase
discontinua compuesta por sólidos. En ocasiones, también exhiben una fase gaseosa; ya
sea por diseño o como resultado del arrastre de gas de formación. La fase continua puede
ser utilizada para clasificar los tipos de fluidos de perforación en gaseosos, fluidos acuosos
o sistemas no acuosos. Los fluidos de perforación acuosos, a los que se alude
generalmente como lodos a base agua, son los más comunes y los más variados de los tres
tipos de fluidos de perforación (p. 67).
27
2.2.6.3.1 Modelos reológicos
Los modelos reológicos se utilizan para predecir el comportamiento de los fluidos en
una amplia gama de velocidades de corte y proporcionar medios prácticos para calcular los
requisitos de bombeo. La mayoría de los fluidos de perforación son fluidos no
newtonianos, seudoplásticos (Rabia, 2012, p. 325)
Modelo plástico de Bingham
El modelo de Bingham describe el flujo laminar usando la ecuación
[1]
Donde:
τ= esfuerzo de corte en lb/100ft2
YP= punto cedente en lb/100ft2
PV= viscosidad plástica en cP
ϒ= tasa de corte en sec-1
Este modelo generalmente predice de forma excesiva las tensiones en un 40 a 90 por
ciento (Rabia, 2012, p. 327).
Ley de potencia
El modelo de la ley de potencia asume que todos los fluidos son pseudoplasticos en la
naturaleza y son definidos por la siguiente ecuación. (Rabia, 2012, p.329)
[2]
Donde
τ= esfuerzo de corte en Dinas/cm2
K= índice de consistencia
ϒ= tasa de corte en sec-1
n= índice de la ley de potencia
[3]
28
[4]
Los parámetros ‘n’ y ‘k’ describe el comportamiento de los fluidos y su grado de no-
newtonianos.
El modelo de la ley de potencia describe tres tipos de fluidos, basado en el valor de ‘n’:
n=1 the fluido es newtoniano
n<1 el fluido es no-newtoniano
n>1 el fluido es dilatante
Modelo Herschel-Buckley
El modelo de Herschel-Bulckley describe el modelo reológico de los lodos de
perforación más exacto que cualquier otro modelo usando la siguiente ecuación (Rabia,
2012, p.330):
[5]
Donde
τ= esfuerzo de corte en lb/100ft2
τo= esfuerzo de cedencia en lb/100ft2
K= índice de consistencia del fluido en cP
n= índice de flujo
ϒ= tasa de corte en sec-1
2.2.6.3.2 Sistemas de fluido base agua
Los sistemas de fluidos base agua son aquellos que tiene como fase continua el agua al
cual se le adicionan diferentes químicos para mejorar sus propiedades. Este tipo de fluidos
son los más utilizados por su versatilidad y bajo costo en comparación a los demás tipos de
lodos con otras bases como aceite o gas.
Fluidos no dispersos
Son lodos de poco peso y ligeramente tratados que se utilizan en la perforación de
pozos poco profundos o para la sección inicial de pozos más profundos ya que no son
29
estables a altas temperaturas. Generalmente está compuesto por agua dulce, bentonita y
cal, estos últimos para alcanzar un punto de cedencia óptimo para transportar recortes a
bajas ratas de penetración (Schlumberger Drilling School, 2012).
Fluidos dispersos
Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo
requieren aditivos dispersantes (lingosulfonatos, lignitos y taninos) para cancelar las
fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua. Esto extiende
efectivamente el uso del sistema de lodos hasta que tenga que ser reemplazado.
(Schlumberger Drilling School, 2012).
Fluidos base calcio
Los lodos cálcicos son aplicables en la perforación de capas de poco espesor de
anhidrita y también en aquellas zonas donde las lutitas deleznables y los flujos de agua
salada son comunes. Estos lodos difieren de los otros lodos ase agua, en que las arcillas
sódicas (Bentonita) se convierten en arcillas cálcicas a través de la adición de cal y yeso
(Benitez, 1979, p. 21).
Con adición de Cal
Los lodos de cal se preparan mediante la adición de sosa caustica, adelgazantes
orgánicos y cal hidratada, a un loso bentonitico. Estos lodos resisten contaminaciones
hasta 50 000ppm de sal; sin embargo, tienden a solidificarse o desarrollar alta
gelatinosidad a altas temperaturas (Benitez, 1979, p. 20).
Con adición de Yeso
Los lodos con adición de yeso se han usado en la perforación de formaciones de
anhidrita y yeso, especialmente aquellas con intercalaciones de sal y lutita. Se elaboran a
partir de loso naturales mediante la adición de yeso y lignosulfonatos (Benitez, 1979, p.
20).
Fluidos poliméricos
Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales
pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la
inhibición. También proveen viscosidad y propiedades para el control de pérdidas de
fluido. Los ejemplos más comunes de lodos polímeros son PHPA – “Poli-Acrilato
30
Parcialmente Hidrolizado”, CMC – “Carboxi-Metil-Celulosa” y PAC – Celulosa Poli-
Aniónica”. Son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas
mayores a 300º F. (Schlumberger Drilling School, 2012).
Fluidos base carbonato de calcio
Un compuesto con la fórmula CaCO3 que existe en forma natural como caliza. El
carbonato de calcio triturado y dimensionado a un tamaño de partícula determinado se
utiliza para aumentar la densidad del lodo a 12 lbm/gal, aproximadamente, y es preferible
a la barita porque es soluble en ácido y puede ser disuelto con ácido clorhídrico para
limpiar las zonas de producción. Su uso principal hoy en día es como material de
obturación en los fluidos de perforación de yacimiento, terminación y
reacondicionamiento. Las partículas dimensionadas de carbonato de calcio, junto con los
polímeros, controlan la pérdida de fluido en las salmueras o en los fluidos de perforación
de yacimiento, terminación y reacondicionamiento (Villaroel, 2014, p. 77).
2.2.6.4 Presiones para el diseño del fluido de perforación
Presión hidrostática
La presión hidrostática es la presión ejercida por la columna de fluido sobre un área
específica. La presión hidrostática es directamente proporcional a la profundidad vertical y
a la densidad del fluido.
Matemáticamente se la determina con la siguiente ecuación:
𝑃ℎ = 0.052 𝑥 𝜌 𝑥 𝑇𝑉𝐷 [6]
Donde:
Ph= presión hidrostática en psi
ρ= densidad del lodo en ppg
TVD= profundidad vertical en ft
Presión hidráulica
La presión hidráulica es la presión necesaria para mover un fluido a través de la sección
vertical de una tubería. Matemáticamente se la expresa con:
𝑃𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓.𝑒𝑞𝑢𝑖 + 𝑃𝐷𝑃 + 𝑃𝐻𝑊𝐷𝑃 + 𝑃𝐷𝐶 + 𝑃𝐷𝐻𝑇 + 𝑃𝐵𝐼𝑇 + 𝑃𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 [7]
Presión de poro
31
Es la presión generada por los fluidos atrapados dentro del espacio poroso durante la
depositación de los sedimentos. La presión del fluido en los poros dependerá de la densidad
del fluido y la sobrecarga de la columna litostática.
Cuando la presión de poro es igual a la presión hidrostática se dice que tiene un
gradiente de presión normal con el valor de 0.45 psi/ft, cuando este valor es menor o mayor
se dice que la presión de poro es anormal y es necesario controlar durante la perforación
(Schlumberger Drilling School, 2012, p20).
Presión de fractura
La presión de fractura es la presión necesaria para provocar una fractura en la
formación. Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a
través de ella se puede identificar parámetros necesarios para el control del pozo y
planificación de viajes.
2.2.7 Brocas de perforación
Una broca de perforación es un dispositivo conectado al extremo de la sarta de
perforación que rompe, corta o aplasta las formaciones rocosas al perforar un pozo, como
aquellos perforados para extraer agua, gas o petróleo (RK pipe & Supply, 2019).
2.2.7.1 Tipos de brocas
2.2.7.1.1 Brocas Tricónicas
Barrenas de tres conos o barrenas de conos, fueron introducidas por primera vez en los
años 30 por Hughes Tool Company. Las barrenas de conos incluyen cortadores de acero
montadas en el cuerpo de la barrena, de tal manera que son libres de rotar. La mayoría de
las barrenas de conos tienen tres conos, a pesar de que existen diseños que utilizan dos y
cuatro conos. Recientemente se han vuelto a utilizar barrenas de un cono para la
perforación de hoyos estrechos (Schlumberger Drilling School, 2012, p4).
Componentes
Existen dos tipos de brocas tricónicas de insertos y de dientes
32
Figura 18. Componentes brocas tricónicas Fuente: (https://es.scribd.com/document/63998477/BROCAS-TRICONICAS)
Mecánica de corte
Este tipo de broca perfora el suelo y sus componentes por molturación o trituración.
Durante la perforación se tritura la roca que se encuentra en el terreno, se somete a una
presión perpendicular a la roca y otros componentes encontrados, provocando así una serie
de fracturas que se dispersan alrededor del punto de fricción de la broca tricónica
(Rivadeneira, 2014, p.9).
Figura 19. Mecánica de corte broca tricónica
Fuente: (www.halliburton.com/en-US/ps/drill-bits/hard-rock-drill-bit-solutions)
Nomenclatura
Dependiendo de la generación de las brocas ticónicas la nomenclatura puede variar
33
Figura 20. Nomenclatura brocas tricónicas
Fuente: (Gutiérrez, 2016)
2.2.7.1.2 Brocas PDC
Las brocas PDC pertenecen al conjunto de brocas de diamante con cuerpo sólido y
cortadores fijos, que utilizan diamantes sintéticos. Por su diseño hidráulico y el de sus
cortadores, actualmente este tipo de broca es la más usada para la perforación de pozos
petroleros (Gutiérrez, 2013, p. 69).
Componentes
Los componentes de una broca PDC puede ser divididos en tres partes principales:
• La estructura de corte
• Cuerpo de la broca
• Shank
La estructura de corte es una parte integral de la corona y es tratada como entidad única,
debido a su importante papel en la aplicación de las brocas PDC. Todas las brocas PDC
tienen básicamente los mismos componentes principales, solamente con diferentes
cortadores y sistemas de entrega hidráulica (Gutiérrez, 2013, p. 69).
Figura 21. Componentes brocas PDC
34
Fuente: (González, 2010)
Figura 22. Componentes brocas PDC vista superior
Fuente: (González, 2010)
Mecánica de corte
El cortador PDC fractura la roca por corte. Durante esta acción de corte, la dirección de
la carga y la fractura resultante son aproximadamente paralelas. A medida que el cortador
penetra en la formación, la punta del cortador corta y elimina el material en capas
(Gutiérrez, 2013, p. 72).
Figura 23. Mecánica de corte brocas PDC
Fuente: (González, 2010)
Nomenclatura
Dependiendo de la generación de las brocas, la nomenclatura puede variar.
Figura 24. Nomenclatura brocas PDC
Fuente: (Gutiérrez, 2013)
35
2.2.7.2 Evaluación de brocas desgastadas IADC
La tabla de clasificación IADC para brocas desgastadas permite registrar ocho factores o
criterios de evaluación del desgaste. La tabla aplica tanto para brocas tricónicas como para
brocas PDC, a pesar de que existen diferentes códigos de desgaste para cada una
(Gutiérrez, 2013, p. 80).
Figura 25. Cuadro de evaluación del desgaste brocas PDC
Fuente: (Clark, 1987)
Estructura cortadora interior y exterior
En los cuadros 1 y 2 se utiliza una escala de 0 a 8 para describir la condición de la
estructura de corte.
Figura 26. Desgaste de cortadores
Fuente: (Schlumberger, 2014)
Características del desgaste
El más prominente o cambio físico primario causado por su trabajo de perforación.
36
Figura 27. Características de desgaste de brocas
Fuente: (Brandon, 1992)
Ubicación
El cuadro numero 4 es usado para indicar la localización de la característica de desgaste
primario anotado en el cuadro 3.
Figura 28. Ubicación del desgaste
Fuente: (Brandon, 1992)
Sellos cojinetes
El cuadro 5 es usado solo por brocas tricónicas, y será marcado con una X para brocas
PDC.
Cojinetes no sellados: Escala lineal estimando la vida utilizada (0-8).
Cojinetes sellados: Escala lineal estimando la vida utilizada (0-8).
37
Figura 29. Sellos de los cojinetes
Fuente: (Gutiérrez, 2013)
Calibre
El cuadro 6 es usado para anotar la condición del calibre de la broca. La letra “I” es
usada si la broca esta aun en calibre. Por otro lado, la cantidad de bajo calibre es notada lo
más cerca de 1/16 de pulgada.
Figura 30. Condición del calibre
Fuente: (Brandon, 1992)
Otra característica de desgaste
El cuadro 7 indica una característica secundaria de la broca que no se limita con la
estructura de corte. Se utiliza los mismos códigos empleados en el cuadro 3.
Razón de salida
El cuadro 8 es usado para anotar la razón por la cual la broca fue sacada del pozo,
basándose en una lista definida.
Figura 31. Razón de salida
Fuente: (Brandon, 1992)
38
2.2.8 Análisis de hidráulica
La ciencia de la mecánica de fluidos es muy importante para el ingeniero de perforación.
La presencia de lodo de perforación o cemento crea presiones de fluido extremadamente
grandes en el pozo y en la sarta de perforación. La presencia de estas subsuperficiales debe
considerarse en casi todos los problemas de pozo encontrados (Bourgoyne, Millheim,
Chenevert, & Young, 1991, p. 113).
Se tienen tres condiciones de pozo que se consideran
1. Una condición estática en la cual el fluido del pozo y la tubería central están en reposo
2. Una operación de circulación en la cual los fluidos bombeados están bajando por el
espacio central y subiendo por el espacio anular.
3. Operaciones de viaje de tubería en las cuales la tubería se mueve hacia arriba y abajo
a través del fluido (Bourgoyne, Millheim, Chenevert, & Young, 1991, p. 113).
2.2.8.1 Pérdida de Presión en la Broca (∆Pb)
Es la presión de circulación que consume la broca. En general cuando se utiliza entre el
50% y el 65% de la presión superficial en la broca, se obtiene normalmente una hidráulica
adecuada (Gutiérrez, 2013, p. 85).
[8]
2.2.8.2 Caballaje de Fuerza Hidráulica (HHPb)
Calcula el trabajo que realiza el fluido al moverse a lo largo de la cara de la broca
(Gutiérrez, 2013, p. 85).
[9]
2.2.8.3 Caballaje Hidráulico por Pulgada Cuadrada (HSI)
Convierte el total de los caballos de fuerza hidráulica disponibles a lo largo de la cara de
la broca. Los caballos de fuerza hidráulica son una medida del trabajo que se realiza al
moverse el fluido (Gutiérrez, 2013, p. 85).
39
[10]
2.2.8.4 Velocidad de las Boquillas (Vn)
Velocidad que logra el lodo de perforación, que acelera cuando atraviesa las boquillas
de la broca.
[11]
2.2.8.5 Fuerza de Impacto (I.F.)
[12]
2.2.8.6 Fuerza de Impacto por Pulgada Cuadrada (I.F./pulg2)
[13]
2.2.8.7 Porcentaje de la Pérdida de Presión en la Broca (%PSIb)
[14]
2.2.8.8 Caballaje Hidráulico Total del Sistema de Circulación (HHPSISTEMA)
[15]
2.3 Metodología VCDSE
2.3.1 Definición
La VCDSE consiste en un proceso a través del cual una empresa identifica y desarrolla
el objetivo y el alcance de los proyectos de inversión de capital, para satisfacer las
necesidades del negocio. El proceso es integral y parte desde la exploración, pasando por el
desarrollo de campos, optimización, explotación y abandono. El objetivo es asegurar una
40
definición documentada del alcance del mismo, para satisfacer los objetivos del negocio en
cuanto a inversión de capital, costos operacionales, tiempo y calidad (Olvera, 2016, p. 23).
2.3.2 Etapas
La metodología consta de 5 fases:
Figura 32. Etapas metodología VCDSE
Fuente: (Olvera, 2016)
2.3.2.1 Visualización
Consiste en la definición de los objetivos y el alcance general del proyecto pozo
(Ingeniería Básica), los cuales deben estar alineados al proyecto de inversión, efectuando el
análisis y elaboración de la matriz de oportunidades, generación y evaluación técnica-
económica preliminar de todas las opciones de pozos tipo que sean factibles para su
ejecución (estimado de costos Clase V), así como el análisis para identificar los riesgos e
incertidumbres que puedan afectar el diseño y consecución de los objetivos del pozo
(Olvera, 2016, p. 26).
Visualización de opciones de perforación
o Descripción de las opciones de geometrías de pozos visualizadas,
preseleccionadas y jerarquizadas en base al comportamiento yacimiento-pozo
y su factibilidad de construcción.
o Las opciones de estados mecánicos preliminares.
Matriz de identificación de riesgos e incertidumbres identificadas en el proyecto
pozo.
41
Evaluación económica.
2.3.2.2 Conceptualización
Consiste en una evaluación más detallada a cada una de las opciones visualizadas
(Ingeniería Conceptual), incorporando nueva información como: pruebas de presión-
producción, datos de producción, simulaciones del comportamiento yacimiento-pozo,
análisis de la productividad de los pozos y las opciones estudiadas y análisis de modelado
avanzado de pozos, ésta última cuando aplique la opción de pozos no convencionales.
Cuantificar riesgos y generar los planes de mitigación de los riesgos identificados en la fase
anterior, que permitan seleccionar la mejor opción técnica-económica para el proyecto
pozo (Olvera, 2016, p. 26).
Análisis de las opciones de terminación y selección de la mejor opción en términos
de producción.
Programa de perforación direccional preliminar.
Profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento y diámetros de
agujeros. La mejor opción de geometría seleccionada.
Programa preliminar de fluidos de perforación y cementación.
Características preliminares del equipo de perforación
Programa de terminación preliminar
Plan de mitigación de riesgos e incertidumbres técnicas y adquisición de
información. Evaluación económica.
2.3.2.3 Definición
Las actividades de esta fase comprenden la ingeniería de detalle a la opción
seleccionada, se afina el plan de mitigación de los riesgos cuantificados previstos para la
etapa de seguimiento, y se detalla el programa de perforación con todas las
especificaciones técnicas para obtener el estimado de costos (Olvera, 2016, p. 27).
Ingeniería de detalle de la opción seleccionada:
o Profundidad de asentamiento de tuberías de revestimiento y diámetros de
agujero definitivos.
o Programa direccional definitivo.
o Programa de fluidos de perforación y equipos de control de sólidos definitivo.
o El programa de barrenas y análisis hidráulico.
o El programa de TR´s y cementación definitivo.
42
o Características finales del equipo de perforación.
Plan de mitigación de riesgos e incertidumbres definitivo.
Evaluación económica.
2.3.2.4 Seguimiento
Esta es la fase correspondiente a la ejecución del proyecto pozo, en ella se materializa la
generación de valor y se realiza el seguimiento estratégico al desarrollo operativo para
tomar decisiones sobre el desarrollo del proyecto, con la finalidad de que se cumpla la
estrategia programada y prevenir y/o minimizar desviaciones. De existir desviaciones no
contempladas en los planes de contingencia diseñados, estas son consultadas y resueltas
por el equipo de diseño del proyecto con el fin de garantizar la mejor solución (Olvera,
2016, p. 28).
El informe de cumplimiento al diseño: Seguimiento al programa de perforación
definitivo y los planes de contingencia previstos.
En caso de haber desviaciones al programa original ocurridas durante la ejecución:
o Informes de validación técnica de ajustes y/o cambios en el diseño.
o Informes de autorización de ajustes y/o cambios en el diseño.
2.3.2.5 Evaluación
En esta fase se documentan las lecciones aprendidas, las mejores prácticas aplicadas,
las nuevas tecnologías implementadas, las principales desviaciones entre lo programado
contra lo ejecutado y su causa raíz. Lo anterior servirá como insumo para la administración
del conocimiento y como retroalimentación para un nuevo proyecto pozo (Olvera, 2016, p.
29).
Nombre y ubicación del pozo.
Objetivo programado y alcanzado.
Profundidad total programada contra la real.
Columna geológica programada y real.
Estado mecánico programado y real.
Los ajustes de gradientes y asentamiento de tuberías de revestimiento.
Resumen de la perforación por etapas (barrenas, fluidos de perforación,
cementaciones, etc.).
Trayectoria direccional programada y real.
Tiempos y costos de perforación programados y reales.
43
CAPITULO III
DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de estudio
El estudio técnico es de tipo descriptivo-comparativo ya que, a partir de las operaciones
de perforación ya realizadas, se tomaron los datos necesarios para la comparación de las
variables a ser evaluadas.
3.2 Universo y muestra
3.2.1 Universo
El universo de los pozos utilizados para la realización del proyecto son los perforados en
el campo Cuyabeno en las campañas del 2010 al 2015.
3.2.2 Muestra
La muestra comprende los pozos de las plataformas Cuyabeno-C, Cuyabeno-D,
Cuyabeno-H y Cuyabeno-K, perforados hasta el 2015 dando un total de 9, de los cuales 6
son pozos tipo J y 3 son pozos tipo S.
POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO CUYABENO
PAD C
POZOS TIPO AÑO
CYBC-034 DIRECCIONAL TIPO "S" 2010
CYBC-035 DIRECCIONAL TIPO "J" 2010
CYBC-060 DIRECCIONAL TIPO "S" 2014
CYBC-068 DIRECCIONAL TIPO "J" 2015
PAD D
POZOS TIPO AÑO
CYBD-059 DIRECCIONAL TIPO "J" 2014
CYBD-065 DIRECCIONAL TIPO "J" 2014
CYBD-070 DIRECCIONAL TIPO "J" 2014
PAD H
POZOS TIPO AÑO
CYBH-066 DIRECCIONAL TIPO "J" 2015
PAD K
POZOS TIPO AÑO
CYBK-058 DIRECCIONAL TIPO "S" 2014
Tabla 1. Pozos perforados en el campo Cuyabeno 2010-2015
Fuente: (Petroamazonas EP, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
44
3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos
La información necesaria para la realización del proyecto se obtuvo de los archivos
digitales que tiene en su poder la empresa Cuyabenopetro, la misma que obtuvo estos
archivos directamente de su propietario Petroamazonas EP y fue utilizada con autorización
de las dos empresas con fines académicos.
Se utilizaron planes de perforación, reportes diarios y reportes finales de las compañías de
servicios (direccionales, brocas, lodos, cementación, etc.), esta información se seleccionó y
analizó como punto de partida en la aplicación de metodología VCDSE.
3.4 Procesamiento y análisis de información
Con la información obtenida de los reportes se realizó una distribución tomando en
cuenta el tipo de pozo, objetivo de perforación, máxima inclinación y profundidad total
para obtener grupos correlacionables y obtener herramientas y tiempos utilizados en las
diferentes operaciones que se llevan a cabo en la perforación de un pozo.
Para realizar este procedimiento se utilizó el programa Microsoft Excel.
3.4.1 Información general de los pozos
En el siguiente cuadro se presenta la información general de los pozos escogidos como
muestra.
INFORMACION GENERAL DE LOS POZOS
PAD C
POZOS TIPO PROF (MD) OBJETIVO INCL
(°)
TIEMPO (días)
CYBC-034 DIRECCIONAL TIPO "S" 8295 U INFERIOR 27.97 19.9
CYBC-035 DIRECCIONAL TIPO "J" 8428 U INFERIOR 38.36 19.52
CYBC-060 DIRECCIONAL TIPO "S" 8251 U INFERIOR 25.87 13.3
CYBC-068 DIRECCIONAL TIPO "J" 8935 U INFERIOR 31.38 14.4
PAD D
POZOS TIPO PROF (MD) OBJETIVO INCL
(°)
TIEMPO (días)
CYBD-059 DIRECCIONAL TIPO "J" 8534 T SUPERIOR 24.88 13.75
CYBD-065 DIRECCIONAL TIPO "J" 8720 U INFERIOR 29.33 14.27
CYBD-070 DIRECCIONAL TIPO "J" 8550 T SUPERIOR 23.04 13.12
PAD H
POZOS TIPO PROF (MD) OBJETIVO INCL
(°)
TIEMPO (días)
CYBH-066 DIRECCIONAL TIPO "J" 8675 U INFERIOR 27.29 12.67
PAD K
45
POZOS TIPO PROF (MD) OBJETIVO INCL
(°)
TIEMPO (días)
CYBK-058 DIRECCIONAL TIPO "S" 8315 U INFERIOR 30.73 14.52
Tabla 2. Información general de los pozos
Fuente: (Petroamazonas EP, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
3.4.2 Criterios de clasificación
Los pozos se los clasificaron de acuerdo a ciertos criterios con el fin de identificar de
mejor manera la información útil para la aplicación de la metodología.
Los criterios son:
PAD
Tipo de pozo e inclinación
Profundidad total
PAD
La información disponible corresponde a 9 pozos de 4 PAD’s, los que se separaron por
PAD’s para una mejor correlación y análisis.
Tipo de pozo e inclinación
Para esta clasificación se tomó en cuenta el tipo de pozo (tipo “J” y tipo “S”) y estos se
acuerdo a la máxima inclinación alcanzada ya que es importante para identificar las buenas
prácticas de limpieza del hoyo.
CLASIFICACION POZOS CUYABENO
POZOS TIPO J <35 POZOS TIPO J >35 POZOS TIPO S
CYBC-068 CYBC-035 CYBC-060
CYBD-059 CYBC-034
CYBD-065 CYBK-058
CYBD-070
CYBH-066
Tabla 3. Clasificación pozos de Cuyabeno
Fuente: (Petroamazonas EP, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
46
Profundidad total
La profundidad total mantiene una tendencia que se mantiene sin mucha variación por
tanto no se tomó como una clasificación como tal.
Gráfica 1. Profundidad total pozos Cuyabeno
Fuente: (Petroamazonas EP, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
3.5 Análisis de resultados
Se realizo el análisis de varios aspectos como: formaciones perforadas, BHAs utilizados,
brocas utilizadas, fluidos utilizados, perfil direccional, esquema mecánico y tiempos
empleados para realizar cada una de las operaciones más importantes en el proceso de la
perforación de un pozo.
