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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
“DEFINICIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE
REVESTIDORES DE LOS POZOS DEL CAMPO TARAPOA EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS
WILSON XAVIER SÁNCHEZ VACA
DIRECTOR: ING. RAFAEL ULRICH RODRÍGUEZ ZAMBRANO
Quito, julio 2014
ii
DECLARACIÓN
Yo Wilson Xavier Sánchez Vaca, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
_____________________
WILSON SÁNCHEZ VACA
iii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Wilson Xavier Sánchez
Vaca, bajo mi supervisión
_______________________
Ing. RAFAEL RODRÍGUEZ
DIRECTOR DE PROYECTO
iv
AGRADECIMIENTO
Al culminar esta carrera quiero agradecer primero a Dios por haberme dado la
fuerza y la voluntad en momentos difíciles y llenarme de bendiciones para poder
dar un gran paso en mi vida
En segundo quisiera agradecer a mi familia querida, a mi papá que siempre fue mi
guía y porque gracias a él he cumplido con mi objetivo, él es la persona que
siempre me ha alentado y me ha dado la motivación y la fuerza para cumplir con
las metas planteadas, a mi querida madre por haberme guiado y haberme exigido
tanto desde pequeño.
Infinitas gracias al Ingeniero Rafael Rodríguez que muy gentilmente me ayudó
con la elaboración del proyecto y se animó a ser mi director del mismo.
Muchas gracias al Ingeniero Vinicio Melo mi codirector y docente en la carrera de
Ingeniería en Petróleos
A la empresa Andes Petroleum Ecuador LTD, por haberme aceptado y auspiciado
ya que sin su apoyo y colaboración este proyecto no hubiese sido posible
A la Escuela Politécnica Nacional que junto con su selecta docencia me han
permitido llegar a estas instancias de mi vida.
v
DEDICATORIA
El presente proyecto amerita esfuerzo, dedicación y sacrificio, es por eso que
quisiera dedicar el presente; en primer lugar a Dios por haberme dado la salud y
la fortaleza de realizar dicho proyecto para culminar una etapa más de mi vida.
En segundo lugar a mis padres Hernán y Patricia que han sido los pilares
principales y apoyo a lo largo de toda mi vida
A mi tía Dolores y abuelita Ernestina por haberme acogido en su hogar durante un
periodo de 5 años y haber sido como mi segunda madre
A mi primo y hermano Romel por haberme ayudado en la elaboración de mí
proyecto y que junto a él dicho trabajo haya sido más ameno.
A la Escuela Politécnica Nacional por abrirme sus puertas.
Para todas las personas que aprecio desde el fondo de mi corazón ya que este
logro no es solo mío ¡es de todos! LOS QUIERO CON TODA MI ALMA.
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CONTENIDOCONTENIDO
DECLARACIÓN ...................................................................................................... ii
CERTIFICACIÓN ................................................................................................... iii
AGRADECIMIENTO ............................................................................................... iv
DEDICATORIA ........................................................................................................ v
RESUMEN ......................................................................................................... xviii
PRESENTACIÓN ................................................................................................. xix
CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1
1. REVISIÓN DE LOS PARÁMETROS DE DISEÑO DE REVESTIDORES ..... 1
1.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 1
1.2 TUBERIA DE REVESTIMIENTO. ................................................................. 2
1.2.1 Propiedades de la tubería de revestimiento. .......................................... 2
1.2.2 Grado del acero ..................................................................................... 3
1.2.3 Dimensiones de revestidores ................................................................. 4
1.2.3.1 Diámetro exterior ................................................................................ 4
1.2.3.2 Espesor de pared ............................................................................... 4
1.2.3.3 Diámetro interior ................................................................................. 4
1.2.3.4 Diámetro drift ...................................................................................... 4
1.2.4 Rango o longitud .................................................................................... 5
1.2.5 Peso de casing ...................................................................................... 5
1.2.6 Conexiones ............................................................................................ 6
1.2.6.1 Conexiones API .................................................................................. 6
1.2.6.2 Conexiones no API o patentadas ....................................................... 7
1.3 DETERMINACIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE
LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ...................................................................... 8
1.3.1 Parámetros de profundidad .................................................................... 8
1.3.1.1 Presión de poro (formación) ............................................................. 10
1.3.1.2 Presión de fractura ........................................................................... 10
vii
1.3.2 Configuración de las sartas de casing ................................................. 11
1.3.2.1 Casing de superficie ......................................................................... 11
1.3.2.2 Casing intermedio ............................................................................. 12
1.3.2.3 Casing de producción ....................................................................... 12
1.3.2.4 Liner .................................................................................................. 12
1.3.3 Ajuste de profundidad utilizando la presión de poro y de fractura. ....... 12
1.3.4 Selección de las medidas de casing .................................................... 15
1.3.5 Selección del tamaño del pozo ............................................................ 16
1.4 CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS SUPERFICIALES DE
REVESTIMIENTO ............................................................................................. 19
1.4.1 Cargas ................................................................................................. 19
1.4.2 Cargas sometidas a las tuberías superficiales de revestimiento .......... 19
1.4.2.1 Cargas de colapso ............................................................................ 20
1.4.2.2 Cargas de estallido ........................................................................... 24
1.4.2.3 Cargas axiales .................................................................................. 31
1.5 FACTORES DE SEGURIDAD Y DE DISEÑO. ........................................... 33
1.5.1 Factor de seguridad ............................................................................. 33
1.5.2 Factor de diseño .................................................................................. 33
CAPÍTULO II ........................................................................................................ 35
2. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS EXISTENTES Y
DETERMINACIÓN DE SUS FACTORES DE SEGURIDAD. ............................... 35
2.1 INTRODUCCIÓN: ....................................................................................... 35
2.2 GENERALIDADES DEL CAMPO TARAPOA ............................................. 35
2.2.1 Localización e historia .......................................................................... 35
2.2.2 Geología .............................................................................................. 37
2.2.2.1 Formación Tiyuyacu. ........................................................................ 37
2.2.2.2 Arenisca Basal Tena ......................................................................... 37
2.2.2.3 Arenisca M-1..................................................................................... 37
2.2.2.4 Arenisca U ........................................................................................ 38
viii
2.2.2.5 Arenisca T ........................................................................................ 38
2.3 TIPOS DE POZOS PERFORADOS Y SUS CONFIGURACIONES DE
CASING................................................................................................................ 40
2.3.1 Descripción de los revestidores de los pozos del Campo Tarapoa. .... 40
2.4 PARÁMETROS DE OPERACIÓN Y DETERMINACIÓN DE LOS
FACTORES DE SEGURIDAD .............................................................................. 43
2.4.1 Análisis de diseños anteriores por cargas de colapso ......................... 44
2.5 ANÁLISIS DE LOS DISEÑOS DE LAS COMPLETACIONES DE LOS
POZOS DEL CAMPO TARAPOA ......................................................................... 50
2.5.1 Pozo Colibrí 1 ...................................................................................... 50
2.5.2 Pozo Esperanza 1 ................................................................................ 51
2.5.3 Pozo Chorongo Este 1 ......................................................................... 52
2.5.4 Pozo Esperanza Norte 1 ...................................................................... 53
2.5.5 Pozo Dorine Norte 2 ............................................................................ 54
2.5.6 Pozo Mariann 4A-12 ............................................................................ 55
2.5.7 Pozo Fanny 18B-142 ........................................................................... 56
2.5.8 Pozo Chorongo 2 ................................................................................. 57
2.5.9 Pozo Mariann 37 .................................................................................. 58
2.5.10 Pozo Mariann 36 .................................................................................. 59
2.5.11 Pozo Mariann 35 .................................................................................. 60
2.5.12 Pozo Mariann 39 .................................................................................. 61
2.5.13 Pozo Fanny 18B-150 ........................................................................... 62
2.5.14 Pozo Fanny 18B-139 ........................................................................... 63
2.5.15 Pozo Fanny 18B-147 ........................................................................... 64
2.5.16 Pozo Fanny 18B-146 ........................................................................... 65
2.5.17 Pozo Fanny 18B-148 ........................................................................... 66
2.5.18 Pozo Mariann Norte 1 .......................................................................... 67
2.5.19 Pozo Dorine Norte 1 ............................................................................ 68
2.5.20 Pozo Dorine 81 .................................................................................... 69
ix
2.5.21 Pozo Mariann 4A-14 ............................................................................ 70
2.5.22 Pozo Fanny 18B-152 ........................................................................... 71
CAPÍTULO III ....................................................................................................... 72
3 ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS QUE AFECTAN AL CORRECTO
DISEÑO DE REVESTIDORES DEL BLOQUE TARAPOA. .................................. 72
3.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 72
3.2 PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA DEL CAMPO TARAPOA ............ 72
3.3 DISEÑO DE CASING SUPERFICIAL ......................................................... 73
3.3.1 Diseño por colapso .............................................................................. 73
3.3.2 Diseño por estallido ............................................................................. 78
3.4 DISEÑO DE CASING O LINER DE PRODUCCIÓN .................................. 81
3.4.1 Diseño por colapso .............................................................................. 81
3.4.2 Diseño por estallido ............................................................................. 84
CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 88
4 PROPUESTA DE DISEÑO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO
TARAPOA. ........................................................................................................... 88
4.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 88
4.2 METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE REVESTIDORES ....................... 88
4.3 PROPUESTA DE DISEÑO ......................................................................... 89
4.3.1 Propuesta de diseño para una configuración de tres sartas. ............... 90
4.3.1.1 Información del pozo ........................................................................ 90
4.3.1.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (tres sartas) ........... 91
4.3.1.3 Propuesta de diseño para casing de producción (tres sartas) ........ 101
4.3.2 Propuesta de diseño para una configuración de dos sartas .............. 111
4.3.2.1 Información del pozo ...................................................................... 112
4.3.2.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (dos sartas) .......... 113
4.3.2.3 Propuesta de diseño para casing de producción (dos sartas) ........ 122
4.4 MEJOR ALTERNATIVA DE DISEÑO PARA EL CAMPO TARAPOA ....... 131
4.4.1 Alternativa de diseño para una configuración de tres sartas.............. 132
x
4.4.1.1 Configuración.................................................................................. 132
4.4.1.2 Diseño gráfico del pozo .................................................................. 132
4.4.2 Alternativa de diseño para una configuración de dos sartas .............. 134
4.4.2.1 Configuración.................................................................................. 134
4.4.2.2 Diseño gráfico del pozo .................................................................. 134
CAPÍTULO V ...................................................................................................... 136
5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PLANTEADA. ...................... 136
5.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 136
5.2 COSTO POR PIE DE DIFERENTES TIPOS DE REVESTIDORES. ..... 136
5.3 INVERSIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVAS DE DISEÑO .................... 137
5.3.1 Optimización para una configuración de tres sartas .......................... 137
5.3.2 Optimización para una configuración de dos sartas .......................... 138
5.4 AHORRO POTENCIAL QUE SE PODRÍA OBTENER CON LA NUEVA
PROPUESTA DE DISEÑO................................................................................. 139
5.4.1 Para una configuración de tres sartas .............................................. 139
5.4.2 Para una configuración de dos sartas ............................................... 141
CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 144
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................ 144
6.1 CONCLUSIONES ..................................................................................... 144
6.2 RECOMENDACIONES ............................................................................ 146
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 147
ANEXOS ............................................................................................................ 149
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1.1 DIAGRAMA DEL PERFIL DE LA CONEXIÓN BTC ............................ 7
FIGURA 1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DE CASING ................................................... 9
FIGURA 1.3 PRESIÓN DE PORO Y FRACTURA ................................................. 13
FIGURA 1.4 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PROFUNDIDAD DE
CASING................................................................................................................ 14
FIGURA 1.5 SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE CASING PARA UN POZO
EJEMPLO. ............................................................................................................ 15
FIGURA 1.6 “BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES
CONSOLIDADAS”. ................................................................................................ 17
FIGURA 1.7“BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES
NO CONSOLIDADAS” ........................................................................................... 18
FIGURA 1.8 COLAPSO ........................................................................................ 20
FIGURA 1.9 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL CASING
SUPERFICIAL ....................................................................................................... 22
FIGURA 1.10 PRESIÓN DE DISEÑO VS PROFUNDIDAD .................................. 24
FIGURA 1.11 ESTALLIDO.................................................................................... 25
FIGURA 1. 12 PRESIONES DE ESTALLIDO SOBRE EL CASING SUPERFICIAL ... 29
FIGURA 1.13 PRESIONES DE DISEÑO .............................................................. 31
FIGURA 1.14 TENSIÓN ....................................................................................... 32
FIGURA 2.1 POZOS DEL CAMPO TARAPOA ..................................................... 36
FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE ............ 39
FIGURA 2.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B-141 ..... 45
FIGURA 2.4 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-141 .......................... 49
FIGURA 2.5 DISEÑO POR COLAPSO, POZO COLIBRÍ 1 ................................... 50
FIGURA 2.6 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA 1 ............................ 51
FIGURA 2.7 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO ESTE 1 .................. 52
FIGURA 2.8 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA NORTE 1............... 53
FIGURA 2.9 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 2 ...................... 54
FIGURA 2.10 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-12 ....................... 55
FIGURA 2.11 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-142 ........................ 56
FIGURA 2.12 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO 2 .......................... 57
FIGURA 2.13 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 37 ............................. 58
xii
FIGURA 2.14 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 36 ............................. 59
FIGURA 2.15 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 35 ............................. 60
FIGURA 2.16 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 39 ............................. 61
FIGURA 2.17 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-150.................................... 62
FIGURA 2.18 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-139 ........................ 63
FIGURA 2.19 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-147 ........................ 64
FIGURA 2.20 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-146 ........................ 65
FIGURA 2.21 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-148 ........................ 66
FIGURA 2.22 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN NORTE 1 .................. 67
FIGURA 2.23 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 1 .................... 68
FIGURA 2.24 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE 81 ................................ 69
FIGURA 2.25 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-14 ....................... 70
FIGURA 2.26 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-152 ........................ 71
FIGURA 3.1 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE
COLAPSO ............................................................................................................ 75
FIGURA 3.2 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE
COLAPSO ............................................................................................................ 78
FIGURA 3.3 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE
ESTALLIDO .......................................................................................................... 80
FIGURA 3.4 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER. . 81
FIGURA 3.5 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE COLAPSO .................... 83
FIGURA 3.6 PRESIONES DE ESTALLIDO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.84
FIGURA 3.7 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE ESTALLIDO .................. 86
FIGURA 4.1 DISEÑO DEL POZO DE TRES SARTAS .......................................... 91
FIGURA 4.2 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ....... 94
FIGURA 4.3 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ........................... 96
FIGURA 4.4 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD .......... 99
FIGURA 4.5 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ......................... 101
FIGURA 4.6 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD ........ 104
FIGURA 4.7 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER .... 106
FIGURA 4.8 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ..... 109
FIGURA 4.9 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER . 111
FIGURA 4.10 DISEÑO DEL POZO DE DOS SARTAS........................................ 112
xiii
FIGURA 4.11 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ... 115
FIGURA 4.12 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ....................... 117
FIGURA 4.13 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD ...... 120
FIGURA 4.14 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL ....................... 121
FIGURA 4.15 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD ...... 124
FIGURA 4.16 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER .. 126
FIGURA 4.17 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD ... 129
FIGURA 4.18 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER 131
FIGURA 4.19 DIAGRAMA DEL POZO BASE (TRES SARTAS) ......................... 133
FIGURA 4.20 DIAGRAMA DEL POZO BASE (DOS SATAS) .............................. 135
FIGURA 5.1 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE TRES SARTAS
DEL CAMPO TARAPOA..................................................................................... 139
FIGURA 5.2 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE DOS SARTAS
DEL CAMPO TARAPOA..................................................................................... 141
xiv
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1.1 (API SPEC 5CT) GRADOS DE ACERO, PUNTO DE CEDENCIA ........ 3
TABLA 1.2 RANGOS DE LONGITUD DE CASING (API RP 5BI) ............................ 5
TABLA 1.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE PRESIÓN DE
PORO ................................................................................................................... 24
TABLA 1.4 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO, INFLUYE GRADIENTE
DE FRACTURA .................................................................................................... 30
TABLA 2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS REVESTIDORES DEL CAMPO TARAPOA . 41
TABLA 2.1 CONTINUACIÓN ................................................................................ 42
TABLA 2.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO TARAPOA 43
TABLA 3.1 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN
DE PORO ............................................................................................................. 74
TABLA 3.2 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE EL LODO DE
PERFORACIÓN ................................................................................................... 74
TABLA 3.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN
DE LAS LECHADAS DE CEMENTO .................................................................... 75
TABLA 3.4 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN
DE PORO ............................................................................................................. 76
TABLA 3.5 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN
HIDROSTÁTICA DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN ............................................ 77
TABLA 3.6 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN
DE LAS LECHADAS DE CEMENTO .................................................................... 78
TABLA 3.7 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO VARIANDO LA PRESIÓN
DE FRACTURA ..................................................................................................... 80
TABLA 3.8 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN CASING VACÍO ........ 82
TABLA 3.9 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN LINER CON FLUÍDO 83
TABLA 3.10 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO EN LINER DE
PRODUCCIÓN ..................................................................................................... 86
TABLA 4.1 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO ................................................................................................ 90
TABLA 4.2 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .................................................. 92
TABLA 4.3 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ........................................... 93
xv
TABLA 4.4 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO ...................................... 94
TABLA 4.5 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO 95
TABLA 4.6 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .................................................. 97
TABLA 4.7 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ........................................... 97
TABLA 4.8 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO ......................................... 99
TABLA 4.9 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO 100
TABLA 4.10 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO ....................... 102
TABLA 4.11 INFORMACIÓN DEL LINER ........................................................... 102
TABLA 4.12 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO ..................................... 103
TABLA 4.13 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
COLAPSO .......................................................................................................... 105
TABLA 4.14 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
COLAPSO .......................................................................................................... 105
TABLA 4.15 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO ....................... 107
TABLA 4.16 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO .............................................. 107
TABLA 4.17 INFORMACIÓN DEL LINER .......................................................... 108
TABLA 4.18 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO .................................. 109
TABLA 4.19 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
ESTALLIDO ........................................................................................................ 110
TABLA 4.20 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
ESTALLIDO ........................................................................................................ 110
TABLA 4.21 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO .............................................................................................. 112
TABLA 4.22 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .............................................. 114
TABLA 4.23 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ....................................... 114
TABLA 4.24 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO .................................. 115
TABLA 4.25 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO 116
TABLA 4.26 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR .............................................. 118
TABLA 4.27 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO ....................................... 118
TABLA 4.28 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO ..................................... 120
TABLA 4.29 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO .. 121
TABLA 4.30 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR DE SUPERFICIE .................. 122
TABLA 4.31 INFORMACIÓN DEL LINER ........................................................... 123
xvi
TABLA 4.32 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO ..................................... 124
TABLA 4.33 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
COLAPSO .......................................................................................................... 125
TABLA 4.34 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
COLAPSO .......................................................................................................... 125
TABLA 4.35 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO ....................... 127
TABLA 4.36 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO .............................................. 127
TABLA 4.37 INFORMACIÓN DEL LINER .......................................................... 128
TABLA 4.38 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO .................................. 129
TABLA 4.39 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
ESTALLIDO ........................................................................................................ 130
TABLA 4.40 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR
ESTALLIDO ........................................................................................................ 130
TABLA 4.41 CONFIGURACIÓN TRES SARTAS PARA UN POZO BASE DEL
CAMPO TARAPOA ............................................................................................ 132
TABLA 4.42 CONFIGURACIÓN DOS SARTAS PARA UN POZO BASE DEL
CAMPO TARAPOA ............................................................................................ 134
TABLA 5.1 COSTO POR PIE DE LAS TUBERIA DE REVESTIMIENTO QUE
SATISFECEN EL DISEÑO ................................................................................. 137
TABLA 5.2 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (TRES SARTAS) ......... 138
TABLA 5.3 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (DOS SARTAS) ........... 138
TABLA 5.4 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (TRES
SARTAS) ............................................................................................................ 140
TABLA 5.5 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (DOS
SARTAS) ............................................................................................................ 142
xvii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO NO 1 DIMENSIONES Y PROPIEDADES MÍNIMAS DE RENDIMIENTO
DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO. ....................................................... 150
ANEXO NO 2 DIAGRAMA MECÁNICO DE LOS POZOS ANALIZADOS ............ 181
xviii
RESUMEN
El presente Proyecto de Titulación, consiste en definir una metodología para el
diseño de revestidores (casing) considerando los principales parámetros que se
deberían utilizar en base a la realidad del campo basándose en los diseños
anteriores de los pozos ya perforados en el campo Tarapoa.
