UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL...
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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TESIS DE GRADO
PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
TEMA:
ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DE IMPLEMENTAR UN SIDETRACK O
PERFORACIÓN CON VENTANA EN EL POZO CULEBRA 10H DE
PETROECUADOR
AUTOR:
GINO PONCE PÁRRAGA.
DIRECTOR DE TESIS:
ING. JORGE DUEÑAS
QUITO – ECUADOR
2010
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor
Gino Xavier Ponce Párraga
CI. 1717397390
IV
INFORME DEL DIRECTOR DE TESIS
En calidad de Director de Tesis certifico que la presente tesis “Estudio de la factibilidad
de implementar un sidetrack o perforación con ventana en el pozo Culebra 10H de
Petroecuador”, ha sido realizada en su totalidad por el Sr. Gino Xavier Ponce Párraga bajo
mi total y completa supervisión.
________________________
Ing. Jorge Dueñas Mejía
DIRECTOR DE TESIS.
V
CARTA DE LA EMPRESA
VI
DEDICATORIA
Esta tesis está dedicada en primer lugar a Dios por darme Salud y Vida para poder culminar la Carrera y por haberme mantenido firme en el camino del bien, dándome las fuerzas
necesarias en cada momento de mi vida.
A mis padres Italia y Gino por ser las personas que desde pequeño me inculcaron valores fundamentales para el desempeño de mi vida, y quienes supieron guiarme y motivarme
para poder alcanzar todas mis metas.
A todos mis seres queridos por brindarme su apoyo de manera incondicional en todo momento.
Todas estas personas han sido motivo para que yo logre una de las metas más importantes
de mi vida, de la cual me siento muy orgulloso.
VII
AGRADECIMIENTOS
A la Universidad Tecnológica Equinoccial por ser lumbrera de conocimiento y formar profesionales con visión de excelencia y liderazgo.
Al Ing. Jorge Dueñas por estar en todo momento de manera constante dirigiendo e impartiendo sus amplios conocimientos para finalizar mi Tesis.
A la empresa EP – PETROECUADOR por haberme permitido realizar mi Tesis dentro de sus instalaciones brindándome todas las facilidades necesarias.
A todos mis profesores y compañeros al igual que a personas particulares quienes de una u otra forma contribuyeron a que culmine mi Carrera.
VIII
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN
INFORME DEL DIRECTOR DE TESIS
CARTA DE LA EMPRESA
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTOS
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE CONTENIDO
ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE TABLAS
SIMBOLOGÍA
RESUMEN
SUMMARY
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
XI
XII
XIII
XV
XVII
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I
1. Generalidades .......................................................................................................................... 1
1.1 Introducción ................................................................................................................... 1
1.2 Planteamiento Del Problema ......................................................................................... 2
1.3 Formulación Y Sistematización Del Problema ............................................................ 2
1.4 Objetivos De La Investigación ...................................................................................... 3
1.4.1 General ............................................................................................................... 3
1.4.2 Específicos ......................................................................................................... 3
1.5 Justificación De La Investigacion ................................................................................. 3
1.6 Hipótesis ......................................................................................................................... 4
1.7 Variables ......................................................................................................................... 4
1.7.1 Variable Independiente ..................................................................................... 4
1.7.2 Variable Dependiente ........................................................................................ 4
1.7.3 Variable Interviniente........................................................................................ 4
1.8 Aspectos Metodológicos .............................................................................................. 4
CAPÍTULO II
2. Marco Teórico ......................................................................................................................... 6
2.1 Introducción ................................................................................................................... 6
2.2 Aplicaciones Generales ................................................................................................. 8
X
2.3 Descripción General De Los Sistemas De Apertura De Ventana En El Casing
(Whipstock) .......................................................................................................................... 9
2.3.1 Sistema “Window Master” ............................................................................... 9
2.3.2 Estructura Del Corte “Metal Muncher” ......................................................... 10
2.3.3 Características Y Beneficios ........................................................................... 11
2.3.4 Variables Para La Selección Del Whipstock Correcto ................................. 12
2.3.5 Orientación Del Whipstock ............................................................................ 13
CAPÍTULO III
3. Información Del Pozo Horizontal Culebra 10hz ................................................................. 19
3.1 Datos Generales: ........................................................................................................... 19
3.2 Estratigrafia Esperada (Prognosis)............................................................................... 21
3.3 Programa Direccional ................................................................................................... 22
3.3.1 Perfil Direccional............................................................................................... 23
3.3.2 Survey ................................................................................................................ 25
3.3.3 Plan De Anotaciones ......................................................................................... 25
3.3.4 Detalles De Formaciones .................................................................................. 25
3.4 Sumario De Perforación: Culebra 10hz. ...................................................................... 32
3.4.1 Sección Superficial ............................................................................................ 32
3.4.2 Sección Intermedia ............................................................................................ 34
3.4.3 Sección Liner Intermedio .................................................................................. 36
3.5 Procedimientos De Pesca ............................................................................................. 38
XI
CAPÍTULO IV
4. Operación De Apertura De Ventana (Sidetrack) Del Pozo Culebra 10hz ........................ 50
4.1 Programa Direccional De Apertura De Ventana (Sidetrack) ................................... 51
4.1.1 Información General De La Apertura De Ventana ....................................... 52
4.1.2 Perfil Direccional ............................................................................................ 53
4.1.3 Survey .............................................................................................................. 55
4.1.4 Plan De Anotaciones ....................................................................................... 55
4.1.5 Detalles De Formaciones ................................................................................ 55
4.2 Resumen De Apertura De Ventana (Sidetrack) ........................................................ 59
4.3 Survey Final ................................................................................................................. 70
4.4 Análisis Comparativo Entre Los Planes Del Pozo Y El Plan Ejecutado.................. 74
CAPÍTULO V
5. Conclusiones Y Recomendaciones ...................................................................................... 77
5.1 Conclusiones ................................................................................................................ 77
5.2 Recomendaciones ........................................................................................................ 78
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Apertura De Una Ventana Con Whipstock…………………………………......... 7
Figura 2. Pasos Operativos Seguidos Por El Sistema Window Master…………………… 12
Figura 3. Ejemplos De Medida De Inclinación Del Pozo………………………………. .... 14
XII
Figura 3.1 Perfil Direccional…………...………………………………………………… 24
Figura 4. Medición Del Azimuth Del Pozo……………………………………………… .. 15
Figura 4.1 Diagrama Del Perfil Del Pozo…………………………...……………………. 54
Figura 5. Lado Alto De La Cara De La Herramienta (Tool Face)…………………… ........ 16
Figura 6. Herramienta Gyro……………………………………………………………….. 17
Figura 7. Herramienta De Bloqueo De Ensamblaje…………………………………. ......... 18
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Resumen De Operaciones De La Sección Superficial………………………….. 33
Tabla 3.1 Survey………………………………………………………………………....... 26
Tabla 3.2 Plan De Anotaciones……………………………………………………………. 30
Tabla 3.2 Resumen De Perforación Del Bha No 3 De La Sección Intermedia…………….34
Tabla 3.3 Detalle De Formaciones……………………………………………………… ... 31
Tabla 3.3 Resumen De Perforación De Los Bha 4, 5 Y 6 De La Sección Intermedia ......... 35
Tabla 3.4 Resumen De Perforación Del Bha 7 De La Sección De Liner Intermedio. .......... 36
Tabla 3.5 Resumen De Perforación Del Bha 8 De La Sección De Liner Intermedio… ....... 37
Tabla 4.1 Survey…………………………………………………………………………... 56
Tabla 4.2 Plan De Anotaciones………………………………………………………… ..... 57
Tabla 4.3 Detalles De Formaciones……………………………………………………..… 58
Tabla 4.5 Survey Final…………………………………………………………………… .. 71
XIII
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO DESCRIPCIÓN ROP Rate of penetration
DLS Dog leg severity
VS Vertical section
PDC Polycrystalline diamond compact
BTC Buttress thread conection
BOP Blowout preventer
DP Drill pipe
HWDP Heavy weight drill pipe
TQ Torque
HYD Hydraulic
DC Drill collars
CBL Cement bond log
VDL Variety density log
GR Gamma Ray
CCL Casing collar locator
RTTS Retrievable test treat squeeze
ST Sidetrack
CIBP Cast iron bridge plug
PPG Pound per gallon
WOB Weight on bit
XIV
GPM Galones por minuto
RPM Revoluciones por minuto
PSI Pound square inch
BLS Barriles
FT/HR Pie/hora
CSG Casing
KLB Kilolibras
SPM Stroke por minuto
LPG Libra por galón
ADR Azimutal deep resistivity
XV
RESUMEN
La tesis señala la descripción de la apertura de ventana (sidetrack) realizada en el pozo
Culebra 10H, y un análisis comparativo entre el plan programado y el ejecutado.
Cuando se realiza trabajos de perforación es fundamental contar con un programa
previamente detallado de las operaciones que se van a realizar en el pozo, con el fin de
cumplirlo y llegar al objetivo establecido. Durante la perforación se pueden presentar
diversos inconvenientes y uno de ellos es el entrampamiento de la sarta dentro del pozo
(pescado) sin posibilidad de recuperación lo cual complica el avance de la operación, por
esta razón se debe conocer el método de apertura de ventana (sidetrack) que permite
solucionar problemas generados por la falta de inspección y pruebas a las herramientas,
exceso de tensión o negligencia del perforador, entre otros.
En el capítulo I se muestra el planteamiento del problema, los objetivos, justificación,
hipótesis y el método por el cual se va a realizar este trabajo.
El capítulo II presenta una descripción general de los sistemas de apertura de ventana, el
funcionamiento operativo del sistema Window Master, las herramientas utilizadas en este
tipo de operación y la orientación del Whipstock.
El capítulo III muestra la información general del pozo Culebra 10Hz., la estratigrafía
esperada (prognosis), programa direccional, sumario de perforación y procedimientos de
pesca.
XVI
El capítulo IV presenta la operación de apertura de ventana (sidetrack) del pozo Culebra
10Hz., el programa direccional de apertura de ventana, un resumen de las operaciones
realizadas en el pozo y el análisis comparativo entre lo programado y lo ejecutado.
Finalmente, el capítulo V señala las conclusiones y recomendaciones en base al trabajo
realizado.
XVII
SUMMARY
This thesis has the description of the window opening (sidetrack) made in the well Culebra
10H, and a comparative analysis between programmed and executed plan. When
performing drilling jobs is essential have an operations detailed program previously to be
performed in well to get the objective. During drilling, several problems can occur and one
is the trapping of the drillstring into the well (fish) without chance of recovery which
complicates the progress of the operation, for this reason we must know the window
opening method (sidetrack) that allows us to solve problems caused by the lack of
inspection and testing tools, tension excess or negligence of the operator, among others.
Chapter I contain the problem statement, objectives, justification, hypothesis and the
method to get the job done. Chapter II presents a general description of the window
opening system, the operational performance of Master Window System, tools used in this
kind of operation and the Whipstock orientation. Chapter III contains general information
of the well Culebra 10Hz. Stratigraphy expected (prognosis), directional program, drilling
summary and fishing procedures. Chapter IV presents the window opening operation
(sidetrack) of well Culebra 10Hz, directional opening window program, a summary of the
operations in the well and the comparative analysis between planned and executed. Finally,
Chapter V contains conclusions and recommendations based on the work.
__________________
Ing. Jorge Dueñas Mejía
DIRECTOR DE TESIS.
XVIII
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. GENERALIDADES
Este capítulo muestra una breve introducción de lo que es la tecnología de apertura de
ventanas (sidetrack), y el objetivo principal del presente trabajo.
1.1 INTRODUCCIÓN
La tecnología aplicada a la apertura de ventanas en pozos revestidos es una técnica que
utiliza un innovador sistema de tecnología de punta que permite la rehabilitación de pozos
abandonados, unos por tubería colapsada y otros por “pescado”, así como incorporar otras
zonas a un mismo pozo productor, siendo esta última su aplicación más importante.
Además, esta técnica ha permitido usar pozos viejos para desarrollar proyectos de
recuperación secundaria.
Fue en los Estados Unidos donde se inició el desarrollo de la técnica de apertura de
ventanas en la década de los 80 y posteriormente en Venezuela. En Ecuador ésta es
aplicada desde 1997 en nuestros campos y actualmente su aplicación se ha visto
incrementada.
El objetivo principal de este estudio es la evaluación de la técnica de desvío de pozo
(sidetrack) y continuación de la perforación para alcanzar el objetivo planteado.
El viejo adagio petrolero “El mejor lugar para encontrar petróleo es donde éste ya existe”
está siendo cada vez más tomado en cuenta por las compañías de explotación de gas y de
petróleo en el Ecuador y en el mundo. En Ecuador existe una gran cantidad de pozos que
2
podrían ser candidatos potenciales para la aplicación de la técnica de desvío de pozo con el
fin de incorporar reservas de petróleo o como pozos inyectores para recuperación
secundaria o mejorada.
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El pozo culebra 10Hz. presenta un problema de obstrucción que impide alcanzar el objetivo
principal. Esta situación se presentó luego de bajar con un ensamblaje de limpieza de liner
de 7”. Después de muchos intentos por liberar la tubería, finalmente quedó en el pozo un
pescado cuyo tope esta a 9,330’. Ante esta situación se planteó abrir una ventana en el
casing intermedio de 9 5/8” usando un whipstock que permita desviar el pozo mediante la
perforación del hueco con broca de 8 ½” para continuar la perforación y alcanzar el
objetivo propuesto.
1.3 FORMULACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA
Ante la imposibilidad de continuar la perforación de acuerdo al programa de perforación
planteado, surge la siguiente interrogante. ¿Existe la posibilidad de recuperar el pozo
mediante alguna técnica existente en la industria petrolera? Una alternativa sería la técnica
apertura de una ventana y desvío del pozo sobre el pescado dejado en el pozo. ¿Cuál es la
posibilidad de éxito en este tipo de operaciones? ¿Existe en el mercado ecuatoriano la
disponibilidad de herramientas para llevar a efecto este trabajo?
3
1.4 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
A continuación se describen los objetivos planteados para el desarrollo del trabajo.
1.4.1 GENERAL
Estudiar la implementación de desvió del pozo y la construcción de una ventana en el pozo
culebra 10Hz. para continuar la operación de perforación del pozo y cumplir el objetivo
planteado.
1.4.2 ESPECÍFICOS
Planteamiento del procedimiento de instalación de herramientas para producir la apertura
de la ventana y desvío del pozo.
Descripción de la ejecución del programa de instalación de las herramientas seleccionadas
para producir el desvío y apertura de la ventana.
