Aplicación de Válvulas de Arreglo de Fondo de Pozo en Formaciones Del Subandino Sur

UNIVERSIDAD PRIVADA BOLIVIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

INGENIERÍA PETROLERA Y GAS NATURAL

APLICACIÓN DE VÁLVULAS DE ARREGLO DE FONDO DE

POZO EN FORMACIONES DEL SUBANDINO SUR

TRABAJO FINAL DE GRADO: MODALIDAD PROYECTO

DE GRADO

Presentado por: Álvaro Gutiérrez Siles

Como requisito parcial para optar al título de:

LICENCIATURA EN INGENIERIA PETROLERA Y GAS NATURAL

Docente tutor: Ing. Juan José Focaccio Tejada

Cochabamba, Mayo 2012

II

TABLA DE CONTENIDOS

TABLA DE CONTENIDOS .......................................................................................................................... II

LISTA DE TABLAS ...................................................................................................................................... VI

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................................... VII

RESUMEN EJECUTIVO .............................................................................................................................. X

ABSTRACT ................................................................................................................................................. XI

GLOSARIO .............................................................................................................................................. XII

LISTA DE SÍMBOLOS .............................................................................................................................. XV

CAPÍTULO I ................................................................................................................................................ 1

INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................... 1

1.1 Antecedentes ......................................................................................................................... 2

1.2 Descripción del problema.................................................................................................... 4

1.3 Justificación ............................................................................................................................. 5

1.4 Delimitación ............................................................................................................................ 6

1.5 Objetivos .................................................................................................................................. 6

1.5.1 Objetivo General ........................................................................................................... 6

1.5.2 Objetivos Específicos ..................................................................................................... 6

1.6 Metodología ........................................................................................................................... 7

CAPÍTULO II ............................................................................................................................................... 8

MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................... 8

2.1 Problemas suscitados durante la perforación en la cuenca Subandina................... 9

2.1.1 Pérdida de circulación de lodo ................................................................................. 9

2.1.1.1 Tipos de pérdida de circulación ............................................................................ 9

2.1.1.2 Causas críticas directas de la pérdida de circulación ...................................... 9

2.1.1.3 Consecuencias de la pérdida de circulación .................................................. 10

2.1.1.4 Tratamientos para pérdidas severas ................................................................... 11

2.1.2 Atascamiento de tubería ........................................................................................... 11

2.1.2.1 Tipos de atascamiento de tubería ....................................................................... 11

2.2 Lodos de Perforación, Lodos requeridos y Pérdidas ..................................................... 12

2.2.1 Fundamentos para la selección de fluidos de perforación ............................... 12

2.2.1.1 Funciones básicas del fluido de perforación ..................................................... 12

2.2.1.2 Selección del fluido de perforación .................................................................... 12

2.2.2 Tipos de lodos requeridos en la cuenca Subandina ............................................ 13

III

2.2.2.1 Lodo Bentonítico Extendido .................................................................................. 13

2.2.2.2 Aceite mineral .......................................................................................................... 14

2.2.2.3 Lodos base aceite - OBM ...................................................................................... 15

2.2.2.4 Materiales de Pérdida de Circulación (LCM) .................................................... 16

2.3 Tecnología Well Commander ........................................................................................... 18

2.3.1 Aplicaciones ................................................................................................................. 18

2.3.2 Características ............................................................................................................. 19

2.3.3 Componentes de la herramienta Well Commander ........................................... 21

2.3.3.1 Receptor de bolas ................................................................................................... 21

2.3.3.2 Válvula de circulación – Well Commander ....................................................... 22

2.3.4 Funcionamiento de la herramienta Well Commander ....................................... 23

2.3.4.1 Funcionamiento del receptor de bolas .............................................................. 27

2.3.4.2 Consideraciones ...................................................................................................... 27

2.3.5 Ventajas y Beneficios .................................................................................................. 28

2.3.6 Well commander - Características principales de diseño .................................. 28

2.3.7 Well commander – Datos técnicos .......................................................................... 29

2.4 Tecnología PBL ...................................................................................................................... 30

2.4.1 Aplicaciones ................................................................................................................. 30

2.4.2 Características ............................................................................................................. 30

2.4.3 Funcionamiento de la herramienta PBL .................................................................. 31

2.4.4 Procedimiento de campo de la válvula PBL ......................................................... 33

2.4.4.1 Revisión e instalación de la herramienta ............................................................ 33

2.4.4.2 Prueba superficial de la válvula PBL .................................................................... 34

2.4.4.3 Operación normal ................................................................................................... 34

2.4.5 Ventajas y Beneficios .................................................................................................. 34

2.4.6 PBL - Datos Técnicos .................................................................................................... 34

2.5 Reología e Hidráulica .......................................................................................................... 35

2.5.1 Modelos reológicos ..................................................................................................... 35

2.5.2 Modelos de hidráulica ................................................................................................ 36

2.5.2.1 Modelo plástico de Bingham ................................................................................ 36

2.5.2.2 Ley de Potencia ....................................................................................................... 37

2.5.2.3 Ley de Potencia Modificada ................................................................................ 38

2.5.2.4 Diseño del sistema hidráulico ................................................................................ 38

CAPÍTULO III ............................................................................................................................................ 41

IV

ESTUDIO DEL ÁREA DE OPERACIÓN ................................................................................................... 41

3.1 Historial de Perforación en el Bloque Aquío ................................................................... 42

3.1.1 Descripción general del Bloque Aquío ................................................................... 43

3.1.1.1 Estratigrafía de la formación ................................................................................. 43

3.1.1.2 Características de las rocas sedimentarias ........................................................ 47

3.1.1.3 Descripción del estrato productor ....................................................................... 50

3.2 Formación geológica del Bloque Aquío ......................................................................... 51

3.2.1 Interpretación Sísmica ................................................................................................ 51

3.3 Pozo Aquío - X1001 .............................................................................................................. 52

3.3.1 Objetivo y justificación de la perforación .............................................................. 53

3.3.2 Programa de perforación .......................................................................................... 53

3.3.2.1 Arquitectura del pozo Aquío-X1001 ..................................................................... 54

CAPITULO IV ........................................................................................................................................... 55

INGENIERÍA DEL PROYECTO................................................................................................................. 55

4.1 Aplicación de las herramientas PBL y Well Commander ............................................ 56

4.1.1 Consideraciones en las formaciones problemáticas ........................................... 56

4.1.1.1 Consideraciones de la Sección 17 1/2” hoyo abierto – Casing 13 3/8” ........ 56

4.1.1.2 Consideraciones de la Sección 12 1/4" hoyo abierto – Casing 10 3/4" ......... 58

4.2 Propuesta de BHA para el pozo Aquío – X1002 ............................................................. 62

4.2.1 Modelos de Arreglos de fondo de pozo ................................................................. 62

4.2.1.1 Arreglo del BHA para el tramo 17 1/2 [in] ............................................................ 62

4.2.1.2 Arreglo del BHA para el tramo 12 1/4 [in] ............................................................ 63

4.2.2 Propuesta del BHA para la sección 17 ½ [in] hoyo abierto ................................ 64

4.2.3 Propuesta del BHA para la sección 12 1/4 [in] hoyo abierto .............................. 66

4.3 Metodología para los cálculos de caída de presión ................................................... 68

4.3.1 Simulación de la sección 17 1/2 [in] .......................................................................... 68

4.3.2 Simulación de la sección 12 1/4 [in] .......................................................................... 72

CAPITULO V ............................................................................................................................................ 77

EVALUACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA VALVULA PBL Y WELL COMMANDER ................. 77

5.1 Manual para abrir y cerrar las herramientas .................................................................. 78

5.1.1 Instrucciones de operación de la herramienta PBL ............................................. 78

5.1.1.1 Procedimiento de activación ............................................................................... 78

5.1.1.2 Procedimiento de desactivación ........................................................................ 79

5.1.1.3 Procedimiento de activación – bolas plásticas ................................................ 79

V

5.1.1.4 Procedimiento de desactivación – bolas plásticas ......................................... 80

5.1.2 Instrucciones de operación de la herramienta Well Commander ................... 80

5.1.2.1 Secuencia de apertura de los puertos ............................................................... 80

5.1.2.2 Secuencia de cerrado de los puertos ................................................................ 80

5.2 Parámetros operativos durante una perforación ......................................................... 81

5.2.1 Condiciones de operación en el pozo Aquío - X1001 ......................................... 81

5.2.2 Condiciones de operación en el pozo Carrasco Este – X1 ................................ 83

CAPITULO VI ........................................................................................................................................... 86

EVALUACIÓN COMPARATIVA DE COSTOS ...................................................................................... 86

6.1 Problemas suscitados en los diferentes tramos de la perforación del pozo Aquío-

X1001.. ................................................................................................................................................. 87

6.1.1 Problemas en el tramo Tupambi – Iquiri .................................................................. 87

6.1.2 Problemas en el tramo Los Monos ........................................................................... 88

6.2 Posibles soluciones para las contingencias presentadas ............................................ 90

6.2.1 Tramo 17 1/2 [in] de agujero ....................................................................................... 90

6.2.2 Tramo 12 ¼ [in] de agujero ........................................................................................ 90

6.3 Evaluación de Costos ......................................................................................................... 90

6.3.1 Comparación de costos ............................................................................................ 91

6.3.1.1 Formaciones Tupambi e Iquiri ............................................................................... 91

6.3.1.2 Formación Los Monos ............................................................................................. 94

CAPITULO VII .......................................................................................................................................... 98

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................................................... 98

7.1 Conclusiones ......................................................................................................................... 99

7.2 Recomendaciones ............................................................................................................ 100

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................................... 101

ANEXOS ................................................................................................................................................. 102

Anexo 1: Prueba Superficial de la válvula PBL ......................................................................... 103

Anexo 2: Procedimiento para la Prueba de Fuga (LOT) ........................................................ 104

Anexo 3: Arreglos de fondo de pozo ......................................................................................... 105

Anexo 3.1: Tramo 17 ½ [in] ........................................................................................................ 105

Anexo 3.2: Tramo 12 1/4 [in]....................................................................................................... 107

Anexo 4: Hidráulica de la Perforación – Ley de Potencia Modificada ............................... 109

Anexo 5: Reporte de perforación del pozo AQI -X1001 ......................................................... 113

Anexo 6: Planilla de campo del pozo CRE-X1 .......................................................................... 115

VI

Anexo 7: Diagramas de BOP del Tramo 17 ½ [in] AQI-X1001 ............................................... 116

Anexo 8: Diagramas de BOP del Tramo 12 1/4 [in] AQI-X1001 ............................................ 117

LISTA DE TABLAS

Tabla N° 1: Datos técnicos de la herramienta “Well Commander” .......................................... 29

Tabla N° 2: Datos técnicos de la herramienta “PBL” ..................................................................... 35

Tabla N° 3: Tasas de flujo recomendadas ....................................................................................... 39

Tabla N° 4: Litología de las diferentes formaciones ....................................................................... 47

Tabla N° 5: Registro de resistividad .................................................................................................... 50

Tabla N° 6: Registro de radioactividad ............................................................................................ 50

Tabla N° 7: Programa de perforación del pozo AQI-X1001 ......................................................... 53

Tabla N° 8: Arreglo modelo de BHA para el tramo 17 ½ [in] ....................................................... 62

Tabla N° 9: Arreglo modelo de BHA para el tramo 12 1/4 [in] ..................................................... 63

Tabla N° 10: Arreglo del BHA para el tramo 17 ½ [in] del pozo AQI – X1002 ............................ 64

Tabla N° 11: Arreglo del BHA para el tramo 12 1/4 [in] del pozo AQI – X1002 ........................... 66

Tabla N° 12: Parámetros de operación en el pozo AQI-X1001.................................................... 81

Tabla N° 13: Parámetros de operación requeridos en el pozo AQI-X1002 ............................... 82

Tabla N° 14: Operación realizada con la Well Commander ....................................................... 83

Tabla N° 15: BHA pozo CRE-X1 ........................................................................................................... 84

Tabla N° 16: Parámetros de operación requeridos en el pozo AQI-X1002 ............................... 84

Tabla N° 17: Arreglo del BHA perdido en el tramo 17 ½ [in] ........................................................ 87

Tabla N° 18: Arreglo del BHA perdido en el tramo 12 1/4 [in] ....................................................... 89

Tabla N° 19: Detalle de costos de las herramientas perdidas en el tramo 17 1/2 [in] ............. 91

Tabla N° 20: Detalle de pérdida de circulación en el tramo 17 1/2 [in] ..................................... 92

Tabla N° 21: Detalle de paro de la perforación en el tramo 17 1/2 [in] ..................................... 92

Tabla N° 22: Costo operación con la herramienta PBL ................................................................ 92

VII

Tabla N° 23: Detalle de costos de las herramientas perdidas en el tramo 12 1/4 [in] ............. 94

Tabla N° 24: Detalle de pérdida de circulación en el tramo 12 1/4 [in] ..................................... 94

Tabla N° 25: Detalle de paro de la perforación en el tramo 12 1/4 [in] ..................................... 94

Tabla N° 26: Costo operación con la válvula Well Commander ................................................ 95

Tabla N° 27: Arreglo del BHA para el tramo 17 1/2 [in] del pozo AQI – X1001 ......................... 105



LISTA DE FIGURAS

Figura N° 1: Componentes de una sarta de perforación .............................................................. 3

Figura N° 2: Herramienta Well Commander .................................................................................... 18

Figura N° 3: Puertos de la herramienta Well Commander ........................................................... 19

Figura N° 4: Bola de activación ......................................................................................................... 20

Figura N° 5: Bola Shut-off ..................................................................................................................... 21

Figura N° 6: Ubicación del receptor de bolas ................................................................................ 22

Figura N° 7: Asiento de bolas.............................................................................................................. 23

Figura N° 8: Posicionamiento de las bolas de activación ............................................................ 24

Figura N° 9: Asentamiento de una bola ......................................................................................... 24

Figura N° 10: Puertos de circulación abiertos ................................................................................. 25

Figura N° 11: Posicionamiento de las bolas “shut-off” .................................................................. 25

Figura N° 12: Accionar de una bola “shut-off” ............................................................................... 26

Figura N° 13: Desplazamiento de la bola “shut-off” ...................................................................... 26

Figura N° 14: Receptor de bolas ........................................................................................................ 27

Figura N° 15: Herramienta Well Commander Internamente ........................................................ 28

Figura N° 16: Activación de la válvula PBL ...................................................................................... 31

Figura N° 17: Desactivación de la válvula PBL ................................................................................ 32

VIII

Figura N° 18: Desactivación de la válvula PBL ................................................................................ 32

Figura N° 19: Herramienta PBL ............................................................................................................ 33

Figura N° 20: Identificación de una válvula PBL ............................................................................. 33

Figura N° 21: Velocidad de corte vs Esfuerzo de corte ................................................................ 36

Figura N° 22: Velocidad de corte vs Esfuerzo de corte del modelo de Bingham ................... 37

Figura N° 23: Comparación grafica de los Modelos Hidráulicos ................................................ 38

Figura N° 24: Ubicación del bloque Aquío ...................................................................................... 42

Figura N° 25: Estratigrafía general del área ..................................................................................... 43

Figura N° 26: Descripción y ubicación de las formaciones .......................................................... 51

Figura N° 27: Pozos exploratorios en actividad (octubre - 2011) ................................................ 52

Figura N° 28: Arquitectura del pozo AQI - X1001 ............................................................................ 54

Figura N° 29: Descripción y ubicación del nuevo pozo AQI-X1002 ............................................ 56

Figura N° 30: Arquitectura del pozo AQI - X1002 ............................................................................ 61

Figura N° 31: Lista de componentes de la sarta de perforación ................................................ 68

Figura N° 32: Lista de componentes superficiales .......................................................................... 69

Figura N° 33: Datos del pozo y bombas ........................................................................................... 69

Figura N° 34: Volúmenes requeridos ................................................................................................. 70

Figura N° 35: Características del lodo y trépano ........................................................................... 70

Figura N° 36: Pérdidas de presión en el trépano y ECD ................................................................ 71

Figura N° 37: Pérdidas de presión en el BHA y espacio anular ................................................... 71

Figura N° 38: Pérdida total de presión .............................................................................................. 72

Figura N° 39: Lista de componentes de la sarta de perforación ................................................ 72

Figura N° 40: Lista de componentes superficiales .......................................................................... 73

Figura N° 41: Datos del pozo y bombas ........................................................................................... 73

Figura N° 42: Volúmenes requeridos ................................................................................................. 74

Figura N° 43: Características del lodo y trépano ........................................................................... 74

Figura N° 44: Pérdidas de presión en el trépano y ECD ................................................................ 75

IX

Figura N° 45: Pérdidas de presión en el BHA y espacio anular ................................................... 75

Figura N° 46: Pérdida total de presión .............................................................................................. 76

Figura N° 47: Comparación de costos ............................................................................................. 93



Figura N° 50: BOP del tramo 17 1/2 [in] ............................................................................................ 116

Figura N° 51: BOP del tramo 12 1/4 [in] ............................................................................................ 117

X

RESUMEN EJECUTIVO

Todas las empresas operadoras en la industria de hidrocarburos buscan minimizar el

tiempo y costo de perforación. El arreglo de fondo de pozo es uno de los componentes

que ayuda de gran manera a alcanzar la reducción de tiempo y costos en la perforación.

El presente trabajo que fue desarrollado en la perforación del pozo exploratorio Aquío -

X1001 en el bloque Aquío, adjudicado a las empresas Total E&P Bolivie (80%) y Tecpetrol

(20%), tiene como objetivo comparar la perforación de un pozo usando Arreglos de Fondo

de Pozo convencionales y uno que incluya válvulas de fondo, como la PBL o “Well

Commander”, de manera de tener una perforación más segura, rápida y económica.

Para evaluar cual de los dos arreglos de fondo de pozo es el que tiene mejor desempeño

con respecto a la tasa de perforación, la seguridad y los costos, se analizaran los

problemas presentados en el pozo Aquío - X1001, lo que permitirá contar con un

parámetro a fin de evitar que los mismos ocurran en la perforación de pozos futuros como

el Aquío - X1002 e Incahuasi - X2.

El objetivo principal es contar con una evaluación de la aplicación de válvulas de

circulación en los arreglos de fondo, para solucionar problemas operativos en la

perforación de pozos, en los campos geológicamente inestables del Subandino Sur.

Este análisis muestra un mejor desempeño de los Arreglos de Fondo que incluyen las

válvulas, ya que ayudan a mitigar los riegos de perforación y resultan útiles para cualquier

tipo de perfil de pozo; ya sea este Vertical, “J”, “S” u Horizontal, ayudando con la

remoción de recortes asentados sobre las paredes del pozo o trépano, entre otros

beneficios que éstos brindan.

Se realizó una comparación de costos basados en los problemas que se tuvieron en la

perforación del pozo Aquío - X1001 y se evidenció que la inclusión de válvulas reduce los

costos considerablemente. Para lograr ahorros económicos importantes se puede dar la

combinación de las válvulas en los diferentes tramos, ya que la válvula PBL se puede

utilizar en formaciones que no presenten tantas complicaciones y se pueda resolver las

contingencias con remoción de recortes, envío de LCM o mandar aditivos químicos junto

con el lodo de perforación a un bajo costo, y la válvula “Well Commander” para las

formaciones que tengan mayores exigencias como severas pérdidas de circulación.

XI

ABSTRACT

All operators in the oil industry are looking to minimize the time and cost of drilling. The

Bottom Hole Assembly or BHA is one of the components that greatly help to reduce the

time and costs of drilling.

The development of the present work was based on the drilling of exploratory well Aquío-

X1001 in the block Aquío, awarded to company Total E&P Bolivie (80%) and Tecpetrol

(20%); it has the objective to compare the performance of two different wells. The first well

is drilled using conventional Bottom Hole Assembly while the second one includes valves,

such as the PBL or Well Commander, which are used in order to obtain a safer, faster and

cheaper drilling procedure.

To assess which of the two bottom hole assemblies has a better performance in terms of

rate of penetration (ROP), security and costs, the well Aquío- X1001 and its problems will be

analyzed. As well, this analysis will be helpful to try preventing future problems that could

arise in the drilling of different wells such as Aquío - X1002 or Incahuasi - X2.

The main objective is to evaluate the implementation of the circulation valves in the

Bottom Hole Assembly, used to solve operational issues while drilling geologically unstable

formations in the "Subandino Sur".

This analysis shows that the Bottom Hole Assembly that includes valves has a better

performance. The valves help reduce the risks of drilling and can be used in any type of

well; either vertical, "J", "S" or horizontal, helping with the removal of cuts seated on the

walls of the well or bit, between other benefits that they provide.

Based on the problems arose while drilling the well Aquío - X1001, a comparison of the

costs was made. It was demonstrated that the inclusion of valves reduce the costs

considerably, which means that the operator company gets a significant thrift. It was

carried out a comparison of costs based on the problems that were had in the perforation

of the well Aquío - X1001 and it was evidenced that the inclusion of valves reduces the

costs considerably, to achieve important economic savings one can give the combination

of these in the different stages, the valve PBL can use in formations that don't present so

many complications and it can be solved the contingencies with removal of cuttings,

shipment of LCM or to send chemical preservatives together with the mud to a low cost

and the valve "Well Commander" for the formations that have bigger demands like severe

circulation losses.

XII

GLOSARIO

BHA: “Bottom Hole Assembly” Arreglo de fondo de pozo compuesto por herramientas

como el MWD, LWD, motor de fondo, etc. Los componentes están unidos mediante

conexiones rugosas roscadas.

Break out’s: Cambio en los parámetros de perforación debido a la dureza de perforación,

o formación de cavernas, debido a una sobrepresión que provoca un incremento brusco

de la velocidad de perforación o “Drilling break”.

Casing: Tubería que se introduce para revestir el pozo.

Drill Collars: Tubería que tiene las paredes gruesas y sirven para dar peso a la broca o

trépano para que este pique en la roca y perfore.

ECD: “Densidad de circulación equivalente” La presión requerida para superar las

pérdidas totales por fricción en el espacio anular, sumada a la presión hidrostática del

fluido, dará como resultado la densidad circulante equivalente.

Emulsión: Mezcla líquida heterogénea, básicamente permanente, de dos líquidos que

normalmente no se disuelven el uno en el otro (agua en aceite o aceite en agua), pero

que son mantenidos en suspensión o dispersión, el uno en el otro, por agitación mecánica

o, más frecuentemente, mediante la adición de pequeñas cantidades de sustancias

conocidas como emulsionantes. Las emulsiones pueden ser mecánicas, químicas o una

combinación de las dos.

Emulsión de agua en aceite: Es una emulsión donde la fase dispersa es agua y la fase

continua es aceite.

Esfuerzo de corte: Es la relación de la fuerza aplicada (F) sobre un área de sección

transversal (A) [Lb/100 ft2]

Estabilizadores: Mantienen a distancia los ““Drill Collars”” de la pared del pozo, para evitar

deterioros en los “Drill Collars”, además conducen al trépano en la dirección que debe

perforar.

Jar: Herramienta que se instala en la sarta de perforación si existe el temor de atorarse o

pegarse en alguna formación, se montan en la parte alta del BHA con “Drill Collars”

encima y debajo de él, cuando se activa esta herramienta o martillo da una fuerte

sacudida a la parte debajo del martillo, a menudo las sacudidas dadas por el martillo son

suficientes para desprender la sarta de la pared del pozo.

XIII

LCM: “Lost Circulation Material” Materiales destinados a la pérdida de circulación.

LWD: “Logging While Drilling” Herramienta que se encuentra en el BHA, fue desarrollado

para mejorar el trabajo del MWD y reemplazar la operación del “Wireline logging”, es

usado sobre todo para brindar datos geológicos a través de Rayos Gamma y trabaja en

tiempo real durante la perforación.

LOT: “Leak of Test” Consiste en bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para

aumentar la presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de

inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación

expresada en densidad de fluido equivalente.

Monel: Tubería compuesta por Cromo, Titanio y Molibdeno, es parte del arreglo de fondo

se utiliza para evitar perturbaciones en la lectura del valor del campo magnético terrestre.

Motor de fondo: A menudo cuándo se perfora un pozo direccional u horizontal, se monta

un motor de fondo en la parte inferior de la sarta de perforación justo encima de la broca

o trépano, el lodo que llega al fondo de la perforación hace girar el trépano, cuando se

utiliza un motor de fondo solo gira el trépano y no así la sarta de perforación. El lodo

bombeado hacia el fondo de la sarta de perforación entra en la parte superior del motor.