Todo este análisis fue utilizado como inicio de la aplicación de la metodología VCDSE
y como parte fundamental de la etapa de VISUALIZACIÓN.
A continuación, se presenta un diagrama de flujo donde se presenta de manera
simplificada como se realizó la aplicación de la metodología VCDSE.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
MD
(ft
)
PROFUNDIDAD TOTAL POZOS CUYABENO
MD pozos
Lineal (MD pozos)
47
Figura 33. Diagrama de flujo metodología VCDSE
Elaborado por: Henry Benavides
48
CAPITULO IV
APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA VCDSE
4.1 Inicio de la aplicación de la metodología VCDSE
Para la aplicación de la metodología VCDSE en la perforación de pozos es necesario
tener la información de geología, reservorios y demás departamentos relacionados con
dicho análisis, la información correspondiente al pozo de interés debe estar validada y
aprobada para proceder al desarrollo de las técnicas apropiadas para cumplir con el objetivo
de perforar el pozo.
4.2 Visualización
4.2.1 Identificación y clasificación del pozo
El pozo que se perforó es un pozo de desarrollo con objetivo productivo de las areniscas
U Superior e Inferior, en el cual se busca alcanzar el objetivo con la mayor inclinación
posible por las prospecciones futuras para la arena T el cual es un reservorio estratigráfico.
El pozo será completado con bombeo electrosumergible.
INFORMACION GENERAL DEL POZO
NOMBRE DEL POZO CUYABENO-2019
COORDENADAS EN
SUPERFICIE
X: 10004906.13 Y: 357004.675
COORDENADAS DEL
OBJETIVO
X: 10005276.40 Y: 356788.27
TIPO DE POZO POZO DIRECCIONAL TIPO "J"
PAIS ECUADOR
PROVINCIA SUCUMBIOS
CANTON PUTUMAYO
CAMPO CUYABENO
YACIMIENTO U SUPERIOR / INFERIOR
ELEVACION DEL TERRENO 751.1 ft
Tabla 4. Información general del pozo
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
49
Columna geológica generalizada
Figura 34. Columna geología Cuenca Oriente
Fuente: (Baby, 2014)
4.2.2 Análisis de pozos de correlación
Se aplico el análisis offset a los 9 pozos obtenidos como muestra, de estos pozos se
obtuvo información importante como BHAs utilizados, tipo de lodos etc. Además de
tiempos de operaciones como corrida de tubería y toma de registros.
Lo primero que se realizó fue un formato de presentación del análisis offset de tal
manera que se pueda visualizar de manera resumida toda la información necesaria para la
planificación del pozo.
El formato completo se utilizó en los 9 pozos y se presentara como anexos del proyecto.
50
Lo primero que tenemos son los topes formacionales que se obtuvieron en los pozos
perforados, lo que ayuda en la realización del perfil direccional y el diseño del estado
mecánico.
TOPES FORMACIONALES
FORMACIÓN LITOLOGIA CYBC-
034
CYBC-
035
CYBC-
060
CYBC-
068
CYBD-
059
CYBD-
065
CYBD-
070
CYBH-
066
CYBK-
058
ORTEGUAZA LUTITA, LIMOLITA 4800 4876 4710 4898 4723 4767 4720 4718 4740
TIYUYACU ARCILLOLITA, LIMOLITA 5669 5386 5691 5462 5541 5463 5507 5430
TOPE TIYUYACU
CGL SUP
CONGLOMERADO CUARZOSO, ARCILLOLITA
5649 5981 5747 5755 5703 5709 5658
BASE TIYUYACU
CGL SUP
CONGLOMERADO CUARZOSO,
ARCILLOLITA
5740 6065 5836 5845 5794 5829 5750
TOPE TIYUYACU
CGL INF
CHERT, ARCILLOLITA, LIMOLITA
6292 6486 6290 6739 6466 6575 6475 6559 6380
BASE TIYUYACU
CGL INF
CHERT, ARCILLOLITA,
LIMOLITA
6717 6720 7235 6947 7078 6963 7026 6820
TENA ARCILLOLITA, LIMOLITA 7302 7151 6984 7491 7180 7319 7195 7290 7040
TENA BASAL ARENISCA CUARZOSA,
LIMOLITA
7306 7450 7291 7860 7538 7679 7558 7652 7338
NAPO SHALE LUTITA 7328 7480 7302 7890 7558 7717 7588 7686 7390
CALIZA M-1 CALIZA, LUTITA 7509 7648 7520 8116 7758 7933 7788 7905 7590
CALIZA M-2 CALIZA, LUTITA 7677 7678 8300 7931 8117 7963 8073 7733
ARENISCA M-2 ARENISCA CUARZOSA,
LUTITA
7708 7828 7740 8354 7997 8185 8010 8138 7800
CALIZA A CALIZA, LUTITA 7806 7957 7805 8435 8068 8258 8104 8223 7862
ARENISCA U SUP ARENISCA CUARZOSA, LUTITA
7846 8007 7855 8482 8114 8302 8154 8272 7925
CALIZA U MEDIA CALIZA, LUTITA 7885 8517 8150 8344 8189 8299
ARENISCA U MED ARENISCA CUARZOSA,
LUTITA, CALIZA
7889 8051 7893 8525 8155 8352 8196 8307 7973
ARENISCA U INF ARENISCA CUARZOSA, LUTITA, CALIZA
7929 8080 7917 8552 8176 8369 8214 8328 7986
BASE ARENISCA U
INF
ARENISCA CUARZOSA,
LUTITA
7982 8143 7990 8630 8226 8453 8265 8416 8045
CALIZA B CALIZA, LUTITA 8017 8185 7996 8639 8245 8462 8292 8420 8055
ARENISCA T
SUPERIOR
ARENISCA CUARZOSA, LUTITA
8029 8202 8032 8691 8289 8504 8319 8460 8097
ARENISCA T
INFERIOR
ARENISCA CUARZOSA,
LUTITA
8064 8231 8101 8766 8366 8576 8389 8530 8158
BASE T INFERIOR LUTITA, CALIZA, CAOLINITA 8139 8305 8154 8827 8427 8618 8455 8585 8219
HOLLIN ARENISCA 8165 8336 8177 8841 8450 8647 8480 8606 8244
BASAMENTO BASAMENTO 8225 8390 8242 8927 8502 8701 8545 8655 8300
TD 8295 8430 8251 8935 8534 8718 8550 8670 8315
Tabla 5. Topes formacionales
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Se tiene el tiempo de operación de cada pozo que ayudó a definir una curva de tiempo
base junto con los demás tiempos establecidos para todas las operaciones involucradas en el
proceso de perforación.
51
Tiempo total de operación
TIEMPO TOTAL DE OPERACIÓN
POZOS TIPO J <35°
POZO TVD (ft) MD (ft) TIEMPO (días)
CYBC-068 8018 8935 14,48
CYBD-059 8022 8534 13,75
CYBD-065 8016 8718 14,27
CYBD-070 8018 8550 13,12
CYBH-066 8029 8670 12,67
Tabla 6. Tiempo total de operación pozos tipo J < 35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
TIEMPO TOTAL DE OPERACIÓN
POZOS TIPO J >35°
POZO TVD (ft) MD (ft) TIEMPO (días)
CYBC-035 8022 8430 19,52
Tabla 7. Tiempo total de operación pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
TIEMPO TOTAL DE OPERACIÓN
POZOS TIPO S
POZO TVD (ft) MD (ft) TIEMPO (días)
CYBC-034 8043 8295 19,94
CYBC-060 8000 8251 13,33
CYBK-058 8018 8315 14,52
Tabla 8. Tiempo total de operación pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Tiempo de armado del BHA
Se analizó el tiempo que se empleó para el armado de los BHA de cada sección para
obtener un tiempo promedio útil para el nuevo pozo.
TIEMPO DE ARMADO BHA 16"
POZOS TIPO J <35
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-068 2,5
CYBD-059 0,5
CYBD-065 0,5
CYBD-070 2
CYBH-066 1,5
52
Tabla 9. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
TIEMPO DE ARMADO BHA 16"
POZOS TIPO J >35
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-035 1,5
Tabla 10. Tiempo de armado BHA 16” pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
TIEMPO DE ARMADO BHA 16"
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-034 1,5
CYBC-060 2
CYBK-058 0,5
Tabla 11. Tiempo armado BHA 16” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
En estas tablas tenemos el tiempo empleado para armar el BHA de 16” convencional
con broca tricónica a excepción del pozo CYBC-068 que se perforó con broca PDC desde
un inicio.
El tiempo que se tomó para el armado del BHA de 16” es de 0,5horas.
Para la sección de 12 ¼” se tuvo.
TIEMPO DE ARMADO BHA 12 1/4"
POZOS TIPO J <35
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-068 4
CYBD-059 1,5
CYBD-065 2,5
CYBD-070 2,5
CYBH-066 1
Tabla 12. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
53
TIEMPO DE ARMADO BHA 12 1/4"
POZOS TIPO J >35
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-035 1
Tabla 13. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
TIEMPO DE ARMADO BHA 12 1/4"
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-034 3
CYBC-060 2
CYBK-058 2
Tabla 14. Tiempo de armado BHA 12 ¼” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
En esta sección tenemos el tiempo promedio de armado del BHA de la sección de 12
¼”, ya que en esta sección se emplearon de 2 a 3 BHAs se tomó el promedio.
Para el armado del BHA de la sección de 12 ¼” se tomó 2 horas.
Para la sección de 8 1/2” se tuvo
TIEMPO DE ARMADO BHA 8 1/2"
POZOS TIPO J <35°
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-068 2
CYBD-059 2
CYBD-065 2
CYBD-070 2
CYBH-066 1,5
Tabla 15. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
54
TIEMPO DE ARMADO BHA 8 1/2"
POZOS TIPO J >35°
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-035 1
Tabla 16. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
TIEMPO DE ARMADO BHA 8 1/2"
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-034 3
CYBC-060 1
CYBK-058 2
Tabla 17. Tiempo de armado BHA 8 ½” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para el armado del BHA de la sección de 8 ½” se tomó un tiempo de 2 horas.
Tiempo de RIH
Otro tiempo que forma parte de la planificación del pozo es el tiempo de RIH (run in
hole) que es el tiempo que se toma para bajar la tubería dentro del hoyo. En este caso
tenemos para las 3 secciones los siguientes tiempos.
Sección de 16”
TIEMPO DE RIH SECCION DE 16"
POZOS TIPO J <35°
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-068 1 367 367
CYBD-059 1,5 318 212
CYBD-065 2,5 395 158
CYBD-070 3,5 350 100
CYBH-066 1,5 375 250
Tabla 18. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se tuvo una velocidad promedio de 217 ft/h.
55
TIEMPO DE RIH SECCION DE 16"
POZOS TIPO J >35°
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-035 1 372 372
Tabla 19. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J>35° se tuvo una velocidad promedio de 372 ft/h
TIEMPO DE RIH SECCION DE 16"
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-034 1 338 338
CYBC-060 1,5 350 233
CYBK-058 1,5 250 167
Tabla 20. Tiempo de RIH sección 16” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S se tuvo una velocidad promedio de 246 ft/h.
Sección de 12 ¼”
TIEMPO DE RIH SECCION DE 12 1/4"
POZOS TIPO J <35°
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-068 1,5 1763 1175
CYBD-059 1,5 1490 993
CYBD-065 2,5 1800 720
CYBD-070 3 1756 585
CYBH-066 1,5 360 240
Tabla 21. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se tuvo una velocidad promedio de 743 ft/h.
TIEMPO DE RIH SECCION DE 12 1/4"
POZOS TIPO J >35°
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-035 1 372 372
56
Tabla 22. Tiempo de RIH sección 12 ¼” pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J>35° se tuvo una velocidad promedio de 372 ft/h
TIEMPO DE RIH SECCION DE 12 1/4"
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-034 0,5 338 676
CYBC-060 1,5 1778 1185
CYBK-058 12 1868 156
Tabla 23. Tiempo de RIH sección de 12 ¼” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S se tuvo una velocidad promedio de 672 ft/h.
Sección de 8 ½”
TIEMPO DE RIH SECCION DE 8 1/2"
POZOS TIPO J <35°
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-068 5,5 7729 1405
CYBD-059 5,5 7396 1345
CYBD-065 5,5 7574 1377
CYBD-070 5,5 7426 1350
CYBH-066 6,5 7530 1158
Tabla 24. Tiempo de RIH sección de 8 ½” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se tuvo una velocidad promedio de 1095 ft/h.
TIEMPO DE RIH SECCION DE 8 1/2"
POZOS TIPO J >35°
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-035 4 5515 1379
Tabla 25. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J>35° se tuvo una velocidad promedio de 1379 ft/h
57
TIEMPO DE RIH SECCION DE 8 1/2"
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas) MD (ft) VELOCIDAD (ft/h)
CYBC-034 5 5600 1120
CYBC-060 4,5 7217 1604
CYBK-058 5,5 7077 1287
Tabla 26. Tiempo de RIH sección 8 ½” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S se tuvo una velocidad promedio de 1337 ft/h.
Velocidad de viaje a superficie
Otro punto muy importante en la perforación es la velocidad con la cual se realizan los
viajes y para esto tenemos los siguientes tiempos.
VELOCIDAD PROMEDIO DE VIAJE
POZOS TIPO J <35°
POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)
CYBC-068
16" 1763 771
12 1/4" 7800 1189
8 1/2" 8935 1679
CYBD-059
16" 1557 574
12 1/4" 7460 1234
8 1/2" 8634 1089
CYBD-065
16" 1800 859
12 1/4" 7630 1424
8 1/2" 8720 1315
CYBD-070
16" 1815 810
12 1/4" 7480 1686
8 1/2" 8550 1396
CYBH-066
16" 371 375
12 1/4" 7532 967
8 1/2" 8670 1239
Tabla 27. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 678
ft/h, en la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad de 1300 ft/h y en la sección de 8 ½” se
tuvo una velocidad de 1343 ft/h.
58
VELOCIDAD PROMEDIO DE VIAJE
POZOS TIPO J >35°
POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)
CYBC-035
16" 369 248
12 1/4" 5515 868
8 1/2" 8428 1234
Tabla 28. Velocidad promedio de viaje pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J>35° en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 248 ft/h, en
la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad de 868 ft/h y en la sección de 8 ½” se tuvo una velocidad
de 1234 ft/h.
VELOCIDAD PROMEDIO DE VIAJE
POZOS TIPO S
POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)
CYBC-034
16" 334 676
12 1/4" 5600 1148
8 1/2" 8295 1138
CYBC-060
16" 1835 1013
12 1/4" 7270 1963
8 1/2" 8251 1336
CYBK-058
16" 1916 1131
12 1/4" 7130 1081
8 1/2" 8315 1209
Tabla 29. Velocidad promedio de viaje pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S en la sección de 16” se tuvo una velocidad de 940 ft/h, en la
sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad de 1397 ft/h y en la sección de 8 ½” se tuvo una
velocidad de 1227 ft/h.
Fluido de perforación
El tipo de fluido es uno de los elementos más importantes en la perforación de un pozo
ya que se encarga de la estabilidad y adecuada limpieza del hoyo.
En los pozos que se analizó se encontró que se utilizaron principalmente 3 tipos de lodo.
La primera a base de Nitrato de Calcio utilizada para perforar las formaciones del terciario
indiferenciado y Chalcana para evitar el embolamiento de la broca y se realiza un cambio
59
de fluido previo al ingreso a Orteguaza para inhibir las arcillas y estabilizar las lutitas con
el fin de atravesar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Conglomerado Superior,
Conglomerado Inferior y Tena. El tercer fluido se utilizó para perforar las formaciones
Tena Basal, Napo, Caliza M1-M2, Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza B, Arenisca
T, Hollin y el Basamento con la finalidad de minimizar el daño a la formación, reducir
cualquier hidratación y garantizar el sello de las fracturas y microporos de las lutitas.
En estos pozos se utilizaron las siguientes densidades de fluido de perforación.
DENSIDAD DE FLUIDO UTILIZADA
POZOS TIPO J <35°
POZO SECCION MD (ft) DENSIDAD (ppg)
CYBC-068
16" 1763 8,5-9,6
12 1/4" 7800 8,5-10,4
8 1/2" 8935 9,6-9,8
CYBD-059
16" 1557 8,6-9,6
12 1/4" 7460 8,5-10
8 1/2" 8634 9,6-9,8
CYBD-065
16" 1800 8,4-9,6
12 1/4" 7630 8,4-10,2
8 1/2" 8720 9,6-9,8
CYBD-070
16" 1815 8,3-9,6
12 1/4" 7480 8,4-10,2
8 1/2" 8550 9,6-9,8
CYBH-066
16" 371 8,5-9,1
12 1/4" 7532 8,9-10,4
8 1/2" 8670 9-9,2
Tabla 30. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35 se tuvo para la sección de 16” un rango de densidad de 8,5 –
9,6 ppg.
Para la sección de 12 ¼” se tuvo un rango de densidad de 8,5 – 10,2 ppg.
Para la sección de 8 ½” se tuvo un rango de densidad de 9,5 – 9,7 ppg.
DENSIDAD DE FLUIDO UTILIZADA
POZOS TIPO J >35°
POZO SECCION MD (ft) DENSIDAD (ppg)
CYBC-035 16" 369 8.7
12 1/4" 5515 8,7-10,4
60
8 1/2" 8428 9,8-10,5
Tabla 31. Densidad de fluido utilizada pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J>35 se tuvo una densidad de lodo en la sección de 16” de 8,7ppg,
en la sección de 12 ¼” se tuvo un rango de 8,7 – 10,4 ppg y en la sección de 8 ½” se tuvo
un rango de 9,8 – 10,5 ppg.
DENSIDAD DE FLUIDO UTILIZADA
POZOS TIPO S
POZO SECCION MD (ft) DENSIDAD (ppg)
CYBC-034
16" 334 8,7
12 1/4" 5600 8,7-10,1
8 1/2" 8295 9,7-10,4
CYBC-060
16" 1835 8,4-9,6
12 1/4" 7270 8,9-10,2
8 1/2" 8251 9,6-9,8
CYBK-058
16" 1916 8,6-9,6
12 1/4" 7130 8,4-10
8 1/2" 8315 9,6-9,8
Tabla 32. Densidad de fluido utilizada pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S en la sección de 16” se tuvo un rango de densidad de 8,9 – 9,6 ppg,
en la sección de 12 ¼” se tuvo un rango de 8,7 – 10,1 ppg y en la sección de 8 ½” se tuvo
un rango de 9,6 – 10 ppg.
Corrida del casing
Una vez terminada la perforación de cada sección se realiza la corrida y posterior
cementación del casing para asegurar la integridad del pozo para continuar con la
perforación de la siguiente sección.
Esta operación depende de gran medida de la limpieza que se haya logrado con la
selección del lodo de perforación y un adecuado galonaje, en los pozos analizados tenemos
las siguientes velocidades.
61
TIEMPO DE CORRIDA DEL CASING
POZOS TIPO J <35°
POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)
CYBC-068
16" 1763 392
12 1/4" 7800 600
8 1/2" 8935 1679
CYBD-059
16" 1557 622
12 1/4" 7460 678
8 1/2" 8634 1004
CYBD-065
16" 1800 514
12 1/4" 7630 509
8 1/2" 8720 698
CYBD-070
16" 1815 605
12 1/4" 7480 680
8 1/2" 8550 1006
CYBH-066
16" 371 247
12 1/4" 7532 717
8 1/2" 8670 754
Tabla 33. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° en la sección de 16” tenemos una velocidad promedio de 533
ft/h sin tomar en cuenta el pozo CYBH-066 ya que la sección de 16” es mucho más corta
que el promedio de los demás pozos, para la sección de 12 ¼” tenemos una velocidad
promedio de 636 ft/h y en la sección de 8 ½” tenemos una velocidad promedio de 1028
ft/h.
TIEMPO DE CORRIDA DEL CASING
POZOS TIPO J >35°
POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)
CYBC-035
16" 369 246
12 1/4" 5515 649
8 1/2" 8428 703
Tabla 34. Tiempo de corrida del casing pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
62
Para los pozos tipo J>35° en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 246
ft/h, en la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad promedio de 649 ft/h y en la sección de 8
½” se tuvo una velocidad promedio de 703 ft/h.
TIEMPO DE CORRIDA DEL CASING
POZOS TIPO S
POZO SECCION MD (ft) VELOCIDAD PROMEDIO (ft/h)
CYBC-034
16" 334 334
12 1/4" 5600 700
8 1/2" 8295 754
CYBC-060
16" 1835 367
12 1/4" 7270 767
8 1/2" 8251 660
CYBK-058
16" 1916 622
12 1/4" 7130 678
8 1/2" 8315 1004
Tabla 35. Tiempo de corrida del casing pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S en la sección de 16” se tuvo una velocidad promedio de 494 ft/h
sin tomar en cuenta el pozo CYBC-034 ya que el MD es menor al promedio de los demás
pozos, en la sección de 12 ¼” se tuvo una velocidad promedio de 722 ft/h y en la sección
de 8 ½” se tuvo una velocidad promedio de 806 ft/h.
Tiempo de cementación
En el tiempo para cementación se toma en cuenta 3 operaciones realizadas tales como
probar las líneas de cementación, bombear los fluidos de acuerdo con el programa de
cementación previamente definido y retirar las líneas de cementación.
En el análisis de estos tiempos se vio que varias veces se omitía una de estas
operaciones y otras veces se las incluía en otras operaciones con esto se obtuvieron los
tiempos utilizados en cementación.
Casing 13 3/8”
TIEMPO PARA CEMENTAR CSG 13 3/8"
POZOS TIPO J <35°
CYBC-068 CYBD-059 CYBD-065 CYBD-070 CYBH-066
PROBAR LINEAS DE
CEMENTACION (h)
0,5 1 1,5 0,5
63
CEMENTACION (h) 2,5 2 3,5 2
DESCONECTAR
LINEAS DE
CEMENTACION (h)
0,5 0,5 1 0,5 0,5
Tabla 36. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se obtuvo un tiempo promedio para cementar el casing de 13
3/8” de 3,3 horas.
El tiempo para la cementación del casing de 13 3/8” del pozo CYBC-035 no se pudo
obtener ya que no constaba dentro de los registros de información
TIEMPO PARA CEMENTAR CSG 13 3/8"
POZOS TIPO S
CYBC-034 CYBC-060 CYBK-058
PROBAR LINEAS DE
CEMENTACION (h)
0,5
CEMENTACION (h) 2,5 2
DESCONECTAR
LINEAS DE
CEMENTACION (h)
1,5
Tabla 37. Tiempo para cementar casing 13 3/8” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S de obtuvo un tiempo promedio de cementación de 3.25 horas.
Casing 9 5/8”
TIEMPO PARA CEMENTAR CSG 9 5/8"
POZOS TIPO J <35
CYBC-068 CYBD-059 CYBD-065 CYBD-070 CYBH-066
PROBAR LINEAS DE
CEMENTACION (h)
0,5 0,5 1 1,5
CEMENTACION (h) 3 3,5 3 4 3,5
DESCONECTAR
LINEAS DE
CEMENTACION (h)
1 1,5 2,5 0,5
Tabla 38. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se tuvo un tiempo promedio de 5,2 horas de operación.
64
El tiempo para la cementación del casing de 9 5/8” del pozo CYBC-035 no se pudo obtener
ya que no constaba dentro de los registros de información
TIEMPO PARA CEMENTAR CSG 9 5/8"
POZOS TIPO S
CYBC-034 CYBC-060 CYBK-058
PROBAR LINEAS DE
CEMENTACION (h)
CEMENTACION (h) 3,5 3,5
DESCONECTAR LINEAS
DE CEMENTACION (h)
1
Tabla 39. Tiempo para cementar casing 9 5/8” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S se tuvo un tiempo promedio de 4 horas de operación.
Liner 7”
TIEMPO PARA CEMENTAR LINER 7"
POZOS TIPO J <35°
CYBC-068 CYBD-059 CYBD-065 CYBD-070 CYBH-066
PROBAR LINEAS DE
CEMENTACION (h)
2 1 0,5 0,5 0,5
CEMENTACION (h) 1,5 2 2 2,5 2
DESCONECTAR
LINEAS DE
CEMENTACION (h)
0,5 0,5 1 1 0,5
Tabla 40. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se tuvo un tiempo promedio de 3.6 horas de operación en la
cementación del liner.
El tiempo para la cementación del liner de 7” del pozo CYBC-035 no se pudo obtener
ya que no constaba dentro de los registros de información
TIEMPO PARA CEMENTAR LINER 7"
POZOS TIPO S
CYBC-034 CYBC-060 CYBK-058
PROBAR LINEAS DE
CEMENTACION (h)
0,5 0,5 1
CEMENTACION (h) 1,5 1,5 2,5
65
DESCONECTAR LINEAS
DE CEMENTACION (h)
0,5 1,5 1,5
Tabla 41. Tiempo para cementar liner 7” pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S se tuvo un tiempo promedio de 3,7 horas de operación en la
cementación del liner.
Tiempo para corrida de registros
En el tiempo de corrida de registros eléctricos se tomó en cuenta las operaciones de
armado y calibrado de las herramientas, RIH de las herramientas y la toma de registros.
TIEMPO DE TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS
POZOS TIPO J <35°
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-068 7
CYBD-059 8,5
CYBD-065 6,5
CYBD-070 6,5
CYBH-066 4
Tabla 42. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J<35° se tuvo un tiempo promedio de 6,5 horas de operación.
TIEMPO DE TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS
POZOS TIPO J >35°
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-035 6
Tabla 43. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo J>35° se tuvo un tiempo de 6 horas de operación.
TIEMPO DE TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS
POZOS TIPO S
POZO TIEMPO (horas)
CYBC-034 5
66
CYBC-060 8,5
CYBK-058 7
Tabla 44. Tiempo de toma de registros eléctricos pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para los pozos tipo S se tuvo un tiempo promedio de 6,8 horas de operación.