1.5 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
Ante la imposibilidad de continuar la perforación del pozo Culebra 10Hz. siguiendo el
programa establecido. Se plantea un programa alterno que consiste en generar una ventana
en el casing y desviar el pozo (Sidetrack) para continuar la perforación del mismo. Este
método ha sido usado en muchas ocasiones para condiciones similares a las presentadas en
el pozo Culebra 10Hz. y se han obtenido resultados positivos.
4
1.6 HIPÓTESIS
La aplicación adecuada de la técnica de apertura de una ventana, desvío del pozo en el
casing de 9 5/8” para continuar la perforación del pozo Culebra 10 Hz. es una alternativa
que permitiría conseguir el objetivo planteado en el programa original de perforación.
La experiencia del técnico direccional permitiría conseguir que la orientación de la
herramienta deflectora y consecuentemente de la ventana sea la requerida para lograr el
azimuth que el pozo necesita para llegar al objetivo.
1.7 VARIABLES
Las variables del trabajo son las siguientes:
1.7.1 VARIABLE INDEPENDIENTE
Método de desvío y apertura de ventana a ser implementado 1.7.2 VARIABLE DEPENDIENTE
Inclinación y rumbo del pozo obtenidos después de la aplicación del método
1.7.3 VARIABLE INTERVINIENTE
Experiencia del técnico direccional, comportamiento de las herramientas usadas.
1.8 ASPECTOS METODOLÓGICOS
El desarrollo metodológico del trabajo consiste en obtener la suficiente información de la
fuente en este caso PETROPRODUCCIÓN que es la empresa operadora del campo Culebra
5
donde se perforó el pozo Culebra 10 Hz. El siguiente paso será organizar la información de
manera secuencial para establecer las posibles causas que generaron el problema de
obstrucción que terminó con un pescado en el pozo. De manera complementaria se
obtendría información directamente de los actores involucrados en las operaciones. Del
análisis de la información obtenida se plantea obtener observaciones y comentarios sobre la
aplicación de los procedimientos y prácticas usados por la operadora para la orientación y
apertura de la ventana. Finalmente, en base a un análisis post operativo se realizarán las
conclusiones y recomendaciones resultantes del trabajo realizado.
XVIII
CAPÍTULO II
6
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
El siguiente capítulo nos muestra la técnica de perforación de apertura de ventana
(sidetrack), sus aplicaciones generales, características y beneficios y el tipo de herramientas
utilizadas en este tipo de operaciones. También nos enseña una descripción general de los
sistemas de apertura de ventana en el casing (whipstock) y su funcionamiento.
2.1 INTRODUCCIÓN
La apertura de ventana (sidetrack) es una técnica de perforación que consiste en la
desviación del hueco sobre una obstrucción que podría ser un pescado o una corrección de
la trayectoria debido a pérdidas del control direccional severo del pozo de acuerdo a la
trayectoria planeada originalmente.
Para llevar a efecto este tipo de trabajos se requiere de herramientas especiales y personal
experimentado en el uso de tales herramientas. Esta sección presenta de manera general las
herramientas y procedimientos usados en la apertura de ventanas en hueco revestido. El
BHA usado normalmente está formado básicamente por el conjunto de una cuchara
deflectora y un moledor de acero (Mill) conocido de manera integral como Whipstock. Una
vez que este ensamblaje es direccionado en base a la lectura emitida por el Gyro, se activan
las cuñas de anclaje y se procede a romper el pin de fijación del Mill y comienza la apertura
de la ventana para continuar luego con la perforación de los primeros pies de formación en
la dirección y el ángulo de inclinación generado por la cuchilla deflectora. Finalmente, se
baja un ensamblaje con Mill y Watermelon para reacondicionar la ventana en el casing.
7
Después, de todo este proceso se retoma la operación normal de perforación para conseguir
el objetivo planteado en el programa original. La figura 1 ilustra la apertura de la ventana y
la salida del ensamblaje en la dirección planeada.
Figura 1. Apertura de una ventana con Whipstock
Fuente: Baker Hughes Incorporated
Elab. Por: Ponce, G.
8
2.2 APLICACIONES GENERALES
En general una apertura de ventana se realiza para:
1. Rehabilitar pozos que han sido abandonados debido a obstrucciones ó “pescado”.
2. Perforar alrededor de la tubería de revestimiento colapsada ó dañada.
3. Corregir la dirección del pozo.
4. Recompletación de un pozo donde las perforaciones están taponadas y las técnicas
convencionales son insuficientes para restaurar la producción.
5. La aplicación más importante en la actualidad es para perforar re-entrada en los pozos, es
decir, perforar pozos multilaterales para incluir otras zonas productoras.
Desviación del pozo en general
Si durante las operaciones de perforación ocurren problemas como, desestabilización de
formaciones, empaquetamiento severo, entrampamiento de la tubería por motivos de
geometría del pozo, etc. que finalmente podrían terminar con un pescado que impida
continuar la perforación; se puede usar la técnica direccional para desviar el pozo sobre el
pescado y llegar al objetivo propuesto.
La apertura de una ventana en la tubería de revestimiento de un pozo es una perforación
lateral que se realiza con instrumentación y herramientas de avanzada tecnología por
personal altamente especializado. Esta ventana en la tubería revestidora se la realiza
considerando la dirección que tendrá el pozo desviado después de ejecutar todo el
procedimiento.
9
2.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS SISTEMAS DE APERTURA DE
VENTANA EN EL CASING (WHIPSTOCK)
El nombre genérico del sistema de apertura de ventanas es “Whipstock”. Sin embargo, cada
compañía de servicio proveedora de estos sistemas tienen su nombre comercial
normalmente asociado al término “Whipstock”.
Un packer permanente con un sistema para fijar la orientación es corrido hasta el KOP
deseado. Una vez que el packer es asentado, un mil abridor es bajado con el whipstock. El
ensamblaje del whipstock es asegurado en el packer. Aplicar peso para liberar el mil
abridor del whipstock, el mill abridor es usado para cortar el casing y luego es sacado del
hueco. Una broca desviadora reemplaza al mill abridor. La fuerza del whipstock desvía la
broca a un lado del casing, haciendo una ventana de 8 a 12 pies. Una vez fuera del casing,
la misma broca perfora un hueco piloto, luego la broca es reemplazada con un taper mill y
un watermelon para abrir una ventana suficientemente grande para acomodar un BHA
convencional. Después que la ventana esta acondicionada el taper mill es reemplazado por
una broca convencional para reasumir las operaciones normales de perforación.
2.3.1 SISTEMA “WINDOW MASTER”
La tecnología desarrollada para la apertura de ventanas actualmente ofrece un sistema
innovador de tecnología de punta que reduce sustancialmente el tiempo de utilización de
taladro, es el sistema “Window Master”. A diferencia de sistemas convencionales,
"Window Master" puede iniciar, cortar y rimar la ventana sin requerir de un cambio en el
conjunto de herramientas en el pozo; por ejemplo “Corte de Arranque”, eliminando por lo
10
menos dos corridas completas. Esto hace a "Window Master" el único sistema
verdaderamente de “UNA SOLA CORRIDA” disponible. La figura 2 presenta los pasos
operativos del sistema Window Master descritos a continuación.
1. Asentar un tapón puente encima del tapón de cemento previamente ubicado sobre la
obstrucción o profundidad que se presentó el problema. Este tapón puente puede ser
corrido y asentado con cable eléctrico o tubería.
2. Bajar el ensamblaje del Whipstock sobre el tapón puente.
3. Bajar Gyro y orientar el whipstock en la dirección propuesta en el programa
direccional del pozo y asentarlo.
4. Asentar peso de la sarta y romper el pin que fija el Mill que será usado para abrir la
ventana. Iniciar la apertura de la ventana con parámetros recomendados por el
especialista.
5. Incrementar el peso sobre el Mill y proceder a rimar sobre la ventana para tener un
acceso y salida suave de los ensamblajes que serán usados en la perforación del pozo.
2.3.2 Estructura del corte “Metal Muncher”
“Metal Muncher” es una tecnología especialmente ingeniada para cortar el metal en lugar
de pulverizarlo, es efectiva incluso en aceros con alto contenido de cromo. Los cortadores
del “Metal Muncher” producen pequeños y uniformes cortes facilitando la circulación de
los desperdicios cortados a superficie. Este estilo de corte también reduce el peso requerido
para cortar fuera del “casing”. Los requerimientos de torque en el corte y la sarta de
11
perforación también son reducidos, mientras la rata de penetración (ROP) aumenta,
haciendo posible cortar efectivamente en pozos que presentan geometría irregular.
2.3.3 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS
Corte de ventanas en “Una Corrida”.
Se requiere de menor tiempo de utilización del taladro.
Una variedad de dispositivos se encuentran disponibles.
Sistema de desviador recuperable.
Característica de “Anti – giro” para un corte controlado.
La disposición del cortador de Ventana/Muñón evita el corte del desviador.
Tecnología “Metal Muncher”. Conjunto de herramientas diseñado por computador para
un mejor comportamiento de fatiga.
El ángulo de desviación excéntrico entre la rampa del desviador y la tubería de
revestimiento facilita el reingreso con conjunto de herramientas de pozo poco flexibles.
El desviador con orificio de conexión para conexiones macho (pin) facilita el corte sin
dañar el desviador.
Una variedad de herramientas de pesca para recuperar el desviador
12
Figura 2. Pasos operativos seguidos por el sistema Window Master
Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G.
2.3.4 Variables para la selección del Whipstock correcto
Tipo de equipo : Rotatorio o Coil Tubing
Tipo de Formación : Dura, Media o Suave
Zona de objetivo
Radios cortos o largos
Restricciones en el pozo
Recuperables o permanentes
13
2.3.5 Orientación del Whipstock
Razones para monitorear un pozo
Para evitar otros pozos
Para permitir la intersección de pozos de alivio en caso de reventón
Para localizar patas de perro y permitir el cálculo de las mismas
Para alcanzar el objetivo geológico
Para la determinación de equidad
Ayudar a la ingeniería de yacimientos
Para las regulaciones gubernamentales
Medidas
Inclinación
Azimuth
Toolface
Highside / Magnetic / Gyro HS / Gyro MAG
Opcional
Temperatura
Evaluación de la formación
Dinámicas
Angulo de inclinación magnético
Intensidad del campo magnético y gravitacional
Coordenadas rectangulares
14
Inclinación (Drift)
El ángulo (en grados) entre la vertical local y la tangente al eje del pozo en un punto
particular.
Por la convención en operaciones de campos petroleros, 0o es vertical y 90o es
horizontal. La figura 3 ilustra varios ejemplos de la medición de la inclinación del
pozo.
Figura 3. Ejemplos de medida de inclinación del pozo
Fuente: Baker Hughes Incorporated
Elab. Por: Ponce, G.
Azimuth (Dirección del hueco)
El azimuth de un pozo en un punto es la dirección de la perforación en el plano
horizontal, medido como un ángulo en sentido horario (0o – 360o) en referencia al norte
magnético.
15
Todos los instrumentos magnéticos dan lecturas haciendo referencia al norte
magnético, sin embargo, las coordenadas finales calculadas hacen referencia a
cualquier norte verdadero o norte cuadriculado (Figura 4).
Figura 4. Medición del azimuth del pozo
Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G.
Toolface
El término "toolface" se utiliza a menudo como un acortamiento de la frase
"orientación de la herramienta". Esto se puede expresar como una dirección de norte o
parte superior del pozo
La orientación toolface es la medición angular de una herramienta de desviación con
respecto al norte o hacia la parte superior (highside). La figura 5 muestra el lado alto de
16
la herramienta que permite a los direccionales ocasionar desviación del pozo en una
dirección determinada.
Figura 5. Lado alto de la cara de la herramienta (Tool Face)
Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G.
Surface Readout Gyro
Función
Proporciona lectura en superficie de inclinación y dirección a través de la sección
requerida por el pozo
Proporciona lectura en superficie de orientación en ambientes magnéticos
(Figura 6)
17
Limitaciones
Necesita referencia de dirección en superficie
Precisión realizada por la inclinación del Gyro
Inclinación y limites de temperatura
Figura 6. Herramienta Gyro
Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G.
Configuración de Packer (Packer Setting)
El packer del whipstock es corrido en el hueco y asentado no se requiere una herramienta
de orientación.
18
Orientación y anclaje
El ensamblaje es corrido en el hueco y colocado en el packer, el whipstock es
automáticamente girado en la dirección correcta y el ancla bloquea el ensamblaje en la
posición adecuada (Figura 7)
Figura 7. Herramienta de bloqueo de ensamblaje
2003 Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G.
XVIII
CAPÍTULO III
19
CAPÍTULO III
3. INFORMACIÓN DEL POZO HORIZONTAL CULEBRA 10Hz
El pozo de avanzada Culebra 10Hz se encuentra en el bloque CEPHI 18-SW-12c dentro
del campo Culebra de la Cuenca Oriente. Es un pozo tipo horizontal ubicado en una trampa
anticlinal y una posición geológica de un alto estructural, la profundidad programada es de
9,690 pies TVD y el objetivo es la formación U inferior.
Está localizado en el cantón Orellana dentro de la provincia que lleva el mismo nombre.
3.1 DATOS GENERALES:
POZO: Culebra 10Hz
BLOQUE: CEPHI 18-SW-12c
CAMPO: Culebra
CLASIFICACION DEL POZO: Avanzada
CUENCA DEL POZO: Oriente
FECHA DE INICIO DE PERFORACIÓN: 2 de Julio del 2009
TIPO DE POZO: Horizontal
TIPO DE TRAMPA: Anticlinal
OBJETIVO: U inferior
MD: 10,677´
TVD: 9,657´
20
PROVINCIA: Francisco de Orellana
CANTON: Francisco de Orellana
Coordenadas UTM: X Y
Superficie: 288.957,10 m 9.946.389,37 m
Inicio de Sección Horizontal: 289717,896 m 9946896,639 m
OBJETIVO: 289.549,90 m 9.946.784,62 m
LONGITUD CONDUCTOR: 76o 53’ 46.44” W
LATITUD CONDUCTOR: 00o 29’ 5.133” S
LONGITUD: 76o 53’ 27.27” W
LATITUD: 00o 28’ 52.27” S
Elevación del Terreno (pies): 937
Elevación de la mesa rotaria (pies): 974
Ángulo Máximo de Desviación: 90
Distancia al pozo más cercano (pies): 2,152’ de Culebra 2
Espaciamiento entre pozos: 1700’
Posición Geológica: Alto estructural
21
3.2 ESTRATIGRAFIA ESPERADA (PROGNOSIS)
FORMACIÓN / RESERVORIO
MD (pies)
TVD (pies)
Orteguaza 5,721 5,702 Tiyuyacu 6,509 6,490 Conglomerado Tiyuyacu Inferior 7,749 7,722 Tena 8,201 8,149 Tope basal Tena 9,156 8,946 Napo 9,183 8,966 Tope Caliza M-2 9,814 9,374 Tope Caliza A 10,055 9,488 U Inferior 10,677 9,657 T Inferior Base T Inferior Hollin Superior Hollin Inferior PT 12,341 9,690 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
Compañía Operadora Petroproducción Compañìa/Torre Servicio Hp/Sperry Drilling Services Perforación/Direccional B.J./Hughes/Dowell Cementación Schlumberger/Halliburton/Baker Atlas Registros Eléctricos Baker/Q.Max/Baroid Fluidos De Perforación Datalog/Petrokem/Tuboscop Nov Control Geológico Brandt Tratamiento Y Disposición De Desechos
22
3.3 PROGRAMA DIRECCIONAL
El pozo Culebra 10Hz está planeado ser un pozo Horizontal, con un desplazamiento de
2404.5’ al tope del reservorio Arenisca U Inferior.
