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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERIA EN GEOLOGIA, MINAS,
PETROLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN
DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO EN LA PRIMERA SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN
POZO DEL CAMPO SACHA”
Estudio Técnico presentado como requisito para optar por el Título de
Ingeniero de Petróleos.
AUTOR:
Galo Xavier Torres Rivadeneira.
TUTOR:
Ing. Marcelo David Benítez Guerra.
AGOSTO 2016
QUITO - ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A mis padres Galo e Hilda, por todo el apoyo que me han brindado a lo largo de
toda mi vida, por ser los pilares fundamental para seguir adelante y de esta forma
conseguir todas las metas que me proponga, gracias por guiarme por el camino del
bien para ser una persona de provecho en esta vida, inculcándome valores desde mi
niñez, para lograr ser quien soy ahora.
A mi hermano Fernando por ser como mi segundo padre. Agradezco a Dios por
haber tenido la oportunidad de criarnos juntos desde niños por todo ese apoyo
incondicional que me has dado y me sigues dando cada día, gracias por todo.
A mi hermana Carolina, por ser una gran hermana y apoyarme en todos los
momentos de mi vida.
A mi abuelita Isabel, por ser como mi segunda madre al criarme desde pequeño
he inculcarme valores que me van a servir en toda mi vida.
A mis Amigos y Profesores que han formado parte de esta etapa de mi vida
estudiantil.
Con amor y cariño.
Galo Xavier Torres Rivadeneira.
iii
AGRADECIMIENTO
A Dios, por la vida, y por la salud que me ha brindado a lo largo de toda mi vida,
por bendecirme con una gran familia que me ha sabido apoyar y guiarme en esta
linda etapa de mi vida.
A la Empresa Río Napo CEM. por abrirme las puertas y darme la oportunidad de
demostrar de las habilidades y cualidades que poseo y ponerlas en práctica,
especialmente al Ing. Diego Escobar por la confianza depositada en mí.
A la Empresa Weatherford, por abrirme las puertas para realizar mi tesis y
crecer más profesionalmente, a todos sus excelentes profesionales que supieron
guiarme durante este proyecto, especialmente al Ing. Vladimir Ojeda.
A la Universidad Central del Ecuador, especialmente a la Facultad de Ingeniería
en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, por la oportunidad de estudiar en esta
gran institución y por la oportunidad de estudiar la carrera de Ingeniería de
Petróleos. Agradezco también a las Autoridades, Profesores y personal
administrativo que me han brindado su apoyo.
A mi tutor el Ing. Marcelo Benítez, por guiarme a lo largo de la realización de mi
tesis, por ser un gran profesional y sobre todo un amigo con el que se puede contar.
A los Ingenieros Gustavo Pinto, Víctor Pinto y Javier Romo por su valioso aporte
a la realización de este proyecto.
Galo Xavier Torres Rivadeneira.
iv
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Galo Xavier Torres Rivadeneira, en calidad de autor del Estudio Técnico
realizado sobre “ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA
APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO EN LA PRIMERA SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN
POZO DEL CAMPO SACHA”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD
CENTRAL DEL ECUADOR, a hacer uso de todos o parte de los contenidos que me
pertenecen y contienen esta obra con fines estrictamente académicos o de
investigación
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirá vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los
artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley Propiedad Intelectual y su
reglamento.
Quito, 16 de Agosto del 2016
f:_________________________
Torres Rivadeneira Galo Xavier
CI. 171912765-4
Telf: 0983035072
E-mail: [email protected]
v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Nosotros, Galo Xavier Torres Rivadeneira y Marcelo David Benítez Guerra,
declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de Ingeniero de
Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad de Ingeniería de
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido realizado con
anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el
otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El
trabajo a realizarse será el resultado de las investigaciones del autor, excepto de
donde se indiquen las fuentes de información consultadas.
f:_________________________
Torres Rivadeneira Galo Xavier
CI. 171912765-4
f:_________________________
Ing. Marcelo David Benítez Guerra
CI. 171934306-1
vi
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,
PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE
DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la
realización del Trabajo de Titulación presentado por el señor Galo Xavier Torres
Rivadeneira para optar el Título de Ingeniero de Petróleos cuyo tema es:
“ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN
DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO EN LA PRIMERA SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN
POZO DEL CAMPO SACHA”, y lo apruebo.
En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de Agosto del 2016
f:_________________________
Ing. Marcelo David Benítez Guerra
Ingeniero de Petróleos
C.I: 171934306-1
TUTOR
vii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL
TRIBUNAL
El Tribunal constituido por los Ingenieros: Ing. Gustavo Pinto Arteaga Ing. Víctor
Fernando Pinto Toscano y Ing. Javier Romo Estrella, luego de evaluar y calificar el
Informe Final del trabajo de titulación denominado “ESTUDIO TÉCNICO Y
ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE
PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN LA PRIMERA
SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN POZO DEL CAMPO SACHA”, previo a
la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS presentado por el señor
Galo Xavier Torres Rivadeneira, emite el veredicto de APROBADO para su
presentación oral.
Para constancia de lo actuado firman los miembros del tribunal.
En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de Agosto del 2016
______________________
Ing. Gustavo Pinto Arteaga
PRESIDENTE
(Delegado del Decano)
______________________
Ing. Víctor Pinto
MIEMBRO
______________________
Ing. Javier Romo
MIEMBRO
INDICE GENERAL
DEDICATORIA ................................................................................................................................... II
AGRADECIMIENTO .......................................................................................................................... III
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL...................................................................................... IV
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ................................................................................................... V
INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL ..................................................................................... VII
INDICE GENERAL ........................................................................................................................... VIII
INDICE DE TABLAS .......................................................................................................................... XII
ÍNDICE DE GRÁFICOS ..................................................................................................................... XIV
ÍNDICE DE ANEXOS ......................................................................................................................... XV
RESUMEN ...................................................................................................................................... XVI
ABSTRACT .................................................................................................................................... XVII
CAPÍTULO I ....................................................................................................................................... 1
GENERALIDADES .............................................................................................................................. 1
INTRODUCCIÓN: ............................................................................................................................... 1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................................................... 2
1.1. ENUNCIADO DEL PROBLEMA ................................................................................................. 2
1.2. ENUNCIADO DEL TEMA .......................................................................................................... 2
1.3. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................................ 2
1.4. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA ............................................................................................ 3
1.5. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 3
1.5.1. OBJETIVO GENERAL ....................................................................................................... 3
1.5.2. OBJETIVO ESPECIFICO .................................................................................................... 3
1.6. ENTORNO DEL ESTUDIO ......................................................................................................... 4
1.6.1. MARCO INSTITUCIONAL ................................................................................................ 4
1.6.2. MARCO LEGAL ............................................................................................................... 4
1.6.3. MARCO ÉTICO ................................................................................................................ 6
CAPITULO II ...................................................................................................................................... 7
MARCO TEÓRICO .............................................................................................................................. 7
2. MARCO REFERENCIAL ................................................................................................................ 7
2.1. ANTECEDENTES ................................................................................................................. 7
2.2. GENERALIDADES DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA ............................................................. 8 2.2.1. UBICACIÓN DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA ................................................................................ 8 2.2.2. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y PETROFÍSICAS ........................................................................ 8
2.2.2.1 Geología Estructural ........................................................................................................... 8
ix
2.2.2.2. Columna Estratigráfica Del Campo Sacha ........................................................................... 8
2.3. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) ............................................................................. 9 2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................................. 9 2.3.2. SELECCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................................... 10 2.3.3. FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................................. 10 2.3.4. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................................ 11
2.3.4.1. Diámetro Exterior y Espesor de la Pared .......................................................................... 11
2.3.4.2. Peso por unidad de longitud ............................................................................................ 11
2.3.4.3. Grado del acero ................................................................................................................ 11
2.3.4.4. Tipo de Conexión .............................................................................................................. 12
2.3.4.5. Longitud de la junta .......................................................................................................... 14
2.3.5. TIPOS DE REVESTIMIENTOS ........................................................................................................ 14 2.3.5.1. Revestimiento conductor ................................................................................................. 14
2.3.5.2. Revestimiento de superficie ............................................................................................. 15
2.3.5.3. Revestimiento intermedio ................................................................................................ 15
2.3.5.4. Revestimiento de producción ........................................................................................... 15
2.3.5.5. Camisa o liner ................................................................................................................... 15
2.3.6. PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO USADA PARA PERFORAR. .. 16 2.3.6.1. Análisis de la flexión o bending ........................................................................................ 16
2.3.6.2. Análisis de la relación torsión –tensión ............................................................................ 17
2.3.6.3. Acumulación de fatiga ...................................................................................................... 18
2.3.6.4. Torque, arrastre y pandeo ................................................................................................ 19
2.3.6.5. Límites operacionales ....................................................................................................... 20
2.3.6.6. Modos de carga en tubulares ........................................................................................... 20
2.3.6.7 Requerimientos especiales para conexiones .................................................................... 21
2.4. PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ......................... 24 2.4.1. PRINCIPIO DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................................ 25 2.4.2. VENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ..................................................... 27 2.4.3. DESVENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .......................................... 27 2.4.4. EFECTO DE FRISADO O PLASTERING ...................................................................................... 28
2.5. MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................... 29 2.5.1. SISTEMA NO RECUPERABLE DE PERFORACIÓN CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO. ............. 30
2.5.1.1. Herramientas de fondo utilizadas en la perforación con tubería de revestimiento no
Recuperable ......................................................................................................................................... 31
2.5.1.2. Herramientas y equipos de superficie utilizados en en la perforación con tubería de
revestimiento no recuperable .............................................................................................................. 34
2.5.2. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL ECUADOR. .................................... 36 2.6. HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ........................... 38
2.6.1. VOLUMEN Y CAPACIDAD EN TUBERÍAS ...................................................................................... 39 2.6.1.1. Volumen interno de tubulares. ......................................................................................... 39
2.6.1.2. Volumen en anulares ........................................................................................................ 39
2.6.1.3. Capacidad interna ............................................................................................................. 39
2.6.1.4. Capacidad del anular ........................................................................................................ 40
2.6.2. VELOCIDAD INTERNA Y ANULAR ................................................................................................ 40 2.6.2.1. Velocidad interna.............................................................................................................. 40
2.6.2.2. Velocidad anular ............................................................................................................... 41
x
2.6.3. CAÍDA DE PRESIÓN EN LA SARTA DE PERFORACIÓN .................................................................. 41 2.6.3.1. Modelos Reológicos.......................................................................................................... 42
2.6.4. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN .......................................................................... 42 2.6.4.1. Determinación de la densidad equivalente de circulación ............................................... 43
CAPITULO III ................................................................................................................................... 44
DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................................... 44
3.1. TIPO DE ESTUDIO ................................................................................................................. 44
3.2. UNIVERSO Y MUESTRA ......................................................................................................... 44
3.3. CRITERIOS DE INCLUSIÓN DE LA MUESTRA .......................................................................... 44
3.4. TÉCNICAS ............................................................................................................................. 45
3.5. RECOLECCIÓN DE DATOS ...................................................................................................... 45
3.6. PROCESAMIENTO Y SELECCIÓN DE LA INFORMACIÓN ......................................................... 46
CAPITULO IV ................................................................................................................................... 47
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ......................................................................................... 47
4.1. SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE
20” EN EL CAMPO SACHA. ................................................................................................................ 48
4.1.1. PRESIÓN DE FORMACIÓN. ........................................................................................... 48
4.1.2. PRESIÓN DE FRACTURA. .............................................................................................. 50
4.1.3. PERFIL DE LAS GRADIENTES DE PRESIONES DEL CAMPO SACHA. ................................ 54
4.1.4. PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO. .................. 58
4.2. POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE EN EL CAMPO SACHA. ................................. 60
4.2.1. POZO PRUEBA Nº1 ...................................................................................................... 60 4.2.1.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 60 4.2.1.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº1. ............................................................................. 62
4.2.2. POZO PRUEBA Nº2 ...................................................................................................... 62 4.2.2.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 63 4.2.2.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº2. ............................................................................. 64
4.2.3. POZO PRUEBA Nº3 ...................................................................................................... 66 4.2.3.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 66 4.2.3.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº3. ........................................................................ 67
4.2.4. POZO PRUEBA Nº4 ...................................................................................................... 68 4.2.4.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 68 4.2.4.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº4. ........................................................................ 70
4.2.5. POZO PRUEBA Nº5 ...................................................................................................... 71 4.2.5.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 71 4.2.5.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº5. ........................................................................ 73
4.2.6. POZO PRUEBA Nº 6...................................................................................................... 73 4.2.6.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 74 4.2.6.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº6. ........................................................................ 76
4.2.7. POZO PRUEBA Nº7. ..................................................................................................... 76 4.2.7.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas. .................................................... 77 4.2.7.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº7. ........................................................................ 79
4.2.8. PROMEDIO DE POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE. ................................... 80 4.2.8.1. Análisis económico de los pozos............................................................................................ 81 4.2.8.2. Hidráulica de la perforación convencional del Campo Sacha. ............................................... 82
4.3. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ............................................................... 85
4.3.1. POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN ECUADOR. .................... 85
xi
4.3.2. PROPUESTA PARA LA PERFORACIÓN DE UN POZO EN EL CAMPO SACHA CON TUBERÍA
DE REVESTIMIENTO. ..................................................................................................................... 86 4.3.2.1. DATOS DE PERFORACIÓN CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO PARA EL CAMPO SACHA. ....... 86 4.3.2.2. Análisis económico de los pozos............................................................................................ 87 4.3.2.3. Hidráulica para la perforación con tubería de revestimiento en el Campo Sacha. ................ 89
4.4. PERFORACIÓN CONVENCIONAL VS. PERFORACION CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ..... 99 4.4.1. Costos Invisibles ....................................................................................................................... 100
CAPITULO V .................................................................................................................................. 102
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................ 102
5.1. CONCLUSIONES .................................................................................................................. 102
5.2. RECOMENDACIONES.......................................................................................................... 104
CAPITULO VI ................................................................................................................................. 106
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................................... 106
6.1. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 106
6.2. WEBGRAFÍA ....................................................................................................................... 107
SIMBOLOGÍA ................................................................................................................................ 108
CAPITULO VII ................................................................................................................................ 110
ANEXOS ........................................................................................................................................ 110
xii
INDICE DE TABLAS
CAPITULO II ............................................................................................................................................. 7
Tabla N°2.1: Coordenadas del Campo Sacha.......................................................................................... 8
Tabla N° 2.2: Grado de acero................................................................................................................ 12
Tabla N°2.3: Conexiones API ................................................................................................................. 13
Tabla N°2.4: Longitud de la junta ......................................................................................................... 14
Tabla N° 2.5: Requerimiento especiales para conexiones. .................................................................... 22
Tabla N° 2.6: Parámetros para la perforación con tubería de Revestimiento ...................................... 23
Tabla N° 2.7: Tipo de conexiones para perforar con revestimiento. ..................................................... 23
Tabla N° 2.8: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento ......................................... 26
CAPITULO IV ......................................................................................................................................... 47
Tabla N°4.1: Presión de formación del Campo Sacha. .......................................................................... 49
Tabla N°4.2: Presión de fractura del Campo Sacha. ............................................................................. 53
Tabla N°4.3: Peso de lodo requerido. ................................................................................................... 57
Tabla N°4.4: Datos generales del Pozo de Prueba Nº1. ........................................................................ 60
Tabla N°4.5: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº1 ........................................................ 61
Tabla N°4.6: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1 .................................. 61
Tabla N°4.7: Costos de la perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1. ................................ 62
Tabla N°4.8: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº2. ....................................................................... 63
Tabla N°4.9: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº2 ........................................................ 64
Tabla N°4.10: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº2. ............................... 64
Tabla N°4.11: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº 2. ............................. 65
Tabla N°4.12: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº3. ..................................................................... 66
Tabla N°4.13: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº3 ...................................................... 66
Tabla N°4.14: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº3. ............................... 66
Tabla N°4.15: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº3. .............................. 68
Tabla N°4.16: Datos Generales del Pozo de Prueba 4. .......................................................................... 69
Tabla N°4.17: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº4 ...................................................... 69
Tabla N°4.18: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº4. ............................... 69
Tabla N°4.19: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº4. .............................. 70
Tabla N°4.20: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº5. ..................................................................... 71
Tabla N°4.21: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº5 ...................................................... 72
Tabla N°4.22: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº5. ............................... 72
Tabla N°4.23: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº5. .............................. 73
Tabla N°4.24: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº6. ..................................................................... 74
Tabla N°4.25: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº6. ............................... 74
Tabla N°4.26: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº6. ..................................................... 75
Tabla N°4.27: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº6. .............................. 76
Tabla N°4.28: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº7. ..................................................................... 77
Tabla N°4.29: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº7. ............................... 77
Tabla N°4.30: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº7. ..................................................... 78
Tabla N°4.31: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº7. .............................. 79
Tabla N°4.32: Datos Promedios de la perforación Convencional. ........................................................ 80
Tabla N°4.33: Datos Promedios de las operaciones de perforación Convencional. .............................. 80
Tabla N°4.34: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 26”. ................................................ 81
Tabla N°4.35: Costos promedio de la perforación de la sección de 26”. ............................................... 81
Tabla N°4.36: Hidráulica de la Perforación de 26”. ............................................................................... 82
Tabla N°4.37: Hidráulica en la Broca Convencional de 4*13/32in. ...................................................... 83
xiii
Tabla N°4.38: Caída de presión en el espacio anular. ........................................................................... 84
Tabla N°4.39: Pozos perforados con tubería de revestimiento. ............................................................ 85
Tabla N°4.40: Costo de la perforación con tubería de revestimiento. .................................................. 86
Tabla N°4.41: Datos Perforación con Revestimiento. ........................................................................... 86
Tabla N°4.42: Resumen de las operaciones de la perforación con revestimiento. ............................... 87
Tabla N°4.43: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 24”. ................................................ 87
Tabla N°4.44: Costos promedio de la perforación de la sección de 24”. ............................................... 88
Tabla N°4.45: Significado de la zapata tipo DPA4419X ........................................................................ 90
Tabla N°4.46: Tipos de Collares Flotadores .......................................................................................... 91
Tabla N°4.47: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*13/32in.................................... 93
Tabla N°4.48: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*13/32in. ..................................................... 93
Tabla N°4.49: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*12/32in.................................... 94
Tabla N°4.50: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*12/32in. ..................................................... 94
Tabla N°4.51: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*14/32. ..................................... 95
Tabla N°4.52: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*14/32in. ..................................................... 95
Tabla N°4.53: Hidráulica de la Perforación de 24”; Para distintos caudales. ....................................... 96
Tabla N°4.54: Hidráulica en la zapata de 10*14/32in para distintos caudales. ................................... 96
Tabla N°4.55: Caída de presión en el espacio anular para la tubería de revestimiento. ...................... 98
Tabla N°4.56: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de Revestimiento. ...................... 99
Tabla N°4.57: Comparación Económica de las dos técnicas de perforación. ...................................... 100
xiv
ÍNDICE DE GRÁFICOS
CAPITULO II ............................................................................................................................................. 7
Gráfico N°2.1: Ubicación del Campo Sacha en la Cuenca Ecuatoriana. ................................................. 8
Gráfico N°2.2: Columna Litológica del Campo Sacha. ............................................................................ 9
Gráfico N°2.3: Pin y Caja de 8 HRR (Ocho Hilos Rosca Redonda) ......................................................... 12
Gráfico N° 2.4: Esquemas de revestimientos en un pozo...................................................................... 16
Gráfico N°2.5: Curva de Fatiga para Tubería Grado D y E. ................................................................... 18
Gráfico N°2.6: Esfuerzo de Carga en Tubulares. ................................................................................... 21
Gráfico N° 2.7: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento. ..................................... 25
Gráfico N° 2.8: Tipos de Perforación con Tuberías de Revestimiento. .................................................. 25
Gráfico N°2.9: Proceso del Efecto de Frisado “Plastering”. ................................................................... 28
Gráfico N° 2.10: Concepto de fortalecimiento de las rocas. ................................................................. 29
Gráfico N° 2.11: Métodos de Perforación con Tubería de Revestimiento. ............................................ 30
Gráfico N°2.12: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Tesco Corporation. ................................... 31
Gráfico N°2.13: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Weatherford. ........................................... 31
Gráfico N°2.14: Generaciones de Zapata perforadora DS1, DS2, DS3 de Weatherford. ...................... 32
Gráfico N°2.15: Partes de una Zapata perforadora. ............................................................................. 33
Gráfico N°2.16: Diseño del Stabb-in ..................................................................................................... 34
Gráfico N°2.17: Herramienta de conducción interna (ICDT) ................................................................. 35
Gráfico N° 2.18: Perforación con Tubería de Revestimiento Pozo Yuca. ............................................... 37
Gráfico N° 2.19: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento. ................................... 38
Gráfico N°2.20: Modelos Reológicos .................................................................................................... 42
Gráfico N° 2.21: DEC Vs Profundidad.................................................................................................... 43
CAPITULO IV ......................................................................................................................................... 47
Gráfico N°4.1: Presión de fractura en las formaciones......................................................................... 50
Gráfico N°4.2: Presión de sobrecarga................................................................................................... 52
Gráfico N°4.3: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha ................................................... 55
Gráfico N°4.4: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha Sección de 26” ........................... 56
Gráfico N°4.5: Profundidad de asentamiento de la Tubería de Revestimiento. ................................... 58
Gráfico N°4.6: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº1 .................................................... 61
Gráfico N°4.7: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº2 .................................................... 65
Gráfico N°4.8: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº3 .................................................... 67
Gráfico N°4.9: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº4 .................................................... 70
Gráfico N°4.10: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº5 ....................................................... 72
Gráfico N°4.11: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº6 ....................................................... 75
Gráfico N°4.12: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº7 ....................................................... 79
Gráfico N°4.13: Curva Profundidad vs. Tiempo Promedio. ................................................................... 82
Gráfico N°4.14: BHA de un Pozo Convencional. .................................................................................... 83
Gráfico N°4.15: Curva Profundidad vs. Tiempo de perforar con revestimiento .................................... 88
Gráfico N°4.16: Ficha Técnica de la zapata DPA4419X. ........................................................................ 89
Gráfico N°4.17: Rango de las formaciones a perforar con la zapata tipo DPA4419X. .......................... 90
Gráfico N°4.18: BHA para la perforación con Revestimiento. .............................................................. 91
Gráfico N°4.19: Torque esperado para la perforación con tubería de revestimiento. .......................... 92
Gráfico N°4.20: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de Revestimiento. ................. 101
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N°1: Litología del Campo Sacha en la Sección de 26”. ............................................................ 110
ANEXO N°2: Modelos Reológicos: ...................................................................................................... 113
ANEXO N°3: Inclinación que se obtuvo en los dos pozos perforados en el Ecuador. ........................... 114
ANEXO N°4: Gráfico de parámetros operacionales de los dos pozos perforados en el Ecuador. ........ 115
xvi
TEMA: “Estudio técnico y económico de 7 pozos para la aplicación de la tecnología
de perforación con tubería de revestimiento en la primera sección vertical de hoyo en
un pozo del Campo Sacha”
Autor: Galo Xavier Torres Rivadeneira
Tutor: Marcelo David Benítez Guerra
RESUMEN
El presente estudio técnico se enfoca principalmente en la perforación de pozos
con tubería de revestimiento eliminando la necesidad de bajar la columna de
perforación convencional, que luego debe ser extraída para instalar la tubería de
revestimiento permanente. Además, mitiga los problemas de pérdida de circulación,
mejora el control del pozo y reduce el tiempo de equipo de perforación no
productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan
desviaciones no programadas o atascamientos de las tuberías. La perforación con
tubería de revestimiento realiza menos viajes de entrada y salida del pozo que la
perforación convencional, al mismo tiempo que se aumenta la seguridad y la
eficiencia de perforar un pozo de petróleo o gas.