El proyecto consta de cinco capítulos:
En el capítulo 1, se detalla una breve revisión de las características de los
revestidores que son indispensables para diseñar la tubería de revestimiento
conjuntamente se ha identificado los parámetros de diseño.
En el capítulo 2, se detalla la localización y geología del Campo Tarapoa
conjuntamente se hace un análisis en el diseño de revestidores de los pozos
perforados en los últimos dos años, se determina sus factores de seguridad y se
identifica si existe algún inconveniente en el diseño.
En el capítulo 3, se hace una estimación de los parámetros que alteran el correcto
diseño de revestidores, para luego analizar en base a los datos de campo, que
diseño es el más apropiado para el bloque Tarapoa.
En el capítulo 4, se detalla la metodología que se va a emplear para el diseño de
revestidores, se aplica la metodología mencionada para el diseño de dos pozos
tipo futuros a perforarse en el campo Tarapoa.
En el capítulo 5, se detalla el costo por pie de la tubería de revestimiento, se
determina la inversión total de las propuestas planteadas y por ende se
selecciona la mejor alternativa de diseño enfocada siempre en la seguridad y en
optimizar costos.
xix
PRESENTACIÓN
En el bloque Tarapoa, se ha observado en los últimos años que muchos pozos
durante su etapa de producción presentan daños en sus revestidores, y que en
ocasiones al no poder ser reparados llevan al abandono de estos con la
correspondiente pérdida de producción para la compañía.
La primera suposición que se ha hecho es que hubo un mal diseño de los
revestidores. Un mal diseño podría ser el resultado de no tener información
específica. Por esta razón se estudiará diseños anteriores en busca de posibles
errores. El presente trabajo busca definir una metodología que nos ayude a
mejorar el diseño de revestidores y reducir daños que son perjudiciales para la
compañía. Es importante la determinación de los parámetros operacionales
correspondientes al campo Tarapoa.
Luego de definir la metodología de diseño de revestidores; se planteará una
propuesta de diseño para dos pozos típicos de la zona.
Finalmente se presenta una evaluación económica de la propuesta presentada
que ayude a decidir la factibilidad de su aplicación en el campo Tarapoa.
1
CAPÍTULO I
1. REVISIÓN DE LOS PARÁMETROS DE DISEÑO DE
REVESTIDORES
1.1 INTRODUCCIÓN
Para diseñar eficientemente una sarta de revestimiento, así como la tubería de
producción óptima, hay que conocer una serie de datos del yacimiento, como por
ejemplo:
· Presiones de poro
· Presiones de fractura
· Presiones de sobrecarga.
· La distribución de temperaturas.
· Presión de reservorio.
· Tipo de fluido que se va a producir.
· Las funciones del pozo, actuales y futuras.
Una vez que se disponga de los datos mencionados se procede a: Seleccionar las
profundidades de asentamiento, escoger los diámetros, determinar el tipo de
material, espesores (libraje) y conexiones de los distintos revestidores.
A continuación se detalla una breve revisión de los principales aspectos teóricos
relacionados a revestidores y sus diseños.
2
1.2 TUBERIA DE REVESTIMIENTO.
La tubería de revestimiento o casing es una tubería especial que se introduce en
el hoyo perforado y generalmente es cementado luego de ser corrido para lograr
la protección de éste y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el
yacimiento hasta la superficie.
Constituye uno de los aspectos más importantes dentro de la operación de
perforación, tanto desde el punto de vista operativo como económico. El diseño y
corrida del casing se la realiza tomando las condiciones existentes durante la vida
del pozo.
Entre las funciones más importantes de la tubería de revestimiento están:
· Controlar las presiones de formación una vez que el casing ha sido
cementado.
· Aislar zonas problemáticas.
· Fijar el BOP o cabezal de producción.
· Al cementarlo se puede aislar la comunicación de las formaciones
de interés.
· Sirve como punto de apoyo del equipo de trabajo y permite
facilidades de producción.
1.2.1 Propiedades de la tubería de revestimiento.1
El Instituto Americano del Petróleo (API) asesora, desarrolla e identifica normas
para el diseño de revestidores.
La selección de un tipo de revestimiento se da por: el grado de acero (K-55, L-80,
N-80, S-95, P110, entre otros) su diámetro nominal ( diámetro interno, externo,
drift), peso (lb/ft), rango o longitud (R1= 16’-25’, R2= 25’-33’, R3= 34’-48’), tipos de
conexión (BTC,API 8-rd,Hydril 513, Hydrill SLX).
1 Todas estas propiedades se muestran en el anexo 1
3
Los valores de resistencia a la tensión, presión de estallido, presión de colapso,
torsión, es asociado al grado del acero del casing y dichos valores se encuentran
normalmente listados en tablas de los fabricantes. Ver anexo 1.
1.2.2 Grado del acero
El API ha adoptado una designación de grado a la tubería de revestimiento
definiendo la característica del esfuerzo de cedencia de la tubería en miles de psi.
El código del grado consiste en una letra seguida de un número, la letra
designada por el API fue arbitraria y fue adoptada como estándar, el número de la
asignación representa el mínimo esfuerzo a la cedencia del acero.
La tabla 1.1 es un ejemplo de algunos grados de acero que existen en el
mercado, con sus respectivos puntos de cedencia y su mínima tensión.
1TABLA 1.1 (API SPEC 5CT) GRADOS DE ACERO, PUNTO DE CEDENCIA
TABLA 1.1 (API SPEC 5CT) GRADOS DE ACERO, PUNTO DE CEDENCIA
Grado Punto de cedencia (Kpsi)
Mínima Tensión
de cedencia
(Kpsi) Mínimo Máximo
H-40 40 80 60 J-55 55 80 75 K-55 55 80 95 N-80 80 110 100 M-65 65 85 85 L-80 80 95 95 C-90 90 105 100 C-95 95 110 105 T-95 95 110 105 P-110 110 140 125 Q-125 125 150 135
FUENTE: API Spec 5CT ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
4
1.2.3 Dimensiones de revestidores
La tubería de revestimiento presenta una variedad de dimensiones que debemos
saber identificar por ejemplo: el diámetro exterior, diámetro interior, espesor de
pared. Estos diferentes diámetros y espesores fueron estandarizados por el API
5CT.
1.2.3.1 Diámetro exterior
El diámetro del agujero determina el diámetro exterior del revestidor que puede
ser corrido dentro del mismo, es importante tener en cuenta el diámetro de los
acoples ya que muchas veces dicho diámetro es mayor al diámetro externo del
revestidor y puede causar problemas al momento de ser corrido para la siguiente
sección.
1.2.3.2 Espesor de pared
El espesor de pared determina el diámetro interno de la tubería.
1.2.3.3 Diámetro interior
Es el diámetro dentro de la tubería que se utiliza para cálculos volumétricos.
1.2.3.4 Diámetro drift
También conocido como diámetro libre, es controlado por un diámetro específico,
y se lo define como el diámetro máximo que tiene un revestidor para permitir el
paso de un mandril (barra sólida) sin que se atasque en el revestidor.
5
1.2.4 Rango o longitud
La longitud de las tuberías de revestimiento varían, los tramos o juntas no se los
fabrica en longitudes exactas.
El API ha especificado tres tipos de rangos de longitud de la tubería. La tabla 1.2
indica los tres rangos que presentan las tuberías de revestimiento.
2TABLA 1.2 RANGOS DE LONGITUD DE CASING (API RP 5BI) TABLA 1.2 RANGOS DE LONGITUD DE CASING (API RP 5BI)
RANGO ft m
1 16 a 25 4,88 a 7,62
2 25 a 34 7,62 a 10,36
3 34 a 48 10,36 14,63
FUENTE: API RP 5BI ELABORACION: Wilson Sánchez
Comúnmente los rangos más utilizados son el 2 y 3 debido a que se reduce el
número de conexiones. El rango 1 se utiliza en algunas áreas donde los pozos
son poco profundos y taladros pequeños que perforan los pozos no pueden
manejar rangos de tuberías mayores.
1.2.5 Peso de casing
El término peso de casing usualmente se refiere a la masa específica de casing
expresada como masa por unidad de longitud por ejemplo kg/m o lb/ft.
El peso del casing es determinado por la densidad del acero y las dimensiones
del cuerpo del mismo.
El API Spec 5CT tiene fórmulas para calcular el peso de la junta, sin embargo
también se utiliza para calcular el peso nominal de la tubería lisa sin
acoplamientos.
w=C do-t t (1.1)
O
6
w=C(do
2-di2
4) (1.2)
Donde,
w= “Peso del revestidor”, masa por unidad de longitud, lb/ft.
C= factor de conversión 10.69 para unidades de campo; 0,0246615 para unidas
métricas
Diámetro externo, in
Diámetro interno, in
Espesor de pared, in
1.2.6 Conexiones
Es un dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería; existen
muchos tipos de conexiones que se usan para el casing, la selección de una
conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño
requerido, y el costo.
Las conexiones se clasifican en dos grupos en función de la geometría:
1.2.6.1 Conexiones API
American Petroleum Institute (API) ha adoptado algunas conexiones las cuales son:
1.2.6.1.1 Conexiones BTC o Buttress
Son una de las primeras conexiones que aparecieron en el mercado petrolero; las
conexiones BTC son las conexiones que más se utilizan al momento de perforar
en el campo Tarapoa.
7
Esta conexión tiene un triángulo que es de suma importancia y que sirve de
referencia para realizar el apriete geométrico. El triángulo puede quedar en el
cuerpo de la tubería o en los hilos de la rosca; esto dependerá del diámetro y
espesor de pared. La figura 1.1 indica el diagrama del perfil de la conexión
Buttress.
1FIGURA 1.1 DIAGRAMA DEL PERFIL DE LA CONEXIÓN BTC FIGURA 1.1 DIAGRAMA DEL PERFIL DE LA CONEXIÓN BTC
Fuente: Tenaris Tamsa Elaboración: Tenaris Tamsa
1.2.6.1.2 Conexiones LTC y STC
La conexión LTC (Long Thread and Coupling) que en español significa Roscas de
Acople Largo y la conexión STC (Short Thread and Coupling) que en español
significa Roscas de Acople Corto, fueron las primeras conexiones que se
utilizaron para unir tubería, presenta una configuración de 8 hilos por pulgada y un
perfil redondeado en forma de “V” de 60o.
Para lograr su apriete óptimo durante el enrosque se debe aplicar el torque pre-
establecido para cada diámetro, grado y peso. Al llegar a este valor, la cara del
acople deberá coincidir con el “Vanish Point”, punto donde termina la rosca.
1.2.6.2 Conexiones no API o patentadas
American Petroleum Institute (API) ha adoptado algunas conexiones patentadas las cuales son:
8
1.2.6.2.1 Conexiones premium
Son conexiones patentadas, vienen en gran variedad de formas y en general se
clasifican como:
MTC: Estándar con sello metal - metal (VAM, BDS), Integral con sello metal-metal
(PH-6, IJ4S).
HW: especiales para paredes gruesas (HPC, VAM HW).
LD: especiales para (Big omega, ATS).
SLH: especiales de alto rendimiento y línea reducida (ULT, NJO).
IFJ: son conexiones integrales especiales, el diámetro externo suele ser menor al
1% por encima de la tubería.
1.3 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
El departamento de perforación define el asentamiento de las tuberías de
revestimiento rigiéndose en los parámetros de profundidad.
1.3.1 Parámetros de profundidad
Cuando se determina la profundidad donde van hacer asentadas las tuberías de
revestimiento. El proceso de diseño se realiza partiendo desde el fondo del pozo,
considerando siempre:
· Presión de poro.
· Presiones de fractura.
· Zonas corrosivas.
· Zonas de agua dulce que no se desea contaminar.
· Política de la compañía.
9
La figura 1.2 indica la profundidad y las propiedades de los revestidores que se
utilizaron al momento de perforar el pozo Chorongo Este 1 en el campo Tarapoa.
2FIGURA 1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DE CASING FIGURA 1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DE CASING
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited.
10
1.3.1.1 Presión de poro (formación)
También llamada presión de formación, es aquella presión a la que se encuentran
confinados los fluidos dentro de la formación, el gradiente de poro depende de la
porosidad de la roca, la densidad del fluido que satura la roca, la evaluación
geológica de las formaciones por ejemplo la composición química.
Las presiones de poro se clasifican en:
· Subnormales: cuando son menores a lo normal, es decir a la presión
hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la
superficie.
· Normales: cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por los
fluidos de formación.
· Anormales: cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de
formación.
“Después de tantos pozos perforados en el campo Tarapoa se ha concluido que
la presión de poro es normal”
1.3.1.2 Presión de fractura
Se la define como la resistencia de una formación a ser fracturada, depende de la
solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que esté
sometida la formación.
Así es como se interpreta “presión de fractura”, y esta es la que se asume cuando
diseñamos casing.
11
La presión de fractura que utilizamos al momento de asentar las tuberías de
revestimiento, se la pude obtener mediante las siguientes pruebas.
· Leak -Off Test (L.O.T).
· Formation Integrity Test (F.I.T).
· Curvas del gradiente de fractura.
· Correlaciones.
1.3.2 Configuración de las sartas de casing
Existen diferentes sartas que se introducen al hoyo perforado entre estas
tenemos:
· Casing de superficie.
· Casing intermedio.
· Casing de producción.
· Liner
1.3.2.1 Casing de superficie
El casing superficial tiene como objetivo, proveer protección contra arremetidas
para la perforación más profunda, dar un soporte estructural para el cabezal del
pozo y sartas de revestimiento subsecuentes, proteger las formaciones de agua
dulce y evitar que las formaciones sueltas se derrumben dentro del pozo.
Un número de factores que afectan la profundidad del casing superficial son:
· Presión de poro.
· Presión de fractura.
· Profundidad de zonas de agua dulce.
· Regulaciones y requerimientos legales.
Los dos primeros factores son los más importantes, están relacionados y son
la base para el diseño del pozo.
12
1.3.2.2 Casing intermedio
Cuando se tiene un influjo y/o pérdida de circulación en el agujero es necesario
correr casing intermedio para brindar protección al pozo contra arremetidas.
1.3.2.3 Casing de producción
Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a
través de una formación productora, el objetivo de la tubería de producción es de
aislar las zonas productoras, permitir el control del reservorio y actuar como un
conducto seguro de transmisión de fluidos, por ejemplo: petróleo y gas a la
superficie previniendo influjos de fluidos no deseados.
1.3.2.4 Liner
Un liner será suspendido o colgado a una distancia por encima de la zapata
(OverLap) del revestidor anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud
para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular.
1.3.3 Ajuste de profundidad utilizando la presión de poro y de fractura.
La profundidad de casing es seleccionada usando la presión de poro y la presión
de fractura de la formación. La mejor manera de entender estos dos parámetros
es hacer una gráfica de presión de poro y fractura versus la profundidad. La figura
1.3 indica la presión de poro y la presión de fractura, parámetros necesarios para
el diseño de revestidores.
13
3FIGURA 1.3 PRESIÓN DE PORO Y FRACTURA FIGURA 1.3 PRESIÓN DE PORO Y FRACTURA
Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”, (2007) desing and aplication Elaboración: Teg G. Byron
Así mismo, para poder diseñar la tubería de revestimiento se deberá mantener
una presión hidrostática del lodo ligeramente mayor a la presión de poro y menor
a la presión de fractura.
Ejemplo 1:
En este ejemplo (véase la figura 1.4), se inicia con una densidad de lodo a 12000
ft (punto a) se traza una línea vertical hasta que intercepte a la línea debajo de la
presión de fractura (punto b) y de ahí una horizontal hasta que intercepte con la
densidad del lodo y la presión de poro (punto c) se lee que los parámetros de
profundidad de la superficie del casing, los cuales en este caso están sobre los
1700 ft aproximadamente.
Lo que indica que este pozo en particular requiere una sarta de casing superficial
a 1700 ft y una sarta de producción a 12000 ft. Si la profundidad del casing
superficial de 1700 ft reconoce los requerimientos de regulación para este pozo,
entonces los parámetros de profundidad están completos. Si la regularización
14
requiere más casing, hasta los 2500 ft, simplemente movemos nuestra
profundidad de casing superficial a 2500 ft y se dará un mayor margen de
seguridad.
La figura 1.4 muestra todo el procedimiento descrito en el ejemplo 1.
4FIGURA 1.4 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PROFUNDIDAD DE CASING. FIGURA 1.4 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PROFUNDIDAD DE CASING.
Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”, (2007) desing and aplication Elaboración: Teg G. Byron
Ejemplo 2:
En este ejemplo (véase la figura 1.5), se parte desde fondo, se nota que la
densidad del lodo es 1,83 gr/cm3 (15,2 ppg) requeridos a 14000 ft, se intercepta
con la presión de fractura con una línea vertical, moviéndose horizontalmente
hacia la izquierda, vemos que la densidad de lodo requerida a 10500ft es 1,42
gr/cm3 (11,86 ppg). Así que se debe preparar una sarta de casing para esa
profundidad.