MWD: “Measurement While Drilling” Comúnmente se coloca en un collar de perforación

especial, Monel, cerca del trépano. Esta herramienta percibe las condiciones del fondo

de la perforación y las transmiten a la superficie, permitiendo al operador controlar las

condiciones en tiempo real. La mayoría de las herramientas MWD crean impulsos en el

lodo de perforación, estos impulsos llevan información sobre el fondo a lo largo de la sarta

de perforación hasta la superficie, la información recogida por una herramienta MWD

incluye: propiedades de la roca, dirección, potencia de torsión y peso en la roca.

OBM: “Mud base Oil” Lodo Base de Aceite.

Perforación bajo balance: La presión hidrostática es casi igual a la presión de formación.

Píldora spot: Lodo de mayor densidad que se envía para la remoción de recortes,

comúnmente 3 puntos encima de la densidad con la que se está perforando para

desplazar el fluido de menor densidad

Pocketgas: Pequeñas bolsas de gas de la formación.

Punto de cedencia: Es la resistencia a fluir debido a fuerzas de atracción electroquímicas

entre los sólidos, el movimiento del fluido no ocurre hasta que el esfuerzo de cedencia no

es vencido.

XIV

ROP: “Rate of Penetration” medida de la velocidad en la cual el trépano taladra o

penetra las formaciones.

Shock Sub: Amortiguador que absorbe los golpes hacia la sarta provocados por la

perforación de la roca.

Sidetrack’s: Desviación lateral de un pozo que se puede hacer para evitar una

obstrucción o para explorar la extensión de la zona que produce en determinado sector

del campo.

Swabbing: Efecto de succión que se produce al sacar la herramienta.

Top Drive: Sirve para hacer girar la sarta de perforación, los operarios pueden añadir

tramos de tubo de perforación muy rápidamente y con seguridad, con menos riesgo de

atascar la sarta de perforación en el pozo.

Velocidad de corte: Es la relación que representa la diferencia en velocidad (entre las

capas de lodo) y la distancia entre las mismas, lectura de reómetro.

WBM: Lodos Base Agua.

Operaciones de fresado de tubería de revestimiento: Se utilizan las fresas para cortar el

casing y así poder hacer un “sidetrack” debido a diferentes problemas suscitados en el

pozo original, la fresa es un tipo de trépano pero que está diseñado para cortar metales y

no formaciones.

XV

LISTA DE SÍMBOLOS

bbl

Bpd

cm

cp

gpm

hr

ID

in

lb

m

MMmcd

OD

ROP

RPM

SG

TCF

TFA

ton

ppg

Psi

XO

Barriles

Barriles por día

Centímetros

Centipoises

Galones por minuto

Hora

Diámetro interno

Pulgadas

Libras

Metros

Millones de metros cúbicos día

Diámetro externo

Velocidad de penetración

Revoluciones por minuto

Gravedad especifica

Trillones de pies cúbicos

Área de Flujo Total

Tonelada

Libras por galón

Libras por pulgada cuadrada

Conexión

Volumen

Caudal

Longitud

Viscosidad

Caudal

Tiempo

Longitud

Masa

Longitud

Caudal

Velocidad

Velocidad angular

Volumen

Volumen

Masa

Densidad

Presión

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

2

1.1 Antecedentes

El incremento en la demanda de Gas Natural, Crudo, combustibles líquidos y GLP, tanto

para el abastecimiento del mercado interno como para la exportación, nos enfrenta a un

desafío muy grande en cuanto a una explotación eficiente de los hidrocarburos.

El desarrollo de este plan de Explotación, implica una recuperación acelerada de

reservas, que puede derivar en una declinación más precipitada de la producción, a

partir del año 2019, por lo cual, es importante acompañar este plan de explotación con

un plan de exploración agresivo, de manera que se pueda contar con nuevas reservas

que permitan mantener, o incrementar, los niveles de producción.

El plan de explotación de los hidrocarburos, comprende la producción de áreas y campos

sujetos a contrato de operación en el territorio nacional. Actualmente, existen 16

empresas titulares de contratos de operación, de las cuales, 12 empresas tienen la

calidad de operadoras; dentro de 44 contratos de operación suscritos. Del trabajo sobre

los campos sujetos a contrato de operación, depende el abastecimiento de los mercados

interno y de exportación en el corto y mediano plazo.

Entre los contratos de operación en fase exploratoria se encuentra el del Bloque Aquío e

Ipati, operado por la empresa francesa Total E&P Bolivie (80%) y Tecpetrol (20%) que,

recientemente, luego de 15 meses de actividad exploratoria, concretó una declaratoria

de comercialidad para el pozo Aquío - X1001. YPFB estima que el bloque Aquío cuenta

con una reserva de aproximadamente 3 [TCF] (1).

Los descubrimientos de Itaú, Sábalo, Margarita y los últimos de Tacobo y Huacaya han

permitido aumentar el conocimiento de la geología de la cuenca Subandina sur. Esto ha

significado reestudiar los prospectos profundos en base a nuevos reprocesamientos

sísmicos y a modelos estructurales.

Además, los descubrimientos de yacimientos profundos de Gas y Condensado como

Bermejo y San Alberto empiezan a darle importancia a la exploración de reservorios

profundos como las areniscas de las Formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa (2).

3

En el campo petrolero, durante los últimos años se vienen realizando perforaciones

utilizando sistemas convencionales de perforación, tales como sartas de perforación

convencionales, las cuales constan de los siguientes componentes:

Trépano o barrena

“Drill Collars”

Tubería pesada de perforación o tubería de pared gruesa

Tubería de Perforación

Accesorios tales como Estabilizadores, Escariadores, Sustitutos de Acople y

Conectores de Barrena, entre otros.

La Figura N° 1, muestra los componentes de una sarta de perforación convencional.

Figura N° 1: Componentes de una sarta de perforación

Fuente: (3)

Con este sistema convencional, durante la perforación de un pozo se puede presentar

una diversidad de problemas, respecto al lodo, formación, presión de formación o

temperatura de fondo, que derivan en que el programa de perforación planeado sufra

retrasos.

4

1.2 Descripción del problema

Las sartas de perforación convencionales durante las operaciones de perforación,

presentan muchos problemas, que deben ser mitigados para permitir llevar a cabo con

éxito esta operación, estos problemas se ven reflejados en el tiempo y un alto costo de la

perforación del pozo.

Entre los problemas más importantes que presentan las sartas convencionales durante la

perforación de un pozo tenemos la: contaminación, pérdida de circulación de lodo,

atascamiento de tubería, descontrol de presiones, corrosión.

Por su parte, es importante estudiar los problemas potenciales que presenta la cuenca

Subandina Sur para poder incluir herramientas en las sartas convencionales que ayuden a

reducir los riesgos durante la perforación de un pozo.

Los principales problemas que presenta una perforación en la cuenca Subandina Sur de

Bolivia son (2):

Perforación en el Subandino – Descripción sistema carbonífero:

Baja estabilidad del pozo

Pérdidas de fluido de perforación

Baja ROP

Desviación causada por la dureza de la roca

Break out’s

Perforación en el Subandino – Descripción Devónico – Formación Los Monos:

Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.

Inestabilidad del pozo debido a fuerzas tectónicas, micro fracturas.

Inestabilidad debido a prolongados tiempos de hueco abierto.

Perforación en el Subandino – Descripción Devónico – Formación Huamampampa:

Altamente fracturada

Baja estabilidad del pozo

Break out’s

Abrasividad

Aprisionamiento de trépanos por tipo de formación.

5

1.3 Justificación

Con el presente Trabajo Final de Grado se pretende realizar un estudio para encontrar

una solución a los problemas de perforación en zonas geológicamente inestables, a

través del uso de válvulas de fondo de pozo, las cuales permitirán poder mejorar la

perforación de futuros pozos en el Subandino Sur, y además permitir lograr ahorros

sustanciales en la perforación de pozos exploratorios.

La perforación y explotación del bloque Aquío e Ipati, es una tarea importante para

poder garantizar los volúmenes comercializados de gas natural, cuyas cantidades son

entregadas al mercado a través de gasoductos, con destino al mercado interno para los

sectores: eléctrico, industrial, residencial, comercial y GNV y al mercado externo para

cumplir los compromisos contractuales con los países de Brasil y Argentina.

El pozo descubridor Aquío - X1001(AQI-X1001), revaloriza el carácter de gran potencial de

la formación geológica Huamampampa, ya que se cumplió el objetivo de descubrir

reservas de gas natural en dicha formación, a la que se irán agregando proyectos

adicionales para los bloques Aquío e Ipati.

Con este descubrimiento se confirma la extensión de la estructura al Norte del Campo

Incahuasi, descubierta en 2004 en el Bloque Ipati, contiguo al Bloque Aquío y se iniciaron

las pruebas de producción el 11 de abril de 2011. Seis días más tarde se produjo la primera

llama”, detalla un informe de la estatal petrolera (4).

La empresa operadora Total E&P Bolivie tiene previsto perforar nuevos pozos, tales como

el Aquío X1002 (AQI-X1002) en el bloque Aquío y el Incahuasi X2 (ICS-X2) en el Bloque Ipati,

a continuación del pozo AQI-X1001, antes de iniciar el desarrollo del Campo Incahuasi. El

desarrollo conceptual del Campo Incahuasi contempla, en su primera fase, tres pozos y

un tren de producción.

El caudal de producción de esta primera fase será de 6,5 [MMmcd], a partir del año 2015.

En las fases 2 y 3 se incluye dos trenes de producción adicionales, con lo que se

incrementará la producción a 13 [MMmcd] en el año 2017 y a 18 [MMmcd] en el 2020,

con nueve pozos.

Sin duda, la implicación cuantitativa y cualitativa de este descubrimiento es altamente

positiva para el país, en términos de generación de mayores ingresos económicos y el

cumplimiento de compromisos de provisión a los distintos mercados (4).

6

Las válvulas de BHA como “Well Commander” y “PBL” permiten realizar las operaciones

necesarias de perforación, evitando problemas y riegos potenciales como la pérdida de

circulación de lodo, daños por corrosión al BHA, prevención de la acumulación de

recortes en la parte inferior de la sarta de perforación y, a su vez, impulsan la circulación y

velocidad en el espacio anular durante la perforación suplantando los métodos de

aplicación de LCM, esta técnica presenta excelentes ventajas operativas, económicas y

medioambientales.

1.4 Delimitación

El presente trabajo contempla un estudio únicamente de la cuenca Subandina Sur de

Bolivia, donde se pretende dar soluciones a los problemas operativos durante la

perforación de un pozo.

1.5 Objetivos

1.5.1 Objetivo General

Para solucionar el problema planteado, se ha redactado el siguiente Objetivo General:

“Desarrollar una evaluación sobre la aplicación de válvulas de circulación en los arreglos

de fondo, para la solución de problemas operativos en la perforación de pozos, en los

campos geológicamente inestables del Subandino Sur”

1.5.2 Objetivos Específicos

Para el logro del Objetivo General propuesto, se ha identificado los siguientes Objetivos

Específicos:

1. Recopilar datos sobre las fallas estructurales que presenta el bloque Aquío.

2. Describir el comportamiento de la herramienta Well Commander y PBL en las

formaciones problemáticas Tupambi, Iquiri y Los monos, con respecto a una

perforación convencional.

3. Evaluar la calidad de limpieza, la hidráulica del agujero con respecto al método

convencional.

4. Realizar la Evaluación Comparativa de Costos de la aplicación de la herramienta

“Well Commander” y “PBL”.

7

1.6 Metodología

Para poder desarrollar el presente estudio se tuvo que recopilar información geológica,

sobre las formaciones pertenecientes a la cuenca Subandina Sur de Bolivia y ver que

formaciones causaban más problemas.

Se propone el uso de válvulas de arreglo de fondo de pozo que ayuden a mitigar los

problemas de perforación en un pozo exploratorio, además se analiza el impacto que

tienen estas herramientas durante la perforación y de qué manera que son beneficiosas

para llevar a cabo la operación.

Para poder verificar si estas válvulas pueden ser incluidas en la sarta de perforación, se

utilizó el programa “Sergeant Drilling Utilities”, el cual nos brinda una aproximación de los

parámetros requeridos para poder perforar un pozo incluyendo las válvulas en la sarta de

perforación.

8

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

9

2.1 Problemas suscitados durante la perforación en la cuenca

Subandina

2.1.1 Pérdida de circulación de lodo

La pérdida de circulación puede ocurrir en cualquier momento. En los sistemas

convencionales, es común tener pérdidas de fluido de perforación hacia la formación,

cuando la presión hidrostática del fluido excede el esfuerzo mecánico de la roca

atravesada. La pérdida de circulación se puede detectar mediante un sensor que registra

la cantidad de flujo de retorno o mediante indicadores de volumen en los tanques.

2.1.1.1 Tipos de pérdida de circulación

La pérdida de circulación es la pérdida de lodo por formación y, se puede presentar de

dos maneras (5):

2.1.1.1.1 Por Invasión

Pérdida de lodo hacia formaciones cavernosas, fisuradas y no consolidadas de gran

porosidad y permeabilidad, por lo general arenas y gravas.

La pérdida de circulación en una formación cavernosa es el tipo de pérdida más grave

que puede ocurrir debido a que la pérdida de lodo es inmediata y completa.

2.1.1.1.2 Fracturamiento

Las formaciones permeables o fracturadas pueden dar por resultado pérdida de

circulación parcial o total. Las fracturas en la formación pueden ser naturales o causadas

por excesiva presión del fluido de perforación sobre una formación estructuralmente débil.

Una vez que una fractura ha sido inducida, la fractura se ensanchará y tomará más lodo

a menor presión.

Para evitar inducir fracturas:

Mantener la mínima densidad de circulación equivalente (ECD) y peso del lodo.

Evitar aumentos bruscos de presión.

2.1.1.2 Causas críticas directas de la pérdida de circulación

Las causas críticas directas de la pérdida de circulación de lodo de perforación son:

Fracturas inducidas mediante desbalance de presiones

Baja compactación de las formaciones

Malas propiedades reológicas (densidad y viscosidad)

10

Inadecuada aislación del zapato de cañería

Pérdida por filtración

Agujeros en el casing

La pérdida de circulación es el problema más común y costoso de la perforación, lo cual

implica:

Costo del Fluido de Perforación perdido

Tiempo de equipo y reactivar la circulación

Daño de Formación por invasión con el fluido de perforación entero

Pérdida de Información de registros de pozo

BHA aprisionados/perdidos

2.1.1.2.1 Características de pérdidas por filtración

Tasa de pérdida (<10 [barriles/hora])

Ocurre durante la perforación (fondo del pozo)

Ocurre donde hay porosidad y permeabilidad.

Presión hidrostática inestable debido a pérdidas y ganancias de fluidos

provenientes de la formación

Tamaño de poros generalmente mayores al tamaño de los sólidos del lodo.

Generalmente ocurre en arenas de alta permeabilidad.

2.1.1.3 Consecuencias de la pérdida de circulación

Las pérdidas de circulación de fluido pueden provocar (5):

a) Disminución de la presión hidrostática del lodo: La presión hidrostática es

directamente proporcional a la altura de la columna de lodo.

b) Atascamiento de la tubería: La reducción de flujo en el espacio anular disminuye

la capacidad de acarreo del lodo.

c) Daño a la formación: Una alta pérdida de filtrado disminuye la productividad de la

formación.

d) Reventones subterráneos: Se puede originar la entrada del fluido de la formación a

la zona de pérdida, produciéndose un reventón subterráneo.

e) Altos costos: El lucro cesante del equipo de perforación puede resultar muy

grande, mientras se recupera la circulación.

11

La detección de pérdidas de circulación del fluido, se observa por la disminución de:

volumen en los tanques, caudal de flujo, presión de bomba, aumento en el peso de la

sarta de perforación, el pozo no mantiene el nivel estático al parar las bombas.

2.1.1.4 Tratamientos para pérdidas severas

Sellar depositando una capa gruesa de materiales frente a la zona de pérdida para que

los sólidos del lodo sellen.

Mediante aditivos una reacción química podría darse, formando un cemento duro tipo

tapón (6).

2.1.2 Atascamiento de tubería

Perforar un pozo requiere de una sarta de perforación que transmita el torque

suministrado en la superficie para rotar al trépano, y proporcione el peso necesario para

perforar la formación. El perforador dirige el pozo mediante el ajuste del esfuerzo

de torsión, tracción y rotación de la sarta de perforación.

Cuando la columna de perforación ya no es libre para moverse hacia arriba, abajo, o

girar como el perforador requiere, la tubería está atascada. La pega de la tubería en las

paredes de la formación puede ocurrir durante la perforación, cuando se realiza

una conexión, cuando se corren registros, o durante cualquier operación que involucre

dejar la tubería en el pozo.

2.1.2.1 Tipos de atascamiento de tubería

El atascamiento de la tubería se puede dar de dos maneras:

2.1.2.1.1 Mecánicamente

Causada por obstrucción o restricción física, lo cual se puede clasificar en dos categorías:

Empaquetamiento del pozo: Causados por los recortes asentados y una

mala limpieza del pozo, inestabilidad de lutitas, formaciones no

consolidadas, cemento y basura en el pozo.

Perturbaciones de la geometría del pozo: Causadas por formaciones

móviles, cambios en el ángulo o dirección del hoyo, pozo por debajo del

calibre o un conjunto de perforación rígido.

2.1.2.1.2 Presión diferencial

La pegada por presión diferencial es causada por altas presiones de sobrebalance,

revoques gruesos, lodos con alto contenido de sólidos o lodos de alta densidad que

12

actúan sobre la columna de perforación contra un revoque depositado en una formación

permeable.

La pega diferencial es una de las causas más comunes de atascamiento de la tubería y

puede tener un gran impacto en los costos y la eficiencia de la perforación.

La pega diferencial pasa cuando los “Drill Collars” están apoyados contra la pared del

hoyo, penetrando dentro del revoque. El área de los “Drill Collars” que esta

incrustada dentro del revoque tiene una presión igual a la presión de formación actuando

sobre este y el área de los que no está incrustada, tiene una presión actuando sobre esta

área que es igual a la presión hidrostática en el fluido de perforación.

Cuando la presión hidrostática en el hoyo es mayor a la presión de formación habrá una

fuerza neta empujando las barras hacia la pared de formación (5).

2.2 Lodos de Perforación, Lodos requeridos y Pérdidas

2.2.1 Fundamentos para la selección de fluidos de perforación

El fluido de perforación o lodo, es una mezcla líquida o gaseosa que circula dentro del

hoyo para cumplir una serie de funciones vitales durante el proceso de perforación, como

evitar riesgos operativos, reducir costos, tiempos de perforación y maximizar la

productividad del pozo.

2.2.1.1 Funciones básicas del fluido de perforación

Entre las principales funciones que cumple el fluido de perforación se pueden mencionar

las siguientes (7):

Suministrar potencia hidráulica al trépano para perforar.

Transportar los recortes de roca hacia afuera del pozo.

Soportar las paredes del hoyo perforado.

Prevenir la entrada de fluidos de la formación hacia el hoyo perforado.

Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación.

2.2.1.2 Selección del fluido de perforación

La selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones

disponibles. Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de

sistema de lodos puede ser utilizado (8):

13

Tipo de pozo

Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para

identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores.

Consideraciones ambientales

La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base

aceite, podría requerir el uso de contención de recortes.

Requerimientos de Control de Pozos

El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido

para controlar la presión de formación.

Estabilidad del agujero

Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido

o a formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita. Inestabilidad mecánica por

esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo.

Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo

El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada.

Desempeño de perforación

El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación

y el sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento.

Costo

Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño, disponibilidad de

productos ya que en áreas remotas la selección podría ser limitada.

2.2.2 Tipos de lodos requeridos en la cuenca Subandina

La composición de los fluidos dependerá de las exigencias de cada operación de

perforación en particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes tipos de

formaciones, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos de perforación (8).

2.2.2.1 Lodo Bentonítico Extendido

El lodo bentonítico es una mezcla de agua con bentonita, un tipo de arcilla muy densa. Es

utilizado para perforar pozos de sondeo y muy frecuentemente, mientras se perforan

pozos de petróleo y gas natural.

14

Una propiedad muy importante de este tipo de lodos es que están constituidos por

bentonita, que es una arcilla que no pierde consistencia ni estabilidad aunque se le

añada una gran cantidad de agua. Esto permite que el lodo pierda resistencia al ser

amasado sin que el agua varíe y se comporte como fluido. Si se deja en reposo, vuelve a

adquirir resistencia. También puede tener otros aditivos como el sulfato de bario, el

carbonato de calcio o la hematita.

2.2.2.1.1 Aplicaciones

Este fluido se puede aplicar para la limpieza, mantener la estabilidad del agujero y

pérdidas de lodo en las formaciones someras.

El fluido está diseñado para remover sólidos perforados o recortes, por el gran tamaño del

agujero se recomienda un punto de cedencia mínimo. Para esto es importante

prehidratar la bentonita, el agua de preparación debe estar bajo iones de Ca y Mg.

2.2.2.1.2 Características

El fluido de perforación está compuesto por: Bentonita, Extendedor de Bentonita, Soda

Cáustica, Carbonato de Calcio.

Es necesario controlar algunas características del lodo durante su utilización, tales como:

la densidad, la viscosidad y el contenido de arena, ya que el lodo se carga de las

partículas de arena procedentes del suelo previo al arranque, y llenar los tanques de lodo

en superficie con agua fresca y prehidratar la bentonita.

Debido al tamaño del agujero en la perforación de un pozo profundo, para las

formaciones someras es recomendable tener en superficie caudales apropiados, caso

contrario es posible que se requiera bombear baches viscosos para asegurar limpieza del

hueco, los baches deben consistir de bentonita prehidratada, dependiendo de la

cantidad de arena no consolidada encontrada, carbonato de calcio y fibra.

2.2.2.2 Aceite mineral

Son fluidos que su fase continua es de 90 – 95 % de aceite mineral y su fase discontinua es

de 5 – 10 % de agua emulsionada. Los aceites minerales son de baja toxicidad y bajo

contenido de aromáticos.

Todos los lodos base aceite excepto el 100% aceite contiene los mismos componentes

básicos. El fluido básico (diesel, aceite mineral, parafina) es mezclado con emulsificantes y

salmuera de cloruro de calcio para crear una emulsión de agua en aceite, seguido de un

reductor de filtrado y arcillas organofílicas y la barita se adiciona para ajustar la densidad.

15

Usualmente se adicionan una variedad de emulsificantes, el cual es un modificador

reológico bajo. Una arcilla organofílica es adicionada para crear la viscosidad requerida

antes de cualquier adición de barita, esta es una arcilla tratada con aminas que se

hincha y tiene rendimiento al contacto con la emulsión aceite – agua.

El cloruro de calcio se encuentra presente para balancear la salinidad de la fase acuosa

con la del agua intersticial de las formaciones que están siendo perforadas

particularmente las lutitas, para prevenir la desestabilización del agujero.


Ideal para perforar las Formaciones Iquiri / Los Monos, del Devónico, donde las lutitas son

los principales componentes y se presentan altas fuerzas tectónicas, razón por la que se

utilizará Aceite mineral para reducir eventos inesperados.

Agregar desde el comienzo Carbonato de Calcio (fino y sellante) para mejorar la

estabilidad de las paredes, principalmente las microfracturas de las lutitas y reducir las

pérdidas de filtrado en intercalaciones arenosas.

2.2.2.3 Lodos base aceite - OBM

Es una mezcla de agua en aceite a la cual se le agrega cierta concentración de sal para

lograr un equilibrio de actividad entre el fluido y la formación. El agua no se disuelve o

mezcla con el aceite, sino que permanece suspendida, actuando cada gota como una

partícula sólida (7).


Este tipo de lodo de emulsión inversa es utilizado para:

Perforar lutitas problemáticas utilizando el concepto de actividad balanceada

Prevenir pérdidas de circulación en formaciones con bajo gradiente de presión

Perforar hoyos con alto gradiente de temperatura

Perforar hoyos direccionales

Perforar formaciones de gases ácidos

Perforar formaciones de anhidrita o de yeso

Prevenir atascamiento de tubería

Minimizar problemas de torque y arrastre

Este tipo de lodo podría ser utilizado para perforar la parte baja de Los Monos y poder

entrar a la parte superior de la formación Huamampampa, donde las lutitas, limolitas y

16

areniscas duras son el principal componente, presentando grandes fuerzas tectónicas,

razón por la que se debería continuar con Lodo Base Aceite.