Este pozo será el octavo a ser perforado en el Well Pad Culebra, donde ya se encuentran
perforados Culebra 1 vertical, Culebra 2 direccional, Culebra 3 direccional, Culebra 4
direccional, Culebra 5 direccional, Culebra 6 direccional y Culebra 7 direccional.
El pozo se perforará en cuatro secciones:
Sección de 16”: En esta sección se usará el BHA direccional # 1, donde se
realizará el Nudge @ 300’, se construirá curva a razón de 1.25°/100’ hasta alcanzar 10.5°
de inclinación en una dirección de 56.3°, mantener tangente de 400’ para luego disminuir
inclinación con DLS de 0.75°/100’ hasta alcanzar la verticalidad y mantener hasta asentar
el revestimiento de 13 3/8”, @ 5,921.4’ MD/5,902.2’ TVD (200’ MD dentro de la
formación Orteguaza).
Sección de 12 ¼”: Se iniciara esta sección con el BHA direccional # 2, se continuará
manteniendo verticalidad por 1,105.8’ MD, a partir de donde se comenzará a construir
curva a razón de 2.0°/100’, si fuese necesario se utilizara el BHA direccional # 3 para
perforar el Conglomerado de Tiyuyacu, luego se utilizara el BHA # 4 para perforar Tena
construyendo curva a razón de 2.0°/100’ hasta alcanzar los 43.1° de inclinación en una
dirección de 56.3°, se seguirá construyendo curva hasta alcanzar los 47.9° de inclinación
donde se asentara el revestimiento de 9 5/8” @ 9,452.4’MD/9,157.6’ TVD (20’ MD dentro
de la Caliza M1).
23
Sección de 8 ½”: Se usará el BHA direccional # 5, para seguir construyendo curva
a razón de 2.87°/100’ hasta alcanzar los 85.1° de inclinación donde se asentará el liner de
7” @ 10,767.8’MD/9,666.2’ TVD (Arenisca U Inferior).
Sección de 6 1/8”: Se usará el BHA direccional # 6, para construir curva a razón
de 0.84°/100’ hasta alcanzar el punto de entrada (Entry new @ 90° Inc), construir
horizontal manteniendo tangente de 1,000’ MD hasta alcanzar el punto de llegada (Exit
new @ 90° Inc). La profundidad total del pozo será de 12,340.6’ MD/9,690.2’ TVD donde
se ubicara el liner de 5”. La figura 3.1 muestra el perfil en profundidad y vista en planta del
pozo horizontal.
3.3.1 PERFIL DIRECCIONAL
El perfil direccional muestra en primer lugar la profundidad vertical verdadera (TVD) Vs
Sección vertical (VS) que permita monitorear el avance en profundidad del pozo. Luego se
muestra la vista en planta para seguir el progreso en función del rumbo o dirección del
pozo.
24
Figura 3.1 Perfil direccional
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
25
3.3.2 SURVEY
El survey del pozo representa el resumen del plan direccional del pozo cada 100 pies, este
permite llevar un control durante la perforación de cada parada de tubería para confirmar el
normal desarrollo del plan propuesto o corregir desviaciones que podrían presentarse. La
tabla 3.1 muestra todos los parámetros que constituyen el survey de un pozo.
3.3.3 PLAN DE ANOTACIONES
La tabla 3.2 resume el plan de construcción del pozo iniciando con el punto de desvío KOP,
rata de construcción de ángulo, intervalo de mantenimiento de ángulo, rata de caída de
ángulo hasta conseguir la vertical y mantenimiento de la vertical, inicio del segundo KOP,
segundo intervalo de mantenimiento de ángulo, rata de construcción de ángulo hasta
aterrizar el pozo, mantenimiento de la sección horizontal hasta terminar el pozo.
3.3.4 DETALLES DE FORMACIONES
La tabla 3.3 muestra los topes y bases de las principales formaciones a ser perforadas tanto
en profundidad medida MD y profundidad vertical verdadera TVD. Además, el buzamiento
correspondiente.
26
Tabla 3.1 Survey
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
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Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
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Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
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Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
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Tabla 3.2 Plan de Anotaciones
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
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Tabla 3.3 Detalles de formaciones
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
32
3.4 SUMARIO DE PERFORACIÓN: CULEBRA 10Hz.
A continuación se describe las operaciones de perforación en el pozo Culebra 10Hz.
3.4.1 Sección Superficial
Taladro H&P-138 inicia operaciones el 02 de Julio del 2009 a las 12H00.
Baja BHA #1 con broca tricónica de 16”, perfora hasta 141’, saca BHA #1 hasta 47’ por
presencia de lodo en contrapozo, baja sarta hasta 140’, bombea píldora obturante, saca
BHA hasta 40’. Cía. BJ realiza tapón de cemento con 40 Bls, Pf=300 psi, espera fraguado
de cemento.
Muele cemento desde 44’ hasta 141’, perfora hasta 800’ (K.O.P @ 767’: inclinación 0.65 0 ,
azimuth 252,47 0 ), saca BHA #1 hasta superficie.
Baja BHA #2 direccional con broca PDC de 16" hasta 800'. Bombea píldora viscosa y
circula. Continúa perforando sección de 16".
Bombea píldora viscosa, circula. Saca BHA #2 hasta superficie, puntos apretados a 4,972',
4,890', 4,834', 4,790', 4,659'. Limpia estabilizador, broca y camisa de motor. Baja
nuevamente BHA #2 hasta 5,921’, bombea píldora viscosa-pesada, circula y saca hasta
superficie sin problema.
Corrida de casing de 13-3/8”:
158 tubos, C-95, 72 lb/pie, BTC, 12 centralizadores, collar flotador @ 5,843' y zapato @
5,921'. Cía. BJ cementa casing.
33
511 Bls de lechada de relleno @ 13.5 lpg, 115 Bls de cola de 15.8 lpg. Desplaza con 865
bls de lodo. Presión final de desplazamiento = 1400 psi, Presión de asentamiento de tapón =
1900 psi. Back flow, 5 Bls. Desplaza 70 bls de cemento a superficie.
Espera fraguado de cemento, suelda medias lunas. Instala y prueba sección "A" de cabezal,
arma BOP, prueba ok. La tabla 3.1 muestra el resumen de operaciones de la sección
superficial.
Tabla 3.1 Resumen de operaciones de la sección superficial
BROCA Nº DIAMETRO PROFUNDIDAD
MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES DESDE HASTA
PDC
1 16"
0 767 767 767 252,47 0,65 K.O.P.
767 3,407
885 885 60,11 0,51 1,259 1,258,6 51,97 4,34 1,637 1,634,57 56,01 8,33 Máximo ángulo de
8,5º a 2,015'
2,110 2,102,73 56,05 7,92 Bombea píldora viscosa a 1,983'
2,678 2,666,45 53,24 5,2 Bombea píldora viscosa a 2,263'
3,151 3,137,91 50,9 3,92 Bombea píldora
viscosa a 2,751' y 3,126'
2 16" 3,407 5,921
3,340 3,326,52 46,93 16,4
Perfora hasta 3,407', saca BHA#2 hasta superficie, limpia
broca, estabilizador y camisa de motor. Baja hasta 3,407', bombea píldora
dispersa, continúa perforando
3,434 3,420,37 41,64 3,4 3,812 3,797,75 63,58 2,97 4,474 4,459,46 135,51 0,7 4,947 4,932,41 118,88 1,05 5,325 5,310,39 202,07 0,72 5,921 5,906,3 259,75 1,02 Punto de casing de 13-
3/8" a 5,921'. Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
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3.4.2 Sección Intermedia
Baja BHA #3 direccional con broca PDC de 12-1/4" hasta 5,843' (tope de collar flotador).
Perfora collar flotador y cemento hasta 5,900', prueba casing con 1000 psi, ok. Muele
cemento, zapato y perfora 10' de formación hasta 5,931', cambia lodo Aquagel por lodo
nuevo EZMUD Clay seal, realiza prueba de integridad de formación con 769 psi, ok.
Continúa perforando como se muestra en la tabla 3.2.
Tabla 3.2 Resumen de perforación del BHA No 3 de la Sección intermedia
BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD
MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES DESDE HASTA
PDC 3 12-1/4" 5,931 7,912
6,021 6,006,28 251,45 1,59 6,588 6,572,9 315,43 3,17 Bombea píldora
viscosa a 6,565' 6,966 6,950,32 41,05 4,46 7,438 7,419,79 63,02 8,03 Realiza viaje corto
hasta zapato a 5,900' 7,722 7,699,26 63,81 11,86
Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
Continúa perforando hasta 7,789', bombea píldora viscosa, circula. Saca BHA direccional,
quiebra broca PDC de 12-1/4", cambia estabilizador y motor direccional. Baja BHA
direccional #4 con broca tricónica de 12-1/4" y nuevo motor hasta 7,789', bombea píldora
dispersa. Continúa perforando hasta 8,194' (inclinación a 8,101': 20.03º, azimuth: 61,36º),
saca BHA direccional, puntos apretados a 8,060', 8,005', 7,780', bombea píldora pesada a
7,400', continúa sacando hasta superficie. Cambia broca y motor.
Baja BHA direccional #5 con broca PDC de 12-1/4" y nuevo motor hasta 8,194', bombea
píldora dispersa. Continúa perforando hasta 8,544' (inclinación a 8,500': 28.79º, azimuth:
35
56,38º), saca BHA direccional con back reaming desde 8,060' hasta 7,600', continúa
sacando BHA hasta superficie, cambia broca.
Baja BHA direccional #6 con nueva broca PDC de 12-1/4" hasta 8,540', bombea píldora
dispersa. Continúa perforando deslizando hasta 8,575', bombea píldora desembolante a
8,554', continúa perforando como se muestra en la Tabla 3.3.
Tabla 3.3 Resumen de perforación de los BHA 4, 5 y 6 de la Sección intermedia
BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD
MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES DESDE HASTA
PDC 4
12-1/4"
7912’
8194’
61,36 20.03
PDC
5
12-1/4" 8194’ 8544’
56.38 28.79
PDC 6 12-1/4" 8,544’ 9,458’
8,582 8,497,63 55,33 32,27
8,864 8,722,62 56,08 39,81 Bombea píldora desembolante a
8,835'
9,148 8,936,6 56,15 40,89 Realiza viaje corto hasta zapato a 5,900'
9,338 9,076,32 55,74 43,96 9,458 9,161,92 55,81 45 Punto de casing de 9-
5/8" Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
Bombea píldora viscosa, lanza carburo para calibrar agujero, diámetro de hoyo: 16".
Bombea píldora pesada - lubricante, saca BHA sin problema.
36
Corrida de casing de 9 5/8”:
243 tubos + 1 csg cortado, C-95, 47 lb/pie, BTC, 12 centralizadores, collar flotador @
9,380' y zapato @ 9,459'. Cía. BJ cementa casing: 184 Bls de lechada de relleno @ 13.5
lpg, seguidos de 71 Bls de cola de 15.8 lpg.
Desplaza con 677 bls de lodo. Presión final de desplazamiento = 1200 psi, Presión de
asentamiento de tapón = 1650 psi. Back flow: 4 Bls. No hay retorno de cemento a
superficie. Bisela casing de 9-5/8", instala sección "B" de cabezal, prueba ok. Arma BOP,
prueba ok.
3.4.3 Sección Liner Intermedio
Baja BHA #7 direccional con broca PDC de 8-1/2" hasta 9,380' (tope de collar flotador).
Perfora collar flotador y cemento hasta 9,448', prueba casing con 800 psi, ok. Muele
cemento, zapato y perfora 10' de formación hasta 9,468', cambia lodo EZ MUD por lodo
nuevo Clayseal, realiza prueba de integridad de formación con 570 psi, ok. Continúa
perforando como se muestra en la tabla 3.4.
Tabla 3.4 Resumen de perforación del BHA 7 de la Sección de Liner Intermedio
BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD
MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES DESDE HASTA
PDC 7 8-1/2" 9,458 10,185
9,557 9,228,99 57,2 49,08 9,842 9,395,17 55,03 59,23 10,032 9,482,26 57,26 65,91 Trabaja punto
apretado a 10,093' 10,185 9,539,41 55,5 68,97
Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
37
Continúa perforando hasta 10244', bombea píldora viscosa-pesada. Saca BHA direccional
hasta superficie por desfase en orientación de herramientas (60º de desfase), quiebra broca
y motor.
Baja BHA direccional #8 con broca PDC 7R de 81/2" y nuevo motor hasta 10,048',
tubería atascada, trabaja sarta para liberar tubería con éxito, sube sarta hasta 9,991', bombea
píldora viscosa-pesada, baja con bomba y rotación hasta 10,244', continúa perforando de la
siguiente manera:
Tabla 3.5 Resumen de perforación del BHA 8 de la Sección de Liner Intermedio
BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD
MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES DESDE HASTA
PDC 7R 8-1/2" 10,244' 10,745
10,315 9,582,18 55,05 73,02
10,599 9,644,91 55,7 78,94
10,745 9,665,45 56,24 83,51
Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
Bombea píldora viscosa-pesada, circula. Saca BHA direccional hasta superficie, quiebra
broca y herramientas direccionales.
Baja BHA convencional #9 con broca PDC de 8-1/2" hasta 10,480', sarta se atasca, circula
para liberar tubería con éxito, bombea píldora viscosa-pesada, continúa bajando sarta con
rotación y bomba hasta 10,745', bombea píldora viscosa-pesada y píldora puenteante,
realiza prueba de calibre de agujero, diámetro del hoyo: 10.07". Saca BHA hasta superficie
sin problemas, quiebra broca y herramientas.