De esta forma se obtiene a 3000 ft la profundidad de casing superficial, a 10500 ft
la profundidad de casing intermedio, a 14000 ft el tope del liner.
La figura 1.5 muestra todo el procedimiento descrito en el ejemplo 2.
15
5FIGURA 1.5 SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE CASING PARA UN POZO EJEMPLO.
FIGURA 1.5 SELECCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE CASING PARA UN POZO EJEMPLO.
Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”,(2007), desing and aplication Elaboración: Teg G. Byron
Luego de haber determinado el número de sartas requeridas y los parámetros de
profundidades, el siguiente paso en el procedimiento de diseño es el de
seleccionar las medidas de casing requerido.
1.3.4 Selección de las medidas de casing
Una vez seleccionadas los parámetros de profundidad, el siguiente paso es
seleccionar los diámetros de los revestidores con que se va a perforar el pozo.
Dos cosas importantes a saber acerca de las medidas de la selección de casing
son:
· El tamaño de hoyo determina el tamaño de casing
· El tamaño del hoyo en cualquier punto del pozo excepto en superficie, es
determinada por la anterior tubería de revestimiento introducida en el hoyo.
Superficial
Intermedio
Liner
16
Esto quiere decir que al momento de seleccionar el diámetro de casing,
empezamos con el tamaño del casing desde el fondo hasta superficie.
Una vez que se conoce el diámetro del tubing dentro del casing de producción el
proceso a seguir es:
· Asegurarse que el diámetro drift del casing productor sea mayor al
diámetro externo del tubing.
· Asegurarse que el diámetro del hoyo sea mayor al diámetro del casing que
va hacer corrido.
· Repetir el procedimiento hasta que todos los tamaños del hoyo y los
tamaños de casing hayan sido determinados.
Precaución: una vez seleccionadas la sartas de casing asegurarse de comprobar que los
diámetros sean ciertos para que las brocas deseadas puedan ser acomodadas.
1.3.5 Selección del tamaño del pozo
El diámetro del pozo debe ser perforado para que el casing pase libremente con
el mínimo esfuerzo de quedar atascado.
No existen cálculos para determinar el diámetro ideal del pozo.
El tamaño del pozo estaba basado primariamente por prácticas en el área o áreas
con similares litologías. Hay un número de gráficos y tablas, bastante buenas para
algunas áreas pero bastante escasa para otras. El mejor aviso que se puede
ofrecer es usar lo que es común en una área de práctica, a menos que haya una
buena razón para hacerlo de manera diferente.
La figura 1.6 y la figura 1.7 muestran una guía de selección del diámetro de la
tubería de revestimiento, la figura 1.6 roca consolidada y la figura 1.7 roca no
consolidada.
17
6FIGURA 1.6 “BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES CONSOLIDADAS”.
FIGURA 1.6 BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES CONSOLIDADAS”
Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”,(2007), desing and aplication Elaboración :Teg G. Byron
18
7FIGURA 1.7 “BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES NO CONSOLIDADAS”
FIGURA 1.7 BROCA TÍPICA Y DIÁMETRO DE CASING PARA FORMACIONES NO CONSOLIDADAS”
Fuente: “Casing and Liners for Drilling and Completion”,(2007), desing and aplication Elaboración :Teg G. Byron
19
1.4 CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS SUPERFICIALES DE REVESTIMIENTO
El objetivo de un diseño, es seleccionar una tubería de revestimiento con un cierto
grado, peso y rosca, la cual sea la más económica y resista sin fallas las
presiones a las que estará sujeta.
Para el diseño de casing se analiza las siguientes cargas que se encuentran
presentes en el pozo, estas son:
· Cargas de colapso.
· Cargas de estallido.
· Cargas axiales (tensión y compresión).
En el desarrollo de este capítulo se va a determinar las cargas para un diseño
considerando cargas de colapso y estallido en casing superficial con datos del
campo Tarapoa.
1.4.1 Cargas
Las cargas son los esfuerzos a las que la tubería de revestimiento está expuesta,
es necesario conocer los distintos esfuerzos a los cuales estarán sometidos
dichos tubulares.
1.4.2 Cargas sometidas a las tuberías superficiales de revestimiento
Para determinar que tubería de revestimiento se necesita para el pozo, se debe
considerar las magnitudes de las cargas que debe soportar la tubería de
revestimiento, entre estas cargas están:
20
1.4.2.1 Cargas de colapso
Las cargas de colapso se genera por la columna del fluido de perforación que
llena el espacio anular y que actúa sobre el exterior del casing vacío, esto es
debido a que la presión hidrostática del fluido de perforación aumenta a medida
que aumenta la profundidad, la presión de colapso sobre el casing es máxima en
el fondo y cero en la superficie. Ver figura 1.8
8FIGURA 1.8 COLAPSO FIGURA 1.8 COLAPSO
Fuente: Fundamentos de diseño de revestidores Schlumberger Elaboración: Schlumberger
1.4.2.1.1 Asunciones básicas para el diseño de colapso
· El casing debe estar vacío debido a que existe pérdida de circulación total
en la zapata a la profundidad total.
· La presión en el interior en el casing es cero.
· La presión ejercida sobre el casing es ejercida por la presión de poro.
· No existe cemento ni fluido de perforación alrededor del casing.
Para realizar el diseño de revestidores por colapso se aplican las siguientes
ecuaciones:
Presiones por cargas de colapso
21
Pc=0,052*TVD*Gp (1.3)
Donde,
Pc=Presión de colapso en el fondo, psi.
TVD= Profundidad vertical verdadera, ft.
Gp= Gradiente de presión de poro, ppg.
Presiones Back up
PB/upf=0,052*TVD*MW (1.4)
Donde,
= presión de back up en el fondo, psi.
TVD= Profundidad vertical verdadera, ft.
MW= Peso del lodo, ppg.
Presiones resultantes
PR=Pc-PB/up (1.5)
Donde,
PR=Presión resultante, psi.
Pc= Presión de carga, psi.
PB/up=Presión de back up, psi.
Presiones de diseño
22
Pd=PR*S.F (1.6)
Donde,
Pd=Presión de diseño, psi.
PR =Presión resultante, psi.
S.F. =Factor de seguridad.
Ejemplo.
Ejemplo para el diseño de casing superficial.
Datos:
Gradiente de presión de poro= 8,4 ppg
TVD= 5000 ft
S.F.= 10%
Datos tomados de registros de pozos en el campo Tarapoa.
La figura 1.9 indica que sobre el revestidor superficial existe una carga de colapso
que es ejercida por la presión de poro. 9FIGURA 1.9 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL CASING SUPERFICIAL
FIGURA 1.9 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL CASING SUPERFICIAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
23
Cálculo de presiones, cargas de colapso
Pc @ 0 ft=0 psi
Pc @5000 ft=0,052*5000*8,4=2184 psi
Cálculo de presiones Back up
Como se asume que el casing está vacío las presiones de back up son cero
PB/UP @ 0 ft=0 psi
PB/UP @ 5000 ft=0 psi
Cálculo de presiones Resultantes
Pc @ 0 ft=0 psi
Pc @5000 ft=Pc-PB/up=2184 psi
Cálculo de presiones de diseño
Pd @ 0 ft=0 psi
Pd @5000 ft=2184*1.1=2402 psi
Hay que tomar en cuenta que el cálculo anterior asume que el único esfuerzo que
soporta el casing es la presión de poro sin tomar en cuenta las presiones
ejercidas por la lechada de cemento ni fluido de perforación en el anular.
Los valores determinados de las presiones de cargas de colapso, back up,
resultantes y de diseño, se muestran en la tabla 1.3.
24
3TABLA 1.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE PRESIÓN DE PORO
TABLA 1.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE PRESIÓN DE PORO
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 5000 2184 0 2184 2402,4
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 1.10 muestra la presión de diseño para un revestidor de superficie,
cuando la presión de carga la ejerce la presión de poro.
10FIGURA 1.10 PRESIÓN DE DISEÑO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 1.10 PRESIÓN DE DISEÑO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
1.4.2.2 Cargas de estallido
Son presiones internas que actúan del centro de la tubería hacia las paredes de la
misma, estas cargas resultan de: Presiones en la cementación, cambios en la
densidad de los fluidos.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1000 2000 3000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Presión vs Profundidad
Presión de Diseño
25
El casing superficial es el que tiene que soportar la mayor presión cuando viene
un influjo de gas. Ver figura 1.11 11FIGURA 1.11 ESTALLIDO
FIGURA 1.11 ESTALLIDO
Fuente: Fundamentos de diseño de revestidores Schlumberger Elaboración: Schlumberger.
1.4.2.2.1 Asunciones básicas para el diseño de estallido
· Al existir una arremetida se produce por gas metano (2,25 ppg).
· La arremetida se da cuando se perfora la siguiente sección.
· No habrá fractura en la formación durante la arremetida, porque el
gradiente de fractura en el zapato no es superado es decir el gradiente del
fluido de perforación es menor al gradiente de fractura.
· Todo el casing queda lleno de gas, por lo que la presión de estallido será
máxima en el tope y mínima en la zapata del casing.
· Las presiones de back up son generadas por el gradiente de presión de
poro, el caso del campo Tarapoa se asume el gradiente del agua salada
8.4 ppg.
Una vez conocido los principales parámetros para el diseño de casing se debe
conocer el estado del pozo:
· El casing debe estar corrido y cementado.
· Debe estar perforada la siguiente sección.
26
· Tener las precauciones respectivas.
· En caso de haber un influjo cerrar los rams del BOP.
Es necesario aclarar que el diseño de revestidores empieza por el casing
superficial y no desde el conductor por el motivo que el casing conductor no está
expuestos a esfuerzos y pece ha esto no requiere diseño alguno.
Para realizar el diseño de revestidores por estallido se aplican las siguientes
ecuaciones:
Presión de carga
Fondo
Pf=0,052*GF*TVD (1.7)
Donde,
Pf = Presión de Fondo, psi.
GF = Gradiente de Fractura, ppg.
TVD = Profundidad Vertical Verdadera, ft.
Superficie
Ps=Pf*eM(h2-h1)ZRTavg (1.8)
Donde,
Ps= Presión en Superficie, psi.
Pf= Presión de Fondo, psi.
h1 = TVD en Superficie, ft.
h2= TVD en el Fondo, ft.
27
M= Masa molecular del gas, lb/mol.
R = Constante del gas ideal,
Z= Factor de compresibilidad del gas.
Tavg = temperatura absoluta promedio entre los puntos h1 y h2, R.
Presiones de back up
Fondo
PPB/UP=0,052*MW*TVD (1.9)
Donde,
PB/up = Presión de back up, psi.
MW= peso del lodo, ppg.
TVD= Profundidad vertical verdadera, ft.
Superficie
PB/up = 0 (1.10)
Presiones Resultantes
Fondo
PRf=Pf-PB ups (1.11)
Donde,
=Presión resultante, psi.
Pf= Presión de Carga en el fondo, psi.
28
PB/up= Presión de Back Up en el fondo, psi.
Superficie
PRs=Ps-PBupf (1.12)
Donde,
PRs= Presión de Carga en superficie, psi
PB/up= Presión de Back Up en superficie, psi
Presión de diseño
Pd=PRs*S.F. (1.13)
Donde,
PRs= Presión Resultante en superficie, psi
SF.= Factor de seguridad
Ejemplo para el diseño de casing superficial.
Datos:
GF=13 ppg
TVD= 5000 ft
Z=1
M=16
h1= 0 ft.
h2= 5000 ft.
R=1544
29
Tavg= 654 R
S.F=10%
La figura 1.12 indica que sobre el revestidor existe una carga de estallido que es
ejercida cuando hay un influjo de gas. 12FIGURA 1. 12 PRESIONES DE ESTALLIDO SOBRE EL CASING SUPERFICIAL
FIGURA 1. 12 PRESIONES DE ESTALLIDO SOBRE EL CASING SUPERFICIAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaborado: Wilson Sánchez Cálculo de presiones de cargas de estallido
Ps=0,052*13*5000 Ps=Pf*e16(5000-0)1*1544*654
Ps= 3380 psi Ps= 3658,8 psi
Cálculo de presiones de Back up
PB/upf =0,052*8.4*5000 PB/upS=0 psi
PB/up f= 2184 psi
30
Cálculo de presiones resultantes
PRf=3380-2184 PRs=3658,8-0
PRf=1196 psi PRs=3658,8 psi
Cálculo de presiones de diseño
Los valores determinados de las presiones de cargas de estallido, back up,
resultantes y de diseño, se muestran en la tabla 1.4.
4TABLA 1.4 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO, INFLUYE GRADIENTE DE FRACTURA
TABLA 1.4 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO, INFLUYE GRADIENTE DE FRACTURA
Presiones psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
UP Resultantes Diseño
0 3658,8 0 3658,8 4025 5000 3380 2184 1196 1316
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 1.13 muestra la presión de diseño para un revestidor de superficie,
cuando la presión de estallido la ejerce gas metano.
31
13FIGURA 1.13 PRESIONES DE DISEÑO
FIGURA 1.13 PRESIONES DE DISEÑO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
1.4.2.3 Cargas axiales
Es el esfuerzo a la cual está sometida la tubería originada por su propio peso, es
evidente que la tensión será máxima en la superficie y a medida que se
profundiza va decreciendo hasta que se anula en la parte neutral.
Las cargas de tensión (axiales) son analizadas luego de que se ha estudiado las
cargas de colapso y estallido. Si el casing es considerado demasiado débil para el
peso que debe soportar hay que analizar el grado de acero y cambiarlo, con el
objetivo de que resista la tensión y por ende el resto de cargas.
La tensión se la determina aplicado las leyes de Newton (sumatoria de fuerzas).
Ver figura 1.14
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Presión vs Profundidad
Presión de Diseño
32
14FIGURA 1.14 TENSIÓN
FIGURA 1.14
TENSIÓN
T
W
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD.
Elaboración: Wilson Sánchez
Fy=0 (1.14)
T-F=0
F=T (1.15)
Donde,
T=es la tensión.
W= es la fuerza que ejerce el peso de la tubería.
En la historia del bloque Tarapoa no habido problemas de fallas de revestidores
por diseño de tensión, ya que gracias al software que dispone la compañía los
diseños satisfacen las cargas axiales, por esta razón no se analizará los diseños
por cargas axiales.
33
1.5 FACTORES DE SEGURIDAD Y DE DISEÑO.
1.5.1 Factor de seguridad
El factor de seguridad (S.F.), corresponde a la relación entre la resistencia
máxima de la tubería de revestimiento con la carga de diseño (carga neta), este
factor de seguridad no se puede calcular efectivamente hasta que no ocurra una
falla.
Dicho factor de seguridad asevera que la tubería en el peor de los casos se
mantendrá íntegra, dicho factor se lo determina mediante la siguiente ecuación:
S.F.=Resistencia Máxima
Carga Neta (1.16)
Donde,
Resistencia máxima (ruptura)= Tablas (anexo 1).
Carga neta= Máxima carga anticipada mediante cálculos de presiones (Estallido
y/o Colapso).
1.5.2 Factor de diseño
El factor de diseño (D.F.) es la relación entre la capacidad teórica que soporta una
tubería (resistencia) sin que este cambie su estado natural con la carga de diseño
(carga neta), es la relación que existe entre la resistencia del tubo a la fluencia
(límite elástico del material) y la carga aplicada, es el margen de seguridad que se
le aplica al casing.
Este factor de diseño es realizado con el fin de proteger al casing, es decir darle
un porcentaje de seguridad para que la misma no trabaje a su máxima capacidad.
34
Dicho factor de seguridad asevera que la tubería en el peor de los casos se
mantendrá íntegra, dicho factor se lo determina mediante la siguiente ecuación:
D F =Resistencia teórica
carga neta (1.17)
Donde,
Resistencia teórica= mediante fórmulas o tablas (anexo)
Carga neta= Máxima carga anticipada mediante cálculos de presiones (Colapso y
Estallido).
Tarapoa se enfoca en determinar el factor de seguridad más no el Factor de
Diseño, por el motivo de que no haya problemas futuros en el instante en que el
pozo esté produciendo.
35
CAPÍTULO II
2. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS
EXISTENTES Y DETERMINACIÓN DE SUS
FACTORES DE SEGURIDAD.
2.1 INTRODUCCIÓN:
Para poder definir una metodología para el diseño de revestidores en el campo
Tarapoa es necesario conocer las generalidades que presenta el campo, por
ejemplo: su ubicación geográfica, geología e historia, para luego analizar los tipos
de pozos perforados y sus respectivas configuraciones en su diseño de
revestidores y determinar los parámetros de operación que se hayan empleado.
Una vez recopilada y analizada la información, se determinan los factores de
seguridad empleados en los diseños anteriores de los pozos del campo Tarapoa y
verificar si dichos factores van de acuerdo con el futuro diseño que se va a
implementar.
2.2 GENERALIDADES DEL CAMPO TARAPOA
Las generalidades que presenta el campo Tarapoa son las siguientes:
2.2.1 Localización e historia
El Campo Tarapoa se encuentra localizado en la parte oriental de la cuenca
oriente. Está limitado al norte por los campos Cuyabeno y Sansahuari, al sur por
el bloque 15, al este por el escudo Guayanés y al oeste por la Cordillera de los
Andes, presenta una extensión de 362 Km2
El campo Tarapoa es operado por la empresa Andes Petroleum Ecuador LTD. La
cual asumió los proyectos petroleros el 28 de febrero del 2006.
36
Los principales horizontes productores de este campo son los yacimientos M1 y U
inferior de la formación Napo. El campo presenta un crudo cuya gravedad API es
de aproximadamente de 22o proveniente de la arena M1 y 19o proveniente de la
arena U inferior.
La figura 2.1 muestra la ubicación de los pozos perforados en el campo Tarapoa
15FIGURA 2.1 POZOS DEL CAMPO TARAPOA
FIGURA 2.1 POZOS DEL CAMPO TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited.
37
2.2.2 Geología
La mayor parte de los pozos perforados en el campo Tarapoa se encuentra sobre
una trampa mixta estratigráfica – estructural en un intervalo productivo de la arena
M-1, perteneciente a la formación Napo formada en el periodo cretácico, dicha
arenisca se forma de varios intervalos en las cuales se encuentran incrustaciones
de carbones, calizas, lentes de lutita; las cuales dificultan en cierta manera la
determinación de la continuidad y espesor de la formación.
A continuación se presenta la columna estratigráfica de la cuenca Oriente cuya
fuente proporcionó Andes Petroleum, haciendo énfasis en las formaciones que se
tiene en el subsuelo del campo Tarapoa y por ende muestra las formaciones
productoras del campo que son la arenisca M-1 y la arenisca U inferior.