2.2.2.3.2 Características

Estas emulsiones trabajan con una relación aceite/agua que varía por lo general entre

60:40 y 90:10, dependiendo de la densidad requerida.

2.2.2.4 Materiales de Pérdida de Circulación (LCM)

2.2.2.4.1 Papel utilizado durante la operación

El Papel de Perforación es una mezcla de partículas de tamaño variable de papel molido

cuyo uso es aplicable en todos los sistemas de lodo base agua.

El Papel de Perforación puede utilizarse en concentraciones de hasta 20 [lb/bbl] en

tratamientos con píldoras o como aditivo para el sistema entero. En las áreas donde se

conoce la existencia de zonas de pérdida de circulación, es recomendable tratar

previamente el sistema antes de perforar en la zona de pérdida. El papel de perforación

puede mezclarse a través de la tolva de lodo o agregarse directamente a los tanques e

introducirse al lodo.

El aspecto más importante de combatir la pérdida de circulación es utilizar el tamaño de

partícula correcto. Es por ello que se recomienda agregar una combinación de materiales

para asegurar una buena granulometría. Si se deja en el lodo durante un periodo de

tiempo prolongado, el papel de perforación puede ser susceptible a la degradación

bacteriana. Podría necesitarse un bactericida para evitar su fermentación. El Papel de

Perforación viene en sacos de plástico de 40 [lb].

2.2.2.4.2 Cascaras de Semilla de Algodón

Las Cáscaras de Semilla de Algodón son fibrosas y biodegradables, creando un excelente

agente cuando se necesita material de tamaño de partículas grandes. Pueden utilizarse

en cualquier sistema de lodo base agua. Las Cáscaras de Semilla de Algodón se utilizan

en concentraciones de hasta 20 [lb/bbl] como tratamientos con píldoras o como aditivo

para todo el sistema.

En las áreas donde se conoce la existencia de zonas de pérdida de circulación, es

recomendable tratar previamente el sistema antes de perforar en la zona de pérdida. Las

cáscaras de semilla de algodón pueden mezclarse a través de la tolva de lodo o

agregarse directamente a los tanques e introducirse al lodo.

17

El aspecto más importante de combatir la pérdida de circulación es utilizar el tamaño de

partícula correcto. Es por ello que se recomienda agregar una combinación de materiales

para asegurar una buena granulometría. Si se dejan en el lodo durante un periodo de

tiempo prolongado, las cáscaras de semilla de algodón pueden ser susceptibles a la

degradación bacteriana, trayendo como resultado la emisión de H2S y CO2 dentro del

lodo. Podría necesitarse bactericida para evitar su fermentación. Las Cáscaras de Semilla

de Algodón vienen empacadas en sacos de papel o costales de 50 y 100 [lb].

2.2.2.4.3 Cáscara de nuez

La cáscara de nuez triturada, es un producto que se utiliza para combatir las pérdidas de

circulación, comúnmente disponible en tres tamaños: fino, mediano y grueso. Los tres

pueden utilizarse en píldoras para tapar o impermeabilizar zonas permeables y también

para formular lechadas de alto filtrado.

Se aplica para detener o disminuir las pérdidas de circulación o remover las arcillas

pegajosas en la parte inferior de la sarta.

Las Ventajas que presenta este producto es una alta resistencia, compatible con otros

materiales obturantes y granulometría adaptable al tipo de pérdida de circulación. El

tratamiento aconsejado es agregar de 10 a 40 [lb/barril].

2.2.2.4.4 Fibra de Cedro

La Fibra de Cedro es una mezcla especialmente procesada de fibras de longitud

controlada que proporciona una granulometría adecuada para recuperar la circulación.

No fermenta. Las cantidades utilizadas varían de 1 a 35 % por volumen. La Fibra de Cedro

viene en bolsas de 40 [lb].

2.2.2.4.5 Mica

La Mica es un mineral seleccionado no abrasivo, disponible en grados fino y grueso. La

Mica no ejerce ningún efecto adverso en las propiedades del lodo. Se utiliza para evitar y

recuperar la pérdida de retornos. La mica fina puede pasar a través de una malla N° 20.

La Mica viene en sacos de 50 [lb] (6).

18

2.3 Tecnología Well Commander

Esta novedosa herramienta fue diseñada por la empresa de servicios MI Swaco, la

herramienta “Well Commander” mitiga los riesgos de perforación, siendo esta la más

versátil de la industria de perforación.

En la herramienta “Well commander”, se utiliza una válvula flotadora, que se encuentra en

la parte inferior del BHA (compuesto por herramientas como: MWD, LWD y los motores de

fondo), esta válvula flotadora proporciona una ruta de circulación alternativa para llevar

a cabo funciones críticas de operación y los fluidos como el cemento, lodos de

perforación o LCM no tienen que pasar por las herramientas de fondo de pozo en las

zonas problemáticas, facilitando su circulación.

La Figura N° 2 muestra una vista externa de la herramienta “Well Commander”.

Figura N° 2: Herramienta Well Commander

Fuente: (9)

2.3.1 Aplicaciones

La versatilidad de la herramienta es diversa; al ser un componente de la sarta de

perforación es posible adaptarla en posiciones variadas, según se desee o el problema así

lo exija.

Facilita la inyección de material obturante en zonas de pérdida de circulación sin tener

que sacar la sarta de perforación hasta superficie; además, en caso de ahogo de pozo la

herramienta brinda un camino alternativo para el flujo de lodo de perforación.

Durante la subida de la sarta de perforación la herramienta “Well Commander” colabora

con las operaciones de “underreaming”, que consiste en la rotación constante de la sarta

mientras se va sacando esta a superficie; el objetivo de esta operación es evitar el

aprisionamiento de la sarta cuando se perfora bajo balance.

Además, la herramienta proporciona el incremento de circulación sin tener que

incrementar la presión de bomba, lo que facilita la limpieza del pozo y

acondicionamiento del mismo.

19

Uno de los problemas de operación frecuentes son las restricciones que provocan ciertos

arreglos de fondo. Los “BHA” o Arreglos de Fondo de Pozo, son variados y están en función

del tramo que se está perforando, las características físicas y químicas de las formaciones,

etc. Cuando un determinado arreglo de fondo de pozo no puede ser cambiado es

necesario continuar; sin embargo, este puede limitar la velocidad de flujo en el espacio

anular, lo que reduce considerablemente la efectividad de la limpieza del pozo. En caso

de pasar por una zona de pérdida de circulación el arreglo podría limitar el bombeo de

material obturante, debido al diámetro de las boquillas del trépano. Las aplicaciones que

la herramienta “Well Commander” puede brindar durante la perforación son de mucha

consideración, su capacidad de generar un flujo alternativo es de mucha ayuda.

Otra de sus aplicaciones es que puede ayudar en la eliminación de recortes de pozos

horizontales o de ángulo elevado y puede desplazar el fluido eficientemente, al aumentar

las velocidades del espacio anular. Esta versátil y confiable herramienta también permite

una fácil localización de LCM durante las operaciones de perforación.

2.3.2 Características

La herramienta “Well Commander” comúnmente durante una perforación direccional o

vertical se posiciona por encima del los componente del BHA.

Proporciona un alto flujo de circulación a través de los puertos hacia el espacio anular o

formación. La Figura N° 3 muestra uno de los puertos que posee la herramienta “Well

Commander”.

Figura N° 3: Puertos de la herramienta Well Commander

Fuente: (9)

La herramienta está disponible en 5, 7, 8 1/4 y 9 1/2 [in] de diámetro externo para todas las

configuraciones de arreglos de fondo y una variedad en roscas, incluyendo XT57 o C50.

20

Esta versátil herramienta no presenta conexiones internas, lo cual reduce las

probabilidades de falla por causas internas en la herramienta.

Cuenta con un receptor de bolas que tiene una capacidad de 14 esferas (7 ciclos

completos) dependiendo del tamaño de la herramienta.

Esta tecnología se encuentra patentada y utiliza las esferas del mismo tamaño para abrir y

cerrar los puertos, los dispositivos de activación de la herramienta están aislados del

circuito de lodos y así de esta manera poder simplificar los procedimientos operativos.

La Figura N° 4 muestra la esfera de operación que abren y cierran los puertos.

Figura N° 4: Bola de activación

Fuente: (9)

El mecanismo de activación bloquea por dentro la herramienta para mantener una

posición, abierta o cerrada de los puertos.

El receptor de bolas permite la captura o recepción de una bola extra “shut-off” más

pequeña, esta bola tiene la función de limitar el acceso de la línea de flujo hacia los

componentes del BHA después de que la herramienta ha sido activada.

La opción de la bola “shut-off” impide el flujo de LCM en los componentes sensibles de

fondo de pozo o de los fluidos que tengan componentes que puedan causar corrosión en

el arreglo de fondo de pozo.

21

La Figura N° 5 muestra la bola “shut-off" que impide el ingreso de la corriente de

circulación al BHA, en caso de que el lodo de perforación tenga algún componente

dañino para el arreglo de fondo.

Figura N° 5: Bola Shut-off

Fuente: (9)

2.3.3 Componentes de la herramienta Well Commander

La herramienta está constituida principalmente por dos partes que son: el receptor de

bolas y el “Well Commander” en sí mismo y, está ultima posee una camisa deslizable

usada para cubrir los orificios que permiten el flujo alternativo del fluido de perforación.

2.3.3.1 Receptor de bolas

El receptor de bolas es una parte o componente de la herramienta “Well Commander”

que se encuentra ubicado por debajo del mismo y por encima de Arreglo de Fondo Pozo

(BHA), ya sea convencional o no. El objetivo de este componente es de atrapar las esferas

metálicas usadas para la apertura y/o cerrado de los orificios o puertos del “Well

Commander”.

Su diseño es simple aprovecha el flujo del fluido, sea este laminar o turbulento, para

depositar las esferas metálicas en forma alineada en un compartimiento que posee en su

parte interna. La bola metálica al viajar por la sarta de perforación tiende todo el tiempo

a hacer contacto con las paredes internas de la tubería, lo que le permite que la esfera

de activación durante su viaje pueda entrar a la cavidad interna del receptor de bolas y

ser contenida en su interior.

22

La Figura N° 6 muestra la ubicación del receptor de bolas en la sarta de perforación,

encima de los accesorios del arreglo de fondo de pozo o BHA y debajo de la válvula que

desvía la corriente de flujo a través de sus puertos.

Figura N° 6: Ubicación del receptor de bolas

Fuente: (9)

2.3.3.2 Válvula de circulación – Well Commander

La válvula de circulación está compuesta por una camisa deslizable que es activada por

medio de presión de bomba y posee orificios o puertos que conectan el flujo al espacio

anular o formación.

Los mencionados orificios son abiertos usando una las esferas metálicas de activación que

obstruyen el flujo a través de la sarta incrementando la presión de la bomba. Con este

incremento es que la camisa se desplaza y deja los orificios descubiertos.

La válvula de circulación “Well Commander” es posicionada en la sarta de perforación

por encima del receptor de bolas, y por ende se encuentra ubicado por encima del

arreglo de fondo de pozo o BHA. La posición que adopta la válvula tiene el objetivo

proteger los componentes sensibles del BHA como son le trépano, el motor de fondo, y las

herramientas de medición instantánea, LWD y MWD sin nombrar los otros beneficios

mencionados anteriormente.

23

2.3.4 Funcionamiento de la herramienta Well Commander

Una vez que la herramienta “Well Commander” está instalada, como componente de la

sarta de perforación, es bajada con los orificios abiertos o cerrados los que permanecen

en esa posición hasta que la herramienta sea activada.

Se deja caer una bola metálica o de activación que al obstruirse en el asiento de bolas

de la válvula genera una presión que empuja la camisa interna de la herramienta y deja

al descubierto los orificios o puertos por donde el fluido encuentra un camino para

continuar con el circuito regular.

La herramienta “Well Commander” utiliza el mismo tamaño de esferas para abrir o cerrar

los orificios con el propósito de eliminar el riesgo de dejar caer la bola equivocada; el

receptor de bolas metálicas tiene una capacidad 14 de bolas o esferas, lo que nos da un

límite de 7 ciclos de operación. Un factor a tomar en cuanta es el diámetro del BHA o

Arreglo de Fondo Pozo que evita en ocasiones la aplicación de los 7 ciclos.

Las bolas son extraídas posteriormente, una vez que se termina las operaciones y la sarta

de perforación esta en superficie. Durante las operaciones o maniobras las esferas se

alojan en el receptor de bolas que junto con la válvula de circulación forman por

completo la herramienta “Well Commander”.

La Figura N° 7 muestra el asiento de bolas que sostiene la bola de activación antes de

desplazar los puertos para la circulación del fluido de perforación.

Figura N° 7: Asiento de bolas

Fuente: (9)

24

La Figura N° 8 muestra una vista superior de como las esferas de activación se posicionan

en el asiento de bolas antes de desplazar la camisa para abrir o cerrar los puertos.

Figura N° 8: Posicionamiento de las bolas de activación

Fuente: (9)

La bola que entrará en funcionamiento es expulsada del asiento de bolas, y la

herramienta pasa a la posición de cerrado a abierta o viceversa.

La Figura N° 9 muestra como una bola es bombeada hacia abajo y se posiciona en el

asiento de bolas.

Figura N° 9: Asentamiento de una bola

Fuente: (9)

Cuando la presión excede la presión necesaria para desplazar la camisa, el asiento de

bolas se deforma debido a la fuerza que se aplica a la esfera, la bola es expulsada con

dirección al receptor de bolas, previamente abriendo o cerrando los puertos.

Cuando los puertos de circulación se abren, sube el flujo del lodo de perforación

incrementando la circulación con altas velocidades en el espacio anular a través de los

puertos abiertos. En esta operación sigue existiendo un porcentaje mínimo de fluido de

circulación a través del BHA y ayuda a mantener el trépano lubricado. En esta posición la

25

herramienta puede ser usada para localizar las aéreas de pérdida de circulación y así

aplicar el LCM o cualquier otro fluido.

La Figura N° 10 muestra como la bola de activación abre los puertos de la

herramienta permitiendo que el fluido se dirija al espacio anular logrando una mayor

circulación, luego esta bola se dirige al receptor de bolas.

Figura N° 10: Puertos de circulación abiertos

Fuente: (9)

Estos lodos pueden tener aditivos químicos que podrían causar un alto porcentaje de

daño a los componentes del BHA, este flujo puede ser aislado mediante una bola de

menor diámetro, deteniendo la corriente de flujo que va con dirección hacia el trépano,

reduciendo el daño a los componentes del BHA.

La bola de menor diámetro puede ser lanzada hacia el BHA para apagar el arreglo y

prevenir el tránsito de líquidos o deposición de sólidos en la parte superior del BHA,

desviando todo el flujo hacia el espacio anular.

La Figura N° 11 muestra como las esferas “shut-off” se posicionan en el asiento de bolas

para poder desviar la corriente de fluido.

Figura N° 11: Posicionamiento de las bolas “shut-off”

Fuente: (9)

26

La Figura N° 12 muestra una bola “shut-off” que es lanzada hacia abajo para aislar la

parte inferior del BHA y así poder desviar la corriente de circulación.

Figura N° 12: Accionar de una bola “shut-off”

Fuente: (9)

Posteriormente, las esferas de operación y las esferas BHA “shut-off” son recolectadas en

el receptor de bolas en la parte inferior de la herramienta Well commander. Este receptor

de bolas-bypass, captura las bolas a un costado de la pared interna de la herramienta

para facilitar el paso o posicionamiento de otras bolas que irán a cerrar o abrir los puertos.

Para reanudar la perforación a través del trépano se deja caer otra bola metálica que

empuja la bola “shut-off”, usada para la obstrucción completa del flujo de lodo,

activando de este modo el desplazamiento inverso de la camisa que cubre los orificios de

la herramienta “Well Commander”, dirigiéndose ambas esferas hacia el receptor de

bolas. La Figura N° 13 muestra como la bola de activación desplaza a la bola de menor

diámetro “shut off”, para luego ambas dirigirse hacia el receptor de bolas.

Figura N° 13: Desplazamiento de la bola “shut-off”

Fuente: (9)

27

2.3.4.1 Funcionamiento del receptor de bolas

El receptor de bolas tiene la función de recibir las esferas de activación y las esferas

“shut-off”, acomoda las bolas pegadas a la pared interna de la herramienta, para que no

interrumpan la corriente de flujo luego de haber cumplido su rol.

La Figura N° 14 muestra como las esferas de activación y la esfera “shut-off” se quedan en

el receptor de bolas.

Figura N° 14: Receptor de bolas

Fuente: (9)

2.3.4.2 Consideraciones

Cuando la herramienta “Well Commander” está lista para ser activada, el arreglo BHA

comúnmente debe estar inactivo (no se debe estar penetrando en la formación) durante

las operaciones de la herramienta y así poder tener un mejor resultado en la perforación

del pozo.

Solamente en perforación bajo balance la herramienta “Well commander” puede ser

abierta, desplazando un flujo de mayor densidad para simplificar la operación de viaje y

no dañar la formación (las perforaciones bajo balance se realizan cuando nuestra

formación tiene una presión poral muy baja y evitamos fracturarla con lodos de mayor

peso). Esto puede importar en los problemas ocasionados por “swabbing” y permitiendo

un viaje seco, logrando que no exista lodo de perforación dentro la tubería de

perforación (9).

28

2.3.5 Ventajas y Beneficios

La herramienta “Well Commander” brinda las siguientes ventajas y beneficios durante la

perforación de un pozo (9):

Fácil aplicación de material obturante durante la perforación de pozos

Fácil detección de LCM durante la perforación.

Remoción de los recortes asentados.

Mejora limpieza del pozo, remueve de manera efectiva los recortes y hace más

eficaz el desplazamiento del fluido, conjuntamente con la rotación de la tubería.

Ahorra tiempo de viajes, permite viajes secos.

Simplifica la circulación inversa a través de la herramienta.

Eleva las tasas de circulación, con caídas de presión mínimas.

Evita la pérdida de circulación.

Previene daño al BHA.

Ayuda en la lubricación del trépano.

En perforación bajo balance nos ayuda a controlar el swabbing.

2.3.6 Well commander - Características principales de diseño

La Figura N° 15 muestra la herramienta “Well Commander” internamente para una mejor

comprensión.

Figura N° 15: Herramienta Well Commander Internamente

Fuente: (9)

La herramienta cuenta con las siguientes características de diseño (9):

Pieza corta sin conexiones internas.

Los sellos permanecen inmóviles y los puertos se desplazan para una mayor

fiabilidad.

El movimiento de rotación reduce la fricción interna.

Resortes de disco proporcionan resistencia a la alta compresión.

La herramienta internamente esta llena de aceite.

El pistón flotante iguala la presión interna de la herramienta para asegurar que no

ingrese lodo de perforación o sólidos.

29

Diseño de pistón flotante impide la posibilidad de bloqueo hidráulico.

El puerto de salida reduce el potencial de erosión.

Material de 4 330V garantiza alta resistencia de la herramienta confirmada por

Análisis de Elementos Finitos.

2.3.7 Well commander – Datos técnicos

La empresa “Mi SWACO” presenta datos técnicos de la herramienta en la Tabla N° 1,

donde muestra los diferentes diámetros y longitudes de la herramienta, además de las

dimensiones de las bolas de activación y “shut-off”, asiento de bolas y máxima cantidad

de recepción de bolas.

Tabla N° 1: Datos técnicos de la herramienta “Well Commander”

Well Commander

Tamaño

9 ½” 8 ¼” 7” 5”

Material 4 330V 4 330V 4 330V 4 330V

OD herramienta 9,50” 8,25” 7,00” 5,00”

Min ID asiento de bolas 2,40” 2,40” 1,985” 1,610”

Longitud (inc. Receptor de bolas) 18,2’ 18,1’ 13,7’ 11,8’

Numero y Diámetro de puertos de

circulación

5 5 5 x 1,35” 5 x 1,10”

Área Total de circulación a través

de los puertos (TFA)

6,43 in2 6,43 in2 3,93 in2 2,48 in2

Max flujo de circulación

(Cerrado/Abierto)

840/1050

[gpm]

672/840

[gpm]

Presión Apertura/Cerrado (+/-20%) 2 000 [psi] 2 000 [psi]

Ciclos (capacidad del receptor

de bolas)

7 (14) 7 (14) 7 (14) 7 (14)

O.D. Bola Abierto/Cerrado 2,500” 2,500” 2,125” 1,760”

O.D. Bola “Shut-off” 2,430” 2,430” 2,063” 1,698”

Conexión hacia arriba

(herramienta estándar)

7-5/8”

REG Box

6-5/8”

REG Box

4 ½” Box 3 ½” Box

Conexión hacia abajo 7-5/8”

REG Pin

6-5/8”

REG Pin

4 ½” Pin 3 ½” Pin

Fuente: (9)

30

2.4 Tecnología PBL

El Sistema PBL proporciona una solución simple y confiable para varios problemas de

perforación, como la pérdida de circulación, además proporciona un alto flujo de

circulación para una limpieza eficaz del pozo. El instrumento ha resultado ser

económicamente beneficioso para las operadoras, ya que reduce considerablemente las

horas de trabajo y proporciona una mejor circulación de lodo.

La herramienta es un componente del arreglo de fondo o BHA y está localizada encima

de las herramientas MWD y LWD. Es activada hidráulicamente por las esferas de

activación, su manejo es simple para poder ser maniobrado directamente por el personal

y no es necesario personal de DSI en lugar de operación.

La pérdida de circulación significa tiempo y dinero para cualquier operador, si es una

perforación profunda o una perforación con múltiples pozos, todos los operadores quieren

lidiar con los problemas de pérdida de circulación de una manera sencilla, la válvula PBL

permite realizar la perforación de una manera más eficiente.

2.4.1 Aplicaciones

DSI (Drilling System International) desarrolló la herramienta PBL para la perforación,

completación y operaciones a través de la tubería de perforación, con el objetivo de

permitir un bombeo agresivo de materiales LCM y aumentar los flujos de circulación para

la limpieza del pozo.

La válvula PBL se puede aplicar en perforaciones verticales, horizontales o direccionales.

Además permite cambiar las propiedades del lodo, y enviar píldoras en diferentes

escenarios de perforación.

2.4.2 Características

La herramienta PBL se cierra cuando se apagan las bombas de lodo (debido a que ya no

hay una presión que mantenga el asiento de bolas abajo) para minimizar el “efecto U”,

este efecto se debe a que la densidad del lodo en el espacio anular es de mayor

densidad y tenderá a desplazar el lodo dentro la herramienta debido a que este es de

menor densidad.

El cuerpo principal del PBL y el receptor de bolas pueden ser colocados en cualquier

parte del arreglo de fondo, con el fin de optimizar el trabajo de operación. La bola de

31

operación que corta el flujo por uno de los puertos puede ser puesta por el operador si lo

desea, puede realizar hasta un máximo de tres ciclos en un solo viaje (10).

2.4.3 Funcionamiento de la herramienta PBL

La herramienta PBL es introducida con los puertos cerrados en el pozo, manteniendo esa

posición hasta que una bola de activación de vinilo abra los puertos.

La herramienta queda activada lanzando una bola de vinilo y presurizándola para

cambiar la posición del puerto de circulación. La bola de activación se posiciona en el

asiento de bolas, debido a la presión que ejerce la columna hidrostática encima la bola,

la bola de vinilo junto con el asiento de bolas desplazan la camisa hacia abajo,

comprimiendo el resorte o mandril de la herramienta, cambiando la posición de los

puertos, y permitiendo la circulación del fluido de perforación por los puertos hacia el

espacio anular, cortando la circulación al arreglo de fondo.

La Figura N° 16 muestra el asentamiento de la bola de activación (a), compresión del

resorte y apertura de los puertos gracias a la presión ejercida sobre la bola, desviando el

flujo al espacio anular o formación (b).

Figura N° 16: Activación de la válvula PBL

Fuente: (10)

Para desactivar los puertos, se lanzan dos esferas de desactivación de acero que son de

menor diámetro, cada una de estas esferas cierra un puerto, evitan la salida del lodo de

perforación al espacio anular o formación, debido a esto la columna de lodo que se

encuentra encima de las esferas ejerce una presión, enviándolas al receptor de bolas y

reanudando la circulación a través del trépano.

32

La Figura N° 17 muestra el posicionamiento de las esferas de desactivación (a) y como las

esferas son depositadas en el receptor de bolas (b).

Figura N° 17: Desactivación de la válvula PBL

Fuente: (10)

Si se desea sacar la sarta de perforación y realizar un viaje seco una vez de que se

reactivó la circulación, se bombea una bola plástica dorada de bloqueo que es de

menor diámetro para cerrar uno de los puertos, y así poder extraer la sarta seca en

maniobra de sacada.