Parámetros de perforación
Lo más importante dentro de las operaciones de perforación son los parámetros con los
cuales se lleva a cabo la construcción de un pozo, estos parámetros se definen con la ayuda
del análisis de pozos offset y con reuniones previas junto con el personal de las empresas
de servicios.
De los pozos offset se obtuvo la información de galonaje, peso sobre la broca (WOB),
torque, revoluciones y rata de penetración (ROP).
PARAMETROS DE PERFORACIÓN
POZOS TIPO J <35°
POZO SECCION MD
(ft) GALONAJE (gpm)
WOB
(klb) TORQUE (klb-ft) REV
ROP PROM
(ft/h)
CYBC-068
16" 1763 350-700 2-5 1-5 40-90 72
12 1/4" 7800 850-940 6-14 8-15 60 62,6
8 1/2" 8935 400 10 14-15 40 43,6
CYBD-059
16" 1557 140-880 10-20 10 40 89,0
12 1/4" 7460 850 5-18 10-17 60 64,5
8 1/2" 8634 400 10-18 13-16 60 52,3
CYBD-065
16" 1800 400-900 10-18 2-9 40-90 73,9
12 1/4" 7630 850-880 8-12 9-18 50-60 65,4
8 1/2" 8720 400-420 15-20 18-22 40-60 33,0
CYBD-070
16" 1815 300-900 5-12 2-12 40 84,4
12 1/4" 7480 850-930 8-18 12-18 40-60 60,3
8 1/2" 8550 400-450 8-18 15-18 60 37,5
CYBH-066
16" 371 140-850 2-10 2-5 40 46,9
12 1/4" 7532 820-950 8-25 8-20 40-65 67,7
8 1/2" 8670 380-400 10-20 12-18 50-70 37,9
Tabla 45. Parámetros de perforación pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
67
PARAMETROS DE PERFORACIÓN
POZOS TIPO S
POZO SECCION MD
(ft)
GALONAJE
(gpm)
WOB
(klb)
TORQUE
(klb-ft) REV
ROP PROM
(ft/h)
CYBC-034
16" 334
12 1/4" 5600
8 1/2" 8295
CYBC-060
16" 1835 350-900 4-18 1-13 40 94,1
12 1/4" 7270 800-930 4-18 12-14 40-80 75,5
8 1/2" 8251 450 11 16 60 53
CYBK-058
16" 1916 300-1000 10-20 3-13 50 55,5
12 1/4" 7130 880-1000 10-20 10-21 50-70 61,7
8 1/2" 8315 450 20 22 70 51,5
Tabla 46. Parámetros de perforación pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Los parámetros de perforación de los pozos CYBC-034 y CYBC-035 no se pudo
obtener ya que no constaba dentro de los registros de información.
Esta información de los parámetros se usó en el análisis de torque y arrastre para la
definición de los parámetros a utilizar.
Rendimiento del BHA
La selección de un BHA adecuado es primordial para la construcción optima del pozo,
para ver el rendimiento del BHA utilizado tenemos el tiempo y la distancia que rotó y
deslizó cada BHA. Lo óptimo y recomendado por los ingenieros de perforación es tener un
porcentaje igual o menor al 15% de deslizamiento.
RENDIMIENTO DEL BHA
POZOS TIPO J <35°
POZO SECCION BHA PIES
PERFORADOS
TIEMPO
(horas)
DISTANCIA TIEMPO
%
ROTADO
%
DESLIZADO
%
ROTADO
%
DESLIZADO
CYBC-
068
16" 1 326 4,03 100 0 100 0
2 1396 8,87 79,87 20,12 64,26 35,74
12 1/4" 3 5503 59 93,13 6,87 88,14 11,86
4 536 14,67 94 6 59,99 40,01
8 1/2" 5 1133 21,26 97,35 2,65 90,86 9,14
CYBD-
059
16" 1 309 6 100 0 100 0
2 1207 7,09 85,8 14,2 70,8 29,2
12 1/4" 3 4583 37,77 96,1 3,9 84,6 15,4
4 1002 27,34 92,2 7,8 79,6 20,4
68
5 320 7,13 83,1 16,9 45,6 54,4
8 1/2" 6 1072 18,25 97,1 2,9 82,8 17,2
CYBD-
065
16" 1 354 8,5 100 0 100 0
2 1405 8,36 85,4 14,6 70,3 29,7
12 1/4"
3 10 3 100 0 100 0
4 4780 42,37 89,3 10,7 70,7 29,3
5 1040 27,17 94 6 75,7 24,3
8 1/2" 6 1090 30,82 98,3 1,7 89,6 10,4
CYBD-
070
16" 1 309 8,5 100 0 100 0
2 1465 7,15 84,8 15,2 75,5 24,5
12 1/4" 3 4677 47,53 96 4 89,9 10,1
4 988 27,03 97 3 93,2 6,8
8 1/2" 5 1070 24,8 100 0 100 0
CYBH-
066
16" 1 333 8 100 0 100 0
2 818 5,68 91,4 8,6 87,7 12,3
12 1/4" 3 5086 41,82 94,6 5,4 84,2 15,8
4 1259 30,52 100 0 100 0
8 1/2" 5 1137 26,26 97,8 2,2 91,3 8,7
Tabla 47. Rendimiento del BHA pozos tipo J<35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
RENDIMIENTO DEL BHA
POZOS TIPO J >35
POZO SECCION BHA PIES
PERFORADOS
TIEMPO
(horas)
DISTANCIA TIEMPO
%
ROTADO
%
DESLIZADO
%
ROTADO
%
DESLIZADO
CYBC-
035
16"
1 372 9,5 100 0 100 0
2 228 6,5 100 0 100 0
12 1/4"
3 2592 15,3 69,9 30,1 58,8 41,2
4 2313 25,9 65,4 34,6 36,3 63,7
8 1/2"
5 1083 23,5
6 1093 19,4 97,5 2,5 94,8 5,2
7 325 10 100 0 100 0
8 1497 28,4 100 0 100 0
Tabla 48. Rendimiento del BHA pozos tipo J>35°
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
69
RENDIMIENTO DEL BHA
POZOS TIPO S
POZO SECCION BHA PIES
PERFORADOS
TIEMPO
(horas)
DISTANCIA TIEMPO
%
ROTADO
%
DESLIZADO
%
ROTADO
%
DESLIZADO
CYBC-
034
16" 1 338 7,5 100 0 100 0
2 162 5,5 100 0 100 0
12 1/4"
3 3530 34
4 1570 19
5 812 13,5
6 470 33,5
8 1/2" 7 281 10,5
CYBC-
060
16"
1 309 6,55 100 0 100 0
2 150 1,4 70 30 56 44
3 1335 6,04 85,2 14,8 69,03 30,97
12 1/4"
4 4514 36,58 93,9 6,1 81,5 18,5
5 547 25,53 100 0 100 0
6 374 7,02 95,2 4,8 79,1 20,9
8 1/2" 7 981 16,5 97,5 2,5 93,76 6,24
CYBK-
058
16"
1 197 6 100 0 100 0
2 150 4,5 100 0 100 0
3 1516 8,18 79,2 20,8 62,3 37,7
12 1/4" 4 2846 17,4 83,7 16,3 59,3 40,7
5 2120 38,45 100 0 100 0
8 1/2" 6 248 9,65 100 0 100 0
7 1185 20,02 100 0 100 0
Tabla 49. Rendimiento del BHA pozos tipo S
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
4.2.3 Generación de trayectorias preliminares
Se realizaron varias trayectorias preliminares que en total fueron dos trayectorias tipo
“J” y un tipo “S”.
El primer perfil fue un tipo J ya que tiene una sección vertical corta de +/- 1140ft se
tuvo que realizar un KOP a los 3760ft donde empieza a construir a una tasa de 1,5°/100ft
hasta alcanzar una inclinación de 18,75° a los 5010ft, mantiene la tangente hasta 7205ft
para atravesar sin generar problemas en la zona de los conglomerados y una vez alcanzada
la formación Napo tumbar a una tasa de 0,80°/100ft necesario por la tendencia formacional
70
de Napo y con esto atravesar el objetivo con una inclinación de 11,69° y llegar a TD a los
8088ft MD.
Figura 35. Perfil direccional Opción 1 tipo J
Elaborado por: Henry Benavides
El segundo perfil es un tipo J que cumple con las premisas establecidas por el área de
geología, tiene un KOP a 3500ft donde empieza a construir ángulo a una tasa de 1,5°/100ft
hasta alcanzar los 14° de inclinación a los 4433ft. Mantiene la inclinación hasta los 5490ft
y vuelve a construir ángulo hasta alcanzar 18,97° a los 5822ft y mantiene su inclinación
71
hasta alcanzar la formación Basal Tena donde empieza a tumbar a una tasa de 0,9-
0,81°/100ft hasta llegar a TD a los 8078ft.
Figura 36. Perfil direccional Opción 2 tipo J
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
El tercer perfil es un tipo S el cual tiene una vertical hasta los 900ft donde empieza a
construir ángulo a una tasa de 1,5°/100ft hasta alcanzar una inclinación de 19° a la
profundidad de 2166,7ft, se mantiene tangente hasta los 3666,7ft donde empieza a tumbar a
72
una razón de 0,8°/100ft hasta alcanzar la verticalidad a la profundidad de 5925ft y
mantenerla hasta TD a 8064,6ft MD.
Figura 37. Perfil direccional Opción 3 tipo S
Elaborado por: Henry Benavides
Este tipo de perfil tipo S se lo descarto ya que no cumplió con las premisas establecidas
por el área de geología.
En base a estos perfiles se realizaron los esquemas mecánicos para proseguir con el
análisis.
73
4.2.4 Opciones de diseño
Una vez se definió las coordenadas del objetivo y se realizaron las trayectorias
preliminares se elaboraron las siguientes opciones de diseño.
Figura 38. Opciones de diseño
Elaborado por: Henry Benavides
Opción 1
El casing conductor de 20” esta hincado, el casing superficial se colocó para cubrir las
lutitas de la formación Orteguaza y llega hasta los primeros 50ft dentro de Tiyuyacu, el
casing intermedio cubre hasta llegar a los primeros 50ft dentro de la formación Caliza M2 y
el liner se encuentra 200ft dentro del casing de 9 5/8” y llega a TD cubriendo todas las
formaciones productivas.
Figura 39. Estado mecánico Opción 1
Elaborado por: Henry Benavides
OPCIONES DE DISEÑO
OPCIÓN A
TIPO "J"
OPCIÓN 1 OPCIÓN 2
OPCIÓN B
TIPO "S"
OPCIÓN 3
Opciones de trayectoria
Estados mecánicos
74
Opción 2
El casing conductor se encentra hincado hasta los 46ft, el casing superficial llega a los
368ft con el fin de no perforar una sección tan larga manteniendo así el diseño dentro de las
normas de seguridad.
Figura 40. Estado mecánico Opción 2
Elaborado por: Henry Benavides
Opción 3
En esta opción se tomó en cuenta las mismas consideraciones de la opción 1 para cubrir
con el casing de 13 3/8” hasta 50ft dentro del Tiyuyacu y el casing de 9 5/8” hasta 50ft dentro
de la Caliza M2.
Figura 41. Estado mecánico Opción 3
Elaborado por: Henry Benavides
75
4.2.5 Análisis de perforación
Requerimiento del equipo de perforación
Características del taladro
CARACTERISTICAS DEL TALADRO
STATIC HOOK LOAD 1000000 Lbs
RACKING CAPACITY 12000 ft
DRILLING LINE 1-1/2 plg 7500 ft
CASING LOAD 1000000 lbs
HEIGHT 36,7 ft
ROTARY TABLE 36,7"-585 TON
TRAVELING BLOCK 500 TON
TOP DRIVE 500 TON
MUD PUMPS 1600 HP PRESSURE 5000 psi
DRILLING FLUIDS
ACTIVE 3400 bls
RESERVE 750 bls
SOLIDS CONTROL 10" 3 CONES 4" 20 CONES
BOP 13-5/8"-5000 psi
DRILL PIPE 12000 ft
HEAVY WEIGHT 5"-60 juntas
DRILL COLLAR 8"- 8 juntas
Tabla 50. Características del taladro
Elaborado por: Henry Benavides
Derrick static load
Peso CSG 9 5/8” = 356klb
Drill string= 295 klb
Margen de overpull= 100klb
𝐻𝐾𝐿𝐷 = 95
8 𝐶𝑆𝐺 𝑊 + 𝐷𝑟𝑖𝑙𝑙 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑅𝑎𝑐𝑘𝑒𝑑 + 𝑂𝑣𝑒𝑟 𝑃𝑢𝑙𝑙 [16]
𝐻𝐾𝐿𝐷 = 356 𝑘𝑙𝑏 + 295 𝑘𝑙𝑏 + 100 𝑘𝑙𝑏
𝐾𝐿𝐷 = 750𝑘𝑙𝑏
76
Bombas de lodo
GPM=1100gpm
SPP=2500psi
Eficiencia=0,95
𝐻𝑃𝑀𝑃 =𝐺𝑃𝑀𝑥𝑆𝑃𝑃
1714
𝐸𝑓𝑓
[17]
𝐻𝑃𝑀𝑃 =1100𝑥2500
17140,95
𝐻𝑃𝑀𝑃 =1688 HP
Potencia del Malacate
Tripping speed= 20ft/min
Back reaming= 10 ft/min
Running casing= 17ft/min
Potencia durante los viajes
𝐻𝑃𝑀 =𝐷𝑆 𝐻𝐾𝐿𝐷 𝑥 𝑇 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑
33000
𝑒𝑓𝑓
[18]
𝐻𝑃𝑀 =160 000 𝑥 20
330000,649
𝐻𝑃𝑀 = 149 𝐻𝑃
Potencia durante los viajes con back reamming
𝐻𝑃𝑀 =𝐷𝑆 𝐻𝐾𝐿𝐷 𝑥 𝑇 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑
33000
𝑒𝑓𝑓
[19]
𝐻𝑃𝑀 =160 000 𝑥 10
33 0000,649
𝐻𝑃𝑀 = 75 𝐻𝑃
Potencia durante la corrida del casing
77
𝐻𝑃𝑀 =𝐶𝑆𝐺 𝐻𝐾𝐿𝐷 𝑥 𝑇 𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑
33000
𝑒𝑓𝑓
[20]
𝐻𝑃𝑀 =356 000 𝑥 17
330000,649
𝐻𝑃𝑀 = 283 𝐻𝑃
Potencia del top drive
Torque=20 klb/ft
RPM= 60rpm
𝐻𝑃𝑇 =𝑇𝑄 𝑥 𝑅𝑃𝑀
5262
𝑒𝑓𝑓
[21]
𝐻𝑃𝑇 =20 000 𝑥 60
52620,96
𝐻𝑃𝑇 = 237 𝐻𝑃
Potencia total requerida
𝐻𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐻𝑃𝑀𝑃 + 𝐻𝑃𝑀 + 𝐻𝑃𝑇 [22]
𝐻𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1688 + 75 + 237
𝐻𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 2000 𝐻𝑃
Tolerancia a la surgencia
La tolerancia a la surgencia está definida como el máximo volumen de un influjo que
puede ser cerrado y circulado fuera del pozo con seguridad sin producir una rotura de
formación en la débil del pozo (IADC, 2017).
Durante la perforación de secciones críticas del pozo es muy importante calcular la
tolerancia a la surgencia de forma regular. Esto es porque la tolerancia a la surgencia cambia
como una función de la profundidad del pozo, de la geometría del BHA, peso del lodo,
presión de formación y tipo de influjo posible (IADC, 2017).
Para la realización de los cálculos de tolerancia a la surgencia es necesario tener datos de
un estudio de geomecánica, pero el campo no cuenta con un estudio de ese tipo actualizado
por lo que se recurrió a información histórica utilizada en todo el campo Cuyabeno.
78
La información utilizada fue la siguiente:
Presión de poro
PROFUNDIDAD (ft) PRESION DE PORO (psi) MW (ppg)
31,8 0 8,33
998,9 190,96 3,68
1967 438,36 4,29
2878 808,83 5,41
3787 1202 6,11
4699 1594 6,53
5620 1988,16 6,81
6538 2380,85 7,01
7522 2774,35 7,1
Tabla 51. Presión de poro campo Cuyabeno
Elaborado por: Henry Benavides
Con los cuales se realizó un grafica con el fin de obtener una línea de tendencia y de esta
una ecuación válida para calcular la presión de poro a la profundidad que se requiera.
Gráfica 2. Presión de poro VS profundidad
Elaborado por: Henry Benavides
Con esto realizo el cálculo de la tolerancia a la surgencia de cada sección.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Pro
fun
idad
(ft
)
Presión de poro (psi)
PRESIÓN DE PORO
79
Sección de 16” - Casing 13 3/8”
DATOS
POSIBLE MAXIMA PRESION DE
PORO 9,1 ppg
PESO DEL LODO A TD 8,6 ppg
ZAPATA CASING 368 ft
LOT CASING 14,7 ppg
HOLE DEPTH 8078 ft
BIT 16 "
BHA 400 ft
PROMEDIO OD BHA 7,8 "
DRILL PIPE OD 5-1/2 "
GRADIENTE DE INFLUJO GAS 0,11 psi/ft
Tabla 52. Datos calculo tolerancia al brote sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
1) Intensidad de la surgencia
𝐾𝐼 = 𝑃𝑃 − 𝑀𝑊𝐷 [23]
𝐾𝐼 = 9,1 − 8,6
𝐾𝐼 = 0,5 𝑝𝑝𝑔
2) Presión anular máxima en superficie
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (𝐿𝑂𝑇 − 𝑀𝑊𝐷) 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷 [24]
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (14,7 − 8,6) 𝑥 0,052 𝑥 368
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 117𝑝𝑠𝑖
3) Altura del influjo
𝐻𝑖𝑛 = [𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃−(𝐾𝐼 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷)
(𝑀𝑊𝐷 𝑥 0,052)−∆𝑝𝑔] [25]
𝐻𝑖𝑛 = [117 − (0,5 𝑥 0,052 𝑥 368)
(8,6 𝑥 0,052) − 0,11]
𝐻𝑖𝑛 = 319𝑓𝑡
4) Volumen del influjo al BHA
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 𝐼𝐷2−𝑂𝐷2
1029,4 [26]
80
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 162 − 7,82
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 0,19 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 162 − 5,52
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 0,21 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡
Como Hin<Hbha => Vbh se encuentra en el BHA
𝑉𝑏ℎ = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 𝑥 𝐻𝑖𝑛 [27]
𝑉𝑏ℎ = 0,19 𝑥 319
𝑉𝑏ℎ = 60,6 𝑏𝑏𝑙
5) Volumen del influjo a la zapata
Como Hin<Hdp => Vwp se calcula con Hin
𝑉𝑤𝑝 = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 𝑥 𝐻𝑖𝑛 [28]
𝑉𝑤𝑝 = 0,21 𝑥 319
𝑉𝑤𝑝 = 67 𝑏𝑏𝑙
El margen de la tolerancia a la surgencia es 60,6 bls
Sección de 12 1/4” - Casing 9 5/8”
DATOS
POSIBLE MAXIMA PRESION DE PORO 13,8 ppg
PESO DEL LODO A TD 9,8 ppg
ZAPATA CASING 7436 ft
LOT CASING 14,7 ppg
HOLE DEPTH 8078 ft
BIT 12,25 "
BHA 1274 ft
PROMEDIO OD BHA 7,2 "
DRILL PIPE OD 5-1/2 "
GRADIENTE DE INFLUJO GAS 0,11 psi/ft
Tabla 53. Datos cálculo de tolerancia al brote sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
81
1) Intensidad de la surgencia
𝐾𝐼 = 𝑃𝑃 − 𝑀𝑊𝐷
𝐾𝐼 = 13,8 − 9,8
𝐾𝐼 = 4 𝑝𝑝𝑔
2) Presión anular máxima en superficie
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (𝐿𝑂𝑇 − 𝑀𝑊𝐷) 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (14,7 − 9,8) 𝑥 0,052 𝑥 7436
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 1894,7𝑝𝑠𝑖
3) Altura del influjo
𝐻𝑖𝑛 = [𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 − (𝐾𝐼 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷)
(𝑀𝑊𝐷 𝑥 0,052) − ∆𝑝𝑔]
𝐻𝑖𝑛 = [1894,7 − (4 𝑥 0,052 𝑥 7436)
(9,8 𝑥 0,052) − 0.11]
𝐻𝑖𝑛 = 870,9𝑓𝑡
4) Volumen del influjo al BHA
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 12,252 − 7,22
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 0,095 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 12,252 − 5,52
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 0,116 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡
𝑉𝑏ℎ = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 𝑥 𝐻𝑖𝑛
82
𝑉𝑏ℎ = 0,095 𝑥 870,9
𝑉𝑏ℎ = 82,7 𝑏𝑏𝑙
5) Volumen del influjo a la zapata
Como Hin<Hdp => Vwp se calcula con Hin
𝑉𝑤𝑝 = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 𝑥 𝐻𝑖𝑛
𝑉𝑤𝑝 = 0,116 𝑥 870,9
𝑉𝑤𝑝 = 101,02 𝑏𝑏𝑙
El margen de la tolerancia a la surgencia es 82,7 bls
Sección de 8 1/2” - Liner 7”
DATOS
POSIBLE MAXIMA PRESION DE
PORO 13,7 ppg
PESO DEL LODO A TD 9,2 ppg
ZAPATA CASING 8078 ft
LOT CASING 14,7 ppg
HOLE DEPTH 8078 ft
BIT 8,5 "
BHA 1166 ft
PROMEDIO OD BHA 6,7 "
DRILL PIPE OD 5-1/2 "
GRADIENTE DE INFLUJO GAS 0,11 psi/ft
Tabla 54. Datos calculo tolerancia al brote sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
1) Intensidad de la surgencia
𝐾𝐼 = 𝑃𝑃 − 𝑀𝑊𝐷
𝐾𝐼 = 13,7 − 9,2
𝐾𝐼 = 4,5 𝑝𝑝𝑔
2) Presión anular máxima en superficie
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (𝐿𝑂𝑇 − 𝑀𝑊𝐷) 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = (14,7 − 9,2) 𝑥 0,052 𝑥 8078
83
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 2310,3𝑝𝑠𝑖
3) Altura del influjo
𝐻𝑖𝑛 = [𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 − (𝐾𝐼 𝑥 0,052 𝑥 𝑇𝑉𝐷)
(𝑀𝑊𝐷 𝑥 0,052) − ∆𝑝𝑔]
𝐻𝑖𝑛 = [2310,3 − (4,5 𝑥 0,052 𝑥 8078)
(9,2 𝑥 0,052) − 0,11]
𝐻𝑖𝑛 = 1140,2𝑓𝑡
4) Volumen del influjo al BHA
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 8,52 − 6,72
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 = 0,027 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 8,52 − 5,52
1029,4
𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 = 0,041 𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡
𝑉𝑏ℎ = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐵𝐻𝐴 𝑥 𝐻𝑖𝑛
𝑉𝑏ℎ = 0,027 𝑥 1140,2
𝑉𝑏ℎ = 30,8 𝑏𝑏𝑙
5) Volumen del influjo a la zapata
Como Hin<Hdp => Vwp se calcula con Hin
𝑉𝑤𝑝 = 𝐶𝑎𝑛𝑛 𝐻−𝐷𝑃 𝑥 𝐻𝑖𝑛
𝑉𝑤𝑝 = 0,041 𝑥 11402
𝑉𝑤𝑝 = 46,7 𝑏𝑏𝑙
El margen de la tolerancia a la surgencia es 30,8 bls.
84
4.2.6 Análisis de tiempo clase V
Para un análisis preliminar del tiempo de ejecución se tomaron en cuenta los siguientes
aspectos:
Pozos de características similares (estado mecánico).
Pozos recientes
Pozos que atraviesen formaciones similares
Pozos de características similares
Los pozos escogidos por sus características similares son los pozos tipo J con una
inclinación menor a los 35°.
Figura 42. Pozos con características similares análisis de tiempo
Elaborado por: Henry Benavides
Pozos recientes
Los pozos seleccionados por sus caracteristicas similares son los mas recientes ya que
pertenecen a la ultima campaña de perforacion realizada del 2014-2015.
Pozos que atraviesen formaciones similares
La muestra de los nueve pozos escogida previamente atraviesan las mismas
formaciones por lo tanto todos los pozos son aptos en este aspecto.
Para el análisis de tiempo clase V se utilizó la opción de diseño número 2 que es un
pozo tipo J y se realizó un tiempo promedio de los tiempos utilizados en las operaciones
que con lleva la perforación de un pozo.
CYBC-068
POZO TIPO J < 35°
13 3/8" - 1763 ft
9 5/8" - 7800 ft
7" - 8935 ft
CYBD-059
POZO TIPO J < 35°
13 3/8" - 1557 ft
9 5/8" - 7460 ft
7" - 8634 ft
CYBD-065
POZO TIPO J < 35°
13 3/8" - 1800 ft
9 5/8" - 7630 ft
7" - 8720 ft
CYBD-070
POZO TIPO J < 35°
13 3/8" - 1815 ft
9 5/8" - 7480 ft
7" - 8550 ft
CYBH-066
POZO TIPO J < 35°
13 3/8" - 371 ft
9 5/8" - 7532 ft
7" - 8670 ft
85
RESUMEN DE TIEMPO VS PROFUNDIDAD
POZO PROFUNDIDAD (ft) TIEMPO
(días)
TIEMPO
PROMEDIO
(días)
CYBC-068 8935 14,4
13,8
CYBD-059 8634 13,75
CYBD-065 8720 14,27
CYBD-070 8550 13,12
CYBH-066 8670 12,67
CYBK-058 8315 14,52
Tabla 55. Resumen de tiempo vs profundidad
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Como resultado se obtuvo un tiempo estimado de 13,8 días para la perforación del pozo
CYBC-2019.
El análisis contempló la identificación de tres tipos de trayectoria cada uno asociado con
su propuesta de estado mecánico.