38
Corrida de casing de 7":
38 tubos, C-95, 26 lb/pie, BTC, 10 centralizadores, collar flotador @ 10,701', zapato @
10,743', colgador TIW de 7" @ 10,663'. Cía. BJ cementa casing con 15 Bls de lechada
removedora @ 13 lpg, 95 Bls de cola de 16 lpg. (Clase G).
Desplaza con 210 bls de lodo. Presión final de desplazamiento = 680 psi, Presión de
asentamiento de tapón = 1300 psi. Back flow: 1,5 Bls. Se observa 50 bls de lodo
contaminado con cemento a superficie. Circula, saca tubería hasta superficie.
Baja BHA #10 de limpieza con broca de 6-1/8" hasta 10,657' (tope de cemento), existe
pérdida de presión, saca BHA hasta 3,550', observa martillo roto en el cuerpo, queda
pescado 3,004,8' del BHA de limpieza.
3.5 PROCEDIMIENTOS DE PESCA
Se arma BHA con herramientas de pesca (Junk Mill, Basket, Bit Sub, 5’’ HWDP), y se baja
hasta el tope del pescado con 5’’ DP @ 7,651’.
Se trabaja la cabeza del pescado con un Junk Mill desde 7,651’ hasta 7,659’ con 350 gpm,
50 rpm, 900 psi, y TQ 4. A continuación se saca la sarta hasta superficie y se quiebra el
Junk Mill, basket y Bit Sub
La Cía. Weatherford realiza reunión de seguridad y arma BHA de pesca con overshot, baja
la sarta de pesca en 5’’ DP desde 234’ hasta 7,651’
39
Se pesca herramienta con overshot @ 7,651’ y se trabaja martillo hacia arriba over pull de
150-180 Klb, se suelta el pescado y se intenta pescar nuevamente pero sin éxito.
Se saca la sarta de pesca desde 7,651’ hasta 6,200’, se saca la sarta con overshot desde
5,900’ hasta superficie.
A continuación se espera las herramientas de pesca con nuevo overshot.
Se arma el BHA de pesca # 3 con (overshot con grampa de 3 7/8’’, Bumper Sub, fishing
Jar, 6 x 5’’ HWDP y Jar Slinger) y se baja la sarta de pesca con 5’’ DP hasta 7,651’, pesca
con overshot @ 7,651’ y se tensiona hasta 300 k-lbs., con éxito en la operación.
Se espera el equipo de wire line de la Cía. Baker y se realiza reunión de seguridad y arma
equipo de wire line.
Baja herramienta de punto libre (free point) con wire line y se trabaja la sarta a 220 klb (80
klb de over pull) y 2 vueltas a la derecha, registra cada 1,000’ hasta 7,000’. Se suelta el
pescado. Intenta pescar nuevamente si éxito en la operación.
Se saca wire line desde 7,000’ hasta superficie. Saca BHA de pesca # 3 desde 7,651’ hasta
4,200’, continúa viaje de tubería fuera del pozo desde 4,200’ hasta superficie.
Se cambia la grapa en el over shot y se baja BHA de pesca hasta 7,651’. Realiza reunión de
seguridad y se arma el equipo de wire line para fijar el punto libre, baja herramienta de wire
line para registrar punto libre y se trabaja la sarta abajo con 280 klb, arriba con 400 klb en 3
tiempos, se libera torque con 9 vueltas a la izquierda.
40
Se saca wire line con herramienta de punto libre y se desarma. Realiza reunión de
seguridad, se arma herramienta con detonante para realizar back off. Baja herramienta de
back off con wire line hasta 9,760’
Trabaja tubería para realizar back off, arriba con 370 klb abajo con 280 klb en 3 tiempos se
da 7 vueltas a la izquierda y se trabaja la tubería arriba-abajo. Cía. Baker acciona detonante
y no se observa cambios en el indicador de peso, se trabaja la tubería arriba con 350 klb y
abajo con 259 - 220 klb, en 5 tiempos se observa variación de peso y se levanta 7’, se
trabaja con 260 klb arriba y 220 klb abajo, produciéndose un back off exitoso.
Se saca y se desarma la herramienta de back off con wire line, y saca tubería desde 7,651’
hasta 233’. Desarma BHA de pesca y se espera herramienta de pesca desde la base Coca,
realiza reunión de seguridad y arma BHA de pesca con over shot, Bumper, Jar, Fishing, 6
HW, Jar Slinger, baja BHA de pesca con 5’’ DP desde 223’ hasta 8,919’.
Pesca con over shot @ 8,919’, trabaja sarta martillando con 400 klb arriba y 150 klb abajo,
se realiza reunión de seguridad, se arma equipo de wire line para fijar punto libre, se
levanta equipo de wire line, se cuelga poleas en la torre de la Cía. Baker.
Baja herramienta para determinar punto libre @ 9,550’, tensiona tubería hasta 400 klb, se
intenta bajar con herramienta de punto libre sin ningún éxito, y se procede a sacar y quebrar
la herramienta.
Se baja con wire line la herramienta para back off @ 9,550’, se trabaja tubería varias veces
arriba la máxima tensión es 400 klb, y abajo 200 klb, con 3 vueltas a la izquierda en dos
ocasiones se dispara el detonante, se observa señal de back off en el indicador de peso, se
41
saca wire line con herramienta de back off hasta superficie, se retira poleas y equipo de
wire line, se saca la tubería con pescado desde 8,919’ hasta 500’. Continúa viaje fuera del
pozo desde 500’ hasta la superficie. Se cambia grapa en el overshot, y se arma BHA # 6 de
pesca, bajan 12 paradas de tubería hasta 1,350’.
Se realiza reunión de seguridad y se procede a cortar 10’ de cable de perforación. Continúa
bajando BHA # 6 de pesca desde 1,350’ hasta 9,236’.
Pescan con over shot a 9,236’, se trabaja sarta martillando hacia arriba con 400 klb y hacia
abajo con 150 klb. Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,236’ hasta 233’, quiebra
BHA de pesca, sin éxito. Desarma overshot, se cambia nueva grapa de 4 15/16’’ y se arma
nuevamente.
Arma BHA de pesca con overshot, Bumper Sub, Fishing Jar. Continúa bajando BHA de
pesca con tubería de 5’’ desde 233’ hasta 9,236’, se rompe la circulación por 5 minutos con
150 gpm a 300 psi de manera correcta.
Realiza trabajo de pesca, e introduce overshot dentro del pescado con 70 klb, peso sobre de
220 klb a 150 klb y poca rotación, lectura de torque 5 klb correcta. Trabaja tubería
martillando hacia arriba por 4 tiempos con tensión de 400 klb, se realiza back off mecánico
y se observa tubería libre hacia arriba.
Se saca tubería con posible pescado desde 9,236’ hasta 3,500’, continúa sacando tubería
desde 3,500' hasta 233', quiebran BHA de pesca incluido 94.81' de pescado 3x3-1/2" DP,
levanta y arma BHA #7 de pesca con screw in sub, 3x3-1/2" HW, x-over, bumper, jar,
slinger, 6x5" HW.
42
Continúa bajando BHA #7 con 5" DP desde 327' hasta 9,330', pesca con screw in sub,
martilla hacia arriba con 300 klb y hacia abajo con 150 klb, colocándose a 260 y dando
torque de 10 a 350 klb realiza por 10 tiempos, se observa variante en peso de 300 a 260 klb
back off.
Realiza viaje fuera del pozo desde 9,330' hasta 327', desarma BHA de pesca, conociendo
que la pesca se realizo sin éxito.
Arma BHA #8 de pesca con overshot, 3x3-1/2" HW, x-over, bumper sub, HYD jar, 6x5"
HW, jar sl total 327'. Continúa bajando BHA #8 con 5" DP desde 327' hasta 9,330'.
Introduce overshot hasta enganchar el pescado con lenta rotación a la derecha con un peso
abajo de 200 klb tq 10 klb con éxito, trabaja sarta arriba con 350 klb y abajo con 280 klb, 3
vueltas a la izquierda por 5 tiempos, realiza maniobra por 2 veces dando como resultado un
back off sin éxito.
Pesca nuevamente, se trabaja la sarta arriba abajo por varios tiempos y se desconecta el
over shot de pescado hasta que se decide sacar la tubería
Se saca la parada de 5" DP y se observa flujo por la tubería debido al desbalance en la
columna de lodo, y se circula fondo arriba 35 bls de píldora pesada con 400 gpm y 1050 psi
Saca tubería desde 9,330' hasta 6,704', continúa sacando tubería desde 5,500' hasta 327',
quiebran BHA #9 de pesca con jar slinger, HYD jar, bumper, 3x3-1/2" HW, overshot.
Cambia grapa en el overshot, levanta y arma BHA #10 de pesca con overshot, 3x3-1/2"
HW, bumper, jar slinger, 6x5" HW, total 327' de BHA #10, continúa bajando BHA #10 de
43
pesca con 5" DP desde 327' hasta 9,330', conecta overshot al tope del pescado y tensiona
hasta 300 klb, se gira la sarta de pesca con 9 vueltas hacia la izquierda con 5 - 8- 10 lbt/ft de
torque, baja hasta 150 klb y tensiona con 350 klb por 5 ocasiones, se desconecta la sarta
sobre el overshot y se trabaja la sarta para reconectar de manera exitosa, y se libera
overshot.
Saca tubería desde 9,330' hasta 327', desarma BHA #10 de pesca, cambia 3-1/2" HW,
levanta y arma BHA #11 de pesca, continúa bajando BHA #11 de pesca con 5" DP desde
327' hasta 9,330'.
Realiza trabajos de pesca con overshot, trabaja la sarta martillando hacia arriba - 150 klb y
abajo 350 klb, arriba con una máxima tensión de 400 klb, saca BHA de pesca en tubería DP
de 5" desde 8,000' hasta 327', quiebra BHA de pesca con overshot, 3-1/2" HW, bumper,
HYD jar, 6x5" HW, jar slinger, quiebra exceso de tubería 3-1/2" HW, 4-3/4" DC que se
encuentra en la torre. Se realiza reunión operativa para toma de decisiones acerca de coiled
tubing a realizar.
Realiza reunión de seguridad, levanta y arma BHA de pesca con overshot, 3x3-1/2" DP, x-
over, bumper sub, HYD jar, 6x5" HW, jar slinger total de 330' de BHA, baja con tubería de
5" desde 330' hasta 9,330'. Se intenta enganchar over shot en cabeza de pescado.
Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,330' hasta superficie, quiebra BHA de
pesca con overshot, 3x3-1/2" DP, bumper, HYD jar, 6x5" HW, jar slinger
44
Se arma BHA de pesca con punta libre, 3x3-1/2" DP, bumper, HYD jar, 6x5" HW, jar
slinger, y se continua bajando tubería dentro del pozo con BHA de pesca con 5" DP desde
327' hasta 9,020'.
Se corta y recorre 105' de cable de perforación, y se realiza inspección visual, continúa
bajando tubería dentro del pozo desde 9,020’ hasta 9,330', conecta tubería al pescado y se
verifica si se encuentra bien enroscado arriba con 320 klb y abajo con 150 klb, levanta y
arma herramienta para calibrar la tubería a cargo de la Cía. Petrotech.
Corre calibrador de tubería de 2.25" con unidad de slick line, baja hasta 9,037´donde no
pasa la herramienta, saca y cambia calibrador a 1.75" de diámetro de calibre, baja hasta
9,380' donde no pasa y se decide sacar la herramienta hasta superficie. Se trabaja tubería
arriba y abajo, realizando back off con 8 vueltas a la izquierda, se trabaja la tubería con un
peso arriba de 350 klb y abajo con 200 klb de manera eficiente.
Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,320' hasta 327', quiebra BHA de pesca punta
libre y se observa un tubo menos de 3-1/2" DP en el BHA, se quedo pescado al realizar el
back off.
Levanta y arma BHA con 8-1/2", broca tricónica, 9-5/8" rotary scraper, bit sub, x-over 6x5"
HW, total 200'
Continúa bajando BHA con 9-5/8" scraper, 5" DP desde 200' hasta 9,257', tope de liner, se
trabaja scraper arriba abajo en 2 tiempos desde 9,257' hasta 9,227' con 30 rpm tq 5 klb,
circula con 500 gpm a 1200 psi.
45
Se realiza reunión de seguridad y realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,257' hasta
superficie, quiebra broca tricónica, scraper, bit sub, x-over. Realiza reunión de seguridad,
instala shoting nipple, Cía. Shlumberger sube y arma herramienta de registros eléctricos,
corren registros de evaluación de cemento con wire line CBL - VDL - GR- CCL, se
observa una pobre calidad de cemento de 8,950' a 9,250', quiebra herramienta de registros y
equipo de wire line propiedad de la Cía. Shlumberger, levanta y arma 9-5/8" tapón de
cemento ez-drill para squezze y setting tool, 3-1/2" if/ 2-7/8" eue x-over, 4-1/2" if / 3-1/2"
if x-over. Baja tapón de cemento ez drill en tubería 5" DP desde 9' hasta 3,500', baja
midiendo la tubería parada por parada dando un total de 110 stands, continúa bajando tapón
de cemento ez drill con tubería 5" DP desde 3,500' hasta 9,250', se circula y se asienta el
tapón ez drill @ 9,250' con 260 klb, 35 vueltas a la derecha, tensiona en 5 tiempos hasta
320 klb hasta romper los seguros. Verifica asentamiento del tapón con peso abajo hasta 200
klb y prueba con 600 psi por 5 minutos.
Realiza viaje fuera del pozo desde 9,250' hasta 5,205', realiza viaje dentro del pozo desde
5,205' hasta 9,243', se desplaza lodo viejo por agua fresca con 700 gpm a 2000 psi y 8085
STK, saca tubería fuera del pozo desde 9,243' hasta superficie y quiebra setting tool.
Cía. Halliburton realiza reunión de seguridad e instala shooting nipple, sube y arma
herramientas de wire line, Cía. Halliburton continua armando cañones, baja una corrida con
GR – CCL, correlaciona y cañonea el intervalo del disparo desde 9,214' hasta 9,218' total 4'
@ 2 disparos por pie
46
Baja dos corridas correlaciona y cañonea el intervalo del disparo desde 9,170' hasta 9,174'
total 4' @ 2 disparos por pie, saca cañones y baja herramienta de wire line de la Cía.
Halliburton y saca shooting nipple.