PALABRAS CLAVES:
Perforación con Tubería de revestimiento, Zapata perforadora, Tubería de
revestimiento, Top Drive, Campo Sacha, Perforación Convencional, Herramienta de
Conducción Interna.
xvii
Title: “Technical and economic study of seven wells for the application of drilling
with casing technology in the first vertical section of a hole in a well in the Sacha
Field”
Autor: Galo Xavier Torres Rivadeneira
Tutor: Marcelo David Benítez Guerra
ABSTRACT
This technical study focuses mainly on wells drilling with casing. This eliminates the
need of taking down the conventional drilling column, which must be removed
thereafter, in order to install the permanent casing. In addition, it mitigates problems,
related to circulation losses. It improves well monitoring and reduces non-productive
drilling equipment time. It reduces at the same time risks related to non-programmed
deviations or pipes obstructions. Drilling with casing makes fewer trips in and out of
the well than conventional drilling, while the safety and efficiency of drilling an oil
or gas is increased.
KEYWORDS
Drilling with Casing, Casing, Drilling Shoe Top Drive, Casing Drive System, Sacha
Field, Internal Casing Drive Tool.
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original
document in Spanish.
Ing. Marcelo David Benítez Guerra
Profesor
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
Universidad Central del Ecuador
Jerónimo Leyton y Avenida La Gasca
1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
INTRODUCCIÓN:
Un pozo es una estructura desarrollada y construida técnicamente dentro del suelo
con el propósito de producir hidrocarburos, almacenar hidrocarburos o asistir a la
recuperación de hidrocarburos.
Básicamente un pozo se diseña con las siguientes ideologías: Seguridad: como
primera medida (fallas catastróficas, fallas dependientes del tiempo, fallas debido a
manipuleo); Economía: costos de capital, costos de operación, costos de
mantenimiento; Acciones futuras: exploraciones futuras, desarrollo del yacimiento,
forma de producir el pozo.
Es por esto que en la búsqueda permanente de la optimización de recursos, la
industria del petróleo y gas ha encontrado nuevos métodos y ha desarrollado nuevas
tecnologías para la perforación de nuevos pozos, las cuales no solo reducen los
costos sino también el tiempo y ofrece una serie de ventajas operacionales que hacen
de estos una herramienta muy valiosa para las empresas que se encuentran
involucradas con la perforación de pozos de petróleo o gas.
Este proyecto está enfocado en dar una descripción de la técnica de perforación no
convencional con tubería de revestimiento, además de conocer los equipos y
procedimientos utilizados y en identificar las posibles ventajas y desventajas de
perforar con tubería de revestimiento en lugar de perforar en forma convencional. Se
analizaron la elaboración de un diseño básico de perforar un pozo vertical aplicando
la técnica de Perforación con Tubería de revestimiento dentro del Campo Sacha.
Finalmente se dan las conclusiones y recomendaciones las cuales son el resultado
del trabajo y desarrollo de este proyecto.
2
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1.ENUNCIADO DEL PROBLEMA
Los viajes inesperados a superficie cuando se está perforando un pozo son
causados principalmente por taponamiento de las boquillas de la broca, perdida del
fluido de perforación entre otros problemas, esto causa que los tiempos de
perforación se incrementen, al igual que los costos de la perforación de un pozo.
1.2.ENUNCIADO DEL TEMA
ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE 7 POZOS PARA LA APLICACIÓN
DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING EN LA PRIMERA
SECCIÓN VERTICAL DE HOYO EN UN POZO DEL CAMPO SACHA.
1.3.FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
El petróleo es un recurso natural no renovable y actualmente es una de las
principales fuente de energía, y por ende generador de divisas y desarrollo
económico de varios países incluido el Ecuador. Este recurso aportó con el 10.16%
del presupuesto general de nuestro país Ecuador en el año 2015.
Es por ello que se están desarrollando nuevas tecnologías para ser aplicadas en
cada una de las etapas necesarias para la explotación del petróleo y del gas.
La perforación de pozos con tubulares de gran diámetro elimina la necesidad de
bajar la columna de perforación convencional, que luego debe ser extraída para
instalar la tubería de revestimiento permanente. Además, disminuye los problemas de
pérdida de circulación, mejora el control de pozo y reduce el tiempo de equipo de
producción no productivo. Esto produce una disminución en las desviaciones no
programadas o atascamientos de las tuberías. Menos viajes de entrada y salida del
pozo, seguridad en su posicionamiento, mayor eficiencia y menores costos en la
construcción de pozos.
Ante lo descrito se plantea la siguiente pregunta de investigación:
¿Cómo optimizar la perforación de pozos en el Campo Sacha mediante la
aplicación de nuevas tecnologías y procedimientos?
3
1.4.JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA
La industria del petróleo y gas ha encontrado nuevos métodos y ha desarrollado
nuevas tecnologías para perforar pozos, los cuales no solo reducen los costos sino
también el tiempo y ofrece una serie de ventajas operacionales que hacen de estos,
una herramienta muy valiosa para las empresas que se encuentran involucradas con
la perforación de pozos de petróleo y/o gas.
Este proyecto está enfocado en dar una descripción de la técnica de perforación
con tubería de revestimiento, que consiste en revestir el pozo a medida que este es
perforado ya que usa el revestidor como proveedor de la energía hidráulica y
mecánica para lograr el corte de la formación. Es importante conocer los equipos
como el Top Drive, ICDT, Zapata perforadora perforable, entre otros y los
procedimiento que se va a utilizar como es el equipo de fondo no recuperable. Una
de las principales ventajas que tiene la utilización de esta tecnología es: el ahorro de
tiempo, costos, y la reducción de accidentes durante las operaciones de perforación.
También se identifican algunas desventajas de perforar con tubería de revestimiento
en lugar de perforar en forma convencional.
1.5.OBJETIVOS
1.5.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis técnico y económico de la perforación con tubería de
revestimiento aplicado a un pozo del Campo Sacha y determinar la
factibilidad de su utilización.
1.5.2. OBJETIVO ESPECIFICO
Describir en qué consiste la perforación de pozos con tubería de
revestimiento.
Analizar las ventajas y desventajas de la perforación con tubería de
revestimiento en un pozo del Campo Sacha.
Explicar las características y las herramientas que se utilizan para la
perforación con tubería de revestimiento.
4
1.6. ENTORNO DEL ESTUDIO
1.6.1. MARCO INSTITUCIONAL
Misión de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental
Formar de manera integral profesionales idóneos para proyectar, organizar y dirigir
trabajos con el fin de liderar el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales
y energéticos del Ecuador.
Misión de la Carrera de Ingeniería en Petróleos
Formar integralmente a Ingenieros de Petróleos con excelencia para el desarrollo de
las actividades relacionadas con el aprovechamiento óptimo y sustentable de los
hidrocarburos, con valores éticos y comprometidos con el desarrollo del Ecuador,
capaces de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las
exigencias nacionales e internacionales.
Visión de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental
Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los
recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica, en la
investigación y los servicios.
Visión de la Carrera de Ingeniería en Petróleos
Al 2020 ser líder en la formación, investigación e innovación para el
aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la sociedad
ecuatoriana.
1.6.2. MARCO LEGAL
Constitución de la República del Ecuador
El Art 350. de la Constitución de la Republica dispone que: “El sistema de educación
superior tiene como finalidad la formación académica y profesional con visión
científica y humanista; la investigación científica y tecnológica; la innovación,
5
promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las culturas; la construcción de
soluciones para los problemas del país, en relación con los objetivos del régimen de
desarrollo; y, en el inciso tercero del Art. 356, se garantiza a los estudiantes la
igualdad de oportunidades en el acceso, en la permanencia, en la movilidad y en el
egreso”.
Ley Orgánica de Educación Superior
Art. 123.- “Reglamento sobre el Régimen Académico.- El Consejo de Educación
Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y
grados académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y
demás aspectos relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la
promoción de la movilidad estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o
investigadoras”
Art. 144.- “Tesis Digitalizadas.- Todas las instituciones de educación superior estarán
obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos académicos
de grado y posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de
Información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública
respetando los derechos de autor”.
Reglamento de Régimen Académico
El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de
titulación se establece que:
“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior,
y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de
grado o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos
o artículos académicos, etnografías, sistematización de experiencias prácticas de
investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios comparados, propuestas
metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o presentaciones artísticas,
dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos, proyectos
técnicos, trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel de complejidad.”
6
Estatuto Universitario
Art. 212. “El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio
para la obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación.
Dichos trabajos pueden ser estructurados de manera independiente o como
consecuencia de un seminario de fin de carrera”.
Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional
universitario de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de
investigación conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación
práctica, con característica de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos
de aplicación, recursos, tiempos y resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en
el Art. 37 del Reglamento Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional
de Educación Superior. (Estatuto Universitario Universidad Central del Ecuador,
2010)
Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de
Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:
Estudios Técnicos
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos,
etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,
explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con
alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados.
(Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2015)
1.6.3. MARCO ÉTICO
El presente proyecto respeta los principios y valores de la gente que de una u otra
manera apoyan a su realización, mantendrá el cuidado contra la divulgación de la
información facilitada, además el proyecto considero la protección del medio
ambiente.
7
CAPITULO II
CAPITULO II
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2. MARCO REFERENCIAL
2.1. ANTECEDENTES
El Campo Sacha fue descubierto en 1969, por el consorcio Texaco-Gulf con la
exitosa perforación del pozo exploratorio Sacha-01, siendo su objetivo principal la
arena Hollín Inferior y alcanzando la profundidad total de 10 160’, para obtener más
tarde una producción inicial de 1328 BPPD de 29.9º API y BSW de 0.1%.
(Departamento de Geociencias. (2015) – ORN-CEM.)
El campo se puso en producción en julio de 1972 con 29269 BPPD. Y más tarde
estuvo a cargo del consorcio CEPE-Texaco entre 1976 y 1989.
Para 1984 CEPE, luego PETROECUADOR por medio de la filial
Petroproducción, ahora PETROAMAZONAS EP, perforó el pozo exploratorio Sacha
Profundo 1 para niveles pre-cretácico para aumentar la producción de este campo,
llegando hasta la profundidad final de 16,123 pies de la formación Macuma, cuyo
objetivo no fue alcanzado debido a que se suspendió la perforación. (Departamento
de Geociencias. (2015) – ORN-CEM.)
Finalmente desde noviembre de 1986, en este campo se aplicó la técnica de la
recuperación secundaria con inyección de agua a fin de aumentar y/o mantener las
presiones de los diferentes reservorios incrementando la producción hasta 60,000
BPPD.
La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60,000 BPPD hasta el
año 1994, luego de lo cual fue declinando en su producción diaria hasta alrededor de
45.300 BPPD a noviembre del 2.008. Desde el 3 de septiembre de 2009, el campo
pasa a la Compañía de Economía Mixta Operaciones Río Napo (ORN-CEM),
formada con un 70% de participación por EP Petroecuador, ahora
PETROAMAZONAS EP, y un 30% por la Compañía Estatal Venezolana Petróleos
8
de Venezuela (PDVSA) y con una producción de aproximadamente 50000 BPPD.
(Departamento de Geociencias. (2015) – ORN-CEM.)
Entre el 2009 y el 2011 se efectuaron estudios dinámicos y estáticos sobre las
reservas del campo, lo que permitió realizar nuevas perforaciones verticales,
direccionales y horizontales para recuperar el crudo de los yacimientos.
(Departamento de Geociencias. (2015) – ORN-CEM.)
2.2. GENERALIDADES DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA
2.2.1. UBICACIÓN DEL BLOQUE 60 CAMPO SACHA
El campo Sacha está ubicado a 300 km al Noreste de Quito en la Región
Amazónica del Ecuador, Provincia de Francisco de Orellana, Cantón Joya de los
Sachas, ver el gráfico N°2.1 y cubre un área aproximada de 41514 acres (124 km2). A
continuación se tiene la tabla N°2.1 con las coordenadas geográficas del Campo
Sacha.
Tabla N°2.1: Coordenadas del Campo Sacha.
Latitud: 00º 19’ 22.54’’ SUR
Longitud: 76º 50’ 05.87’’ ESTE
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
Elaborado por: Galo Torres
Gráfico N°2.1: Ubicación del Campo Sacha en la Cuenca Ecuatoriana.
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
8
LÍMITES DEL CAMPO SACHA
El Campo Sacha se encuentra limitado de la siguiente manera:
Al Norte las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista.
Al Sur los campos Culebra y Yulebra.
Al Este los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay.
Al Oeste por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito.
2.2.2. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y PETROFÍSICAS
2.2.2.1 Geología Estructural
La trampa hidrocarburífera del Campo Sacha se encuentra situada al Oeste del eje
axial de la cuenca sedimentaria Cretácica Napo, en el corredor Sacha- Shushufindi,
es un anticlinal asimétrico de bajo relieve, con su eje principal en la dirección NE-SO
con una falla en su flanco Oeste de tipo transpresional dextra1.
El campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el basamento, la
cual llega hasta la caliza M-2 con un salto de falla al nivel de la formación Hollín,
que tiene rumbo Noreste-Suroeste, hacia la mitad inferior tiene un rumbo
aproximado Norte-Sur. En la parte Sur del campo se presenta un sistema de falla en
dirección Este-Oeste. Tiene una longitud de 31.5 km, un ancho que varía de 4 km al
Norte, 8.5 km en el centro (siendo esta parte la más ancha) y 6 km al Sur del campo.
(Departamento de Geociencias. (2015)-ORNCEM.)
2.2.2.2. Columna Estratigráfica Del Campo Sacha
El Campo Sacha presenta una estratigrafía semejante a los otros campos de la
región. En la cuenca oriente se puede observar que afloran rocas sedimentarias del
mioceno al reciente. Subyaciendo a estas se tiene un potente conjunto de sedimentos
de edades comprendidas entre el jurásico al oligoceno. En el gráfico N°2.2 se
muestra una columna estratigráfica generalizada de este campo. De acuerdo a
1 Falla dextral: Falla con un solo sentido de desplazamiento (sentido del reloj). Transpresión: La existencia simultánea de un
proceso de formación de fallas de desplazamiento de rumbo y la compresión, o convergencia, de la corteza terrestre
9
correlaciones sísmicas con registros eléctricos, se ha determinado contacto agua
petróleo para los reservorios de Hollín, “T” Inferior, “U” Inferior y Basal Tena.
Gráfico N°2.2: Columna Litológica del Campo Sacha.
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
2.3. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
La tubería de revestimiento es el principal soporte estructural de un pozo. Son
tuberías especiales y esenciales de la perforación y la terminación de un pozo de
petróleo. Consiste en una columna de tuberías de acero que se introducen en el pozo
perforado, enroscándolas una a otra para formar un tubo continuo hasta que se
alcance la profundidad deseada y que luego son cementadas para lograr la protección
del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta
superficie. (Schlumberger, (2013))
10
2.3.2. SELECCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más
importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de
pozos. La tubería de revestimiento debe soportar las presiones y cargas para una serie
dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y
economía del proceso de perforación y en la vida productiva del pozo.
(Schlumberger, (2013))
Los criterios generales de la selección de tubería de revestimiento son:
Tipo de pozo (horizontal/vertical).
Gradiente de fractura calculado.
Densidad y tipo de lodo de
perforación.
Trayectoria del pozo.
Perfil de temperatura.
Localización de zonas
permeables.
Zonas de posibles pérdidas de
circulación.
2.3.3. FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
La colocación de la tubería de revestimiento en el pozo es para proporcionar
protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. (Schlumberger,
(2013)) Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:
Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.
Evitar contaminación de aguas superficiales.
Suministrar un control de las presiones de formación.
Proveer una conexión segura para los equipos en la cabeza del pozo (B.O.P. =
Blow Out Preventer) y árbol de navidad.
Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.
Aislar zonas de agua o de aceite mediante la presencia combinada de la
tubería de revestimiento y el cemento.
11
2.3.4. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
Con el propósito de establecer patrones a los que se ajusten los tipos de tubería de
revestimiento más usadas, el Instituto Americano del Petróleo (API) ha elaborado
especificaciones para las tuberías de revestimiento, las mismas que vienen
especificadas por las siguientes propiedades:
2.3.4.1. Diámetro Exterior y Espesor de la Pared
El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los acoples, El
diámetro de los acoples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del
agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.
El espesor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el
tamaño máximo de la sarta que puede ser corrida a través de la tubería. La tolerancia
permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared de la tubería de
revestimiento, es dictada por la norma API 5CT. (Schlumberger, (2013))
2.3.4.2. Peso por unidad de longitud
El peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para
identificar la tubería de revestimiento. Los pesos nominales no son exactos y están
basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies
de longitud. (Schlumberger, (2013))
2.3.4.3. Grado del acero
Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la
composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su
fabricación. (Schlumberger, (2013))
La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento
que recibió durante su fabricación. En la tabla N° 2.2 se observan los diferentes
grados con sus propiedades físicas de la tubería de revestimiento.
12
Tabla N° 2.2: Grado de acero
Grado
API
Resistencia a la Fluencia (psi) Mínima
Resistencia a
la Tensión
(psi)
Máxima
Elongación2
(%) Mínimo Máximo
H-40 40,000 80,000 60,000 29.5
J-55 55,000 80,000 75,000 24.0
K-55 55,000 80,000 95,000 19.5
L-80 80,000 95,000 95,000 19.5
N-80 80,000 110,000 100,000 18.5
C-90 90,000 105,000 100,000 18.5
C-95 95,000 110,000 105,000 18.0
T-95 95,000 110,000 105,000 18.0
P-110 110,000 140,000 125,000 15.0
Q-125 125,000 150,000 135,000 14.0
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Schlumberger, (2013)
2.3.4.4.Tipo de Conexión
Las conexiones son componentes estructurales y/o mecánicos de la tubería que
proveen el enlace entre tubos y/o accesorios, éstas deben ser compatibles con las
presiones y fluidos asociados con su aplicación.
Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el mercado. La
selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el
desempeño requerido y el costo. (Schlumberger, (2013))
En el gráfico N°2.3 se observa el pin y la caja de una tubería de revestimiento.
Gráfico N°2.3: Pin y Caja de 8 HRR (Ocho Hilos Rosca Redonda)
Fuente: http://www.tenaris.com/shared/documents/files/cb290.pdf
2 Elongación: es la distancia que, en un instante dado, separa a una partícula o cuerpo sometidos a
oscilación de su posición de equilibrio
13
Para los diferentes casos existen conexiones API y conexiones “Premium”.