De acuerdo con el estudio realizado se identificaron las mejores opciones del perfil
direccional de acuerdo con las condiciones operativas y a las condiciones establecidas por el
área de geología motivo por el cual se descartó el perfil tipo S, la siguiente fase de la
metodología se enfocó en identificar cuál de las dos opciones de diseño del perfil tipo J se
eligió para la ejecución del proyecto.
4.2.7 Matriz de riesgos para las opciones de diseño
Para el análisis de riesgo se analizaron los eventos observados en los pozos de
correlación los cuales podrían ocurrir durante la ejecución de nuestro pozo.
86
ANALISIS DE RIESGOS:EVENTOS EN POZOS DE CORRELACIÓN
POZO ETAPA ACTIVIDAD EVENTO PROFUNDIDAD (FT) CONSECUENCIA
CYBC-035 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 5505 SACA CON BOMBA
CYBC-035 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6608 SACA CON BOMBA + ROTARIA
CYBC-035 8 1/2 SACANDO TUBERIA OVERPULL 70KLBS 8430 REGRESO A FONDO + AUMENTA DENSIDAD
CYBC-060 12 1/4 PERFORACION COLGAMIENTO DE TUBERIA 6722 AUMENTA LUBRICIDAD a 1,5%
CYBC-068 12 1/4 SACANDO TUBERIA OVERPULL 50KLBS 2500 SACA CON BOMBA
CYBC-068 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 2400 SACA CON BOMBA
CYBC-068 12 1/4 PERFORACION COLGAMIENTO DE TUBERIA 7266 AUMENTA LUBRICIDAD A 1,5%
CYBD-059 16 PERFORACION VIBRACION DE LA SARTA POR BOULDERS 215-240 REGULA PARAMETROS
CYBD-059 16 PERFORACION VIBRACION POR ZONA DE CARBON 1140-1260 REGULA PARAMETROS
CYBD-059 12 1/4 SACANDO TUBERIA PESCA WEAR BUSHING 7462 TENSIONAMIENTO 30 KLBS
CYBD-059 16 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 860-1295 SACA CON BOMBA
CYBD-059 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6495-6929 SACA CON BOMBA
CYBD-059 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 7972-8534 SACA CON BOMBA
CYBD-065 16 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS OVERPULL 30KLBS 1253-1325 SACA RIMANDO
CYBD-065 8 1/2 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 7626-7716 SACA CON BOMBA
CYBD-070 12 1/4 PERFORACION ALTO TORQUE CON DETENIMIENTO DE ROTACION 6475 AÑADE 0,5% DE LUBRICANTE
CYBH-066 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6600-7538 SACA RIMANDO
CYBK-058 12 1/4 SACANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 6400-6800 SACA CON BOMBA
CYBK-058 8 1/2 BAJANDO TUBERIA PUNTOS APRETADOS 8164-8315 SACA RIMANDO
Tabla 56. Análisis de riesgo-eventos en pozos de correlación
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
87
Junto con los eventos encontrados en los pozos de correlación se utilizó la escala general
para la determinación de riesgos potenciales utilizada en gestión de riesgos.
ESCALA RELATIVA DE VALORES PARA LA DETERMINACION DE RIESGOS POTENCIALES
VALOR SEVERIDAD
1 IMPACTO LEVE EN TIEMPO Y COSTO
2 IMPACTO MODERADO EN TIEMPO Y COSTO
3 IMPACTO MEDIO EN TIEMPO Y COSTO
4 IMPACTO GRAVE EN TIEMPO Y COSTO
5 IMPACTO CATASTROFICO EN TIEMPO Y COSTO
Tabla 57. Determinación de riesgos potenciales (Escala de severidad)
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
ESCALA RELATIVA DE VALORES PARA LA DETERMINACION DE RIESGOS POTENCIALES
VALOR ESCALA DE PROBABILIDAD
1 OCURRE UNA VEZ EN 1 POZO DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA REMOTA
2 OCURRE MAS DE UNA VEZ EN 1 POZO DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA BAJA
3 OCURRE UNA VEZ EN VARIOS POZOS DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA MEDIA
OCURRE VARIAS VECES EN UN POZO DE CORRELACION
4 OCURRE MAS DE UNA VEZ EN VARIOS POZOS DE CORRELACION / POTENCIAL OCURRENCIA
ALTA
Tabla 58. Determinación de riesgos potenciales (Escala de probabilidad)
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Severidad: Efecto de la ocurrencia de un evento. Varía entre 1 y 5.
Probabilidad: Posibilidad de ocurrencia de un evento. Varía entre 1 y 4.
Con estas herramientas identificamos y analizamos las veces que se presentaron los
eventos en los pozos e identificamos la formación donde se presentó el evento.
Para el cálculo del nivel de riesgo usamos la siguiente ecuación basada en el sistema
binomial de valoración según el sistema nacional de gestión de riesgos.
𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑥 𝑆𝑒𝑣𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑 [29]
88
IDENTIFICACION DE RIESGOS POTENCIALES
FORMACION RIESGO IDENTIFICADO PROBABILIDAD SEVERIDAD NIVEL DE
RIESGO
TERCIARIO
INDIFERENCIADO
PUNTOS APRETADOS 3 2 6
TERCIARIO
INDIFERENCIADO
VIBRACION DE LA
SARTA
2 1 2
CONGLOMERADOS PUNTOS APRETADOS 4 2 8
CONGLOMERADOS COLGAMIENTO DE
TUBERIA
3 4 12
CONGLOMERADOS ALTO TORQUE 1 4 4
NAPO PESCA HERRAMIENTA 1 2 2
CALIZA M1 -M2 PUNTOS APRETADOS 1 2 2
HOLLIN PUNTOS APRETADOS 3 2 6
Tabla 59. Identificación de riesgos potenciales por formación
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Con esto se identificó que el riesgo más frecuente es el de tener puntos apretados y el
riesgo con más afectación seria el del colgamiento de la tubería ya que al atravesar la zona
de conglomerados la sarta tiende a presentar colgamiento que en algunos casos se soluciona
aumentando la lubricidad, pero en otros casos se presenta el desgaste de la broca o la camisa
del motor y es necesario el cambio de la herramienta lo cual conlleva pérdida de tiempo y
dinero.
4.3 Conceptualización
4.3.1 Selección de la mejor opción
Selección de trayectoria
Para la selección de la trayectoria se estableció los siguientes criterios:
En el diseño se estableció como relación de construcción (dogleg) <= 1,5°/100ft y medir
el grado de severidad entre cada una de ellas. Para tal fin se realizó el cálculo del promedio
dogleg y el cálculo del índice de dificultad direccional tal como se indica en la siguiente
tabla:
DIFICULTAD DIRECCIONAL
DOGLEG (°/100ft) INDICE DE TORTUOSIDAD
DDI < 6 PERFIL CORTO SIMPLE CON BAJA TORTUOSIDAD
6<DDI<6,4 POZOS CORTOS CON TRAYECTORIA TORTUOSA
6,4<DDI<6,8 POZOS LARGOS CON TRAYECTORIA TORTUOSA
6,8<DDI POZOS LARGOS CON ALTA DIFICULTAD
Tabla 60. Dificultad direccional
89
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Se construyo la trayectoria en la base a la coordenada de fondo de la formación Arenisca
U Superior, como punto de control considerando el desplazamiento horizontal desde
superficie.
Se estableció que se debía llegar al objetivo con la mayor inclinación posible.
Para la selección de la trayectoria se realizó la siguiente tabla para comparar las
trayectorias direccionalmente.
SELECCIÓN DE TRAYECTORIA
TRAYECTORIA TIPO J V1 TRAYECTORIA TIPO J V2 COMPARACIÓN
DOGLEG PROMEDIO = 1,5 Y 0,84 DIFICULTAD DIRECCIONAL = 4,811
DOGLEG PROMEDIO = 1,5 Y 0,81 DIFICULTAD DIRECCIONAL = 4,814
LA TRAYECTORIA TIPO J V2 TIENE UN DDI LIGERAMENTE MAYOR A
LA TRAYECTORIA TIPO J V1, LA TRAYECTORIA TIPO J V2 TIENE UN DOGLEG PROMEDIO MENOR A LA
TRAYECTORIA V1
LA TRAYECTORIA TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 1,7 A 1053,6FT Y UN CENTRO-CENTRO DE 18,1FT CON EL
POZO C-013, TIENE UNA SEPARACION DE ELIPSES DE 65FT A 300FT MD CON EL POZO C-034, TIENE UN
FACTOR DE SEPARACION DE 8,9 A 900FT MD Y UN CENTRO CENTRO DE 93,3FT CON EL POZO C-035,TIENE
UN FACTOR DE SEPARACION DE 12,6 A 2949FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 12,6FT CON EL POZO C-056 TIENE
UN FACTOR DE SEPARACION DE 6,7 A 563,8 FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 51,4 CON EL POZO C-060 Y UN FACTOR DE SEPARACION DE 2,9 A 800FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 21,3FT CON EL POZO C-068
LA TRAYECTORIA TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 1,58 A 1053,6FT MD Y UN CENTRO-CENTRO CON EL POZO C-013, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 9,86 A 8000 FT MD Y UNA SEPARACION DE ELIPSES DE 66,9FT CON EL
POZO C-034, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 8,82 A 900FT MD Y UN CENTRO-CENTRO DE 93,3FT CON EL POZO C-035, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 1,8 A 2949 FT MD CON UN CENTRO-CENTRO DE 12,6FT CON EL POZO
C-056, TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 6,73 A 900FT MD CON UN CENTRO CENTRO DE 51,4FT CON EL
POZO C-060 Y TIENE UN FACTOR DE SEPARACION DE 6,73 A 800 FT MD CON UN CENTRO-CENTRO DE 21,3FT CON EL
POZO C-068
LA TRAYECTORIA TIPO J V2 TIENE FACTORES DE SEPARACION
LIGERAMENTE SUPERIORES A LA TRAYECTORIA TIPO J V1
INICIA LA CONSTRUCCION A PARTIR DEL KOP A LOS 3760FT, Y ALCANZA UN ANGULO DE 18,75° EN LA
FORMACION ORTEGUAZA A LOS 5010FT CONTRUYENDO A UNA TAZA DE 1,5°/100FT, MANTIENE LA TANGENTE
HASTA LOS 7217FT EN LA FORMACION TENA TRATANDO DE MINIMIZAR RIESGOS EN LA ZONA CONGLOMERADOS Y TUMBAR ANGULO Y ALCANZAR EL OBJETIVO CON UNA
INCLINACION DE 14,15°.
INICIA LA CONTRUCCION DE ANGULO CON KOP A 3500FT HASTA ALCANZAR 14° A LOS Y MANTIENE TANGENTE
PARA ATRAVEZAR LA FORMACION ORTEGUAZA Y EMPIEZA A CONTRUIR NUEVAMENTE DENTRO DEL
CONGLOMERADO SUPERIOR HASTA ALCANZAR 18,98° A LOS 5822FT Y MANTIENE LA INCLINACION HASTA LLEGAR
A LA FORMACION NAPO DONDE TUMBA EL ANGULO Y ALCANZA EL OBJETIVO CON UN ANGULO DE 14°
LA TRAYECTORIAS TIENEN UNA TASA DE CONSTRUCCION
PROMEDIO DE 1,5°/100FT Y UNA TASA DE 0,81°/100FT PARA TUMBAR EL ANGULO EN LA
TRAYECTORIA TIPO J V2.
Tabla 61. Selección de trayectoria
Elaborado por: Henry Benavides
90
Para la selección del estado mecánico tuvimos tres opciones previamente señaladas de las
cuales se descartó anteriormente la del diseño tipo S y en base a las cuales se analizó para
seleccionar la más adecuada.
Figura 43. Opciones de estado mecánico pozos tipo J
Elaborado por: Henry Benavides
Opción 1
Conformada por 3 etapas: superficial de 13 3/8”, intermedio de 9 5/8” y liner de 7”. El
revestidor de 13 3/8” cubre las formaciones Terciario Ind., Chalcana, Orteguaza y parte de
Tiyuyacu, el revestidor de 9 5/8” cubre las formaciones Conglomerado, Tena, Basal Tena,
Napo, Caliza M1, Caliza M2 y el liner de 7” se cuelga en el revestidor de 9 5/8” y cubre las
formaciones Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza U media, Arenisca T y tope de
Hollin Superior.
La desventaja de esta opción es que al cubrir 5187ft con el revestidor de 13 3/8” el costo
es mayor.
Opción 2
91
Conformada por 3 etapas: superficial de 13 3/8”, intermedio de 9 5/8” y liner de 7”. El
revestidor de 13 3/8” cubre los 368ft primeros pies, el revestidor de 9 5/8” cubre las
formaciones Terciario Ind., Chalcana, Orteguaza, Tiyuyacu, Conglomerado, Tena, Basal
Tena, Napo, Caliza M1 y Caliza M2 y el liner de 7” se cuelga en el revestidor de 9 5/8” y
cubre las formaciones Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza U media, Arenisca T y
tope de Hollin Superior.
Esta opción tiene como ventajas la mejor limpieza del hoyo, mejor manejo direccional en
12 ¼” y 8 ½” y la posibilidad de completación simple o dual dependiendo de los resultados
de las pruebas de producción.
Para valorar cada una de las opciones y obtener la mejor se utilizó tres tablas de
valoración utilizadas por la empresa IHSA en un proyecto de investigación, la valoración se
realizó de acuerdo con las características que tienen cada una de las opciones de diseño.
Aspectos de geomecánica y perforación
MATRIZ DE SELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN
FACTORES DEFINICIÓN DE
FACTORES
ESCALAS DE VALORACIÓN PROPUESTAS
5 4 3 2 1 J1 J2
1 TECTÓNICA
ESFUERZO
VERTICAL ES
EL MÁXIMO
ESFUERZO
ESFUERZO
VERTICAL NO
ES EL MÁXIMO
ESFUERZO, SIN
EMBARGO, SE
CONOCE LA
DIRECCIÓN
DEL ESFUERZO
MÁXIMO
INCERTIDUMBRE
DEL ESTADO DE
ESFUERZOS
ACTUALES
ESFUERZO
VERTICAL NO
ES EL MÁXIMO
ESFUERZO Y
NO SE CONOCE
LA DIRECCIÓN
DEL ESFUERZO
MÁXIMO
2 2
2
FRACTURAS
NATURALES,
FALLAS, ZONA
DE BAJA
PRESIÓN
PERDIDA DE
FILTRADO
* PEGA
DIFERENCIAL
EN ZONAS DE
BAJA PRESIÓN
PERDIDA DE
CIRCULACIÓN
PERDIDA DE
CIRCULACIÓN
SEVERA
N/A N/A
3
NUMERO
FALLAS A
ATRAVESAR EN
LA
TRAYECTORIA
<=5 5-10 > 10 N/A N/A
4 PRESENCIA DE
SAL
SIN PRESENCIA
DEL DOMO
SALINO
DOMO SALINO
DOMO SALINO
N/A N/A > 186° F ó
>6000ft > 224°F ó >9000ft
5
GEOLOGIA/TIPO
DE ROCA DE
FORMACIÓN
FORMACIÓN
NO REACTIVA
ARCILLAS
REACTIVAS ó
2 Ó MÁS
ARCILLAS /
CARBON
REACTIVA 2 2
FORMACIÓN
DE CARBÓN ó
92
< 1000 ft
UNA FORM.
REACTIVA.
>1000ft
7
RIESGOS DE LA
PERFORACIÓN -
BROTE DE
FLUIDOS DE
FORMACIÓN
< 2% H2S, CO2,
>2% CO2
BROTE DE
AGUA
SUPERFICIAL
H2S > 2% GAS
SUPERFICIAL N/A N/A BROTE DE
AGUA SALADA
(NaCl)
8
VENTANA
OPERACIONAL:
> 1,5 ppg 0,99 A 1,5 ppg > 5 ppg < 0,99 ppg < 0,5 ppg 3 3
PESO DE LODO
VS GRADIENTE
DE FRACTURA
9
DIFERENCIAL
DE PRESIÓN:
PRESIÓN DE
PORO VS PESO
DEL LODO
<1000-2000 PSI 2000 - 3000 PSI 3000 - 4000 PSI 4000 - 5000 PSI > 5000 PSI 5 5
10
MÁXIMA
PRESIÓN
ANTICIPADA
<1000 - 2500P SI 2500 - 5000 PSI 5000 - 10000 PSI 10000 - 12500 PSI > 15000 PSI 5 5
11
CAMBIOS EN LA
CURVA DE
PRESIONES (N°
DE TR /
INCLUYE
CONDUCTOR)
<4 5 6 7 > 8 5 5
12
MÁXIMA
DENSIDAD DEL
FLUIDO DE
PERFORACIÓN /
REPARACIÓN
< 10 A 12,5 ppg 12,5 A 15 ppg 15 A 18 ppg 18 A 20 ppg > 20 ppg 5 5
13 TEMPERATURA < 212°F A 275°F 275°F A 356°F > 356°F 5 5
14 RIESGO DE
AVALANCHA
SECCION
TANGENCIAL <
30 GRADOS
SECCION
TANGENCIAL
30-40 GRADOS
SECCION
TANGENCIAL
65-85
SECCION
HORIZONTAL
SECCION
TANGENCIAL
40 - 65 GRADOS
5 5
15 COSTO < 4 MM$ 4 -4,5 MM$ 4,5-5 MM$ 5-6 MM$ > 6 MM$ 5 5
42 42
4,2 4,2
Tabla 62. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos geomecánicos y perforación
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
93
Aspectos de perforación direccional
MATRIZ DE SELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN
FACTORES DEFINICIÓN DE
FACTORES
ESCALAS DE VALORACIÓN PROPUESTAS
5 4 3 2 1 J1 J2
1
FASES DE
EJECUCIÓN - PROFUNDIDAD
DE TRABAJO
SIN LABOR DIRECCIONAL
LABOR DIRECCIONAL
/ KOP
SUPERFICIAL< 2000ft)
LABOR DIRECCIONAL
/ KOP HECHO
ENTRE 2000 ft- 4000ft
LABOR
DIRECCIONAL HECHO A
4000ft -8000ft
3 3
2
POZO CON FASES
COMPLEJAS
CONTROL
VERTICAL
CONSTRUIR Y
MANTENER ÁNGULO
(INCLUYE
NUDGE)
TIPO "S" O "S" MODIFICADO,
90° AL FINAL
TRES /
CUATRO
FASES DE CAMBIO
POZO
DISEÑADO CON MÁS DE
CUATRO FASE
DE CAMBIO
2 2
3 ANGULO DE
NAVEGACIÓN AGUJEROS
VERTICALES < 25 25 - 35° MAS DE 35° 35 - 90° 4 4
4
ANTICOLISIÓN /
POZOS CON
SALIDA DESDE UNA
ESTRUCTURA
1 - 3 POZOS 3- 5 POZOS 5 - 10 POZOS 10- 15 POZOS MÁS DE 15
POZOS 4 4
4 PROFUNDIDAD
MEDIDA < 2000ft -
4000ft 4000ft - 6000ft 6000ft - 9000ft 9000ft - 12000ft 12000ft - 15000ft 3 3
5
AGUJEROS CON
LONGITUD NO
ESTÁNDAR PARA LOS
DIÁMETROS.
LONGITUDES
DE AGUJEROS
ESTÁNDAR PARA LOS
DIAMETROS.
> 500m DE >=
32";
5 5
> 2500m DE >=
16"
> 1500m DE 6.5" Ó MENOS
> 1000m DE 4.5"
Ó MENOS.
6
TOLERANCIA
ENTRE
DIÁMETROS DE AGUJEROS Y
T.R.
POZO CUMPLE CON
TOLERANCIA
MINIMA
2" ó MENOS
EN T.R. DE 13-
3/8" - 1" ó MENOS EN
T.R. < 13-3/8"
2 OCURRENCIAS
DE POCA
TOLERANCIA
3 ó MÁS OCURRENCIAS
DE POCA
TOLERANCIA
3 3
7
COSTO DE
TUBERIA DE REVESTIMIENTO
MENOR MAYOR 1 5
25 29
4,2 4,8
Tabla 63. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación direccional
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
94
Aspectos de perforación
MATRIZ DE SELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN
FACTORES DEFINICIÓN
DE FACTORES
ESCALAS DE VALORACIÓN PROPUESTAS
5 4 3 2 1 J1 J2
EVENTOS DE
PERFORACIÓN
Riesgo de
gasificación y
perdidas parciales en cuerpos
permeables y
sobrepresionados.
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 4 4
Riesgo de
desestabilización del agujero
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 4 4
TRAYECTORIA
La trayectoria
propuesta navega paralelo a un
plano de falla.
Posible riesgo de desestabilización
del agujero.
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 5 5
NÚMERO DE
TR'S
Basado en el escenario
geológico
estructural y geopresiones en
la localización se
observa la necesidad de
utilizar una TR
adicional en el diseño.
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 5 5
Probabilidad de
utilizar TR de
contingencia
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 5 5
FALLAS
Cruce de falla a la altura del
Paleoceno.
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 5 5
Riesgo de formación
ausente como
consecuencia del cruce de falla
Bajo Medio-Bajo Moderado Medio-Alto Alto 5 5
33 33
4,7 4,7
Tabla 64. Matriz de selección de la mejor opción, aspectos de perforación
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Con este análisis se obtuvo los promedios de cada aspecto dando como resultado los
siguiente:
95
RESULTADOS MATRIZ DE SELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN
POZO OPCIÓN A. GEOMECÁNICA A. PERFORACIÓN DIRECCIONAL A. PERFORACIÓN TOTAL
CYBC-2019
OPCIÓN 1 TIPO J V1 4,2 4,2 4,7 4,4
OPCIÓN 2 TIPO J V2 4,2 4,8 4,7 4,6
Tabla 65. Resultado matriz de selección de la mejor opción
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
En base a los resultados obtenidos se escogió la opción 2 como la mejor para continuar
con la fase de conceptualización y avanzar a la fase de definición.
4.3.2 Realizar el análisis por especialidad para seleccionar la mejor opción
Una vez seleccionada la mejor opción de diseño se realiza el análisis por especialidad lo
que significa que se debe realizar el análisis de geomecánica, geología, producción,
perforación y completación, en este caso se realizara el análisis de perforación ya que el
estudio se limita a las operaciones de perforación únicamente.
4.3.2.1 Conceptualización de la opción seleccionada
La opción seleccionada fue un pozo tipo J con un dogleg promedio de 1,5°/100ft y
0.81°/100ft, una sección vertical de 1139ft y una profundidad de 8078,7ft MD.
96
Figura 44. Perfil direccional opción seleccionada
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Figura 45. Inclinación vs profundidad de la opción seleccionada
Elaborado por: Henry Benavides
97
4.3.2.2 Etapas del pozo
El pozo CYBC-2019 está planificado en tres etapas
Figura 46. Etapas del pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Hoyo superficial 16”, revestimiento 13 3/8”
Objetivo
Perforar los primeros 368ft MD/TVD y asentar el revestidor de 13 3/8”, aislar zonas de
posibles acuíferos y sostener el cabezal del pozo.
Consideraciones técnicas
Soporta y protege de la corrosión cualquier tramo de tubería siguiente.
Previene derrumbes de sedimentos no consolidados que se encuentran más cercanos
a la superficie.
Protege de la contaminación las arenas someras que contienen agua dulce.
Sirve de soporte primario para el BOP.
Hoyo intermedio 12 ¼”, revestidor 9 5/8”
Objetivo
98
Perforar hasta 7583ft MD/ 7436ft TVD y asentar revestidor de 9 5/8” en la formación
Caliza M2 con el fin de asegurar la integridad del hoyo para continuar con la perforación de
la sección de producción.
Aislar las formaciones Napo, Tena, Tiyuyacu y Orteguaza.
Consideraciones técnicas
Permite utilizar pesos de lodo más grandes sin afectar las formaciones someras y
además utilizar diferentes tipos de lodo necesarios para atravesar las formaciones.
Controlar las lutitas desmoronables de fácil desprendimiento.
Hoyo de producción 8 ½”, liner 7”
Objetivo
Perforar las formaciones Arenisca M2, Caliza A, Arenisca U, Caliza B, Arenisca T y
llegar a los 8078ft MD/7818ft TVD y bajar liner de 7”.
Aislamiento zonal a las formaciones productoras.
Consideraciones técnicas
Protege el ambiente en caso de una falla de tubería
Permite cambiar o reparar la tubería de producción.
Aísla la zona productora de las demás zonas.
4.3.2.3 Fluidos de perforación
Hoyo de 16”
De acuerdo con el análisis offset realizado y por ser esta una sección muy corta se tuvo
un rango de densidad de 8,4 a 8,6 ppg, una viscosidad de embudo de 26-30 seg., una
viscosidad plástica 2-4 cP, Yield point de 3-5lb/100 ft2 y un porcentaje de solidos menor al
10%.
Hoyo de 12 ¼”
Esta sección se dividió en dos etapas la una hasta 4450ft previo al ingreso a la
formación Orteguaza y la otra etapa hasta llegar al punto de casing de 9 5/8”
Para la primera etapa se tiene una densidad de 8,6 a 9,1 ppg, una viscosidad de
embudo de 26-32 seg., una viscosidad plástica de 3-10 cP, un Yield point de 4-
12lb/100ft2 y un porcentaje de solidos menor al 5%.
99
Para la segunda etapa se tiene una densidad de 9,3 a 9,8, una viscosidad de embudo
de 32-48 seg., una viscosidad de 10-15 cP, un Yield point de 12-20lb/100ft2 y un
porcentaje de solidos menor al 1%.
Hoyo de 8 ½”
Para esta sección se tiene una densidad de 9 a 9,2 ppg, una viscosidad de embudo de 45-
60 seg., una viscosidad plástica de 12-20 cP, un Yield point de 16-26lb/100ft2 y un
porcentaje de solidos menor al 1%.
A partir de lo establecido anteriormente se realizó una estimación de los volúmenes
utilizados en cada fase.