Levanta y arma 9-5/8" barcatcher, 3-1/2" / 2-7/8" x-over, 3-1/2" / 4-1/2" x-over, 4-1/2" rtts
packer, baja 9-5/8" barcatcher en 5" DP desde 16.24' hasta 1,618', continúa viaje dentro del
pozo con 9-5/8", coloca packer desde 1,618' hasta 9,150', asienta packer con 4 vueltas a la
derecha y 20 klb y prueba presión en el anular con 600 psi con éxito. Sube y arma líneas de
alta presión a cargo de la Cía. Halliburton, prueba líneas con 4000 psi por 5 minutos, abre
by pass en el packer y circula, bombea 15 bls de lavador y desplaza a la punta. Efectúa
prueba de admisión a la formación con 6 bls @ 0.3 bpm y 3500 psi. Abre by pass y mezcla
aditivos para tratamiento ácido, bombea 12 bls de hcl al 15% y desplaza a la punta e inyecta
ácido @ 0.4 bpm con una presión inicial de 3400 psi y una presión final de 3000 psi
manteniendo 600 psi en anular, realiza prueba de admisión a la formación: caudal final 2.4
bpm @ 3500 psi con un total bombeado de 10 bls.
Desconecta líneas y manifold de circulación y saca tubería desde 9,150' hasta superficie,
desarma BHA y packer RTTS. Levanta y arma ez drill, setting tool, 2-7/8" eue / 3-1/2" if x-
over y 3-1/2" if / 4-1/2" if x-over, baja ez drill en 5" DP desde 9' hasta 9,150', asienta
retenedor de cemento @ 9,150' con 35 vueltas a la derecha, se chequea el peso arriba de
300 klb y abajo de 240 klb. Chequea la circulación con 240 gpm a 200 psi. Sube e instala
líneas de alta presión de la Cía. Halliburton.
47
Prueba líneas con 4500 psi por 5 minutos, prueba punto neutro con 3500 psi por 5 minutos,
prueba presión en el anular con 800 psi y realiza prueba de admisión a la formación en
intervalos 9,170' – 9,174', 9,214' – 9,218' con 2.4 bpm a 3400 psi con un total inyectado de
7 bls. Realiza cementación forzada (squeeze) de acuerdo al programa.
Bombea 31 bls de lechada: 150 sks de cemento "g ", 716 gal de agua, 7 lb scr-100, 15 gls
halad 400l y 45 gal halad 300l @ 2 bpm 31 bls a 1000 psi, se desplaza el cemento @ 3 bls
de la punta con 128 bls de agua chocando el anular con 700 psi. Conecta stinger e inicia
inyección de cemento con una presión inicial @ 0.5 bpm a 3200 psi, y se observa presión
estable @ 3050 psi. Se detiene el bombeo con una presión de cierre de 3500 psi y un
volumen inyectado de 32 bls, 5 bls en la cámara y 24 bls en la formación. Desconecta
stinger, ecualiza presiones y reversa 250 bls @ 6 bpm con 1150 psi, dando como retornos
observados 2 bls de contaminado mas 2 bls de cemento.
Quiebra líneas de alta presión y manifold de la Cía. Halliburton, realiza viaje de tubería
fuera del pozo desde 9,150' hasta superficie y quiebra setting tool más x-over.
Levanta ensamblaje de prueba e instala tapón de 9-5/8" en la sección "B" del cabezal y
prueba BOP, preventor anular con 300 psi en baja y 1200 psi en alta – rams y válvulas con
300 psi en baja y 2400 psi en alta. Recupera tapón de prueba y quiebra ensamblaje de
prueba. Levanta y arma BHA moledor de 8-1/2" con broca tricónica, scraper 9-5/8" bit
sub, x-over y 30x5" HWDP.
48
Baja BHA moledor de 8-1/2" en 5" HWDP, se llena la tubería cada 2,000' desde 12' hasta
8,945' y se espera fraguado de cemento por 24 @ 8,945'. Continúa bajando BHA moledor
en 5" DP desde 8,945' tope de cemento @ 9,132'.
Perfora cemento y tapón ez drill con 550 gpm, 40 rpm a 1000 psi tq 6 klb wob 14 - 20 klb
desde 9,132' hasta 9,160', se bombea 60 bls de píldora viscosa y se continua perforando
cemento con 560 gpm, 40 rpm a 1200 psi tq 5 - 6 klb wob 12 - 14 klb desde 9,160' hasta
9,247', se repasa con scraper arriba-abajo tres veces con rotación, bombea 50 bls de píldora
viscosa y circula 2 fondos arriba con 560 gpm a 1200 psi.
Saca tubería desde 9,247' hasta superficie e instala shooting nipple, sube herramientas de
wire line y prueba con 800 psi, Baker atlas corre registros eléctricos con wire line CBL -
VDL – CCL, se observa CBL del squeeze con +/- 15 mv no apto para abrir ventana.
Quiebra herramientas de wire line y shooting nipple y se espera cañones de Cía. Baker,
realiza reunión de seguridad y levanta herramienta de wire line, Cía. Baker arma cañones,
baja pfc y 4-1/2" cañón. Se posiciona, se correlaciona la profundidad y se dispara el
intervalo 9,188' – 9,194' (total 6') equivalente a 4 dpp. Quiebra herramienta de wire line y
quiebra shooting niple.
Realiza reunión de seguridad, levanta y arma BHA con 9-5/8" sqs pkr de Cía. Weatherford,
baja sqs pkr de Cía. Weatherford en 5" DP desde 13' hasta 5,390', baja sqs packer de 9 5/8"
de Cía. Weatherford desde 5,390´ hasta 9,150´, circula fondo arriba con: 500 gpm y 700
psi.
49
Asienta packer de 9 5/8" con 4 vueltas a la izquierda y 20 klbs y prueba la presión en el
anular con 800 psi exitosamente, Cía. Halliburton realiza reunión de seguridad e instala
líneas de 2" de alta presión y prueba con 4500 psi con éxito.
Realiza prueba de admisión a la formación con 3500 psi sin resultado, instala pup joint,
asienta packer @ 9,165 ́ y prepara 5 bls de acido hcl al 15%, abren camisa del packer y
circula. Bombea 5 bls de acido y desplaza hasta la punta con: 5 bpm y 300 psi, cierra by
pass y presuriza anular con 700 psi, forza acido a la formación con 0.2 bpm hasta 3450 psi,
con una admisión baja.
Espera que actúe acido, la presión cae 650 psi desde 3450 psi hasta 2800 psi en 30 minutos,
se realiza nueva prueba de admisión sin resultado, no se establece caudal de admisión.
Se quiebra las líneas de 2" de Halliburton, desasienta packer, quiebra pup joint y válvula
Kelly, saca tubería desde 9,150 ́hasta superficie, quiebra packer y x-over.
Arma BHA de limpieza (broca tricónica y scraper de 9 5/8" hasta 948´, baja sarta de
limpieza desde 948´ hasta 4,820', llena tubería cada 20 paradas y prueba ez-drill (tapón) @
9,247´ con 5 klbs, 10 klbs, 15 klbs, 20 klbs con éxito.
Bombea 70 bls de píldora viscosa y circula hasta el pozo limpio con: 500 gpm y 800 psi,
saca sarta de limpieza desde 9,247´ hasta superficie, quiebra broca, scraper, bit sub y x-
over.
XVIII
CAPÍTULO IV
50
CAPÍTULO IV
4. OPERACIÓN DE APERTURA DE VENTANA (SIDETRACK) DEL POZO
CULEBRA 10Hz
Este capítulo tiene el objetivo de presentar el plan direccional de apertura de ventana del
pozo horizontal Culebra 10Hz. y un resumen técnico de la ejecución de la perforación. Es
importante mencionar que durante las operaciones de limpieza de cemento del liner de 7
pulgadas de presentó un problema en la sarta de perforación y quedó la sección inferior del
ensamblaje con parte del martillo. Aunque se realizaron muchos intentos no fue posible su
recuperación. Esto originó cambios en los planes y se decidió realizar una ventana o
sidetrack sobre el pescado para continuar la perforación. Sin embargo, debido a que en la
sección de la ventana se determinó la existencia de una conexión del casing no
recomendada para este tipo de operaciones se decidió realizar una nueva ventana en la parte
superior. Parte de este capítulo presenta el desarrollo de todas estas actividades y al final se
realiza un análisis comparativo de los programas o planes direccionales versus trabajos
ejecutados.
51
4.1 PROGRAMA DIRECCIONAL DE APERTURA DE VENTANA
(SIDETRACK)
Apertura de ventana (Sidetrack) utilizando whipstock para abrir la ventana en el
revestimiento de 9 5/8’’ desde el pozo Culebra 10Hz. a una profundidad de 9,195’ MD en
la formación Napo. El objetivo es salir del hueco original con un Dog Leg Severity de
6.5º/100’ orientando con un Tool Face de 40º R.
Side Track en sección 8 ½’’: BHA # 1 con broca tricónica para pasar fácilmente a
través de la ventana y tratar de realizar el Side Track desde el hueco inicial, basados en
que no existe buena calidad de cemento se torna complicado salir a formación nueva y
una broca tricónica ayudaría a tener mejores resultados.
Sección de 8 ½’’: Se usará el BHA direccional # 2 una vez alejados del hueco inicial se
construirá la curva a razón de 1.5º/100’ en el Napo Shale, luego se continuara
construyendo a razón de 2.95º/100’ hasta alcanzar los 84.8º de inclinación donde se
asentara el liner de 7’’ @ 10, 747.21’ MD/9, 663.5’ TVD (Arenisca U Inferior).
BHA # 3 Rotario para limpiar cemento y zapato rotario. Luego perforar de 10’ – 15’ de
formación, realizar cambio de lodo y las pruebas de integridad correspondientes.
Sección de 6 1/8’’: Se usará el BHA direccional # 4 con Geopilot, para construir curva
a razón de 0.88º/100’ hasta alcanzar el punto de entrada con 89.52º Inc., luego se
navegará hasta alcanzar el punto de llegada con 89.58º Inc. La profundidad total del
pozo será de 12,286.41’ MD/9,697.5’ TVD donde se ubicara el liner de 5’’.
52
Logging BHA # 5: de acuerdo a los requerimientos de Geología es necesario que este
BHA pueda obtener datos de resistividad, gamma, densidad y porosidad.
4.1.1 Información General de la apertura de ventana
Coordenadas de Superficie (UTM) Norte 9’946,389.369 m Este 288,957.104 m Sistema de Coordenadas Grid La Canoa PSAD 1956, Zona 18 Sur (CM 285), Ecuador Elevación Kelly Bushing 937,215’ sobre el nivel del mar Elevación Kelly Bushing 37’ sobre el terreno Objetivo Principal Arena U Inferior – Entry ST TVD 9,690.215’ TVD Norte 9’946,870.744 m Este 289,715.119 m Arena U Inferior – Exit ST TVD 9,697.5’ TVD Norte 9’947,041.185 m Este 289,967.808 m
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
53
4.1.2 PERFIL DIRECCIONAL
A continuación se muestra el perfil direccional del pozo Culebra 10Hz_ST
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
54
Figura 4.1 Diagrama del perfil del pozo
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
55
4.1.3 SURVEY
El survey del pozo representa el resumen del plan direccional del pozo cada 100 pies a
partir de la profundidad de apertura de la ventana (Sidetrack), este permite llevar un control
durante la perforación de cada parada de tubería para confirmar el normal desarrollo del
plan propuesto o corregir desviaciones que podrían presentarse. La tabla 4.1 muestra todos
los parámetros que constituyen el survey de un pozo.
4.1.4 PLAN DE ANOTACIONES
La tabla 4.2 resume el plan de construcción del pozo iniciando con la profundidad de
desvío para la apertura de la ventana, rata de construcción de ángulo hasta aterrizar el pozo,
mantenimiento de la sección horizontal hasta terminar el pozo.
4.1.5 DETALLES DE FORMACIONES
La tabla 4.3 muestra los topes y bases de las principales formaciones a ser perforadas a
partir de la profundidad de apertura de la ventana tanto en profundidad medida MD y
profundidad vertical verdadera TVD. Además, el buzamiento correspondiente.
56
Tabla 4.1 Survey
Fuente: HALLIBURTON – PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
57
Tabla 4.2 Plan de Anotaciones
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
58
Tabla 4.3 Detalles de formaciones
Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
59
4.2 RESUMEN DE APERTURA DE VENTANA (SIDETRACK)
Sube y arma CIBP de 9 5/8", setting tool de 9 3/16", tubo ranurado de 2 7/8" y x-over 6
3/8". Baja CIBP en tubería de perforación de 5" hasta 9,203´, asienta CIBP (tapón) con 14
vueltas a la derecha y 65 klbs de tensión y 20 klbs de asentamiento, tope del CIBP tapón
9,203´. Saca sarta desde 9,203 ́ hasta superficie, quiebra setting tool, tubo ranurado y x-
over.
Cía. Weatherford realiza reunión de seguridad y arma BHA de calibración (Windows mil,
2x8 1/2" watermellons, x-over, 1x6 1/2" DC, x-over y 6x5" HWDP), baja sarta de
calibración desde 222´ hasta 9,203’, prueba CIBP con 30 Klbs de manera exitosa. Se
cambia el fluido de perforación de agua por clay seal de 10,9 PPG con 350 gpm y 500 psi,
limpia tanques y zarandas.
Circula y acondiciona el lodo con 500 gpm y 1200 psi, se bombea 60 bls de píldora pesada
y se saca sarta de calibración desde 9,203’ hasta superficie. Quiebra BHA de calibración,
realiza reunión de seguridad y arma BHA con whipstock para abrir ventana y prueba MWD
con 500 gls y 540 psi exitosamente.
Alinea whipstock con MWD @ 76’ y baja desde 76’ hasta 8,066’, baja sarta con whipstock
desde 8,066’ hasta 9,203’, orienta herramienta whipstock, la asienta @ 9,203’ con 40 klbs y
chequea peso arriba con 270 klbs y abajo con 230 klbs correctamente.
Perfora ventana desde 9,183’ hasta 9,190’ con 500 GPM, 100 RPM, 1900 PSI, 8 TQ y
WOB 10. Circula pozo hasta obtener retornos limpios en las zarandas, saca la sarta con
60
herramientas de abrir ventana desde 9,190’ hasta la superficie, quiebra MWD y herramienta
de abrir ventana (LEAD MILL Y FLEX MILL).
NOTA: Sale incrustada entre los insertos del moledor un pedazo de rosca del PIN de la
tubería de revestimiento de aproximadamente 10 cm.