La Figura N° 18 muestra como la bola dorada bloquea uno de los puertos y solo se tiene

salida por un puerto (a) y se detienen las bombas para drenar el lodo de la sarta de

perforación permitiendo un viaje seco (b).

Figura N° 18: Desactivación de la válvula PBL

Fuente: (10)

33

Para reactivar la circulación a través del trépano se envía dos esferas de acero, una para

que cierre el único puerto que se encuentra abierto, y la otra bola de acero para que

desplace a la bola plástica que cerraba uno de los puertos, como se muestra en la Figura

N° 17 (c).

La bola dorada es expulsada al espacio anular y enviada junto con los recortes a la

zaranda; una vez que las bolas de acero cierran los dos puertos, la columna hidrostática

ejerce una presión sobre las tres esferas, enviándolas al receptor de bolas y regresando el

resorte a su posición original y los puertos a la posición de cerrados, reactivándose la

circulación por el trépano.

2.4.4 Procedimiento de campo de la válvula PBL

2.4.4.1 Revisión e instalación de la herramienta

Desde el momento que la herramienta llega al pozo, es necesario hacer una inspección

visual, deben estar en el pozo: el cuerpo principal de la válvula PBL, y el receptor de bolas.

La Figura N° 19 muestra el cuerpo principal y el receptor de bolas de la herramienta PBL.

Figura N° 19: Herramienta PBL

Fuente: (10)

El cuerpo principal puede ser reconocido ya que cuenta con dos orificios, además se

debe verificar que el receptor de bolas cuente con la canasta en su interior.

La Figura N° 20 muestra los números de identificación de la válvula, los cuales siguen un

patrón de nomenclatura.

Figura N° 20: Identificación de una válvula PBL

Fuente: (10)

34

Las tres letras, identifican la planta de manufactura, en este caso “Norquest”. Los tres

dígitos, significan el diámetro exterior de la herramienta, en el ejemplo significa 8.25”. Las

Iniciales de “By Pass” y el número de serie.

En el caso del receptor de bolas, al final del número serial se le agrega la letra “B”, que

significa “basket”, por ejemplo: NOR825BP102B

Junto con el número de serie, se deben anotar la información de longitud de la

herramienta, diámetros interiores y un dato muy importante, que es la presión necesaria

para desactivar la válvula, la cual deberá anotarse junto con la herramienta.

2.4.4.2 Prueba superficial de la válvula PBL

Una vez conectado al BHA, debe probarse la válvula, para esta prueba, se necesita estar

atentos a los valores de galonaje y presión de bombas. El procedimiento que se realiza se

detalla en el Anexo 1.

2.4.4.3 Operación normal

Ejercer presión a través del BHA mientras se está perforando, se toma registro de la presión

actual y del flujo. Ya que se encuentra activada la válvula, podemos dejar caer la esfera

pequeña de acuñamiento o dorada, esta esfera puede ser bombeada en un 90% del

volumen de la tubería. Al momento de llegar a su lugar, se podrá observar un aumento en

la presión de bombas, ya que solamente permite el paso del fluido por un orificio.

2.4.5 Ventajas y Beneficios

Se pueden enviar todo tipo de píldoras LCM.

Incrementa los flujos de circulación para mejorar la limpieza del pozo.

Incremente la velocidad en el espacio anular en pozos horizontales o altamente

desviados, removiendo los recortes asentados.

Permite realizar viajes secos, drenando el fluido dentro la herramienta y reduciendo las

pérdidas de fluidos en superficie.

Reduce el tiempo del viaje.

Reduce el impacto ambiental.

2.4.6 PBL - Datos Técnicos

La empresa “DSI” presenta datos técnicos de la herramienta PBL en la Tabla N° 2, donde

muestra los diferentes diámetros y longitudes de la herramienta, además de las

dimensiones de las esferas de activación, desactivación y de bloqueo y máxima cantidad

de ciclos que puede realizar la herramienta en un solo viaje (10).

35

Tabla N° 2: Datos técnicos de la herramienta “PBL”

PBL Tamaño (continuación)

2 7/8" 3 1/8" 3 1/2" 4 3/4" 6 1/4”

Número de puertos 2 2 2 2 2

OD herramienta [in] 2,88 3,125 3,5 4,75 6,25

Peso [lb] 115 115 132 300 750

Ciclos 3 3 3 3 3

O.D. Bola Activación [in] 1 1 1,25 1,5 2

O.D Bola Desactivación [in] 0,875 0,875 1,06 1,375 1,375

O.D Bola plástica [in] 0,7 0,7 0,7 1,128 1,128

Numero de bolas para

activar la herramienta 1 1 1 1 1

PBL Tamaño

6 1/2” 6 3/4” 8” 8¼” 9½”

Número de puertos 2 2 2 2 2

OD herramienta [in] 6,5 6,75 8 8,25 9,5

Peso [lb] 800 800 1000 1000 1600

Ciclos 3 3 3 3 3

O.D. Bola Activación [in] 2 2 2,5 2,5 2,5

O.D Bola Desactivación [in] 1,375 1,375 1,75 1,75 1,75

O.D Bola plástica [in] 1,128 1,128 1,375 1,375 1,375

Numero de bolas para

activar la herramienta 1 1 1 1 1

Fuente: (10)

2.5 Reología e Hidráulica

Reología e hidráulica de fluidos son términos de ingeniería que describen el

comportamiento de fluidos en movimiento. Esta sección compara los diferentes modelos

reológicos, se ocupa de las condiciones bajo las cuales se usan y además explica la

hidráulica de los fluidos (11).

2.5.1 Modelos reológicos

Los modelos reológicos ayudan a predecir el comportamiento de los fluidos sobre una

amplia escala de velocidades de corte. La mayoría de los fluidos de perforación son

fluidos pseudoplásticos no newtonianos.

36

Categorías de los Fluidos:

Fluidos Newtonianos: Donde el esfuerzo de corte es directamente proporcional a

la velocidad de corte (fluidos simples: agua, glicerina y aceite liviano). Presentan la

misma viscosidad a cualquier velocidad de corte.

Fluidos No Newtonianos: La relación entre el esfuerzo de corte y velocidad de

corte es más compleja (mayoría de los fluidos de perforación y lechadas de

cemento). El esfuerzo de corte incrementa en una proporción más baja que la

velocidad de corte (el incremento no es proporcionalmente lineal).

Estos modelos describen la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte en

un fluido de perforación. Se requiere medidas de esfuerzo de corte a dos o más

velocidades de corte para definir la curva mostrada en la Figura N° 21.

Figura N° 21: Velocidad de corte vs Esfuerzo de corte

Fuente: (11)

2.5.2 Modelos de hidráulica

Las ecuaciones de la hidráulica de fluidos han sido construidas usando parámetros

reológicos de los modelos de Bingham y ley de potencia. Ayudan a encontrar las

velocidades y caídas de presión durante la circulación, ya que son de particular

importancia para las operaciones de perforación (11).

2.5.2.1 Modelo plástico de Bingham

Es una relación lineal, la curva matemática de velocidad de corte vs esfuerzo de corte se

ajusta a una línea recta. Basada en las lecturas del reómetro de lodo a dos velocidades

de corte fijas: 300 y 600 [rpm]

Las observaciones al modelo de Bingham son que a velocidades de corte menores de 300

[rpm], algunos fluidos de perforación varían de este modelo; el punto de cedencia de

37

Bingham es más alto que el punto de cedencia verdadero. El modelo no representa con

exactitud los fluidos de perforación a bajas velocidades de corte como se muestra en la

Figura N° 22.

Figura N° 22: Velocidad de corte vs Esfuerzo de corte del modelo de Bingham

Fuente: (11)

Típicamente, los cálculos de caída de presión para situaciones de flujo laminar

efectuados usando los parámetros del modelo de Bingham dan predicciones excesivas

de las caídas de presión reales, mientras que los efectuados usando parámetros del

modelo de la ley de la potencia hacen predicciones menores de las caídas reales de

presión. Los errores en el cálculo de caídas de presión pueden producir nuevos errores en

otros cálculos, tales como la densidad equivalente de circulación (ECD) (11).

2.5.2.2 Ley de Potencia

Este modelo describe el comportamiento reológico de fluidos de perforación base

polímero que no presentan esfuerzo de punto cedente (salmueras claras viscosificadas). El

modelo de la ley de potencia describe el comportamiento reológico del fluido usando la

siguiente ecuación:

Esfuerzo de Corte = K (Velocidad de Corte)n (1)

Donde:

K = Constante de proporcionalidad

n = Exponente de Flujo

Se ajusta mejor a la curva que el modelo de Bingham, en la curva de la ley de Potencia el

punto de cedencia siempre comienza en el origen (YP = 0), siendo este menor que el

punto de cedencia verdadero, como se muestra en la Figura N° 23.

38

2.5.2.3 Ley de Potencia Modificada

Debido a que la mayoría de los fluidos de perforación presentan esfuerzo cortante, el

modelo de Herschel-Bulkley (MHB, punto cedente-ley de la potencia modificada)

describe el comportamiento reológico de los lodos de perforación con mayor exactitud

que ningún otro modelo.

Las ecuaciones hidráulicas han sido escritas usando el modelo de Herschel-Bulkley y

debido a que los cálculos hidráulicos para fluidos de Herschel-Bulkley no pueden ser

resueltos por ecuaciones simples, se recomienda consultar programas computacionales

de hidráulica como “Hydra-Soft” o “Sergeant Drilling Utilities” para soluciones rápidas.

El modelo MHB predice mejor el comportamiento reológico de fluidos de perforación a

bajas velocidades de corte, considera el fluido en movimiento y se obtienen valores más

exactos de caídas de presión en flujo laminar, ECD, etc.

La Figura N° 23 muestra una comparación de los diferentes modelos hidráulicos, siendo el

modelo de Herschel–Bulkley o Ley de potencia modificada el más cercano a un fluido

típico de perforación.

Figura N° 23: Comparación grafica de los Modelos Hidráulicos

Fuente: (11)

2.5.2.4 Diseño del sistema hidráulico

El objetivo es determinar el tamaño de las boquillas y la tasa de flujo adecuada para

obtener el mínimo gasto de potencia y máxima fuerza de impacto del trépano

relacionado con la limpieza el hoyo, dentro de la capacidad del equipo de bombeo.

Limitaciones del sistema hidráulico: máxima presión de bombeo (Pmax), tasa de flujo

mínima y máxima, potencia hidráulica disponible, densidad de lodo, consideraciones de

herramientas especiales como MWD, PBL, etc.

39

2.5.2.4.1 Parámetros hidráulicos del trépano

Los parámetros hidráulicos son la tasa de flujo (Q), caída de presión del trépano ( P bit),

potencia hidráulica (HHPbit), velocidad en las Boquillas (JV), fuerza de Impacto (IF),

densidad de lodo (MW), área de flujo total – boquillas (ATF) y diámetro del trepano.

2.5.2.4.1.1 Tasa de flujo

Se recomienda mantener un flujo de 25 a 80 [gpm] por pulgada de diámetro del trépano.

Si se tuviese los extremos, como una tasa de flujo muy baja, se podría dar un trépano

menos eficaz teniendo una limpieza pobre del hoyo, y una tasa de flujo muy alta podría

dar un alto ECD o “washouts”, estos se dan cuando se tiene pérdida de presión a través

de la tubería de perforación debido a que esta presenta algún daño o desperfecto en su

estructura, como por ejemplo que este pinchada.

La Tabla N° 3 describe los rangos de penetración para las tasas de flujo y tratar de evitar

problemas durante la perforación.

Tabla N° 3: Tasas de flujo recomendadas

Rango de ROP [ft/hr] GPM / in del diámetro de la broca

5 – 10 25 – 39

10 -15 35 – 49

15 – 25 38 – 50

25 - 50 40 – 60

>50 50 - 80

Fuente: (11)

2.5.2.4.1.2 Pérdida de presión en el trépano

El diseño hidráulico es para 50 a 65 % de pérdida de presión a través del trépano. Esta

pérdida puede variar de acuerdo a la tasa de flujo requerida:

35 a 50 % de pérdida de presión en la sarta de perforación y en el espacio anular

Optimización por fuerza de impacto (~50%)

Optimización por potencia hidráulica (~65%)

2.5.2.4.2 Optimización de la hidráulica del trépano

Se optimiza para obtener una caída de presión en la broca de ~ 50% de la presión total

de bombeo. Usualmente se hace en hoyos someros de diámetros grandes, formaciones

muy blandas o con altas ROP.

40

Se recomienda también maximizar la fuerza de impacto con altas tasas de flujos y

tamaños de boquillas grandes ayudan a aliviar el embotamiento del trépano en

formaciones reactivas (11).

41

CAPÍTULO III

ESTUDIO DEL ÁREA DE OPERACIÓN

42

3.1 Historial de Perforación en el Bloque Aquío

El Bloque Aquío se encuentra atravesado de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya

cresta sirve de línea divisoria entre las provincias Luis Calvo del departamento de

Chuquisaca y Cordillera del departamento de Santa Cruz. Este bloque se encuentra

situado a 250 [Km] de distancia al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la faja

sub-andina sur, siendo Lagunillas la localidad principal del área.

La Figura N° 24 muestra la ubicación del campo Aquío, adyacente al bloque Ipati:

Figura N° 24: Ubicación del bloque Aquío

Fuente: (12)

Actualmente y desde su adjudicación, en el año 2 001, el bloque se encuentra en período

de Exploración. Desde el 2 de mayo de 2 009 el Bloque se encuentra en la 3ª Fase del

Período Inicial de Exploración, en cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos No. 3058 y el

Reglamento de Unidades de Trabajo para la Exploración de Hidrocarburos (UTE), el Titular

deberá cumplir con 900 UTE.

43

3.1.1 Descripción general del Bloque Aquío

Los reservorios potencialmente productores en el área del bloque, al igual que más al sur,

pertenecen a las formaciones Huamampampa (HMP), Icla (en parte) y Santa Rosa

pertenecientes al sistema Devónico.

3.1.1.1 Estratigrafía de la formación

Consta de una intercalación de areniscas, cuarcíticas, lutitas y limonitas. La Figura N° 25

muestra la estratigrafía general de la cuenca Subandina Sur.

CICLO ERA SISTEMA SERIE FORMACIÓN ESPESOR [m] LITOLOGÍA

AN

DIN

O

CEN

OZO

ICO

TER

CIA

RIO

MIO

CEN

O

TARIQUIA > 2 300

OLIG. SUP PETACA 64

TAC

UR

U

MEZO

SO

IC

O

TRIA

SIC

O

TACURU TAPECUA 142

CU

EV

O

IPAGUAZU 50

SU

BA

ND

INO

PA

LEO

ZOIC

O

PER

MIC

O

SUP VITIACUA 24

INF CANGAPI 150 - 400

CA

RB

ON

IFER

O

SU

PER

IOR

MA

ND

IYU

TI

SAN TELMO 250

ESCARPMENT 370 - 500

MA

CH

AR

ETI

TARIJA 540 - 780

ITACUAMÍ 17

TUPAMBI 300 INF

CO

RD

ILLE

RA

NO

DEV

ON

ICO

SUP IQUIRI 140

MED LOS MONOS > 1 000

INFE

RIO

R HUAMAMPAMPA 440

ICLA 500

SATA ROSA 600

SIL

UR

ICO

SU

P

TARABUCO > 350

Figura N° 25: Estratigrafía general del área

Fuente: (12)

CIC

LO

CO

RD

IL

LE

RA

NO

SU

BA

ND

IN

OT

CU

R.

AN

DIN

OC

IC

LO

CO

RD

IL

LE

RA

NO

SU

BA

ND

IN

OT

CU

R.

AN

DIN

O

44

3.1.1.1.1 Ciclo Andino

Este ciclo comprende el grupo Chaco y el grupo Tacurú, el grupo Chaco incluye y

representa la mayor parte de la secuencia cenozoica del subandino meridional. En esta

unidad se agrupan las formaciones Petaca, Yecua, Tariquía y Guandacay.

Los conglomerados y areniscas parcialmente calcáreas, de la formación Petaca, marcan

el inicio de la sedimentación neógena, bajo condiciones ambientales características de

flujos cargados de detritos de régimen aluvial y fluvial.

La secuencia, continúa transicionalmente con la potente secuencia pelitico-arenosa, de

hasta 3 000 [m], de la formación Tariquía. Estos sedimentos, mayormente arcillosos y

limolíticos, fueron depositados durante el Mioceno más alto o Plioceno inferior, en un

ambiente continental, bajo un régimen fluvio-lacustre

La mayoría de los autores afirman que el grupo Tacurú presenta dos secuencias distintas,

al sur del Río Grande solo estarían presentes las formaciones Tapecua, Castellón e Ichoa,

en cambio al norte del Río Grande se desarrollarían las formaciones Yantata e Ichoa.

El grupo Tacurú se inicia con la formación Tapecua, que presenta a una secuencia

arenosa de ambiente fluvial y eólitico. Concordantemente sobreyace la formación

Castellón formada por areniscas también de un régimen fluvial y depósitos de tipo

lacustre (13).

3.1.1.1.2 Ciclo Subandino

Los sedimentos marinos y transicionales continentales de este ciclo han sido asumidos en

tres grupos: Macharetí, Mandiyuti y Cuevo.

El grupo Cuevo agrupa a las formaciones Cangapi en la base, Vitacua en la parte media

y culmina con las formaciones Ipaguazu y San Diego.

Con una marcada discontinuidad erosiva y sobre diferentes unidades del Carbonífero, se

asienta la formación Cangapi, esencialmente arenosa, es característica de un ambiente

eólitico y fluvial.

La formación Vitacua constituida principalmente por dolomías y calizas silicificadas, con

nódulos de pedernal. En esta secuencia son frecuentes las intercalaciones arenosas y

arcillosas.

Sobre la anterior unidad se sobrepone la formación Ipaguazu, que constituye un depósito

continental, fluvial y lacustre, de lutitas y margas con intercalaciones de areniscas, yeso y

halita.

45

El grupo Mandiyuti está constituido por las formaciones Escarpment y San Telmo. La

formación Escarpment presenta principalmente areniscas amarillentas que forman en la

actualidad característicos farallones verticales. El grupo concluye con la formación San

Telmo que representa una plataforma marina somera, en la que se acentúa una

marcada influencia deltaica y evidencias de resedimentación, esta formación está

constituida por lutitas, areniscas y diamictitas.

El grupo Macharetí se dispone discordante sobre diferentes formaciones devónicas y del

Carbonífero inferior. Esta unidad agrupa de base a tope a las formaciones Tupambi,

Itacuamí, Tarija, Chorro y culmina con la formación Taiguati.

La secuencia inicia con la formación Tupambi que está compuesta de areniscas y

conglomerados, intercalados por diamictitas grises que forman bancos irregulares gruesos,

con algunas ocasionales e intercalaciones de lutitas.

Por encima de las areniscas de la formación Tupambi, se asientan en algunas localidades

lutitas y limonitas de la formación Itacuamí o diamictitas macizas, gris a verdosas de hasta

500 [m] de espesor de la formación Tarija. Estos sedimentos corresponden a depósitos

marinos de plataforma somera, con definida influencia glacial y evidencias de

resedimentación.

Discordante sobre las pelitas de la formación Itacuamí o sobre las diamictitas de la

formación Tarija, se disponen en bancos macizos las areniscas marinas de la formación

Chorro que presenta tonos por lo general claros, grano medio bien seleccionado y muy

poca matriz, estas areniscas se depositaron en una plataforma somera.

El grupo Macharetí concluye con el depósito de los sedimentos marinos de plataforma

somera de la formación Taiguati que está caracterizada por una litología predominante

rojiza, constituida por diamictitas, lentes de areniscas gris blanquecinas, arcillitas y limonitas

de color marrón rojizo bien estratificadas y finamente laminadas (13).

3.1.1.1.3 Ciclo Cordillerano

La perforación exploratoria en las serranías alcanzó en profundidad sólo sedimentos

devónicos, por lo general las areniscas de la formación Iquiri, en contados casos niveles

de las formaciones Huamampampa y Santa Rosa. Los afloramientos de rocas devónicas

en el Subandino sur son reducidos y restringidos a las unidades superiores, formaciones Los

Monos, Iquiri, están desarrollados por lo general en las culminaciones de la mayoría de los

anticlinales, o expuestos a fallas inversas.

46

La presencia de sedimentos del devónico inferior está debidamente documentada en

subsuelo, a grandes profundidades. Las areniscas entrecruzadas de la formación Santa

Rosa han sido señaladas en algunos pozos, por la profundidad a la que se encuentra la

materia orgánica contenida en estos sedimentos se encuentra sobremadurada y genera

solamente hidrocarburos gaseosos.

Los sedimentos pelíticos de la formación Icla, de algunos cientos de metros de espesor,

están también presentes en el subsuelo de la región y constituyen una excelente roca

madre generadora de hidrocarburos. Las arenas de la formación Huamampampa afloran

en algunos sectores del subandino meridional. En el subsuelo son consideradas como

importantes rocas de reservorio de petróleo.

La mayoría de los sedimentos devónicos aflorantes en el Subandino sur corresponden a

las formaciones Los Monos e Iquiri, que forman el núcleo de la mayoría de los anticlinales

de la región. En general, y en forma transicional sobre las areniscas Huamampampa,

sobreyacen los sedimentos pelíticos de la formación Los Monos que corresponden a

sedimentos marinos de plataforma somera. Están constituidos por una alternancia de

lutitas, limolitas y areniscas, con el predominio de las primeras.

La cuenca se colmató paulatinamente, y la plataforma se hizo cada vez más somera. Es

notoria la influencia costera por la presencia de restos de vegetales. La secuencia se

vuelve más arenosa y se ingresa a la formación Iquiri, que define una intercalación de

areniscas y pelitas, con el predominio de las primeras.

El pase es gradual y se lo ubica aproximadamente con el incremento arenoso. En esta

formación se encontraron muy pocos macrofósiles. El ciclo cordillerano concluye durante

el Fameniano-Viscano, con la formación Saipurú, es una unidad polémica por su relación

estratigráfica. La formación Saipurú corresponde a un deposito sintectónico en ambiente

marino de plataforma somera, con influencia glacimarina. Esta unidad está constituida

por la alternancia de bancos macizos de arenas, diamictitas, arcillas, todas con

evidencias de deslizamiento y resedimentación. Sobre la formación Saipurú se asientan

discordantemente los conglomerados y areniscas de la formación Tupambi (13).

La Tabla N° 4 describe la litología de las diferentes formaciones de acuerdo al ciclo y

grupo al que pertenecen.

47

Tabla N° 4: Litología de las diferentes formaciones

Ciclo Sistema Grupo Formación Litología A

nd

ino

Terciario Chaco Tariquía Arcillas, areniscas y limonitas

Petaca Conglomerados y areniscas

Cretácico Tacurú Tapecua Areniscas

Su

ba

nd

ino

Pérmico

Cuevo Ipaguazu Lutitas con intercalaciones de

areniscas

Vitiacua Dolomías y calizas silicificadas

Cangapi Arenosa

Carbonífero

Mandiyuti San Telmo Lutitas, areniscas y diamictitas

Escarpment Areniscas amarillentas

Macharetí Taiguati Diamictitas, areniscas, arcillitas y

limolitas

Chorro Areniscas

Tarija Diamictitas macizas

Itacuamí Lutitas y limolitas

Tupambi Areniscas y conglomerados, con

intercalaciones de lutitas

Co

rdill

era

no

Devónico

Iquiri Areniscas y pelitas

Los Monos Lutitas, limolitas y areniscas

Huamampampa Areniscas, cuarcitas

Icla Areniscas

Sata Rosa Areniscas entre cruzadas

Fuente: (13)

3.1.1.2 Características de las rocas sedimentarias

De acuerdo con el modo de formación de los sedimentos, las rocas sedimentarias se

clasifican de la siguiente manera:

48

Origen mecánico: Estas rocas están formadas por fragmentos procedentes de

otras rocas, son arrastrados y depositados en otro lugar por los agentes geológicos.

Corrientemente, estos fragmentos pueden estar más o menos unidos por un

cemento natural. La roca de origen mecánico, que en un principio era blanda

después del proceso de formación está consolidada.

Origen químico: Las rocas químicas se forman como resultado de la precipitación

de sustancias, que se encuentran en disolución en el agua.

Origen orgánico: Son rocas formadas de materia orgánica, restos de seres vivos

laminares y/o vegetales que han sufrido una transformación posterior o diagénesis.