ESTIMACIÓN VOLUMEN DE LODO
VOLUMENES DE LODO (Bls), POZO CYBC-2019
Fases F_Base Agua CASING Profundidad (ft)
x fases
Longitud
(ft)
Volumen
Hoyo H
(Bls)
Volumen
Casing C
(Bls)
Volumen x
Fase (Bls)
HOYO
SUPERFICIAL Agua -gel 13-3/8" 368 368 91,5 55,1 102,13
HOYO 12-1/4" Polimérico 9-5/8" 7582,8 7214,8 1051,7 528,1 1173,75
HOYO 8-1/2" Polimérico 7" 8078,7 495,9 34,8 19,0 38,84
1178,1 1314,73
Tabla 66. Estimación de volumen de lodo
Elaborado por: Henry Benavides
4.3.2.4 Tuberías de revestimiento
Se realizo el análisis de las cargas a las que estará sometido la tubería de revestimiento
con el fin de establecer una configuración segura y estructuralmente correcta que además
permita reducir los costos.
Los factores de seguridad usados fueron los suministrados por la empresa y son los
siguientes:
FACTORES DE SEGURIDAD PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO
REVESTIMIENTO COLAPSO CEDENCIA INTERNA
TENSIÓN COMPRESIÓN VME
Conductor 1 1,1 1,6 1,3 1,25
Superficie 1 1,1 1,6 1,3 1,25
Producción 1,1 1,1 1,6 1,3 1,25
Tabla 67. Factores de seguridad para tubería de revestimiento
100
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Con estos factores de seguridad se realizó el análisis del casing en el programa Stress
Check de Landmark, obteniendo los siguientes resultados preliminares.
Figura 47. Estado mecánico opción seleccionada
Elaborado por: Henry Benavides
Tabla 68. Esquema de casing y tubing
Elaborado por: Henry Benavides
101
Figura 48. Resumen de tubería seleccionada para el análisis
Elaborado por: Henry Benavides
Se realizo el análisis simulando los siguientes escenarios
Casing 13 3/8” Full evacuation
Casing 9 5/8” Partial evacuation
Liner 7” Full evacuation
Con esto se pudo observar que la tubería seleccionada es adecuada y cumple con los
factores de seguridad, con esto se realizó el análisis a detalle en la etapa de definición.
4.3.2.5 Sartas de perforación
Para escoger la sarta de perforación adecuada para el proyecto se identificó la
configuración utilizada en los pozos offset tipo J con inclinación menor a 35°.
La información se la presenta en las siguientes tablas.
Para la sección de 16” tenemos la configuración del BHA convencional utilizado para
perforar los primeros 300ft a 400ft.
BHA 16" CYBD-070 BHA 16" CYBC-068
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg) ITEM DESCRIPTION
LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
1 TC BIT 16" 1,5 16 - 1 PDC BIT 16" 1,3 16 -
2 BIT SUB 2,98 9 2 3/4 2 BIT SUB 2,98 9 2 3/4
3 DC 87,19 8 2,93 3 DC 90,29 8 2,93
4 CROSS OVER 1,35 7 1/4 3 1/4 4 CROSS OVER 2,6 7 1/4 3 1/4
5 HWDP 256,98 5 3 5 HWDP 362,19 5 3
BHA 16" CYBH-066 BHA 16" CYBD-065
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg) ITEM DESCRIPTION
LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
1 PDC BIT 16" 1,31 16 - 1 TC BIT 16" 1,5 16 -
2 BIT SUB 2,25 9 2 3/4 2 BIT SUB 2,98 9 2 3/4
3 DC 90,31 8 2,93 3 DC 87,3 8 2 3/4
4 CROSS OVER 2,02 8 3 1/4 4 HWDP 184,26 5 4 8/29
5 HWDP 303,3 5 3
BHA 16" CYBD-059
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
102
1 TC BIT 16" 1,5 16 -
2 DC 87,3 8 2 3/4
3 HWDP 171,32 5 4 8/29
Tabla 69. Configuración del BHA sección 16” pozos seleccionados
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Para la sección de 12 ¼” tenemos la configuración de un BHA direccional con motor de
desplazamiento positivo.
BHA 12 1/4" CYBC-068 BHA 12 1/4" CYBD-059
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg) WEIGHT (ppf) ITEM DESCRIPTION
LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
WEIGHT
(ppf)
1 PDC BIT 12 1/4" 1 12 1/4 - 130 1 PDC BIT 12 1/4" 1,07 12 1/4 - 130
2
PDM 8,5" 5:6/6,0 SLEEVE STAB
12" 29,24 8 1/2 5 149 2 PDM 8" ME4553 BY PASS 28,8 8 3 136
3 FLOAT SUB 3,02 8 4 149 3 FLOAT SUB 3,41 8 3 3/4 150
4 SPRING SPIRAL STAB 11 3/4" 6,77 8 3/4 2 3/8 150 4 I. B. STAB 11 3/4" 4,76 8 2 15/16 150
5 PONY MONEL 9,68 8 1/4
3
1/16 146 5 MULE SHOE 4,29 8 3 1/16 150
6 MWD 32,44 8 3 1/8 135 6 EM PP MWD 28,93 7 7/8 3 1/2 150
7 MONEL 31,41 8 3 135 7 MONEL 30,53 8 1/16 3 1/4 150
8 X/O SUB 2,6
7
11/16 2 7/8 135 8 X/O SUB 1,66 7 1/4 3 1/4 100
9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49 9 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49
10 DRILLING JAR 30,15 6 1/2 2 1/2 91 10 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91
11 4 X 5" HWDP 121,65 5 3 49 11 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49
BHA 12 1/4" CYBD-065 BHA 12 1/4" CYBD-070
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg) WEIGHT (ppf) ITEM DESCRIPTION
LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
WEIGHT
(ppf)
1 PDC BIT 12 1/4" 1,07 12 1/4 - 130 1 PDC BIT 12 1/4" 1,07 12 1/4 - 130
2 PDM 8" ME4553 BY PASS 26,45 8 3 148 2 PDM 8" ME4553 BY PASS 28,94 8 3 135
3 FLOAT SUB 3,35 8 3 3/4 150 3 FLOAT SUB 3,36 8 3 3/4 150
4 I. B. STAB 11 3/4" 7,12 7 7/8 3 100 4 I. B. STAB 11 3/4" 8,82 8 1/10 2 7/8 150
5 PONY MONEL 14,63
7
21/32 2 7/8 151 5 MULE SHOE 4,27 8 3 1/16 150
6 MULE SHOE 4,27 8 3 1/8 152 6 EM PP MWD 29,31 8 1/8 3 1/4 150
7 EM PP MWD 29,36 8 1/4 3 1/2 153 7 MONEL 29,78 7 15/16 3 1/4 150
8 MONEL 29,28 8 1/16 3 1/4 154 8 X/O SUB 1,38 8 3 100
9 X/O SUB 1,35 8 2 5/8 155 9 21 X 5" HWDP 638,7 5 3 49
10 21 X 5" HWDP 636 5 3 49 10 DRILLING JAR 30,72 6 1/2 3 91
11 DRILLING JAR 30,79 6 1/2 3 91 11 3 X 5" HWDP 90,24 5 3 49
12 3 X 5" HWDP 92,28 5 3 49
BHA 12 1/4" CYBH-066
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
WEIGHT
(ppg)
1 PDC BIT 12 1/4" 1,3 12 1/4 - -
2 PDM 8" LE6740 26,5 8 - -
3 FLOAT SUB + VALVE 3,31 8 - -
103
4 I.B. STAB 11 3/4" 5,66 8 3 -
5 PONY MONEL 13,12 7 1/2 3 1/2 -
6 HEL -BAP 27,99 8 1/4 3 3/5 -
7 NMDC 26,34 7 4/5 3 1/2 -
8 UBHO 3,75 8 1/4 2 3/5 -
9 X-OVER 2,02 7 3/4 3 -
10 6 X 6,5" DC 178,07 6 1/2
2
67/77 -
11 23 X 5" HWDP 694,33 5 3 -
12 JAR 31,02 6 1/2 2 3/4 -
13 6 X 5" HWDP 180,2 5 3 -
Tabla 70. Configuración del BHA sección 12 ¼” pozos seleccionados
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
En la sección de 8 1/2” tenemos la configuración de un BHA direccional con motor de
desplazamiento positivo.
BHA 8 1/2" CYBC-068 BHA 8 1/2" CYBD-059
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft) OD
(plg) ID
(plg) WEIGHT (ppf) ITEM DESCRIPTION
LENGTH (ft)
OD (plg)
ID (plg)
WEIGHT (ppf)
1 PDC BIT 8 1/2" 0,91 8 1/2 - 80 1 PDC BIT 8 1/2" 1,02 8 1/2 - 80
2 PDM 6 3/4" 9:10/5,0 SLEEVE STAB 8 3/8"
24,74 6 3/4 - 100 2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,06
6 11/16 - 81
3 FLOAT SUB 2,28 6 3/4 3 100 3 FLOAT SUB + VALVE 3,35 6
11/16 2 7/8 81
4 PONY MONEL 10,09 6 3/4 3 1/16 97 4 I. B. STAB 8" 9,68 6 1/2 2 1/4 100
5 STRING SPIRAL STAB 8" 6,84 6 3/4 2 7/8 100 5 SHORT NMDC 14,6 6 3/4 3 3/4 97
6 PONY MONEL 10,09 6 3/4 3 1/16 97 6 MULE SHOE 3,63 6 3/4 3 1/16 97
7 MWD 30,27 6 3/4 3 1/4 97 7 NMDC EM PP MWD 28,03 6 3/8 3 1/4 97
8 MONEL 31,92 6 3/4 3 97 8 NMDC 30,55 6 9/16 2
13/16 97
9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49 9 1 X 6 1/2" DC 28,39 6 1/2 2 100
10 DRILLING JAR 30,45 6 9/16 2 1/2 91 10 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49
11 2 X 5" HWDP 61,26 5 3 49 11 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91
BHA 8 1/2" CYBD-065 12 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft) OD
(plg) ID
(plg) WEIGHT (ppf) BHA 8 1/2" CYBD-070
1 PDC BIT 8 1/2" 0,88 8 1/2 - 80 ITEM DESCRIPTION
LENGTH (ft)
OD (plg)
ID (plg)
WEIGHT (ppf)
2 PDM 6 3/4" LE6750 25,44 6,78 - 81 1 PDC BIT 8 1/2" 0,86 8 1/2 - 80
3 FLOAT SUB + VALVE 3,34 6,76 2 3/8 81 2 PDM 6 3/4" LE6750 25,06 6,72 - 81
4 I. B. STAB 7 3/4" 5,58 6,71 2 1/2 100 3 FLOAT SUB + VALVE 3,28 6,76 2 7/8 81
5 PONY MONEL 14,75 6,75 2 7/8 97 4 I. B. STAB 8" 9,71 6,87 2
28/39 100
6 MULE SHOE 3,63 6,75 3 1/8 97 5 MULE SHOE 3,63 6,75 3 8/65 97
7 NMDC EM PP MWD 29,94 6,75 3,25 97 6 NMDC EM PP MWD 30,34 6,71 3 1/4 97
8 NMDC 30,54 6,62 2 4/5 97 7 NMDC 29,12 6,71 2 5/6 97
9 1 X 6 1/2" DC 29,83 6,50 2 1/4 100 8 1 X 6 1/2" DC 29,11 6,50 3 100
10 24 X 5" HWDP 729,28 5,00 3 49 9 24 X 5" HWDP 729,89 5,00 3 49
104
11 DRILLING JAR 30,79 6,50 3 91 10 DRILLING JAR 30,72 6,50 3 91
12 3 X 5" HWDP 91,28 5,00 3 49 11 3 X 5" HWDP 90,24 5,00 3 49
BHA 8 1/2" CYBH-066
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft) OD
(plg) ID
(plg) WEIGHT (ppf)
1 PDC BIT 8 1/2" 0,92 8 1/2 - -
2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,87 6 3/4 - -
3 FLOAT SUB + VALVE 3,34 6 3/4 - -
4 I.B. STAB 9,57 6,81 2,18 -
5 MULE SHOE 3,62 6 3/4 3,12 -
6 HYPER PULSE 28,88 6,56 2 3/4 -
7 PIN-PIN 0,84 6 3/4 3,06 -
8 NMDC 32,8 6 3/4 3,93 -
9 6 X 6 1/2" DC 178,07 6 1/2 2,87 -
10 19 X 5" HWDP 573,48 5 3 -
11 JAR 31,23 6 1/2 2 3/4 -
12 5 X 5" HWDP 150,71 5 3 -
Tabla 71. Configuración del BHA sección 8 ½” pozos seleccionados
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
Con esta información se pudo determinar que la configuración del BHA mantiene una
tendencia en el campo, por lo cual la configuración del BHA no tiene mayor diferencia entre
los pozos utilizados en el estudio.
Las configuraciones de los BHA utilizados son los siguientes:
Sección 16”
BHA SECCIÓN 16" - POZO CYBC-2019
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
1 RC BIT 16" 1,31 16 -
2 BIT SUB 2,25 9 2 3/4
3 DC 90,31 8 2,93
4 CROSS OVER 2,02 8 3 1/4
5 HWDP 303,3 5 3
Tabla 72. BHA seleccionado para sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
105
Sección 12 ¼”
BHA SECCIÓN 12 1/4" - POZO CYBC-2019
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg) WEIGHT (ppf)
1 PDC BIT 12 1/4" 1 12 1/4 - 130
2 PDM 8,5" 5:6/6,0 SLEEVE
STAB 12"
29,24 8 1/2 5 149
3 FLOAT SUB 3,02 8 4 149
4 SPRING SPIRAL STAB 11 3/4" 6,77 8 3/4 2 3/8 150
5 PONY MONEL 9,68 8 1/4 3 1/16 146
6 MWD 32,44 8 3 1/8 135
7 MONEL 31,41 8 3 135
8 X/O SUB 2,6 7 11/16 2 7/8 135
9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49
10 DRILLING JAR 30,15 6 1/2 2 1/2 91
11 4 X 5" HWDP 121,65 5 3 49
Tabla 73. BHA seleccionado para sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
Sección de 8 ½”
BHA SECCIÓN 8 1/2" - POZO CYBC-2019
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg) WEIGHT (ppf)
1 PDC BIT 8 1/2" 1,02 8 1/2 - 80
2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,06 6 11/16 - 81
3 FLOAT SUB + VALVE 3,35 6 11/16 2 7/8 81
4 I. B. STAB 8" 9,68 6 1/2 2 1/4 100
5 SHORT NMDC 14,6 6 3/4 3 3/4 97
6 MULE SHOE 3,63 6 3/4 3 1/16 97
7 NMDC EM PP MWD 28,03 6 3/8 3 1/4 97
8 NMDC 30,55 6 9/16 2 13/16 97
9 1 X 6 1/2" DC 28,39 6 1/2 2 100
10 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49
11 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91
12 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49
Tabla 74. BHA seleccionado para sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
106
4.3.2.6 Cementación
Para la cementación del pozo se planteó los siguientes parámetros:
PLAN DE CEMENTACIÓN POZO CYBC-2019
SECCIÓN LECHADA DIAMETRO INTERVALO A
CEMENTAR (ft) CLASE PESO LECHADA (ppg)
HOYO (plg) T. REV (plg)
1 1 16 13 3/8 322 A 15,6
2 1 12 1/4 9 5/8 2787 A 13,5
2 12 1/4 9 5/8 800 G 16
3 1 8 1/2 7 187 G 15,8
2 8 1/2 7 355 G 17
Tabla 75. Plan de cementación pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
4.3.2.7 Análisis de tiempo clase IV-III
Para el análisis de tiempo clase IV-III se realizó la clasificación de tiempos en tiempo no
productivo, tiempo limpio y tiempo total.
Gráfica 3. Clasificación de tiempos pozos seleccionados
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
CYBC-068
CYBD-059
CYBD-065
CYBD-070
CYBH-066
CYBK-058
CYBC-060
CYBC-034
CYBC-035
TIEMPO NO PRODUCTIVO 0.19 0.15 0.04 0.21 0 0.13 1.58 1.08 0.1
TIEMPO LIMPIO 14.21 13.60 14.23 12.91 12.67 14.39 11.72 18.82 19.42
TIEMPO TOTAL 14.4 13.75 14.27 13.12 12.67 14.52 13.3 19.9 19.52
0.1
9
0.1
5
0.0
4
0.2
1
0 0.1
3 1.5
8
1.0
8
0.1
14
.21
13
.60
14
.23
12
.91
12
.67 14
.39
11
.72
18
.82
19
.42
14
.4
13
.75
14
.27
13
.12
12
.67 14
.52
13
.3
19
.9
19
.52
0
5
10
15
20
TIEM
PO
(d
ías)
CLASIFICACIÓN DE TIEMPOS
107
Una vez hecha la clasificación de los tiempos se identificó el motivo que produjo el tiempo
no productivo para tomar en cuenta los posibles riesgos que se pueden presentar en el diseño
de este pozo, los problemas encontrados fueron los siguientes:
POZO SECCIÓN
TIEMPO NO
PRODUCTIVO
(horas)
PROBLEMA
CYBC-068
16" 2 REPARACION BOMBA #3 + RETRASO CSG
TEAM
12 1/4" 2,5 DEMORA EN ARMADO Y PRUEBA DE BOP
8 1/2" 0 -
CYBD-059
16" 1 TORQUEADA DEL EQUIPO DE FLOTACION
12 1/4" 1 REPARACION DEL STAND PIPE
8 1/2" 1,5 PROBLEMA EN TOMA DE CHECK SHOT
SURVEY
CYBD-065
16" 1 CAMBIA LINEAS DE LAS BOMBAS Y
VALVULA DE 2" DE LA LINEA DE DESCARGA
12 1/4" 0 -
8 1/2" 0 -
CYBD-070
16" 2,5 RETRASO EN CABINA DIRECCIONAL + DAÑO
DEL JET CELLAR
12 1/4" 2,5 PROBLEMA EN BOMBAS DEL TALADRO +
CAMBIO DEL EMPAQUE DEL STAND PIPE
8 1/2" 0 -
CYBH-066
16" 0 -
12 1/4" 0 -
8 1/2" 0 -
CYBK-058
16" 1 PRUEBA DE MWD SIN ÉXITO
12 1/4" 2 CAMBIA MANGUERA DE AIRE DEL SISTEMA
HIDRAULICO
8 1/2" 0 -
CYBC-060
16" 37
RETRASO EN EL ARMADO DE PARADAS +
FALLA DE BOMBA DEL TALADRO +DAÑO
DEL JET CELLAR
12 1/4" 1 REPARACION STAND PIPE
8 1/2" 0 -
CYBC-034
16" 0 -
12 1/4" 3,5
ESPERA PARA CALIBRACION DE MWD DE
BACK UP + PEDAZOS DE CAUCHO EN LAS
TURBINAS
8 1/2" 22,5
INTENTO DE ASENTAR LINER SIN ÉXITO +
BOLAS DE BRONCE OBSTRUIDAS POR
RESIDUOS DE CEMENTO + WIPER PLUG EN
MAL ESTADO
CYBC-035
16" 0 -
12 1/4" 1,5 CAMBIO DE WASH PIPE
8 1/2" 1 CAMBIO DE POSICION DE LA GRAPA DEL
CABLE DE PERFORACION
Tabla 76. Detalle de tiempos no productivos
Fuente: (Petroamazonas, 2018b)
Elaborado por: Henry Benavides
108
Como podemos observar en la Tabla 76 los tiempos no productivos fueron
principalmente provocados por falta de coordinación con la logística en campo y por daño y
reparación de herramientas, sin embargo, no debemos descartar posibles problemas con las
formaciones a perforar y se deben tomar las precauciones necesarias.
Una vez analizado el origen de los tiempos no productivos se realizó una estimación de
tiempo en la cual se tomó en cuenta los tiempos del pozo CYBH-066 para las secciones
superficial e intermedia porque es el pozo con características similares y para la sección de
producción se obtuvo un promedio del tiempo de los pozos CYBC-068 y CYBK-058 ya que
son los pozos más cercanos.
ANALISIS DE TIEMPO CLASE IV
ETAPAS TR PROF. INTERVALO (ft) DIAS
CONDUCTOR 20" 46 46 HINCADO
16 13 3/8 368 322 0,4
16 13 3/8 368 1
12 1/4 9 5/8 7835 7467 5,68
12 1/4 9 5/8 7835 2,3
8 1/2 7 8078 243 1,14
8 1/2 7 8078 2,2
TOTAL 8078 12,72
IDP (ft/d) 635,06
Tabla 77. Análisis de tiempo clase IV
Elaborado por: Henry Benavides
Gráfica 4. Profundidad vs. Tiempo, análisis clase IV
Elaborado por: Henry Benavides
12.72
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 2 4 6 8 10 12 14
PR
OFU
ND
IDA
D (
FT)
TIEMPO (DIAS)
109
4.4 Definición
4.4.1 Ingeniería de detalle de la opción seleccionada
Elegida la mejor opción para perforación del pozo CYBC-2019, en esta etapa se realizó
la ingeniería de detalle del pozo en el que se describió las actividades previas a la ejecución.
4.4.1.1 Diseño de pozos
INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO - FASE DE DEFINICIÓN
NOMBRE DEL POZO CUYABENO-2019
COORDENADAS EN SUPERFICIE X: 10004906.13 Y: 357004.675
COORDENADAS DEL OBJETIVO X: 10005276.4 Y: 356788.27
TIPO DE POZO POZO DIRECCIONAL TIPO "J"
PAIS ECUADOR
PROVINCIA SUCUMBIOS
CANTON PUTUMAYO
CAMPO CUYABENO
YACIMIENTO US/UI
ELEVACION DEL TERRENO 751.1 ft
ALTURA MESA ROTARIA 36,5 ft
Tabla 78. Información general del pozo – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
PROFUNDIDADES ESTIMADAS DEL OBJETIVO DEL POZO CYBC-2019
OBJETIVO
PROF.
VERTICAL
(ft)
PROFUNDIDAD
MEDIDA (ft)
DESPLAZAMIENTO
(ft)
AZIMUTH
(°)
COORDENADAS
(m)
X Y
UUS 7603,5 7755,5 1066,9 332,22 10005194 356853
PT 8077,8 7917,8 1138,6 332,22
Tabla 79. Profundidades estimadas del objetivo del pozo CYBC-2019
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
4.4.1.2 Plan y perfil direccional
El pozo es un pozo direccional tipo J modificado, con fin de alcanzar el objetivo
propuesto por el área de geología, se requiere mantener la vertical hasta los 3500ft donde
empieza la construcción de Angulo a una tasa de 1,5°/100ft hasta alcanzar una inclinación
de 14° con una dirección de 332,2° a los 4433ft, mantiene la inclinación por alrededor de
110
1000ft donde sigue con la construcción del Angulo hasta alcanzar los 18,977° con dirección
332,2° a los 5822ft, mantiene el ángulo para atravesar la formación del Conglomerado
inferior hasta llegar a Basal Tena donde a los 7200ft comienza a tumbar ángulo a una tasa de
0.9°/100ft, alcanzando el objetivo con 13,8° y llegando a TD con una inclinación de 11,54°.
INFORMACIÓN DIRECCIONAL DEL POZO
PROFUNDIDAD VERTICAL 7917,7 ft
PROFUNDIDAD MEDIDA 8077,8 ft
KOP 1 3500 ft
AZIMUTH 332,2 °
ANGULO MAXIMO 14°
DOGLEG 1,5°/100 ft
KOP 2 5491 ft
AZIMUTH 332,2°
DOGLEG 1,5°/100 ft
ANGULO MAXIMO 18,97°
DOP 1 7198 ft
AZIMUTH 332,2°
DOGLEG 0,9°/100 ft
ANGULO MAXIMO 11,35°
OBJETIVO 7770,4 MD / 7617,6 TVD
DESPLAZAMIENTO 1072 ft
PROFUNDIDAD TOTAL 8077,8ft MD / 7917,7ft TVD
DESPLAZAMIENTO EN LA PROFUNDIDAD
TOTAL
1139 ft
Tabla 80. Información direccional del pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
111
Figura 49. Perfil direccional pozo CYBC-2019 – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
112
Figura 50. Section View pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Figura 51. Inclinación vs. Profundidad pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
113
Figura 52. Vista 3D pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
4.4.1.3 Anticolisión
Se realizo el análisis de anticolisión con el fin de revisar la separación entre el pozo
planificado y los pozos ya perforados dentro del Pad, para este análisis se tomó y se cargó
los survey de los pozos CYBC-013, CYBC-034, CYBC-035, CYBC-056 preliminar,
CYBC-060 Y CYBC-068, además se utilizó el software COMPASS de la empresa
Halliburton.
114
Figura 53. Resumen reporte anticolisión pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Como se puede observar en el resumen del análisis de anticolisión el pozo planificado no
presento ningún problema con la cercanía con otros pozos a lo largo de toda la trayectoria.
Figura 54. Ladder plot pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
En el Ladder Plot podemos observar la separación centro-centro de las elipses de
incertidumbre del pozo planificado con los demás pozos.
Los pozos al pertenecer a el mismo Pad podemos ver que la separación en los primeros
700ft es poca sin llegar a ser de consideración y a medida que se profundiza la separación es
mayor y nos deja una trayectoria sin peligro de colisión con pozos cercanos.
115
Figura 55. Separation Factor plot pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
En la gráfica del Factor de Separación podemos observar que todos los pozos cercanos
tienen un factor de separación mayor a 3 y ninguno sobrepasa los niveles de alerta
establecidos en el software, lo que significa que la trayectoria no presenta problemas con su
diseño.
116
Figura 56. Traveling cylinder pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
La gráfica del Travelling Cylinder nos ofrece una vista más interactiva de nuestro pozo a
lo largo de su trayectoria, en esta grafica podemos observar que el diseño no presenta ningún
problema de colisión.
4.4.1.4 Configuración del BHA
La configuración del BHA establecido en la etapa de Conceptualización lo cual se obtuvo
del análisis de pozos offset y fueron los siguientes.