Conexiones API. Se rigen por las especificaciones STD 5B y SPEC 5CT de API.
Las especificaciones STD 5B de API cubren las roscas, es decir, los filos que se
observan en los extremos de la tubería, mientras que del acoplamiento y la longitud
del acoplamiento, se especifican en la SPEC 5CT de API. (Schlumberger, (2013))
Estas roscas y conexiones API para revestimientos y tuberías de producción se
clasifican de acuerdo a la forma de la rosca, con variaciones que obedecen al
diámetro de la tubería, el espesor de las paredes, el grado y la longitud básica de la
rosca, así tenemos en la tabla Nº2.3 los siguientes tipos de roscas API :
Tabla N°2.3: Conexiones API
Conexió
n API
Características
API 8-
Redonda,
STC o LTC
El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa
lubricante para roscas.
Eficiencia tensora de 70-75% dependiendo del tipo de rosca.
Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F.
API, BTC
(Buttress) o
BCN
La rosca API Buttress con acople regular, posee 5 roscas por pulgada,
su geometría de diseño presenta un flanco de carga paralelo al flanco
de enchufe con ángulos de 3° y 10° respectivamente del eje vertical de
la tubería, es decir es una rosca cuadrada por lo que contribuye a
disminuir el deslizamiento de las roscas y proporciona una alta
resistencia a esfuerzos de tensión. Esta conexión es 100% eficiente en
la mayoría de casos.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Schlumberger, (2013))
Conexiones Premium o Patentadas. Son juntas para productos tubulares sobre
las cuales existen derechos de propiedad y que poseen especificaciones
confidenciales, generalmente asociadas a patentes.
A menudo, las conexiones patentadas suelen denominarse conexiones "Premium".
En muchas de ellas y con demasiada frecuencia, su desempeño es inferior al de las
conexiones API. (Schlumberger, (2013))
14
Se admite que las conexiones patentadas no están cubiertas por las
especificaciones API. No obstante, es razonable exigir que el diseño de una conexión
patentada cumpla con los requerimientos de control de diseño para los programas de
calidad.
2.3.4.5.Longitud de la junta
Representa el largo aproximado de un tubo o sección de una sarta de
revestimiento, API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la
longitud de las tuberías, en la tabla N°2.4 se observan los rangos para tuberías de
revestimiento de acuerdo con la norma API 5CT/ISO 11960. (Schlumberger, (2013))
Tabla N°2.4: Longitud de la junta
RANGO LONGUITUD
PIES METROS
1 16-25 4,88-7,62
2 25-34 7,62-10,63
3 34-48 10,63-14,63
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Schlumberger, (2013))
2.3.5. TIPOS DE REVESTIMIENTOS
El número de sarta de revestimiento que se coloca en un pozo es función de las
formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo.
Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son:
2.3.5.1. Revestimiento conductor
Es la primera tubería de revestimiento que se coloca en un pozo de petróleo o gas,
es un tubo guía de diámetro grande (16" a 30") que se coloca a profundidades
someras, cementada hasta superficie o lecho marino. Se utiliza para reforzar la
sección superior del hoyo. La profundidad de asentamiento varía entre 150' y 250'.
(Schlumberger, (2013))
15
2.3.5.2. Revestimiento de superficie
Es la tubería de revestimiento cuyo diámetro está entre (20" a 9 ⅝"), proporciona
una completa protección durante la perforación. La profundidad de asentamiento
varía entre 100' y 3000' (o más) dependiendo de la profundidad final y diseño del
completamiento del pozo. (Schlumberger, (2013))
2.3.5.3. Revestimiento intermedio
Este tipo de revestimiento proporciona integridad de presión durante las
operaciones de perforación subsecuente. Entre sus principales características están:
proteger las formaciones de altos pesos de lodo, también suministra aislamiento en
zonas inestables del pozo. Tiene profundidades de asentamiento entre 3000’ y 10000’
o más, sus diámetros suelen estar entre 13 ⅜", 10 ¾", 9 ⅝". (Schlumberger, (2013))
2.3.5.4. Revestimiento de producción
Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el
pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas
reparaciones y completaciones. La profundidad de asentamiento es la profundidad
total del pozo y sus diámetros suelen ser de 4 ½", 5", 7" y 9 ⅝".
2.3.5.5. Camisa o liner
Es una tubería de revestimiento corta la cual no llega hasta superficie del pozo,
sino que cuelga de otra tubería que le sigue en diámetro, llamada colgador de liner.
Los liners pueden funcionar como tubería intermedia o de producción, normalmente
esta cementada en toda su longitud. (Schlumberger, (2013))
En el gráfico Nº 2.4 tenemos los diferentes revestimientos que se corren en un pozo.
16
Gráfico N° 2.4: Esquemas de revestimientos en un pozo.
Fuente: (Schlumberger, (2013))
2.3.6. PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO USADA PARA PERFORAR.
En la mayoría de los casos analizados para perforar con tuberías, los aspectos
técnicos y las consideraciones que se tienen en cuenta no difieren demasiado de
aquellas usadas para el diseño de un revestimiento convencional. Datos como
gradientes porales y de fractura, gradientes de temperatura, litología del terreno son
requeridos tanto para el diseño convencional de una sarta como para el diseño de un
revestimiento para perforar. La única diferencia que surge es la incorporación de
tensiones adicionales provenientes de efectos dinámicos. (Mazzaferro G. (2006)-
Tenaris)
2.3.6.1.Análisis de la flexión o bending
Es la capacidad de la sarta de flexionarse, la flexión es función de la tensión y
compresión, la cual involucra la deformación del material derivado de la severidad
por la desviación del pozo. Es de importancia conocer esta propiedad ya que se
identifican los esfuerzos combinados de tensión y compresión en la parte desviada.
La ecuación para calcular la capacidad de flexión de una tubería esta descrita en la
ecuación Nº 2.1 la misma que relaciona el módulo de elasticidad, el esfuerzo o
resistencia del material, el cambio de forma de este y la longitud de desviación:
17
𝜃 =𝜎𝑦 − 𝜎𝑎
211 ∗ 𝑂𝐷 Ecuación Nº 2.1
Dónde:
θ= Máximo ángulo de desviación por cada 100 metros.
σy= Esfuerzo de cedencia, [psi].
σa= Cargas axiales por tensión o compresión, [psi].
OD= Diámetro exterior de la tubería, [in].
2.3.6.2. Análisis de la relación torsión –tensión
La torsión se presenta cuando el revestimiento se dobla debido a la carga
compresiva que se acumula en la parte inferior de la sarta, éste hecho no es
destructivo, sin embargo, causa dos efectos que sí pueden serlo:
Las fuerzas de contacto laterales entre el revestimiento y las paredes del
hueco pueden causar desgaste e incrementar el torque que se requiere para
rotarlo.
La torsión hace que el revestimiento asuma una geometría curva en el hueco
así, se incrementan el esfuerzo de la tubería y las vibraciones laterales.
La perforación no convencional también es limitada por la reducción de la
resistencia a la torsión de la tubería empleada, en función de la carga de tensión a la
cual es sometida la misma. Esta consideración se hace más importante a medida que
la perforación es más profunda o en operaciones de cementación que incluyen
rotación. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
La tensión se la puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de
la sección transversal. La resistencia a la tensión se la puede determinar a partir de la
ecuación N° 2.2 que se tiene a continuación.
𝑅𝑡 =𝜋
4(𝑑𝑒2 − 𝑑𝑖2)𝜎𝑦 Ecuación Nº 2.2
18
Donde:
Rt= Resistencia a la tensión, [psi]
de= Diámetro exterior, [in]
di= Diámetro interior, [in]
σy= Esfuerzo de cedencia, [psi]
2.3.6.3. Acumulación de fatiga
La resistencia a la fatiga se determina mediante el uso de una curva que relaciona
niveles de esfuerzo con número de ciclos necesarios para que la tubería falle. En el
gráfico N°2.5 muestra la curva para las tuberías con grados de acero D y E. Se
observa que la fatiga se define con un rango de valores.
La acumulación por fatiga de una sarta de perforación depende de tres
condiciones de operación: la tensión – compresión, la flexión y la torsión.
(Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
Gráfico N°2.5: Curva de Fatiga para Tubería Grado D y E.
Fuente: Consideraciones en el diseño de la perforación con revestimiento.
IADC/SPE 59179, 2000.
Después de haber determinado el esfuerzo cíclico generado por la rotación, se
calcula el factor de seguridad que ayudara a determinar el número de ciclos y estimar
las horas de rotación para un caso específico de condiciones predeterminadas.
(Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
19
Para estimar las cargas por flexión se utiliza la ecuación Nº 2.3:
𝛽 =𝑌𝑠
211 ∗ 𝜙 ∗ 𝜂
Ecuación N° 2.3
Donde:
β = Severidad de la desviación, ° / 30 m.
Ys = Fluencia del material o limite elástico o esfuerzo al bending, [psi].
η= Eficiencia de la conexión al bending, fracción.
Φ= diámetro nominal de la tubería, [in].
En la ecuación se observa que entre más vertical sea el pozo es menor el ángulo
de desviación y el número de ciclos aumenta.
2.3.6.4. Torque, arrastre y pandeo
El torque es el momento necesario para rotar la tubería. El arrastre de la tubería, es
el incremento de la fuerza requerida para mover la tubería hacia arriba o hacia abajo,
dentro del agujero. Las causas que generan excesivas magnitudes de torque y
arrastre, son entre otras la continua reducción del agujero, derrumbes en el pozo,
fricción de la tubería con la pared del pozo durante el deslizamiento y fricción con la
tubería de revestimiento. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
El cálculo para la resistencia al torque puro se lo puede realizar con la ecuación
N° 2.4 y la ecuación N° 2.5:
𝑇 =0.096167∗𝐽∗𝜎𝑦
𝑑𝑒 Ecuación 2.4
𝐽 =𝜋
32(𝑑𝑒4 − 𝑑𝑖4) Ecuación 2.5
Donde:
T= Resistencia a la torsión de la tubería, [lb-ft]
J=Momento de inercia polar, [in4]
20
de= Diámetro exterior de la tubería, [in]
di= Diámetro interior de la tubería, [in]
σy= Esfuerzo de cedencia, [psi]
En la perforación con tubería de revestimiento, el pandeo va a ocurrir cuando la
carga compresiva sobre la tubería en combinación con la geometría del pozo se
conjugan para que la columna se torne inestable, esto no significa que la tubería vaya
a tener una falla estructural. El pandeo en una tubería va a tener dos consecuencias
las cuales deben de ser tomadas en cuenta, la primera es el incremento de la fuerza
lateral de contacto (por ende el desgaste) y la segunda es la tendencia a la curvatura
que incrementa las vibraciones en la columna. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
2.3.6.5. Límites operacionales
Los límites operacionales de las sartas de trabajo empleadas en las operaciones de
perforación no convencional con tubería de revestimiento están dados principalmente
por tres factores:
I. La acumulación de la fatiga.
II. El número de aprietes y desaprietes realizados.
III. Las condiciones operacionales empleadas durante la perforación.
2.3.6.6. Modos de carga en tubulares
Las propiedades más importantes de las tuberías de revestimiento, son los valores
promedios de: colapso, tensión y estallido; Las tablas proporcionadas por los
fabricantes de acuerdo a las especificaciones API indican estas propiedades según los
diversos tipos y grados de ellas. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
Estallido: Hay tres modos diferentes de falla debido a presión interna los cuales
son: estallido de cuerpo de la tubería, falla de la conexión y fugas del fluido.
Colapso: El colapso de una columna es un proceso de inestabilidad geométrica
que puede ser precedida de una deformación elástica o plástica en el espesor de la
pared de dicha columna.
21
Carga axial de tensión: La tubería utilizada para perforar puede fallar bajo cargas
axiales de tensión de acuerdo a tres diferentes modos de falla: desenrosque de la
conexión, rotura de la conexión y rotura en el cuerpo del tubo.
Cargas dinámicas: Debidas a impacto: por golpes de la tubería contra salientes,
freno o ascenso brusco de la columna y rebote por impacto.
En la gráfica N°2.6 se observan los modos de carga por las que tiene que pasar
una tubería durante su trabajo ya sea para perforación o para completamiento del
pozo. Todas las situaciones mencionadas conforman la envolvente de servicio
durante la vida útil de la tubería, la cual va a depender fuertemente de cuatro
parámetros fundamentales: (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
Presión interna
Presión externa
Temperatura
Manejo en campo y en servicio.
Gráfico N°2.6: Esfuerzo de Carga en Tubulares.
Fuente: http://www.oilproduction.net/files/siderkaseleccin y diseño de tuberías.
2.3.6.7 Requerimientos especiales para conexiones
La técnica de perforación con tubería de revestimiento requiere de las siguientes
aptitudes de la conexión a ser evaluadas:
22
Alto Torque
Alta Compresión
Alta Resistencia a la Fatiga
Excelente Sellabilidad luego de
Solicitación a Fatiga
En la técnica de perforación con tubería de revestimiento la carga dinámica es
producida por el efecto combinado de la curvatura del pozo y la rotación del tubo.
Mayor curvatura implica menor Resistencia a la Fatiga. (Mazzaferro G. (2006)-
Tenaris)
Los ensayos específicos que se deben desarrollar para perforar con tubería de
revestimiento se detallan en la tabla N° 2.5:
Tabla N° 2.5: Requerimiento especiales para conexiones.
Evaluación de Torque Ensayos de Make-up & Break-out.
Ensayos de Sobretorque.
Compresión Evaluación por Métodos Numéricos
Verificación con Ensayo a Plena Escala (ISO 13679)
Fatiga
Evaluación por Métodos Numéricos del Factor de
Concentración de Tensiones (SCF/SAF)
Ensayo a Plena Escala (resonante, flexión en 4 puntos)
Sellabilidad Posterior a
Fatiga Ensayo a Plena Escala (ISO 13679)
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
Las conexiones que se tienen para la tubería de revestimiento y en especial la
conexión tipo BTC que es la conexión que se utilizará en la perforación con
revestimiento debe soportar las cargas y las fuerzas que se tendrá durante la
perforación y es por este motivo que los parámetros cuando se perfore no sean tan
agresivos y de esta forma evitar problemas en la perforación con tubería de
revestimiento. Los parámetros óptimos de perforación con la tubería de revestimiento
se detallan en la tabla N°2.6 los mismos que se propusieron por el autor con la ayuda
de un ingeniero de la empresa Weatherford que cuenta la experiencia suficiente para
estos casos y con la ayuda de la información de los dos pozos perforados en el país.
23
Tabla N° 2.6: Parámetros para la perforación con tubería de Revestimiento
Parámetros Siglas Unidades Valor
Revoluciones por minuto (mínima) RPM, min RPM 10
Revoluciones por minuto (máxima) RPM, max RPM 120
Caudal Q gpm 50-800
Peso de lodo MW ppg 8.4-8.9
Torque (mínimo) TQ, min Klb-ft 1
Torque (máximo) TQ, max Klb-ft 15
Peso sobre la broca (mínimo) WOB, min Klb 2
Peso sobre la broca (máximo) WOB, max Klb 25
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reporte Final SINOPEC 248 final-Weatherford-TRS
Las conexiones de la tubería de revestimiento utilizada para perforar debe cumplir
con más condiciones que la tubería convencional, es por eso que se realizan varios
análisis para que el diseño sea el apropiado para resistir las cargas durante la
perforación. A continuación se presenta en la tabla N° 2.7 los tipos de conexiones
apropiadas para la perforación con revestimiento.
Tabla N° 2.7: Tipo de conexiones para perforar con revestimiento.
Tipo de conexión Característica
Semi-premium
Sin Sello Metal-Metal: Requerimientos de baja sellabilidad
Hombro de Torque Robusto: Alta compresión y alta
capacidad de sobretorque
Sin Swaging: Fácil de reparar cerca del pozo
Gap Reducido entre Flancos enfrentados: Alta resistencia a
la compresión
Diseño de Hombro Modificado: Alta resistencia a la
compresión
Tolerancias de Fabricación Ajustada/API:
Control de tensiones
Premium
Sello Metal-Metal: Requerimientos de alta sellabilidad bajo
solicitaciones combinadas
Hombro de Torque Robusto: Alta compresión y alta
capacidad de sobretorque
Gap Reducido entre Flancos Enfrentados: Alta resistencia a
la compresión
Tolerancias de Fabricación Ajustada: Control de tensiones
24
Premium integral
Sello Metal-Metal: Requerimientos de alta sellabilidad bajo
solicitaciones combinadas
Doble Hombro de Torque: Alta compresión y alta capacidad
de sobretorque.
Hombros Externo e Interno Fabricados con
Tolerancias Ajustadas: Control de tensiones
Precarga de Hombros Interno-Externo
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
Tres conexiones fueron diseñadas y evaluadas a fin de validar su aptitud para la
aplicación de la perforación con tubería de revestimiento.
Conexión Integral upset (Tenaris PJD)
Conexión Premium T&C (TenarisBlue)
Conexión Semi-premium (Tenaris ERT/Blue SAGD)
El resultado final del análisis realizado a los distintos tipos de conexiones
demostró un menor Factor de Concentración de Tensiones / Factor de Amplificación
de Tensiones, con lo que nos da una mejor performance a fatiga, para las conexiones
Integral upset frente a las T&C. (Mazzaferro G. (2006)-Tenaris)
2.4. PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
La perforación con tubería de revestimiento es una técnica que permite entubar el
pozo a medida que se va perforando el mismo. En este proceso la tubería de
revestimiento se usa en reemplazo de la sarta de perforación convencional para
transmitir energía mecánica e hidráulica hacia la broca, logrando así la optimización
del proceso de perforación en las diferentes secciones de pozo. (Piasco L. (2006)-
Tenaris).
En el gráfico N°2.7 se observa la principal diferencia entre perforar
convencionalmente y perforar con tubería de revestimiento la misma que elimina el
uso de un BHA convencional y solamente se usa la tubería de revestimiento para
perforar el pozo y de esta forma el pozo queda revestido a medida que se perfora el
mismo.
25
Gráfico N° 2.7: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento.
Fuente: http://www.sipeshouston.org/presentations/Drilling.with.csg.pdf
2.4.1. PRINCIPIO DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
La utilización de la tubería de revestimiento permite disminuir los costos de
construcción de pozos, mejorar la eficiencia operacional y la seguridad, así como
minimizar el impacto ambiental. Básicamente, en principio, esta técnica de
perforación utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán instalados
permanentemente en el pozo, en lugar de la sarta de perforación convencional.
(Piasco L. (2006)-Tenaris)
En el gráfico N° 2.8 se pueden observar las diferentes operaciones de perforación
y entubación simultáneas con liner o sartas de revestimiento completas.
Gráfico N° 2.8: Tipos de Perforación con Tuberías de Revestimiento.
Fuente: Schlumberger-Perforación de pozos direccionales con tubería de
revestimiento.
26
Una de las principales características de la perforación con tubería de
revestimiento es la minimización del número de viajes de la tubería durante las
operaciones de perforación, lo cual reduce los incidentes de colapso de pozos
producidos por las operaciones de extracción de fluidos y flujo natural. (Piasco L.
(2006)-Tenaris)
Además disminuye la posibilidad de que se produzcan desviaciones no
programadas, minimiza el desgaste interior de las sartas de revestimiento de
superficie o intermedias instalada previamente.
Este menor manipuleo de las tuberías, aumenta la seguridad en la localización del
pozo y permite que los perforadores utilicen equipos de perforación de tamaño
estándar o más pequeños, construidos específicamente para perforar con tubería de
revestimiento. (Piasco L. (2006)-Tenaris)
En la tabla N° 2.8 se muestran las diferencias a la hora de aplicar la perforación
con tubería de revestimiento vs la perforación convencional.
Tabla N° 2.8: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento
PERFORACION CONVENCIONAL PERFORACION CON REVESTIMIENTO
Uso de tubería de perforación y
ensamblajes de fondo para transmitir la
energía mecánica e hidráulica a la perforación
Uso de la tubería de revestimiento para
transmitir la energía mecánica e hidráulica a la
perforación, como resultado, menor caídas de
presión, mayor ECD, menores parámetros
hidráulicos requeridos, uso de menores peso de
lodo.
Se requiere sacar la sarta de perforación y
hacer viajes adicionales para correr
registros y bajar la tubería de
revestimiento.
Uso de BHA fijo no recuperable, uso de zapata
perforadora tipo PDC perforables, elimina los
viajes adicionales, elimina los influjos debido
al “suaveo”. El 80% de los influjos y procesos
de control de pozos son ocasionados durante
los viajes de tubería.
Mayor número de personal expuesto
durante la corrida de revestimiento.
El sistema CDS (Casing Drive System) es
utilizado para el apriete de la tubería de
revestimiento. No se requiere llaves de apriete,
ni de cuadrillas para esta labor, no requiere
encuellador ni de mesa rotaria. Reduce la
accidentabilidad en manos y dedos.
Se producen mayores tiempos
operacionales de perforación. Reduce el tiempo en la construcción del hoyo.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Schlumberger- Perforación de pozos direccionales con revestimiento.
27
2.4.2. VENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
No es necesario transportar ni emplear tubería convencional de perforación
con sus correspondientes costos de pruebas NDT (Ensayos no destructivos).