3.1.1.2.1 Gravas

Roca compuesta por cantos redondeados de tamaño superior a 2 [mm] (rudita), si los

cantos son angulosos se denominan brechas. En estas rocas se pueden distinguir las

siguientes partes: la trama, (cantos mayores de 2 [mm]) que forma el armazón; la matriz,

(arenas y/o arcillas) que rellenan los huecos existentes entre los cantos de la trama y el

cemento, que une los distintos fragmentos entre sí. Si los cantos no están cementados (ya

sean angulosos o redondeados), se consideran sedimentos y son conocidos como gravas

(ruditas no cementadas). Los cantos pueden proceder de la erosión de cualquier tipo de

roca. Los términos usados para roca son conglomerados, brecha, rudita y rocas rudáceas.

La porosidad es de estas rocas es aproximadamente 45 %.

3.1.1.2.2 Arenas

Roca detrítica compuesta por partículas cuyo tamaño está comprendido entre 2 y 0,0625

[mm]. Estas partículas son mayoritariamente minerales resistentes a la meteorización

(cuarzo principalmente, micas, feldespatos y óxidos) y fragmentos de rocas. Cuando no

están cementadas se denominan arenas.

Se clasifican atendiendo a la composición de sus granos (cuarzo, feldespatos y

fragmentos de rocas) y al porcentaje de matriz que los engloba. Así son nombres comunes

el de cuarciarenitas (areniscas de cuarzo), arcosas (areniscas de feldespatos), grauvacas

(rocas con más del 15 % de matriz) y litarenitas (rocas formadas por fragmentos de rocas).

Su color es muy variable en función de la naturaleza de los granos, del cemento y del

ambiente sedimentario donde se originaron.

Las principales variedades de las areniscas son: areniscas silíceas, areniscas calizas,

areniscas ferruginosas, arenisca margosa y arcosa. Los términos usados para rocas son

arenisca, arenita y rocas arenáceas.

49

Las clases de tamaños son arenas muy gruesas, gruesas, medianas, finas y muy finas. La

porosidad de estas oscila entre 38 a 40 %. Las areniscas y las calizas tienen una baja

radioactividad natural

3.1.1.2.3 Limos

Las clases de tamaños son limo grueso, medio, fino y muy fino, los términos usados para

roca son limolitas, argilita (limos más arcillas), rocas argiláceas, lodolita y rocas lodosas. La

porosidad de estos es de 36 %.

Las limolitas poseen una composición semejante a las arcillitas, pero en ellas predominan

los filosilicatos del grupo de las micas (ilita) y las partículas de cuarzo, calcedonia, y

calcita. Cuando no están compactados y cementados se les denomina limos, pero una

limolita suele tener, estando húmeda, un tacto más áspero por su contenido en partículas

silíceas y una baja plasticidad por la escasa proporción de minerales arcillosos como la

caolinita y la montmorillonita.

3.1.1.2.4 Arcilla

El término utilizado para roca es lutita, la porosidad de estas es aproximadamente 47 %. Es

una roca compuesta por partículas de tamaño menor de 0,06 [mm] dentro de ellas se

engloban las limolitas con partículas de tamaño comprendido entre 0,06 y 0,004 [mm], y

las arcillitas cuyo diámetro de partícula es menor de 0,004 [mm].

Las arcillitas están compuestas fundamentalmente por filosilicatos (ilita, caolinita, clorita

montmorillonita, sepiolita, etc.) y normalmente existen en ellas cierta cantidad de óxidos e

hidróxidos de hierro, cuarzo, calcedonia, etc. Cuando no están muy compactadas se las

denomina arcillas y se las reconoce fácilmente por su tacto suave y plasticidad al estar

húmedas. Su color puede ser muy variable, pero en la región predominan las tonalidades

rojas o pardas por la presencia de óxidos de hierro. La distinción entre limolitas y lutitas es

en ocasiones problemática, ya que suelen aparecer mezcladas.

La lutita es una roca masiva, terrosa, normalmente bien compactada, cuando existen

acumulaciones de arcillas y estas se convierten en roca (diagénesis) el producto final es

una lutita. La lutita es roca, mientras que la arcilla es material o sedimento inconsolidado.

En las arcillas la absorción de agua en el espacio interlaminar tiene como consecuencia

la separación de las láminas dando lugar al hinchamiento. Existen unas arcillas especiales,

ricas en filosilicatos que son capaces absorber líquidos y aumentar su volumen, entre ellas

destacan las bentonitas; arcillas ricas en esmécticas, con tacto jabonoso y que muy a

menudo proceden de la alteración de cenizas volcánicas. Se utilizan como, lodos de

50

perforación, lubricantes, absorbentes sanitarios de animales, material de sellado, etc.

Desgraciadamente arcillas expansivas son más conocidas por los daños que pueden

causar sobre las construcciones que se asienten en ellas, al afectar a sus estructuras

cuando se hinchan o contraen, además as arcillas tienen una alta radiactividad natural.

Los registros de resistividad consisten en enviar corriente a las formaciones atravesadas

mediante electrodos para determinar la resistividad verdadera de la formación, litología

del subsuelo y espesor del estrato. La Tabla N° 5 muestra la resistividad de las diferentes

sedimentos. Fuente: (13)

Tabla N° 5: Registro de resistividad

Sedimentos Resistividad [ohm.m.]

Finos, limo arcillosos o acuíferos salinos < 10

Arcillosos 10-25

Arcillo arenosos 25-40

Areno arcillosos 40-60

Arenosos 60-80

Gravosos 80-200

Lutitas 120-300

Cuarcita >500

Fuente: (13)

Los registros de rayos gamma miden la radioactividad natural de las formaciones

mediante radiaciones emitidas del U (uranio), Th (torio) y K40 (potasio), el U y Th están

asociados a rocas ígneas y el K40 está presente en las arcillas y ausentes casi por completo

en arenas. La Tabla N° 6 muestra la radioactividad de las rocas.

Tabla N° 6: Registro de radioactividad

Rocas Radioactividad [c.p.s]

Arenas y areniscas no arcillosas 30-80

Calizas y

dolomías

Color claro

Color obscuro

30-70

70-100

Arcillas Color claro

Color gris oscuro

150-300

300-500

Fuente: (13)

3.1.1.3 Descripción del estrato productor

El estrato productor en el área está formado por areniscas cuarcíticas de color gris claro

de buena selección, mayormente de porosidad secundaria.

Al igual que los pozos circundantes presenta toda la secuencia de estratigráfica

devoniano-Carbonífero.

51

3.2 Formación geológica del Bloque Aquío

3.2.1 Interpretación Sísmica

El objetivo de la sísmica 3D que se realizó en 2011 fue de completar la adquisición sísmica

realizada en 2008. Se pretendió cubrir el área hasta llegar al límite Norte del Bloque, de

manera a localizar con menor riesgo los pozos eventuales de desarrollo.

Las actividades detalladas del Programa de Trabajo en Exploración para el año 2010

fueron estudios de Geología y Geofísica, a través de los cuales se constituyeron el manejo

y archivo de datos, la revisión y verificación de la coherencia estructural, la ubicación y

verificación del pozo, la actualización y mantenimiento de los programas de geociencia,

y los costos propios del departamento de Geociencias, entre otros.

La Figura N° 26 muestra el modelo estructural de referencia que se determino en el pozo

Aquío - X1001.

Figura N° 26: Descripción y ubicación de las formaciones

Fuente: (12)

52

3.3 Pozo Aquío - X1001

La perforación del pozo AQI - X1001 es consecuencia del descubrimiento del pozo

Incahuasi-X1 en el Bloque Ipati, adyacente al Bloque Aquío, puesto que se considera que

es la misma estructura que continua hacia el norte en este bloque.

El pozo Aquío - X1001 se ubica en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera,

departamento de Santa Cruz a 65 [Km] al noroeste de la ciudad de Camiri y a 24 [Km] al

oeste de la población de Ipati.

La Figura N° 27 muestra la ubicación del pozo Aquío - X1001, además de los pozos

exploratorios en actividad.

Figura N° 27: Pozos exploratorios en actividad (octubre - 2011)

Fuente: (1)

53

3.3.1 Objetivo y justificación de la perforación

El objetivo es localizar los reservorios del Huamampampa, Icla (en parte) y Santa Rosa

correspondientes al Devónico inferior.

3.3.2 Programa de perforación

El diseño conceptual y el programa de perforación se hicieron en base al alcance y

requisitos detallados en los Requerimientos de Exploración elaborados. Cuando se

actualizó el alcance del pozo, de acuerdo a los Requerimientos de Exploración, se

completó el programa, arrojando cambios en la comprensión de la estratigrafía y en la

evaluación de los requisitos, así como clarificando la necesidad de elaborar posibles

opciones para eventuales “sidetrack’s” alternativos, en caso de no llegar a encontrar la

formación Huamampampa.

Con una fecha de arranque planificada a inicios de 2010, la perforación del pozo debería

durar casi todo el año 2010, dependiendo de los resultados del pozo y de la eventual

necesidad de recurrir a un “sidetrack” y/o a pruebas de producción.

El programa de perforación del pozo Aquío - X1001 estimado se describe en la Tabla N° 7.

Tabla N° 7: Programa de perforación del pozo AQI-X1001

Fase de perforación Diámetros de caños [in] Profundidad [m] Formación

36” 32 80 Tacurú

30” 26 700 San Telmo

24” 20 1 700 Taiguati

17” 1/2 13 3/8 3 320 Medio Iquiri

12” 1/4 9 5/8 4 360 Cima

Huamampampa

8” 1/2 7 5 500 320 m pre-cima Icla

6” Pozo abierto 6 300 190 m pre-cima

Santa Rosa

Fuente: (12)

54

3.3.2.1 Arquitectura del pozo Aquío-X1001

La Figura N° 28 muestra el arreglo de tuberías de revestimiento que se determino a través

del Estudio de Asentamiento de Cañerías basadas en las presiones de fractura.

Figura N° 28: Arquitectura del pozo AQI - X1001

Fuente: (12)

55

CAPITULO IV

INGENIERÍA DEL PROYECTO

56

4.1 Aplicación de las herramientas PBL y Well Commander

En base a la experiencia de perforación del pozo Aquío-X1001 se aplicarán las

herramientas PBL y “Well Commander” en la perforación del pozo Aquío-X1002 en las

formaciones más problemáticas y geológicamente inestables del campo Aquío.

La Figura N° 29 muestra la ubicación del pozo Aquío-X1002 y el modelo estructural de

referencia, que se utilizará para aplicar las herramientas de fondo de pozo.

Figura N° 29: Descripción y ubicación del nuevo pozo AQI-X1002

Fuente: (12)

Entre los intervalos de las formación Tupambi e Iquiri, se encuentra la primera falla en el

intervalo, de 3 100 a 3 200 [m], por tanto, deben ser perforados con la herramienta PBL

debido a las pérdidas de circulación y empaquetamiento que podrían darse.

La segunda falla se encuentra aproximadamente a 4 200 [m] asociada a la formación Los

Monos. En este tramo, se deberá aplicar la herramienta Well Commander para los casos

de contingencia que puedan presentarse.

4.1.1 Consideraciones en las formaciones problemáticas

4.1.1.1 Consideraciones de la Sección 17 1/2” hoyo abierto – Casing 13 3/8”

La sección 17 1/2 [in] de hoyo abierto se podría dar hasta la profundidad de 3 607 [m],

para luego poner un Casing 13 3/8 [in] con base a los 3 595 [m]. Basados en la experiencia

57

del pozo AQI - X1001, se deberá tomar en cuenta las siguientes consideraciones durante

la perforación:

4.1.1.1.1 Preparación para la perforación

Una reserva de LCM deberá estar en el lugar ya que la Densidad de Circulación

Equivalente (ECD) podría ser mayor que el gradiente de fractura de la formación y

se esperan pérdidas de lodo.

Se deberá usar lodo base agua en este tramo. Inicialmente los volúmenes de lodo

deberán estar listos en las piscinas de lodo de acuerdo con el programa de fluidos.

300 uniones de Casing 13 3/8 [in] deberán estar en posición, debidamente medidas

y numeradas.

4.1.1.1.2 Posibles contingencias durante la perforación

Se esperan difíciles condiciones de perforación como riesgos de ovalización en la tubería

(forma de ovalo del hoyo debido a que la formación podría ceder) con fuerzas laterales

anormales en la sarta, momentos de rotación erráticos, vibraciones y riesgos de fracaso

de la sarta y formaciones duras y abrasivas en las formaciones: Tarija y Tupambi. El equipo

de repuesto (trépanos, estabilizadores, PBL, etc.) deberá estar listo.

Las vibraciones probablemente ocurran durante la perforación, “stick‐slip´s” (pegamiento

de tubería), posible zapateo del trépano, debido a la dureza de la roca.

Consecuentemente esto se transmite al BHA, debido al diseño, incrementando el torque y

la vibración, además interfiriendo con las operaciones de perforación, reduciendo el ROP,

la vida útil del trépano y sometiendo a la sarta de perforación a una fatiga excesiva por lo

cual se recomienda el uso del sistema de detección de vibración.

Las presiones de formación son Sub-hidrostáticas, por lo que se esperan pérdidas severas

de circulación al atravesar las formaciones Tarija y Tupambi pertenecientes al carbonífero,

por lo que una válvula PBL deberá ser instalada en el BHA para permitir bombear LCM.

4.1.1.1.3 Posible perfil de operación en la perforación

Perforar el zapato de cañería de 20 [in] con lodo base agua a 40-60 [RPM], caudal

de 3 200 [L/min] y 20-30 [Klb] de peso sobre el trépano.

Perforar 5 [m] de la siguiente formación (Escarpment) y circular fluido encima de lo

perforado.

Realizar la prueba de LOT (Ver Anexo 2).

Continuar perforando después de esta sección, con lodo base agua.

58

MWD deberá tomar los registros cada 100 [m] o menos de acuerdo a la

inclinación.

Si se diesen pérdidas de circulación, se tendrá que dirigir al procedimiento especial

“Proceso de Decisión para pérdida de circulación”.

Circular lodo para limpiar el agujero, comprobar pérdidas y tratar con el lodo que

se requiera para solucionar las pérdidas.

Sacar y acostar el trépano, Monel, “shock sub” y “stabs” (herramientas que

absorben la vibración y el golpe de la sarta).

Correr rayos Gamma/ Inducción/ Sónicos.

Bajar tubería para acondicionar el pozo

Preparar el casing 13 3/8 [in] para introducirlo en el pozo.

4.1.1.2 Consideraciones de la Sección 12 1/4" hoyo abierto – Casing 10 3/4"

La sección 12 1/4 [in] de hoyo abierto se podría dar hasta la profundidad de 4 301 [m],

para luego poner un Casing 10 3/4 x 9 5/8 [in] con base a los 4 295 [m]. Basados en la

experiencia del pozo AQI - X1001, se deberá tomar en cuenta las siguientes

consideraciones durante la perforación:

4.1.1.2.1 Preparación para la perforación

Perforar con un lodo poco tóxico y no acuoso en este tramo. Inicialmente los

volúmenes de lodo deberán estar listos en las piscinas de lodo de acuerdo con el

programa de fluidos.

15 uniones de casing 10 3/4 [in] y 360 uniones de casing 9 5/8 [in] deberán estar en

posición, debidamente medidas y numeradas.

4.1.1.2.2 Posibles contingencias durante la perforación

Se esperan difíciles condiciones de perforación (riesgo de ovalización en la tubería) con

fuerzas laterales anormales en la sarta de perforación, momentos de rotación erráticos,

vibraciones y riesgos de fracaso de la sarta. El equipo de repuesto (trépanos,

estabilizadores, “Well Commander”, etc.) deberá estar listo.

Un efecto “ballooning” (elipses descritas por la sarta de perforación, por la remoción

circular de la misma) en la formación los Monos podría darse mientras se perfora y se

circula el lodo de perforación, además de cuevas y problemas de estabilidad del pozo.

Las bombas deberán arrancar y parar suavemente.

Las vibraciones probablemente ocurran durante la perforación, “stick‐slip´s” (pegamiento

de tubería), posible zapateo del trépano debido a la dureza de la roca,

59

consecuentemente esto se transmite al BHA debido al diseño, incrementando el torque y

la vibración, interfiriendo con las operaciones de perforación, reduciendo el ROP, la vida

útil del trépano y sometiendo a la sarta de perforación a una fatiga excesiva por lo cual

se recomienda el uso del sistema de detección de vibración.

Basados en la experiencia de la perforación del pozo Incahuasi –X1, el cual presentó

severas pérdidas de circulación durante la perforación en la formación Los Monos cuando

se incrementó la densidad del lodo de 1,27 a 1,44 [SG]. Debemos incluir la herramienta

“Well Commander” en el BHA.

Los problemas de presión de bomba podrían darse, las altas presiones en las bombas no

aseguran el suficiente caudal para limpiar el pozo, además existe riesgo de atascamientos

por causas mecánicas, por lo que es recomendable usar una herramienta que ayude con

la limpieza del agujero.

Se deberán perforar 10 [m] de la formación Huamampampa, antes de posicionar el

casing de 10 3/4 x 9 5/8 [in] con el propósito de confirmar la presencia de la formación de

la arena productora Huamampampa y permitiendo cubrir esta capa de roca con el

casing. Para este propósito, el BHA tendrá que incluir necesariamente la herramienta LWD

para registrar los últimos 500 [m] de esta sección. La integración de herramientas o

válvulas es la clave para llegar al tope de la formación Huamampampa.

4.1.1.2.3 Consideraciones en la perforación

La determinación de la perforación deberá ser echa tomando en cuenta:

Información convencional de la unidad de monitoreo: Los recortes deben ser

evaluados, ya que cerca de la formación Los Monos en el pozo ICS-X1 se encontró

presencia escasa de limolitas (4800 y 4897 [m], aproximadamente 100 [m] antes de

la formación Huamampampa) café amarillento a gris rosáceo, masivo, además de

arcilla que podría ser interpretado como nódulos de la formación

Huamampampa. Si se llega a encontrar estas características en el pozo AQI-X1002,

podría ser un indicio de que estamos aproximadamente a 100 [m] de la formación

Huamampampa. La formación Huamampampa es un gris ligero a gris medio, fino,

silícico con cemento, cuarcita, micáceo (biotita y moscovita), de alta dureza,

intercalada con arcillas duras de color gris medio oscuro, es un bloque con una

irregular fractura, duro, en partes fragmentada y en partes ceroso.

ROP: Debido a la dureza de arenisca cuarcita, no se espera ninguna interrupción

en la perforación, pero si una perforación de baja velocidad.

60

Intrusión de Gas: Como en el pozo ICS-X1 no se espera una gran intrusión de gas,

sin embargo, se desconoce la altura de columna de gas y el efecto de flotabilidad

(en función de la densidad del fluido y del acero) que este pueda ocasionar, no se

descarta un gran acontecimiento de gas de formación.

LWD: Se usará LWD con rayos Gamma en el trépano para el tramo de 12 1/4 [in].

Los rayos Gamma probablemente muestren una disminución radiactiva cuando

penetren en la formación Huamampampa. Sin embargo, como para todos los

pozos circundantes, es probable que la resistividad no tenga un importante

incremento en la cima de la formación.

MFS Eisenacki: En los pozos circundantes como Camiri-201, el tope de la formación

Huamampampa está localizado aproximadamente 100 a 120 [m] debajo del

denominado “Eisenacki MFS”; en el ICS-X1-ST1 puede ser puesto 60 [m] antes. El

radio de drenaje es claramente identificado en registros con los rayos Gamma que

disminuyen progresivamente encima y debajo de este marcador. Fuente: (12)

4.1.1.2.4 Posible perfil de operación en la perforación

Desplace el lodo base aceite mineral requerido para este tramo.

Perforar el zapato de cañería de 13 3/8 [in] con un lodo que sea de bajo contenido

toxico, no acuoso a 60 [RPM], caudal de 3200 [L/min] y 20-30 [Klb] de peso sobre

el trépano.

Perforar 5 [m] de la formación Iquiri y circular encima de lo perforado.

Realizar prueba de LOT.

Continuar perforando hasta el final de esta sección.

MWD deberá tomar lectura después de perforar 100 [m] o un tiro.

Circular en agujero limpio.

Realice viaje limpio.

Sacar y acostar el trépano, monel, “shock sub” y “stabs”.

Correr rayos Gamma/ Inducción/ Sónicos.

Realice viaje limpio.

Preparar el casing 10 3/4 x 9 5/8 [in] para introducirlo en el pozo.

El Riesgo de desestabilización de la formación y ovalización del pozo están

presentes. La formación podría sufrir el efecto “ballooning” mientras se perfora y

circula el lodo, manifestándose cuando se corta la circulación y especialmente si

anteriormente se observaron pérdidas parciales, esto se debe al incremento del

diámetro del pozo por la sobrepresión ejercida por la columna hidrostática.

61

Cuando las bombas se cierran el agujero vuelve a su diámetro nominal, afectando

la estabilidad del agujero y creando cavernas en el pozo.

La Figura N° 30 muestra el arreglo de tuberías de revestimiento que se podría utilizar en la

perforación del pozo Aquío - X1002 basado en la experiencia y arquitectura final que se

obtuvo en el pozo Aquío - X1001.

Figura N° 30: Arquitectura del pozo AQI - X1002

62

4.2 Propuesta de BHA para el pozo Aquío – X1002

La combinación de herramientas en el arreglo de fondo de pozo aportará de gran

manera a llevar con éxito la perforación.

4.2.1 Modelos de Arreglos de fondo de pozo

4.2.1.1 Arreglo del BHA para el tramo 17 1/2 [in]

Un modelo de arreglo de fondo de pozo para un agujero de 17 1/2 [in] con la

implementación de la herramienta PBL, se muestra en la Tabla N° 8.

Tabla N° 8: Arreglo modelo de BHA para el tramo 17 ½ [in]

Arreglo de fondo de pozo

Descripción N° de uniones OD [in] ID [in] Conexión

Trépano 1 17 1/2 3 3/4 7" 5/8 Reg [pin]

9” 5/8 DHM 7/8 lobes 1 9 5/8 7,85 7" 5/8 Reg [box x box]

Estabilizador / válvula

flotante 1 17 7/16 3 7" 5/8 Reg [pin x box]

Shock Sub 1 9 1/2 3 7" 5/8 Reg

MWD 1 9 1/2 3 7" 5/8 Reg

Monel 1 9 1/2 3 7" 5/8 Reg

PBL 1 9 1/2 7" 5/8 Reg

Drill Collar 7 9 1/2 3 7" 5/8 Reg

Estabilizador 1 17 7/16 3 7" 5/8 Reg [pin x box]

Drill Jar 1 9 1/2 3 7" 5/8 Reg

Drill Collar 2 9 1/2 3 7" 5/8 Reg

XO 1 9 1/2 3 7" 5/8 Reg [pin] x 6" 5/8 [box]

Drill Collar 5 8 3 6" 5/8 Reg

XO 1 8 3 6" 5/8 Reg [pin] x 5" 1/2 [box]

HWDP 3 5 1/2 3 5" 1/2

Drill pipe n 5 1/2 3 1/4 5" 1/2

Fuente: (14)

DHM (Down Hole Motor) se monta en la parte inferior de la sarta de perforación justo

encima del trépano, el lodo que llega al fondo de la perforación hace girar el trépano,

cuando los fluidos de perforación presurizados se obligan a concentrase entre el estator

elástico y el rotor excéntrico de acero (“lobes”) se produce una potencia de torsión que

origina que el rotor gire, el rotor está conectado a un eje el cual a su vez está conectado

63

al trépano. De acuerdo a la Tabla N° 5 el estator elástico presenta 8 cavidades y el rotor

excéntrico 7 cavidades, la cavidad libre permite el paso del flujo del lodo.

4.2.1.2 Arreglo del BHA para el tramo 12 1/4 [in]

Un modelo de arreglo de fondo de pozo para un agujero de 12 1/4 [in] con la

implementación de la herramienta Well Commander, se muestra en la Tabla N° 9.