Sección 16”
BHA SECCIÓN 16" - POZO CYBC-2019
ITEM DESCRIPTION LENGTH (ft) OD
(plg)
ID
(plg)
1 PDC BIT 16" 1,31 16 -
2 BIT SUB 2,25 9 2 3/4
117
3 DC 90,31 8 2,93
4 CROSS OVER 2,02 8 3 1/4
5 HWDP 303,3 5 3
Tabla 81. Configuración BHA sección 16” – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
Sección 12 ¼”
BHA SECCIÓN 12 1/4" - POZO CYBC-2019
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft) OD
(plg) ID
(plg) WEIGHT (ppf)
1 PDC BIT 12 1/4" 1 12 1/4 - 130
2 PDM 8,5" 5:6/6,0 SLEEVE STAB 12" 29,24 8 1/2 5 149
3 FLOAT SUB 3,02 8 4 149
4 SPRING SPIRAL STAB 11 3/4" 6,77 8 3/4 2 3/8 150
5 PONY MONEL 9,68 8 1/4 3 1/16 146
6 MWD 32,44 8 3 1/8 135
7 MONEL 31,41 8 3 135
8 X/O SUB 2,6 7
11/16 2 7/8 135
9 20 X 5" HWDP 603,7 5 3 49
10 DRILLING JAR 30,15 6 1/2 2 1/2 91
11 4 X 5" HWDP 121,65 5 3 49
Tabla 82. Configuración BHA sección 12 ¼” – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
Sección 8 ½”
BHA SECCIÓN 8 1/2" - POZO CYBC-2019
ITEM DESCRIPTION LENGTH
(ft)
OD
(plg)
ID
(plg)
WEIGHT
(ppf)
1 PDC BIT 8 1/2" 1,02 8 1/2 - 80
2 PDM 6 3/4" QLE6750 25,06 6
11/16 - 81
3 FLOAT SUB + VALVE 3,35 6
11/16 2 7/8 81
4 I. B. STAB 8" 9,68 6 1/2 2 1/4 100
5 SHORT NMDC 14,6 6 3/4 3 3/4 97
6 MULE SHOE 3,63 6 3/4 3 1/16 97
7 NMDC EM PP MWD 28,03 6 3/8 3 1/4 97
8 NMDC 30,55 6 9/16 2 13/16 97
9 1 X 6 1/2" DC 28,39 6 1/2 2 100
10 21 X 5" HWDP 641,71 5 3 49
11 DRILLING JAR 28,73 6 1/2 3 91
118
12 3 X 5" HWDP 91,57 5 3 49
Tabla 83. Configuración BHA sección 8 ½” – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
4.4.1.5 Torque y arrastre
El análisis de torque y arrastre predice y analiza el torque y las fuerzas axiales generadas
por la sarta, casing o tubing durante la perforación, RIH, POOH, sliding, etc. Para esto se
utilizó la configuración del BHA obtenida previamente.
Sección 16”
Figura 57. Ilustración BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
119
Gráfica 5. Tensión efectiva BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
En la gráfica de tensión efectiva tenemos que la tensión en las diferentes operaciones se
encuentra dentro del límite de tensión y no presenta problemas de Buckling ya que la línea
de tensión de las operaciones seleccionadas no cruza la línea de Buckling.
Gráfica 6. Torque BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
En la Gráfica 6 de torque podemos identificar cuando las juntas de la sarta de
perforación van a ser propensas a experimentar un sobre torque o una ruptura en el caso de
que las curvas de las diferentes operaciones crucen la curva del torque límite.
120
En este caso tenemos que en el presente diseño no se presenta ningún inconveniente con
el toque de la sarta.
Gráfica 7. Fuerzas laterales BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
En la gráfica de fuerzas laterales podemos observar la distribución de las fuerzas de
contacto entre el ensamblaje y el hoyo bajo las diferentes operaciones y tenemos un
resultado de cero fuerzas laterales por lo corta que es esta sección.
Gráfica 8. Fatiga BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
121
En la Gráfica 8 podemos observar la proporción de fatiga a cuál está sometida la sarta en
los diferentes modos de operación, tenemos como limite 1 y sobre este valor estaremos en
presencia de fatiga. En el caso de nuestro diseño tenemos un valor de 0.
Gráfica 9. Carga del gancho BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
En la Gráfica 9 representa la carga a la que estará sometido el gancho cuando se perfora
rotando o deslizando, en este caso tenemos las cargas adecuadas para el diseño.
Gráfica 10. Mínimo WOB BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
122
En esta grafica tenemos el mínimo peso sobre la broca para que se genere un Buckling
sinusoidal o helicoidal durante las operaciones de rotación o deslizamiento.
Gráfica 11. Esfuerzos BHA sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
En la Gráfica 11 podemos observar el esfuerzo generado en la sarta durante el viaje a
superficie y el límite del esfuerzo el cual no se supera este diseño.
Sección 12 ¼”
Figura 58. Ilustración BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
123
Gráfica 12. Tensión efectiva BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
En la Gráfica 12 podemos observar que no se presentan problemas de Buckling en la
sarta seleccionada.
Gráfica 13. Torque BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
En la gráfica no presenta ningún problema con el torque de la sarta.
124
Gráfica 14. Fuerzas laterales BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
Podemos observar que se generan mayores fuerzas laterales en las secciones donde se
construye o tumba ángulo durante la trayectoria sin generar problemas del diseño.
Gráfica 15. Fatiga BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
En la gráfica de fatiga se observa que se produce una mayor fatiga en la construcción de
ángulo aun sin llegar a un valor de 1 con lo cual el diseño es correcto.
125
Gráfica 16. Carga del gancho BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
Observamos que en la carga del gancho no se produce ningún tipo de problema.
Gráfica 17. Mínimo WOB BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
Tenemos el mínimo WOB para que se genere Buckling sinusoidal o helicoidal.
126
Gráfica 18. Esfuerzos BHA sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
Vemos que los esfuerzos generados no sobrepasan el límite lo que indica que no se
tendrá problemas con la sarta del diseño.
127
Sección 8 ½”
Figura 59. Ilustración BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
Gráfica 19. Tensión efectiva BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
128
La gráfica de la tensión efectiva nos indica que la tensión de la sarta se encuentra dentro
del límite y no produce Buckling.
Gráfica 20. Torque BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
La sarta no presenta problemas con el torque generado en las diferentes operaciones
analizadas.
Gráfica 21. Fuerzas laterales BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
129
Podemos ver que en esta sección se generan fuerzas laterales sin llegar a generar
problemas.
Gráfica 22. Fatiga BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
La fatiga se observa que en esta sección no es significante y se mantiene muy debajo del
valor de 1.
Gráfica 23. Carga del gancho BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
La carga del gancho se puede observar que no genera ningún problema en esta sección.
130
Gráfica 24. Mínimo WOB BHA sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
Se observa el mínimo WOB con el que se puede trabajar para que no se produzca ningún
tipo de Buckling.
Con este análisis se puede concluir que la sarta de perforación de cada una de las
secciones no presenta ningún inconveniente con el diseño realizado.
4.4.1.6 Análisis de revestimiento
El análisis se lo realizo en el software Stress Check de la compañía Halliburton, con los
siguientes parámetros:
Tabla 84. Esquema casing y tubing – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
Junto los límites de seguridad establecidos en la etapa anterior de Visualización,
obtuvimos las gráficas de cada revestimiento con cada tipo de esfuerzo al que va a estar
sometido.
131
Casing 13 3/8”
Gráfica 25. Análisis stress check casing 13 3/8”
Elaborado por: Henry Benavides
En las gráficas se puede observar como en los esfuerzos de estallido, colapso, axial y
triaxial los límites del material de la tubería de revestimiento no sobrepasan los esfuerzos a
los que está sometida en este diseño.
Figura 60. Diagrama equivalente de Von Mises casing 13 3/8”
Elaborado por: Henry Benavides
132
En la Figura 48 vemos el diagrama del esfuerzo equivalente de Von Mises el cual se usa
como indicador de un buen diseño para cierto tipo de materiales, en este caso podemos ver
que el diseño es adecuado para soportar los esfuerzos provocados por las operaciones.
Casing 9 5/8”
Gráfica 26. Análisis stress check casing 9 5/8”
Elaborado por: Henry Benavides
En este análisis se tiene que el casing de 9 5/8” escogido es adecuado para el diseño
propuesto ya que la curva de diseño se aleja de la curva del límite de esfuerzo.
133
Figura 61. Diagrama equivalente de Von Mises casing 9 5/8”
Elaborado por: Henry Benavides
El diagrama de Von Mises indica que la tubería de revestimiento fue adecuada para el
diseño realizado.
Liner 7”
Gráfica 27. Análisis de stress check liner 7”
Elaborado por: Henry Benavides
134
Es la gráfica podemos observar que la curva de diseño esta distante de la curva del límite
de diseño lo cual nos indica que la tubería de revestimiento es adecuada para el diseño
realizado.
Figura 62. Diagrama equivalente de Von Mises liner 7”
Elaborado por: Henry Benavides
En el diagrama de Von Mises observamos que el diseño es adecuado y soporta los
esfuerzos provocados en las diferentes operaciones simuladas.
4.4.1.7 Prognosis geológica
La prognosis geológica se obtuvo con la información del área de geología de la empresa y
adecuada con el diseño de la trayectoria que se realizó.
PROGNOSIS GEOLOGICA POZO CYBC-2019
FORMACIÓN PROFUNDIDAD MEDIDA (ft) PROFUNDIDAD VERTICAL (ft)
ORTEGUAZA 4467,8 4457,7
TIYUYACU 5137,7 5107,7
CGL SUPERIOR 5323,2 5287,7
BASE CGL SUPERIOR 5508,7 5467,7
CGL INFERIOR 6139,2 6067,7
BASE CGL INFERIOR 6599,2 6502,7
TENA 6826,5 6717,7
BASAL TENA 7171,3 7043,7
NAPO 7207,2 7077,7
135
CALIZA M1 7412,2 7272,7
CALIZA M2 7572,7 7426,7
ARENISCA M2 7636,0 7487,7
CALIZA A 7702,1 7551,7
ARENISCA U SUPERIOR 7750,6 7598,7
CALIZA U MEDIA 7770,2 7617,7
ARENISCA U MEDIA 7787,7 7634,7
ARENISCA U INFERIOR 7806,2 7652,7
BASE U INFERIOR 7882,2 7726,7
CALIZA B 7896,6 7740,7
ARENISCA T SUPERIOR 7937,6 7780,7
ARENISCA T INFERIOR 8001,0 7842,7
BASE T INFERIOR 8054,2 7894,7
ARENISCA HOLLIN SUPERIOR 8077,6 7917,7
Tabla 85. Prognosis geológica pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
4.4.1.8 Brocas de perforación
Para le selección de las brocas se tomó en cuenta los datos obtenidos de los pozos de
correlación y se obtuvo los siguientes resultados:
DIAM BROCA IADC JETS-TFA INTERVALO
(MD-ft)
FORMACION LITOLOGIA ESTRUCT.
DE
CORTE
JUSTIFICACION
16” RC 115 1X16 + 3X15
0,714 plg2
322’ (46-368)
SUPERFICIAL ARENISCA, ARCILLOLITA
BROCA CON AMPLIA EXPERIENCIA EN EL ORIENTE ECUATORIANO
12 ¼” PDC M323 7X13 0,907 plg2
6455’ (368-6823)
CHALCANA ORTEGUAZA
TIYUYACU
TENA
ARENISCA, ARCILLOLITA,
LUTITA
DISEÑO PARA FORMACIONES ARCILLOSAS Y DURABILIDAD
NECESARIA PARA LOS
CONGLOMERADOS
12 ¼” PDC M323 7X13
0,907 plg2
754’
(6823 – 7523)
TENA NAPO ARENISCA
ARCILLOLITA,
LUTITA, LIMOLITA
DISEÑO PARA FORMACIONES
ARCILLOSAS Y DURABILIDAD
NECESARIA PARA PERFORAR CALIZAS
8 ½” PDC M323 6X12 0,663 plg2
520’ (7587 – 8078)
NAPO ARENISCA, LUTITA,
CALIZA
BROCA CON AMPLIA EXPERIENCIA EN EL ORIENTE ECUATORIANO
Tabla 86. Programa de brocas pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Broca #1
Q=400gpm
Pump Rate 400,0 gpm Stand Pipe Pressure 345,27 psi
136
Bit Pressure Loss 248,48 psi Percent Power at Bit 71,97 %
Bit Hydraulic Power /
Area (HIS)
0,3 hp/in² Bit Nozzle Velocity 179,7 ft/s
Bit Hydraulic Power
57,98 hp
Bit Impact Force 320,3 lbf
Surface Equip. Pressure
Loss
0,00 psi Total Bit Flow Area in²
Tabla 87. Hidráulica broca #1
Elaborado por: Henry Benavides
Broca #2 y #3
Q= 550-920 gpm
Pump Rate 735,0 gpm Stand Pipe Pressure 2894,84 psi
Bit Pressure Loss 580,02 psi Percent Power at Bit 20,04 %
Bit Hydraulic Power /
Area (HIS)
2,1 hp/in² Bit Nozzle Velocity 259,9 ft/s
Bit Hydraulic Power
248,68 hp
Bit Impact Force 949,9 lbf
Surface Equip. Pressure
Loss
0,00 psi Total Bit Flow Area in²
Tabla 88. Hidráulica broca #2 y broca #3
Elaborado por: Henry Benavides
Broca #4
Q=380 gpm
Pump Rate 380,0 gpm Stand Pipe Pressure 1860,97 psi
Bit Pressure Loss 278,54 psi Percent Power at Bit 14,97 %
Bit Hydraulic Power /
Area (HIS)
1,1 hp/in² Bit Nozzle Velocity 184,0 ft/s
Bit Hydraulic Power
61,74 hp
Bit Impact Force 333,2 lbf
Surface Equip. Pressure
Loss
0,00 psi Total Bit Flow Area in²
Tabla 89. Hidráulica broca #4
Elaborado por: Henry Benavides
137
4.4.1.9 Hidráulica
Sección 16”
Para el análisis de hidráulica tenemos las siguientes graficas
Gráfica 28. Inclinación vs. Profundidad – fase de definición
Elaborado por: Henry Benavides
La grafica de inclinación vs profundidad medida que nos ayuda a identificar los puntos
importantes con respecto a la limpieza del hoyo.
138
Figura 63. Análisis de hidráulica sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
La Figura 63 muestra que en la sección de 16” se genera un volumen del 17% del
volumen de ripios y 3,8” de la cama de ripios con 400gpm, para asegurar la limpieza del
hoyo se requiere un galonaje mínimo de 585gpm; pero considerando la capacidad y
eficiencia volumétrica de las bombas se recomienda utilizar 400gpm. Se debe monitorear
torque y arrastre y ECD para prevenir pegas de tubería.
Sección 12 ¼”
139
Figura 64. Análisis de hidráulica sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
La Figura 64 muestra que con una inclinación de 18° se genera un volumen del 2,9% del
volumen de ripios, un volumen de 0.6-1.2% de volumen de ripios en suspensión y una cama
de ripios de 0.5” con un rango de galonaje de 550-920gpm, para asegurar la limpieza del
hoyo se requiere un galonaje mínimo de 570gpm. Se debe monitorear torque y arrastre y
ECD para prevenir pegas de tubería.
Sección 8 ½”
Figura 65. Análisis de hidráulica sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
La Figura 65 muestra que con una inclinación de 11° se genera un volumen del 0,51%
del volumen de ripios y una cama de ripios de 0” con un galonaje de 380gpm, para asegurar
la limpieza del hoyo se requiere un galonaje mínimo de 180gpm. Con el galonaje
establecido se logra alcanzar una buena limpieza del hoyo. Se debe monitorear torque y
arrastre y ECD para prevenir pegas de tubería.
140
4.4.1.10 Fluidos de perforación
Sección 16”
Para esta sección se tiene una densidad de 8,4-8,6 ppg una viscosidad de embudo de 26-
30 seg., una viscosidad plástica 2-4 cP, Yield point de 3-5lb/100 ft2 y un porcentaje de
solidos menor al 10%.
Sección 12 ¼”
En esta sección tenemos la formación Chalcana que contiene intercalaciones de arenas y
arcillas jóvenes hidratables que con el contacto con el agua adquieren una consistencia
blanda y pegajosa, además se encuentran las sedimentitas las cuales presentan
intercalaciones de esmectita hidratables o gumbos que pueden provocar embolamiento y
taponamiento de las líneas de flujo; para evitar problemas se utiliza calcio soluble ya que
proporciona la inhibición necesaria al pozo.
Previo al ingreso a la formación Orteguaza se refrescará el sistema convirtiéndolo en
polimérico.
Parte importante de esta sección es aislar las formaciones Tiyuyacu, Tena y Napo con el
fin de dar integridad al pozo para perforar la siguiente sección. Para este fluido se necesita
aditivos como inhibidores de arcillas, controladores de filtrado, surfactantes, estabilizadores
mecánicos y carbonato de calcio.
Sección 8 ½”
En esta sección se tiene las formaciones productoras por lo que es importante que el
fluido provea una buena suspensión, transporte de ripios e inhiba las arcillas de las zonas
productoras y se realice un puenteo adecuado para minimizar el daño a las formaciones.
PROPIEDADES DEL LODO
PROFUNDIDAD TIPO DE LODO DENSIDAD (ppg) VICOSIDAD (seg) FILTRADO (c.c.) SOLIDOS VP/YP
368 NITRATO DE CALCIO 8,4-8,6 28-30 N/A <10% 2-4/3-5
4450 NITRATO DE CALCIO 8,6-9,1 28-32 N/A <5% 3-11/4-13
7587 POLIMERICO 9,3-9,8 32-50 <10 <2 10-15/12-
16
8078 POLIMERICO 9-9,2 45-65 <5 <1 12-20/16-26
Tabla 90. Propiedades del lodo pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
141
4.4.1.11 Parámetros de perforación
PARAMETROS DE PERFORACION
DIAM BHA BROCA JETS-TFA INTERVALO (MD) FORMACION LITOLOGIA CAUDAL
(gpm) RPM
WOB (klb)
ROP INST ROT. (ft/h)
16” 1 RC 1X16 + 3X15
0,714 plg2 322’
(46-368) SUPERFICIAL
ARENISCA, ARCILLOLITA
400 40-100 5-25 47
12 ¼” 2 PDC 7X13
0,907 plg2
6455’ (368-6823)
CHALCANA ORTEGUAZA TIYUYACU
TENA
ARENISCA, ARCILLOLITA, LUTITA
550-920 40-80 5-40 64
TIYUYACU CONGLOMERADOS
CONGLOMERADO, ARENISCA, ARCILLA
600 40 5-12 35
12 ¼” 3 PDC 7X13
0,907 plg2 754’
(6823 – 7523) TENA NAPO
ARENISCA ARCILLOLITA, LUTITA,
LIMOLITA 550-920 40-80 5-40 64
8 ½” 4 PDC 6X12
0,663 plg2
520’ (7587 – 8078)
NAPO ARENISCA, LUTITA,
CALIZA 380 40-80 5-30 43
Tabla 91. Parámetros de perforación pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
4.4.1.12 Cementación
Para la cementación se tomaron en cuenta los siguientes aspectos importantes en el
proceso:
Se debe determinar el diámetro promedio del hoyo con el fin de calcular
adecuadamente el volumen.
En caso de no tener retornos en superficie se debe realizar un Top Job.
En plan de centralización debe asegurar el mayor Stand-Off posible a lo largo del hoyo.
Con el fin de prevenir el intermezclado de los preflujos con la lechada es recomendable
bombear primero los preflujos, liberar el tapón de fondo, posterior bombear las
lechadas y liberar el tapón de desplazamiento.
Para facilitar las operaciones perforación de los tapones y limpieza de cemento entre el
cuello y la zapata, es recomendable que estos accesorios sean del tipo no rotatorio.
Es importante reconocer y aplicar el tiempo de WOC necesario para continuar con la
perforación de la siguiente sección.
Además, se estableció las siguientes parámetros para la cementación del pozo.
PLAN DE CEMENTACION POZO CYBC-2019
SECCIÓN LECHADA DIAMETRO INTERVALO A
CEMENTAR
No. SACOS
CLASE PESO LECHADA (PPG)
ADITIVOS
HOYO (PLG)
T. REV (PLG)
1 1 16 13 3/8 322 175 A 15,6 ANTIESPUMANTE,
RETARDADOR, VISCOSIFICANTE
142
2
1 12 ¼ 9 5/8 2787 633 A 13,5 ANTIESPUMANTE, VISCOSIFICANTE
2 12 ¼ 9 5/8 800 275 G 16 ANTIESPUMANTE,
DISPERSANTE
3
1 8 ½ 7 187 87 G 15,8 ANTIESPUMANTE,
RETARDADOR, VISCOSIFICANTE
2 8 ½ 7 355 128 G 17
ANTIESPUMANTE, VISCOSIFICANTE,
RETARDADOR, BLOQUEO DE GAS,
MATERIAL ELASTICO
Tabla 92. Cementación Pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
4.4.2 Curva de tiempo base
Con los resultados de los pozos de correlacion se obtuvieron los tiempos de las diferentes
actividades que comprenden la ejecucion de un pozo, ademas se utilizo las ROP promedio
establecido en los parametros de perforacion. Con esto se obtuvo como resultado la
siguiente tabla.
DETALLE DE OPERACIÓN TIEMPO
TIEMPO
ACUMULADO
PROF.
INICIO
PROF.
FIN
horas días ft ft
SECCION 16”
REUNION DE SEGURIDAD ARMADO BHA #1 0,5 0,02 0 0
ARMADO BHA #1 1 0,06 0 0
PERFORACION 5,29 0,28 46 368
CIRCULACION 1,5 0,35 368 368
ARMA HERRAMIENTAS Y CORRE GYRO 0,5 0,37 368 368
SACA BHA #1 1,5 0,43 368 368
REUNION DESARMADO BHA #1 0,5 0,45 368 368
DESARMA BHA #1 1 0,49 368 368
REUNION ARMADO DE EQUIPO CSG 0,5 0,51 368 368
ARMADO DE EQUIPOS CORRIDA CSG 13 3/8” 0,5 0,53 368 368
CONECTA ZAPATO Y COLLAR, PRUEBA DE EQUIPO 0,5 0,55 368 368
BAJA CSG 13 3/8” 1 0,60 368 368
CIRCULA CSG 1 0,64 368 368
ARMA LINEAS DE CEMENTACION, INSTALA CABEZA Y PRUEBA 1 0,68 368 368
REUNION PARA CEMENTAR CSG 13 3/8” 0,5 0,70 368 368
REALIZA CEMENTACION 2,5 0,80 368 368
RETIRA CABEZA Y DESARMA LINEAS 0,6 0,83 368 368
DESARMA EQUIPO 0,5 0,85 368 368
CORTA Y BISELA CSG 0,5 0,87 368 368
INSTALA SECCION AB DEL CABEZAL Y PRUEBA SELLOS 1,5 0,93 368 368
143
COLOCA BOP 1,5 1,00 368 368
PRUEBA BOP 0,5 1,02 368 368
RETIRA TEST PLUG E INSTALA WEAR BUSHING 0,5 1,04 368 368
Tabla 93. Detalle de tiempos sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
SECCION 12 ¼” 0 1,04 368 368
REUNION ARMADO BHA #2 0,5 1,06 368 368
ARMA BHA #2 2 1,14 368 368
PRUEBA BHA #2 0,5 1,16 368 368
BAJA BHA #2 1,7 1,23 368 368
ROTA CEMENTO + TAPONES 1,5 1,30 368 368
PRUEBA CASING 0,5 1,32 368 368
CIRCULA 1,5 1,38 368 368
PERFORACION 70 4,30 368 5100
CAMBIO DE FLUIDO 0,5 4,32 5100 5100
FIT 0,5 4,34 5100 5100
PERFORACION 48 6,34 5100 6800
CIRCULACION 4 6,50 6800 6800
SACA BHA #2 5,2 6,72 6800 6800
REUNION DESARMADO BHA #2 0,5 6,74 6800 6800
DESARMA BHA #2 1 6,78 6800 6800
REUNION DE SEGURIDAD ARMADO BHA #3 0,5 6,80 6800 6800
ARMADO BHA #3 2 6,89 6800 6800
BAJA BHA #3 9 7,26 6800 6800
PERFORACION 12,3 7,77 6800 7587
CIRCULACION 4 7,94 7587 7587
SACA BHA #3 5,8 8,18 7587 7587
REUNION DESARMADO BHA #3 0,5 8,20 7587 7587
REUNION ARMADO DE EQUIPO CSG 0,5 8,22 7587 7587
ARMA EQUIPO DE CORRIDA DE CSG DE 9 5/8” 1,5 8,29 7587 7587
CONECTA ZAPATO Y COLLAR, PRUEBA DE EQUIPO 0,5 8,31 7587 7587
BAJA CSG 9 5/8” 11,9 8,80 7587 7587
ARMA LINEAS DE CEMENTACION, INSTALA CABEZA Y PRUEBA 1 8,85 7587 7587
REUNION PARA CEMENTAR CSG 9 5/8” 0,5 8,87 7587 7587
REALIZA CEMENTACION 3,5 9,01 7587 7587
RETIRA CABEZA Y DESARMA LINEAS 1,4 9,07 7587 7587
BAJA Y ASIENTA WEAR BUSHING 1,5 9,13 7587 7587
Tabla 94. Detalle de tiempos sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
144
SECCION 8 ½” 0 9,13 7587 7587
REUNION ARMADO DE BHA #4 0,5 9,15 7587 7587
ARMA BHA #4 2 9,24 7587 7587
PRUEBA BHA #4 0,5 9,26 7587 7587
BAJA BHA #4 9 9,63 7587 7587
ROTA CEMENTO + TAPONES 2 9,72 7587 7587
PRUEBA CASING 0,5 9,74 7587 7587
CIRCULA 2 9,82 7587 7587
CAMBIO DE FLUIDO 0,5 9,84 7587 7587
PERFORACION 11,4 10,32 7587 8078
CIRCULACION 2 10,40 8078 8078
SACA BHA #4 7,9 10,73 8078 8078
REUNION DESARMA BHA #4 0,5 10,75 8078 8078
DESARMA BHA #4 1 10,79 8078 8078
TOMA DE REGISTROS 7 11,08 8078 8078
BAJA LINER DE 7” 8,1 11,42 8078 8078
LANZA BOLA DE ACERO 1 11,46 8078 8078
COLOCA LINER Y LANZA SETTING TOOL 1 11,50 8078 8078
ARMA LINEAS DE CEMENTACION, INSTALA CABEZA Y PRUEBA 1 11,55 8078 8078
REUNION PARA CEMENTAR LINER 7” 0,5 11,57 8078 8078
CEMENTA LINER DE 7” 2 11,65 8078 8078
SACA HERRAMIENTAS Y SETTING TOOL 6 11,90 8078 8078
Tabla 95. Detalle de tiempos sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
Como resultado del análisis realizado y la aplicación de la metodología VCDSE se obtuvo
una curva de tiempo base que se utilizó para la ejecución del pozo teniendo como base los
tiempo utilizados en los pozos de correlación, dando 11.90 días como tiempo óptimo para la
perforación del pozo.