2.2.2.1 Formación Tiyuyacu.
Esta formación está compuesta principalmente por arcillolita, intercalada con
limolita, arenisca y dos cuerpos de conglomerados.
El espesor de Tiyuyacu varía entre los 420 ft en la zona de Lago Agrio, hasta los
551 ft en el campo Atacapi y una porosidad promedio de 14% con una
permeabilidad comprendida entre 100 a 300 md.
2.2.2.2 Arenisca Basal Tena
Esta arenisca presenta interconexiones con limolita y arcillolita.
Las variaciones de espesor de arena varía entre 6 a 90 ft y una porosidad
promedio de 17% con una permeabilidad comprendida entre 600 y 1000 md.
2.2.2.3 Arenisca M-1
38
Dicha arenisca presenta las siguientes características: cuarzosa, subtransparente
a subtranslucida, ocasionalmente café clara, tamaño de grano fino a mediano.
Las variaciones de espesor de arena varía de 15 a 100 ft y una porosidad
promedio de 27% con una permeabilidad comprendida entre 1000 a 4500 md.
2.2.2.4 Arenisca U
Esta zona de color gris a gris oscuro con presencia de hidrocarburo es cuarzosa
de grano comprendido entre medio a fino. Su porosidad promedio es de 18% con
una permeabilidad comprendida entre 50 a 400 md.
U superior
Arenisca cuarzosa de grano media a fino, intercalada con cuerpos de lutita. La
calidad de este reservorio es pobre a bueno, tiene variaciones de espesor de
arena entre 30 a 130 ft.
U inferior
Arenisca cuarzosa de grano medio a fino, con pequeñas intercalaciones de lutita y
limonita siendo esto más notable en el miembro superior. La calidad de este
reservorio es de buena a excelente las variaciones de espesor de arena van de
20 a 140 ft.
2.2.2.5 Arenisca T
Se trata de una arenisca cuarzosa, limpia de grano fino, con esporádicas capas
de arcilla. Su permeabilidad varía entre 100 y 400 md con una porosidad
promedio de 15%.
T superior
39
Arenisca de grano muy fino a fino. Las variaciones de espesor de arena varían
entre 15 a 50 ft y con una porosidad promedio de 14%.
T inferior
Arenisca cuarzosa de grado medio a grueso. Su espesor varía entre 20 a 118 ft
con una porosidad promedio de 15%.
La figura 2.2 indica la columna estratigráfica de la cuenca Oriente.
16FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE FIGURA 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited.
40
2.3 TIPOS DE POZOS PERFORADOS Y SUS
CONFIGURACIONES DE CASING.
En el campo Tarapoa se han perforado pozos direccionales y pozos horizontales.
Los pozos de los cuales se va a realizar el análisis y recopilar información son
pozos direccionales perforados en los últimos dos años.
2.3.1 Descripción de los revestidores de los pozos del Campo Tarapoa.
La tabla 2.1 que se muestra a continuación, indica la descripción de los
revestidores, profundidad donde fueron asentados y el fluido de perforación que
se utilizó en cada sección2, se los clasificó de acuerdo a su configuración de
sartas.
Se muestra un ejemplo de la configuración de dos pozos, tanto de tres sartas,
como de dos sartas que se perforaron en el bloque Tarapoa.
Configuración del pozo colibrí 1 (tres sartas)
Casing Superficial: 13 3/8”, 68 ppf, K-55, BTC
Casing Intermedio: 9 5/8”, 47 ppf, N-80, BTC
Liner: 7”,26 ppf, C-95, BTC
Configuración de pozo Fanny 18B-141 (dos sartas)
Casing Superficial: 9 5/8”, 47 ppf, N-80, BTC
Liner: 7”, 26 ppf, C-95, BTC
2 La diagrama de los revestidores se muestran en el anexo 2
41
POZO
Desc
ripc
ión
OD/
Peso
/Gra
do/C
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ión
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5,BT
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9 5/
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7 lb
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N-8
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C 77
83/7
498
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10,1
7''L,
26
lb/f
t,C-9
5,BT
C94
80/9
194
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9,9
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0/86
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42
LA 2-1 CONTINUACIÓN
POZO
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43
2.4 PARÁMETROS DE OPERACIÓN Y DETERMINACIÓN DE
LOS FACTORES DE SEGURIDAD
Para poder determinar los factores de seguridad en el diseño de revestidores de
cada uno de los pozos perforados en el campo Tarapoa, es indispensable
conocer los parámetros de operación actuales para determinar el factor de
seguridad (S.F.).
Lo parámetros operacionales actuales son:
· Densidad de fluido de perforación, ppg
· Tipo de fluido (gas, petróleo y agua)
· Profundidad de asentamiento de la bomba
· El tipo de revestidor con el que fue perforado el pozo
La tabla 2.2 detalla el BSW, API seco, gravedad específica del petróleo, gravedad
especifica del agua, información necesaria para obtener la densidad del fluido
producido y poder realizar el análisis en los diseños por colapso para cada pozo
perforado en el campo Tarapoa.
7TABLA 2.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO TARAPOA
TABLA 2.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ACTUALES DEL CAMPO TARAPOA
POZO BSW % API seco ϒo ϒfρf
ppg
Profundidad de
asentamiento de la bomba
ft COLIBRÍ 1 36,2 20,61 0,930248 0,966358 8,059427 7635
ESPERANZA 1 76 22,55 0,918533 1,003248 8,367088 7361
CHORONGO ESTE 1 79,5 29 0,88162 0,999582 8,336515 7821
ESPERANZA NORTE 1 8,6 31,69 0,867087 0,881098 7,348357 7646
DORINE NORTE 2 100 0 1,076046 1,03 8,5902 8319
MARIANN 4A-12 95,3 18,6 0,942705 1,025897 8,555982 7106
FANNY 18B-141 51,5 19,64 0,936218 0,984516 8,210861 7417
44
TABLA 2.2 CONTINUACIÓN
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “Departamento de Producción” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
2.4.1 Análisis de diseños anteriores por cargas de colapso
Los principales problemas que surgen en los pozos en el campo Tarapoa son
problemas de colapso en el liner de producción, por tal motivo se analiza sus
diseños en casing de producción. Se realiza un ejemplo de cálculo para
determinar la presión de colapso del pozo Fanny 18B-141, se determina el factor
POZO BSW % API seco ϒo ϒfρf
ppg
Profundidad de
asentamiento de la bomba
ft FANNY 18B-142 91,3 20,4 0,931534 1,021433 8,518755 7781
CHORONGO 2 72,8 20 0,933993 1,003886 8,372411 7574
MARIANN 37 19,6 30,55 0,873187 0,903923 7,538714 7474
MARIANN 36 100 0 1,076046 1,03 8,5902 7852
MARIANN 35 72,4 18,55 0,943019 1,005993 8,389984 7230
MARIANN 39 38,6 27,72 0,888707 0,943246 7,866675 7500
FANNY 18B-150 76,8 22,34 0,919787 1,004431 8,376951 7426
FANNY 18B-139 23 19,95 0,934302 0,956312 7,975645 7714
FANNY 18B-147 64,4 19,71 0,935785 0,996459 8,310471 6751
FANNY 18B-146 28,2 20,34 0,931902 0,959566 8,002777 6115
FANNY 18B-148 18 18,64 0,942454 0,958212 7,991488 7916
MARIANN NORTE 1 95,8 32,5 0,862805 1,022978 8,531635 7731
DORINE NORTE 1 16 15,9 0,959973 0,971177 8,099618 4926
DORINE 81 58 22,1 0,921224 0,984314 8,209179 7000
MARIANN 4A-14 100 0 1,076046 1,03 8,5902 6212
FANNY 18B-152 57,3 31,32 0,869058 0,961278 8,017056 8294
45
de seguridad y se verifica si el revestidor usado satisface la presión de colapso
calculada.
Se asume dos casos:
a) Se asume casing vacío.
b) Se asume casing con fluido (fluido producido por el pozo).
En el caso A se asume un fluido (fluido de perforación) detrás del casing y en el
interior se encuentra vacío.
En el Caso B se asume un fluido (fluido de perforación) detrás de casing y en el
interior se encuentra con fluido proveniente de la formación (petróleo y agua).
La figura 2.3 muestra el diagrama de completación del pozo Fanny 18B-141,
indica la profundidad de asentamiento de la bomba y la descripción de los
revestidores, ésta información se la utiliza para realizar el análisis por cargas de
colapso. 17FIGURA 2.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B-141
FIGURA 2.3 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO FANNY 18B-141
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
Profundidad de asentamiento de la bomba
TD: 8,998’MD / 8668,5’TVD
9 5/8”, 47ppf, N-80, BTC
7”L, 26ppf, C-95, BTC
TOL
(2)
5,985' MD / 5,758' TVD
7941' MD / 7632' TVD
(1)
(3)
(2)
46
Ejemplo de cálculo:
Pozo Fanny 18B-141
Cálculo de las presiones:
Para el caso A: se asume casing vacío
Presión Carga
Pc @ (1)=0
La presión de colapso en el punto (1) es cero
Pc @ 2 =0,052psi
ppg*ft*6001 ft * 10,2 ppg
Pc @ (2)=3182,9 psi
Se obtiene la presión de colapso en el punto (2) de la tubería @6001 ft
Pc @ 3 =Pc @ 2 + 0,052psi
ppg*ft*(8669-5758)ft * 10,2 ppg
Pc @ 3 = 3182,9+1544 =4726 psi
Presión Back Up
PB/up=0
La presión de back up es cero por el casing está vacío
Presión Resultante
PR @(1)=0 psi
PR@ 2 = 3182,9-0 =3182,9 psi
PR@ 3 = 4726-0 =4726 psi
47
Factor de seguridad (S.F.)
Ver tabla 2.1, el revestidor de superficie del pozo Fanny 18B-141 ha sido
completado con un revestidor (9, 5/8’’, 47 lb/ft, N-80, BTC) con un liner (7’’, 26
lb/ft, C-95, BTC).
Del anexo 1 obtenemos la máxima presión de colapso que soporta el revestidor y
el liner antes mencionados.
S.F @ (2)=4760
(3182,9)
S.F =1,49
El factor de seguridad para la tubería de superficie es del 49%.
S.F @ (3)=5880
(4726)
S.F =1,24
El factor de seguridad para la tubería de producción es del 24%.
Para el caso B: se asume casing con fluido producido por el pozo
Presión Carga
Pc @ (1)=0
La presión de colapso en el punto (1) es cero “No hay Presión Hidrostática”
Pc @ 2 =0,052psi
ppg*ft*6001 ft * 10,2 ppg
Pc @ (2)=3182,9 psi
Se obtiene la presión de colapso en el punto (2) de la tubería @6001 ft
48
Pc @ 3 =Pc @ 2 + 0,052psi
ppg*ft*(8669-5758)ft * 10,2 ppg
Pc @ 3 = 3182,9+1544 =4726 psi
Presión Back Up
PB/up 1 =0
PB/up 2 =0
La presión es cero en el punto (2) porque el fluido proveniente del yacimiento
está debajo de tope del colgador.
PB/up 3 =0,052psi
ppg*ft* 8669-7632 ft*8,5
PB/up 3 =546,8 psi
La presión de back up en el punto (3) es diferente de cero porque intervine la
presión ejercida por el fluido producido
Presión Resultante
PR @(1)=0 psi
PR@ 2 = 3182,9-0 =3182,9 psi
PR@ 3 = 4726-546,8 =4179,2 psi
Factor de seguridad (S.F.)
El revestidor de superficie del pozo Fanny 18B-141 es: (9, 5/8’’, 47 lb/ft, N-80,
BTC) y el liner es :(7’’, 26 lb/ft, C-95, BTC). Del anexo 1 obtenemos la máxima
presión de colapso que soporta el revestidor y el liner.
49
S.F. @ (2)=4760
(3182,9)
S.F.=1,49
El factor de seguridad para la tubería de superficie es del 49%
S.F. @ (3)=5880
(4179,2)
S.F.=1,40
El factor de seguridad para el liner de producción es del 40%
En la figura 2.4 se puede observar que la resistencia al colapso tanto del casing
de 9, 5/8’’, 47 lb/ft, N-80, BTC y de liner 7’’, 26 lb/ft, C-95, BTC no se intersecan
con las presiones calculadas o estimadas, lo que quiere dar a entender es que el
diseño está correcto, pero se ha completado con un factor de seguridad sobre
dimensionado, es decir se está seleccionando un revestidor cuya resistencia al
colapso es muy elevada para ese pozo. 18FIGURA 2.4 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-141
FIGURA 2.4 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-141
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
50
2.5 ANÁLISIS DE LOS DISEÑOS DE LAS COMPLETACIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO TARAPOA
Se analiza los diseños de revestidores de los pozos perforados en el campo
Tarapoa, se determina el factor de seguridad utilizado en cada diseño y se analiza
si existe algún problema, para posteriormente dar una solución.
2.5.1 Pozo Colibrí 1
El pozo Colibrí 1 representa una configuración de tres sartas fue perforado el 11
de marzo del 2011 su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.5 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Colibrí 1,
indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
19FIGURA 2.5 DISEÑO POR COLAPSO, POZO COLIBRÍ 1
FIGURA 2.5 DISEÑO POR COLAPSO, POZO COLIBRÍ 1
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing sin fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8'' , 47 ppf , N-80, BTC
Resistencia al colapso delliner7'', 26 ppf, C-95, BTC
Diseño de Casing con Fluido
51
2.5.2 Pozo Esperanza 1
El pozo Esperanza 1 representa una configuración de tres sartas fue perforado el
12 de abril del 2011, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.6 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Esperanza 1,
indica que el casing intermedio podría colapsar ya que la resistencia al colapso
del casing, se interseca con la presión de colapso calculada.
20FIGURA 2.6 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA 1
FIGURA 2.6 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA 1
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presión
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño casing vacío
Diseño casing con fluido
Resistencia al colapso casing9 5/8'' , 47ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner7'',26,C-95,BTC
52
2.5.3 Pozo Chorongo Este 1
El pozo Chorongo Este 1 representa una configuración de tres sartas fue
perforado el 08 de diciembre del 2011 su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.7 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Chorongo
Este 1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
21FIGURA 2.7 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO ESTE 1
FIGURA 2.7 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO ESTE 1
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño casing vacío
Diseño casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8'' , 47 ppf, N-80 ,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26ppf,C-95,BTC
53
2.5.4 Pozo Esperanza Norte 1
El pozo Esperanza Norte 1 representa una configuración de tres sartas fue
perforado el 28 de noviembre del 2012 su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.8 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Esperanza
Norte 1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia
al colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
22FIGURA 2.8 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA NORTE 1
FIGURA 2.8 DISEÑO POR COLAPSO, POZO ESPERANZA NORTE 1
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presión
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño casing vacío
Diseño casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5 /8'',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
54
2.5.5 Pozo Dorine Norte 2
El pozo Dorine Norte 2 representa una configuración de tres sartas fue perforado
el 30 de noviembre del 2012 su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.9 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Dorine Norte
2, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
23FIGURA 2.9 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 2
FIGURA 2.9 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 2
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Pro
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Presion
Revisión por colapso
Presion vs Profundidad
Diseño casing Vacío
Diseño casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8'' , 47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
55
2.5.6 Pozo Mariann 4A-12
El pozo Mariann 4A-12 representa una configuración de tres sartas fue perforado
el 30 de marzo del 2013 su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.10 representa el diseño por colapso del pozo Mariann 4A-12, indica
que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al colapso del
casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
24FIGURA 2.10 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-12
FIGURA 2.10 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-12
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presion
Revisión por colapso
Presion vs Profundidad
Diseño casing vacío
Diseño casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,P-110,BTC
56
2.5.7 Pozo Fanny 18B-142
El pozo Fanny 18B-142 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 27 de julio del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.11 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
142, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
25FIGURA 2.11 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-142
FIGURA 2.11 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-142
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
57
2.5.8 Pozo Chorongo 2
El pozo Chorongo 2 representa una configuración de dos sartas fue perforado el
12 de enero del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2
La figura 2.12 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Chorongo 2,
indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
26FIGURA 2.12 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO 2
FIGURA 2.12 DISEÑO POR COLAPSO, POZO CHORONGO 2
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
58
2.5.9 Pozo Mariann 37
El pozo Mariann 37 representa una configuración de dos sartas fue perforado el 8
de marzo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2
La figura 2.13 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann 37,
indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
27FIGURA 2.13 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 37
FIGURA 2.13 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 37
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presion, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
59
2.5.10 Pozo Mariann 36
El pozo Mariann 36 representa una configuración de dos sartas fue perforado el
26 de abril del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2
La figura 2.14 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann 36,
indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
28FIGURA 2.14 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 36
FIGURA 2.14 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 36
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presion vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
60
2.5.11 Pozo Mariann 35
El pozo Mariann 35 representa una configuración de dos sartas fue perforado el 8
de mayo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2
La figura 2.15 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann 35,
indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
29FIGURA 2.15 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 35
FIGURA 2.15 Diseño por colapso, pozo Mariann 35
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,P-110,BTC
61
2.5.12 Pozo Mariann 39
El pozo Mariann 39 representa una configuración de dos sartas fue perforado el
21 de mayo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2
La figura 2.16 representa el diseño por colapso del pozo Mariann 39, indica que
no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al colapso del
casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
30FIGURA 2.16 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 39
FIGURA 2.16 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 39
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
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Revisión al colapso
Presion vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,P-110,BTC
62
2.5.13 Pozo Fanny 18B-150
El pozo Fanny 18B-150 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 7 de julio del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.17 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
150, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
31FIGURA 2.17 Diseño por colapso, pozo Fanny 18B-150
FIGURA 2.17 Diseño por colapso, pozo Fanny 18B-150
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
2000
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8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
Presion
Revisión por colapso
Presion vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,P-110,BTC
63
2.5.14 Pozo Fanny 18B-139
El pozo Fanny 18B-139 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 27 de enero del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.18 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
139, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
32FIGURA 2.18 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-139
FIGURA 2.18 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-139
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
.
0
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2000
3000
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6000
7000
8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
Presion
Revisión por colapso
Presion vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
64
2.5.15 Pozo Fanny 18B-147
El pozo Fanny 18B-147 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 3 de abril del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.19 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
147, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
33FIGURA 2.19 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-147
FIGURA 2.19 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-147
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
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3000
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6000
7000
8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
65
2.5.16 Pozo Fanny 18B-146
El pozo Fanny 18B-146 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 6 de abril del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.20 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
146, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
34FIGURA 2.20 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-146
FIGURA 2.20 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-146
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
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10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
66
2.5.17 Pozo Fanny 18B-148
El pozo Fanny 18B-148 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 11 de mayo del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.21 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
148, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
35FIGURA 2.21 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-148
FIGURA 2.21 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-148
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
.