Reduce los tiempos improductivos en la curva de perforación, y minimiza los
contratiempos dentro del pozo (combatiendo la pérdida de circulación y la
inestabilidad del hoyo). (Piasco L. (2006)-Tenaris)
Brinda una limpieza superior del pozo con circulación casi continua (no
interrumpida por maniobras), una geometría anular de diámetro único y
velocidades anulares más elevadas. (Piasco L. (2006)-Tenaris)
Disminuye el torque, los problemas de arrastre y limpieza del hoyo,
mejorando la calidad del pozo, proporciona una sarta de perforación más
rígida.
Crea un pozo menos tortuoso y más concéntrico, y mejora la calidad
potencial del cemento. (Piasco L. (2006)-Tenaris)
Posibilita la utilización de lodos más livianos, por lo tanto menos costo; el
efecto de la alta calidad del pozo y de la densidad de circulación equivalente
(Equivalent Circulating Density – ECD) también contribuye a contener la
formación. (Piasco L. (2006)-Tenaris)
2.4.3. DESVENTAJAS DE PERFORAR CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
Las conexiones del revestimiento no se diseñan para soportar altos torques y
cargas compresivas en un ambiente de torsión. Al perforar con revestimiento
se deben usar bajos torques y pesos sobre la broca, para reducir al mínimo la
torsión. (Piasco L. (2006)-Tenaris)
Cuando se perfora con revestimiento el pozo queda revestido desde el inicio,
lo cual no permite tomar registros en hueco abierto con herramientas
convencionales. Una solución a esto es levantar la sarta por encima de la zona
28
de interés y registrar el fondo o tomar registros del hueco mientras se perfora
con el uso de sistemas LWD o MWD. (Piasco L. (2006)-Tenaris
Corporation)
2.4.4. EFECTO DE FRISADO O PLASTERING
La característica principal del efecto de frisado o “plastering”, contribuye a
mejorar la geometría del hueco y minimizar las pérdidas de circulación (entre otras
bondades), este efecto se traduce en el frisado de los cortes de perforación que salen
a través del anular contra las paredes del pozo logrando mejorar la capa de lodo: los
cortes son trabajados continuamente por la fricción de los couplings del
revestimiento al rotar contra las paredes del pozo formando un nuevo tipo de revoque
o retorta de alta resistencia, impermeable y de difícil ruptura, haciendo las paredes de
pozo más resistentes a la exposición causada por el tiempo. (Piasco L. (2006)-
Tenaris)
En el gráfico N°2.9 se observa que las fracturas que son ocasionadas por la
presión del lodo son taponadas por los recortes que salen de la perforación del
mismo; donde los sólidos actúan como un puente e incrementan el esfuerzo
circunferencial haciendo un hoyo más resistente. (Piasco L. (2006)-Tenaris)
Gráfico N°2.9: Proceso del Efecto de Frisado “Plastering”.
Fuente: http://www.tescocorp.com/data/1/rec.wmv
29
Gráfico N° 2.10: Concepto de fortalecimiento de las rocas.
Fuente: BALEN VAN André. Perforación con Revestimiento (CwD), Octubre 2010.
2.5. MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
En la actualidad existen dos métodos para la perforación con tubería de
revestimiento:
1. Utilizando un conjunto de fondo que es recuperable mediante maniobras con
cable que permiten acceder rápidamente a la broca, motor de fondo y demás
componentes.
2. Utilizando un conjunto de fondo no recuperable la misma que tiene una zapata
perforadora perforable y accesorios de flotación que se unen a la tubería de
revestimiento, los cuales quedarán cementados en el fondo con la tubería. (Piasco L.
(Tesco Corporation))
La empresa Canadiense Tesco Corporation líder y pionera en la implementación
de la técnica de perforación con revestimiento tiene 5 niveles para la perforación con
Revestimiento los mismo que se ven el gráfico Nº2.11: (Piasco L. (Tesco
Corporation))
Nivel 1: Agujeros pre-perforados, donde el sistema de revestimiento es utilizado
como equipo de superficie para bajar el revestidor aplicando rotación, circulación,
etc. (Zapata Rimadora Opcional).
Nivel 2: BHA simple de tubería de revestimiento para ser utilizado en pozos
verticales sin necesidad de control direccional. (BHA No Recuperable).
30
Nivel 3: Uso de un BHA específicamente diseñado para ser recuperado sin sacar
el revestidor hasta superficie.
Nivel 4: Nuevo Colgador de Liner de Múltiples Asentamientos.
Nivel 5: Nuevo sistema, un prototipo ya disponible en proceso de evaluación hoy
en día.
Gráfico N° 2.11: Métodos de Perforación con Tubería de Revestimiento.
Fuente: Piasco L. (Tesco Corporation)
2.5.1. SISTEMA NO RECUPERABLE DE PERFORACIÓN CON TUBERIA
DE REVESTIMIENTO.
Un arreglo no recuperable o fijo, puede ser utilizado para perforar pozos con
tuberías de revestimiento cortas o con sartas de revestimiento completas. Una broca
va conectada directamente al revestimiento para lo cual es posible usar un zapato
perforador perforable o una broca convencional. La broca puede permanecer en la
tubería de revestimiento y cementarse o puede soltarse y dejarse caer en el fondo del
pozo para posibilitar la adquisición de registros. Las brocas o zapatos perforables,
como las brocas Weatherford Tipo II o Zapata perforadora Tipo III o EZ Case de
Baker Hughes la misma que se puede observar en el Gráfico N°2.12, poseen
estructuras de corte externas para perforar (Piasco L. (Tesco Corporation)
31
Gráfico N°2.12: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Tesco Corporation.
Fuente: Piasco L. (Tesco Corporation)
En el grafico 2.13 se observa el sistema no recuperable para la perforación de
pozos utilizando la tubería de revestimiento, perteneciente a la empresa Weatherford.
Gráfico N°2.13: Ensamblaje de Fondo no Recuperables de Weatherford.
Fuente: Sistema de perforación con tubería de revestimiento, eficiencia de
perforación, OTC 16565, 2004.
Hay que tener en cuenta que este sistema solo es recomendable para secciones
verticales y hasta secciones que necesiten el mantenimiento de ángulo, pudiendo
aplicarse a todos los tamaños de tubería de revestimiento.
2.5.1.1. Herramientas de fondo utilizadas en la perforación con tubería de
revestimiento no Recuperable
a. Zapata perforadora y perforable:
Es una zapata la cual está adaptada para perforar como si se tratase de una broca
convencional, esta zapata perforadora o (DS) tiene su aparición con un prototipo en
el año de 1999, siendo en enero del 2000 cuando se presenta la DS1 pocos meses
32
después en mayo se presenta la DS2, y tres años después en agosto del 2003 se
presenta la DS3, como se observa en el gráfico Nº2.14 cada una con su aplicación
particular dependiendo de las formaciones a ser atravesadas. (Weatherford South
América LLC (2015) – Línea TRS)
Gráfico N°2.14: Generaciones de Zapata perforadora DS1, DS2, DS3 de
Weatherford.
Fuente: Noticias de desarrollo de la perforación con revestimiento: Utilizando una
zapata perforadora perforable, WOCD-0306-05, 2003.
La estructura de las Zapata perforadora (DS1 & DS2) está dada por una nariz
maquinada en aluminio "Grado de Aviación o aircraft-grade aluminum".
Partículas redondas de 6 mm de TSP que son presionadas dentro de agujeros
previos en la cara frontal de las aletas. Las aletas son entonces bañadas con carburo
de tungsteno mediante HVOF (High-Velocity Oxy Fuel), este proceso envuelve finas
y diminutas partículas de carburo de tungsteno las cuales se disparan hacia la
herramienta a una velocidad supersónica. Con el impacto, las partículas se adhieren
por sí mismas sobre la superficie de la herramienta. El resultado es un sólido y con
un duro escudo, no-poroso el cual ofrece una alta fuerza de enlace con el material
subyacente. (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
En el grafico N°2.15 se observan las principales partes de la zapata perforadora
perforable DS3 que se utiliza en la perforación con tubería de revestimiento.
33
Gráfico N°2.15: Partes de una Zapata perforadora.
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
La segunda generación de las Zapata perforadora contiene además:
Cortadores de diamante térmicamente estables TSP.
Protección de Carburo de Tungsteno en el "Gauge".
Completamente perforable con PDC o tricónicas.
Boquillas perforables para alto niveles de potencia (HSI).
Cortadores PDC en el hombro.
b. Equipo de flotación.
La selección de equipos flotadores para un trabajo con revestidor es mucho más
crítica que en una sarta de Tubería de Revestimiento completa, la falla de los equipos
flotadores puede tener como resultado trabajos remediales costosos que requieren
múltiples inyecciones de cementación para la reparación. (Weatherford South
América LLC (2015) – Línea TRS)
Collar de flotación: El collar de flotación es una válvula adicional de contra flujo
o contra presión que asegura que el cemento no retorne hacia el revestidor después
del desplazamiento; generalmente se encuentra colocado a una o dos juntas por
arriba de la zapata de flotación, y para la perforación con revestimiento se lo colocará
directamente encima de la zapata perforadora perforable, para que el drill out se
34
realice en un menor tiempo. En el grafico N°2.16 tenemos el diseño de un collar
flotador típico que se instala en la tubería de revestimiento. (Weatherford South
América LLC (2015) - Línea TRS)
Gráfico N°2.16: Diseño del Stabb-in
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
2.5.1.2. Herramientas y equipos de superficie utilizados en en la
perforación con tubería de revestimiento no recuperable
a. TOP DRIVE
Con el Top Drive se puede enroscar y desenroscar las conexiones de los tubos en
forma directa sin el empleo de las llaves de fuerza y la cadena de maniobra. Algunas
de sus principales características son:
La elevadora puede operarse hidráulicamente para moverla hacia el
engrampador, y así él pueda maniobrar la barra de perforación y de los Drill
Collars con seguridad, con esto se reducen los riesgos en el manejo de la
tubería.
En las operaciones de control del pozo, con el top drive aumenta la seguridad
del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones (BOP) al permitir
que este selle alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un kelly
cuadrante o hexagonal. Es posible conectarse a la tubería de perforación en
cualquier nivel de la torre para circular los fluidos de perforación.
35
Está equipado con una válvula para el cuadrante, operada a control remoto,
que reduce la pérdida y derrame del lodo de perforación cuando se repasa
saliendo o se desconecta después de circular por encima del piso de
perforación.
b. Herramienta de conducción interna (ICDT)
El Conector Interno del Revestidor (ICDT SPEARS), es la herramienta que
permite transmitir rotación, circulación, tensión y compresión al revestidor, el cual se
conecta directamente al Top Drive mediante una conexión API en la parte superior
del mismo. (Weatherford South América LLC (2015) - Línea TRS)
Luego es introducida internamente al revestidor procediendo a realizar un leve
giro (1/4 de vuelta de la herramienta) a la derecha para anclarse las cuñas al
revestidor. Para desconectarse se gira (1/4 de vuelta) a la izquierda retrayendo las
cuñas, este sistema ahorra tiempo a la operación de perforación con tubería de
revestimiento debido que no requiere enrosque para conectarse. La cual hace la
operación más segura
Características técnicas:
16” – 20” ICDT – 2.78 millones de Libras de capacidad al levantar.
Puede reemplazar el “elevador tipo araña” y llenarlo.
Proporciona medios de enrosque inicial, circulación y rotación
simultáneamente.
Para anclar o desanclar, solo amerita ¼ de vuelta a la derecha o izquierda.
En el gráfico Nº 2.17 se observa la herramienta de conducción interna con sus
respectivos componentes:
Gráfico N°2.17: Herramienta de conducción interna (ICDT)
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
36
2.5.2. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL
ECUADOR.
Actualmente en Ecuador se han perforado dos pozos utilizando esta nueva
tecnología de perforación con tubería de revestimiento. Los dos pozos fueron
perforados por parte de la Empresa Weatherford.
El primer pozo perforado en el país utilizando la tubería de revestimiento para la
perforación de un pozo fue para la compañía PETROAMAZONAS, en el área: de
Yuca en el pozo Yuca-F-32, Taladro SINOPEC-248 con la zapata perforadora tipo
Defyer DPA4419 (20”Csg x 24”OD) de 04 aletas, y el ICDT (Herramienta de
Superficie) alcanzando el objetivo de 449’ pies de profundidad. El objetivo principal
de la perforación con tubería de revestimiento fue perforar verticalmente y entubar
usando la tecnología de perforación con Casing “DwC” desde superficie hasta la
profundidad de 460’ pies, con zapata perforadora perforable de 24”OD utilizando
revestidor de 20”, 94 lb/pies, k55 y conexión BTC, optimizando los tiempos de
construcción de la sección a través de la eliminación de viajes adicionales de tubería.
El resultado obtenido fue el siguiente: Tiempo efectivo de Perforación 11,12 hrs,
Tiempo en Conexiones 2,4hr, tiempo Total del Servicio: 17,6 Hrs. ROP promedio de
perforación: 36.2 ft/hr Se observó que usando la herramienta ICDT el tiempo de
conexiones de cada tubería tuvo en un promedio de 12 minutos. Se realizó la
molienda del Collar Flotador + Zapata Perforadora Perforable Defyer DPA4419X en
un tiempo de 28 minutos con los siguientes parámetros: WOB: 1-3 Klb, 80 RPM
(motor) y 530 GPM (mínimo). (Weatherford South América LLC (2015) – TRS)
Se comprobó con la lectura del Gyro (registro eléctrico), se mantiene la
inclinación y rumbo del pozo en 0.19 grados los primeros 200 ft. Posteriormente al
usar parámetros más agresivos de perforación se observa que empieza a incrementar
la inclinación a tasa de 0.2 °/100 ft. Máxima inclinación conseguida 0.4°. Con esto se
confirma que se mantiene la verticalidad del pozo sin necesidad de usar
centralización especial
El ahorro en tiempo refleja un ahorro en el costo de la perforación de la sección. A
continuación se muestra, en el gráfico Nº 2.18, el ahorro que se obtuvo al aplicar esta
tecnología en el Pozo Yuca.
37
Gráfico N° 2.18: Perforación con Tubería de Revestimiento Pozo Yuca.
Fuente: Reporte Final SINOPEC 248 final-Weatherford-TRS.
El segundo pozo fue perforado en el Campo Oso para la Compañía
Petroamazonas con la zapata perforadora tipo Defyer DPA4419X (20”Csg x 24”OD)
de 4 aletas, y el ICDT (Herramienta de Superficie) alcanzando el objetivo de 1000’
pies (TD). Al utilizar esta técnica se pretende optimizar el tiempo de Perforación de
la fase para entubar con la Tubería de Revestimiento de 20” hasta la profundidad
deseada según el programa. Además se aislaron zonas de influjo que se presentan a
los 500, 700 y 900 pies, comprobando la verticalidad del hoyo y disminuyendo el
gasto de densificación del fluido para la fase de 16”, además de la eliminación de
viajes adicionales de tubería. (Weatherford South América LLC (2015) – TRS)
Al final de la perforación se obtuvo que el tiempo efectivo de Perforación fue de
36,45hrs, tiempo en conexiones 5,9hr, tiempo circulación + toma de Gyros 2.5hrs,
dando un total del Servicio: 44.85 hr, más 1.7hr entre vestida y desvestida de
equipos. Se obtuvo además una ROP promedio de perforación: 27.4 ft/hr.
Se realizó la molienda del Collar Flotador en 45min con broca tricónica y el de la
Zapata Perforadora Perforable Defyer DPA4419X con broca PDC de 16”,
atravesando la zona del drill out en 30 minutos. Con los siguientes parámetros:
WOB:1-4 Klb, 30 RPM(motor) y 450-550 GPM.
El ahorro en tiempo refleja un ahorro en el costo de la perforación de la sección, a
continuación se muestra en el grafico N°2.19 el ahorro que se obtuvo al aplicar esta
tecnología en el campo Oso.
38
Gráfico N° 2.19: Perforación Convencional vs. Perforación con Revestimiento.
Fuente: Reporte Final SINOPEC 168 r2-weatherford.PDF
2.6. HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
La geometría de la trayectoria del fluido es una de las diferencias significativas
entre el tipo de perforación con tubería de revestimiento y la perforación
convencional. La trayectoria del fluido por dentro de la sarta no tiene restricciones,
así que hay poca caída de presión. Las pérdidas de presión en el espacio anular
hueco-revestimiento son más importantes y afectan de forma directa la integridad de
la formación. (Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).
Debido a que se tiene una sección más uniforme, se consigue una velocidad de
ascenso casi uniforme durante la perforación. El hecho de tener un espacio anular
reducido hace que se pueda mantener limpio el pozo con un caudal menor.
Al hacer los cálculos hidráulicos se consideran los siguientes aspectos:
Las pérdidas de presión en el interior del revestimiento son despreciables si se
comparan con las pérdidas que se dan con la sarta convencional.
Optimizar la hidráulica consiste en encontrar las tasas y presiones óptimas, buscar el
tamaño adecuado de boquillas a instalar en la broca, determinar la presión de
circulación en el fondo del pozo y garantizar que sean las adecuadas.
El procedimiento para optimizar la hidráulica es similar al usado en la perforación
39
convencional, la diferencia radica en la forma de calcular las tasas de flujo mínima y
máxima y en que no se pueden despreciar efectos como la excentricidad y la
rotación, que se ven reflejados en la manera de determinar las pérdidas de presión.
Para determinar las mejores condiciones para perforar un pozo sea este
convencionalmente o con la ayuda de la tubería de revestimiento se necesitan ciertas
fórmulas que nos ayudaran al desarrollo de la hidráulica de perforación del pozo,
entre las principales formulas tenemos las siguientes conjuntamente con su concepto:
2.6.1. VOLUMEN Y CAPACIDAD EN TUBERÍAS
2.6.1.1. Volumen interno de tubulares.
Para hallar el volumen de un tubular se determina inicialmente su capacidad
interna y luego se multiplica por su longitud. Como se ve en la ecuación N° 2.6
𝑉𝑖 = 𝐶 (𝐵𝑏𝑙
𝑓𝑡) ∗ 𝐿(𝑓𝑡)
Ecuación N° 2.6
Dónde:
Vi= Volumen interno de tubulares, [Bls]
C= Capacidad, [Bls/ft]
L= Longitud, [ft]
2.6.1.2. Volumen en anulares
Para hallar el volumen anular entre el revestimiento y la tubería o entre el hueco
abierto y la tubería se determina inicialmente la capacidad anular y luego se
multiplica por su longitud.
2.6.1.3. Capacidad interna
Es el volumen de fluido contenido en 1 pie de tubular. Se calcula mediante la
ecuación N°2.7
𝐶𝑖 =𝐼𝑑2
1029.4
Ecuación N°2.7
40
Donde:
Ci= Capacidad, [Bls/ft]
Id= Diámetro interno del tubo, [in]
2.6.1.4. Capacidad del anular
Es el volumen de fluido contenido en 1 pie de espacio anular entre la tubería de
revestimiento – Tubería de perforación; Hueco - Tubería de perforación; etc. Se
calcula mediante la ecuación N°2.8
𝐶𝑎 =𝐼𝑑2 − 𝑂𝑑2
1029.4
Ecuación N°2.8
Donde:
Ca= Capacidad, [Bls/ft]
Id= Diámetro interno del hueco, tubería de revestimiento, [in].
Od=Diámetro externo del DP, HWDP, DC, OD de la broca, [in]
2.6.2. VELOCIDAD INTERNA Y ANULAR
2.6.2.1. Velocidad interna.
La velocidad con la cual el fluido de perforación o el cemento se desplazan por el
espacio interno de las tuberías. Se calcula mediante la ecuación N°2.9
𝑉𝑖𝑛 =24.5 ∗ 𝑄
𝑑𝑖2
Ecuación N°2.9
Donde:
Vi= Velocidad interna, [ft/min]
Q= Caudal o gasto, [gal/min]
di= Diámetro interno, [in]
41
2.6.2.2. Velocidad anular
La velocidad con la cual el fluido de perforación o el cemento se desplazan en el
espacio anular. Es importante monitorear la velocidad anular para garantizar la
eliminación de recortes, desmoronamientos y otros detritos del pozo, a la vez que se
evita la erosión de su pared. La velocidad anular se expresa generalmente en
unidades de pies por minuto, o con menos frecuencia, metros por minuto. Se calcula
mediante la ecuación N°2.10
𝑉𝑎𝑛 =24.5 ∗ 𝑄
𝐷𝑀2 − 𝑑𝑚2
Ecuación N°2.10
Donde:
Van= Velocidad anular, [ft/min]
Q= Caudal o gasto, [gal/min]
DM= Diámetro mayor, [in]
dm= Diámetro menor, [in]
2.6.3. CAÍDA DE PRESIÓN EN LA SARTA DE PERFORACIÓN
La caída de presión ΔP, es proporcional al caudal del flujo y a diversos términos
relacionados con la geometría de un sistema dado y con las propiedades de los
fluidos. Aspectos geométricos como el diámetro y la longitud. Propiedades de los
fluidos como densidad. (Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).