145
Gráfica 29. Curva de tiempo base pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
146
CAPITULO V
RESULTADOS, SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN
5.1 Seguimiento
Penúltima fase en la aplicación de la metodología VCDSE, en la que se dio seguimiento a
las actividades realizadas en la construcción del pozo previstas en la etapa de Definición,
con el objetivo de garantizar el cumplimiento del diseño programado y corregir errores con
la toma de decisiones oportunas.
5.1.1 Intervención al pozo
En la intervención al pozo se recopilo la secuencia de operaciones realizadas con el tiempo
de duración de cada operación obtenidas de los reportes diarios realizados por el personal de
la empresa para su posterior análisis y comparación con lo establecido en la fase de
definición.
DIAS Totales PROF
(ft) ACTIVIDADES
0,021 52 INICIA EVENTO DE PERFORACION DEL POZO CYBC-074 EL DIA 26 DE OCTUBRE DEL 2019 A LAS 00:00. REALIZA REUNION DE
SEGURIDAD OPERATIVA. ARMA BHA #1
0,208 355 PERFORA VERTICALMENTE SECCION DE 16" CON BHA#1 CONVENCIONAL DESDE 52FT HASTA 355FT (PUNTO DE
REVESTIDOR 13 3/8") AVG. ROP 61 ft/h
0,229 355 CIRCULA HOYO PARA LIMPIEZA CON 400 gpm Y 420 psi
0,250 355 SACA BHA #1 CONVENCIONAL DE 355ft HASTA SUPERFICIE
0,271 355 DESARMA BHA #1
0,313 355 LEVANTA Y ARMA HERRAMIENTAS CONVENCIONALES Y FILL UP TOOL PARA CORRIDA DE CASING. SE CAMBIA ELEVADOR
0,333 355 REUNION DE SEGURIDAD PREVIO A CORRIDA DE CASING
0,354 355 ARMAN 13 3/8" ZAPATO CONVENCIONAL + 13 3/8" CASING + 13 3/8" COLLAR FLOTADOR + 13 3/8" CASING + PRUBA EQUIPO DE
FLOTACION
0,375 355 BAJAN CASING 13 3/8" HASTA 355ft. SE UTILIZAN 10 JUNTAS DE CASING 13 3/8" 68 lbs/ft K-55
0,396 355 RETIRA HERRAMIENTAS DE CORRIDA DE CASING CONVENCIONAL, SE MANTIENE POZO EN CIRCULACION
0,417 355 RELIZA REUNION DE SEGURIDAD Y OPERATIVA PREVIO A LA CEMENTACION
0,438 355 LEVANTA Y ARMA LINEAS Y CABEZA DE CEMENTACION, PRUEBA LINEAS CON 3000psi POR 10 MIN OK
0,479 355 REALIZA CEMENTACION DE CASING 13 3/8" NO REALIZA TOP JOB. RETIRAN LINEAS Y CABEZA DE CEMENTACION
0,583 355 REALIZA CORTE DE CASING DE 20" A 56" DESDE EL CELLAR Y CORTE EN CASING DE 13 3/8" A 35" DESDE EL CELLAR
0,667 355 RELIZA CORTE EN FRIO Y BISELADO DEL CASING 13 3/8"
0,750 355 INSTALAN CONJUNTO DE BOP SOBRE CABEZAL MULTIBOWL + LINEAS DE HCR Y KILL LINE
0,771 355 PRUEBAN BOP
0,813 355 INSTALAN NIPLE CAMPANA + CAMISA DE CIRCULACION Y FLOW LINE
0,854 355 RECUPERAN TAPON DE PRUEBA + INSTALAN WEAR BUSHING EN SECCION A DEL CABEZAL
0,875 355 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO ARMADO BHA #2
0,958 355 ARMA BHA #2 DIRECCIONAL
1,042 355 BAJA BHA #2 DIRECCIONAL EN TUBERIA HWDP DE 5" HASTA 309ft, NORMALIZAN CIRCULACION CON 350gpm, ROTAN
COLLAR FLOTADOR 314-316ft Y ROTAN ZAPATO DE 352-355ft
1,104 563 PERFORAN DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DESDE 355ft HASTA 563ft, ROP=100ft/h
1,125 563 COMPANIA GYRO REALIZA PRIMER REGISTRO DE INCLINACION
1,208 830 PERFORAN DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DESDE 355ft HASTA 830ft, ROP=100ft/h
1,250 830 GYRO REALIZA SEGUNDO REGISTRO DE INCLINACION @ 730ft
1,313 1.096 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DE 830ft A 1096ft, ROP=140ft/h
1,333 1.096 INSTALA MARTILLO DE PERFORACION EN BHA #2 DIRECCIONAL
147
1,375 1.278 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DE 1096ft A 1278ft, ROP=140ft/h
1,396 1.278 REALIZA CAMBIO DE SAVER SUB 4 1/2" IF POR SAVER SUB 5 1/2" FH
1,750 2.495 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DE 1278ft A 2495ft, ROP=140ft/h
2,250 3.760 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO DE 2495ft A 3760ft, ROP=110ft/h
2,458 4.330 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECICON 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO DE 3760ft A 4330ft, ROP 140ft/h
2,500 4.330 DESPLAZA 60BLS DE PILDORA DISPERSANTE 8,5ppg X 27 SEGUNDOS, INCREMENTO DE RECORTES EN ZARANDAS 15%-20%
2,542 4.330 DESPLAZA 80BLS DE PILDORA ESPACIADORA DE 9ppg X 28 SEGUNDOS + REALIZA CAMBIO DE FLUIDO DRILLCOCAL DE
9,2ppg POR DRILLCOGLYL DE 9,1ppg
2,583 4.330 RELIZA LIMPIEZA DE BOLSILLO Y CANALETAS
3,167 5.328 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO DE 4330ft A 5328ft, ROP 90ft/h
3,250 5.400 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS POR CGL SUPERIOR DE 5328ft
A 5400ft, ROP 35ft/h
3,354 5.500 PERFORA DIRECCIONALMENTE SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS POR CGL SUPERIOR DE 5400ft
A 5500ft, ROP=100ft/h
3,542 5.952 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 5500ft A 5952ft,
ROP=100ft/h
3,563 5.952 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO REALIZA CAMBIO DE SAVER SUB DE 5 1/2" POR DAÑOS EN HILOS DE LA ROSCA
3,688 6.089 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO Y DESLIZANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 5952ft A 6089ft,
ROP=45,6ft/h
4,250 6.520 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRAVESAR CGL INFERIOR
DE 6089ft A 6520ft, ROP=32ft/h
4,583 6.810 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRAVESAR CGL INFERIOR
DE 6520ft A 6810ft, ROP=36ft/h
4,792 7.149 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 6810ft A 7149ft, ROP=67,8ft/h
4,833 7.192 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRVESAR BASAL TENA DE
7149ft A 7192ft, ROP=43ft/h
4,875 7.192 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO, DETECTA ROSCA MELLADA DEL SAVER SUB, CAMBIA SAVER SUB
4,896 7.192 REALIZA RIG SERVICE
4,938 7.220 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS CONTROLADOS PARA ATRAVESAR BASAL TENA
DE 7192ft A 7220ft, ROP=28ft/h
5,188 7.600 CONTINÚA PERFORANDO SECCION 12 1/4" ROTANDO CON PARAMETROS NORMALES DE 7220ft A 7600ft PUNTO DE CASING,
ROP 63ft/h
5,250 7.600 BOMBEA 60BLS DE PILDORA VISCOSA DE 11,4ppg Y 120sec/qt, CIRCULA HASTA RETORNOS LIMPIOS
5,271 7.600 CONTINÚA CIRCULANDO HASTA ZARANDAS LIMPIAS
5,292 7.600 BOMBEA Y DEJA EN EL FONDO 100BLS DE PILDORA VISCOSA DE 10,2ppg Y 110seg/qt
5,604 7.600 OBSERVA POZO POR FLUJO, OK Y SACA TUBERIA CON BHA#2 HASTA 111ft, TRIP RATE=998,5ft/h
5,625 7.600 REUNION PARA DESARMAR BHA #2
5,688 7.600 QUIEBRA BROCA PDC + BHA
5,708 7.600 ENGANCHA UNA PARADA, COLOCA TEST PLUG, BAJA Y RECUPERA WEAR BUSHING
5,750 7.600 ACONDICIONA MESA Y EQUIPO PARA BAJAR REVESTIDOR DE 9 5/8"
5,771 7.600 REUNION DE SEGURIDAD PREVIO A CORRIDA DE CASING
5,792 7.600 LEVANTA PRIMERA JUNTA DE REVESTIDOR + PRUEBA EQUIPO DE FLOTACION
5,833 7.600 CONTINÚA BAJANDO CASING DE 9 5/8", 47lbs/ft, N-80
6,125 7.600 TOMA PARAMETROS DE CONTROL EN EL ZAPATO DE 13 3/8", TRIP RATE: 683,9ft/h
6,167 7.600 CON CASING DE 9 5/8" CIRCULA Y OBSERVA ABUNDANTE MATERIAL EN ZARANDAS
6,250 7.600 CONTINÚA BAJANDO CASING DE 9 5/8", 47lbs/ft, N-80 EN HOYO ABIERTO, TRIP RATE 958ft/h
6,375 7.600 CONTINÚA BAJANDO CASING DE 9 5/8" EN HOYO ABIERTO CON BOMBA, TRIP RATE: 324,6ft/h
6,417 7.600 CON CASING DE 9 5/8" CIRCULA POZO CON 300 gpm
6,458 7.600 CONTINÚA BAJANDO REVESTIDOR DE 9 5/8" EN HOYO ABIERTO 7074ft-7547ft LLENANDO CADA TUBO, TRIP RATE:473ft/h
6,479 7.600 INSTALA CASING MANDRELL HANGER CON RUNNING TOOL Y LANDING JOINT SOBRE LA ULTIMA JUNTA DE REVESTIDOR
DE 9 5/8"
6,500 7.600 CIRCULA POZO CON REVESTIDOR + CIA. REALIZA R/U DE LINEAS
6,521 7.600 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO OPERACIONES DE CEMENTACION
6,563 7.600 CONECTA CABEZA DE CEMENTACION Y CONTINÚA CIRCULANDO, OBSERVA PRESIONES ESTABLES + REALIZA PRUEBA DE
LINEAS
6,667 7.600 REALIZA CEMENTACION DE CASING 9 5/8" @ 7587ft, NO SE OBSERVAN RETORNOS DE CEMENTO NI ESPACIADORES EN
SUPERFICIE
6,688 7.600 DESCONECTA LINEAS DE SUPERFICIE Y CABEZA DE CEMENTACION + BAJA LA PLANCHADA
6,708 7.600 RETIRA HERRAMIENTAS DE CORRIDA DE CASING DE 9 5/8"
6,771 7.600 COLOCA ELEVADOR Y ENGANCHA UNA PARADA DE DRILL PIPE DE 5 1/2"
6,792 7.600 CONECTA TEST PLUG Y ASIENTA WEAR BUSHING
6,896 7.600 LEVANTA Y ARMA BHA #3 DIRECCIONAL DE 8 1/2"
6,958 7.600 CONTINUA ARMANDO Y BAJANDO BHA #3 DIRECCIONAL HASTA 500ft
148
7,188 7.600 CONTINÚA BAJANDO BHA #3 TRIP RATE: 1200ft/h
7,208 7.600 REALIZA RIG SERVICE
7,229 7.600 REEMPLAZA MANGUERA DE AIRE PARA ACCIONAR LA VELOCIDAD EN ALTA DE MALACATE. NPT A CARGO DEL TALADRO
7,250 7.600 CONTINÚA BAJANDO TUBERIA CON BHA #3 DIRECCIONAL DESDE 7300ft HASTA 7539ft
7,375 7.600 REALIZA DRILL OUT DE TAPONES, COLLAR FLOTADOR Y CEMENTO CON BHA #3 DIRECCIONAL
7,417 7.600 BOMBEA 60 BLS DE PILDORA VISCOSA DE 10,2ppg Y 120 seg/qt Y CONTINÚA LIMPIANDO CEMENTO
7,479 7.600 CIRCULA Y BOMBEA 80BLS DE PILDORA ESPACIADORA 9,4ppg Y 30 seg/qt. REALIZA CAMBIO DE SISTEMA DE DRILLCOGLYL
DE 10,2 ppg POR DRILLCOIN DE 9ppg
7,500 7.600 CIERRA PIPE RAM SUPERIOR Y REALIZA PRUEBA FIT APLICANDO PRESION POR 15MIN
7,813 8.058 PERFORA SECCION 8 1/2" CON BHA #3 DIRECCIONAL DE 7610ft A 8058ft, ROP: 43,5ft
7,854 8.058 CON BHA #3 CIRCULA HASTA RETORNOS LIMPIOS CON 350gpm
7,896 8.058 OBSERVA POZO POR FLUJO, OK Y SACA EN HOYO ABIERTO, TRIP RATE=916ft/h
7,958 8.058 BOMBEA 40BLS DE PILDORA VISCOSA 9,2ppg Y 120 seg/qt Y CIRCULA HASTA ZARANDAS LIMPIAS CON 350gpm
8,167 8.058 BOMBEA 40BLS DE SLUG 10,8ppg Y 105 seg/qt Y CONTINÚA SACANDO TUBERIA SECA
8,250 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO DE DESARMAR BHA #3 + QUIEBRA BROCA PDC Y BHA
8,271 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIO A ARMAR HERRAMIENTAS Y CORRER REGISTROS ELECTRICOS
8,292 8.058 REALIZA RIG UP DE POLEAS Y HERREMIENTA DE CORRIDA GR-DSNT-SDLT-ACRT-SP
8,396 8.058 REALIZA PRIMERA CORRIDA DE REGISTROS ELECTRICOS
8,438 8.058 SACA HERRAMIENTA RESGISTRANDO DESDE 6050ft HASTA SUPERFICIE
8,458 8.058 RETIRA FUENTE Y BAJA LA PLANCHADA
8,521 8.058 ARMA HERRAMIENTAS PARA SEGUNDA CORRIDA DE REGISTROS RDT PUNTOS DE PRESION
8,729 8.058 BAJA HERRAMIENTAS RDT CON CABLE HASTA 8050ft Y REALIZA CORRIDA DE REGISTROS RDT
8,771 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW SACA SONDA DE REGISTROS ELECTRICOS RDT DESDE 7300ft HASTA SUPERFICIE
8,813 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW REVISA COMPONENTES DE LA SONDA DE REGISTROS ELECTRICOS HASTA IDETIFICAR LA
FALLA SE REGISTRA DAÑO EN MODULO QGS
8,854 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW BAJA HERRAMIENTA RDT NUEVAMENTE CON CABLE HASTA 8060ft
8,896 8.058 CONTINÚA TOMANDO REGISTRO DE PRESION CON HERRAMIENTO RDT
8,917 8.058 POSICIONA HERRAMIENTA A 7820ft Y REALIZA PROCEDIMIENTO PARA ACTIVAR Y PROBAR SENSOR DE FLUIDO, TEMP. Y
PRESION HIDROSTATICA CON APERTURA Y CIERRE DE VALVULAS
9,125 8.058 REALIZA REGISTRO MINI DST VARIANDO CAUDALES DE ACUERDO AL APORTE DE LA FORMACION A 7820ft (ARENISCA U
INFERIOR)
9,146 8.058 RETRAE SENSORES E INTENTA MOVER SARTA, SIN EXITO, SE TRABAJA SARTA TENSIONANDO HASTA 12300lb PARA
ACTIVACION DE MARTILLO POR 7 OCACIONES LOGRANDO LIBERAR SONDA DE REGISTRO
9,167 8.058 SACA SONDA LIBRE DESDE 7820ft HASTA 7406ft
9,188 8.058 REALIZA PRUEBA DE SENSORES DE PRESION HIDROTATICA, TEMP. Y DENSIDAD SIN EXITO
9,250 8.058 SACA SONDA RDT DESDE 7450ft HASTA SUPERFICIE
9,271 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIA AL ARMADO Y CORRIDA DEL LINER DE 7"
9,313 8.058 LEVANTA Y ARMA EQUIPOS PARA CORRIDA DE LINER 7"
9,375 8.058 ARMA ZAPATO CONVENCIONAL DE 7"
9,396 8.058 LEVANTA E INSTALA LINER HANGER "X-PAK" DE 7"x9 5/8"
9,646 8.058 CONTINÚA BAJANDO LINER 7", 26lbs/ft, P-110, TXP BTC. TRIP RATE=1158,8ft/h
9,667 8.058 CON LINER DE 7" TOMA PARAMETROS DE CONTROL
9,708 8.058 CONTINÚA BAJANDO LINER 7", 26lbs/ft, P-110, TXP BTC. TRIP RATE=488ft/h
9,750 8.058 CON LINER DE 7" ESTABLECE PARAMETROS DE CIRCULACION CON 130-300gpm
9,771 8.058 REALIZA REUNION DE SEGURIDAD PREVIA A OPERACIONES DE CEMENTACION
9,813 8.058 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO LEVANTA ENSAMBLE DE LA CABEZA DE CEMENTACIONE INTENTA CONECTAR
SOBRE LA ULTIMA JUNTA SIN EXITO
9,854 8.058 CONECTA ENSAMBLE DE LA CABEZA DE CEMENTACION + PRUEBA LINEAS CON 7000psi OK
9,875 8.058 REALIZA PREMEZCLA EN BATCH MIXER MIENTRAS CONTINÚA ACONDICIONANDO EL HOYO
9,938 8.058 REALIZA CEMENTACION
9,958 8.058 PROCEDE A REALIZAR EL ANCLAJE DEL COLGADOR EXPANDIBLE X-PAK PRESURIZANDO
9,979 8.058 LEVANTA LA SARTA 25ft OBSERVANDO PERDIDA DE PESO Y CONFIRMA LA SARTA LIBRE
10,000 8.058 QUIEBRA CABEZA DE CEMENTACION + CROSSOVER
10,042 8.058 PROCEDE A CAMBIAR EL LODO DE 9,2ppg POR AGUA FRESCA CON 600-650gpm, 1050-1300psi
10,250 8.058
SACA TUBERIA CON SETTING TOOL DEL COGADOR X-PAK DESDE 7472ft HASTA SUPERFICIE LLENANDO EL POZO CON AGUA
FRESCA. TRIP RATE: 1245ft/h, FINALIZA OPERACIONES DE PERFORACION DEL POZO CYBC-074 EL DIA 05 DE NOVIEMBRE DEL
2019 A LAS 06H00.
Tabla 96. Seguimiento a la ejecución del pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
149
La intervención del pozo tomo un total de 10.25 días.
En la intervención al pozo se encontró tiempos no productivos los cuales se detallan a
continuación.
DETALLE TIEMPO NO PRODUCTIVO DURANTE LA PERFORACIÓN
TIEMPO PROFUNDIDAD EVENTO
horas ft
0,5 5952 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO: REALIZA CAMBIO DE SAVER SUB DE 5
1/2" POR DAÑOS EN HILOS DE LA ROSCA
1 7192 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO: DETECTA ROSCA MELLADA DEL SAVER
SUB, CAMBIA SAVER SUB
0,5 7600 NPT A CARGO DEL TALADRO: REEMPLAZA MANGUERA DE AIRE PARA
ACCIONAR LA VELOCIDAD EN ALTA DE MALACATE.
1 8058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW: SACA SONDA DE REGISTROS ELECTRICOS RDT
DESDE 7300ft HASTA SUPERFICIE
1 8058
NPT TIEMPO A CARGO DE HW: REVISA COMPONENTES DE LA SONDA DE
REGISTROS ELECTRICOS HASTA IDETIFICAR LA FALLA SE REGISTRA DAÑO EN
MODULO QGS
1 8058 NPT TIEMPO A CARGO DE HW: BAJA HERRAMIENTA RDT NUEVAMENTE CON
CABLE HASTA 8060ft
1 8058 NPT TIEMPO A CARGO DEL TALADRO: LEVANTA ENSAMBLE DE LA CABEZA DE
CEMENTACIONE INTENTA CONECTAR SOBRE LA ULTIMA JUNTA SIN EXITO
6 TOTAL
Tabla 97. Detalle de tiempos no productivos pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.1.2 Seguimiento táctico y operativo
5.1.2.1 Seguimiento a la columna geológica
La columna geológica del pozo CYBC-2019 abarca sedimentos que van desde el
Plioceno hasta en Cretácico Temprano, en la Tabla 97 se muestra la columna geológica real
perforada donde se encontró el tope del Conglomerado superior a 5369ft MD (5332ft TVD),
el tope del conglomerado inferior a 6117ft MD (6050ft TVD) y el tope de la Arenisca U
Superior a 7741ft MD (7595ft TVD) el cual fue el objetivo principal de este pozo.
150
TOPES FORMACIONALES POR RIPIOS
FORMACIÓN
RIPIO
MD
(ft)
TVD
(ft)
ORTEGUAZA 4494 4481
TIYUYACU 5162 5129
TOPE CGL. SUPERIOR 5369 5332
BASE CGL. SUPERIOR 5460 5421
TOPE CGL. INFERIOR 6117 6050
BASE CGL. INFERIOR 6597 6501
TENA 6825 6715
BASAL TENA 7177 7047
NAPO 7210 7078
CALIZA M1 7403 7264
CALIZA M2 7574 7430
ARENISCA M2 7625 7480
CALIZA A 7690 7544
ARENISCA U SUPERIOR 7741 7595
CALIZA U MEDIA 7763 7617
ARENISCA U MEDIA 7778 7632
ARENISCA U INFERIOR 7801 7654
BASE ARENISCA U INFERIOR 7862 7717
CALIZA B 7883 7734
ARENISCA T SUPERIO 7930 7780
TOPE ARENISCA T INFERIOR 7988 7838
BASE ARENISCA T INFERIOR 8042 7890
HOLLIN SUPERIOR - -
PT 8058 7907
Tabla 98. Topes formacionales determinados por ripios
Elaborado por: Henry Benavides
5.1.2.2 Seguimiento al asentamiento de la tubería de revestimiento
Los puntos de asentamiento de la tubería de revestimiento se reajustaron conforme se
perforaba y se comprobaba los topes formacionales.
DETALLE TUBERIA DE REVESTIMIENTO
SECCION PROFUNDIDAD CANTIDAD DESCRIPCION
16" 355 ft 10 CSG 13-3/8”: K-55, 68 LBS/FT,
BTC
12 1/4" 7600 ft 175 CSG 9-5/8”: N-80Q, 47 LBS/FT,
BTC
8 1/2" 8058 ft 13 LINER 7”: P-110, 26 LBS/FT,
TXP-BTC
Tabla 99. Detalle de tubería de revestimiento pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
151
5.1.2.3 Seguimiento al plan direccional
El pozo alcanzo una profundidad total de 8058ft MD y una inclinación máxima de 20,66°
SURVEY FINAL
MD INCLINACION AZIMUTH V.SEC
ft deg deg ft
0 0 0 0
49,6 0,159 66,98 -0,006
100 0,32 66,98 -0,023
200 0,44 61,79 -0,044
300 0,46 85,2 -0,197
355 0,517 93,458 -0,412
400 0,57 98,9 0,651
500 0,56 106,13 -1,287
600 0,56 110,5 -1,991
700 0,54 97,14 -2,626
766 0,84 104,99 -3,132
855 0,36 231,68 -3,627
944 0,4 233 -3,727
1032 0,81 259,65 -3,59
1123 0,96 246,67 -3,338
1212 0,69 257,26 -3,141
1310 0,89 234,07 -3,096
1405 0,89 236,39 -3,275
1501 0,85 247,32 -3,288
1596 0,99 238,95 -3,272
1692 1,06 243,63 -3,297
1787 0,8 318,67 -2,614
1882 1,3 326,89 -0,881
1978 2,01 15,42 1,431
2073 1,98 56,42 2,811
2169 2,15 70,51 2,719
2264 1,1 104,41 1,849
2359 1,13 131,23 0,362
2455 1,02 214,32 -0,921
2550 1,4 234,59 -1,471
2645 1,45 233,94 -1,798
2741 1,29 225,04 -2,292
2836 1,42 218,23 -3,086
2932 1,3 212,84 -4,104
3027 1,53 265,16 -4,138
3122 1,81 302,97 -2,335
3218 2,75 347,08 1,214
3313 2,03 2,07 4,876
3408 1,61 57,11 6,455
3504 1,41 61,94 6,58
3599 1,35 38,97 7,028
3694 2,65 9,16 9,225
3790 4,9 2,38 14,544
3855 6,35 352,67 22,975
3980 6,7 340,44 33,382
152
4075 7,69 331,94 45,224
4171 9,23 328,47 59,331
4266 11,43 328,99 76,333
4361 14,13 330,24 97,325
4457 16,21 330,54 122,432
4494 15,719 329,479 132,601
4552 14,96 327,68 147,911
4648 12,95 324,9 170,935
4743 14,07 327,42 193,002
4838 14,4 328,83 216,301
4934 13,39 327,97 239,303
5029 14,02 329,72 261,77
5125 13,93 330,86 284,939
5162 13,024 330,001 293,558
5220 11,61 328,39 305,912
5315 11,99 329,79 328,309
5369 12,647 330,621 336,823
5411 13,16 331,21 349,199
5460 13,753 330,963 357,599
5506 14,31 330,75 368,749
5602 15,97 332,11 393,818
5697 16,35 332,56 420,258
5793 16,68 332,48 447,547
5888 16,84 332,49 474,941
5984 18,13 332,2 503,784
6079 18,97 332,02 534,006
6117 19,118 332,024 546,405
6174 19,34 332,03 565,178
6270 19,49 331,61 597,088
6365 19,57 331,11 628,843
6461 19,74 330,61 661,124
6556 20,16 330,28 693,522
6597 20,346 330,215 707,706
6651 20,59 330,13 726,577
6747 20,66 330,09 760,37
6825 20,471 329,869 787,749
6842 20,43 329,82 793,684
6938 19,57 333,63 826,499
7033 19,3 334,57 858,091
7128 18,53 334,08 888,865
7177 18,326 333,848 904,348
7210 18,188 333,688 914,682
7224 18,13 333,62 919,044
7319 16,24 332,32 947,107
7403 14,276 329,058 969,196
7415 14 328,52 972,122
7510 11,87 328,06 993,337
7574 11,311 327,801 1006,159
7587 11,197 327,745 1008,689
7625 10,866 327,576 1015,689
7690 10,298 327,261 1027,832
7715 10,08 327,13 1032,237
153
7741 10,047 326,994 1036,762
7763 10,019 326,879 1040,579
7778 10 326,8 1043,175
7801 9,971 326,678 1047,145
7810 9,96 326,63 1048,695
7862 10,144 326,229 1057,725
7883 10,218 326,071 1061,416
7906 10,3 325,9 1065,488
7930 10,128 326,248 1069,719
7988 9,713 327,14 1079,664
8001 9,62 327,35 1081,839
8042 9,512 327,815 1088,63
8055 9,478 327,965 1090,769
8058 9,47 328 1091,261
Tabla 100. Survey final pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.1.2.4 Seguimiento a los fluidos de perforación
En los fluidos de perforación se utilizó los siguientes volúmenes y propiedades para cada
sección.