0
1000
2000
3000
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5000
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9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7'',26 ppf,C-95,BTC
67
2.5.18 Pozo Mariann Norte 1
El pozo Mariann Norte 1 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 25 de septiembre del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.22 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann
Norte 1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia
al colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
36FIGURA 2.22 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN NORTE 1
FIGURA 2.22 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN NORTE 1
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presion vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,C-95,BTC
68
2.5.19 Pozo Dorine Norte 1
El pozo Dorine Norte 1 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 27 de octubre del 2012, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.23 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Dorine Norte
1, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
37FIGURA 2.23 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 1
FIGURA 2.23 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE NORTE 1
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
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9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,C-95,BTC
69
2.5.20 Pozo Dorine 81
El pozo Dorine 81 representa una configuración de dos sartas fue perforado el 13
de febrero del 2013, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.24 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Dorine 81,
indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
38FIGURA 2.24 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE 81
FIGURA 2.24 DISEÑO POR COLAPSO, POZO DORINE 81
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
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2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,C-95,BTC
70
2.5.21 Pozo Mariann 4A-14
El pozo Mariann 4A-14 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 25 de abril del 2013, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.25 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Mariann 4A-
14, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
39FIGURA 2.25 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-14
FIGURA 2.25 DISEÑO POR COLAPSO, POZO MARIANN 4A-14
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
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8000
9000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,N-80,BTC
71
2.5.22 Pozo Fanny 18B-152
El pozo Fanny 18B-152 representa una configuración de dos sartas fue perforado
el 15 de julio del 2013, su esquema se presentan en el anexo 2.
La figura 2.26 representa el análisis del diseño por colapso del pozo Fanny 18B-
152, indica que no existe ningún problema en su diseño ya que la resistencia al
colapso del casing no se interseca con la presión de colapso calculada.
40FIGURA 2.26 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-152
FIGURA 2.26 DISEÑO POR COLAPSO, POZO FANNY 18B-152
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
Luego de analizar todos los diseños de los pozos perforados en el campo
Tarapoa se puede observar que el pozo “Esperanza 1”presenta problemas en su
diseño, por el hecho de que la carga de colapso calculada no satisface la
resistencia al colapso que pueden soportar sus revestidores.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Revisión por colapso
Presión vs Profundidad
Diseño de casing vacío
Diseño de casing con fluido
Resistencia al colapso delcasing 9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
Resistencia al colapso delliner 7',26 ppf,C-95,BTC
72
CAPÍTULO III
3 ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS QUE AFECTAN
AL CORRECTO DISEÑO DE REVESTIDORES DEL
BLOQUE TARAPOA.
3.1 INTRODUCCIÓN
El saber identificar los parámetros para el correcto diseño de revestidores, es de
suma importancia ya que dichos factores influyen al momento de seleccionar el
tipo de revestidor con que va a ser perforado el pozo.
El alcance de este capítulo es estimar dichos parámetros y ver cómo afectaría el
diseño final de un pozo base.
3.2 PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA DEL CAMPO TARAPOA
El conocimiento exacto de la presión de poro y de fractura, juegan un papel de
gran importancia en las operaciones de perforación y por ende para el diseño de
revestidores. Constituye la base fundamental para la óptima programación del
fluido de perforación, profundidades adecuadas de asentamiento de tuberías de
revestimiento para mantener el control del pozo.
Para ayudar a entender como estos parámetros alteran las presiones de diseño
tanto en casing superficial como casing de producción vamos asumir varios
escenarios:
73
3.3 DISEÑO DE CASING SUPERFICIAL
Para un diseño de revestidores de superficie, es necesario conocer los distintos
esfuerzos a los cuales estarán sometidos dichas tuberías, entre estos esfuerzos
tenemos:
· Estallido.
· Colapso.
3.3.1 Diseño por colapso
Se asume que se tienes varios escenarios para diseñar casing superficial por
cargas de colapso entre estos tenemos:
Datos Generales para un pozo base:
Gradiente de presión de poro = 8,4 ppg
Peso del Fluido de Perforación=10,2 ppg
TVD=5000 ft
S.F.=10%
Lead =13 ppg a 4000 ft
Lechadas de cemento
Tail= 15,8 ppg 1000 ft
1) Asumiendo que el revestidor está vacío en su interior:
a) La presión ejercida sobre el revestidor debido a la presión de poro.
Empleando las ecuaciones numeradas en el capítulo I obtenemos las siguientes
tablas de resultados.
Tabla 3.1 muestra resultados de las presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye la presión de poro, presiones de back up son cero por el motivo de
que el revestidor se encuentra vacío.
74
8TABLA 3.1 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO
TABLA 3.1 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 5000 2184 0 2184 2402
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
b) La presión ejercida sobre el casing debido al fluido de perforación.
Tabla 3.2 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye el peso del lodo de perforación, presiones de back up son cero por
el motivo de que el revestidor se encuentra vacío.
9TABLA 3.2 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE EL LODO DE PERFORACIÓN
TABLA 3.2 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE EL LODO DE PERFORACIÓN
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
c) La presión ejercida sobre el casing debido a las lechadas de cemento.
Tabla 3.3 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye el peso de las lechadas de cemento presiones de back up son cero
por el motivo de que el revestidor se encuentra vacío.
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 5000 2652 0 2652 2917
75
10TABLA 3.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO
TABLA 3.3 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
En la figura 3.1 se muestra que el revestidor estará sujeto a mayor carga de
colapso cuando influyen las lechadas de cemento.
41FIGURA 3.1 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO
FIGURA 3.1 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1000 2000 3000 4000 5000
TV
D,
ft
Presión, psi
Diseño casing superficial por colapso
Presion de Diseño usandopresión de poro
Presión de Diseño usando lodode perforación
Presión de Diseño usandoLechada de Cemento
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
UP Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 5000 3525,6 0 3525,6 3878
76
2) Asumiendo que el casing tiene fluido de perforación en su interior
Cuando el revestidor tiene fluido dentro es necesario conocer el TVD del mismo
para poderlo diseñar de una manera correcta, pero en caso de no saber el nivel
del fluido dentro del casing se procede a determinarlo de la siguiente manera:
· Se debe conocer el TVD del casing de la siguiente sección.
· Se determina la presión de colapso hasta el TVD del casing intermedio.
TVD @ Casing Intermedio= 8000 ft
MW=10.2 ppg
Pc @ casing intermedio=0,052*8000*8,4=3494,4 psi
· Igualamos presiones del fluido de perforación con la presión de poro.
TVDfluido =Pc @ csg int
0,052*MW
TVDfluido =3494,4
0,052*10,2=6588 ft
· Obtenemos un nivel de fluido estimado
TVDfluido =8000-6588=1411 ft
a) La presión ejercida sobre el casing debido a la presión de poro.
La tabla 3.4 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye la presión de poro, presiones de back up ya no son cero por el
motivo de que el interior del revestidor hay fluido de perforación.
11TABLA 3.4 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO
77
TABLA 3.4 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE PORO
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
b) La presión ejercida sobre el casing debido al fluido de perforación.
La tabla 3.5 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye la presión del peso del fluido de perforación, presiones de back up
ya no son cero por el motivo de que el interior del revestidor hay fluido de
perforación.
12TABLA 3.5 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN
TABLA 3.5 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 1411,7 749 0 749 823,7 5000 2652 1903,2 749 823,7
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
c) La presión ejercida sobre el casing debido a las lechadas de cemento.
La tabla 3.6 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye la presión del peso de las lechadas de cemento, presiones de back
up ya no son cero por el motivo de que el interior del revestidor hay fluido de
perforación.
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
UP Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 1411,7 617 0 617 678 5000 2184 1903,2 280 308
78
13TABLA 3.6 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO
TABLA 3.6 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO, INFLUYE LA PRESIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO
Presiones, psi Profundidad
TVD ft Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 1411,7 954 0 954 1049 5000 3525 1903,2 1622 1784
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 3.2 muestra que el revestidor estará sujeto a mayor carga de colapso
cuando influyen las lechadas de cemento.
42FIGURA 3.2 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO
FIGURA 3.2 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE COLAPSO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
3.3.2 Diseño por estallido
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 500 1000 1500 2000
TV
D
Presión
Diseño casing superficial por colapso
Presión de Diseño usandopresión de poro
Presión de Diseño usandolodo de perforación
Presión de Diseño usandolechadas de cemento
79
Para realizar el diseño por estallido se asume lo siguiente:
· La arremetida se da por gas metano mientras se perfora la siguiente
sección.
· No habrá fractura de la formación.
· Todo el casing queda lleno de gas metano.
· Presiones de back up generada por la presión de poro.
Utilizando las ecuaciones presentes en el capítulo I se procede a determinar la
presión de estallido.
Datos Generales:
Presión de poro: 8,4 ppg.
Masa molar del gas: 16 lb/mol.
Constante de gas ideal: 1544 lb ft/mol R.
Factor de compresibilidad de gas: 1.
Temperatura absoluta: 653,7 R.
Densidad del lodo: 10,2 ppg.
Gradiente de fractura: Variable.
La tabla 3.7 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de estallido,
cuando varía el gradiente de fractura, presiones de back up son generadas por el
gradiente de poro.
80
14TABLA 3.7 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO VARIANDO LA PRESIÓN DE FRACTURA TABLA 3.7 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO VARIANDO LA PRESIÓN DE FRACTURA
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 3.3 muestra que a mayor gradiente de fractura el revestidor estará sujeto
a mayor carga de estallido, he de ahí la importancia en determinar el valor más
aproximado del gradiente de fractura del campo Tarapoa.
43FIGURA 3.3 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE ESTALLIDO
FIGURA 3.3 DISEÑO PARA CASING SUPERFICIAL POR PRESIÓN DE ESTALLIDO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
Gradiente de
fractura, ppg
Fondo Superficie P fondo P superficie P fondo P superficie P fondo P superficie P fondo P superficie5000 0 13 3380 3659 2184 0 1196 3659 1316 4025
12 3120 3377 936 3377 1030 371511 2860 3096 676 3096 744 340610 2600 2814 416 2814 458 30969 2340 2533 156 2533 172 2786
P de diseñoProfundidad
Presiones psi
Cargas Back up P resultantes
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Pro
fun
did
ad
Presiones
Presión de Diseño vs Profundidad
Presión de Diseño GF 13 ppg
Presión de Diseño GF 12 ppg
Presión de Diseño GF 11 ppg
Presión de Diseño GF 10 ppg
Presión de Diseño GF 9 ppg
81
3.4 DISEÑO DE CASING O LINER DE PRODUCCIÓN
Para un diseño de revestidores de producción, es necesario conocer los distintos
esfuerzos a los cuales estarán sometidas dichas tuberías, entre estos esfuerzos
tenemos:
· Estallido.
· Colapso.
3.4.1 Diseño por colapso
Se asume que se tiene dos escenarios para diseñar liner de producción por
cargas de colapso entre estos tenemos:
· Se asume que el casing en su interior está vacío.
· Se asume que se tiene fluido de producción en su interior.
La figura 3.4 indica que sobre el revestidor y el liner existe una carga de colapso
que es ejercida por el peso del fluido de perforación de cada sección.
44FIGURA 3.4 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.
FIGURA 3.4 PRESIONES DE COLAPSO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER
MWas
Overlap
CASING INFORMATION
OD, in:
MWap
Pwf
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD.
Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited
82
1) Asumiendo que el casing en su interior está vacío.
Al asumir que el liner de producción está vacío las presiones de back up son cero.
Datos:
Overlap TVD= 4700 ft
Casing de superficie TVD=5000 ft
Liner TVD=8000 ft
MWas= 10.2 ppg
MWap= 10.2 ppg
S.F.=1.1
Ρf=8,36 ppg
Empleando el procedimiento para diseñar casing de producción tal como se indica
en el capítulo II.
Tabla 3.8 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye el peso del fluido de perforación de cada sección, presiones de
back up son cero por el motivo de que el revestidor se encuentra vacío.
15TABLA 3.8 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN CASING VACÍO
TABLA 3.8 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN CASING VACÍO
Presión, Psi Profundidad TVD ft
Carga Back UP
Resultante Diseño
0 0 0 0 0,0 4700 2492,9 0 2492,9 2742,2 8000 4243,2 0 4243,2 4667,5
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
2) Asumiendo que se tiene producción en su interior.
83
Tabla 3.9 muestra resultados de presiones de diseño por cargas de colapso,
cuando influye el peso del fluido de perforación de cada sección, presiones de
back up ya no son cero por el motivo de que el liner de producción contiene fluido
proveniente de la formación .
16TABLA 3.9 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN LINER CON FLUÍDO
TABLA 3-9 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO EN LINER CON FLUÍDO
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 3.5 muestra que si el revestidor está vacío tendrá que soportar mayor
esfuerzo al colapso. 45FIGURA 3.5 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE COLAPSO
FIGURA 3.5 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE COLAPSO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
2000
4000
6000
8000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000
pro
fun
did
ad
, ft
Presión,psi
Presión de diseño vs profundidad
Curva de diseño linervacío
Curva de diseño liner confluido
Presión, Psi Profundidad TVD ft
Carga Back Up
Resultante Diseño
0 0 0 0 0 4700 2492,9 783,2 1709,7 1880,7 8000 4243,2 2218 2025,2 2227,7
84
3.4.2 Diseño por estallido
La figura 3.7 muestra que el tubing tiene una fuga en la superficie, presuriza el
anular exponiendo al revestidor y al liner al estallido. L
46FIGURA 3.6 PRESIONES DE ESTALLIDO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.
FIGURA 3-6 PRESIONES DE ESTALLIDO QUE SE EJERCE SOBRE EL LINER.
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited
Se asume un escenario para diseñar por estallido un revestidor de producción.
Entre las asunciones que debemos tener en cuenta están:
· El pozo produciendo tiene una fuga en la sarta de superficie,
presuriza el anular del casing.
· Fluido que produce el pozo es gas.
· No existe presiones de back up.
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
85
Ecuaciones que se emplean son:
Presiones de carga
Fondo
Pcf=0,052*TVD*ρg (3,1)
Donde,
Pcf=Presión de Carga en el fondo, psi.
TVD=Profundidad Vertical Verdadera, ft.
ρg= Densidad del gas Metano, ppg.
Superficie
Pwfsup=PReservorio-Pcf (3,2)
Donde,
Pwfsup=Presión en Superficie, psi.
PReservorio= Presión del Reservorio, psi.
Pcf=Presión de Carga en el fondo, psi.
Ejemplo de Cálculo
“Datos tomados del pozo Esperanza 1 del Campo Tarapoa:”
TOL = 7319 ft
86
TVD Disparos= 7801 ft
Liner TVD=9121 ft
MWap= 10.2 ppg
S.F. =12.5%
ρg = 2.25 ppg
PReservorio=5569 psi
Aplicando las ecuaciones (3,1) y (3,2) se obtiene la siguiente tabla de resultados.
La tabla 3.10 muestra las presiones de estallido que estará sometido el
revestidores y el liner de producción, presiones de back up son cero.
17TABLA 3.10 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO EN LINER DE PRODUCCIÓN
TABLA 3-10 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO EN LINER DE PRODUCCIÓN
Perfil de Presiones, psi
Profundidad ft TVD
Cargas Back Up Resultantes Diseño
0 4656 0 4656 5239
7319 5513 0 5513 6202 7701 5558 0 5558 6252 7801 5569 0 5569 6265 9121 5724 0 5724 6439
FUENTE: Andes Petroleum ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 3.7 muestra la presión de diseño por cargas de estallido, cuando el
anular es presurizado por gas metano.
471FIGURA 3.7 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE ESTALLIDO
87
FIGURA 3.7 DISEÑO PARA LINER POR PRESIÓN DE ESTALLIDO
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
Una vez que se ha comprobado como los parámetros afectan el diseño en los
revestidores, he de ahí la importancia de conocer los parámetros que intervienen
en el diseño de un revestidor, saber que valores se debe usar tanto para la
presión de poro, la presión de fractura, el tipo de fluido (densidad), la presión del
reservorio; una vez conocido estos valores diseñar el revestidor y que dicho
diseño satisfaga las cargas reales que van a estar sometidos los revestidores.
En el capítulo IV se determina los valores de los parámetros más aproximados
que tienen el campo Tarapoa, y que métodos se aplica para llegar a obtenerlos.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 2000 4000 6000 8000
TV
D,
ft
Presión , psi
Presión de diseño
Presión de Diseño
88
CAPÍTULO IV
4 PROPUESTA DE DISEÑO PARA DOS POZOS TIPO DEL CAMPO TARAPOA.
4.1 INTRODUCCIÓN
Una vez conocidos los parámetros operacionales (la presión de poro, la presión
de fractura, densidad del fluido de perforación, entre otros) y la forma como se ve
afectado nuestro diseño, según las asunciones tomadas, se define la mejor
metodología para el diseño de revestidores en el campo Tarapoa.
El alcance de este capítulo es diseñar dos pozos tipo, el primero con una
configuración de tres sartas y el segundo con una configuración de dos sartas,
para lo cual se aplicarán los cálculos vistos en los capítulos anteriores del trabajo.
Los esfuerzos a los cuales va estar sometida la tubería de revestimiento son:
· Cargas de colapso tanto en revestidor de superficie y liner de producción.
· Cargas de estallido tanto en revestidor de superficie y liner de producción.
4.2 METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE REVESTIDORES
La metodología consiste en saber determinar los parámetros operacionales
presentes en el campo Tarapoa, determinar las cargas que estará sometida tanto
el revestidor de superficie como en el revestidor de producción, elegir la mejor
alternativa de diseño y proceder a perforar el pozo.
89
Cuando se diseñe tubería de revestimiento en el campo Tarapoa, la metodología
es la siguiente:
1. Conocer información del pozo para poder diseñar la tubería de
revestimiento, por ejemplo:
· Profundidad de asentamiento, topes de los estratos.
· Configuraciones de los diámetros.
· Tipo de pozo que se va a perforar.
· Parámetros Operacionales actuales (Presión de poro en este caso
tiene un valor de 8.4, presión de fractura se la obtiene de una prueba
de Leak-Off Test, presión del reservorio se la obtiene de pozos
aledaños, densidad del fluido producido se la obtiene de la gravedad
especifica).
· Densidades de los fluidos de perforación en cada sección.
2. Tener presente las asunciones que se plantean al momento de diseñar
tubería de revestimiento y que sean los más similares posibles a la
realidad del campo.
3. Realizar los cálculos de los esfuerzos (cargas de estallido y cargas de
colapso) a los que va estar sometida la tubería de revestimiento, según
sea el caso que se va a analizar.
4. Añadir un factor de seguridad.
5. Seleccionar la tubería de revestimiento que satisfaga las cargas de
colapso y estallido.