En un sistema de circulación de fluido de perforación las caídas o perdidas de
presión, ΔP, se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. En
la práctica se tienen cuatro elementos en los que se considera las pérdidas de presión
en el sistema, estos son:
1. Equipo superficial
2. Interior de tuberías
3. Jets de la broca
4. Espacio anular.
Las pérdidas de presión dependen principalmente de las propiedades reológicas
del lodo, la geometría del agujero y los diámetros de la sarta de perforación.
(Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).
42
2.6.3.1. Modelos Reológicos
La reología es una especialidad física centrada en el análisis de los principios que
determinan como se mueven los fluidos, los mismos que se describen como
newtonianos o no newtonianos dependiendo de su respuesta a la cizalladura. Los
modelos reológicos se muestran en el gráfico Nº2.20. El esfuerzo cortante de un
fluido newtoniano (arriba izquierda) es proporcional a la velocidad de corte. La
mayoría de los fluidos de perforación son no newtonianos, disminuyendo su
viscosidad a medida que aumenta la velocidad de corte y correspondiéndose mucho
más con uno de los otros tres modelos mostrados. Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).
Gráfico N°2.20: Modelos Reológicos
Fuente: Ghidina D. (Siderac-Tenaris).
2.6.4. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN
Es la densidad que está siendo ejercida sobre las paredes del pozo y está calculada
en base a los cambios que sufre el fluido por efectos de presión y temperatura.
En operaciones de campo la densidad equivalente de circulación la debe ser
referenciada a una profundidad específica del pozo. Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).
Se puede definir como la densidad efectiva que combina la densidad actual del
fluido de perforación y las caídas de presión en el espacio anular.
El incremento de presión en el fondo de un pozo es producido cuando es circulado
un fluido de perforación. Debido a la fricción que se presenta en el espacio anular
cuando se bombea el fluido de perforación, en el fondo del pozo se genera un ligero
pero significativo incremento de presión. Este incremento de presión se puede
43
identificar tomando lectura de la presión del fondo del pozo antes de ser bombeado el
fluido de perforación, P1, y en el momento en que está siendo circulado el fluido de
perforación, P2. Al comparar estas lecturas podremos notar que P2 > P1.
En el gráfico Nº 2.21 podemos observar el comportamiento de la densidad
equivalente de circulación con y sin recorte, desde la superficie y hasta el fondo del
pozo.
Gráfico N° 2.21: DEC Vs Profundidad.
Fuente: Ghidina D. (Siderac-Tenaris).
2.6.4.1. Determinación de la densidad equivalente de circulación
La densidad equivalente de circulación, DEC, la podemos obtener con la ecuación
Nº 2.11 de la siguiente forma:
𝐷𝐸𝐶 = 𝜌𝑓 +∆𝑃𝐸𝐴
𝑇𝑉𝐷 ∗ 0.052 Ecuación Nº 2.11
Donde:
ρf: Densidad del fluido en el espacio anular, [ppg]
ΔPEA: Caída de presión por fricción en el espacio anular, [psi]
TVD: Profundidad vertical, [ft]
DEC: Densidad equivalente de circulación, [ppg]
44
CAPITULO III
DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. TIPO DE ESTUDIO
El trabajo emprendido corresponde a los siguientes estudios:
El tema planteado fue de tipo descriptivo debido a que se realizó un estudio de la
tecnología y el uso de la tubería de revestimiento para la perforación de un pozo en el
Campo Sacha y se determinó los beneficios técnicos y posiblemente económicos.
También resulta de tipo transversal porque se realizó en un tiempo determinado de
seis meses; y es un estudio de tipo prospectivo ya que los resultados se utilizarán con
el fin de aplicar esta técnica en la perforación de nuevos pozos del Campo Sacha.
Además él estudio fue de tipo bibliográfico porque se realizó en base a estudios de
documentación perteneciente a esta tecnología, textos, publicaciones sobre el tema y
páginas del internet o webgrafía.
3.2. UNIVERSO Y MUESTRA
El universo seleccionado está enmarcado dentro del Campo Sacha, de donde se
tomaron siete pozos, los mismos que han sido perforados con un sistema
convencional y la realización de un análisis para un pozo en el cual se aplicará la
perforación con tubería de revestimiento y nos sirvió para realizar el estudio de
factibilidad del mismo, también comprendió el estudio de dos pozos que han sido
perforados en el país con esta nueva tecnología de los cuales se obtuvo la
información necesaria para la realización del estudio y se determinó las mejores
técnicas para el uso de esta tecnología.
3.3. CRITERIOS DE INCLUSIÓN DE LA MUESTRA
Se tomaron en cuenta fluidos y muestras litológicas pertenecientes exclusivamente
de la zona de interés como son las formaciones someras de hasta 500 ft de
profundidad de pozos ubicados en el campo Sacha.
45
3.4. TÉCNICAS
Para el desarrollo de este trabajo se siguió un proceso sistemático el cual
inicialmente se basó en la recopilación de la información necesaria, ya sea de fuentes
institucionales como académicas del área de trabajo.
Se utilizó datos actualizados de la empresa RIO NAPO CEM Y
WEATHERFORD., los cuáles fueron procesados con la ayuda del programa Excel.
Se llevó a cabo un estudio de las muestras litológicas y análisis de los fluidos de
perforación en la zonas someras del Campo Sacha en especial de la plataforma 460
donde se pretende perforara el pozo candidato, para el estudio de la factibilidad de
diseñar un programa de perforación para esta zona y con esto reducir tanto costos
como tiempo empleado en la perforación de la primera etapa del pozo.
Finalmente luego de este proceso se procedió a determinar la mejor técnica que
permita perforar un pozo de petróleo de la mejor manera posible la cual se podría
aplicar en procesos de Perforación de Pozos nuevos en el Campo Sacha.
3.5. RECOLECCIÓN DE DATOS
Para la recolección de datos de esta investigación se utilizaron fuentes primarias y
fuentes secundarias que son:
Para el estudio se utilizó la siguiente información primaria:
Historial de perforaciones con la tecnología de perforación con revestimiento.
Historial del Campo
Las fuentes secundarias fueron de gran ayuda para tener referencias de diferentes
criterios acerca del tema y mejorar la calidad de la investigación.
Manuales de perforación
Folletos, artículos de la SPE
Investigación bibliográfica y documental
46
Publicaciones de internet.
Los datos que se utilizaron en este trabajo fueron recolectados en campo y
posteriormente enviados a las empresas los mismos que fueron entregados
directamente al autor del trabajo, los resultados obtenidos en las muestras litológicas
fueron obtenidos a medida que se necesitaron.
3.6. PROCESAMIENTO Y SELECCIÓN DE LA INFORMACIÓN
Recolectada la información primaria y secundaria, se analizaron y procesaron los
datos mediante gráficos, cuadros comparativos y estadísticos.
Una vez procesada la información, ésta fue ordenada y clasificada conforme a la
prioridad de los distintos aspectos que se investiga para aplicar la técnica de la
perforación con tubería de revestimiento.
47
CAPITULO IV
CAPITULO IV
CAPITULO IV
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS
Los datos necesarios para el análisis de factibilidad de la utilización de la
tecnología de Perforación con tubería de revestimiento, han sido tomados de los
reportes finales de perforación de siete pozos los cuales han sido perforados de forma
convencional y cumplen con ciertos requisitos como son: perforación de la sección
vertical de hoyo de 26”, corrida de tubería de revestimiento de 20”, pozos perforados
en el año 2014 a 2015 y atraviesan una litología similar (Campo Sacha). La
información adicional fue tomada de reportes finales de brocas, cementación, fluidos
de perforación, resumen final de perforación y esquemas mecánicos de perforación.
Por cuestiones de confidencialidad de RIO NAPO CEM y WEATHERFORD, al
ser esta información reservada, se ha decidido mantener los nombres de los pozos en
reserva y en su lugar cambiarlos por “Pozo de Prueba Nº”, para realizar el análisis de
cada uno de estos pozos.
La forma de describir cada uno de los pozos es de la siguiente forma, una
descripción general del pozo analizado, un resumen muy puntual de la perforación de
la sección de 26” con su respectiva matriz de datos, un estudio económico,
presentación de la curva Profundidad vs. Tiempo de cada pozo y la realización de la
hidráulica de perforación tanto para la perforación convencionalmente como la
perforación con tubería de revestimiento.
Se realizó una interpretación de los datos mediante cuadros comparativos y un
estudio de perforación para el cual se utilizó el programa de Excel.
Adicionalmente se elaboró un análisis técnico para el asentamiento de la tubería
de revestimiento, el mismo que sirvió como guía para la propuesta de perforar con
tubería de revestimiento en vez de perforar en forma convencional.
Para cuestión de otros cálculos, fueron realizados de forma manual con la ayuda
de las diferentes fórmulas revisadas en ingeniería de Petróleos. De igual forma para
el análisis económico se tomó los datos de los reportes finales de perforación.
48
4.1. SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA
TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 20” EN EL CAMPO SACHA.
Para determinar la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de
20”, es necesario construir un perfil de presiones. En él se comparan las relaciones
entre la presión de formación y la gradiente de fractura, estos datos fueron obtenidos
directamente del campo. Con la ayuda de estos datos se puede determinar el peso de
lodo requerido para esta sección del pozo.
Una vez construido el perfil de presiones, el siguiente paso es establecer el
asentamiento de la tubería de revestimiento, el mismo que debe adaptarse a las
condiciones geológicas y que también estuvo en base al análisis económico
desarrollado más adelante. El detalle de la litología de la sección de 26” del campo
Sacha se tiene en el Anexo N°1.
Para entender de mejor manera el asentamiento de la tubería de revestimiento
describiremos un poco unos conceptos básicos de presiones de formación y gradiente
de fractura.
4.1.1. PRESIÓN DE FORMACIÓN.
La presión de formación es la cantidad de presión dentro de los poros de la roca
de formación. Esta fluctúa dependiendo del peso de las capa de roca que ejercen
presión en los granos y en los fluidos del poro. Las presiones de poro que se pueden
encontrar en un pozo se las puede clasificar de la siguiente manera:
1. Normales: Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una
columna de fluidos de formación extendida hasta superficie.
2. Subnormales: Cuando son menores a la normal, es decir son menores a la
presión hidrostática de la columna de fluido de formación.
3. Anormales: Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de la
formación.
Los valores que se muestran en la tabla N°4.1 corresponden a la presión de
formación esperada del Campo Sacha.
49
Tabla N°4.1: Presión de formación del Campo Sacha.
CAMPO SACHA
GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO
Profundidad Presión
Ft PSI Gradiente (psi/ft)
120 52 0,4316
210 91 0,4316
310 134 0,4316
727 318 0,4368
916 400 0,4368
1009 446 0,442
1498 670 0,4472
1990 942 0,4732
3223 1525 0,4732
3500 1649 0,47112
4500 2092 0,46488
4800 2221 0,4628
5126 2372 0,4628
5480 2565 0,468
5990 2897 0,4836
6263 3029 0,4836
6560 3172 0,4836
6930 3351 0,4836
7200 3482 0,4836
7300 3530 0,4836
7398 3578 0,4836
7414 3585 0,4836
7600 3675 0,4836
7780 3762 0,4836
7861 3842 0,4888
8040 4014 0,4992
8460 4179 0,494
8867 4426 0,4992
8902 4444 0,4992
9336 4661 0,4992
9500 4742 0,4992
9630 4807 0,4992
9840 4963 0,5044
9876 4981 0,5044
9912 5051 0,5096
10070 5132 0,5096
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
50
4.1.2. PRESIÓN DE FRACTURA.
Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y de
la resistencia de las rocas. Es decir la presión que es capaz de romper la formación.
La resistencia que opone una formación a ser fracturada depende de la solidez o
cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las
formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la
roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión
de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, las fracturas creadas en las
formaciones superficiales son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en
formaciones profundas son verticales.
En el grafico N°4.1 se observan las presiones de fractura que se presentan en las
formaciones.
Gráfico N°4.1: Presión de fractura en las formaciones.
Fuente: Guía de diseño para el asentamiento de la tubería de revestimiento.
Generalmente en los campos productores de petróleo se realizan toda clase de
estudios incluyendo gradientes de fractura y pruebas de presión “Leak off Test” para
el mismo fin. En nuestro caso no existe un registro de gradiente de fractura ni
tampoco se han realizado pruebas de Leak off Test, por lo que emplearemos un
método confiable para la predicción del gradiente de fractura.
51
El método que se utilizó es el método de Eaton cuya ecuación N°4.1 nos ayudó en
el cálculo de la presión de fractura (Pfr) y que se encuentra en función de la presión
de Poro (Pp) y la de sobrecarga (S), previamente calculadas, así como de la relación
de Poisson (v).
𝑃𝑓𝑟 = 𝑃𝑝 + (𝑣
1 − 𝑣) [𝑆 − 𝑃𝑝] Ecuación Nº4.1
Donde:
Pfr= Presión de Fractura, [ppg]
Pp= Presión de poro, [ppg]
v=Relación de Poisson.
S=Presión de sobrecarga, [ppg]
Para nuestro caso contamos con los valores de la presión de poro para distintos
intervalos como se indica en la tabla N°4.1.
Los valores de la presión de sobrecarga podemos calcularlo mediante la ecuación
N°4.2, como se indica a continuación.
𝑆 =∑ 𝜌𝐹𝑖𝑛
𝑛=1 (𝐷𝑖 − 𝐷𝑖−1)
10
Ecuación N°4.2
Donde:
S= Presión de sobrecarga de las formaciones, [ppg]
ρFi= es la densidad promedio de la formación, [gr/cm3] comprendida entre las
profundidades Di y Di−1 [m], Gráfico N°4.2, se determina en forma directa del
registro de densidad de pozos de correlación o con la siguiente correlación empírica,
si únicamente se cuenta con el registro sónico o información sísmica. Para nuestro
caso los valores de presión de sobrecarga han sido entregados directamente del
Campo.
52
Gráfico N°4.2: Presión de sobrecarga.
Fuente: Guía de diseño para el asentamiento de la tubería de revestimiento.
La relación de Poisson es una propiedad mecánica de la deformación que
relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación lateral
cuando es sometida a un esfuerzo. De esta manera la relación de Poisson la
calcularemos mediante la ecuación N°4.2, la misma que depende de la profundidad.
𝑣 = 0.0645 ∗ 𝐼𝑛(𝐷) − 0.0673 Ecuación Nº4.2
Donde:
v=Relación de Poisson.
D= Profundidad, [ft]
Se usó esta ecuación para calcular la relación de Poisson para cada profundidad, y
este valor lo sustituiremos en la ecuación N°4.1.
De esta manera hemos pronosticado el gradiente de fractura para el campo Sacha.
Los valores se indican en la tabla N°4.2.
53
Tabla N°4.2: Presión de fractura del Campo Sacha.
CAMPO SACHA
GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA
Profundidad Gradiente de Presión
Ft Gradiente (psi/ft)
120 0,54756
210 0,56264
310 0,57512
727 0,61048
916 0,62192
1009 0,62972
1498 0,65624
1990 0,68848
3223 0,73216
3500 0,74048
4500 0,76752
4800 0,77532
5126 0,78416
5480 0,79456
5990 0,81068
6263 0,81692
6560 0,82316
6930 0,83148
7200 0,83668
7300 0,83876
7398 0,84084
7414 0,84084
7600 0,84448
7780 0,88608
7861 0,88868
8040 0,8944
8460 0,90168
8867 0,91
8902 0,91052
9336 0,91832
9500 0,92092
9630 0,92352
9840 0,92768
9876 0,9282
9912 0,92976
10070 0,93184
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
54
4.1.3. PERFIL DE LAS GRADIENTES DE PRESIONES DEL CAMPO
SACHA.
Con los datos obtenidos de la presión de poro y de la presión de fractura se puede
realizar un gráfico de la profundidad (ft) vs. gradiente de presión (psi/ft), el mismo
que se le conoce como perfil de gradiente de presiones, el cual nos ayudó en la
selección del peso del lodo que se debe ocupar para cada sección del pozo así
también para determinar la profundidad a la cual se puede asentar la tubería de
revestimiento.
En el gráfico N°4.3 se observa el perfil de gradientes de presiones del Campo
Sacha donde se tiene que la gradiente de presión de poro es mucho menor que la
gradiente de presión que se espera del gradiente de fractura para el campo, además se
va a tomar en cuenta el peso de lodo que se utilizó en los últimos tres pozos del
Campo Sacha para realizar un análisis comparativo con los pesos de lodo que se van
a proponer en la perforación del pozo que utilizara la tubería de revestimiento, y de
esta manera corroborar que la información que se propone para el pozo sea la mejor
tanto técnicamente como económicamente, además el del peso de lodo que se
propone para la perforación con la tubería de revestimiento está en función de la
densidad equivalente de circulación que se encuentra en el análisis hidráulico.
En el grafico N°4.4 se tiene el perfil de gradientes de presiones del Campo Sacha
para la sección de 26” donde se presentan la gradiente de presión de poro y la
gradiente de fractura para el campo y las gradientes de presiones de los pesos de lodo
de los últimos tres pozos perforados en el Campo Sacha y que con la ayuda de los
mismo se propuso el peso del lodo que se debería utilizar en esta sección al perforar
con la tubería de revestimiento, tomando en cuenta que al perforar con tubería de
revestimiento la densidad equivalente de circulación aumenta y con esto se puede
utilizar un peso de lodo menor al que usualmente se lo utiliza en esta sección.
55
Gráfico N°4.3: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha
Elaborado por: Galo Torres.
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
0500
100015002000250030003500400045005000550060006500700075008000850090009500
10000105001100011500
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
Pro
fun
did
ad (
ft)
Gradiente de Presión (psi/ft)
Perfil de las Gradientes de Presión del Campo Sacha
Gradiente de Presión de Poro
Gradiente de presión de Fractura
GPP Más sobrebalance
GPFr - margen de arremetida
Gradiente de Presión del Pozo N°1
Gradiente de Presión del Pozo N°2
Gradiente de Presión del Pozo N°3
56
Gráfico N°4.4: Perfil de las gradientes de presión del Campo Sacha Sección de 26”
Elaborado por: Galo Torres.
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
Pro
fun
did
ad (
ft)
Gradiente de Presión (psi/ft)
Perfil de las Gradientes de Presión del Campo Sacha sección de 26"
Gradiente de Presión de Poro
Gradiente de presión de Fractura
GPP Más sobrebalance
GPFr - margen de arremetida
Gradiente de Presión del Pozo N°1
Gradiente de Presión del Pozo N°2
Gradiente de Presión del Pozo N°3
Gradiente de presión de lodo propuesto
57
Evidentemente el gradiente de fractura es superior a la gradiente de presión de
formación o poro, por lo tanto la perforación de un pozo en el Campo Sacha debe
desarrollarse en el espacio entre ambos gradientes. Es decir se utilizó un peso de lodo
que genere mayor presión que la presión de poro para “controlar” el pozo, sin
embargo, este fluido no deberá generar una presión tan grande que supere la presión
de fractura de la formación y se filtre el fluido hacia esta. Por razones de seguridad se
recomienda trabajar con una gradiente de presión ligeramente superior a la gradiente
de presión de poro, y que generalmente se encuentra 0.026 psi/ft por encima, en
pozos de desarrollo y 0.052 psi/ft en pozos exploratorios. De igual manera con la
presión de fractura cuyo valor debe tener un decremento en igual cantidad
dependiendo del pozo, por seguridad.
En la tabla N°4.3 se tienen los valores del peso de lodo propuesto para perforar la
sección de 26” de un pozo del campo Sacha, sin exceder los límites tanto de presión
de fractura y un valor por encima de la presión de formación.
Tabla N°4.3: Peso de lodo requerido.
Peso de Lodo Propuesto
Profundidad
(ft)
Densidad
(ppg)
0 8.4
50 8.4
100 8.4
150 8.5
200 8.6
250 8.6
300 8.7
350 8.8
400 8.9
418 8.9
450 8.6
500 8.6
550 8.6
600 8.6
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Departamento de Geociencias ORN-CEM
58
4.1.4. PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERIA DE
REVESTIMIENTO.
El proceso se realiza partiendo del fondo del pozo, desde donde una línea recta
vertical con la densidad del fluido a utilizar hasta interceptar el gradiente de fractura
menos el margen de arremetida, dándonos como resultado la profundidad mínima de
asentamiento de la tubería de revestimiento, este proceso se repite hasta terminar
todo el diseño del pozo. El procedimiento se lo puede observar en el gráfico Nº4.5.
Gráfico N°4.5: Profundidad de asentamiento de la Tubería de Revestimiento.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Guía de diseño para el asentamiento de la tubería de revestimiento.
En base al estudio de las presiones de fractura y de poro que obtuvimos para el
campo, podemos notar que no se puede aplicar el método gráfico de la selección de
la profundidad de asentamiento de la tubería para nuestro caso debido a que la
presión de poro y la presión de fractura se encuentran muy separados, por lo que
estableceremos los puntos de asentamiento partiendo del criterio de control del peso
de lodo, así también se analizó el punto de asentamiento de los siete pozos
perforados con anterioridad.
59
El control del peso del lodo se lo efectúa con el fin de mantener la integridad del
agujero. Como se puede observar a lo largo de la perforación, el peso debe aumentar
progresivamente, y en ciertos intervalos llega a valores muy altos siendo ineludible la
colocación de una tubería de revestimiento, para controlar esa zona y así bajar el
peso de lodo. Este es uno de los factores por lo que se asienta la tubería a ciertas
profundidades.