Realiza reunión de seguridad. Baja tubería de perforación punta libre hasta 9,178’, cambia
fluido del sistema, agua dulce por Clay Seal y circula con 500 GPM y 550 PSI.
Lava tanques de residuos metálicos obtenidos de la última perforación, circula 500 GPM y
550 PSI. Cía. Halliburton realiza reunión de seguridad, arma y prueba líneas de 2’’ con
3000 PSI por 5 minutos exitosamente, bombea 14 bls de cemento de 15.8 LPG para tapón
balanceado @ 9,180’.
Saca 5 paradas desde 9,180’ hasta 8,702’, circula por reversa con 420 GPM y 1200 PSI con
un total de 250 BLS (2458 STK), se espera frague de cemento presurizando el anular con
800 PSI. Saca tubería de perforación desde 8,702’ @ superficie, arma BHA convencional
de limpieza con broca tricónica de 8 ½’’, procede a bajar las herramientas desde superficie
hasta 8,688’, a continuación se espera frague de cemento.
Baja sarta de limpieza con BHA de 8 ½’’ y broca tricónica desde 8,688’ hasta 8,989’
(TOPE DE CEMENTO), intenta perforar cemento desde 8,989’ hasta 9,010’ con 590 GPM,
50 RPM, 5 TQ, 2-4 WOB y 1130 PSI (CEMENTO BLANDO).
Circula con 590 GPM, 40 RPM y 1130 PSI fondo arriba, se observa en las zarandas
presencia de cemento en polvo que se comprobó al poner Fenoftaleina y cambiar su
61
pigmentación. Saca sarta de limpieza desde 9,010’ hasta 8,788’ y se espera el frague de
cemento.
Baja sarta de limpieza con BHA de 8 ½’’ y broca tricónica desde 8,786’ hasta 9,010’,
perfora cemento desde 9,010’ hasta 9,183’ con 500 GPM, 50 RPM, WOB 10, TQ 6 y 900
PSI, bombea 50 bls de píldora viscosa y circula hasta las zarandas limpias con 500 GPM y
50 RPM, saca sarta de limpieza desde 9,183’ hasta la superficie y quiebra BHA de limpieza
de 8 ½’’.
Arma BHA de limpieza con broca tricónica de 8 ½’’ y scrapper de 9 3/16’’, baja sarta de
limpieza desde 943’ hasta 8,980’, baja con bomba y rotación con 550 GPM, 20 RPM y
1000 PSI desde 8,980’ hasta 9,183’, bombea 40 bls de píldora viscosa y circula hasta
zarandas limpias, saca sarta de limpieza desde 9,183’ hasta 1,699’.
Saca sarta de limpieza desde 1,699’ hasta la superficie, quiebra y baja BHA de limpieza de
8 ½’’ (broca tricónica, bit sub, x-over, y scrapper). Cía. Baker Atlas realiza reunión de
seguridad, arma equipos de wire line (canasta de calibración con anillo de 8 ½’’, GR-PFC)
hasta 9,190’ y saca wire line a superficie. Cía. Baker Atlas realiza segunda corrida (PFC,
taponera # 20, tapón 9 5/8’’), asienta tapón a 9,159’ y saca wire line a superficie.
Desarma herramientas y equipo de wire line. Se realiza reunión de seguridad y arma BHA
de calibración con Window Mil @ 224’.
Se baja la sarta con BHA de calibración desde 224’ hasta 9,148’ (TOPE DE TAPÓN),
prueba tapón con 30 klbs de manera exitosa, cambia fluido de agua dulce por Clay Seal con
600 GPM y 900 PSI, saca la sarta con BHA de calibración desde 9,148’ hasta 8,500’ y saca
62
sarta con BHA de calibración desde 8,500’ hasta la superficie. Quiebra y baja BHA de
calibración.
Cía. Weatherford realiza reunión de seguridad para abrir ventana con whipstock, prueba
MWD con 450 GPM y 1080 PSI exitosamente. Alinea whipstock y MWD, se procede a
bajar la sarta para abrir la ventana desde 9,128’ hasta 9,148’, orienta whipstock y MWD
con 1850 PSI, 450 SPM @ 39° a la derecha, asienta whipstock con 42 klbs @ 9,148’.
Se abre la ventana desde 9,128’ hasta 9,141’ con 100 RPM, 400-450 GPM, WOB 4-11 klb,
TQ 6-9 k.
Continúa abriendo la ventana desde 9,141’ hasta 9,146’ con 100 RPM, 400-450 GPM,
WOB 4-11 klb, TQ 6-9 k, se bombea 60 bls de píldora viscosa @ 9,139’ y se circula hasta
las zarandas limpias; saca la sarta de abrir ventana desde 9,239’ hasta la superficie.
Quiebra herramientas de Weatherford de abrir ventana: LEAD MILL y FLEX MILL,
realiza reunión de seguridad, arma BHA direccional con broca tricónica desde 500’ hasta
2,500’.
Baja sarta de perforación con BHA direccional y broca tricónica desde 2,500’ hasta 9,146’,
se procede a llenar la tubería cada 20 paradas y se perfora la sección de 8 ½’’ con BHA
direccional y broca tricónica rotando y deslizando desde 9,146’ hasta 9,191’ con ROP
PROM=6 FT/HR
Perfora la sección de 8 ½’’ con BHA direccional y broca tricónica rotando y deslizando
desde 9,191’ hasta 9,199’ con ROP PROM = 4 FT/HR, bombea 60 bls de píldora viscosa
63
puenteante mas barolift y se circula hasta pozo limpio. Saca sarta de perforación direccional
de 8 ½’’ desde 9,199’ hasta la superficie, quiebra BHA direccional y retira broca tricónica.
Realiza reunión de seguridad y arma BHA direccional de 8 ½’’ con broca PDC, alinea
motor y MWD, prueba con 450 GPM y 750 PSI de manera exitosa. Baja la sarta con broca
PDC desde 70’ hasta 1,500’, baja sarta de perforación con BHA direccional y broca PDC
desde 1,500’ hasta 9,199’. Perfora sección de 8 ½’’ con BHA direccional y broca PDC
deslizando desde 9,199’ hasta 9,218’ ROP PROM = 9,5 FT/HR, se continua perforando la
sección de 8 ½’’ rotando y deslizando desde 9,218’ hasta 9,325’ ROP PROM = 18 FT/HR,
la perforación continua desde 9,325’ hasta 9,718’ ROP PROM = 30 FT/HR, se bombea 50
bls de píldora viscosa pesada @ 9,351’ y se bombea 50 bls de píldora viscosa @ 9,690’, se
circula fondo arriba.
La sección de 8 ½’’ se continua perforando con BHA direccional y broca PDC rotando y
deslizando desde 9,718’ hasta 9,830’ ROP PROM = 28 FT/HR y posteriormente de la
misma manera desde 9,830’ hasta 9,973’ ROP PROM = 24 FT/HR.
Bombea 50 bls de píldora viscosa pesada mas barolift @ 12.5 PPG y circula hasta pozo
limpio con 550 GPM y 2700 PSI, saca sarta de perforación direccional desde 9,973’ hasta
9,163’ (15’ BAJO DEL TOPE DE LA VENTANA). Realiza reunión de seguridad y corta
95’ de cable de perforación, a continuación baja sarta de perforación direccional desde
9,163’ hasta 9,973’, lavando la última parada por seguridad.
Se perfora la sección de 8 ½’’ con BHA direccional y broca PDC rotando y deslizando
desde 9,973’ hasta 10,175’ ROP PROM = 31 FT/HR, continua perforando desde 10,175’
64
hasta 10,330’ ROP PROM = 26 FT/HR y bombea 50 bls de píldora viscosa pesada @
10,196’, se mantiene la perforación en la sección de 8 ½’’ desde 10,330’ hasta 10,462’
ROP PROM = 22 FT/HR y de igual forma bombea 50 bls de píldora viscosa pesada @
10,387’.
Perfora la sección de 8 ½’’ con BHA direccional y broca PDC rotando y deslizando desde
10,462’ hasta 10,665’ y bombeando píldora viscosa pesada @ 10,585’, circula para obtener
muestra de la formación con 560 GPM, 70 RPM y 2900 PSI, desliza desde 10,665’ hasta
10,719’ y bombea píldora viscosa @ 10,585’, circula para obtener muestra de formación
con 560 GPM, 70 RPM y 2900 PSI, perfora rotando y deslizando desde 10,719’ hasta
10,825’ PUNTO DE CSG DADO POR WELL SITE, bombea píldora viscosa pesada y
circula hasta obtener pozo limpio.
Saca sarta de perforación direccional desde 10,825’ hasta 10,570’, trabaja tubería
empaquetada @ 10,570’, MAX OVER PULL 40 klb, saca sarta de perforación direccional
con bomba y rotación desde 10,480’ hasta 10,118’, intenta romper la circulación con
rotación (90 RPM), con éxito. Circula y repasa desde 10,188’ hasta 10,212’ con 460 GPM
y 2340 PSI. Saca la sarta de perforación direccional desde 10,212’ hasta 9,950’. Continúa
sacando tubería y realiza back reaming desde 9,950’ hasta 9,920’
Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,920’ hasta la superficie, quiebra BHA
direccional, recupera información de herramienta direccional MWD. Realiza reunión de
seguridad, arma BHA liso con broca PDC para la calibración del hueco, baja BHA con
tubería de 5’’ HWDP y 5’’ DP hasta 5,100’.
65
Continua bajando BHA simulado en 5’’ DP desde 5,100’’ hasta 9,765’ la sarta presenta
apoyo de 30 klb, baja tubería con bomba y rotación y la sarta trabaja en puntos apretados
desde 9,765’ – 9,790’ y desde 9,790’ – 10,334’, libre con 520 GPM, 2400 PSI y 100 RPM
TQ 9 K, baja tubería lavando desde 10,334’ hasta 10,650’ y pierde circulación; trabaja sarta
de arriba abajo desde 10,650’ – 10,612’ hasta recuperar la circulación y rotación.
Circula @ 10,600’ hasta limpiar el hoyo con 520 GPM, 2500 PSI, 100 RPM TQ 8 klb. Baja
tubería, lava y rota desde 10,600’ hasta 10,740’ con 520 GPM 100 RPM 2450 PSI, se
pierde la circulación y rotación. Se trabaja la tubería en punto apretado @ 10,740’ arriba-
abajo hasta poder recuperar la circulación y la rotación, continua bajando con bomba y
rotación desde 10,740’ hasta 10,760’ y se circula hasta zarandas limpias con 500 GPM,
2650 PSI, 40 RPM, TQ 8 KLB, bombea 50 bls de píldora viscosa pesada con Baroild con
12.5 PPG y circula con 520 GPM, 2700 PSI, 40 RPM, TQ 8 KLB. Realiza viaje fuera del
pozo desde 10,825’ hasta 9,108’ de manera exitosa, y a continuación realiza viaje de
tubería dentro del pozo desde 9,108’ hasta 10,825’ lava la última parada al fondo, bombea
120 bls de píldora lubricante pesada, saca tubería desde 10,825’ hasta 9,040’ sin problema.
Bombea 30 bls de píldora pesada, la tubería conejea (diámetro del conejo 2.75’’), se realiza
prueba del arroz. Saca tubería desde 9,040’ hasta 7,600’. Se realiza viaje de tubería fuera
del pozo desde 7,600’ hasta la superficie, quiebra BHA de limpieza, broca, estabilizador y
MWD. Arma herramientas para correr liner de 7’’, instala zapato, float collar, realiza
prueba @ 80’, equipo de flotación ok.
66
Baja liner de 7’’ llena cada junta desde 80’ hasta 1,914’, levanta e instala hydro hanger,
setting tolos y prueba herramientas, continúa bajando liner de 7’’ con 5’’ HW 5’’ DP desde
1,914’ hasta 8,986’ llena la tubería cada 10 paradas, levanta y arma manifold de
cementación, corre 2 paradas mas dentro del hueco desde 8,986’ hasta 9,100’, se mantiene
corriendo liner de 7’’ con 5’’ DP desde 9,100’ hasta 10,825’, se baja rompiendo la
circulación en hueco abierto cada 3 paradas, lava las 3 últimas paradas al fondo con 3 bls
por minuto a 800 PSI de manera exitosa. Circula y acondiciona lodo para realizar la
cementación del liner de 7’’ con 180 GPM y 850 PSI. Suelta bola de bronce, circula con 20
SPM, 81 GPM y 505 PSI, no asienta la bola, realiza segundo intento soltando bola de
baquelita y asienta con 2250 PSI, ancla colgador, rompe pines, asienta cuñas con 300 PSI y
25 vueltas a la derecha, circula con 213 GPM, 50 SPM y 810 PSI. Se realiza reunión de
seguridad y arma líneas de cementación. BJ cementa liner de 7’’ con un total de cemento
utilizado de 350 sacos de cemento tipo “G”. Desarma cabeza de cementación y saca tubería
desde 8600 pies hasta superficie, quiebra setting tool, manifold de cementación y martillo,
baja BHA de limpieza con tubería de 5’’ DP hasta 8,280’, se continua esperando el frague
de cemento se observa muestras en superficie, mostrando cemento no consolidado, baja
BHA de limpieza con tubería de 5’’ DP desde 8,280’ hasta 8,895’, tope del liner hanger, no
se encontró cemento, bombea 40 bls de píldora viscosa y circula hasta zarandas limpias con
520 GPM y 1500 PSI, saca tubería desde 8,895’ hasta superficie, quiebra BHA de limpieza
con broca de 8 ½’’, scraper y bit sub.
Reunión de seguridad arma equipo para probar BOP, realiza prueba de BOP STACK,
preventor anular 300 PSI en baja 1200 PSI en alta, RAMS, válvulas 300 PSI en baja, 2400
67
PSI en alta de manera exitosa. Desarma equipo de prueba de BOP, levanta y arma BHA de
limpieza de 6 1/8’’ broca triconica de dientes, estabilizador y float sub, baja BHA de 6 ½’’
de perforación con tubería de 3 ½’’ HW, 4 ¾’’ DC, 3 ½’’ DP desde 11’ hasta 2,133’.
Continua bajando BHA de 6 1/8’’ con tubería de 3 ½’’ DP, llenando cada 2,000’ desde
2,133’ hasta 8,000’, realiza viaje de tubería dentro del pozo desde 8,000’ hasta 10,739’,
perfora con broca tricónica de 6 1/8’’, tapones, landing collar, cemento, float collar hasta
10,778’, se perfora cemento desde 10,778’ hasta 10,815’, continua la perforación desde
10,815’ hasta 10,830’ ROP PROM = 10 FT/HR, se observa presencia de gas, lodo
contaminado con crudo en las zarandas, interrumpe la perforación, se observa que el pozo
fluye, se cierra el pozo y se registra la presión en los manómetros, se saca las 5 primeras
paradas pero el pozo no fluye, saca tubería hasta 9,712’ y bombea 40 bls de píldora pesada.