4.3 PROPUESTA DE DISEÑO
La propuesta de diseño será en base a la metodología antes descrita, aplicándola
para dos pozos tipo del campo Tarapoa, se realizará el diseño aplicado a un pozo
futuro a perforarse y así explicar de manera didáctica como se diseña la tubería
90
de revestimiento tanto en el revestidor de superficie como en el liner de
producción.
4.3.1 Propuesta de diseño para una configuración de tres sartas.
Para realizar los diseños de revestidores es necesario conocer los parámetros
operacionales que más se asemejen a los del campo Tarapoa:
· Conocer la presión de fractura para esto se realizó una prueba de Leak-off
Test, con esta prueba se obtuvo un valor de 15,02 ppg de gradiente de
fractura.
· Conocer la presión de poro la cual es igual a la presión hidrostática del
agua que se extiende desde la superficie hasta la formación de interés la
magnitud del gradiente de presión de poro es afectada por la concentración
de sales, en Tarapoa las formaciones presentan un ambiente cuya presión
de poro es normal ligeramente salinas (8,4 ppg).
· Conocer las profundidades a las que va ser asentado el revestidor y,
· Finalmente calcular las cargas a los que va estar sometida el casing.
4.3.1.1 Información del pozo
Para diseñar casing acorde a nuestra metodología se necesita conocer las
profundidades de asentamiento tal como se muestran en la tabla 4.1
1819TABLA 4.1 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
TABLA 4.1 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Tipo de Revestidor
Diámetro in
Broca in
Profundidad ft
TVD ft
Casing de Superficie
13 3/8 16 5500 5000
Casing Intermedio 9 5/8 12,25 8000 7500
Liner 7 8,5 9500 9000
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
91
La figura 4.1 es la representación gráfica de las profundidades de asentamiento
mostradas en la tabla 4.1.
48FIGURA 4.1 DISEÑO DEL POZO DE TRES SARTAS
FIGURA 4.1 DISEÑO DEL POZO DE TRES SARTAS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
4.3.1.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (tres sartas)
Se va a diseñar el revestidor de superficie para un pozo base cuya configuración
va hacer de tres sartas
4.3.1.2.1 Propuesta de diseño por cargas de estallido (casing superficial)
0,0
1000,0
2000,0
3000,0
4000,0
5000,0
6000,0
7000,0
8000,0
9000,0
10000,0
Pro
fun
did
ad
(ft
)
13 3/8" Casing @ 5000' TVD
7" Liner @ 9000' TVD
9 5/8" Casing @ 7500' TVD
92
Asunciones:
Al momento en que se diseña la tubería de revestimiento, se asume un escenario
que más se asemeje a las condiciones del yacimiento del campo Tarapoa.
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· Al existir una arremetida se produce por gas metano.
· La arremetida se da cuando se perfora la siguiente sección.
· No habrá fractura en la formación durante la arremetida, porque el
gradiente de fractura en el zapato no es superado es decir el gradiente del
fluido de perforación es menor al gradiente de fractura.
· Todo el casing queda lleno de gas.
· Las presiones de back up son generadas por el gradiente de presión de
poro, el caso del campo Tarapoa el gradiente del agua salada 8.4 ppg.
La tabla 4.2, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de superficie, el gradiente de fractura se lo obtuvo de una
prueba de L.O.T.
2021TABLA 4.2 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
TABLA 4.2 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
OD, in 13 3/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 5500 Profundidad de asentamiento, ft TVD 5000
Gradiente de fractura en el zapato, ppg 15,07 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.3, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se asume
que se va a perforar con un peso de lodo de 9,9 ppg, se tiene una presión de poro
de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar problemas futuros
con el revestidor, la temperatura promedia se la obtuvo de registros de pozos
93
aledaños, las otras variables (constante de gas ideal, factor de compresibilidad)
son propiedades del gas metano.
2223TABLA 4.3 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
TABLA 4.3 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
OTRA INFORMACIÓN ÚTIL
Siguiente punto del revestidor, ft MD 8000 Siguiente punto del revestidor, ft
TVD 7500
Peso del lodo, ppg 9,9 Presión de Poro, ppg 8,4
S.F. 10% Tavg, R 653
Constante de gas ideal, ppf/molR 1544 Masa molar del gas, ppmol 16
Factor de Compresibilidad del gas 1 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Procedimiento:
1. Calcular la presión a la cual la formación se fracturaría; con lo que el fluido de
perforación empezaría a perderse, esta presión es conocida también como
“presión de inyección”. ( Ec 1-7).
Pinyección@5000 ft=0,052*15,07 *5000
Pinyección=3918 psi
2. Calcular la presión en superficie (Ec 1-8).
Psuperficie@ 0 ft =3918 psi*e16 5000-01*1544*653
Psuperficie=4242 psi
3. Calcular las presiones de back up (Ec1-9).
94
PB/up@ 5000 ft=0,052*8,4*5000
PB/up=2184 psi
4. Sacar la curva de diseño considerando un factor de seguridad.
Pd@ 0 ft= 4242-0 *1.10=4666 psi
Pd @ 5000 ft= 3918-1734 *1.10=1908 psi
La tabla 4.4, muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.
24TABLA 4.4 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO TABLA 4.4 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 4.2, muestra la presión de diseño por cargas de estallido que se muestra
en la tabla 4.4. 49FIGURA 4.2 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 4.2 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Diseño casing de superficie por
estallido
Presión de Diseño
Perfil de Presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back Up Resultantes Diseño
0 4242 0 4242 4666 5000 3918,2 2184 1734,2 1908
95
5. Seleccionar opciones de casing que satisfagan el diseño.
Las posibles opciones de revestidores se muestran en el anexo 1.
La tabla 4.5 muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por cargas
de estallido, junto con su factor de seguridad.
25TABLA 4.5 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
TABLA 4.5 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La Figura 4.3, muestra las diferentes opciones de revestidores que satisfacen el
diseño por estallido estas opciones se muestran en la tabla 4.5.
Opciones de Revestidores Factor de seguridad
OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Estallido psi
S.F.
13 3/8 54,5 12,46 P-110 BTC 5470 1,29 13 3/8 54,5 12,46 K-55 BTC 2730 0,64
13 3/8 61 12,36 C-75 BTC 4220 0,99 13 3/8 61 12,36 N-80 BTC 4500 1,06
13 3/8 68 12,26 C-75 BTC 4710 1,11 13 3/8 68 12,26 N-80 BTC 5020 1,18 13 3/8 68 12,26 C-95 BTC 5970 1,41
96
50FIGURA 4.3 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL
FIGURA 4.3 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
4.3.1.2.2 Propuesta de diseño por cargas de colapso (casing superficial)
Asunciones:
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· La presión de colapso detrás del casing de superficie es calculada en base
a la presión que ejerce el peso de lodo con la que fue perforada dicha
sección.
· Existe una fuga en el siguiente punto de casing (casing intermedio).
· Como existe una fuga el nivel de fluido dentro del casing baja hasta un
cierto nivel que tenemos que determinar.
· El nivel de lodo es estimado al igualar presiones, tanto la presión ejercida
por la columna de lodo y la presión ejercida por la presión de poro, en
nuestro caso es 8,4 ppg.
La tabla 4.6, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de superficie, el peso estimado del fluido de perforación
que se utiliza en la sección superficial.
0
2000
4000
6000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Casing superficial - Diseño por estallido
Presión de Diseño 13 3/8'',54,4 ppf,P-110,BTC
13 3/8'',61 ppf,C-75,BTC 13 3 /8 ",61 ppf,N-80,BTC
13 3 /8 ",68 ppf,C-75,BTC 13 3 /8 ",68 ppf,N-80,BTC
13 3 /8 ",68 ppf,C-95,BTC
97
2627TABLA 4.6 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR TABLA 4.6 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
OD, in 13 3/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 5500 Profundidad de asentamiento, ft TVD 5000
MW usado al perforar la sección superficial , ppg
10,2
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.7, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se asume
que se va a perforar con un peso de lodo de 10.25 ppg, se tiene una presión de
poro de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar problemas
futuros con el revestidor.
2829TABLA 4.7 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
TABLA 4.7 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
OTRA INFORMACIÓN ÚTIL
Siguiente punto del revestidor, ft MD 8000 Siguiente punto del revestidor, ft TVD 7500
Peso del lodo nueva sección, ppg 10,25 Presión de Poro, ppg 8,4
S.F 10% FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Procedimiento:
1) Se determina la presión de colapso en el zapato del casing de superficie cuya
presión la ejerce el peso del lodo (Ec 1-3).
Pc @ 0 ft=0
Pc@ 5000 ft=0,052*10,2*5000
98
Pc@ 5000 ft=2652 psi
El nivel de fluido en el casing
2) Se calcula la presión hidrostática en el segundo punto de casing cuya presión
la ejerce el gradiente de formación (Ec 1-3).
Pc@ 7500 ft=0,052*8,4*7500
Pc@ 7500 ft=3276 psi
3) Remplazando la presión determinada en el paso (2) y despejando el TVD de
(Ec 1-3) se determina el nivel estimado de fluido dentro del agujero.
TVDnivel de fluido=3276
0,052*10,25
TVDnivel de fluido=6146 ft
4) Se determina la profundidad dentro del casing restando la profundidad total con
respecto a la profundidad calculada en el paso (3).
TVDnivel de fluido dentro del csg=7500-6146=1354 ft
5) Presión Back Up en el zapato del casing después del evento fuga (Ec 1-4).
PB/up@ 0 ft=0
PB/up@5000 ft=0,052*10,25* 5000-1354
PB/up@5000 ft=1944 psi
99
La tabla 4.8, muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.
30TABLA 4.8 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
TABLA 4.8 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
Perfil de Presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0
1354 718 0 717,9 790 5000 2652 1944 708,5 779
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
6) Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.
Figura 4.4, muestra el diseño de casing superficial por cargas de colapso.
51FIGURA 4.4 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 4.4 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
7) Seleccionar opciones de casing que satisfacen el diseño.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 200 400 600 800 1000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Diseño casing de superficie por
colapso
Presion de Diseño
100
Las posibles opciones de revestidores se muestran en el anexo 1.
La tabla 4.9, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por cargas
de colapso, junto con su factor de seguridad.
31TABLA 4.9 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
TABLA 4.9 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La Figura 4.5, muestra las diferentes opciones de revestidores que satisfacen el
diseño por colapso, estas opciones se muestran en la tabla 4.5.
Opciones de Revestidores OD in
peso
lb/ft
Drift in
Grado Conexión Colapso psi
S.F.
13 3/8 54,5 12,46 J-55 BTC 1130 1,57 13 3/8 54,5 12,46 K-55 BTC 1130 1,57 13 3/8 54,5 12,46 N-80 BTC 1130 1,57 13 3/8 54,5 12,46 P-110 BTC 1130 1,57
13 3/8 61 12,36 J-55 BTC 1540 2,14 13 3/8 61 12,36 K-55 BTC 1540 2,14 13 3/8 61 12,36 C-75 BTC 1660 2,31 13 3/8 61 12,36 N-80 BTC 1660 2,31
13 3/8 68 12,26 J-55 BTC 1950 2,72 13 3/8 68 12,26 K-55 BTC 1950 2,72 13 3/8 68 12,26 C-75 BTC 2220 3,09 13 3/8 68 12,26 N-80 BTC 2270 3,16 13 3/8 68 12,26 C-95 BTC 2330 3,25
101
52FIGURA 4.5 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL FIGURA 4.5 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
4.3.1.3 Propuesta de diseño para casing de producción (tres sartas)
Se va a diseñar el liner de producción para un pozo base cuya configuración va a
ser de tres sartas.
4.3.1.3.1 Propuesta de diseño por colapso (casing producción)
Asunciones:
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· El casing se encuentra completamente vacío (presiones back up
cero).
· La presión de carga es ejercida por la columna de lodo (tanto en el
revestidor como en el liner).
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 500 1000 1500 2000 2500
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Casing superficial - Diseño por colapso
Presión de Diseño 13 3/8'',54,4 ppf,P-110,BTC
13 3/8'',61 ppf,C-75,BTC 13 3/8'',61 ppf,N-80,BTC
13 3/8'',68 ppf,C-75,BTC 13 3/8'',68 ppf,N-80,BTC
13 3/8'',68 ppf,C-95,BTC
102
· No existe cemento detrás de los revestidores.
La tabla 4.10, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de producción, el peso estimado del fluido de perforación
que se utiliza en dicha sección.
3233TABLA 4.10 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO
TABLA 4.10
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.11, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el liner de producción, el peso estimado del fluido de perforación que se
utiliza en dicha sección.
3435TABLA 4.11 INFORMACIÓN DEL LINER
TABLA 4.11 INFORMACIÓN DEL LINER
INFORMACIÓN DEL LINER OD, in 7
Profundidad de asentamiento, ft MD 9500 Profundidad de asentamiento, ft TVD 9000
Peso de lodo, ppg 10,2 S.F 10,00%
TOL, ft TVD 7200 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Procedimiento:
Casing de producción
INFORMACIÓN DE REVESTIDOR
OD,IN 9 5/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 8000 Profundidad de asentamiento, ft TVD 7500
Peso de lodo ,ppg 10,2
103
1. Se determina la presión de colapso en el zapato del casing intermedio cuya
presión la ejerce el peso de lodo (Ec 1-3).
Pc @ 0 ft=0
Pc@ 7500 =0,052*10,2*7500
Pc@ 7500 =3978 psi
2. Se determina la presión de colapso en el tope del liner (TOL).
Pc@ 7200 =0,052*10,2*7200
Pc@ 7200 =3819 psi
Liner
3. Se calcula la presión hidrostática en el (T.D) del liner (Ec 1-3).
Pc@ 9000 =0,052*10,2*9000
Pc@ 9000 =4774 psi
4. Presión Back UP son cero.
La tabla 4.12 muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.
36TABLA 4.12 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
TABLA 4.12 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
Perfil de Presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0
7200 3818,88 0 3818,88 4200 7500 3978 0 3978 4376 9000 4773,6 0 4773,6 5250
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
5. Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.
104
Figura 4.6 muestra la presión de diseño tanto del casing y liner de producción por
cargas de colapso.
53FIGURA 4.6 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 4.6 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Texto: “Baker Oil Tools” Elaboración: Wilson Sánchez
PB/up@ 0 ft=0 psi
PB/up@ 9000 ft=0 psi
6. Seleccionar opciones de casing y liner que satisfagan el diseño.
Las posibles opciones de revestidores se muestran en el anexo 1.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presion, psi
Diseño de Casing y Liner por Cargas de
Colapso
Presión de diseño(casing)
Presión de diseño (Liner)
105
La tabla 4.13, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por
cargas de colapso, junto con su factor de seguridad.
37TABLA 4.13 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
TABLA 4.13 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
Opciones de Revestidor OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Colapso psi
S.F.
9 5/8 43,5 8,76 P-110 BTC 4430 1,11 9 5 /8 43,5 8,76 V-150 BTC 4750 1,19
9 5 /8 47 8,68 C-75 BTC 4630 1,16 9 5 /8 47 8,68 N-80 BTC 4760 1,20 9 5 /8 47 8,68 L-80 BTC 4760 1,20
9 5 /8 53,5 8,53 K-55 BTC 5130 1,29
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez La tabla 4.14, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por
cargas de colapso, junto con su factor de seguridad.
38TABLA 4.14 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
TABLA 4.14 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Opciones de liner OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Colapso psi
S.F.
7 26 6,28 C-75 BTC 5250 1,10 7 26 6,28 N-80 BTC 5410 1,13 7 26 6,28 C-95 BTC 5870 1,23
7 29 6,18 K-55 BTC 5400 1,13 7 29 6,18 C-75 BTC 6780 1,42 7 29 6,18 N-80 BTC 7020 1,47
106
La Figura 4.7, muestra las diferentes opciones de revestidores y liner que
satisfacen el diseño por cargas de colapso, estas opciones se muestran en las
tablas 4.13 y 4.14.
54FIGURA 4.7 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER
FIGURA 4.7 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER
Fuente: Texto: “Baker Oil Tools” Elaboración: Wilson Sánchez
4.3.1.3.2 Propuesta de diseño por estallido (casing producción)
Asunciones:
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· El tubing presenta una fuga en la sarta de producción en superficie,
presurizando en anular.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presion, psi
Diseño de Csg y Liner por Cargas de Colapso
Presión de diseño casing Presión de diseño Liner
9 5 /8 ",43,5 ppf,P-110,BTC 9 5 /8 ",43,5 ppf,V-150,BTC
9 5 /8 ",47 ppf,C-75,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,L-80,BTC
7 ",26 ppf,C-75,BTC 7 ",26 ppf,N-80,BTC
7 ",26 ppf,C-95,BTC 7 ",29 ppf,K-55,BTC
7 ",29 ppf,C-75,BTC
107
· El fluido producido es gas cuya densidad es 2,25 ppg.
· Al revestidor se lo diseñará con la máxima presión de estallido.
· Presiones de back up cero.
La tabla 4.15, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de producción.
3940TABLA 4.15 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO
TABLA 4.15 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.16, muestra la presión estimada del reservorio, el peso del fluido de
perforación, la profundidad de los disparos, el factor de seguridad, y la densidad
del gas.
4142TABLA 4.16 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO
TABLA 4.16 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO
INFORMACIÓN DEL RESERVORIO Presión del Reservorio estimada, psi 3500
Max Mwap, ppg 10,2 Presión Hidrostática f(Mwap), psi 4126,512
Mitad de las Perforaciones, ft TVD 7780 Factor se Seguridad 10,00%
Densidad de fluido Producido, ppg 2,25 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.17, muestra el diámetro externo, la profundidad a la cual va a ser
asentada el liner de producción y la profundidad de las empacaduras.
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR OD, in 9 5/8
Profundidad de asentamiento, ft MD 8000
Profundidad de asentamiento, ft TVD 7500
108
4344TABLA 4.17 INFORMACIÓN DEL LINER
TABLA 4.17 INFORMACIÓN DEL LINER
INFORMACIÓN DEL LINER OD, in 7
Profundidad de asentamiento, ft TVD
9000
Tope del Liner, ft TVD 7200 Profundidad de la empacadura 7730
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Procedimiento:
1) Se determina la presión que ejerce la columna de gas a la mitad de las
perforaciones (Ec 1-3).
P@ 7780=0,052*2,25*7780
P@ 7780=910 psi
2) Se determina la presión de fondo fluyente (Pwf) estimada.
Pwf=3500-910
Pwf=2590 psi
3) Se determina la presión estimada en el tope del liner (TOL).
PTOL@ 7200=(0,052*2,25*7200)+2590
PTOL@ 9000=3432 psi
4) Se determina la presión en la empacadura.
PPKR@ 7730=(0,052*2,25*7730)+2590
PPKR@ 9000=3494 psi
5) Se determina la presión en el T.D.