En el gráfico Nº4.4 se indica como la gradiente de presión de poro aumenta en
algunos intervalos y disminuye en otros, mientras que el peso del lodo aumenta y se
mantiene ya que una reducción de este provocaría puntos apretados y un posible
descontrol del pozo.
Para el análisis de asentamiento de la tubería de revestimiento dentro del Campo
Sacha en la sección de 26” se debe tomar en cuenta que en esta sección el principal
objetivo para el asentamiento de la tubería es haber atravesado el conglomerado que
se encuentra a una profundidad de 100 a 380 pies, siendo este el principal problema
en la perforación de la sección de 26”, una vez atravesado el conglomerado el
siguiente criterio que se toma para el asentamiento de la tubería de revestimiento es
tener una litología de al menos 80% arcilla, 0% de conglomerado y el 20% restante
se encuentre entre arenisca y limolita.
Una vez que se cumplen con estos dos requisitos, se asienta la tubería de
revestimiento a esa profundidad. Es por este motivo que al revisar el punto de
asentamiento de la tubería de revestimiento en los 7 pozos de prueba se determinó
que la profundidad promedia de asentamiento de la tubería de revestimiento de 20”
se la realiza a 418 ft. Esta es la profundidad a la cual se cumple con las dos
condiciones anteriores. A esta profundidad se realizó el análisis para la perforación
con tubería de revestimiento y será de ayuda para el análisis tanto técnico como
económico que se desarrollará más adelante.
60
4.2. POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE EN EL CAMPO
SACHA.
4.2.1. POZO PRUEBA Nº1
El Pozo Prueba Nº1 es un pozo Vertical el cual tiene cuatro secciones que son de
26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con tubería de
revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7” respectivamente. El
objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio. “U inferior” objetivo
primario, “Hollín Superior”, “T Inferior”, “Basal Tena” como objetivos secundarios.
El pozo fue perforado en 19.46 días.
4.2.1.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 44 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 428 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
revestimiento de 20”, se armó BHA #1 Convencional con Broca Tricónica de 26”. Se
empezó a perforar con BHA #1 desde 44 ft hasta 388 ft. Se circuló un fondo arriba
para toma de muestra en fondo con: 400 GPM; 350 PSI; RPM 120.
Luego continúo perforando con BHA #1 desde 388 ft hasta 428 ft. Se llegó al
punto de asentamiento de la tubería de revestimiento a 428ft donde te tiene una
litología: 10% arenisca, 10% limolita, 80 % arcillolita. La compañía Weatherford
realizó la corrida del revestimiento de 20", armó herramientas y equipo convencional
para corrida de revestimiento de 20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó la tubería de
revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 428ft, se circuló el pozo a 428ft con
210 GPM, 80 PSI.
Tabla N°4.4: Datos generales del Pozo de Prueba Nº1.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft Ft
PRUEBA
Nº1 Vertical 10120 10120 44-428 Tricónica 4*16 0.785
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
61
Tabla N°4.5: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº1
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM,
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
44-388 120 120 100-400 9.10 4 5 350 15.0 20.0
388 Circula Un Fondo Arriba
388-428 120 120 450 9.10 4 5 380 15.0 20.0
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.6: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
2 16 5.5 3.5 27 1.13 24
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Gráfico N°4.6: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº1
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0255075
100125150175200225250275300325350375400425450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº1
Pozo Prueba 1
62
4.2.1.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº1.
Para el análisis económico del Pozo Prueba Nº1, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Rio Napo CEM.
Tabla N°4.7: Costos de la perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº1.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por
Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo de
Perforación de la
Sección de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$36,984.00 $1,541.00 $41,607.00 $10,537.00 $52,144.00
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control de
solidos
Costo control
Litológico
Costo Total
de los
Servicios de
la sección de
26"
$38,662.60 $9,736.60 $ - $2,221.90 $50,621.10
Costo de Accesorios Costo
Total de la
Sección de
26”
Costo de la Broca Costo de los Centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de Accesorios
$15,000.00 $6,063.40 $21,063.40 $123,828.40
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.2. POZO PRUEBA Nº2
El Pozo Prueba Nº2 es un pozo Direccional tipo J el cual tiene cuatro secciones
que son de 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con
revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7” respectivamente. El
objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “U inferior” objetivo
primario, “Hollín Superior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como objetivos secundarios.
El pozo fue perforado en 20.71 días.
63
4.2.2.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 46 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 423 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
revestimiento de 20”, se armó BHA #1 Convencional con broca tricónica de 26”. Se
empezó a perforar con BHA #1 desde 46 ft hasta 128 ft. Se saca la broca a superficie
para limpiarla y volverla a bajar para que siga perforando. Se bombea 30 barriles de
píldora viscosa y se circula el pozo un fondo arriba con: 100 GPM; 60 PSI; 2-4 TQ.
Se continúa perforando con BHA #1 desde 128 ft hasta 156 ft. Se sacó la broca a
superficie para limpieza de los jets que se encuentran taponados. Se perforó desde
156 ft hasta 423 ft, punto de asentamiento de la tubería de revestimiento, donde se
tiene una litología: 10% arenisca, 10% limolita, 80% arcilliolita. Se realizó la corrida
de revestimiento de 20", de 94 LPP, K-55 BTC. A continuación se bajó la tubería de
revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 423ft, donde se circuló el pozo con
300 GPM, 80 PSI.
Tabla N°4.8: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº2.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft ft
PRUEBA
Nº2
Direccional
J 10900 10078 46-423 Tricónica 4*16 0.785
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
64
Tabla N°4.9: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº2
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM,
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
46 - 128 40 40 60 8.8 2 4 30 5 6
128 Saca BHA#1 Convencional Y Broca Tricónica Para Limpieza En Superficie
128 Baja BHA#1 Convencional Y Broca Tricónica Desde Superficie Hasta 128'
128 Bombea 30 Bls de Pildora Viscosa + Circula Fondo Arriba
18 - 156 40 40 60 8.8 2 4 30 5 6
156 Saca Bha#1 Convencional Y Broca Tricónica Para Limpieza En Superficie
156 - 230 90 90 250 8.8 2 5 50 8 12
230 - 423 120 120 410 9 3 4 250 15 30
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.10: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº2.
Horas de
Reunión
de
Seguridad
+ Armado
de BHA +
Baja a
topar
fondo
Horas de
perforación
de la
sección de
26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de la
corrida del
revestimiento
de 20”
Horas
totales de
la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
3 19.5 5.5 7.5 35.5 1.48 19.3
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.2.2. Análisis económico del Pozo Prueba Nº2.
Para el análisis económico del Pozo Prueba Nº2, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Río Napo CEM.
65
Gráfico N°4.7: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº2
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.11: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº 2.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo
de
Perforación
de la Sección
de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$36,984.00 $1,541.00 $54,705.50 $10,537.00 $65,242.50
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en la
Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control
de solidos
Costo control
Litológico
Costo Total de
los Servicios de
la sección de
26"
$38,929.40 $9,701.10 $ - $2,921.35 $51,551.85
Costo de Accesorios Costo Total
de la
Sección de
26”
Costo de la Broca
Costo de los centralizadores
+ Costo de la Zapata
Convencional
Costo Total de
Accesorios
$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $137,761.59
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0255075
100125150175200225250275300325350375400425450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº2
Pozo Prueba 2
66
4.2.3. POZO PRUEBA Nº3
El pozo de prueba Nº3 es un pozo Horizontal el cual tiene cinco secciones que son
de 26”, 16”, 12 ¼”, 8 ½” y 6 1/8”, las mismas que fueron revestidas con tubería de
revestimiento de 20”, 13 3/8”(Conbinados), 9 5/8”(Combinado), liner de 7” y liner
ranurado de 5” respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del
reservorio. “U inferior”. El pozo fue perforado en 33.98 días.
4.2.3.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 43 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 427 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
revestimiento de 20”, se armó BHA #1 Convencional con broca tricónica de 26”. Se
empezó a perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 427 ft, punto de asentamiento de la
tubería de revestimiento a 427 ft donde se tiene una litología: 10% arenisca, 10%
limolita, 80% arcilliolita. Se realizó viaje de calibración previo a la corrida de la
tubería de revestimiento. Se sacó a superficie la broca, se quebró la misma. Se realizó
la corrida del revestimiento de 20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó el revestimiento de
20” con zapata Stab-in hasta 427ft, se circuló el pozo a 428ft con 360 GPM, 100 PSI.
Tabla N°4.12: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº3.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft ft
PRUEBA
Nº3 Horizontal 11842 9510 43-427 Tricónica 4*16 0.785
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.13: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº3
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM,
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
43-427 50 130 60-450 8.7 1 4 50-500 5 18
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.14: Horas de la Perforación de la sección de 26”. Pozo de Prueba Nº3.
67
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
2.5 10 6 4 22.5 0.94 38.4
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Gráfico N°4.8: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº3
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.3.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº3.
Para el análisis económico del Pozo de Prueba Nº3, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Río Napo CEM.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº3
Pozo Prueba 3
68
Tabla N°4.15: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº3.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por
Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo de
Perforación de la
Sección de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$36,984.00 $1,541.00 $34,672.50 $10,536.96 $45,209.46
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control de
solidos
Costo
control
Litológico
Costo Total de
los Servicios de
la sección de
26"
$ 34,094.4 $ 15,617.5 $ - $1,851.56 $51,563.41
Costo de Accesorios
Costo Total de
la Sección de
26” Costo de la Broca Costo de los Centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de
Accesorios
$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $117,740.11
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.4. POZO PRUEBA Nº4
El pozo de prueba Nº4 es un pozo Direccional tipo “S” el cual tiene cuatro
secciones que son de 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con
tuberías de revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7”
respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “U
inferior” objetivo primario, “Hollín Superior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como
objetivos secundarios. El pozo fue perforado en 21.88 días.
4.2.4.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 43 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 425 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
revestimiento de 20”, se armó BHA #1 convencional con broca tricónica de 26”. Se
tuvo un tiempo no productivo a cargo del Taladro debido a problemas en las bombas,
las cuales impidieron empezar la perforación del pozo a tiempo. Se empezó a
perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 100 ft. Se tuvo otro tiempo no productivo
69
debido a falla eléctrica en zarandas. Se continuó perforando desde los 100 ft hasta
425 ft, punto de asentamiento de la tubería de revestimiento. Se obtuvo la siguiente
litología a 400 ft 10% conglomerado, 70% arcilla, 20% arena. Se realizó la corrida
del revestimiento de 20", se armó las herramientas y equipo convencional para la
corrida del revestimiento de 20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó el revestimiento de 20”
con zapata Stab-in hasta 425ft.
Tabla N°4.16: Datos Generales del Pozo de Prueba 4.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft ft
PRUEBA
Nº4
Direccional
S 10563 10100 43-425 Tricónica 4*13 0.518
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.17: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº4
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM,
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
0 TIEMPO A CARGO DE RIG CCDC
43-65 50 50 100 8.7 0 1 0 1 5
65-100 50 80 100-200 8.7 1 2 0-150 5 6
100 TIEMPO A CARGO DE RIG CCDC
100-425 100 100 500 8.7 6 7 1200 20 21
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.18: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº4.
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
3.5 15 5.5 6 30 1.25 25.5
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
70
Gráfico N°4.9: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo de Prueba Nº4
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.4.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº4.
Para el análisis económico del Pozo de Prueba Nº4, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Río Napo CEM.
Tabla N°4.19: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº4.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa
Operación del
taladro Por Día
Tarifa
Operación del
taladro Por
Hora
Costo tiempo
de Perforación
de la Sección
de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$32,475.00 $1,353.13 $40,593.75 $10,536.96 $51,130.71
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de
26”
Costo del Fluido
en la Sección de
26”
Costo control
de solidos
Costo control
Litológico
Costo Total de
los Servicios de
la sección de 26"
$35,384.7 $18,011.2 $ 13,847.05 $2,468.75 $ 69,711.7
Costo de Accesorios Costo Total
de la Sección
de 26” Costo de la
Broca
Costo de los centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de
Accesorios
$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $141,809.65
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
050
100150200250300350400450
0 2 4 6 8 101214161820222426283032
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº4
Pozo Prueba 4
71
4.2.5. POZO PRUEBA Nº5
El pozo de prueba Nº5 es un pozo Horizontal el cual tiene cinco secciones que son
de 26”, 16”, 12 ¼”, 8 ½” y 6 1/8”, las mismas que fueron revestidas con tubería de
revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado), liner de 7” y liner de
5”(ranurado) respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del
reservorio “U inferior”. El pozo fue perforado en 39.54 días.
4.2.5.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 41 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 414 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
revestimiento de 20”, se armó BHA #1 convencional con broca tricónica de 26”. Se
empezó a perforar con BHA #1 desde 41 ft hasta 288 ft sin ningún problema.
Se continúa perforando con BHA #1 desde 280 ft hasta 414 ft, punto de
asentamiento del revestimiento a 414 ft donde te tiene una litología: 100% arcilla,
trazas de conglomerado. Se realizó viaje de calibración previo a la corrida del
revestimiento. La compañía Weatherford realizó la corrida del revestimiento de 20",
se armó herramientas y equipo convencional para la corrida del revestimiento de
20", 94 LPP, K-55 BTC. Se bajó la tubería de revestimiento de 20” con zapata Stab-
in hasta 414ft.
Tabla N°4.20: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº5.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft ft
PRUEBA
Nº5 Horizontal 11975 9565.1 41-414 Tricónica 4*13 0.518
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
72
Tabla N°4.21: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº5
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM,
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-
ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
41-280 50 110 20-250 8.7 1 5 20-250 4 15
280-414 90 110 260-400 8.7 4 5 250-850 14 18
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.22: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº5.
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
1.5 14.5 4 4.5 24.5 1.02 25.7
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Gráfico N°4.10: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº5
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº5
Pozo Prueba 5
73
4.2.5.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº5.
Para el análisis económico del Pozo de Prueba Nº5, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Río Napo CEM.
Tabla N°4.23: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº5.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por
Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo de
Perforación de la
Sección de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$32,475.00 $1,353.13 $33,151.56 $10,536.96 $43,688.52
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control de
solidos
Costo control
Litológico
Costo Total
de los
Servicios de la
sección de 26"
$ 28,144.4 $16,850.3 $ 10,353.38 $2,016.15 $ 57,364.2
Costo de Accesorios Costo
Total de la
Sección de
26”
Costo de la Broca Costo de los centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de Accesorios
$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $122,020.00
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.6. POZO PRUEBA Nº 6.
El pozo de prueba Nº 6 es un pozo Direccional tipo “S” el cual tiene cuatro
secciones que son de 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con
tubería de revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7”
respectivamente. El objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “U
inferior” objetivo primario, “Hollín Superior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como
objetivos secundarios. El pozo fue perforado en 20.13 días.
74
4.2.6.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 43 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 400 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
20”, se armó BHA #1 Convencional con Broca Tricónica de 26”. Se empezó a
perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 185 ft. Se saca la broca a superficie para
limpiarla y volverla a bajar para que siga perforando.
Se continúa perforando con BHA #1 desde 185 ft hasta 278 ft. Se decide sacar
nuevamente la broca a superficie para limpieza de los jets que se encuentran
taponados. Continúa perforando desde 278 ft hasta 400 ft. Punto de asentamiento del
revestimiento a 400ft donde te tiene una litología: 30% arenisca, 10% limolita, 60%
arcilliolita. La Compañía Weatherford realizó la corrida del revestimiento de 20", se
armó herramientas y equipo convencional para corrida de 20", 94 LPP, K-55 BTC.
Se bajó la tubería de revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 400ft.
Tabla N°4.24: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº6.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft ft
PRUEBA
Nº6
Direccional
S 10297 9949 41-400 Tricónica 4*13 0.518
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.25: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº6.
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
1.5 18.5 3.5 4.5 28 1.17 19.3
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
75
Tabla N°4.26: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº6.
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
43-105 40 40 100 8.70 2 3 80 5.0 10.0
105-185 100 100 178 8.70 2 3 120 5.0 10.0
185-198 120 120 230 8.80 2 3 190 2.0 8.0
198.00 Sacando tubería por problemas, se eleva la presión hasta 700 Psi al momento de correr
segunda parada
198-220 110 110 296 8.80 2 3 250 8.0 12.0
220-243 120 120 297 9.00 2 3 250 8.0 12.0
243-260 120 120 350 8.90 4 5 350 5.0 10.0
260-289 120 120 350 8.9 4 5 400 5 11
289.00 Sacando tubería por problemas, se eleva la presión hasta 800 Psi.
289-313 120 120 400 8.90 3 5 400 10.0 12.0
313-340 120 120 400 8.90 3 5 500 12.0 15.0
340-363 120 120 480 8.90 3 5 590 10.0 14.0
363-373 120 120 590 8.90 3 5 590 10.0 14.0
373-390 120 120 482 8.90 3 5 710 10.0 15.0
390-400 120 120 500 8.90 3 5 800 10.0 15.0
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Gráfico N°4.11: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº6
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº6
Pozo Prueba 6
76
4.2.6.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº6.
Para el análisis económico del Pozo de Prueba Nº6, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Río Napo CEM.
Tabla N°4.27: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº6.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por
Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo de
Perforación de la
Sección de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$32,475.00 $1,353.13 $37,887.50 $10,536.96 $48,424.46
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control de
solidos
Costo control
Litológico
Costo Total
de los
Servicios de la
sección de 26"
$ 34,697.9 $ 17,401.0 $ 17,409.14 $2,304.17 $ 71,812.2
Costo de Accesorios Costo
Total de la
Sección de
26”
Costo de la Broca Costo de los centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de Accesorios
$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $141,203.86
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.7. POZO PRUEBA Nº7.
El pozo de prueba Nº7 es un pozo vertical que tiene cuatro secciones que son de
26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½”, las mismas que fueron revestidas con tubería de
revestimiento de 20”, 13 3/8”, 9 5/8”(Combinado) y liner de 7” respectivamente. El
objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio. “Hollín Superior” como
objetivo primario, “U inferior”, “T Inferior” y “Basal Tena” como objetivos
secundarios.
77
4.2.7.1. Resumen de la perforación de la sección de 26 pulgadas.
La perforación de la sección de 26” se inició a 43 ft (MD y TVD) del nivel del
suelo y terminó en 406 ft (MD y TVD) del punto de asentamiento de la tubería de
revestimiento de 20”, se armó BHA #1 convencional con broca tricónica de 26”. Se
empezó a perforar con BHA #1 desde 43 ft hasta 200 ft con parámetros controlados
200 GPM, 18 WOB, 3-6TQ.
Se continúa perforando con BHA #1 desde 200 ft hasta 406 ft para una ROP
promedio de 21.68ft/hrs. El punto de asentamiento de la tubería de revestimiento es a
406ft donde te tiene una litología: 10% arenisca, 10% limolita, 80% arcilliolita. Se
realiza viaje de calibración previo a quebrar BHA. Se realizó la corrida de 20", se
armó herramientas y equipo convencional para corrida del revestimiento de 20", 94
LPP, K-55 BTC. Se bajó el revestimiento de 20” con zapata Stab-in hasta 406ft.
Tabla N°4.28: Datos Generales del Pozo de Prueba Nº7.
Datos generales del pozo Datos de la sección de 26"
Pozo Tipo de
pozo
Profundidad Intervalo
perforado
Broca
MD TVD Tipo Boquillas TFA
ft ft ft
PRUEBA
Nº7 Vertical 10100 10100 43-406 Tricónica 4*13 0.518
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.29: Horas de la Perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº7.
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
2.5 13.5 5.5 6 27.5 1.15 26.9
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
78
Tabla N°4.30: Parámetros de Perforación del Pozo de Prueba Nº7.
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 26"
Intervalo
ft
RPM,
min
RPM,
max
Flow,
gpm
MW
ppg
TQ
min,
Klb-ft
TQ
max,
Klb-ft
SPP,
psi
WOB
min,
KLb.
WOB
max,
KLb.