Continua perforando con BHA de 6 1/8’’, nueva formación desde 10,830’ hasta 10,840’.
ROP PROM = 6.6 FT/HR, saca tubería con broca 6 1/8’’ desde 10,840’ hasta 6,800’, arma
herramientas direccional de 6 1/8’’ broca PDC, geopilot, MAG FLEX, estabilizador,
prueba herramienta @ 160’ con 200 GPM 470 PSI, baja BHA direccional con 5’’ DP desde
3,643’ hasta 10,500’, llenando cada 2,000’, se observa apoyo de la sarta 10 klb. Saca
tubería hasta el zapato (10,820’) continua circulando con 280 GPM 2400 PSI 30 RPM TQ
6 KLB, se incrementa el peso del lodo de 8,8 @ 9,0 LPG y se baja la tubería hasta 10,840’,
perfora sección de 6 1/8’’ con geopilot y broca PDC desde 10,840’ hasta 11,108’ ROP
PROM = 36 FT/HR, se mantiene la perforación desde 11,315’ hasta 11,500’, repasa 2
veces cada parada con rotación arriba-abajo.
68
Perfora sección de 6 1/8’’ con geopilot y broca PDC desde 11,500’ hasta 11,592’, y se
bombe 40 bls de píldora viscosa pesada @ 11,580’, se realiza viaje de calibración del pozo
desde 11,592’ hasta 10,823’, realiza viaje dentro del pozo desde 10,823’ hasta 10,920’, se
baja con circulación desde 10,920’ hasta 11,008’ sin ningún tipo de problemas. Sigue la
perforación rotando desde 11,592’ hasta 11,678’, toma muestras geológicas con 285 GPM,
2450 PSI, 110 RPM, TQ 7k, continua la perforación con broca PDC desde 11,678’ hasta
11,959’. Perfora sección de 6 1/8’’ con geopilot y broca PDC desde 11,959’ hasta 12,242’
(PUNTO DE CASING DADO POR WELL SITE DE GEOLOGIA), saca tubería desde
12,242’ hasta 8,086’, no se presenta problemas en hueco abierto, y luego se saca tubería de
5’’ DP desde 8,086’ hasta la superficie, quiebra broca y toma lectura de herramientas LWD
de Sperry. Quiebra BHA direccional, sube y arma BHA de registros, orienta ADR con
MWD, prueba MWD @ 76’ con 180 GPM, 500 PSI correctamente, e instala fuentes
radioactivas, realiza viaje dentro del pozo con BHA para registros con 5’’ DP desde 76’
hasta 8,824’, llena tubería cada 2,000’. Continua bajando registrando con 290 GPM, 90
RPM desde 10,825’ hasta 11,140’, a continuación se registra con CTN – ADL – ADR
desde 11,140’ hasta 12,242’ y se bombea 40 bls de píldora viscosa pesada y se circula hasta
zarandas limpias. Continua circulando y acondicionando el pozo con 300 GPM, 2800 PSI,
100 RPM, realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 12242’, bombea 35 bls de píldora
viscosa pesada @ 10792’ y continua el viaje de tubería hasta superficie. Realiza reunión de
seguridad recuperando fuentes radioactivas, quiebra broca y herramientas de registros.
Cía. Weatherford sube y arma herramientas para la corrida de liner de 5’’, levanta y baja
liner ranurado de 5’’ hasta 1611’ de acuerdo al programa total 39 Jtas. mas 2 crossover,
69
cambia elevadores e instala mesa falsa en la rotaria, levanta y arma washpipe de 2 3/8’’
dentro del liner ranurado de 5’’ total 30 juntas 943’ con stinger en la punta, se lo baja desde
943’ hasta 1555’. Continua corriendo liner de 5’’ con tubería de 3 ½’’ HWDP, 3 ½’’ DP,
5’’ DP conejeando parada por parada desde 1611’ hasta 4430’. Realiza reunión de
seguridad y se mantiene corriendo liner de 5’’ desde 4430’ hasta 10800’, circula con 130
GPM y 800 PSI, corre liner de 5’’ desde 10800’ hasta 11243’ se observa sobre peso circula
con 150 GPM, 1000 PSI, se incrementa @ 170 GPM, 1200 PSI y trabaja tubería, bombea
40 bls de píldora lubricante y desplaza hasta hueco abierto, circula hasta preparar píldora
liberadora y se espera el tiempo de reacción de la misma bombeando 1 bls cada hora,
circula y trabaja tubería arriba-abajo, desplaza fluido baradril por salmuera con 140 GPM,
900 PSI, lava tanques del sistema de lodos y zarandas.
Circula con salmuera de 8.4 PPG @ 200 GPM y 950 PSI, trabaja tubería sin éxito. Suelta
bola de bronce 1 3/8’’ y circula con 90 GPM y 100 PSI, total 330 STK, ancla liner hanger
@ 11240’ con 2900 PSI, libera setting tool con 25 vueltas a la derecha y se chequea el peso
arriba 250 KLB, abajo 230 KLB correctamente. Circula con 220 GPM y 120 PSI, se lava
tanques del sistema de lodos. Bombea píldoras de limpieza de casing, desplaza con
salmuera (NaOH – 8.4 PPG) @ 250 GPM y 1700 PSI (865 bls con 8510 STKS). Sube e
instala líneas de 2’’ de Halliburton y prueba con 400 PSI exitosamente, bombea 120 bls de
N-FLOW y desplaza con 140 bls de salmuera.
Quiebra líneas de 2’’ de Halliburton, saca tubería de 5’’ desde 11198’ hasta 3450’, realiza
reunión de seguridad saca, quiebra 30 juntas de 3 ½’’ DP, 30 juntas de 3 ½’’ HWDP desde
3450’ hasta 1556’. Quiebra setting tool de Cía. TIW, la Cía. Weatherford realiza reunión de
70
seguridad y arma equipo, quiebra washpipe 2 3/8’’ desde 1556’ hasta superficie total (49
juntas, 2 PUP joints y diverter), quiebra exceso de 3 ½’’ HWDP y 3 ½’’ DP.
Realiza reunión de seguridad, quiebra 14 juntas de 3 ½ DP, martillo de 4 ¾’’ y 15 juntas de
4 ¾’’ DC, desarma Nipple Campana y BOP. Arma cabezal de producción y prueba con
2000 PSI por 10 minutos de manera exitosa.
SE LIBERA EL POZO CULEBRA 10H A LAS 12H00 DEL 17 DE SEPTIEMBRE DEL
2009.
4.3 SURVEY FINAL
La tabla 4.5 corresponde al resumen final del survey integro del pozo conteniendo la parte
inicial, la apertura de la ventana y la perforación de la sección lateral u horizontal.
71
Tabla 4.4 Survey final
MD
(pies)
INCLINACION
(o)
AZIMUTH
(o)
TVD
(pies)
SECCION VERTICAL
(pies)
DOG LEG
(o/100 pies)
767,00 0,65 252,47 767,00 -2,40 0,00 885,00 0,51 60,11 885,00 -2,50 0,98 976,00 1,59 57,56 976,00 -9,00 1,19 1070,00 2,51 60,18 1069,90 2,50 0,98 1164,00 3,53 60,51 1163,80 7,40 1,09 1259,00 4,34 51,97 1258,60 13,90 1,05 1543,00 6,630 56,320 1541,332 39,878 1,198 1637,00 7,970 57,930 1634,568 51,819 1,442 1732,00 8,330 56,010 1728,609 65,284 0,475 1826,00 8,190 57,310 1821,634 78,788 0,248
1921,00 8,010 57,260 1915,686 92,172 0,190 2015,00 8,540 53,940 2008,708 105,694 0,759 2110,00 7,920 56,050 2102,729 119,286 0,726 2583,00 6,210 55,820 2571,920 178,966 0,699 2678,00 5,200 53,240 2666,449 188,403 1,097 2772,00 4,850 54,150 2769,087 196,628 0,382 2867,00 5,020 58,440 2854,735 204,794 0,428 2962,00 4,560 55,610 2949,404 212,724 0,544 3056,00 4,040 52,480 3043,139 219,764 0,607 3151,00 3,920 50,900 3137,910 266,336 0,171
3245,00 3,960 50,510 3231,688 322,764 0,051 3340,00 2,920 46,930 3326,515 238,415 1,117 3434,00 3,400 41,640 3420,372 243,474 0,597 3528,00 3,510 53,120 3514,202 249,044 0,744 3623,00 3,750 46,910 3609,012 255,012 0,485 3717,00 2,660 50,760 3702,864 260,216 1,181 3812,00 2,970 63,580 3797,750 264,852 0,737 3906,00 2,640 48,410 3891,639 269,412 0,861 4000,00 2,170 39,430 3985,556 273,259 0,639 4095,00 1,380 72,800 4080,512 276,077 1,336 4379,00 0,490 140,980 4364,460 280,200 0,600 4474,00 0,700 132,510 4459,460 280,380 0,230 4568,00 0,740 128,920 4553,450 280,690 0,064 4663,00 0,480 111,250 4648,450 281,110 0,330 4757,00 0,930 135,150 4742,440 281,480 0,560 4852,00 0,910 107,060 4837,430 282,110 0,470 4947,00 1,050 118,880 4932,410 282,980 0,250 5041,00 0,740 119,560 5026,400 283,650 0,330 5136,00 0,400 114,360 5121,400 284,110 0,360 5231,00 0,610 188,390 5216,390 283,940 0,660 5325,00 0,720 202,070 5310,390 283,120 0,200 5420,00 0,940 233,340 5405,380 281,850 0,520
Continua
72
MD
(pies)
INCLINACION
(o)
AZIMUTH
(o)
TVD
(pies)
SECCION VERTICAL
(pies)
DOG LEG
(o/100 pies)
5515,00 5609,00
0,730 1,210
202,160 267,240
5500,370 5594,360
280,570 279,220
0,520 1,190
5703,00 1,200 252,680 5688,342 277,430 0,325 5798,00 0,820 257,300 5783,327 275,840 0,409 5852,00 1,020 259,750 5837,320 275,030 0,370 5921,00 1,020 259,750 5906,300 273,910 0,000 6021,00 1,590 251,450 6006,280 271,750 0,590 6116,00 1,630 250,130 6101,240 269,170 0,050 6210,00 1,900 258,400 6195,200 266,420 0,390
6305,00 2,020 271,180 6290,140 263,590 0,470 6399,00 1,860 281,950 6384,090 261,170 0,423 6494,00 2,580 294,170 6479,020 258,950 0,903 6588,00 3,170 315,430 6572,900 257,340 1,280 6683,00 2,740 339,760 6667,782 257,372 1,383 6777,00 2,880 357,230 6761,670 259,109 0,919 6872,00 3,330 19,100 6856,534 262,533 1,324 6966,00 4,460 41,050 6950,321 268,234 1,969 7061,00 4,960 49,750 7045,001 275,878 0,916 7155,00 5,390 57,760 7138,618 284,328 0,890
7250,00 5,890 65,100 7233,160 293,606 0,920 7344,00 6,800 66,700 7326,582 303,854 0,990 7438,00 8,030 63,020 7419,794 315,857 1,392 7533,00 9,690 63,830 7513,657 330,374 1,752 7628,00 10,940 62,580 7607,120 347,260 1,337 7722,00 11,860 63,810 7699,264 365,705 1,012 7817,00 14,350 63,700 7791,783 387,062 2,610 7912,00 17,040 63,170 7883,232 412,561 2,836 8006,00 19,230 61,360 7972,558 441,659 2,405 8101,00 20,030 60,510 8062,037 473,468 0,894
8202,00 20,410 59,710 8156,812 508,299 0,465 8297,00 23,140 60,000 8245,025 543,469 2,876 8391,00 25,850 58,360 8330,558 582,388 2,972 8486,00 28,790 56,380 8414,954 625,972 3,239 8582,00 32,270 55,330 8497,633 674,728 3,667 8675,00 36,050 55,430 8574,574 726,932 4,065 8770,00 38,920 55,730 8649,950 784,734 3,027 8864,00 39,8100 56,080 8722,623 844,352 0,976 8959,00 41,360 56,550 8794,767 906,155 1,663 9054,00 41,620 56,360 8865,929 969,091 0,306
9148,00 40,890 56,150 8936,596 1031,075 0,790 9243,00 42,880 55,770 9007,319 1094,496 2,112 9338,00 43,960 55,740 9076,320 1159,790 1,137 9401,00 44,530 55,810 9121,451 1203,744 0,908
9458,00 45,000 55,810 9161,920 1243,882 0,825 Continua
73
MD
(pies)
INCLINACION
(o)
AZIMUTH
(o)
TVD
(pies)
SECCION VERTICAL
(pies)
DOG LEG
(o/100 pies)
9463,00 9557,00
45,540 49,080
55,920 57,200
9165,264 9228,990
1247,610 1316,688
1,634 3,897
9653,00 52,620 56,820 9289,590 1391,118 3,700 9748,00 56,130 56,740 9344,917 1468,328 3,695 9842,00 59,230 55,030 9395,171 1547,745 3,638 9938,00 62,870 57,580 9441,637 1631,724 4,447 10032,00 65,910 57,260 9482,263 1716,463 3,249 10126,00 69,040 56,780 9518,269 1803,275 3,363 10185,00 68,970 55,500 9539,409 1858,356 2,029 10221,00 69,140 55,550 9552,176 1892,016 1,214 10315,00 73,020 55,050 9582,649 1980,906 4,158 10409,00 76,270 55,040 9607,537 2071,515 3,457 10505,00 78,940 55,700 9628,142 2165,257 2,861 10599,00 80,510 55,840 9644,908 2257,743 1,677 10648,00 82,060 56,240 9657,787 2341,758 1,882 10745,00 83,510 56,240 9665,448 2402,273 2,377
1er Sidetrack (fallido) 9183’–
9190’
2do Sidetrack 9128’ –9146’
9128,00 41,045 56,195 8921,495 1017,963 0,000 9468,00 48,200 65,620 9163,600 1255,225 2,863 9563,00 51,540 64,000 9224,824 1327,051 3,750 9657,00 54,590 65,020 9281,303 1401,405 3,359 9751,00 57,040 61,610 9334,125 1478,563 3,974 9846,00 59,920 63,230 9383,788 1559,072 3,362 9941,00 62,780 61,200 9429,336 1641,985 3,547 10036,00 65,390 60,280 9470,851 1727,168 2,882 10130,00 67,950 58,610 9508,077 1813,342 3,175 10225,00 69,710 59,040 9542,384 1901,842 1,900
10319,00 72,790 59,020 9572,595 1990,742 3,277 10414,00 75,120 56,750 9598,854 2081,994 3,360 10508,00 77,690 55,940 9620,948 2173,351 2,859 10603,00 80,120 54,230 9639,221 2266,545 3,117 10697,00 81,580 53,760 9654,161 2359,272 1,620 10764,00 83,070 54,700 9663,109 2425,626 2,623 10825,00 84,300 54,800 9669,818 2486,232 2,023 10843,00 85,790 55,910 9670,776 2504,232 3,765 10938,00 87,090 56,560 9676,675 2599,046 1,529 11032,00 86,040 54,890 9682,307 2692,860 2,096
11126,00 86,230 53,300 9688,644 2786,581 1,700 11221,00 87,280 52,830 9694,021 2881,275 1,211 11316,00 88,390 53,450 9697,610 2976,061 1,338 11410,00 89,690 54,530 9699,185 3069,967 1,798 11505,00 91,670 54,410 9698,058 3164,907 2,088 11599,00 90,870 52,300 9695,974 3258,753 2,400 11693,00 90,930 53,540 9694,498 3352,576 1,321
Continua
74
Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G.