PT.D@ 9000=(0,052*2,25*9000)+2590
109
PT.D@ 9000=3643 psi
6) Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.
La tabla 4.18 muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.
45TABLA 4.18 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
TABLA 4.18 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
Perfil de presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back Up Resultantes Diseño
0 2589,74 0 2589,74 2848,714 7200 3432,14 0 3432,14 3775,354 7730 3494,15 0 3494,15 3843,565 7780 3500 0 3500 3850 9000 3642,74 0 3642,74 4007,014
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Figura 4.8 muestra el diseño de casing de producción por cargas de estallido.
55FIGURA 4.8 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 4.8 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Texto: “Baker Oil Tools” Elaboración: Wilson Sánchez
7) Seleccionar opciones de casing y liner que satisfacen el diseño
0
2000
4000
6000
8000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Presión de diseño
Presión de Diseño
110
La tabla 4.19, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por
cargas de estallido, junto con su factor de seguridad.
46TABLA 4.19 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
TABLA 4.19 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
Opciones de Revestidor OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Estallido psi
S.F.
9 5/8 36 8,76 C-75 BTC 4800 1,32 9 5 /8 40 8,6 C-95 BTC 6820 1,87
9 5 /8 43,5 8,68 K-55 BTC 4350 1,19 9 5 /8 43,5 8,68 N-80 BTC 6330 1,74 9 5 /8 43,5 8,68 P-110 BTC 8700 2,39 9 5 /8 47 8,53 K-55 BTC 4720 1,30 9 5 /8 47 8,53 N-80 BTC 6870 1,89
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.20, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por
cargas de estallido, junto con su factor de seguridad.
47TABLA 4.20 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
TABLA 4.20 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
Opciones de liner Por cargas de Estallido OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Estallido psi
S.F.
7 26 6,28 J-55 BTC 4980 1,37 7 26 6,28 K-55 BTC 4980 1,37 7 26 6,28 N-80 BTC 7240 1,99
7 29 6,18 K-55 BTC 5610 1,54 7 29 6,18 C-75 BTC 7650 2,10 7 29 6,18 N-80 BTC 8160 2,24
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
111
La Figura 4.9, muestra las diferentes opciones de revestidores y liner que satisfacen el
diseño por estallido, estas opciones se muestran en las tablas 4.19 y 4.20.
56FIGURA 4.9 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER
FIGURA 4.9 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER
Fuente: Texto: “Baker Oil Tools” Elaboración: Wilson Sánchez
4.3.2 Propuesta de diseño para una configuración de dos sartas
La metodología a seguir es muy similar a la configuración de tres sartas es decir
se necesita conocer los parámetros operacionales, por ende es necesario conocer
los valores de presión de poro, fractura, la profundidad de asentamiento y saber a
qué esfuerzos está expuesta la tubería.
0
2000
4000
6000
8000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Diseño de casing y liner por cargas de
estallido
Presión de Diseño 9 5 /8 ",36 ppf,C-75,BTC 9 5 /8 ",40 ppf,C-95,BTC
9 5 /8 ",43,5 ppf,N-80,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,K-55,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,N-80,BTC
7",26 ppf, J-55,BTC 7",26 ppf, K-55,BTC 7",26 ppf, N-80,BTC
7",29 ppf, K-55,BTC 7",29 ppf, N-80,BTC
112
4.3.2.1 Información del pozo
Al igual que cuando configuramos el pozo de tres sartas, es necesario conocer la
información del mismo para poder diseñar la tubería de revestimiento. Ver tabla
4.21.
4849TABLA 4.21 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
TABLA 4.21 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 4.10 es la representación gráfica de las profundidades de asentamiento
mostradas en la tabla 4.21.
57FIGURA 4.10 DISEÑO DEL POZO DE DOS SARTAS
FIGURA 4.10 DISEÑO DEL POZO DE DOS SARTAS
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0,0
1000,0
2000,0
3000,0
4000,0
5000,0
6000,0
7000,0
8000,0
9000,0
10000,0
Pro
fun
did
ad
(ft
)
7" Liner @ 8600' TVD
9 5/8" Casing @ 7200' TVD
Tipo de Revestidor Diámetro in
Broca in
Profundidad ft
TVD ft
Casing de Superficie
9 5/8 16 7600 7200
Liner 7 12,25 9000 8600
113
4.3.2.2 Propuesta de diseño para casing de superficie (dos sartas)
Se va a diseñar los revestidores de superficie para un pozo base cuya
configuración va hacer de dos sartas.
4.3.2.2.1 Propuesta de diseño por cargas de estallido (casing superficial)
Cuando se tiene una configuración de dos sartas, la metodología a seguir es
exactamente la misma que cuando se tiene una configuración de tres sartas, la
asunciones tomadas se enumera a continuación:
Asunciones:
Al momento en que se diseña la tubería de revestimiento, se asume un escenario
que más se asemeje a las condiciones del yacimiento.
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· Al existir una arremetida se produce por gas metano.
· La arremetida se da cuando se perfora la siguiente sección.
· No habrá fractura en la formación durante la arremetida, porque el
gradiente de fractura en el zapato no es superado.
· Todo el casing queda lleno de gas.
· Las presiones de back up son generadas por el gradiente de presión de
poro, el caso del campo Tarapoa se asume el gradiente del agua salada
8.4 ppg.
La tabla 4.22, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de superficie, el gradiente de fractura se lo obtuvo de una
prueba de L.O.T.
114
5051TABLA 4.22 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
TABLA 4-22 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
OD, in 9 5/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 7600 Profundidad de asentamiento, ft TVD 7200
Gradiente de fractura en el zapato, ppg 15,07 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.23, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se
asume que se va a perforar con un peso de lodo de 10,25 ppg, se tiene una
presión de poro de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar
problemas futuros con el revestidor, la temperatura promedia se la obtuvo de
registros de pozos aledaños, las otras variables (constante de gas ideal, factor de
compresibilidad) son propiedades del gas metano.
5253TABLA 4.23 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
TABLA 4.23 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
OTRA INFORMACIÓN ÚTIL
Siguiente punto del revestidor, ft MD 9000 Siguiente punto del revestidor, ft TVD 8600
Peso del lodo, ppg 10,25 Presión de Poro, ppg 8,4
S.F 10% Tavg, R 653
Constante de gas ideal, ppf/molR 1544 Masa molar del gas, ppmol 16
Factor de Compresibilidad del gas 1 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
1) Calcular la presión a la cual la formación se fracturaría, con lo que el fluido de
perforación empezaría a perderse, esta presión es conocida también como
“presión de inyección” (Ec 1-7).
115
Pinyección @ 7200 ft=0,052*15,07 *7200
Pinyección=5642 psi
2) Calcular la presión en superficie (Ec 1-8).
Psuperficie@ 0 ft=5642psi*e16 7200-01*1544*653
Psuperficie=6325 psi
3) Calcular las presiones de back up (Ec 1-9).
PB/up@ 7200 ft=0,052*8,4*7200
PB/up=3145 psi
4) Sacar las curva de diseño considerando un factor de seguridad.
La tabla 4.24, muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.
54TABLA 4.24 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
TABLA 4.24 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
Perfil de Presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back Up Resultantes Diseño
0 6325 0 6325 6958
7200 5642 3145 2497 2747 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 4.11, muestra la presión de diseño por cargas de estallido que se muestra en la
tabla 4.24
58FIGURA 4.11 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
116
FIGURA 4.11 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
5) Seleccionar opciones de casing que satisfacen el diseño.
Las opciones de casing se muestran en el anexo 1.
La tabla 4.25, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por
cargas de estallido, junto con su factor de seguridad.
55TABLA 4.25 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO TABLA 4.25 REVESTIDODES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
0
2000
4000
6000
8000
0 2000 4000 6000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presión, psi
Diseño casing de superficie por estallido
Presión de Diseño
Opciones de Revestidores
OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Estallido psi
S.F.
9 5/8 36 8,76 P-110 BTC 7040 1,11
9 5/8 40 8,84 C-95 BTC 6820 1,08 9 5/8 40 8,84 P-110 BTC 7900 1,25
9 5/8 43,5 8,6 N-80 BTC 6330 1,00 9 5/8 43,5 8,6 C-95 BTC 7510 1,19
9 5/8 47 8,53 N-80 BTC 6440 1,02
117
La Figura 4.12, muestra las diferentes opciones de revestidores que satisfacen el
diseño por estallido estas opciones se muestran en la tabla 4.25.
59FIGURA 4.12 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL FIGURA 4.12 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
4.3.2.2.2 Propuesta de diseño por cargas de colapso (casing superficial)
Asunciones:
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· La presión de colapso detrás del casing superficial es calculada en base al
peso de lodo con la que fue perforada dicha sección.
· Existe una fuga en el siguiente punto de casing (casing intermedio).
· En caso de fuga se reduce el nivel de lodo de perforación.
0
2000
4000
6000
8000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Casing superficial - diseño por estallido
Presión de Diseño 9 5/8 '',36 ppf,P-110,BTC 9 5/8 '',40 ppf,C-95,BTC
9 5/8 '',40 ppf,P-110,BTC 9 5/8 '',43,5 ppf,N-80,BTC 9 5/8 '',43,5 ppf,C-95,BTC
9 5/8 '',47 ppf,N-80,BTC
118
· El nivel de lodo es estimado al igualar presiones, tanto la presión ejercida
por la columna de lodo y la presión ejercida por la presión de poro, en
nuestro caso es 8,4 ppg.
La tabla 4.26, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de superficie, el peso estimado del fluido de perforación
que se utiliza en la sección superficial.
5657TABLA 4.26 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
TABLA 4.26 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR
OD, in 9 5/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 7600 Profundidad de asentamiento, ft TVD 7200
MW usado en la perforación de revestidor , ppg
10,2
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.27, muestra el siguiente punto de asentamiento del revestidor, se
asume que se va a perforar con un peso de lodo de 10.25 ppg, se tiene una
presión de poro de 8.4 ppg, se utiliza un factor de seguridad del 10% para evitar
problemas futuros con el revestidor.
58TABLA 4.27 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
TABLA 4.27 INFORMACIÓN ÚTIL PARA EL DISEÑO
OTRA INFORMACIÓN ÚTIL
Siguiente punto del revestidor, ft MD 9000 Siguiente punto del revestidor, ft TVD 8600
Peso del lodo, ppg 10,25 Presión de Poro, ppg 8,4
S.F 10% FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
119
Procedimiento:
1) Se determina la presión de colapso en el zapato del casing de superficie
cuya presión la ejerce el peso de lodo. (Ec 1-3).
Pc @ 0 ft=0
Pc@ 7200=0,052*10,2*7200
Pc@ 7200=3819 psi
El nivel de fluido en el casing
2) Se calcula la presión hidrostática en el segundo punto de casing cuya
presión la ejerce el gradiente de formación. (Ec 1-3).
Pc@ 8600=0,052*8,4*8600
Pc@ 8600=3757 psi
3) Remplazando la presión determinada en el paso (3) y despejando el TVD
de (Ec1,3) se determina el nivel estimado de fluido dentro del agujero.
TVDnivel de fluido=3757
0,052*10,25
TVDnivel de fluido=7049 ft
4) Se determina la profundidad dentro del casing restando la profundidad total
con respecto a la profundidad calcula en el paso (3).
TVDnivel de fluido dentro del csg=8600-7049=1551 ft
5) Presión Back UP en el zapato del casing después de evento de fuga. (Ec1-4).
PB/up@ 0 ft=0
120
PB/up@7200 ft=0,052*10,25* 7200-1551
PB/up@7200 ft=3010 psi
6) Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.
La tabla 4.28, muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores
59TABLA 4.28 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
TABLA 4.28 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
Perfil de Presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0 1552 823 0 823 906 7200 3819 3010 809 889
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Figura 4.13, muestra el diseño de casing superficial por cargas de colapso. 60FIGURA 4.13 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD FIGURA 4.13 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
Fuente: andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
7) Seleccionar opciones de casing que satisfagan el diseño.
La tabla 4.29, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por
cargas de colapso, junto con su factor de seguridad.
0
2000
4000
6000
8000
0 200 400 600 800 1000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Diseño casing de superficie por colapso
Presion de Diseño
121
60TABLA 4.29 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
TABLA 4.29 REVESTIDORES QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La figura 4.14 muestra los revestidores que satisfacen el diseño por colapso.
61FIGURA 4.14 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL
FIGURA 4.14 PRESIÓN DE DISEÑO – CASING SUPERFICIAL
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
5000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Casing superficial - Diseño por colapso
Presión de Diseño 9 5/8 '',36 ppf,H-40,BTC
9 5/8'',40 ppf,K-55,BTC 9 5/8'',43,5 ppf,N-80,BTC
9 5/8'',47 ppf,C-75,BTC 9 5/8'',47 ppf,N-80,BTC
9 5/8'',47 ppf,C-95,BTC
Opciones de Revestidores OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Colapso psi
S.F.
9 5/8 36 8,76 H-40 BTC 1740 2,11 9 5/8 40 8,84 K-55 BTC 2570 3,12 9 5/8 43,5 8,6 N-80 BTC 3250 3,95
9 5/8 47 12,36 K-55 BTC 3880 4,71 9 5/8 47 12,36 C-75 BTC 4630 5,62 9 5/8 47 12,36 N-80 BTC 4760 5,78 9 5/8 47 12,36 C-95 BTC 5080 6,17
9 5/8 68 12,26 J-55 BTC 1950 2,37 9 5/8 68 12,26 K-55 BTC 1950 2,37 9 5/8 68 12,26 C-75 BTC 2220 2,70 9 5/8 68 12,26 N-80 BTC 2270 2,76
122
4.3.2.3 Propuesta de diseño para casing de producción (dos sartas)
Se va a diseñar los revestidores de producción para un pozo base cuya
configuración va hacer de dos sartas.
4.3.2.3.1 Propuesta de diseño por colapso (casing producción)
Asunciones:
Dichas asunciones se presentan a continuación:
· El pozo se encuentra completamente vacío (presiones back up
cero).
· La presión de carga es ejercida por la columna de lodo (tanto en el
revestidor como en el liner).
· No existe cemento detrás de los revestidores.
La tabla 4.30, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el revestidor de producción, el peso estimado del fluido de perforación
que se utiliza en dicha sección.
61TABLA 4.30 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR DE SUPERFICIE
TABLA 4.30 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR DE SUPERFICIE
INFORMACIÓN DE REVESTIDOR
OD,IN 9 5/8 Profundidad de asentamiento, ft MD 7600 Profundidad de asentamiento, ft TVD 7200
Peso de lodo ,ppg 10,2 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
123
La tabla 4.31, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentada el liner de producción, el peso estimado del fluido de perforación que se
utiliza en dicha sección.
6263TABLA 4.31 INFORMACIÓN DEL LINER
TABLA 4.31 INFORMACIÓN DEL LINER
INFORMACIÓN DEL LINER OD, in 7
Profundidad de asentamiento, ft MD 9000 Profundidad de asentamiento, ft TVD 8600
Peso de lodo, ppg 10,2 S.F 10,00% TOL 6900
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Procedimiento:
Casing superficie
1) Se determina la presión de colapso en el zapato del casing intermedio cuya
presión la ejerce el peso de lodo (Ec 1-3).
Pc @ 0 ft=0
Pc@ 7200=0,052*10,2*7200
Pc@ 7200=3819 psi
2) Se determina la presión de colapso en el tope del liner (TOL).
Pc@ 6900=0,052*10,2*6900
Pc@ 6900=3660 psi
Liner
3) Se calcula la presión hidrostática en el (T.D) del liner (Ec 1-3).
Pc@ 8600=0,052*10,2*8600
Pc@ 8600=4561 psi
124
3) Presión Back UP son cero. La tabla 4.32 muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores. 64TABLA 4.32 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
TABLA 4.32 PERFIL DE PRESIONES POR COLAPSO
Perfil de Presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back Up Resultantes Diseño
0 0 0 0 0
6900 3659,76 0 3659,76 4026 7200 3818,88 0 3818,88 4201 8600 4561,44 0 4561,44 5018
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
4) Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.
Figura 4.15, muestra el diseño de casing y liner de producción por cargas de colapso.
62FIGURA 4.15 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 4.15 PRESIÓN DE DISEÑO POR COLAPSO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
0
2000
4000
6000
8000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presion, psi
Diseño de casing y liner por cargas de colapso
Presión de diseño (casing)
Presión de diseño (liner)
125
5) Seleccionar opciones de casing y liner que satisfagan el diseño.
La tabla 4.33, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por
cargas de colapso, junto con su factor de seguridad.
65TABLA 4.33 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
TABLA 4.33 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
Opciones de Revestidor OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Colapso psi
S.F.
9 5/8 43,5 8,76 P-110 BTC 4430 1,16 9 5 /8 43,5 8,76 V-150 BTC 4750 1,24
9 5 /8 47 8,68 C-75 BTC 4630 1,21 9 5 /8 47 8,68 N-80 BTC 4760 1,25 9 5 /8 47 8,68 L-80 BTC 4760 1,25
9 5 /8 53,5 8,53 K-55 BTC 5130 1,34
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.34, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por
cargas de colapso, junto con su factor de seguridad. 66TABLA 4.34 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
TABLA 4.34 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR COLAPSO
Opciones de liner OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Colapso psi
S.F.
7 26 6,28 C-75 BTC 5250 1,15 7 26 6,28 N-80 BTC 5410 1,19 7 26 6,28 C-95 BTC 5870 1,29
7 29 6,18 K-55 BTC 5400 1,18 7 29 6,18 C-75 BTC 6780 1,49 7 29 6,18 N-80 BTC 7020 1,54
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
126
La Figura 4.16, muestra las diferentes opciones de revestidores y liner que
satisfacen el diseño por colapso, estas opciones se muestran en las tablas 4.33 y
4.34.
63FIGURA 4.16 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER
FIGURA 4.16 PRESIONES DE DISEÑO POR COLAPSO – CASING Y LINER
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
4.3.2.3.2 Propuesta de diseño por estallido (casing de producción)
Asunciones:
Dichas asunciones se presentan a continuación:
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Pro
fun
did
ad
, ft
Presion, psi
Diseño de Casing y liner por Cargas de
Colapso
Diseño casing Diseño Liner
9 5 /8 ",43,5 ppf,P-110,BTC 9 5 /8 ",43,5 ppf,V-150,BTC
9 5 /8 ",47 ppf,C-75,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,L-80,BTC
7 ",26 ppf,C-75,BTC 7 ",26 ppf,N-80,BTC
7 ",26 ppf,C-95,BTC 7 ",29 ppf,K-55,BTC
7 ",29 ppf,C-75,BTC
127
· El tubing presenta una fuga en la sarta de producción en superficie,
presurizando en anular.
· El fluido producido es gas cuya densidad es 2,25 ppg.