43-97 60 80 110 8.50 1 3 80 2.0 5.0
97.00 Conexión del DC
97-130 60 90 130 8.50 2 3 80 2.0 5.0
130.00 Conexión de la Segunda parada
130-170 90 100 190 8.60 3 4 100 0.0 10.0
170-180 90 100 210 8.60 4 5 150 5.0 10.0
180-190 90 100 210 8.60 5 6 150 10.0 20.0
190-200 80 100 210 8.70 4 5 150 5.0 18.0
200-219 65 100 210 8.70 5 7 100 10.0 18.0
219.00 Conexión de la tercera parada
219-230 60 70 230 8.70 3 7 150 10.0 20.0
230-240 70 80 255 8.70 3 8 170 10.0 22.0
240-250 50 70 255 8.70 4 8 170 10.0 22.0
250-260 50 70 275 8.70 4 8 180 15.0 22.0
260-270 60 70 275 8.70 4 9 210 15.0 22.0
270-280 70 70 275 8.70 5 8 200 18.0 23.0
282.00 Se frena Malacate queda sin aceite de freno.
282-290 70 70 275 8.70 5 8 200 18.0 23.0
290-300 70 80 300 8.80 5 8 200 15.0 20.0
300-308 80 80 300 8.80 5 8 200 18.0 23.0
310.00 Conexión de la cuarta parada
310-320 80 90 330 8.80 5 8 250 15.00 20.0
320-330 80 90 300 8.80 4 8 300 15.00 20.0
330-340 80 100 330 8.90 4 7 310 15.00 20.0
340-350 90 100 360 8.90 4 7 380 15.00 20.0
350-360 90 105 360 8.90 4 7 400 15.00 20.0
360-370 90 105 360 8.90 2 4 400 15.00 20.0
370-380 100 105 400 8.90 5 7 550 15.00 20.0
380-390 100 105 400 8.90 5 7 500 15.00 20.0
390-399 100 105 400 8.90 5 7 500 15.00 20.0
401.00 Conexión de un Sencillo para los ultimos 6ft.
401-406 100 100 400 8.90 5 7 500 15.00 20.0
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
79
Gráfico N°4.12: Curva Profundidad vs. Tiempo. Pozo Prueba Nº7
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.7.2. Análisis económico del pozo de Prueba Nº7.
Para el análisis económico del Pozo de Prueba Nº7, se tomaron los datos de los
reportes finales de perforación los cuales fueron obtenidos directamente de la
empresa Río Napo CEM.
Tabla N°4.31: Costos de la perforación de la sección de 26” Pozo de Prueba Nº7.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por
Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo de
Perforación de la
Sección de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$32,475.00 $1,353.13 $37,210.94 $10,536.96 $47,747.90
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control de
solidos
Costo control
Litológico
Costo Total
de los
Servicios de la
sección de 26"
$ 28,828.4 $ 12,110.4 $ 15,253.25 $2,263.02 $ 58,455.1
Costo de Accesorios Costo Total
de la Sección
de 26” Costo de la Broca Costo de los centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de Accesorios
$15,000.00 $5,967.24 $20,967.24 $127,170.23
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0
100
200
300
400
500
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30P
rofu
nd
ida
(ft)
Tiempo (Hrs.)
Pozo Prueba Nº7
Pozo Prueba 7
80
4.2.8. PROMEDIO DE POZOS PERFORADOS CONVENCIONALMENTE.
Para sacar el promedio de los siete pozos perforados convencionalmente se tomó
en cuenta tanto la profundidad promedio de los pozos como los tiempos que se
demoran en perforar la sección, sean estos los tiempos de armado de BHA, los
tiempos de perforación, tiempo de viajes y circulación de cada pozo y tiempo de
corrida de la tubería de revestimiento para la sección de 26”. Con el promedio de
todos estos tiempos se pudo sacar una ROP promedio que se tiene para esta sección y
con la cual se trabajó para cálculos posteriores de comparación de la Perforación
convencional vs. Perforación con Revestimiento. También se obtuvieron los costos
promedios de los diferentes servicios que se prestan para esta sección y de esta forma
se obtuvo el costo promedio de la sección de 26” la misma que será de ayuda para la
comparación de las dos técnicas de perforación. Todos estos cálculos fueron
realizados en el programa de Excel los cuales se mostrarán a continuación en tablas:
Tabla N°4.32: Datos Promedios de la perforación Convencional.
DATOS DE LA SECCIÓN DE 26"
INTERVALO
PERFORADO
BROCA LODO DE
PERFORACIÓN GALONAJE
TIPO BOQUILLAS TFA DENSIDAD (ppg) GPM ft
43-418 Tricónica 4*13 0.518 8.9 500
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Tabla N°4.33: Datos Promedios de las operaciones de perforación Convencional.
Intervalo
ft Operaciones en la Sección de 26"
Tiempo/Operación
(hrs)
0.00 Inicio de Operación 0:00
0.00 Reunión de Seguridad previo al Armado de BHA 0:30
0.00 Arma BHA 1:24
43.00 Baja BHA hasta Topar Fondo 43ft. 0:30
43 - 418 Perforación de la Sección de 26" 15:18
418.00 Viaje de Calibración + Circulación 5:06
418.00 Corrida de la tubería de revestimiento. 5:06
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
81
Tabla N°4.34: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 26”.
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
2.4 15.3 5.1 5.1 27.9 1.16 24.5
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.8.1. Análisis económico de los pozos.
Para el análisis económico de los Pozos de Prueba, se realizó el promedio de los
costos de los diferentes servicios prestados en esta sección de 26” que se tienen de
los siete pozos de prueba.
Tabla N°4.35: Costos promedio de la perforación de la sección de 26”.
Costo para la Sección de 26”
Tarifa Operación
del taladro Por
Día
Tarifa
Operación
del taladro
Por Hora
Costo tiempo de
Perforación de la
Sección de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación +
Corrida de
revestimiento
$34,407.43 $1,433.64 $39,937.19 $10,536.96 $50,474.15
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de
26”
Costo control de
solidos
Costo control
Litológico
Costo Total
de los
Servicios de la
sección de 26"
$ 34,106.0 $ 14,204.0 $ 14,215.71 $2,292.41 $ 64,818.1
Costo de Accesorios Costo
Total de la
Sección de
26”
Costo de la Broca Costo de los centralizadores +
Costo de la Zapata Convencional
Costo Total
de Accesorios
$15,000.00 $5,980.97 $20,980.97 $136,273.21
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
82
Gráfico N°4.13: Curva Profundidad vs. Tiempo Promedio.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.2.8.2. Hidráulica de la perforación convencional del Campo Sacha.
Para la realización de la hidráulica para los pozos perforados convencionalmente,
se tomarán los datos promedio de los siete pozos perforados convencionalmente
dentro de campo Sacha, los mismos que se encuentran en las tablas N°4.32 y N°4.34,
de esta manera se obtienen los siguientes datos para la hidráulica de pozos
convencionales los mismos que se pueden observar en las tablas N°4.36 y N°37.
Tabla N°4.36: Hidráulica de la Perforación de 26”.
Parámetros Valor Unidades
Diámetro del Hoyo 26 in
ΔP boquillas 762 psi
Peso del lodo 8.9 ppg
Caudal 500 gpm
TFA 0.518 in2
HSI 0.42 HHP/in2
Diámetro exterior del DP 5 in
Velocidad en el anular 19 ft/min
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0
100
200
300
400
500
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30P
RO
FUN
DID
AD
(ft
) TIEMPO (Hrs.)
Perforación Convencional
Convencional
83
Tabla N°4.37: Hidráulica en la Broca Convencional de 4*13/32in.
Diámetro de
las boquillas
Área de las
boquillas,
(in)
Q
Boquillas Flujo
HSI
Boquillas
Velocidad en
las boquillas
Fuerza de
impacto en las
boquillas
in in gpm % ft/seg lbf
13 0.130 125 25% 429 309 178
13 0.130 125 25% 429 309 178
13 0.130 125 25% 429 309 178
13 0.130 125 25% 429 309 178
∑ 0.518 500 100%
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
En el gráfico N°4.14 se tiene el BHA que se utiliza en la perforación convencional de
los pozos del Campo Sacha.
Gráfico N°4.14: BHA de un Pozo Convencional.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
La caída de presión que se tiene en el espacio anular se encuentra en la tabla
N°4.38, donde se tiene además la densidad equivalente de circulación cuando se
perfora en forma convencional.
84
Tabla N°4.38: Caída de presión en el espacio anular.
BHA Diámetro del
Hoyo
Diámetro
interno
Diámetro
externos Longitud
Régimen
de Flujo
Numero de
Reynolds
Caída de
Presión DEC
in in in ft psi ppg
Tubería Pesada 26 3 5 454 Laminar 0,38823136 0.2842022 8.92
X-Over Sub 26 2.75 7.75 2.62 Laminar 0,37671973 0.0020457
Tubería de
perforación 26 2.813 8 88.33 Laminar 0,37502745 0.0705112
X-Over Sub 26 2.75 9.5 2.53 Laminar 0,3625728 0.0023252
Collar Flotador 26 4.5 9 2.25 Laminar 0,36716423 0.0019698
Broca 26 4.25 26 2.1 Laminar 0,36716423 0.0018384
∑
551.83
0.3628927
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Nota: Al calcular la caída de presión que se tiene a lo largo del espacio anular podemos sacar un promedio total de las caídas y con el mismo se
puede calcular la densidad equivalente de circulación que se tiene para la perforación convencional. El modelo utilizado para dichos cálculos es
el método exponencial y cuyas formulas están descritas en el Anexo N°2.
85
4.3. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Para realizar el análisis de lo que será perforar con Tubería de Revestimiento se
tomaron datos de dos pozos que han sido perforados con anterioridad en el país con
este tipo de tecnología, los cuales sirvieron de referencia para la propuesta tanto
técnica como económica de la perforación con Revestimiento para ser aplicado en el
Campo Sacha. Los datos que se proponen han sido facilitados por un Técnico de la
empresa Weatherford el mismo que con su experiencia ayudó para la realización del
análisis. También se tomó en cuenta la visita realizada a los dos últimos pozos
perforados convencionalmente por parte de Rio Napo CEM.
4.3.1. POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN
ECUADOR.
Se presentarán a continuación los resultados finales de la perforación con tubería
de revestimiento los cuales nos servirá para hacer el análisis tanto técnico como
económico para nuestro pozo candidato. Adicionalmente se tiene en el Anexo N°3 la
inclinación que se tuvo en la perforación de los pozos utilizando la tubería de
revestimiento para la perforación de los mismos y en el Anexo N°4 los parámetros
operacionales de los mismos.
Tabla N°4.39: Pozos perforados con tubería de revestimiento.
Pozos
perforados
con drilling
with casing
Intervalo
(ft)
Horas de
Reunión de
Seguridad
+ Armado
de BHA +
Baja a
topar
fondo +
Conexiones
Horas
efectiva de
perforación
de la
sección de
24”
Horas
totales de
la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
Perforado Nº1 46-449 6.38 11.12 17.5 0.73 36.24
Perforado Nº2 45-1000 10.1 36.45 46.55 2.1 27.4
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.
86
Tabla N°4.40: Costo de la perforación con tubería de revestimiento.
Costo de la Perforación con revestimiento
Pozo
Tarifa
Operació
n del
Taladro
por Día
Tarifa
Operació
n del
taladro
por Hora
Horas
Trabajada
s
Costo
del
Equipo
Costo
Perforación
con tubería
de
revestimient
o
Costo
Total
Perforado
Nº1 $90,000 $3,750 17.5 $65,625 $103,009
$168,63
0
Perforado
Nº2 $90,000 $3,750 46.5
$174,37
5 $190,000
$364,37
0
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.
4.3.2. PROPUESTA PARA LA PERFORACIÓN DE UN POZO EN EL
CAMPO SACHA CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.
El siguiente análisis es realizado para la utilización de la tecnología de
Perforación con tubería de revestimiento para la empresa Río Napo. El estudio
comprende tanto un análisis técnico como la propuesta económica y que
conjuntamente con los análisis realizados anteriormente para pozos perforados
convencionalmente se realizó la comparación de las dos tecnologías de perforación
de pozos.
4.3.2.1. DATOS DE PERFORACIÓN CON TUBERIA DE
REVESTIMIENTO PARA EL CAMPO SACHA.
Tabla N°4.41: Datos Perforación con Revestimiento.
DATOS DE LA SECCIÓN DE 24"
INTERVALO
PERFORADO
BROCA
TIPO BOQUILLAS TFA ft
43-418 Zapata
Perforadora 10*14 1.503
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
87
Tabla N°4.42: Resumen de las operaciones de la perforación con revestimiento.
Intervalo
ft Operaciones en la Sección de 26" Tiempo/Operación
0.00 Inicio de Operación 0:00
0.00 Reunión de Seguridad previo al Armado de BHA 0:30
0.00 Arma BHA 1:00
43.00 Baja BHA hasta Topar Fondo 43ft. 0:30
43 - 418 Perforación de la Sección de 26" 13:00
418.00 Viaje de Calibración + Circulación 0:00
418.00 Corrida de la Tubería de Revestimiento 0:00
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
Los tiempos que se tienen en la tabla N°4.43 se los trabajó en función de los
pozos perforados en el Ecuador. Con este tipo de tecnología además se los propuso
teniendo en cuenta la experiencia en otros países gracias a la ayuda de los criterios de
un técnico en perforación con tubería de revestimiento.
Tabla N°4.43: Horas Promedio de la Perforación de la sección de 24”.
Horas de
Reunión de
Seguridad +
Armado de
BHA + Baja
a topar fondo
Horas de
perforación
de la sección
de 26”
Horas de
viaje de
BHA +
Circulación
de pozo
Horas de
corrida de
revestimiento
de 20”
Horas totales
de la sección
de 26”
# días
sección
26"
ROP
(Prom)
2 13 0 0 15.0 0.63 28.8
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
4.3.2.2. Análisis económico de los pozos.
Para el análisis económico del Pozo candidato a ser perforado con tubería de
revestimiento se trabajó con los tiempos de perforación de la sección que se tendrá
con el revestimiento y que dependen directamente de la ROP promedio que se
propone y los costos de los servicios adicionales se realizó un análisis con el
promedio de perforación convencional el cual depende del volumen que se va a
perforar ya que al tener un volumen menor los costos también se reducirán. El
análisis volumétrico se lo realizó con la ayuda de las fórmulas de cálculos de
volúmenes descritas en el capítulo número dos.
88
Gráfico N°4.15: Curva Profundidad vs. Tiempo de perforar con revestimiento
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
Tabla N°4.44: Costos promedio de la perforación de la sección de 24”.
Costo para la Sección de 24”
Tarifa Operación
del taladro Por Día
Tarifa
Operación del
taladro Por
Hora
Costo tiempo
de
Perforación
de la Sección
de 26”
Costo de la
corrida de
Revestimiento
de 20”
Costo del
Tiempo de
Perforación
+ Corrida de
revestimiento
$34,407.43 $1,433.64 $21,504.64 $0.00 $21,504.64
Costo de Servicios en la Sección de 26"
Costo de la
Cementación en
la Sección de 26”
Costo del
Fluido en la
Sección de 26”
Costo
control de
solidos
Costo
control
Litológico
Costo Total
de los
Servicios de
la sección
de 26"
$ 21,748.7 $ 9,057.6 $ 9,065.09 $1,234.38 $ 41,105.8
Costo de Accesorios
Costo Total
de la
Sección de
26” Costo de la Broca
Costo de los
centralizadores
+ Costo de la
Zapata
Convencional
Costo
Servicio
Drilling with
Casing
Costo Total
de
Accesorios
$0.00 $0.00 $89,954.69 $89,954.69 $152,565.13
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 3 5 8 10 13 15 18
PR
OFU
ND
IDA
D (
ft)
TIEMPO (Hrs.)
Perforación Con Casing.
Perforacion con Casing
89
4.3.2.3. Hidráulica para la perforación con tubería de revestimiento en el
Campo Sacha.
La realización de un análisis hidráulico para la perforación de un pozo utilizando
la tubería de revestimiento es de vital importancia ya que con este análisis
comprenderemos de mejor manera las ventajas que tiene la utilización de tuberías de
gran diámetro para perforar un pozo.
En el grafico N°4.16 se tiene la ficha técnica de la zapata perforadora perforable
que se propone para la perforación de un pozo en el Campo Sacha. La zapata
perforadora perforable es una zapata DPA4419X la misma que es una zapata tipo
PDC de cuatro aletas las mismas que son perforables y se tiene cortadores de 19
milímetros, con lo que se garantiza la perforación del pozo.
Gráfico N°4.16: Ficha Técnica de la zapata DPA4419X.
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
La zapata perforadora perforable es una DPA4419X, a continuación se detalla el
significado de la zapata:
90
Tabla N°4.45: Significado de la zapata tipo DPA4419X
Parámetro Significado
D Defyer
P La estructura de corte principal es tipo PDC
A El tipo de material del núcleo es de Aluminio
4 La cantidad total de aletas son 4
4 La cantidad de aletas que son perforables son 4
19 El tamaño de los cortadores son de 19 milímetros.
X
La X es una característica especial cuyo significado es
que consiste en una zapata que tiene cortadores
combinados
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
La zapata perforadora perforable tipo DPA4419X se la propone para la
perforación de un pozo del Campo Sacha pensando en la litología que se tiene que
atravesar, ya que este tipo de zapata puede atravesar litologías con una dureza
intermedia a intermedia-dura, con lo que queda totalmente garantizado que la
perforación de la primera sección de un pozo del Campo se la desarrolle sin mayores
inconvenientes. En el gráfico N°4.17 se tiene el tipo de formación que puede perforar
este tipo de zapata.
Gráfico N°4.17: Rango de las formaciones a perforar con la zapata tipo
DPA4419X.
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
91
BHA que se utiliza en la perforación con tubería de revestimiento se observa en el
gráfico N°4.18, donde se nota la diferencia de perforar convencionalmente.
Gráfico N°4.18: BHA para la perforación con Revestimiento.
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
En la tabla Nº4.46 se tienen los diferentes tipos de collares flotadores que se
utilizan en la perforación con tubería de revestimiento.
Tabla N°4.46: Tipos de Collares Flotadores
Tamaño
Diámetro
exterior
(OD)
Diámetro
interior
(ID)
Rango de
peso
in in in Lb/ft
9-5/8 10.63 8.865 33.3-53.5
10-3/4 11.75 10.056 32.75-65.7
11-3/4 12.75 11.020 42-71
13-3/8 14.38 12.579 48-78
16 17 15.124 65-109
18-5/8 20 17.755 87.5-139
20 21 19.125 94-139
Elaborado: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
92
Para la perforación de un pozo en el Campo Sacha se utilizará la misma tubería de
revestimiento usada en los siete pozos perforados convencionalmente la cual tiene las
siguientes características: tubería de revestimiento de 20" de diámetro exterior, grado
de acero K-55, libraje 94 lb/ft y tipo de conexión BTC. Para este tipo de tubería de
revestimiento se realizó un análisis del torque que se esperaría al utilizarla como
tubería de perforación, el mismo que se presenta en el siguiente gráfico.
Gráfico N°4.19: Torque esperado para la perforación con tubería de revestimiento.
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
En base al gráfico N°4.19 se tiene el torque para la perforación con tubería de
revestimiento el mismo que no sobrepasa el límite de torque permitido para este tipo
de tubería de revestimiento, con lo que se puede utilizar este tipo de tubería para la
perforación de un pozo sin tener mayores restricciones.
La zapata perforadora perforable tipo DPA utiliza boquillas intercambiables de
cobre las mismas que se pueden modificar para tener una mejor hidráulica al
momento de perforar un pozo, es por este motivo que se realizaron tres simulaciones
hidráulicas cambiando el diámetro de la boquilla para determinar la mejor
configuración al momento de perforar un pozo del Campo Sacha, para nuestro
análisis se realizará simulaciones con tamaños de boquillas de 12, 13 y 14 in de
diámetro con lo que varía el TFA de la zapata para cada caso.
93
A continuación se tiene la hidráulica para los distintos arreglos de boquillas.
En la tabla N°4.47 y N°4.48 se tiene el primer análisis hidráulico que se realiza para
una configuración de 13/32 in, siendo esta configuración la misma que se utiliza en
la perforación convencional con una broca tricónica, la única diferencia que en
nuestro caso se tienen 10 boquillas a diferencia de 4 que se utilizan en la perforación
convencional.
Tabla N°4.47: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*13/32in.
Parámetros Valor Unidades
Diámetro del Hoyo 24 in
ΔP boquillas 122 psi
Peso del lodo 8.9 ppg
Caudal 500 gpm
Área total de flujo (TFA) 1.296 in2
Caballaje Hidráulico (HSI) 0.08 HHP/in2
Diámetro exterior de la tubería de revestimiento 20 in
Velocidad en el anular 70 ft/min
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
Tabla N°4.48: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*13/32in.
Diámetro
de las
boquillas
Área de las
boquillas,
(in)
Q
Boquillas Flujo
HSI
Boquillas
Velocidad en
las boquillas
Fuerza de
impacto en
las boquillas
in in gpm % ft/s lbf
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
13 0.130 50 10.0% 27 124 28
∑ 1.296 500 100%
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
94
El análisis hidráulico se desarrolla para una configuración con un diámetro de
boquillas de 12/32 in el mismo que es de un tamaño menor que el anterior y con este
análisis veremos el comportamiento hidráulico que se tendría al perforar con esta
configuración de boquillas. La hidráulica para esta configuración la tenemos en las
tablas N°4.49 y N°4.50.
Tabla N°4.49: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*12/32in.
Parámetros Valor Unidades
Diámetro del Hoyo 24 in
ΔP boquillas 168 psi
Peso del lodo 8.9 ppg
Caudal 500 gpm
Área total de flujo (TFA) 1.104 in2
Caballaje Hidráulico
(HSI) 0.11 HHP/in
2
Diámetro exterior de la
tubería de revestimiento 20 in
Velocidad en el anular 70 ft/min
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
Tabla N°4.50: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*12/32in.