4.5 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LO PROGRAMADO Y EJECUTADO
El plan original del pozo Culebra 10 Hz plantea perforar una sección lateral de 6 pulgadas y
1,663 pies de longitud desde la entrada al tope de la Arenisca “U Inferior” hasta terminar la
sección horizontal. El ángulo de inclinación a la entrada sería de 83° a 56.3° de azimuth
hasta conseguir un ángulo de inclinación de 90° con el mismo azimuth a 11,341 pies MD.
Finalmente, conseguir una sección horizontal de 1,000 pies hasta alcanzar la profundidad
total del pozo de 12,341 pies. Es importante mencionar que el intervalo desde el tope de la
Arenisca “U Inferior” sería desde 9,657 hasta 9,690 (31 pies) en Profundidad vertical
verdadera TVD. Consecuentemente la sección horizontal de 1,000 pies corresponde a 9,690
pies TVD.
En vista de los problemas presentados durante la limpieza de cemento dentro del liner de 7
pulgadas y después de muchos intentos por recuperar la sección inferior del BHA de
limpieza sin éxito, se decidió realizar un sidetrack, abriendo una ventana en el casing de
MD
(pies)
INCLINACION
(o)
AZIMUTH
(o)
TVD
(pies)
SECCION VERTICAL
(pies)
DOG LEG
(o/100 pies)
11789,00 11886,00
92,530 92,100
54,820 54,760
9691,599 9687,696
3448,461 3545,347
2,134 0,448
11978,00 91,540 55,130 9684,774 3637,274 0,729
12072,00
90,560
56,500
9683,051
3731,251
1,792
12167,00 90,680 58,530 9682,023 3826,220 2,140 12229,00 88,460 58,530 9682,488 3888,167 3,581 12242,00 88,460 58,530 9682,838 3901,153 0
75
9 5/8 pulgadas desde 9,183 hasta 9,190 pies. El inconveniente presentado fue la detección
de una caja de casing justo en el intervalo de la ventana, condición que no es conveniente
en este tipo de operaciones por los futuros problemas que podría representar para el ingreso
y salida de los BHA’s a ser usados durante la perforación a pasar por la ventana. En vista
de esta situación se decide realizar una segunda ventana en la parte superior.
El plan direccional de la ventana (sidetrack) del pozo Culebra 10 Hz-St plantea perforar una
sección lateral de 6 pulgadas y 1,585 pies de longitud desde la entrada al tope de la
Arenisca “U Inferior” hasta terminar la sección horizontal. El ángulo de inclinación a la
entrada sería de 83.5° a 54.8° de azimuth hasta conseguir un ángulo de inclinación de 89.6°
con azimuth de 56.1° a 11,286 pies. Finalmente, conseguir una sección lateral de 1,000 pies
con ángulo de inclinación de 89.6° hasta alcanzar la profundidad total del pozo de 12,286
pies. Es importante mencionar que el intervalo desde el tope de la Arenisca “U Inferior”
sería desde 9,657’ hasta 9,697’ (38 pies) en Profundidad vertical verdadera TVD.
Consecuentemente la sección lateral de 1,000 pies va desde 9,690 hasta 9,697 pies TVD.
Los resultados de la ejecución de la perforación del sidetrack del pozo Culebra 10 Hz St
consiguió una sección lateral de 6 pulgadas y 1,476 pies de longitud desde la entrada al
tope de la Arenisca “U Inferior” hasta terminar la sección lateral. El ángulo de inclinación a
la entrada sería de 83.1° a 54.7° de azimuth hasta conseguir un ángulo de inclinación de
89.7° con Azimuth variable hasta 54.5° a 11,410 pies MD. Finalmente, conseguir una
sección lateral de 831 pies hasta alcanzar la profundidad total del pozo de 12,242 pies. Es
importante mencionar que el intervalo desde el tope de la Arenisca “U Inferior” sería desde
76
9,657’ hasta 9,687 (30 pies) en Profundidad Vertical Verdadera TVD. Consecuentemente la
sección lateral de 831 pies va desde 9,699’ hasta 9,683 pies TVD.
De acuerdo al plan original se planeó realizar una sección lateral dentro de la Arenisca “U
Inferior” de 1,663 pies de longitud con Azimuth de 56.3°. El plan ejecutado considerando
la segunda ventana (Sidetrack) alcanzó una sección lateral de 1,476 pies con Azimuth de
54.7°. Es decir, 187 pies menos que lo planificado inicialmente y una desviación hacia el
norte de 1.6°.
La sección netamente horizontal (90°) en el plan original se planeó de 1,000 pies de
longitud. Mientras que el pozo perforado alcanzó 831 pies. Es decir, 169 pies menos de lo
planeado.
El intervalo en el programa original plantea perforar 31 pies TVD en el yacimiento. El
intervalo alcanzado en la perforación fue de 30 pies TVD. Es decir, 1 pie menos de lo
programado.
XVIII
CAPÍTULO V
77
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Este capítulo muestra las conclusiones y recomendaciones en base al estudio realizado en
este trabajo.
5.1 CONCLUSIONES El monitoreo de los parámetros direccionales (Survey) debe ser realizado cada
parada de tubería en condiciones normales y cada tubo cuando las condiciones del
pozo lo requieran.
La sección lateral fue construida dentro de una ventana que va desde 9,682 pies
TVD hasta 9,699 pies TVD. Es decir, 17 pies de espesor en TVD en el cual se
desarrollo la perforación.
De la conclusión anterior se puede deducir que la TVD máxima alcanzada fue de
9,699 pies lo cual podría representar un riesgo de acercarse demasiado a la zona de
acuífero o salirse del yacimiento.
La sección netamente horizontal (90°) en el plan original se planeó de 1,000 pies de
longitud. Mientras que el pozo perforado alcanzó 831 pies. Es decir, 169 pies menos
de lo planeado. lo cual podría afectar negativamente en la producción final de
petróleo.
78
En el programa original se planteó perforar 33 pies TVD en el yacimiento, y lo
alcanzado en la perforación ejecutada fue de 42 pies TVD, existiendo una variación
de 9 pies TVD de lo programado inicialmente.
El plan original considera un Azimuth de 56.3° para la sección horizontal. El plan
ejecutado considerando la segunda ventana (Sidetrack) alcanzó un Azimuth de
54.7°. Es decir, una desviación hacia el norte de 1.6°. Lo cual no debería representar
ningún problema puesto que estaría dentro de la tolerancia de error planeado.
5.2 RECOMENDACIONES Correr un registro CCL (Casing Collar Locator) para determinar que no existan
cajas o conexiones en el intervalo donde se planea realizar la ventana para evitar lo
ocurrido en el primer intento de sidetrack.
Como consecuencia de lo anterior pueden quedar atrapados los ensamblajes de
fondo al momento de pasar o sacarlos a través de la ventana, especialmente si no
existe buena cementación en ese intervalo.
De existir contacto Agua/Petróleo es importante conocer su Profundidad Vertical
Verdadera TVD y evitar que la sección lateral se aproxime demasiado a dicho
contacto para evitar producciones tempranas de agua. Una vez aterrizado el pozo
79
debe manejarse una ventana de trabajo hacia arriba y hacia abajo del eje de la
sección lateral.
Antes de abrir la ventana es necesario tener un buen trabajo de cementación con
buena adherencia Casing – Cemento – Formación para maximizar el éxito del
sidetrack.
Previo a las operaciones de perforación se debe disponer de los certificados de
inspección de los equipos a ser usados tales como martillos hidráulicos,
componentes del BHA y tubería en general.
Para el direccionamiento de la ventana es importante correr la herramienta Gyro que
no es interferida por efectos magnéticos como ocurre con la herramienta MWD
debido a la presencia del casing.
80
BIBLIOGRAFÍA 1. Adam T. Bourgoyne Jr., Keith K. Milheim, Martin E. Chenevert, F.S. Young Jr.,
Applied Drilling Engineering, Second Printing, Society of Petroleum Engineer,
Richardson, TX, 1991.
2. Dueñas Mejía Jorge Líder, Módulo de Perforación Direccional, Quito, Octubre 2009 –
Marzo 2010.
3. PETROPRODUCCIÓN - HALLIBURTON, Programa de Perforación Direccional
Pozo Culebra 10 Hz. Sidetrack, Quito, Agosto 2009.
4. PETROPRODUCCIÓN - HALLIBURTON, Programa de Servicios de Perforación,
Pozo Culebra 10 Hz, Quito, Julio 2009.
5. PETROPRODUCCION, Reportes Diarios de Perforación, Sumario de Perforación
81
GLOSARIO DE TÉRMINOS BHA – Bottom Hole Assembly.- Ensamblaje de fondo de pozo.
Ángulo de desviación.- En la perforación de desviación controlada, es el ángulo
indicado en grados hacia el cual se desvía el pozo desde la vertical, por medio de
uniones curvas u otras herramientas de control.
Azimuth – Direction.- El ángulo horizontal (0 - 360°) medido en el sentido de las
manecillas del reloj desde el norte verdadero en un Survey.
Broca (Barrena, Mecha, Trepano).- Herramienta que al rotar impulsada por un
taladro rompe las rocas. Sirve para perforar pozos.
Sarta.- Serie de tubos que se unen para formar la sarta de perforación. Puede ser de
revestimiento o de producción.
Pata de perro.- Término aplicado a un repentino cambio de dirección en el pozo; un
codo causado por dicho cambio de dirección.
Buzamiento.- Es el ángulo entre el plano de estratificación de la formación y el plano
horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo
82
Ángulo de inclinación.- Es el ángulo formado del pozo con respecto a la vertical
Sección aumentada.- Sección del hoyo, después del KOP, donde el ángulo de
inclinación aumenta.
Survey.- Instrumento de fondo usado para determinar el azimuth e inclinación del
pozo. Esta información es registrada en una hoja de cálculo llamada Survey.
Sección tangencial.- Sección del hoyo donde el ángulo de inclinación y dirección
permanecen constante
Profundidad Medida (MD).- Es la distancia o longitud del hoyo. Representa la
distancia de la trayectoria del pozo o la medición de la tubería en el hoyo.
Tasa de incremento o disminución de ángulo.- Es la cantidad de grados por unidad
de longitud necesarios para incrementar o disminuir el ángulo.
Sección de descenso.- Sección del hoyo donde el ángulo de inclinación disminuye.
Ratonera (Hoyo Ratón).- Hueco debajo de la torre, en el cual se coloca
provisionalmente el cuadrante o la tubería mientras se efectúan conexiones.
83
Mástil.- Torre de perforación portátil que se ensambla como una unidad, o una sola
pieza, en contraste con las torres convencionales que deben ser completamente
desarmadas y vueltas a armar en su nuevo emplazamiento.
Top Drive.- El Sistema Top Drive puede definirse como una herramienta de manera
general, pero siendo más precisos podemos definirlo como un motor eléctrico o
hidráulico que se suspende en cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación.
Esta herramienta se encarga de hacer rotar la sarta de perforación y el trépano.
Punto de desvío – Kick off point (KOP).- Es la ubicación a una profundidad
determinada bajo la superficie donde el pozo es desviado en una dirección dada.
Perforación de desviación controlada.- Perforación en direcciones divergentes de la
vertical. A veces es necesaria o ventajosa para alcanzar puntos laterales alejados de la
boca del pozo.
Fluido de perforación.- Mezcla utilizada para estabilizar las paredes del pozo, y
transportar a superficie los ripios de perforación.
Registro.- Es la medición por medio de instrumentos, del ángulo de inclinación y
dirección en cierto punto del hoyo.
84
Dirección u orientación.- ángulo fuera del Norte o Sur (hacia el Este u Oeste), que
muestra la orientación y el desplazamiento.
Profundidad vertical verdadera – True Vertical Depth (TVD).- La distancia
vertical recta hacia abajo desde la ubicación superficial del pozo hasta cualquier plano
horizontal que intersecte la ubicación del fondo del pozo.
Ubicación del objetivo – Target location.- Para propósitos prácticos puede ser la
ubicación, latitud y longitud del objetivo proyectado a superficie de la tierra, estará a
una distancia y con una dirección predeterminada respecto de la ubicación superficial.
MWD (Measuremnet While Drilling).- La herramienta MWD consiste de tres
inclinómetros (acelerómetros) y tres magnetómetros. Las mediciones de dirección son
obtenidas de los tres magnetómetros. Las lecturas de los acelerómetros son necesarias
para corregir las mediciones de dirección, para obtener la inclinación y la posición de
los magnetómetros en el lado bajo del pozo.
LWD (Logging While Drilling).- La herramienta LWD se utiliza para registrar el
pozo mientras se esta perforando, de este modo se obtiene información a tiempo real
Rata de construcción de ángulo – Build Up Rate (BUR).- Es la rata de incremento
de ángulo de inclinación. Es expresada en grados por 100 pies.
85
Rata de caída de ángulo – Drop Off Rate (DOR).- Es la rata a la cual la inclinación
decrece. Es expresada en grados por 100 pies.
Sección Vertical.- La distancia entre dos puntos cualquiera a lo largo de la proyección
del pozo en un plano horizontal.
Rata de cambio de dirección – Turn rate.- Determina la rata de giro del rumbo del
pozo en términos de azimuth. Normalmente es expresada en grados por cada 100 pies.