Tabla 101. Detalle de fluidos de perforación pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Tabla 102. Detalle fluidos sección 16”
Elaborado por: Henry Benavides
154
Tabla 103. Detalle fluidos sección 12 ¼”
Elaborado por: Henry Benavides
Tabla 104. Detalle fluidos sección 8 ½”
Elaborado por: Henry Benavides
5.1.2.5 Seguimiento a las brocas
En la perforación del pozo se utilizó 3 brocas, una tricónica y dos PDC, con la siguiente
configuración de boquillas y calificación al salir.
Tabla 105. Detalle de brocas utilizadas pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.1.2.6 Seguimiento a los BHA
Para la perforación del pozo se utilizó solo 3 BHAs, uno para cada sección.
155
Sección 16”
BHA #1
N° DESCRIPCIÓN OD (plg) ID (plg) LENGTH (ft) TOP CONN.
1 TRICONICA 16" 16 - 1,38 7 5/8 REG
2 BIT SUB 9 5/8 3 1/4 2,97 7 5/8 REG
3 3 x DRILL COLLAR 8" 8 3 89,93 6 5/8 REG
4 X-OVER 6 5/8" 8 3 2,51 4 1/2 IF
5 9 x HWDP 5" 5 3 269,72 4 1/2 IF
Tabla 106. BHA #1 Sección 16” pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Sección 12 ¼”
BHA #2
N° DESCRIPCIÓN OD (plg) ID (plg) LENGTH (ft) TOP CONN.
1 PDC BIT U519M 12 1/4 - 1,25 6 5/8 REG
2 DHM 800" 78/4 SLEEVE 12" 8 4 13/16 28,97 6 5/8 REG
3 PONY SUB 8 3 9,31 6 5/8 REG
4 11 1/2" STRING STABILIZER 8 3 6,45 6 5/8 REG
5 8" MULE SHOE 8 3 1/4 2,95 6 5/8 REG
6 8" NMDC MWD 7 3/4 3 1/4 30,64 6 5/8 REG
7 8" NMDC 8 3 1/4 30,14 6 5/8 REG
8 UBHHO 8 2 7/8 2,23 6 5/8 REG
9 X OVER 8 2 7/8 2,47 4 1/2 IF
10 31 x 5" HWDP 5 3 923,55 4 1/2 IF
11 HYDRAULIC JAR 6 3 28,89 4 1/2 IF
12 7 x 5" HWDP 5 3 209,66 4 1/2 IF
13 X OVER 5 2 7/8 2,53 5 1/2 FH
Tabla 107. BHA #2 Sección 12 ¼” pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Sección 8 ½”
BHA #3
N° DESCRIPCIÓN OD (plg) ID (plg) LENGTH (ft) TOP CONN.
1 PDC BIT U616 8 1/2 0,83 4 1/2 REG
2 DHM 675*6,7/5,0 SLEEVE 8 3/8 6 3/4 3 1/2 26,47 4 1/2 IF
3 PONY SUB 6 3/4 6 3/4 3 1/4 7,65 4 1/2 IF
4 8" STRING STABILIZER 6 3/4 2 13/16 5,74 4 1/2 IF
5 6 3/4" MULE SHOE 6 3/4 3 1/4 2,99 4 1/2 IF
6 6 3/4" NMDC MWD 6 7/8 3 1/4 31,03 4 1/2 IF
7 6 3/4" NMDC 6 1/8 3 5/16 31,07 4 1/2 IF
156
8 22 x 5" HWDP 5 3 656,98 4 1/2 IF
9 HYDRAULIC JAR 6 3 28,68 4 1/2 IF
10 7 x 5" HWDP 5 3 206,45 4 1/2 IF
11 CROSS OVER SUB 5 3 2,53 5 1/2 FH
5.1.2.7 Seguimiento a la cementación
En la cementación se utilizaron los siguientes materiales
CASING 13 3/8"
LECHADA UNICA
CANTIDAD DE CEMENTO 119 sk AGUA DE MEZCLA 14 bls
VOLUMEN DE LECHADA 22 bls RENDIMIENTO 1,19 ft3/sk
TOPE CEMENTO 140 ft DENSIDAD LECHADA 15,3 ppg
RESISTENCIA COMPRESION 500 psi 6:59 h TIEMPO BOMBEABLE 2:31 h
Tabla 108. Detalle cementación casing 13 3/8” pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
CASING 9 5/8"
LECHADA PRINCIPAL
CANTIDAD DE CEMENTO 393 sk AGUA DE MEZCLA 45 bls
VOLUMEN DE LECHADA 61 bls RENDIMIENTO 1,13
ft3/sk
TOPE CEMENTO 6818 ft DENSIDAD LECHADA 16 ppg
RESISTENCIA COMPRESION 500 psi 5:15 h TIEMPO BOMBEABLE 2:16 h
LECHADA RELLENO
CANTIDAD DE CEMENTO 728 sk AGUA DE MEZCLA 138 bls
VOLUMEN DE LECHADA 202 bls RENDIMIENTO 1,59
ft3/sk
TOPE CEMENTO 4031 ft DENSIDAD LECHADA 13,5 ppg
RESISTENCIA COMPRESION 500 psi 8:02 h TIEMPO BOMBEABLE 3:25 h
Tabla 109. Detalle cementación casing 9 5/8” pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
LINER 7"
LECHADA COLA
CANTIDAD DE CEMENTO 90 sk AGUA DE MEZCLA 7,5 bls
VOLUMEN DE LECHADA 16 bls RENDIMIENTO 1,06 ft3/sk
TOPE CEMENTO - DENSIDAD LECHADA 17 ppg
RESISTENCIA COMPRESION 500 psi 5:53 h TIEMPO BOMBEABLE 2:58 h
LECHADA COLA EXTENDIDA
CANTIDAD DE CEMENTO 37 sk AGUA DE MEZCLA 3 bls
157
VOLUMEN DE LECHADA 6 bls RENDIMIENTO 1,59 ft3/sk
TOPE CEMENTO - DENSIDAD LECHADA 17 ppg
RESISTENCIA COMPRESION 500 psi 8:21 h TIEMPO BOMBEABLE 4:18 h
Tabla 110. Detalle cementación liner 7” pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.2 Evaluación
Fase final de la metodología VCDSE en la cual se realiza una evaluación integral
comparando el diseño programado en la etapa de definición y la ejecución final del proyecto
pozo recopilado en la etapa de seguimiento, con la finalidad de obtener una
retroalimentación útil para los futuros proyectos.
5.2.1 Evaluación al proyecto pozo CYBC-2019
Una vez concluida la perforación del pozo CYBC-2019 se realizó un análisis comparativo
con el fin de identificar los principales cambios realizados al pozo durante la ejecución, a
continuación, se presentarán las modificaciones realizadas.
5.2.1.1 Comparativa columna geológica
La columna geológica programada se realizó con la información suministrada por el área
de geología y el perfil direccional realizado.
En la Tabla 110 se muestra la comparación entre la columna geológica programada y la
columna geológica real verificada por los ripios.
TOPES FORMACIONALES PROGNOSIS VS RIPIOS
FORMACIÓN PROGNOSIS RIPIOS
MD TVD MD TVD
ORTEGUAZA 4468 4458 4494 4481
TIYUYACU 5138 5108 5162 5129
TOPE CGL. SUPERIOR 5323 5288 5369 5332
BASE CGL. SUPERIOR 5509 5468 5460 5421
TOPE CGL. INFERIOR 6139 6068 6117 6050
BASE CGL. INFERIOR 6599 6503 6597 6501
TENA 6827 6718 6825 6715
BASAL TENA 7171 7044 7177 7047
NAPO 7207 7078 7210 7078
CALIZA M1 7412 7273 7403 7264
CALIZA M2 7573 7427 7574 7430
ARENISCA M2 7636 7488 7625 7480
CALIZA A 7702 7552 7690 7544
ARENISCA U SUPERIOR 7751 7599 7741 7595
CALIZA U MEDIA 7770 7618 7763 7617
ARENISCA U MEDIA 7788 7635 7778 7632
ARENISCA U INFERIOR 7806 7653 7801 7654
BASE ARENISCA U INFERIOR 7882 7727 7862 7717
158
CALIZA B 7897 7741 7883 7734
ARENISCA T SUPERIO 7938 7781 7930 7780
TOPE ARENISCA T INFERIOR 8001 7843 7988 7838
BASE ARENISCA T INFERIOR 8054 7895 8042 7890
HOLLIN SUPERIOR 8078 7918 - -
PT 8078 7918 8058 7907
Tabla 111. Comparativa topes formacionales
Elaborado por: Henry Benavides
En la Tabla 110 además podemos observar los topes reales del Conglomerado Superior
(5359ft MD), Conglomerado Inferior (6117ft MD), el objetivo principal Arenisca U
Superior (7741ft MD) y una profundidad total alcanzada de 8058ft es decir 20ft menos de lo
programado.
5.2.1.2 Comparativa tubería de revestimiento
Figura 66. Comparativa tubería de revestimiento pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Como se observa en la Figura 54 el casing de 13 3/8” se asentó a la profundidad de 355ft
con una diferencia de 13ft de la programado, el casing de 9 5/8” se asentó a la profundidad
de 7600ft con una diferencia de 13ft de lo programado y el liner de 7” se asentó a la
profundidad de 8058ft con una diferencia de 20ft de lo programado.
5.2.1.3 Comparativa del programa direccional
En la ejecución del pozo se realizaron pequeños cambios en el perfil direccional los
cuales se presentan a continuación.
159
COMPARACION DE LA INFORMACIÓN DIRECCIONAL DEL POZO
PROGRAMADO REAL
PROFUNDIDAD VERTICAL 7917,7 ft 7906,9 ft
PROFUNDIDAD MEDIDA 8017,8 ft 8058 ft
KOP 1 3500 ft 3599 ft
AZIMUTH 332,2 ° 330,96°
ANGULO MAXIMO 14° 16,21°
DOGLEG 1,5°/100 ft 1,399°/100 ft
KOP 2 5491 ft 5220 ft
AZIMUTH 332,2° 332,02°
DOGLEG 1,5°/100 ft 0,75°/100 ft
ANGULO MAXIMO 18,97° 20,66°
DOP 1 7198 ft 7224 ft
AZIMUTH 332,2° 333,96°
DOGLEG 0,9°/100 ft 0,86°/100 ft
ANGULO MAXIMO 11,35° 9,47°
OBJETIVO 7770,4 MD / 7617,6 TVD 7763ft MD / 7616,42ft
TVD
DESPLAZAMIENTO 1072 ft 1040,5 ft
PROFUNDIDAD TOTAL 8017,8ft MD / 7917,7ft
TVD
8058ft MD / 7906,9ft
TVD
DESPLAZAMIENTO EN LA PROFUNDIDAD
TOTAL 1139 ft 1091,26 ft
Tabla 112. Comparativa información direccional pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
160
Gráfica 30. Survey programado vs survey real pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
-10 190 390 590 790 990 1190 1390
PR
OFU
ND
IDA
D (
ft)
VERTICAL SECTION (ft)
PERFIL DIRECCIONAL PLANIFICADO VS REAL
SURVEY PROGRAMADO SURVEY REAL
161
5.2.1.4 Comparativa del programa de fluidos
Gráfica 31. Comparativa programa de fluidos pozo CYBC-2019
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
En la Gráfica 31 se presenta en color azul la curva de densidad de lodo programada y en
color amarillo la curva de densidad real junto con el sistema de fluido utilizada.
Durante la ejecución se cumplió con los objetivos planteados para cada sección en el
programa de fluidos.
Sección 16”
Figura 67. Objetivos programa de fluidos sección 16”
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
162
Sección 12 ¼”
Figura 68. Objetivos programa de fluidos sección 12 ¼”
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Sección 8 ½”
Figura 69. Objetivos programa de fluidos sección 8 ½”
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
5.2.1.5 Comparativa del programa de brocas
Para la perforación del pozo CYBC-2019 se utilizó solamente 3 brocas a diferencia de las
4 que se programaron, esto debido al buen rendimiento que se tuvo en la ejecución por la
163
parte direccional y los parámetros usados junto con el buen manejo de los fluidos de
perforación.
COMPARATIVA DEL PROGRAMA DE BROCAS
PROGRAMADO REAL
SECCION BROCA IADC JETS-TFA INTERVALO
(MD) SECCION BROCA IADC JETS-TFA
INTERVALO
(MD) CALIFICACION
16" RC 115 1X16 + 3X15
0,714 322'
(46-368) 16" RC 115
1X18 + 3X14 0,699
303' (52-355)
0-0-NO-A-E-I-NO-TD
12 1/4" PDC M323 7X13
0,907
6455'
(368-6823) 12 1/4" PDC M323
7X13
0,907
7245'
(355 - 7600) 0-1-BT-S-X-I-NO-TD
12 1/4" PDC M323 7X13
0,907
754'
(6823 - 7523)
8 1/2" PDC M323 6X12 0,663
520' (7587 - 8078)
8 1/2" PDC M423 6X12 0,663
458' (7600 - 8058)
0-0-NO-A-X-I-NO-TD
Tabla 113. Comparativa del programa de brocas pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.2.1.6 Comparativa del programa de BHA
Al igual que en las brocas se utilizó solo tres BHA para la perforación de este pozo.
COMPARATIVA PROGRAMA DE BHA
PROGRAMADO REAL
DIAMETRO TIPO SARTA DIAMETRO TIPO SARTA
16" CONVENCIONAL 16" CONVENCIONAL
12 1/4" DIRECCIONAL MOTOR +
MWD 12 1/4"
DIRECCIONAL MOTOR +
MWD 12 1/4"
DIRECCIONAL MOTOR +
MWD
8 1/2" DIRECCIONAL MOTOR +
MWD 8 1/2"
DIRECCIONAL MOTOR +
MWD
Tabla 114. Comparativa programa de BHAs pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.2.1.7 Comparativa del programa de cementación
El programa de cementación se ajustó con las modificaciones que se realizaron en el
perfil direccional y las profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento.
164
COMPARATIVA DEL PROGRAMA DE CEMENTACIÓN
PROGRAMADO REAL
DIAMETRO
CSG
TIPO DE
LECHADA DENSIDAD LONGITUD
DIAMETRO
CSG
TIPO DE
LECHADA DENSIDAD LONGITUD
13 3/8" UNICA 15,3 322 13 3/8" UNICA 15,3 215
12 1/4" PRINCIPAL 16 800
12 1/4" PRINCIPAL 16 813
RELLENO 13,5 2787 RELLENO 13,5 2787
8 1/2" COLA 17 355
8 1/2" COLA 17 471
COLA EXTENDIDA 15,8 187 COLA EXTENDIDA 17 287
Tabla 115. Comparativa del programa de cementación pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.2.1.8 Comparativa de parámetros de perforación
Los parámetros utilizados en la perforación del pozo se fueron ajustando conforme se
avanzaba con la ejecución teniendo en cuenta lo establecido en la etapa de Definición.
COMPARATIVA DE PARAMETROS DE PERFORACION
DIAM BHA FORMACION CAUDAL
(gpm) RPM
WOB
(klb)
ROP INST
ROT.
(ft/h)
DIAM BHA FORMACION CAUDAL
(gpm) RPM
WOB
(klb)
ROP INST
ROT.
(ft/h)
16" 1 SUPERFICIAL 400 40-
100 5-25 47 16" 1 SUPERFICIAL 350 40 4 67,3
12
1/4" 2
CHALCANA
ORTEGUAZA
TIYUYACU TENA
550-920 40-80 5-40 64
12
1/4" 2
CHALCANA
ORTEGUAZA
TIYUYACU TENA
550-900 40-80 4-22 106
TIYUYACU
CONGLOMERADOS 600 40 5-12 35
TIYUYACU
CONGLOMERADOS
BASAL TENA
600-700 40 12-20 35
12
1/4" 3 TENA NAPO 550-920 40-80 5-40 64 TENA NAPO 550-900 40-80 20-40 45
8 1/2" 4 NAPO 380 40-80 5-30 43 8 1/2" 3 NAPO 350 80 22 61
Tabla 116. Comparativa de parámetros de perforación pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
Con estos parámetros, en la Gráfica 32 podemos observar los ROP alcanzados en cada
sección.
165
Gráfica 32. ROP vs profundidad pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.2.1.9 Comparativa curva de tiempo
Con el ROP alcanzado y la reducción de tiempo al utilizar solo 3 BHAs se redujo el
tiempo en 1.65 días ya que el tiempo programado fue de 11.90 días y el tiempo real fue de
10.25 días.
166
Gráfica 33. Tiempo programado vs real pozo CYBC-2019
Elaborado por: Henry Benavides
5.3 Análisis económico comparativo para el pozo CYBC-2019
Para el análisis económico se obtuvo los costos totales por servicio planificados y los
costos reales, estos valores se los presentó y comparó en forma de porcentaje ya que estos
valores son considerados sensibles y estratégicos porque involucra empresas con las que no
se tiene ningún convenio y además todos los contratos firmados entre ellas son
confidenciales.
Para la realización del presupuesto del pozo los servicios se dividieron en grupos para un
mejor control y designación de responsabilidades.
167
Los grupos fueron los siguientes:
GRUPOS PRESUPUESTO DEL POZO CYBC-2019
GRUPO SERVICIO
GRUPO 1 SERVICIO TALADRO PERFORACIÓN
GRUPO 2
GERENCIAMIENTO Y SUPERVISION EN CAMPO
FLUIDO DE PERFORACIÓN
PERFORACION DIRECCIONAL Y ACCSESORIOS
MARTILLO DE PERFORACIÓN
PROVEEDOR DE BROCAS
SERVICIO DE DISPOSICIÓN FINAL
CONTROL DE SOLIDOS
SERVICIO DE MUG LOGGING
REGISTROS EN HOYO ABIERTO
SERVICIO DE CEMENTACIÓN
SERVICIO DE COLGADOR DE LINER
GRUPO 3 SERVICIO LWD-GR
SERVICIO DE GYRO
GRUPO 4 TUBERIA DE REVESTIMIENTO
CORRIDA TUBULARES Y MATERIALES ADICIONALES
GRUPO 5 MATERIALES CABEZAL DEL POZO
GRUPO 6 SERVICIO DE WIRELINE
GRUPO 7 GYRO REGISTRO CONTINUO
GRUPO 8 SERVICIO INSPECCION DE TUBULARES
GRUPO ADM REPARACION TUBERIA, COMBUSTIBLES, PERMISOS
Tabla 117. Clasificación de servicios por grupos
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Una vez establecidos los grupos se realizó el presupuesto para la ejecución del pozo
CYBC-2019 el mismo que se comparó con los costos reales generados una vez concluida la
ejecución del pozo. La diferencia de costos de cada servicio se la presenta a continuación.
168
Gráfica 34. Comparación de costos Planificado vs Real
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Como vemos en la Grafica 34 en el servicio del taladro de perforación se tuvo un ahorro
de 34,6% a lo presupuestado, en el grupo 2 con los servicios de perforación direccional y
demás se tuvo un ahorro del 1,6%, el servicio de LWD no se utilizó por eso se tuvo un
ahorro de 100%, en la tubería de revestimiento se tuvo un ahorro del 6,9% y un 19,6% en la
corrida de estos, en la corrida de registros con wireline se tuvo un ahorro del 82,1%, en la
reparación de tubería, combustible y gastos administrativos se tuvo un ahorro de 68,4%.
En los costos de Gyro y Cabezal del pozo no se tuvo ninguna diferencia ya que estos
fueron costos fijos por operación.
Los costos de Gyro registro continuo y el servicio de inspección de tubulares presentan
un porcentaje negativo ya que son valores de que no se tenían presupuestados y se los
adiciono conforme su necesidad durante la ejecución.
Con esto se obtuvo una diferencia del costo total del pozo del 23,6% del presupuesto
planificado.
34.6%
1.6%
100.0%
0.0% 6.9%19.6%
0.0%
82.1%
-100.0% -48.3%
68.4%
SER
VIC
IO T
ALA
DR
OP
ERFO
RA
CIO
N
GR
UP
O D
IREC
CIO
NA
L +
CEM
ENTA
CIO
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-GR
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O
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SPEC
CIO
N D
ETU
BU
LAR
ES
REP
AR
AC
ION
TU
BER
IA,
CO
MB
UST
IBLE
S, P
ERM
ISO
S
DIFERENCIA DE COSTOS EN
PORCENTAJE PLANIFICADO VS REAL
169
Gráfica 35. Diferencia costo total del pozo
Fuente: (Cuyabenopetro, 2019)
Elaborado por: Henry Benavides
Con esto se da por terminado la aplicación de la metodología VCDSE para el diseño y
ejecución del pozo CYBC-2019, donde se cumplió con el planteamiento y desarrollo de las
5 fases que componen la metodología lo que nos llevó a ejecutar adecuadamente la
perforación del pozo y un ahorro de 23.6% de lo ejecutado frente a lo planificado.
00%
05%
10%
15%
20%
25%
DIFERENCIA COSTO TOTAL
23.6%
DIFERENCIA COSTO TOTAL DEL POZOPLANIFICADO VS REAL
170
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones
La metodología VCDSE es una herramienta fundamental en la administración de
proyectos petroleros, y busca incrementar la eficiencia operativa y mejorar la
productividad de la inversión, para esto la metodología se fundamenta en la
optimización mediante el análisis técnico en las etapas de planificación de un proyecto.
En la metodología VCDSE se genera y analiza varios escenarios a fin de encontrar el
más favorable técnica y económicamente para su ejecución. Esto se realizó en este
proyecto dando como resultado la generación de tres probables escenarios y la
selección de uno, del cual se desarrolló la ingeniería conceptual y de detalle para su
ejecución y evaluación.
El escenario seleccionado fue el de un pozo tipo J de tres etapas (13 3/8” – 9 5/8” –
7”) con una profundidad total de 8078ft e inclinación máxima de 18.9°, en la ejecución
del pozo se tuvo como profundidad total 8058ft e inclinación máxima de 20.66° lo que
se encuentra dentro del diseño planificado.
Con la sección de 16” más corta se logró eliminar el uso de un BHA para la
construcción de esta sección, además se logra una buena limpieza y mejores tasas de
penetración en la sección de 12 ¼”, eliminando también el uso de un BHA,
Para la determinación de la curva de tiempo base con la aplicación de la metodología
VCDSE se realizó un análisis de tiempos en la fase de Visualización donde se
determinó el tiempo para la ejecución de las diferentes operaciones dentro de la
perforación y en la fase de Conceptualización se analizó los tiempos no productivos
donde se determinó que los problemas presentados en los pozos de correlación fueron
de logística y fallo de herramientas.
La curva de tiempo base establecida para el proyecto pozo fue de 11.90 días, la misma
que en la ejecución se redujo obteniendo un total de 10.25 días dando una diferencia
de 1.65 días.
En la parte económica se tuvo una diferencia favorable del 23.6% del presupuesto en
comparación con el costo real del pozo.
171
6.2 Recomendaciones
Aplicar la metodología VCDSE en la planificación y ejecución de proyectos futuros
en el campo Cuyabeno-Sansahuari y extender su uso a otros campos petroleros del
país.
Aplicar la metodología VCDSE con un equipo multidisciplinario ya que es necesario
profundizar en análisis técnicos, logísticos y económicos que involucran otras áreas
de estudio.
Mantener la construcción de una sección de 16” más corta para ahorrar tiempo y dinero
en la construcción de esta sección y optimizar los parámetros para las siguientes
secciones.
Realizar una retroalimentación tanto a nivel de la empresa Cuyabenopetro como en
Petroamazonas EP que permita un aprendizaje y mejora continua.
Capacitar al personal de las empresas involucradas en la industria petrolera para
optimizar la planificación y administración de proyectos.
172
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