Tabla N° 9: Arreglo modelo de BHA para el tramo 12 1/4 [in]

Arreglo de fondo de pozo

Descripción N° de

uniones OD [in] ID [in] Conexión

Trépano 1 12 1/4 3 3/4 6" 5/8 Reg [pin]

8” DHM 4/5 lobes 1 8 6 1/4 6" 5/8 Reg [box x box]

Estabilizador /

válvula flotante 1 12 1/4 2 15/16 6" 5/8 Reg [pin x box]

MWD 1 8 5 6" 5/8 Reg

Monel 1 8 3 6" 5/8 Reg

Well Commander 1 8 1/4 6" 5/8 Reg


Drill Jar 1 8 3 6" 5/8 Reg


XO 1 7 2 15/16 6" 5/8 Reg [pin] x 5" 1/2

[box]

HWDP 3 5 1/2 3 5" 1/2

Drill pipe n 5 1/2 3 1/4 5" 1/2

Fuente: (14)

En base a la experiencia de perforación que se tuvo en el pozo Aquío - X1001, se propone

los siguientes arreglos de fondo de pozo para perforar las formaciones problemáticas del

pozo Aquío-X1002, como Tupambi y Los Monos y, con la implementación de las nuevas

herramientas, poder ahorrar tiempo y dinero.

64

4.2.2 Propuesta del BHA para la sección 17 ½ [in] hoyo abierto

Debido a que se esperan difíciles condiciones de perforación en las formaciones Tarija y Tupambi, con presiones de formación Sub-

hidrostáticas y pegamiento de tubería, es recomendable utilizar la herramienta PBL. Basado en modelos de arreglo de fondo y el BHA

utilizado en este tramo en el pozo AQI - X1001, el arreglo de fondo de pozo podría acomodarse como se muestra en la Tabla N° 10.

Tabla N° 10: Arreglo del BHA para el tramo 17 ½ [in] del pozo AQI – X1002

Rig: TREPANO: 17 1/2" DENS. 1,09

TIPO: MXL-S09DX SERIE: 6079118

BOQUILLAS: 3X18/32 + 1X14/32 Fecha:

AQUÍO - X1002 BHA

Nª Descripción LONG. Total Diámetro Diámetro Conexión Conexión Peso [lb] Cuellos de

pesca ORDEN [m] [m] Exterior Interior Hembra Macho Gancho

1 TREP. 17 1/2" 0,42 0,42 17 1/2 7 5/8 70,00

2 Estabilizador 0,69 1,11 17 1/4 3 7 17/27 7 5/8

3 Motor de

fondo

9,33 10,44 11 7 22/25 7 17/27 7 5/8 24 720,93 17 1/4

4 Estabilizador 1,77 12,21 17 3 7 17/27 7 5/8 6 148,86 17 1/4

5 MWDP. PULSE 8,51 20,72 9 20/29 5 9/10 7 17/27 7 5/8

6 KMONEL 9,02 29,74 9 11/25 3 7 17/27 7 5/8

7 SHOCK SUB 3,16 32,90 9 39/50 3 7 5/8 7 5/8 2 394,39 9 1/2

8 B. CATCHER 1,43 34,33 9 1/2 3 7 17/27 7 5/8

9 DSI - BALL 1,40 35,73 9 1/2 3 1/2 7 17/27 7 5/8

10 DC Ø 9 1/2" 9,04 44,77 9 1/2 3 1/8 7 5/8 7 5/8 6 362,48 9 1/2

11 DC Ø 9 1/2" 8,93 53,70 9 3/8 3 1/8 7 5/8 7 5/8 6 100,82 9 3/8

12 DC Ø 9 1/2" 9,10 62,80 9 1/2 2 3/4 7 5/8 7 5/8 6 580,03 9 1/2

13 DC Ø 9 1/2" 9,06 71,86 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6 437,22 (Continuación)

9 1/2

65

Nª Descripción LONG.

[m]

Total

[m]

Diámetro

Exterior

Diámetro

Interior

Conexión

Hembra

Conexión

Macho

Peso [lb]

Gancho

Cuellos de

pesca

14 DC Ø 9 1/2" 9,04 80,90 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6 423,01 9 1/2

15 DC Ø 9 1/2" 8,95 89,85 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6 359,06 9 1/2

16 DC Ø 9 1/2" 9,07 98,92 9 1/4 3 7 5/8 7 5/8 6 072,54 9 1/4

17 DC Ø 9 1/2" 8,92 107,84 9 1/4 3 7 5/8 7 5/8 5 972,11 9 1/4

18 DC Ø 9 1/2" 8,92 116,76 9 1/8 3 7 5/8 7 5/8 5 792,94 9 1/8

19 DRILL JAR 4,79 121,55 9 5/8 3 7 5/8 7 5/8 3 503,48 9 5/8

20 DC Ø 9 1/2" 8,89 130,44 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6 316,43 9 1/2

21 XO 1,00 131,44 9 1/2 3 6 5/8 7 5/8 710,51 9 1/2

22 DC Ø 8" 9,47 140,91 8 3 6 5/8 6 5/8 4 554,70 8

23 DC Ø 8" 9,38 150,29 8 3 6 5/8 6 5/8 4 511,41 8

24 DC Ø 8" 9,45 159,74 8 3 6 5/8 6 5/8 4 545,08 8

25 XO 0,85 160,59 8 3 WT-56 6 5/8 408,82 8

26 HW 5 1/2 9,30 169,89 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 988,73 7

27 HW 5 1/2 9,30 179,19 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 988,73 7

28 HW 5 1/2 9,30 188,49 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 988,73 7

29 HW 5 1/2 9,30 197,79 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 988,73 7

30 HW 5 1/2 9,29 207,08 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 985,52 7

31 HW 5 1/2 9,29 216,37 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 985,52 7

32 HW 5 1/2 9,28 225,65 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 982,30 7

33 HW 5 1/2 9,29 234,94 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 985,52 7

34 HW 5 1/2 9,30 244,24 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2 988,73 7

Longitud Total [m] 244,24 Peso en el aire [lb] 140 797

9 HW 5 1/2" 83,65 m Peso en flotación [lb] 121 222

3 DC 8" 28,30 m Peso debajo el JAR(aire) [lb] 92 938

11 DC 9 1/2" 0,00 m En flotación [lb] 80 017

66

4.2.3 Propuesta del BHA para la sección 12 1/4 [in] hoyo abierto

Debido a que se esperan difíciles condiciones de perforación con fuerzas laterales anormales en la sarta de perforación al atravesar

la formación Los Monos, además de cuevas y problemas de estabilidad del pozo, basados en la experiencia de la perforación del

pozo Incahuasi – X1, que presentó severas pérdidas de circulación durante la perforación en la formación Los Monos cuando se

incrementó la densidad del lodo de 1,27 a 1,44 [SG]. Se debe incluir la herramienta Well Commander en el BHA para mitigar los

riesgos de operación.

En la Tabla N° 11 se propone un arreglo BHA para realizar la perforación del pozo AQI - X1002 en el tramo de la formación Los Monos,

basado en el arreglo del BHA del pozo 12 1/4 [in] del pozo AQI – X1001 (Ver Anexo 3).

Tabla N° 11: Arreglo del BHA para el tramo 12 1/4 [in] del pozo AQI – X1002

Rig: TREPANO: 12 1/4" DENS. 1,25

TIPO: VM-3 SERIE: 5182507

BOQUILLAS: 3X16-1X15 Fecha:

AQUÍO - X1002 BHA

Nª Descripción LONG. Total Diámetro Diámetro Conexión Conexión Peso [lb] Cuellos de

pesca ORDEN [m] [m] Exterior Interior Hembra Macho Gancho

1 TREP. 12 1/4" 0,33 0,33 12 1/4 6 5/8 70,00

2 Motor de

fondo

8,68 9,01 8 5/16 6 5/8 6 5/8 5 244,81 8 5/16

3 Estabilizador 1,98 10,99 8 1/8 2 13/16 6 5/8 6 5/8 1 006,07 8 1/4

4 MWD 7,94 18,93 8 1/4 2 13/16 6 5/8 6 5/8 4 176,57 8

5 MONEL 8,03 26,96 7 7/8 2 3/4 6 5/8 6 5/8 3 823,71 7 7/8

6 Well

Commander

1,29 28,25 8 1/4 3 1/2 6 5/8 6 5/8 629,60 8 1/4

7 DC Ø 8" 9,46 39,08 8 3 6 5/8 6 5/8 4 549,89 (continuación)

8

67


[m]

Total

[m]

Diámetro

Exterior

Diámetro

Interior

Conexión

Hembra

Conexión

Macho

Peso [lb]

Gancho

Cuellos de

pesca

8 DC Ø 8" 9,36 48,44 8 3 6 5/8 6 5/8 4 501,79 8

9 DC Ø 8" 9,46 57,90 8 3 6 5/8 6 5/8 4 549,89 8

10 DC Ø 8" 9,17 67,07 8 3 6 5/8 6 5/8 4 410,41 8

11 DC Ø 8" 9,07 76,14 8 3 6 5/8 6 5/8 4 362,31 8

12 DC Ø 8" 9,34 85,48 8 3 6 5/8 6 5/8 4 492,17 8

13 DC Ø 8" 9,28 94,76 8 3 6 5/8 6 5/8 4 463,31 8

14 DC Ø 8" 9,29 104,05 8 3 6 5/8 6 5/8 4 468,12 8

15 DC Ø 8" 9,46 113,51 8 3 6 5/8 6 5/8 4 549,89 8

16 D.JAR 5,80 119,31 8 1/8 2 7/8 6 5/8 6 5/8 2 929,05 8 1/8

17 DC Ø 8" 9,35 128,66 8 3 6 5/8 6 5/8 4 496,98 8

18 DC Ø 8" 9,24 137,90 8 3 6 5/8 6 5/8 4 444,07 8

19 DC Ø 8" 9,26 147,16 8 3 6 5/8 6 5/8 4 453,69 8

20 XO 0,88 148,04 8 2 3/4 6 5/8 6 5/8 434,31 8

21 HW 5 1/2 9,29 157,33 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 462,29 5 1/2

22 HW 5 1/2 9,30 166,63 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 463,87 5 1/2

23 HW 5 1/2 9,35 175,98 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 471,74 5 1/2

24 HW 5 1/2 9,29 185,27 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 462,29 5 1/2

25 HW 5 1/2 9,29 194,56 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 462,29 5 1/2

26 HW 5 1/2 9,30 203,86 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 463,87 5 1/2

27 HW 5 1/2 9,29 213,15 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 462,29 5 1/2

28 HW 5 1/2 9,29 222,44 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 462,29 5 1/2

29 HW 5 1/2 9,32 231,76 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1 467,02 5 1/2

Longitud Total [m] 231,76 Peso en el aire [lb] 85 833

9 HW 5 1/2" 83,72 m Peso en flotación [lb] 72 148

12 DC 8" 111,74 m Peso debajo el JAR(aire) [lb] 72 725

En flotación [lb] 61 130

68

4.3 Metodología para los cálculos de caída de presión

Debido a la complejidad de resolver manualmente los cálculos de caída de presión en el

pozo utilizando el modelo de la Ley de Potencia Modificada (Ver anexo 4), se optó por

utilizar el programa “Sergeant Drilling Utilities” para los diferentes tramos.

Los pasos seguidos para obtener las velocidades y caídas de presión durante la

perforación son los siguientes:

Introducir los datos de la sarta de perforación (longitud, OD, ID y peso)

Poner datos geométricos del pozo, casing y parámetros de las bombas de lodo

Introducir las propiedades del lodo

Seleccionar el modelo hidráulico a utilizarse

4.3.1 Simulación de la sección 17 1/2 [in]

Introducir datos de la sarta de perforación desde el tope hasta el fondo de pozo,

incluida la válvula PBL (longitud, peso y diámetros de las herramientas) como

muestra la Figura N° 31.

Figura N° 31: Lista de componentes de la sarta de perforación

69

Especificar los componentes de superficie del pozo, como la mesa rotatoria y

profundidad del casing que precede al agujero que se quiere perforar, como


Figura N° 32: Lista de componentes superficiales

Poner los datos de la geometría del pozo, profundidad total del agujero de esta

sección, velocidad de penetración y parámetros operativos de las bombas, como

se muestra en la Figura N° 33.

Figura N° 33: Datos del pozo y bombas

Una vez introducidos los datos requeridos en el simulador, “Sergeant Drilling Utilities”

nos facilita todos los cálculos de volumen y tiempo que tarda en circular el lodo de

superficie a trépano y de trépano a superficie, además de los cálculos de

70

desplazamiento de volumen de lodo ocasionados por la sarta de perforación

cuando se introduce en el pozo, como se muestra en la Figura N° 34.

Figura N° 34: Volúmenes requeridos

Introducir las propiedades del lodo (densidad, viscosidad plástica, esfuerzo de

cedencia, resistencia gel), tamaño de boquillas del trépano y el modelo hidráulico

a utilizarse (ley de potencia modificada), como se muestra en la Figura N° 35.

Figura N° 35: Características del lodo y trépano

El programa calcula las pérdidas de presión, potencia, fuerza de impacto y

velocidad del fluido a través de la boquillas del trépano y nos da una densidad

71

equivalente de circulación en el zapato y el la perforación del pozo, como


Figura N° 36: Pérdidas de presión en el trépano y ECD

“Sergeant Drilling Utilities” calcula las pérdidas de presión en el BHA, trépano y las

pérdidas por fricción en el espacio anular, como muestra la Figura N° 37.

Figura N° 37: Pérdidas de presión en el BHA y espacio anular

72

La pérdida de presión total se observa en la Figura N° 38.

Figura N° 38: Pérdida total de presión

4.3.2 Simulación de la sección 12 1/4 [in]

Introducir datos de la sarta de perforación desde el tope hasta el fondo de pozo,

incluida la válvula “Well Commander” (longitud, peso y diámetros de las

herramientas) como muestra la Figura N° 39.

Figura N° 39: Lista de componentes de la sarta de perforación

73

Especificar los componentes de tope del pozo, como la mesa rotatoria y

profundidad del casing que precede al agujero que se quiere perforar, como


Figura N° 40: Lista de componentes superficiales

Poner los datos de la geometría del pozo, profundidad total del agujero de esta

sección, velocidad de penetración y parámetros operativos de las bombas, como

se muestra en la Figura N° 41.

Figura N° 41: Datos del pozo y bombas

Una vez introducidos los datos requeridos en el simulador, “Sergeant Drilling Utilities”

nos facilita todos los cálculos de volumen y tiempo que tarda en circular el lodo de

superficie a trépano y de trépano a superficie, además de los cálculos de

74

desplazamiento de volumen de lodo ocasionados por la sarta de perforación

cuando se introduce en el pozo, como se muestra en la Figura N° 42.

Figura N° 42: Volúmenes requeridos

Introducir las propiedades del lodo (densidad, viscosidad plástica, esfuerzo de

cedencia, resistencia ge), tamaño de boquillas del trépano y el modelo hidráulico

a utilizarse, como se muestra en la Figura N° 43.

Figura N° 43: Características del lodo y trépano

75

El programa calcula las pérdidas de presión en el trépano y nos da una densidad

equivalente de circulación en el zapato y el la perforación del pozo, como


Figura N° 44: Pérdidas de presión en el trépano y ECD

“Sergeant Drilling Utilities” calcula las pérdidas de presión en el BHA y las pérdidas

por fricción en el espacio anular, como muestra la Figura N° 45.

Figura N° 45: Pérdidas de presión en el BHA y espacio anular

76

La pérdida de presión total en el pozo se observa en la Figura N° 46, donde se

observa que la mayor caída de presión se da dentro la sarta de perforación.

Figura N° 46: Pérdida total de presión

77

CAPITULO V

EVALUACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA VALVULA PBL

Y WELL COMMANDER

78

5.1 Manual para abrir y cerrar las herramientas

5.1.1 Instrucciones de operación de la herramienta PBL

En la cámara de la válvula PBL se debe revisar la presión nominal de la herramienta para

el asiento de esferas. La apertura y cerrado de los puertos de la válvula PBL se realiza de la

siguiente manera (10):

5.1.1.1 Procedimiento de activación

1.- Antes de la activación de la herramienta, se debe registrar la presión de bombeo y

cantidad de emboladas en la bomba, esto podría ser usado como referencia para

confirmar la activación de la herramienta.

2.- Calcular el volumen y tiempo de desplazamiento de lodo en la sarta de perforación

para estimar cuando la bola de activación arribe a la herramienta. Soltar la bola de

activación de vinilo. Es recomendable llenar la sarta con el lodo de perforación antes de

soltar la bola de vinilo.

3.- Se recomienda mantener la tasa de bombeo, manteniendo la presión 1 000 [psi] por

debajo de la presión nominal de la herramienta. Desplazar 70% del volumen dentro la

herramienta, y reducir la tasa de bombeo en 25 % (máximo 400 [gpm]) hasta que la bola

de vinilo llegue al asiento de bolas.

Debe tenerse cuidado cuando la bola de vinilo es bombeada hacia abajo, ya que

bombear la bola de vinilo a altas tasas de flujo o altas presiones pueden causar que la

bola de activación salga expulsada del asiento de bolas. En caso de que la bola de vinilo

haya sido expulsada bruscamente del asiento de bolas, se debe bombear dos bolas de

desactivación de acero para asegurarse que la bola de vinilo no está en el asiento de

bolas.

4.- Cuando la bola de activación está en el asiento de bolas, el resorte interior podría

contraerse, toma 100 – 200 [psi] activar/abrir la herramienta. El flujo ahora será desviado a

través de los puertos, siempre y cuando el bombeo sea continuo. Si el bombeo se detiene,

el resorte deslizante volverá a la posición de cerrado. Cuando el bombeo se reanude, el

resorte se contraerá nuevamente para abrir los puertos, permitiendo desviación del flujo a

través de los puertos de la válvula. Es recomendable mantener una alta tasa de bombeo

constante mientras la herramienta está abierta.

Un indicio en superficie de que la herramienta está siendo abierta es una caída de

presión. Comparar la presión y emboladas en las bombas con las registradas a un inicio.

79

Una vez que la herramienta está abierta, la tasa de bombeo puede incrementarse al

ritmo deseado.

5.1.1.2 Procedimiento de desactivación

1.- Enviar dos bolas de desactivación de acero a través de la sarta de perforación.

2.- Después de soltar las bolas de desactivación, bombear a 50% de la tasa normal de

flujo y esperar un aumento en la presión. Cuando las bolas de acero lleguen al bypass de

la herramienta, cortarán el flujo que pasa a través de los puertos creando un aumento

inmediato en la presión. Una disminución en la presión es un indicio de que la bola de

activación ha dejado el asiento de bolas y está en el receptor de bolas junto con las bolas

de desactivación.

3.- Después de que la bola de vinilo ha dejado el asiento de bolas, el resorte se moverá

cerrando los puertos, reanudándose la circulación a través del BHA.

4.- Cuando el flujo se reanude a través del trépano, comprobar que la presión y las

emboladas en las bombas sean las mismas antes de la activación de la herramienta PBL.

Después de que se saca la sarta de perforación, las bolas deben ser removidas del

receptor de bolas, bajo ninguna circunstancia las bolas de vinilo deben usarse

nuevamente.

5.1.1.3 Procedimiento de activación – bolas plásticas

1.- Después de que la herramienta PBL ha sido activada y antes de soltar la bola plástica

o “Plastic Locking Ball”, se debe registrar la presión de bombeo y cantidad de emboladas

en la bomba, esto podría ser usado como una referencia para confirmar si la PBL está

bloqueada.

2.- Calcular el volumen y tiempo de desplazamiento de lodo en la sarta de perforación

para estimar cuando la bola plástica llegue a los puertos de la herramienta. Enviar la bola

plástica.

3.- Es recomendable mantener la tasa de bombeo, manteniendo la presión 500 [psi] por

debajo de la presión nominal de la herramienta. Desplazar 70% del volumen dentro la

herramienta, y reducir la tasa de bombeo en 50 % hasta que la bola llegue al puerto.

Debe tenerse cuidado cuando la bola plástica es bombeada hacia abajo, ya que

bombear la bola de bloqueo al puerto a altas tasas de flujo o altas presiones pueden

causar que la bola plástica salga expulsada del puerto.

80

4.- Cuando la bola de bloqueo llega al puerto, la presión se incrementa notoriamente.

Comparar la presión y emboladas registradas en la bomba a un inicio para determinar si

la bola plástica esta en el puerto. Las bombas ahora pueden ser apagadas ya que la

herramienta se encuentra bloqueada. El lodo de perforación puede ser drenado a través

del único puerto abierto, permitiendo un viaje seco.

5.1.1.4 Procedimiento de desactivación – bolas plásticas

Se debe seguir el mismo procedimiento de desactivación de las bolas de vinilo.

5.1.2 Instrucciones de operación de la herramienta Well Commander

Se debe revisar la presión nominal con la que opera la válvula. La apertura y cerrado de

los puertos en la herramienta Well Commander se la realiza de la siguiente manera (9):

5.1.2.1 Secuencia de apertura de los puertos

1.- Antes de la activación de la herramienta, se debe registrar la presión de bombeo y

cantidad de emboladas en la bomba, para usarse como referencia para confirmar la

activación de la válvula.

2.- Dejar caer la bola metálica de activación por el interior de la tubería, y conectar la

bomba (máximo 840 [gpm] en los casos de 5 y 7 [in]). Esperar un tiempo para que la bola

llegue al asiento, y luego incrementar presión en la bomba.

3.- Cuando la presión excede la presión necesaria para desplazar la camisa (máxima

presión 2 400 [psi] en los casos de 5 y 7 [in]) y deja al descubierto los orificios, la bola

metálica continúa su viaje hasta caer en un receptor de bolas que está ubicado por

debajo de la herramienta.

4.- La mayor parte del fluido pasa a través de los orificios a una baja presión que permite

el incremento de flujo de lodo a deseo del operador; mientras que la otra parte del fluido

se mantiene circulando a través del trépano para la lubricación del mismo.

5.- De manera opcional se cuenta con el cierre del flujo de lodo de perforación a través

del BHA que se encuentran debajo de la válvula, con el lanzamiento de otra bola

metálica “shut-off” para el tratamiento de las formaciones o evitar la pérdida de

circulación.

5.1.2.2 Secuencia de cerrado de los puertos

1.- Para el cierre de la válvula se bombea otra bola metálica (máximo 1 050 [gpm]) que

empuja la bola, usada para la obstrucción completa del flujo del lodo, activando de este

81

modo el desplazamiento inverso de la camisa cubriendo los orificios de la herramienta

“Well Commander”.

2.- Una vez efectuado el cierre de la válvula las bolas metálicas caen en el receptor de

bolas que se encuentra debajo de la herramienta Well Commander. Recuperando el flujo

normal del lodo de perforación a través de toda la sarta de perforación

3.- El receptor de bolas acoge las bolas metálicas para mantener el flujo continuo de lodo

de perforación evitando la necesidad de subir la sarta de perforación a superficie para la

extracción de las mismas, creando un by-pass efectivo.

4.- De manera opcional se envía otra bola metálica de menor diámetro usada para la

activación de otras herramientas; que al pasar por el mismo sistema Well Commander no

es efectivo, debido a que no abre los orificios ni mucho menos provoca el desplazamiento

de la camisa del Well Commander, solo es usada para verificar el circulación normal del

fluido de perforación.

5.- La bola de menor diámetro pasa a través del receptor de bolas verificando el bypass,

o el flujo continuo normal del sistema.

Nota: Para poder tener una perforación con éxito la máxima densidad del fluido de

perforación debe ser 13,88 [ppg] o 1,67 [SG] en el caso de lodos base aceite y 13,85

[ppg] o 1,66 [SG] para lodos base agua (9).

5.2 Parámetros operativos durante una perforación

En base a experiencias de perforaciones donde se utilizaron las válvulas se analizarán los

parámetros operativos para poder abrir/cerrar las herramientas.

5.2.1 Condiciones de operación en el pozo Aquío - X1001

El tramo de la formación Iquiri en la perforación del pozo AQI-X1001, se trabajó bajo los

parámetros indicados en la Tabla N° 12, la cual está basada en el reporte de perforación

de la empresa operadora (Ver anexo 5).

Tabla N° 12: Parámetros de operación en el pozo AQI-X1001

Motor [L/min] 650

Motor [psi] 680

Tramo 2 646 – 2 651

Caudal [L/min] 3 000

Presión [psi] 2 150

ROP[rpm] 87

Densidad lodo [ppg] (continuación)

9,092

82

Parámetros de operación en el pozo AQI-X1001

Presión Bomba [psi] 500-580

Tramo 2 641 – 2 667



ROP [rpm] 87

Densidad lodo [ppg] 9,259

Torque [Klb*ft] 8 – 25

Tramo 2 670 – 2 691



ROP [rpm] 87

Tramo 2 691 – 2 703



ROP [rpm] 87

La Tabla N° 13 muestra una síntesis de las caídas de presión de toda la sarta de

perforación. De acuerdo al programa se tendría las siguientes condiciones de operación

en la sección 17 1/2 [in] en el pozo Aquío - X1002.