Diámetro
de las
boquillas
Área de las
boquillas, (in)
Q
Boquillas Flujo
HSI
Boquillas
Velocidad en
las boquillas
Fuerza de
impacto en
las boquillas
in in gpm % ft/s lbf
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
12 0.110 50 10.0% 44 145 33
∑ 1.104 500 100%
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
95
La siguiente configuración de boquillas es mayor a las dos anteriores y con este
análisis se pretende ver el comportamiento hidráulico de la perforación de un pozo en
el Campo Sacha cuando se tiene un TFA mayor. El análisis hidráulico se lo detalla en
las tablas N°4.51 y N°4.52.
Tabla N°4.51: Hidráulica de la Perforación de 24”; Configuración 10*14/32.
Parámetros Valor Unidades
Diámetro del Hoyo 24 in
ΔP boquillas 91 psi
Peso del lodo 8.9 ppg
Caudal 500 gpm
Área total de flujo (TFA) 1.503 in2
Caballaje Hidráulico
(HSI) 0.06 HHP/in
2
Diámetro exterior de la
tubería de revestimiento 20 in
Velocidad en el anular 70 ft/min
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
Tabla N°4.52: Hidráulica en la zapata perforadora de 10*14/32in.
Diámetro
de las
boquillas
Área de las
boquillas, (in)
Q
Boquillas Flujo
HSI
Boquillas
Velocidad en
las boquillas
Fuerza de
impacto en
las boquillas
in in gpm % ft/s lbf
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
14 0.150 50 10.0% 18 107 25
∑ 1.503 500 100%
Elaborado por: Galo Torres.
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
96
Como se puede observar en el análisis hidráulico mostrado en las tablas anteriores
la mejor configuración de las boquillas para perforar con tubería de revestimiento es
la configuración de 10 boquillas de un tamaño de 14/32in las mismas que nos dan
una menor caída de presión en las boquillas, debido a que se tiene una mayor área en
las boquillas y de esta forma podemos aumentar el caudal con el que se va a perforar
esta sección sin tener mayores consecuencias dentro de la hidráulica. A continuación
se corre una simulación para distintos caudales con la configuración de 10*14/32in.
Tabla N°4.53: Hidráulica de la Perforación de 24”; Para distintos caudales.
Parámetros Unidades Valor Valor Valor Valor
Caudal gpm 500 600 700 800
Diámetro del Hoyo in
24 24 24 24
ΔP boquillas psi 91 131 178 232
Peso del lodo ppg 8.9 8.9 8.9 8.9
Área total de flujo (TFA) in2
1.503 1.503 1.503 1.503
Caballaje Hidráulico (HSI) HHP/in2
0.06 0.10 0.16 0.24
Diámetro exterior de la tubería
de revestimiento in 20 20 20 20
Velocidad en el anular ft/min 70 84 97 111
DEC ppg 9.12 9.14 9.15 9.17
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
Tabla N°4.54: Hidráulica en la zapata de 10*14/32in para distintos caudales.
Diámetro de
las boquillas
Área de las
boquillas, (in) Caudal
HSI
Boquillas
Velocidad en
las boquillas
Fuerza de
impacto en las
boquillas
in in gpm ft/s lbf
14 0.150 500 18 107 25
14 0.150 600 30 128 35
14 0.150 700 48 149 48
14 0.150 800 72 171 63
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
97
En las tablas N°4.53 y 4.54 al variar el caudal teniendo una misma configuración
de boquillas la velocidad en las boquillas se ve afectada por el caudal es por esto que
al tener un mayor caudal la velocidad aumenta al igual que la fuerza hidráulica en la
broca (HHSI), al tener una mayor velocidad en las boquillas la limpieza del pozo se
la realizaría de la mejor manera sin tener mayor consecuencia con la cara de la
formación. Por tema de comparación solo se tomó en cuenta el caudal de 500 gpm
para nuestro análisis dentro del plan de titulación y simplemente el análisis
hidráulico mostrado en estas últimas dos tablas queda como una recomendación para
la posible perforación de un pozo en el Campo Sacha.
En la tabla N°4.55 se tiene la hidráulica de perforación con tubería de
revestimiento en el espacio anular para una configuración de boquillas 10*14/32in y
un caudal de 500 gpm, con una densidad de lodo de 8.9ppg.
98
Tabla N°4.55: Caída de presión en el espacio anular para la tubería de revestimiento.
BHA
Diámetro del
Hoyo
Diámetro
interno
Diámetro
externos Longitud
Régimen
de Flujo
Numero de
Reynolds
Caída de
Presión DEC
in in in ft psi ppg
Revestimiento
20" 24 19.124 20 418 Laminar 0.096304143 4.66227904 9.12
Collar Flotador 24 3 21 6.26 Laminar 0.071154879 0.11691024
Zapata
perforadora 24 2.813 18,6 2.83 Laminar 0.1302052 0.01850447
∑
427.09
4.79769375
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
Nota: Al calcular la caída de presión que se tiene a lo largo del espacio anular podemos sacar un promedio total de las caídas y con el mismo se
puede calcular la densidad equivalente de circulación que se tiene para la perforación con tubería de revestimiento. De esta forma podemos ver
que la densidad equivalente de circulación aumenta considerablemente debido a la disminución del espacio anular con lo que se tiene un
incremento significativo de la caída de presión en el espacio anular. Es por este motivo que se debe tener mayor cuidado al utilizar una densidad
de lodo diferente ya que se puede llegar al punto de fractura de la formación y causar un grave daño al pozo. Esta es una de las principales
ventajas que se tiene al perforar con esta tecnología ya que se puede utilizar una densidad menor a la que usualmente se la usa en esta sección, y
por ende esta disminución en la densidad se traduce en disminución en el costo del fluido de perforación.
99
4.4. PERFORACIÓN CONVENCIONAL VS. PERFORACION CON
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.
Después de haber realizado el análisis tanto técnico como económico para los dos
tipos de perforación, convencional y con tubería de revestimiento. Se realizará la
comparación de las dos técnicas de perforación para ver las ventajas y desventajas
que se tiene al perforar con un tipo de técnica en específico.
La información para la comparación de las dos técnicas se la muestra en la
siguiente tabla N°4.56 donde se tiene la información técnica.
Tabla N°4.56: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de
Revestimiento.
Tipo de Perforación
Convencional Con Tubería de Revestimiento
Tipo de Broca Tricónica Zapata perforadora DPA4419X
Diámetro de la Broca 26" 24"
Intervalo de Perforación 43-418 ft 43-418 ft
Boquillas 4 10
Tamaño de Boquillas 13/32 in 12/32in 13/32 in 14/32 in
TFA 0,518 1.104 in2
1.296 in2
1.503in2
Densidad de Lodo 8.9 ppg 8.9 ppg
Caudal 500 GPM 500 GPM
ΔP boquillas 762 psi 168psi 122 psi 91 psi
Velocidad en el anular 19 ft/min. 70 ft/min
ΔP anular 0.362 psi 4.797 psi
DEC 8.92 ppg 9.12 ppg
Tubería de Revestimiento Casing de 20", K-55, 94 PPF, BTC
Horas Trabajadas 27.9 hrs. 15 hrs.
ROP 24.5 ft/hrs. 28.8 ft/hrs.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: (Weatherford South América LLC (2015) – Línea TRS)
100
La comparación económica para las dos técnicas de perforación se la encuentra en
la tabla N°4.57.
Tabla N°4.57: Comparación Económica de las dos técnicas de perforación.
Resultado Final
Sistema de
Perforación
Convencional
20" x 26"
DwC
20"x24" Diferencia
Profundidad Promedio (ft) 418 418 0
Horas trabajadas (Hrs) 27.9 15 12.90
Costo de Operación del Rig $ 39,937.20 $ 21,274.60 $ 18,662.60
Costo de la Corrida de
Casing $ 10,537.00 $ 0 $ 10,537.00
Costo de la Cementación $ 34,105.96 $ 21,748.70 $ 12,357.26
Costo del Fluido de
Perforación. $ 14,204.01 $ 9,057.60 $ 5,146.41
Costo de la Zapata +
Centralizadores $ 5,980.97 $ 0 $ 5,980.97
Costo de Control de Solidos $ 14,215.71 $ 9,065.10 $ 5,150.61
Costo de Control Litológico $ 2,292.40 $ 1,234.40 $ 1,058.00
Costo de la Broca de 26" $ 15,000.00 $ 0 $ 15,000.00
Servicio DwC $ 0 $ 89,954.69 $ (89,954.69)
TOTAL $ 136,273.25 $ 152,565.13 $ (16,291.88)
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM, (Weatherford South
América LLC (2015) – Línea TRS)
4.4.1. Costos Invisibles
Como se pudo dar cuenta en la tabla N°4.48 la diferencia de perforar con tubería
de revestimiento es un poco más costoso que perforar convencionalmente, pese a
todas las ventajas que en la mayoría de los ítems se presenta. Es por eso que a
continuación se detallan algunos de los costos que no se los pueden cuantificar pero a
101
al final son valores que traen más beneficios cuando se perfore con tubería de
revestimiento.
1. Tiempo de cementación: Al tener menor volumen de cemento para la sección
de 20”x24” el tiempo de bombeo del cemento se reduce.
2. Tiempo no productivo del personal: Tiempo que el personal espera hasta
que comiencen las operaciones de la siguiente sección y que han llegado
desde la sección de 26”.
3. Producción diferida: Al ganar tiempo en la perforación de la sección de
20”x24” el Pozo se puede poner a producir más rápido.
4. Tratamiento de sólidos: al tener un hoyo de menor calibre la cantidad de
solidos a ser tratados es menor por ende el costo por tratar los sólidos es
menor.
En el gráfico N°4.20, se observan las gráficas de profundidad vs tiempo en donde
se compara el tiempo que se demora en perforar un pozo convencionalmente y
con la tubería de revestimiento.
Gráfico N°4.20: Perforación convencional vs. Perforación con tubería de
Revestimiento.
Elaborado por: Galo Torres
Fuente: Reportes Finales de Perforación Río Napo CEM, (Weatherford South
América LLC (2015) – Línea TRS)
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
0 3 5 8 10 13 15 18 20 23 25 28 30
PR
OFU
ND
IDA
D (
ft)
TIEMPO (Hrs.)
Perforación Convencional Vs. DwC
Convencional
DwC
102
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
1. Una de las alternativas que se tiene para la perforación de un pozo de petróleo
o de gas es la aplicación de la perforación con tubería de revestimiento la
misma que presenta mayores ventajas que perforar convencionalmente.
2. La mayor ventaja que presenta la perforación con tubería de revestimiento es
la disminución del tiempo para la sección de 26”. La disminución de tiempo es
de 12.9 horas y cuyo ahorro es del 46% con respecto a la perforación
convencional.
3. La perforación con tubería de revestimiento elimina los viajes no programados
a superficie los mismos que se producen principalmente por taponamientos de
las boquillas. La zapata perforadora perforable que se utiliza en la perforación
con tubería de revestimiento cuenta con más boquillas y el efecto que se tiene
cuando se tapa una boquilla no causa mayor impacto en la perforación y se
puede continuar perforando sin mayores inconvenientes.
4. Al perforar con tubería de revestimiento cuyo diámetro es mayor que una
tubería de perforación convencional se produce un efecto denominado de
frisado o “plastering” el mismo que contribuye a mejorar la geometría del
hoyo y minimizar las pérdidas de circulación así como a tener una mayor
adherencia del lodo hacia las paredes del hoyo.
5. La tubería de revestimiento al ser de mayor diámetro que la tubería
convencional provoca que se tenga un espacio anular más reducido y por ende
la densidad equivalente de circulación se ve drásticamente afectada teniendo
como resultado una DEC de 9.12 ppg para la perforación con revestimiento
comparado con una DEC de 8.92 ppg para la perforación convencional, y con
este resultado se puede proponer la utilización de un lodo de perforación de
menor peso con lo que se consigue que el lodo tenga un costo menor
103
comparado cuando se perfora convencionalmente. Realizado el análisis
económico se tiene un ahorro de $5,146.41 del costo del lodo al perforar con
tubería de revestimiento.
6. La caída de presión que se produce en las boquillas de la broca es menor
cuando se perfora con tubería de revestimiento debido a que se tiene mayor
número de boquillas y cuyo resultado final paso de una caída de presión de
762 psi a 91 psi al utilizar la tubería de revestimiento para perforar un pozo, el
flujo del lodo de perforación no tiene tantas restricciones que cuando se
perfora con una broca convencional, esto ayuda a que las bombas en superficie
no necesiten tanta fuerza para superar las caídas de presión que se producen en
el sistema.
7. La velocidad del flujo en el espacio anular es mayor cuando se perfora con
tubería de revestimiento, y esto ayuda a que la limpieza del pozo sea más
eficiente y que los ripios salgan más rápido a superficie.
8. Al tener una mayor limpieza del pozo debido a la velocidad en el espacio
anular la velocidad de penetración ROP es mayor que cuando se perfora
convencionalmente, siendo esta una de las razones en la disminución del
tiempo que se demora en perforar la sección, la ROP promedio para la sección
es de 28.8 ft/hr al perforar con tubería de revestimiento comparada con
24.5ft/hr que es la ROP que se tiene para la perforación convencional.
9. El costo total de la utilización de la tubería de revestimiento para la
perforación de un pozo del Campo Sacha es mayor que cuando se perfora
convencionalmente, teniendo en cuenta que la perforación con tubería de
revestimiento presenta mayores beneficios, y cuya diferencia en el costo es de
$16,061. Adicionalmente existen costos invisibles que no se lo pueden
cuantificar cuando se utiliza este tipo de tecnología, pero se los detalla para
que la empresa operadora los tenga en cuenta al momento de comparar las dos
técnicas y de esta forma se note que al perforar con tubería de revestimiento se
tiene un ahorro adicional.
104
10. Al ser la perforación con tubería de revestimiento más costosa, se propuso que
la perforación de la sección de 26” sea más profundo con lo que no se lo pudo
realizar debido a que al perforar más profundamente en la sección se tiene un
costo adicional de la tubería de revestimiento de 20” y la perforación tendría
un mayor costo y no sería económicamente factible perforar más profundo en
esta sección.
5.2. RECOMENDACIONES
1. Para la perforación con tubería de revestimiento se recomienda trabajar con un
caudal mayor que cuando se trabaja convencionalmente y de esta forma tener
una limpieza del hoyo más eficiente, sin que se vea afectado la hidráulica de
perforación.
2. Para futuros trabajos investigativos dentro de esta área de estudio se
recomienda tener un registro eléctrico o una prueba de Leak off test para la
realización del perfil de presiones del Campo para de esta forma sea más
precisa la selección del peso de lodo a utilizar en el pozo y adicionalmente
seleccionar apropiadamente la profundidad de asentamiento de la tubería de
revestimiento.
3. Se recomienda que al utilizar la técnica de perforación con tubería de
revestimiento se utilice un lodo de menor peso debido a que la densidad
equivalente de circulación es mayor que cuando se perforar un pozo
convencionalmente y de esta forma tener un costo menor del lodo de la
sección y evitar de esta forma problemas como un posible fracturamiento de
las formaciones.
4. Al perforar con tubería de revestimiento se recomienda bombear píldoras
viscosas mínimo cada dos paradas para tener una limpieza del hoyo adecuado
y de esta forma evitar problemas durante la perforación.
5. Debido a que la perforación con tubería de revestimiento es más caro que
perforar convencionalmente se recomienda hacer un análisis técnico y
económico para la utilización de esta tecnología en la siguiente sección del
pozo (Sección de 16” * 13 3/8”), teniendo en cuenta que este tipo de
105
tecnología solo se la puede aplicar en las secciones verticales. Además se debe
considerar un análisis de anticolisión con pozos cercanos debido a que al
perforar con tubería de revestimiento no se cuenta con herramientas para
determinar la inclinación, orientación y es indispensable la toma se surveys
para no tener problemas durante la perforación de un pozo con este tipo de
tecnología.
6. Se recomienda realizar un estudio de las diferentes técnicas de perforación de
un pozo para determinar cuál de estas técnicas trae mayores beneficios al
momento de perforar un pozo siempre y cuando sea económicamente rentable.
106
CAPITULO VI
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
6.1. BIBLIOGRAFÍA
Departamento de Geociencias. (2015). Reseña Histórica del Campo Sacha.
Quito: ORNCEM.
Schlumberger, (2013). Tecnología de Perforación - Escuela de perforación.
Mazzaferro G. (2006). Drilling with Casing, Nuevos requerimientos para
conexiones-Tenaris
Piasco L. (2006). Experiencias en la aplicación de Casing Drilling en la
perforación de pozos y de gas-Tenaris.
Tenaris (2013). Perforación con Casing y Tubing-Soluciones-Tenaris.
Weatherford South América LLC (2015) - Línea TRS-Drilling with Casing.
Ghidina D. (2013). Productos tubulares para reducir el costo total. (Siderac-
Tenaris).
ORTIZ S. Benito, GONZÁLEZ G. (2005). Ingeniería para la Perforación no
Convencional, Aplicando Análisis Triaxial para Determinar Esfuerzos Críticos.
CIPM, Mexico.
TESCO (2010). Casing with Drilling – Eliminación de tiempos no productivos y
aumento de producción.
DRILLING, B. H. (2006). Manual de fluidos para perforación. Houston, USA.
107
6.2. WEBGRAFÍA
http://bibdigital.epn.edu.ec/simple-search?query=perforacion+de+pozos.
Recuperado el 20 de Noviembre del 2015 a las 17:00
http://www.drillstarindustries.com/fr/oil_and_gas/index/fiche/menu/drilling/i
d_fiche/Z-Reamer?gclid=CM-WitX60sUCFYNDaQodAB8ATA. Recuperado
el 1 de Diciembre del 2015 a las 18:00
http://www.slb.com. Recuperado el 1 de Diciembre del 2015 a las 21:00
http://www.slb.com/services/drilling/drilling_services_systems/casing_drillin
g.aspx. Recuperado el 4 de Diciembre del 2015 a las 20:00
https://www.google.com.ec/search?hl=es419&q=casing+drilling&gbv=2&sa
=X&oi=image_result_group&ei=8t9dVfimBPsQSDhYLQCQ&ved=0CCoQs
AQ&tbm=isch. Recuperado el 12 de Diciembre del 2015 a las 21:00
http://www.weatherford.com/products-services/well-construction/tubular-
running-services/total-depth-services/drilling-with-casing-services.
Recuperado el 15 de Diciembre del 2015 a las 21:00
108
SIMBOLOGÍA
°API Gravedad especifica del petróleo en grados API.
bls Barriles.
ICDT Herramienta de conducción interna.
C Capacidad.
Ci Capacidad Interna.
L Longitud.
Id Diámetro interno de la tubería.
Vi Volumen Interno.
Ca Capacidad del anular.
Od Diámetro externo.
Vin Velocidad del fluido en la parte interna de la tubería.
Van Velocidad del fluido en el espacio anular.
Q Caudal.
DM Diámetro mayor.
dm Diámetro menor.
DEC Densidad equivalente de circulación.
ρf Densidad del fluido.
TVD Profundidad vertical verdadera.
ΔPEA Caída de presión por fricción en el espacio anular.
ppg Libras por galón.
109
D Profundidad.
ft Pies.
in Pulgadas.
RPM Revoluciones por minuto.
gpm Galones por minuto.
MW Peso de lodo.
TQ Torque.
WOB Peso sobre la broca.
ROP Rata de penetración.
TFA Área total de flujo.
DWC Perforación con tubería de revestimiento.
HHSI Fuerza hidráulica en la broca.
Prf Presión de Fractura.
Pp Presión de poro.
v Relación de Poisson.
S Presión de sobrecarga.
ρFi Densidad promedio de la formación.
110
CAPITULO VII
ANEXOS
ANEXO N°1: Litología del Campo Sacha en la Sección de 26”.
Muestra Profundidad Litología
Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
1 50-100 0 10 60 30
2 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
150 30 10 40 20
3 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
189 10 20 40 30
4 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
200 40 30 20 10
111
5 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
289 60 20 20 0
6 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
300 40 20 40 0
7 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
340 30 30 40 0
8 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
350 10 30 60
112
9 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
360 10 20 70 0
10 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
370 0 10 80 10
11 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
380 0 20 70 10
12 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
390 0 20 70 10
13 Profundidad Conglomerado Arenisca Arcillolita Limolita
400 30 60 10
Fuente: Geoservice – Reporte de perforación – Taladro CCDC-28
Elaborado por: Galo Torres
113
ANEXO N°2: Modelos Reológicos:
Fuente: Manual de Hidráulica de perforación de Pozos de petróleo: (Ghidina D. (Siderac-Tenaris)).
114
ANEXO N°3: Inclinación que se obtuvo en los dos pozos perforados en el
Ecuador.
Pozo: Perforado N°1
DwC: 20in x 24in, Profundidad: 450 ft
Tiempo efectivo de Perforación: 11.12 hrs, ROP promedio de perforación: 36.2 ft/hr.
Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.
Pozo: Perforado N°1
DwC: 20in x 24in, Profundidad: 1,000 ft
Tiempo efectivo de Perforación 36,45 hrs.
ROP promedio de perforación: 27.4 ft/hr.
Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.
115
ANEXO N°4: Gráfico de parámetros operacionales de los dos pozos perforados en el Ecuador.
Pozo: Perforado N°1
Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.
116
Pozo: Perforado N°2
Fuente: Reportes Finales de Perforación Weatherford.