Tabla N° 13: Parámetros de operación requeridos en el pozo AQI-X1002

Bombas de lodo

Caudal de bombeo [gpm] 287

Propiedades del lodo

densidad [ppg] 9,61

viscosidad [cp] 15

ECD [ppg] 9,84

Pérdidas de presión [psi]

Líneas superficiales 11

Sarta de perforación 480

Motor 621

Trépano 91

Total: 1 203

Tomando como referencia los parámetros de operación del pozo AQI-X1001, se observa

que cumplen las necesidades para poder operar la válvula PBL ya que la presión con la

que se operó cubre la caída de presión que originaría el nuevo BHA, el cual incluye la

herramienta PBL (la válvula PBL sólo produce 6 [psi] de caída de presión, como se observa

en la Figura N° 37).

El caudal con el que se operó en el pozo AQI-X1001 es mayor al caudal requerido por el

nuevo BHA y no excede el máximo caudal soportado por la válvula. La comparación se

83

puede realizar gracias a que las profundidades de ambos pozos, AQI-X1001 y donde se

pretende aplicar la válvula, son similares.

5.2.2 Condiciones de operación en el pozo Carrasco Este – X1

La herramienta “Well Commander” fue utilizada en la perforación del pozo CRE - X1,

ubicado en el bloque Chimoré provincia Carrasco del departamento de Cochabamba,

para la remoción de recortes y mejorar la circulación en el espacio anular.

La Tabla N° 14 muestra una síntesis de la actividad realizada por la herramienta “Well

Commander” durante la perforación del pozo CRE-X1, basada en la planilla de campo de

la empresa operadora (Ver anexo 6).

Tabla N° 14: Operación realizada con la Well Commander

Tramo 4 539 – 4 543

Se levantó la herramienta, se desconectó parcialmente el tiro 152

de la tubería y se depositó una bola de activación.

La esfera bajó con circulación a 4 543 [m]. Se continuó circulando:

Caudal [gpm] 63

Presión [psi] 500

A los 39 [min] de lanzada la bola, se observó el arribo de la misma,

con leve incremento de presión por el asentamiento.

La presión se incrementó levemente hasta:


Y continuó aumentando:






Los puertos de la Well Commander se abrieron a la presión de 3 100

[psi]

A 4 343 [m] se abrieron los puertos de la Well commander y se

operó con:

Caudal [gpm] 349


ROP [rpm] 20

Se subió la Well Commander a 3 121 [m] para ayudar con la

limpieza del pozo.

Se levantó a 2 918 [m] la Well Commander, esto para lograr

desplazar los sólidos y acondicionar la bajada del “liner” (cañería

de revestimiento). Con los siguientes parámetros de circulación:

Caudal [gpm] 353


ROP [rpm] 20 (continuación)

Una vez realizado la limpieza del pozo se envió una bola de

desactivación, bajo los siguientes parámetros:

84

Operación realizada con la Well Commander

Se presurizó hasta:


Se cerraron los puertos de la Well Commander

La Tabla N° 15 muestra el arreglo de fondo utilizado en la perforación de este tramo en el

pozo CRE - X1, el cual incluía la válvula “Well Commander”.

Tabla N° 15: BHA pozo CRE-X1

Descripción Longitud de

herramientas [m]

Profundidad desde tope

de las herramientas [m]

151 tiros DP 4 334,6 4 344,25

Well Commander 1,8 4 346,05

Receptor de bolas 1,88 4 347,93

XO 0,31 4 348,24

9 HW 86,16 4 434,4

XO 0,69 4 435,09

12 Drill Collar 109,28 4 544,37

Estabilizador 0,41 4 544,78

Trépano 0,22 4 545

Fuente: (15)

La Tabla N° 16 muestra una síntesis de las caídas de presión de toda la sarta de

perforación. De acuerdo al programa “Sergeant Drilling Utilities” se tendría las siguientes

condiciones de operación en la sección 12 1/4 [in] en el pozo Aquío - X1002.

Tabla N° 16: Parámetros de operación requeridos en el pozo AQI-X1002

Bombas de lodo

Caudal de bombeo [gpm] 323

Propiedades del lodo

densidad [ppg] 12,1

viscosidad [cp] 20

ECD [ppg] 12,58

Pérdidas de presión [psi]

Líneas superficiales 18

Sarta de perforación 4 126

Motor 598

Trépano 200

Total: 4 942

Analizando los parámetros requeridos en el pozo AQI-X1002, se puede observar que

cumplen con las especificaciones para poder aplicar la válvula “Well Commander”, ya

85

que el caudal de bombeo requerido es menor al máximo permitido, así como la densidad

de lodo requerida es menor a la máxima permitida por la válvula (13,88 [ppg] o 1,67 [SG]).

Tomando como referencia las presiones con las que se operó en el pozo CRE-X1 se

observa que estas cubren la caída de presión que originaría el BHA propuesto en el pozo

AQI-X1002, el cual incluye la herramienta “Well Commander” (la válvula “Well

Commander” sólo produce 10 a 50 [psi] de caída de presión, como se observa en la

Figura N° 45). La comparación se puede realizar gracias a que las profundidades de

ambos pozos, tomando en cuenta el cambio en la litología y la variación de condiciones

operativas a consideración del usuario.

86

CAPITULO VI

EVALUACIÓN COMPARATIVA DE COSTOS

87

6.1 Problemas suscitados en los diferentes tramos de la

perforación del pozo Aquío-X1001

Durante la perforación del pozo AQI – X1001 se presentaron diferentes problemas que

implicaron pérdidas de tiempo y dinero, debido a que no se contaba con las válvulas o

herramientas necesarias en la sarta de perforación para solucionar los problemas que se

presentaban mientras se perforaba.

6.1.1 Problemas en el tramo Tupambi – Iquiri

Durante la perforación del pozo Aquío - X1001, en la sección 17 1/2 [in] del hoyo que

involucra las formaciones Tupambi e Iquiri, se perforó desde 3 081 [m] hasta 3 148 [m]

deslizando el trépano (sin rotación de “top drive” pero con el motor de fondo activo), se

intentó levantar la sarta de perforación y se observó un problema por colgamiento de la

tubería a 3 099 [m], se logró liberar la tubería después que se dio un golpe con la tijera o

“Drill Jar”.

A 3 112 [m] se observó un alto torque, se repasó la perforación del hoyo con dificultad

desde 3 102 [m] hasta 3 112 [m], se presentó nuevamente un alto torque (40 [klb*ft]) a 3

129 [m]. Se intentó llegar al fondo del pozo para continuar perforando desde la

profundidad de 3 148 [m], donde se presentó un alto torque sin progreso (únicamente 50

[cm] por compresión de la tubería). Se paró la perforación del tramo 171/2 [in] por

decisión de la empresa operadora para intentar sacar el BHA.

Se continuó la circulación hasta acondicionar el lodo (máximo 3,8% de intrusión de gas),

después de sacar el primer tiro, se observó la tubería con tensión y conectó el TDS (sistema

“top drive”), se pudo observar la tubería pegada a 3 119 [m] (con tensión hasta 200 [klb]).

Sin tener un resultado positivo para sacar el BHA, se trabajó la tubería con circulación sin

poder rotar, para poder afrontar la situación se bombeó soda cáustica a través del

trépano como espaciador y poder liberar la tubería, pero no se tuvo éxito (12).

El resultado de este evento resultó la pérdida de las herramientas, que se detalla en la

Tabla N° 17.

Tabla N° 17: Arreglo del BHA perdido en el tramo 17 ½ [in]

Herramienta OD

DC Ø 8" 9,47

XO 7 5/8 Reg Pin - 6 5/8 Reg Box 10,00

DC Ø 9 1/2" (continuación)

9,06

88

Arreglo del BHA perdido en el tramo 17 ½ [in]

DC Ø 9 1/2" 9,04

DC Ø 9 1/2" 8,95

DC Ø 9 1/2" 9,07

DC Ø 9 1/2" 8,92

DC Ø 9 1/2" 8,92

DC Ø 9 1/2" 9,02

DC Ø 9 1/2" 9,44

DC Ø 9 1/2" 9,40

DC Ø 9" 9,35

MWD 9,68

Motor de fondo 11

Trépano 17,5

Fuente: (12)

Además del problema de atascamiento de tubería, que derivó en la pérdida de

herramientas del BHA y un posterior “sidetrack”, se tuvo pérdidas de circulación de lodo

base agua a una razón de 6 a 20 [m3/hr] debido a que la presión de las formaciones

Tupambi e Iquiri son sub-hidrostáticas.

6.1.2 Problemas en el tramo Los Monos

Para la sección 12 1/4 [in] del hoyo que involucra la formación Los Monos, se armó un BHA

con un nuevo trépano (PDC) y motor de fondo. Se bajó la sarta de perforación a 3 150 [m]

(se observó resistencia), hasta los 3 162 [m] se bajó lavando (se bajo circulando con

caudal de perforación y enviando baches lubricantes). Se continuó bajando

convencionalmente hasta la profundidad de 3 244 [m] y se reinicio la perforación desde

los 3 244 [m] hasta los 3 260 [m] (94% deslizando, 6% rotando).

Se continúo perforando de 3 260 [m] a 3 299 [m] (70% deslizando y 30% rotando). Tomó

regularmente de 20 a 40 [Klb] de “overpull” (fuerza que se imprime en la sarta de

perforación hacia arriba cuando está atrapada o agarrada en el pozo) cuando se

levantó la herramienta después de perforar el intervalo deslizado. A la profundidad de los

3 274 [m] se requirió 130 [Klb] de overpull, se trabajó herramienta con rotación para

liberarla.

Se perforó de 3 299 [m] a 3 338 [m] (73% deslizando y 27% rotando). Tomó regularmente de

20 a 40 [Klb] de overpull cuando se levantó la herramienta después de perforar el

intervalo deslizado (se levanta repasando la perforación si overpull es mayor a 65 [Klb]).

89

Se continuó la perforación de 3 338 [m] a 3 383 [m] (68% deslizando y 32% rotando). Tomó

regularmente de 20 a 40 [Klb] de overpull cuando se levantó la herramienta después de

perforar el intervalo deslizado.

La perforación de 3 383 [m] a 3 421 [m] se dio 40% deslizando y 60% rotando. Se bombeó y

circuló 8 [m3] de píldora pesada (para transportar los recortes asentados hacia arriba), se

sacó la sarta de perforación de 3 421 [m] a 3 275 [m], se bajó la sarta de 3 275 [m] a 3 406

[m] y se repaso la perforación desde 3 406 [m] hasta 3 421 [m], se continuo perforando de

3 421 [m] a 3 438 [m] 100% rotando.

Se perforó de 3 438 [m] a 3 499 [m] 43% deslizando y 57% rotando. Tomó regularmente de

20 a 40 [Klb] de overpull cuando se levantó la herramienta después de perforar el

intervalo deslizado.

Se perforó de 3 499 [m] a 3 580 [m] y se circuló el lodo en el pozo, se sacó la sarta de

perforación hasta 2 885 [m] y luego se la bajó hasta 3 580 [m]; se continúo circulando el

lodo en el pozo. Se intentó sacar la sarta desde 3 580 [m] pero la tubería se encontraba

pegada a 3 524 [m], para tratar de liberar la sarta se golpeó con la tijera o “Drill Jar”

trabajando abajo y arriba pero no se tenía movimiento (12).

El resultado de este evento resultó la pérdida de las herramientas que se detalla en la

Tabla N° 18.

Tabla N° 18: Arreglo del BHA perdido en el tramo 12 1/4 [in]

Herramienta OD

DC Ø 8" 9,46

DC Ø 8" 9,36

MWD 8,25

Motor de fondo 8,313

Trépano 12,25

Fuente: (12)

Además del problema de atascamiento de tubería, que derivó en la pérdida de

herramientas del BHA y un posterior “sidetrack”, en el tramo de la formación Los Monos se

tuvieron pérdidas de circulación de lodo base aceite mineral a una razón de 7 a 10

[m3/hr] debido a las cavernas que presenta esta formación y a que la presión de la

formación es sub-hidrostática.

90

6.2 Posibles soluciones para las contingencias presentadas

6.2.1 Tramo 17 1/2 [in] de agujero

Los problemas presentados en las formaciones Tupambi e Iquiri, se pudieron solucionar

mediante la apertura de los puertos de la herramienta PBL y mandar aditivos químicos

junto con el lodo de perforación, agentes surfactantes, baches cáusticos o baches

lubricantes, para poder liberar la sarta de perforación y no tener un atascamiento de

tubería que derive en realizar un “sidetrack”.

Debido a que estas formaciones presentan presiones sub-hidrostáticas, se puede producir

una fractura mientras se está perforando, por lo que es necesario tener una ruta

alternativa para poder enviar LCM a la zona donde se está produciendo la pérdida de

circulación, de manera que el material obturante no perjudique al trépano.

En el pozo AQI - X1001 la sarta de perforación que quedó atrapada contaba con una

válvula PBL incluida, la cual no fue activada por decisión de personal de supervisión del

operador. Es posible que se hubiese alcanzado otro resultado activando dicha válvula.

6.2.2 Tramo 12 ¼ [in] de agujero

Debido a que la formación Los Monos presenta problemas de pérdida de circulación por

cavernas y presiones sub-hidrostáticas, es necesario tener instalada la herramienta “Well

Commander”, ya que cuando se tenga pérdidas de circulación severas se tendrá que

enviar baches de cemento, esta acción es el producto estrella de la herramienta “Well

Commander”, además será muy útil para enviar LCM en las pequeñas pérdidas que se

puedan producir, y ayudar con la limpieza del pozo removiendo los recortes asentados.

En caso de que se diese un atascamiento de tubería debido a la litología que presenta

esta formación, la cual cuenta con lutitas que se hidratan con el lodo de perforación, se

podrá enviar aditivos químicos para tratar de liberar la tubería que muchas veces son

dañinos para el arreglo de fondo de pozo.

6.3 Evaluación de Costos

El análisis de costos es importante para poder tomar decisiones, este análisis pretende

determinar la cuantificación y consecuencias económicas de los problemas presentados

durante la perforación.

91

Generalmente durante la perforación de la primera sección de los pozos, no hay mucha

diferencia en las condiciones de perforación, las diferencias existentes es debida a las

diferencias en la geometría de los mismos.

Los efectos económicos que puede tener la implementación de válvulas de arreglo de

fondo durante la perforación de un pozo pueden ser altamente positivos.

6.3.1 Comparación de costos

La comparación de costos entre los diferentes arreglos de fondo de pozo se realiza

considerando los siguientes parámetros: metros perforados, tiempo, herramientas y

volúmenes de lodo perdidos.

6.3.1.1 Formaciones Tupambi e Iquiri

Durante la perforación de las formaciones Tupambi e Iquiri se tuvo pérdidas de

herramientas debido al atascamiento de la tubería, el costo de cada herramienta

perdida se detalla en la Tabla N° 19.

Tabla N° 19: Detalle de costos de las herramientas perdidas en el tramo 17 1/2 [in]

Problema: Atascamiento de tubería

Herramientas perdidas Costo herramienta

[$us]

DC Ø 8" 10 700

XO 7 5/8 Reg Pin - 6 5/8 Reg Box 3 600

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 1/2" 12 000

DC Ø 9 " 12 000

Motor de fondo y MWD 850 000

Trépano 70 000

Total [$us]: 1 054 300

92

Además mientras se perforaba se tuvo pérdidas de circulación de lodo base agua, el

costo de esta pérdida de lodo se muestra en la Tabla N° 20.

Tabla N° 20: Detalle de pérdida de circulación en el tramo 17 1/2 [in]

Problema: Pérdida de circulación

Tasa pérdida [m3/hr] 8

Tiempo [hr] 34

Costo [$us/bbl] 128

Total [$us]: 291 966,9

El tiempo que se paró la perforación en lo que se sacaba la sarta de perforación, instalar

un nuevo BHA y reactivar la circulación de lodo se muestra en la Tabla N° 21, este retraso

se puede reflejar económicamente.

Tabla N° 21: Detalle de paro de la perforación en el tramo 17 1/2 [in]

Servicio: Empresa Perforadora

Tiempo sin avance [días] 67

Costo [$us/día] 55 000

Total [$us]: 3 685 000

Si se suma las pérdidas que se tuvieron por los diferentes motivos durante la perforación de

este tramo, se tiene un costo total de 5 031 266,9 [$us].

El costo aproximado de la operación usando la válvula PBL en el tramo Tupambi – Iquiri se

detalla en la Tabla N° 22. Se consideró el costo de la válvula PBL en dos unidades, debido

a que en toda operación de perforación, es necesario tener una herramienta en “stand-

by” para cualquier contingencia que pueda presentarse, además, se considera el costo

del flujo de LCM que debe enviarse para poder cubrir las pérdidas de circulación debido

a las fracturas y el tiempo aproximado que se tardaría perforando este tramo con la

implementación de esta válvula en la sarta de perforación.

Tabla N° 22: Costo operación con la herramienta PBL

Tramo Tupambi - Iquiri

Válvula PBL

Costo unidad [$us] 67 000

Unidades 2

Costo [$us] 134 000

Flujo de LCM requerido

Tasa de circulación [m3/hr] 8

Tiempo [hr] 34

Costo [$us/bbl] (continuación)

60

93

Costo operación con la herramienta PBL

Costo [Sus] 136 859,52


Tiempo [días] 11


Costo [Sus] 579 154,6

Costo total de la operación

Costo Total [$us]: 850 014,1

Para el cálculo del tiempo que podría durar la perforación en este tramo, se considero el

tiempo de envío de LCM a la fractura y una velocidad de penetración promedio de 10

[ft/hr], debido a que nos encontramos en formaciones de alta dureza.

La Figura N° 47 muestra cuanto podría costar la perforación implementando la válvula PBL

en el BHA vs cuánto costaron los diferentes problemas al atravesar las formaciones

Tupambi e Iquiri.

Figura N° 47: Comparación de costos

Esta figura muestra como el costo de la pérdida de las herramientas, circulación de lodo y

tiempo en el tramo de las formaciones Tupambi e Iquiri es mucho mayor en comparación

con el costo de operación, implementando la válvula PBL en el BHA.

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

Sin la hta PBL Hta PBL

5 031 266,9

850 014,1

Tramo Tupambi-Iquiri

$us

94

6.3.1.2 Formación Los Monos

Durante la perforación de la formación Los Monos se tuvo la pérdida del BHA debido al

atascamiento de la tubería, las herramientas perdidas y el costo de las mismas se detalla

en la Tabla N° 23.

Tabla N° 23: Detalle de costos de las herramientas perdidas en el tramo 12 1/4 [in]

Sección 12 1/4 [in]

Herramientas perdidas Costo herramienta

[$us]

DC Ø 8" 10 700

DC Ø 8" 10 700

Motor de fondo y MWD 850 000

Trépano 95 000

Total [$us]: 966 400

Mientras se perforaba esta formación se tuvieron pérdidas de circulación de lodo base

aceite mineral, debido a las cavernas y presiones porales sub-hidrostáticas que presenta

esta formación, el costo de estas pérdidas de circulación se detalla en la Tabla N° 24.

Tabla N° 24: Detalle de pérdida de circulación en el tramo 12 1/4 [in]

Problema: Pérdida de circulación

Tasa pérdida [m3/hr] 9

Tiempo [hr] 26

Costo [$us/bbl] 195

Total [$us]: 382 653,2

El tiempo que se paró la perforación en lo que se sacaba la sarta de perforación, instalar

un nuevo BHA y reactivar la circulación de lodo se muestra en la Tabla N° 25, este retraso

se puede reflejar económicamente.

Tabla N° 25: Detalle de paro de la perforación en el tramo 12 1/4 [in]


Tiempo sin avance [días] 39


Total [$us]: 2 145 000

Si se suma las pérdidas que se tuvieron por los diferentes motivos durante la perforación de

este tramo, se tiene un costo total de 3 494 053,2 [$us].

95

El costo aproximado de la operación usando la válvula “Well Commander” en el tramo de

la formación Los Monos se detalla en la Tabla N° 26. El pago de esta herramienta se la

realiza por metro perforado o por hora de uso, a la empresa Mi Swaco. La negociación

del costo de la herramienta se realiza de empresa a empresa, por lo que se cuenta un

dato estimado. Además, se considera el costo del flujo de LCM que debe enviarse para

poder cubrir las pérdidas severas de circulación, y el tiempo aproximado que se tardaría

perforando este tramo con la implementación de esta válvula en la sarta de perforación.

Tabla N° 26: Costo operación con la válvula Well Commander

Tramo Los Monos

Válvula Well Commander

Costo [$/m] 250

Longitud tramo [m] 694

Costo [$us] 173 500

Flujo de LCM requerido

Tasa de circulación [m3/hr] 9

Tiempo [hr] 26

Costo [$us/bbl] 60

Costo [Sus] 117 739,4


Tiempo [días] 8


Costo [Sus] 440 000

Costo total de la operación

Costo Total [$us]: 731 239,4

Para el cálculo del tiempo que podría durar la perforación en la formación Los Monos, se

considero el tiempo de envío de LCM a la fractura y una velocidad de penetración

promedio de 10 [ft/hr], debido a que nos encontramos en una formación de alta dureza.

La Figura N° 48 muestra cuánto cuesta implementar la válvula “Well Commander” en el

BHA vs cuánto costó los diferentes problemas al atravesar la formación Los Monos. Esta

figura muestra como el costo de la pérdida de las herramientas, circulación de lodo y

tiempo en el tramo de la formación Los Monos es mucho mayor en comparación con el

costo de operación, implementando la válvula “Well Commander” en el BHA.

96


La Figura N° 49 muestra cuanto costó los diferentes problemas en el tramo de las

formaciones Tupambi, Iquiri y Los Monos vs cuanto podría costar la perforación

implementando las válvulas combinadas en estas formaciones.


0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

Sin la hta Well

Commander

Hta Well Commander

3 494 053,2

731 239,4

Tramo Los Monos

$us

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

9000000

PBL + Well

Commander

731 239,4

850 014,1

8 525 320,2

Total pérdida sin válvulas

Costo implementando

válvulas

$us

97

Esta Figura muestra como el costo de la pérdida de las herramientas, circulación de lodo

y tiempo en la perforación de las formaciones Tupambi, Iquiri y Los Monos es mucho

mayor en comparación con el costo de la implementación de las válvulas “Well

Commander” y PBL en el BHA en las respectivas formaciones. El costo aproximado de la

perforación, combinando el uso de las válvulas en el arreglo de fondo de pozo para estos

tramos es 1 581 253,543 [$us], considerando una velocidad de penetración promedio en

las formaciones de 10 [ft/hr].

98

CAPITULO VII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

99

7.1 Conclusiones

En los capítulos anteriores se han desarrollado propuestas de herramientas para el BHA

dirigidas a disminuir los tiempos y mitigar los riesgos de perforación. A medida que se

perforan nuevos pozos se reduce el tiempo de perforación; sin embargo, al incrementarse

la dificultad, o al probarse nuevos tipos de válvulas de arreglo de fondo de pozo, la

velocidad de penetración cambia notablemente ya sea de manera positiva o no.

Estas válvulas de arreglo de fondo de pozo resultan útiles para cualquier tipo de perfil de

pozo; ya sea este Vertical, “J”, “S” u Horizontal, ayudando con la remoción de recortes

asentados sobre las paredes del pozo o trépano.

Si se compara los arreglos de fondo de pozo propuestos anteriormente con los BHA

convencionales, hay una evidente ventaja de los arreglos propuestos ya que estos

cuentan con las válvulas que brindan diferentes beneficios para la llevar a cabo con éxito

la perforación.

Comparando las válvulas para el BHA, la herramienta “Well Commander” desarrollada

por la empresa “Mi Swaco” presenta mayores beneficios sobre la herramienta PBL

desarrollada por la empresa “DSI”, ya que la “Well Commander” aparte de brindar todos

los beneficios de la PBL permite la lubricación del trépano mientras se opera la válvula,

además de contar con su función estrella que permite enviar tapones de cemento en

caso de que se tengan pérdidas de circulación severas.

Durante la perforación del pozo Aquío - X1001 no se operaron las válvulas de arreglo de

fondo de pozo por lo que se tuvieron pérdidas de herramientas en fondo de pozo que

derivaron en posteriores “sidetrack’s”, por lo que se propone nuevos BHA para la

perforación de nuevos pozos en el Subandino Sur, como los mencionados en capítulos

anteriores.

Analizando los parámetros requeridos en el pozo Aquío - X1002, se puede observar que

cumplen con las especificaciones para poder aplicar las válvulas PBL y “Well

Commander”, ya que el caudal de bombeo requerido es menor al máximo permitido, así

como la densidad de lodo requerida es menor a la máxima permitida por las válvulas,

además se pudo evidenciar que la inclusión de estas válvulas en el BHA no tienen un gran

efecto en la caída de presión de la sarta de perforación.

La tasa de perforación depende directamente del trépano, limpieza del hoyo y fluido de

perforación. Las válvulas intervienen directamente en la limpieza del agujero, ayudan a

100

enviar LCM a las zonas de pérdida de circulación y la herramienta “Well Commander”

ayuda con la lubricación del trépano mientras se opera la válvula.

Si bien la herramienta “Well Commander” presenta mayores beneficios que la

herramienta PBL y brinda una mayor seguridad al momento de perforar, estos se ven

contrastados en los costos que la “Well Commander” implica, ya que esta herramienta

cuesta por metro perforado u hora utilizada durante la perforación.

El programa propuesto para los tramos de 17 1/2 y 12 1/4 [in] para el pozo AQI - X1002

pueden llevarse a cabo cumpliendo con los parámetros expuestos en el estudio, lo cual

también nos daría un margen en los valores de los mismos debido al cambio en

condiciones dependientes del lugar, momento y decisiones de personal de operación de

la operadora.

7.2 Recomendaciones

El uso de estas válvulas es recomendable para la perforación de pozos exploratorios, ya

que estos pozos se realizan en áreas de estructura geológica donde no se tiene un historial

previo de descubrimiento de petróleo o gas y están destinados a descubrir nuevos

campos de petróleo y se referencian de pozos cercanos, los cuales no siempre tienen la

misma litología o mismo espesor de formación. Son un negocio de elevado riesgo

económico por su elevado costo y probabilidad reducida de éxito, por lo que es

importante estar preparados para cualquier tipo de contingencia.

Para tener una perforación exitosa es importante el uso de estas válvulas, y para lograr

ahorros económicos importantes se puede dar la combinación de estas en los diferentes

tramos, como se propuso en los capítulos anteriores, ya que la válvula PBL se puede utilizar

en formaciones que no presenten tantas complicaciones y se pueda resolver las

contingencias con remoción de recortes, envío de LCM o mandar aditivos químicos junto

con el lodo de perforación, agentes surfactantes, baches cáusticos y baches lubricantes

a un bajo costo y la válvula “Well Commander” para las formaciones que tengan mayores

exigencias como pérdidas de circulación severas, además de las ya mencionadas.

Se debe tener mucho cuidado al momento de operar las válvulas, trabajar con los

parámetros adecuados para no causar que las bolas de activación salgan expulsadas del

asiento de bolas o que la bola que se utiliza para el bloqueo del puerto en la válvula PBL

salga expulsada sin haber realizado su trabajo, perdiendo oportunidades de apertura o

cerrado de la herramienta.

101

BIBLIOGRAFÍA

1. Ministerio de Hidrocarburos y Energia. Balance Energetico Nacional. La Paz : s.n., 2012.

2. REPSOL YPF – UN Bolivia. PERFORACION DE POZOS EXPLORATORIOS EN EL SUBANDINO.

SANTA CRUZ : s.n., 2008.

3. Fundamentos de perforación de ingenieria petrolera.

4. Hidrocarburos, Bolivia. Caracteristicas del Pozo Aquio. 2011.

5. Baker Hughes INTEQ. Fluidos manual de Ingenieria.

6. Swaco, Mi. Drilling Solutions. 2009.

7. PDVSA. Fluidos de perforacion y reparacion de pozos petroleros. 2002.

8. Schlumberger. Drilling School. [En línea] http://es.scribd.com/doc/25821575/Fluidos-de-

Perforacion-y-Completacion.

9. MI SWACO. WELL COMMANDER. SANTA CRUZ : s.n., 2009.

10. DSI. PBL BYPASS SYSTEM.

11. BAROID. The complete fluids Company. Reología e Hidrualica.

12. Total E&P Bolivie. Programa de Trabajo y Presupuesto. 2010.

13. Soruco, Ramiro Suarez. Compendio de Geología de Bolivia. Cochabamba : s.n., 2000.

14. Archer DLS Corporation. Arreglos de fondo de pozo.

15. YPFB-Chaco. Planilla de perforación. Cochabamba : s.n., 2011.

16. Schlumberger. Presiones de perforación.

102

ANEXOS

103

Anexo 1: Prueba Superficial de la válvula PBL

Activamos bombas, no es un galonaje específico requerido sino el hecho es ver la

diferencia de presiones con la válvula abierta y cerrada. En este caso, al llevar

una sarta navegable, aprovechamos a probar el motor y MWD, y se requerían 650

[gpm]

Llevar registro de galonaje y presión de bombas

Suspende bombeo y desconectamos el top drive

Dejamos caer dentro del pozo la esfera de activación. (esfera grande de

“Ertalyta”).

Activamos bombas al mismo gasto que con la Válvula cerrada.

Registramos galonaje y presión. Esta presión será diferente dado que el fluido

ahora está pasando por los orificios de la válvula (válvula activada).

Suspende bombeo y se desconecta el top drive.

Una vez registrada la prueba, se procede a desactivar la válvula y probar la

presión con la cual se desactiva. La presión de desactivación de la válvula en este

ejemplo era de 2700 [psi]. Esta presión es +/- 200 [psi]. Para desactivar la válvula se

dejan caer en la tubería las 2 esferas de desactivación (las esferas de acero).

Se meten bombas y se observa el incremento de presión hasta que se desactive la

válvula.

En este caso, la presión alcanzada fue de 2400 [psi]. Instantáneamente, al

momento de desactivarse, la presión de bombas cae súbitamente y en superficie

se escucha un ruido. Todo esto nos indica que la válvula se desactivó y las esferas

pasan a la canasta de recolección.

La presión cae súbitamente al momento de desactivarse la válvula

Después de efectuar la prueba, desconectamos el top drive y entre el cuerpo de

la válvula y el receptor de bolas para recuperar las esferas utilizadas en la prueba

Se saca la canasta de recolección de esferas y se recuperan las mismas para

poder dejar la canasta vacía y tener todo el espacio disponible.

En esta imagen se muestra como se deformo la esfera de “Ertalyta” al desactivarse

la válvula.

104

Anexo 2: Procedimiento para la Prueba de Fuga (LOT)

Perforar 5 a 10 pies por debajo de la zapata de revestimiento,

Circular para homogenizar el lodo (Peso entrando = Peso saliendo)

Levantar la barrena por encima de la zapata de revestimiento

Conectar la unidad de cementación a la sarta de perforación y al anular a través

de la línea para Matar el pozo

Probar con presión las líneas de la superficie,

Cerrar los arietes de la tubería en el conjunto de válvulas preventoras instaladas

Comenzar a bombear a bajo caudal (a gasto reducido) de 1/4 BPM (A),

Mientras bombea, observar el aumento de presión hasta que se desvíe de la

tendencia lineal en la gráfica de Presión Vs. Volumen bombeado (B),

Parar inmediatamente la bomba y observar la presión final de inyección (C)

Registrar las presiones (B), (C) y los barriles bombeados.

Descargar la presión a cero y mida el volumen que retorna. Fuente: (16)

105

Anexo 3: Arreglos de fondo de pozo

Anexo 3.1: Tramo 17 ½ [in]

La Tabla N° 27 muestra el BHA utilizado en el tramo de las formaciones Tupambi e Iquiri en la perforación del pozo Aquío – X1001.


BAKER HUGHES

TOTAL Bolivie Rig: DLS 134 TRÉPANO 17 1/2" DENS. 1,09

TIPO: MXL-S09DX SERIE 6079118 BOQUILLAS: 3X18/32 + 1X14/32 Fecha: 25/06/2010

AQUIO - X1001 BHA N° 55

Nª Descripción Long. Total Diámetro Diámetro Conexión Conexión Peso [lb] Nª de Cuello

Orden [m] [m] Exterior Interior Hembra Macho Gancho Serie Pesca

1 TREP. 17 1/2" 0,42 0,42 17 1/2 7 5/8 70,00 6079118

2 RNB - STB 0,69 1,11 17 1/4 3 7 17/27 7 5/8 S-021390-1

3 MOTOR DE

FONDO

9,33 10,44 11 7 22/25 7 17/27 7 5/8 24.720,93 02233-2 17 1/4

4 STB 1,77 12,21 17 3 7 17/27 7 5/8 6.148,86 FS-059 17 1/4

5 MWDP.

PULSE

8,51 20,72 9 20/29 5 9/10 7 17/27 7 5/8 28269

6 KMONEL 9,02 29,74 9 11/25 3 7 17/27 7 5/8 9242

7 SHOCK SUB 3,16 32,90 9 39/50 3 7 5/8 7 5/8 2.394,39 089047 9 1/2

8 DC Ø 9 1/2" 9,04 44,77 9 1/2 3 1/8 7 5/8 7 5/8 6.362,48 771401 9 1/2

9 DC Ø 9 1/2" 8,93 53,70 9 3/8 3 1/8 7 5/8 7 5/8 6.100,82 1-8811-01 9 3/8

10 DC Ø 9 1/2" 9,10 62,80 9 1/2 2 3/4 7 5/8 7 5/8 6.580,03 A10880 (continu

ación)

9 1/2

106


[m]

Total

[m]

Diámetro

Exterior

Diámetro

Interior

Conexión

Hembra

Conexión

Macho

Peso [lb]

Gancho

Cuellos de

pesca

Nª

11 DC Ø 9 1/2" 9,06 71,86 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6.437,22 A22951 9 1/2

12 DC Ø 9 1/2" 9,04 80,90 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6.423,01 A2300 9 1/2

13 DC Ø 9 1/2" 8,95 89,85 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6.359,06 04980631 9 1/2

14 DC Ø 9 1/2" 9,07 98,92 9 1/4 3 7 5/8 7 5/8 6.072,54 111265 9 1/4

15 DC Ø 9 1/2" 8,92 107,84 9 1/4 3 7 5/8 7 5/8 5.972,11 9980362 9 1/4

16 DC Ø 9 1/2" 8,92 116,76 9 1/8 3 7 5/8 7 5/8 5.792,94 A11-12095 9 1/8

17 DRILL JAR 4,79 121,55 9 5/8 3 7 5/8 7 5/8 3.503,48 381-95107 9 5/8

18 DC Ø 9 1/2" 8,89 130,44 9 1/2 3 7 5/8 7 5/8 6.316,43 0898047 9 1/2

19 XO 1,00 131,44 9 1/2 3 6 5/8 7 5/8 710,51 7229 9 1/2

20 DC Ø 8" 9,47 140,91 8 3 6 5/8 6 5/8 4.554,70 3339 8

21 DC Ø 8" 9,38 150,29 8 3 6 5/8 6 5/8 4.511,41 15801 8

22 DC Ø 8" 9,45 159,74 8 3 6 5/8 6 5/8 4.545,08 29611 8

23 XO 0,85 160,59 8 3 WT-56 6 5/8 408,82 0GR18437 8

24 HW 5 1/2 9,30 169,89 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.988,73 AC29518R 7

25 HW 5 1/2 9,30 179,19 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.988,73 AC29543R 7

26 HW 5 1/2 9,30 188,49 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.988,73 AC29522R 7

27 HW 5 1/2 9,30 197,79 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.988,73 AC29511R 7

28 HW 5 1/2 9,29 207,08 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.985,52 AC29509R 7

29 HW 5 1/2 9,29 216,37 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.985,52 AC29535R 7

30 HW 5 1/2 9,28 225,65 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.982,30 AC29537R 7

31 HW 5 1/2 9,29 234,94 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.985,52 AC29533R 7

32 HW 5 1/2 9,30 244,24 7 3 1/2 WT-56 WT-56 2.988,73 AC29519R 7

PESO EN EL AIRE 140797 Libras

LONGITUD TOTAL m 244,24 PESO EN FLOTACION 121222 Libras

9 HW 5½" 83,65 m Peso Debajo El JAR(aire) 92938 Libras

Fuente: (14)

107

Anexo 3.2: Tramo 12 1/4 [in]

La Tabla N° 28 muestra el BHA utilizado en el tramo de la formación Los Monos en la perforación del pozo Aquío – X1001.


BAKER HUGHES

TOTAL Bolivie Rig: DLS 134 TREPANO: 12 1/4" DENS. 1,25

TIPO: VM-3 SERIE: 5182507 BOQUILLAS: 3X16-1X15 Fecha: 12/10/2010

AQUIO - X1001 BHA N° 90

Nª Descripción Long. Total Diámetro Diámetro Conexión Conexión Peso en LBS Nª de Cuello

ORDEN [m] [m] Exterior Interior Hembra Macho Gancho Serie Pesca

1 TREP. 12 1/4" 0,33 0,33 12 1/4 6 5/8 70,00 5182507

2 M. FDO 8,68 9,01 8 5/16 6 5/8 6 5/8 5.244,81 7516 8 5/16

3 STB 1,98 10,99 8 1/8 2 13/16 6 5/8 6 5/8 1.006,07 FS043 8 1/4

4 MWD 7,94 18,93 8 1/4 2 13/16 6 5/8 6 5/8 4.176,57 FH88 8

5 MONEL 8,03 26,96 7 7/8 2 3/4 6 5/8 6 5/8 3.823,71 98935 7 7/8

6 DC Ø 8" 9,46 39,08 8 3 6 5/8 6 5/8 4.549,89 A29600 8

7 DC Ø 8" 9,36 48,44 8 3 6 5/8 6 5/8 4.501,79 C51491 8

8 DC Ø 8" 9,46 57,90 8 3 6 5/8 6 5/8 4.549,89 51485 8

9 DC Ø 8" 9,17 67,07 8 3 6 5/8 6 5/8 4.410,41 0598222 8

10 DC Ø 8" 9,07 76,14 8 3 6 5/8 6 5/8 4.362,31 15302 8

11 DC Ø 8" 9,34 85,48 8 3 6 5/8 6 5/8 4.492,17 2980291 8

12 DC Ø 8" 9,28 94,76 8 3 6 5/8 6 5/8 4.463,31 2980308 8

13 DC Ø 8" 9,29 104,05 8 3 6 5/8 6 5/8 4.468,12 A10681 8

14 DC Ø 8" 9,46 113,51 8 3 6 5/8 6 5/8 4.549,89 5980226 8

15 D.JAR 5,80 119,31 8 1/8 2 7/8 6 5/8 6 5/8 2.929,05 336-80439 (contin

uación)

8 1/8

108


[m]

Total

[m]

Diámetro

Exterior

Diámetro

Interior

Conexión

Hembra

Conexión

Macho

Peso [lb]

Gancho

Cuellos de

pesca

Nª

16 DC Ø 8" 9,35 128,66 8 3 6 5/8 6 5/8 4.496,98 2050548 8

17 DC Ø 8" 9,24 137,90 8 3 6 5/8 6 5/8 4.444,07 3058 8

18 DC Ø 8" 9,26 147,16 8 3 6 5/8 6 5/8 4.453,69 51494 8

19 XO 0,88 148,04 8 2 3/4 6 5/8 6 5/8 434,31 OGR17234 8

20 HW 5 1/2 9,29 157,33 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.462,29 AC29528R 5 1/2

21 HW 5 1/2 9,30 166,63 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.463,87 AC29527R 5 1/2

22 HW 5 1/2 9,35 175,98 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.471,74 AC29540R 5 1/2

23 HW 5 1/2 9,29 185,27 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.462,29 AC29516R 5 1/2

24 HW 5 1/2 9,29 194,56 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.462,29 AC29521R 5 1/2

25 HW 5 1/2 9,30 203,86 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.463,87 AC29534R 5 1/2

26 HW 5 1/2 9,29 213,15 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.462,29 AC29520R 5 1/2

27 HW 5 1/2 9,29 222,44 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.462,29 AC29510R 5 1/2

28 HW 5 1/2 9,32 231,76 5 1/2 3 1/2 WT-56 WT-56 1.467,02 AC29539R 5 1/2

PESO EN EL AIRE 85833 LIBRAS

LONGITUD TOTAL m 231,76 PESO EN FLOTACION 72148 LIBRAS

9 HW 5½" 83,72 m Peso Debajo El

JAR(aire)

72725 LIBRAS

12 DC 8" 111,74 m EN FLOTACIÓN 61130 LIBRAS

Fuente: (14)

109

Anexo 4: Hidráulica de la Perforación – Ley de Potencia

Modificada

1) Lecturas de velocidad de corte y cálculo de parámetros de LPM:

2) Caída de presión en superficie:

3) Caída de presión en el interior de la herramienta tubular: Tubería de perforación,

barras pesadas, y “Drill collar”:

110

4) Caída de presión en el espacio anular:

111

5) Hidráulica en el trepano:

112

Fuente: (11)

113

Anexo 5: Reporte de perforación del pozo AQI -X1001

25-Junio-2010 Día #: 145 Prof.: 2646 m.

Cía. Halliburton realizó prueba de BOP'S con 500-5000 psi: BOP'S anular con 500/3500

psi, Manuales con 500-5000 psi, Líneas de presión hasta las bombas con 500-2500 psi. Cía.

Halliburton cambió línea y conectó al choke manifold.

Realizó prueba al cierre total de BOP’s, válvula check del Kill line con 500-5000 psi.

OK. Retiró del piso de trabajo herramientas de prueba e instaló wear bushing.

Armó BHA #55. Probó Motor y Power Pulse con 650 l/min, 680 psi. Orientó bend

housing a 1.83°. Bajó hasta 1658 m. Llenó tubería. Cortó 33 m y corrió 11 m de Cable de

perforación.

Continuó bajando tubería de 5½” de 1658 m a 2588 m. Se observó resistencia entre

15-25 [klb] de peso. Levantó y conectó el top drive. Llenó tubería. Maniobró tubería y

tensionó con 60 [klb] máximo, liberando tubería. Repasó de 2585 m a 2592 m con 1800

l/min, 1200 psi, 37+87 rpm, torque 18-25 [klb*ft]. Nota: Observó 7.75 m³ de lodo perdido

durante el viaje de bajada de la herramienta.

26-Junio-2010 Día #: 146 Prof.: 2670 m.

Repasó de 2595 m a 2646 m con 2000 l/min, 1200 psi, 37+87 rpm, torque 18-25 [klb]

de peso. Acondicionó lodo.

Intentó perforar deslizando varias veces sin éxito, maniobrando la tubería. Perforó

deslizando de 2646 m a 2651 m con 3000 l/min, 2150 psi, 87 rpm en el trepano. Realizó

presión reducida con 30-50 spm: Bomba # 1: 500 - 580 psi, Bomba #2: 500 - 560 psi.

Repasó tiro completo, retiro una pieza y agrego el tiro # 83.

Perforó deslizando de 2651 m a 2667 m con 3000 l/min, 2150 psi, 87 rpm en el

trepano. Levantó en varias oportunidades por estolarse el motor de fondo. Repasó

intervalo perforado. Tomó registro de desviación en 2648 m Inclinación 6.60°, azimut

320.39°, Tvd 2628.91 m.

Continuó deslizando de 2667 m a 2670 m con 3000 l/min, 2200 psi, 87 rpm en el

trépano. Repasó tiro completo, retiro una pieza y agrego el tiro #84. Realizó presión

reducida con 30-50 spm: bomba #2: 360 - 450 psi; bomba #3: 360 - 450 psi.

114

Nota: Incrementó la densidad del lodo de 1.09 sg hasta 1.11 sg a la profundidad de

2658 m. Se observó derrumbe entre un 10-30% con un tamaño de los recortes entre 0.5-

1.0 cm durante todo el intervalo perforado.

27-Junio-2010 Día #: 147 Prof.: 2703 m.

Repasó de 2662 m a 2670 m con 2000 l/min, 2000 psi, 37+87 rpm, torque 18-25 klbs de

peso. Orientó herramienta direccional.

Perforó deslizando de 2670 m a 2691 m con 3000 l/min, 2150 psi, 87 rpm motor. Tomó

registro de desviación en 2664 m: Inclinación 6.03°; azimut 315.05°.

Repasó tiro completo, retiró 1 sencillo 5½” y agrego tiro #85. Tomó registro de

desviación en 2672 m, Inclinación 6.05°; azimut 315.67°. Tomó presión reducida con 30 - 50

spm: bomba #1: 350 - 450 psi; bomba #2: 350 - 430 psi. Perforó deslizando de 2691 m a

2703 con 3000 l/min, 2200 psi, 87 rpm motor.

Fuente: (14)

115

Anexo 6: Planilla de campo del pozo CRE-X1

La Tabla N° 29 muestra el reporte de campo del pozo CRE-X1 cuando se opero la válvula

Well Commander.


18/08/2011 00:00-

10:00

Continúa profundizando de 1642 a 4414 [m]. llena sarta circula. De 4414 a

4520 [m]. observa resistencia

Tope del cemento, rota cemento de 4520(prof. zapato) a 4543 [m] (prueba

de circulación)., circula para verificar calidad de cemento

Contaminado con rocas, presencia de viruta, trazas de aluminio y goma.

(debido al motor de fondo _ elastómeros)

10:00-

14:45

Rota cemento de 4530 a 4545 [m]. Circula pozo reciproca hta. 2 veces 4530 a

4543 [m]. Observa en retorno poca cantidad de cemento consolidado.

14:45-

20:45

Saca hta. Con circulación de 4543 a 4387 [m]. Luego baja a 4545 [m].

Bombea bache de limpieza 40 [bbl]. (lodo más pesado _ píldora)

Al retorno del bache poca cantidad de partículas de cemento.

20:45-

21:30

Levanta htas. de 4543 a 4539 [m]. desconecta parcialmente pieza del tiro 152,

larga esfera ( de diámetro

1,76”_diametro esfera Well commander) conecta pieza baja con circulación

a 4543 [m]. continua circulando con 18 spm, 63 [gpm] 500 psi

A los 39 minutos de lanzada la esfera observa llegada a puerto con leve

incremento de presión por asentamiento a la base de la esfera de Well

Commander, incrementa levemente hasta 1500 psi, continua

1800-2000-2500-2800 psi para llegar hasta un incremento de 3100 psi donde a

la mencionada presión

Los puertos de la Well Commander realizan su apertura. Todo OK.

21:30-

23:15

A 4343 [m]. Circula con los puertos abiertos de la Well Commander con 100

[spm], 349 gpm, 349 gpm,3400 psi

20 rpm, al completar fondo arriba observa poca cantidad de cemento 100 %

consolidado, Ver foto adjunta.

23:15 Saca hta. De 4543 [m] a 4366 [m]

19/08/2011 00:00-

03:45

Continúa sacando hta. De 4366 a 3221 [m] Aflojando conexiones. Llenado

continuo normal.

03:45-

05:15

Con punta hta. a 3121 [m] con los puertos abiertos de la Well Commander

circula un ciclo de tiempo

Completo, la misma colocada a 2921 [m], reciprocando al inicio de la

operación los tramos 2924 mts. A

2918 mts. entre Casing de 9 5/8” y Liner de 7” con la Well Commander, esto

para lograr desplazar los sólidos (acondicionar la bajada del liner)

Que se encuentren depositados en ese diferencial de ID. En fondo arriba

observa poca cantidad de partículas

Finas de cemento y trazas de cemento consolidado, parámetros de

circulación 101 spm,353 gpm 3000 psi

y 20 rpm, bombea píldora y saca hta. A 200 [m] larga esfera conecta TD con

2 spm presuriza y a 2900 psi

Cierra puertos de Well Commander Saca BHA aparta Well Commander

20/08/2011 00:00-

08:00

Entrega 2 Well Commander y 2 Ball Catcher a personal de YPFB_CHACO S.A.

para su respectivo traslado a la Base Santa Cruz

08:00-

12:00

Reunión Operativa, entrega tickets e informe de la operación, luego espera

transporte para retornar a Base.

QHSE REALIZO: Permiso s de Trabajo, ATS y dos Tarjetas.

Fuente: (15)

116

Anexo 7: Diagramas de BOP del Tramo 17 ½ [in] AQI-X1001

La Figura N° 50 muestra el preventor de utilizado en este tramo.

Figura N° 50: BOP del tramo 17 1/2 [in]

Fuente: (14)

117

Anexo 8: Diagramas de BOP del Tramo 12 1/4 [in] AQI-X1001

La Figura N° 51 muestra el preventor de utilizado en este tramo.

Figura N° 51: BOP del tramo 12 1/4 [in]

Fuente: (14)

Aplicación de Válvulas de Arreglo de Fondo de Pozo en Formaciones Del Subandino Sur

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