· Al revestidor se lo diseñará con la máxima presión de estallido.
· Presiones de back up cero.
La tabla 4.35, muestra el diámetro externo y la profundidad a la cual va a ser
asentado el revestidor de producción.
6768TABLA 4.35 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO
TABLA 4.35 INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR INTERMEDIO
INFORMACIÓN DEL REVESTIDOR OD, in 9 5/8
Profundidad de asentamiento, ft MD 7600 Profundidad de asentamiento, ft
TVD 7200
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.36, muestra la presión estimada del reservorio, el peso del fluido de
perforación, la profundidad de los disparos, el factor de seguridad, y la densidad
del gas.
6970TABLA 4.36 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO
TABLA 4.36 INFORMACIÓN DEL RESERVORIO
INFORMACIÓN DEL RESERVORIO Presión del Reservorio estimada, psi 3500
Max MWap, ppg 10,2 Presión Hidrostática f(Mwap), psi 4304
Mitad de las Perforaciones, ft TVD 8114 Factor se Seguridad 10,00%
Densidad de fluido Producido, ppg 2,25 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
La tabla 4.37, muestra el diámetro externo, la profundidad a la cual va a ser
asentada el liner de producción y la profundidad de las empacaduras.
128
7172TABLA 4.37 INFORMACIÓN DEL LINER
TABLA 4.37 INFORMACIÓN DEL LINER
INFORMACIÓN DEL LINER OD, in 7
Profundidad de asentamiento, ft TVD 8600 Tope del Liner, ft TVD 6900
Profundidad de la empacadura, ft TVD 8064 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Procedimiento:
Casing superficie
1) Se determina la presión que ejerce la columna de gas a la mitad de las
perforaciones (Ec 1-3).
P@ 8114=0,052*2,25*8114
P@ 8114=949 psi
2) Se determina la presión de fondo fluyente (Pwf) estimada.
Pwf=3500-949
Pwf=2551 psi
3) Se determina la presión estimada en el tope del liner (TOL).
PTOL@ 6900=(0,052*2,25*6900)+2551
PTOL@ 6900=3358 psi
4) Se determina la presión en la empacadura.
PPKR@ 8114=(0,052*2,25*8114)+2551
PPKR@ 8114= 3494 psi
5) Se determina la presión en el T.D
129
PT.D@ 8600=(0,052*2,25*8600)+2151
PT.D@ 8600=3557 psi
6) Sacar la curva de presión de diseño considerando un factor de seguridad.
La tabla 4.38 muestra el perfil de presiones obtenidos en los cálculos anteriores.
73TABLA 4.38 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
TABLA 4.38 PERFIL DE PRESIONES POR ESTALLIDO
Perfil de presiones, psi Profundidad
ft TVD Cargas Back
Up Resultantes Diseño
0 2551 0 2551 2806 6900 3358 0 3358 3694 8064 3494 0 3494 3844 8114 3500 0 3500 3850 8600 3557 0 3557 3913
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD. ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Figura 4.17 muestra el diseño de casing de producción por cargas de estallido.
64FIGURA 4.17 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
FIGURA 4.17 PRESIÓN DE DISEÑO POR ESTALLIDO VS PROFUNDIDAD
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD: Elaboración: Wilson Sánchez
0
2000
4000
6000
8000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Presión de Diseño
Presión de Diseño
130
7) Seleccionar opciones de casing y liner que satisfagan el diseño.
La tabla 4.39, muestra revestidores que satisfacen la presión de diseño por
cargas de estallido, junto con su factor de seguridad.
74TABLA 4.39 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
TABLA 4.39 OPCIONES DE CASING QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
Opciones de Revestidor OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Estallido psi
S.F.
9 5/8 36 8,76 N-80 BTC 5120 1,44 9 5 /8 40 8,6 K-55 BTC 3950 1,11
9 5 /8 43,5 8,6 K-55 BTC 4350 1,22 9 5 /8 43,5 8,68 N-80 BTC 6330 1,78 9 5 /8 43,5 8,68 P-110 BTC 8700 2,45 9 5 /8 47 8,53 K-55 BTC 4720 1,33 9 5 /8 47 8,53 N-80 BTC 6870 1,93
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez La tabla 4.40, muestra opciones de liner que satisfacen la presión de diseño por
cargas de estallido, junto con su factor de seguridad. 75TABLA 4.40 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
TABLA 4.40 OPCIONES DE LINER QUE SATISFACEN EL DISEÑO POR ESTALLIDO
Opciones de liner por cargas de estallido OD in
peso lb/ft
Drift in
Grado Conexión Estallido psi
S.F
7 26 6,28 J-55 BTC 4980 1,40 7 26 6,28 K-55 BTC 4980 1,40 7 26 6,28 N-80 BTC 7240 2,04
7 29 6,18 K-55 BTC 5610 1,58 7 29 6,18 C-75 BTC 7650 2,15 7 29 6,18 N-80 BTC 8160 2,09
FUENTE: Texto: “Baker Oil Tools” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
131
La Figura 4.18, muestra las diferentes opciones de revestidores y liner que
satisfacen el diseño por estallido, estas opciones se muestran en las tablas 4.39 y
4.40
65FIGURA 4.18 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER
FIGURA 4.18 PRESIONES DE DISEÑO POR ESTALLIDO – CASING Y LINER
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
4.4 MEJOR ALTERNATIVA DE DISEÑO PARA EL CAMPO TARAPOA
Una vez que se determinó los parámetros operacionales actuales del campo
Tarapoa, la mejor alternativa de diseño de revestidores que satisfacen las cargas
de estallido y colapso para pozos futuros a perforarse se detallan a continuación:
0
2000
4000
6000
8000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Pro
fun
did
ad
(ft
)
Presión (psi)
Diseño de casing y liner por cargas de
estallido
Presión de Diseño 9 5 /8 ",36 ppf,N-80,BTC 9 5 /8 ",40 ppf,K-55,BTC
9 5 /8 ",43,5 ppf,K-55,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,K-55,BTC 9 5 /8 ",47 ppf,N-80,BTC
7",26 ppf, J-55,BTC 7",26 ppf, K-55,BTC 7",26 ppf, N-80,BTC
7",29 ppf, K-55,BTC 7",29 ppf, C-75,BTC
132
4.4.1 Alternativa de diseño para una configuración de tres sartas
Se presentan la propuesta de diseño para una configuración de tres sartas.
4.4.1.1 Configuración
La tabla 4.41 muestra la configuración del pozo, indica la descripción de los
revestidores, la profundidad donde van a ser asentados y sus factores de
seguridad tanto para estallido como colapso.
76TABLA 4.41 CONFIGURACIÓN TRES SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA
TABLA 4.41 CONFIGURACIÓN TRES SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA
Revestidores Descripción OD/Peso/Grado/Conexión
Profundidad ft MD/TVD
Factores de Seguridad
Estallido Colapso Superficial 13 3/8",54.5 ppf, P-110,BTC 5500/5000 1,29 1,57 Intermedio 9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 8000/7500 2,39 1,11
Liner Producción 7", 26ppf, N-80,BTC 9500/9000 1,99 1,13
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD: ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
4.4.1.2 Diseño gráfico del pozo
La configuración del pozo base quedaría de la siguiente manera, Ver figura 4.19
133
66FIGURA 4.19 DIAGRAMA DEL POZO BASE (TRES SARTAS)
FIGURA 4.19 DIAGRAMA DEL POZO BASE (TRES SARTAS)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
20" Conductor115 ft MD 115 ft TVDOD = 20" ID = 19.124"94 lb/ft Grade K-55
13 3/8" Casing5500 ft MD 5000 ft TVDOD = 13 3/8" ID = 12.615"54,4 lb/ft Grado P-110
9 5/8" Casing8000 ft MD 7500 ft TVDOD = 9 5/8" ID = 8,599"
300 ft Overlap 43,5 lb/ft Grado P-110
7" Liner 9500 ft MD 9000 ft TVDOD = 7" ID = 6.276"26 lb/ft Grado N-80
ap
134
4.4.2 Alternativa de diseño para una configuración de dos sartas
Se presentan la propuesta de diseño para una configuración de dos sartas.
4.4.2.1 Configuración
La configuración se detalla en la siguiente tabla de resultados:
La tabla 4.42 muestra la configuración del pozo, indica la descripción de los
revestidores, la profundidad donde van a ser asentados y sus factores de
seguridad tanto para estallido como colapso
77TABLA 4.42 CONFIGURACIÓN DOS SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA
TABLA 4.42 CONFIGURACIÓN DOS SARTAS PARA UN POZO BASE DEL CAMPO TARAPOA
Revestidores Descripción OD/Peso/Grado/Conexión
Profundidad ft MD/TVD
Factores de Seguridad
Estallido Colapso
Superficie 9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 7600/7200 2,45 1,16
Liner Producción
7", 26ppf, N-80,BTC 9000/8600 2,04 1,19
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD: ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
4.4.2.2 Diseño gráfico del pozo
La configuración del pozo base quedaría de la siguiente manera, Ver figura 4.20
135
67FIGURA 4.20 DIAGRAMA DEL POZO BASE (DOS SATAS)
FIGURA 4.20 DIAGRAMA DEL POZO BASE (DOS SATAS)
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Wilson Sánchez
20" Conductor100 ft MD 100 ft TVDOD = 20" ID = 19.124"94 lb/ft Grade J-55
9 5/8" Casing300 ft Overlap 7600 ft MD 7200 ft TVD
OD = 9 5/8" ID = 8,599"43,5 lb/ft Grado P-110
7" Liner 9000 ft MD 8600 ft TVDOD = 7" ID = 6.276"26 lb/ft Grado N-80
ap
136
CAPÍTULO V
5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PLANTEADA.
5.1 INTRODUCCIÓN
Las tuberías de revestimiento presentan alrededor del 18% del costo total del
pozo, de aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las
tuberías menos costosas que garanticen la integridad del pozo durante la
perforación y terminación del mismo.
El análisis económico se lo realizara en función de la mejor alternativa de diseño,
determinada en el capítulo IV.
Se presenta una estimación del ahorro que hubiese tenido la compañía si se
hubiese perforado los pozos con la alternativa de diseño planteada en el trabajo.
5.2 COSTO POR PIE DE DIFERENTES TIPOS DE REVESTIDORES.
Para poder optimizar el diseño de revestidores al momento de perforar un pozo en
el campo Tarapoa, es indispensable conocer el costo / pie de la tubería que se va
a utilizar.
La tabla 5.1, presenta los costos por pie de las tuberías que satisfacen el diseño
propuesto en el capítulo IV.
137
78TABLA 5.1 COSTO POR PIE DE LAS TUBERIA DE REVESTIMIENTO QUE SATISFECEN EL DISEÑO
TABLA 5.1 COSTO POR PIE DE LAS TUBERIA DE REVESTIMIENTO QUE SATISFECEN EL DISEÑO Diámetro
OD in Peso ppf
Grado de acero
Conexión Rango Norma Costo / pie
$ / ft
13 3/8 54,5 P-110 BTC R3 API 5CT 45,86 9 5/8 43,5 P-110 BTC R3 API 5CT 36,6
7 26 N-80 BTC R3 API 5CT 18,75 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
De igual manera que en los diseños anteriores se ha escogido la conexión BTC
por ser la más común y porque es la más fácil de reparar y maquinar en el país.
5.3 INVERSIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVAS DE DISEÑO
Una vez analizadas las cargas junto con los parámetros operacionales para el
correcto diseño de revestidores es importante analizar el costo total de la
propuesta planteada.
Para el campo Tarapoa se puede optimizar la tubería de superficie, intermedia, y
producción ya que existe revestidores más económicos que satisfacen las cargas
a las que van estar expuestas.
Hablando económicamente se tiene los siguientes resultados:
5.3.1 Optimización para una configuración de tres sartas
La tabla 5.2 muestra el costo total de la propuesta planteada en el capítulo IV
cuando se tiene una configuración de 3 sartas.
138
79TABLA 5.2 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (TRES SARTAS)
TABLA 5.2 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (TRES SARTAS)
Descripción OD/Peso/Grado/Conexión
Profundidad ft
$/ ft Costo Por
sección $
MD TVD 13 3/8",54.5 ppf, P-110,BTC 5500 5000 40,77 224235 9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 8000 7500 36,6 292800
7", 26ppf, N-80,BTC 9500 9000 18,75 42188 Inversión total 559223
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
5.3.2 Optimización para una configuración de dos sartas
La tabla 5.3 muestra el costo total de la propuesta planteada en el capítulo IV
cuando se tiene una configuración de 2 sartas.
80TABLA 5.3 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (DOS SARTAS)
TABLA 5.3 COSTO DE LA PROPUESTA PLANTEADA (DOS SARTAS)
Descripción OD/Peso/Grado/Conexión
Profundidad ft
$/ ft Costo Por
sección $
MD TVD
9 5/8", 43,5 ppf, P-110,BTC 7600 7200 36,6 278160 7", 26ppf, N-80,BTC 9000 8600 18,75 42188
Inversión total 320348 FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
139
5.4 AHORRO POTENCIAL QUE SE PODRÍA OBTENER CON LA NUEVA PROPUESTA DE DISEÑO
Una vez determinada el costo total de cada configuración de revestidores, se
determina el ahorro potencial que se obtiene con la propuesta planteada.
5.4.1 Para una configuración de tres sartas
La figura 5.1 muestra los costos de los pozos de tres sartas perforados en el
bloque Tarapoa, se aprecia que los costos son semejantes, por el motivo de que
los pozos fueron perforados con las mismas propiedades en sus revestidores, por
tal razón que los costos no varían a gran escala. 3
68FIGURA 5.1 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE TRES SARTAS DEL CAMPO TARAPOA
FIGURA 5.1 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE TRES SARTAS DEL CAMPO TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” Elaboración: Wilson Sánchez
3 El diagrama mecánico de los pozos se muestra en el anexo 2
683297 750706
577547 623943
688888 758466
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
1
COLIBRÍ 1 ESPERANZA 1 CHORONGO ESTE 1
ESPERANZA NORTE 1 DORINE NORTE 2 MARIANN 4A-12
140
La tabla 5.4, muestra el porcentaje del ahorro, en comparación del costo actual de
los pozos de tres sartas perforados en el campo Tarapoa, con respecto al costo
de la propuesta planteada.
81TABLA 5.4 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (TRES SARTAS)
TABLA 5.4 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (TRES SARTAS)
POZO Costo Total
(Diseño Actual)
$
Costo Total (Diseño
Propuesto) $
Ahorro $
Porcentaje del ahorro
%
COLIBRÍ 1 683297 606446 76851 11,2
ESPERANZA 1 750706 663955 86751 11,6
CHORONGO ESTE 1 577547 509558 67989 11,8
ESPERANZA NORTE 1 623943 548663 75280 12,1
DORINE NORTE 2 688888 607113 81775 11,9
MARIANN 4A-12 758466 669725 88742 11,7
Ahorro total $
477387
Porcentaje del ahorro
11,7
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Como se puede apreciar en la tabla 5.4 el ahorro potencial es del 11,7% que
equivale a un total de $ 477387.
141
5.4.2 Para una configuración de dos sartas
La figura 5.2, muestra los costos de los pozos de dos sartas perforados en el
bloque Tarapoa, se aprecia que los costos varían, por el motivo de que estos
pozos presentan propiedades distintas en sus liner de producción, por tal razón
sus costos varían a gran escala 4
69FIGURA 5.2 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE DOS SARTAS DEL CAMPO TARAPOA
FIGURA 5.2 COSTO TOTAL INVERTIDO EN LOS POZOS DE DOS SARTAS DEL CAMPO TARAPOA
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” Elaboración: Wilson Sánchez
4 El diagrama mecánico de los pozos se muestra en el anexo 2
260000
270000
280000
290000
300000
310000
320000
330000
340000
350000
360000
Costo Total - Pozos Dos Sartas
FANNY 18B-141
FANNY 18B-142
CHORONGO 2
MARIANN 37
MARIANN 36
MARIANN 35
MARIANN 39
FANNY 18B-150
FANNY 18B-139
FANNY 18B-147
FANNY 18B-146
FANNY 18B-148
MARIANN NORTE 1
DORINE NORTE 1
DORINE 81
MARIANN 4A-14
FANNY 18B-152
142
La tabla 5.5, muestra el porcentaje del ahorro, en comparación del costo actual de
los pozos de dos sartas perforados en el campo Tarapoa, con respecto al costo
de la propuesta planteada.
82TABLA 5.5 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (DOS SARTAS)
TABLA 5.5 COSTOS OPTIMIZADOS CON LA NUEVA PROPUESTA (DOS SARTAS)
POZO Costo Total (Diseños Actuales)
$
Costo Total (Diseño
Propuesto) $
Ahorro $
Porcentaje del ahorro
%
FANNY 18B-141 296601 259170 37431 12,6
FANNY 18B-142 325693 284014 41680 12,8
CHORONGO 2 328829 286652 42177 12,8
MARIANN 37 325219 286089 39129 12,0
MARIANN 36 338853 297926 40927 12,1
MARIANN 35 300509 263286 37222 12,4
MARIANN 39 301204 263755 37449 12,4
FANNY 18B-150 319290 278741 40549 12,7
FANNY 18B-139 320126 279420 40706 12,7
FANNY 18B-147 343985 300106 43879 12,8
FANNY 18B-146 306970 267650 39320 12,8
FANNY 18B-148 325077 283769 41308 12,7
143
TABLA 5.5 CONTINUACIÓN
POZO Costo Total (Diseños Actuales)
$
Costo Total (Diseño
Propuesto) $
Ahorro $
Porcentaje del ahorro
%
MARIANN NORTE 1 315074 275262 39812 12,6
DORINE NORTE 1 327497 285554 41943 12,8
DORINE 81 337320 294141 43180 12,8
MARIANN 4A-14 350973 321782 29191 8,3
FANNY 18B-152 311710 272035 39676 12,7 Ahorro total $ 675579 % del ahorro 12,3
FUENTE: Andes Petroleum Ecuador LTD “CPTDC Ecuador S.A” ELABORACIÓN: Wilson Sánchez
Como se puede apreciar en la tabla 5.5 el ahorro potencial es del 12,3% que
equivale a un total de $ 675579.
144
CAPÍTULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
6.1 CONCLUSIONES
1) El conocimiento de los parámetros que intervienen en el diseño de un
revestidor permite disminuir la incertidumbre al momento de seleccionar el
más adecuado tipo de casing que va a ser usado en el pozo, por esta
razón se determinó la metodología que implica obtener los valores más
aproximados de los parámetros del campo Tarapoa.
2) Debido a que no existe presencia de producción de gas en el campo
Tarapoa, el diseño para los revestidores, tanto para el de superficie como
el de producción no deben ser rigurosamente diseñados por cargas de
estallido, sino más bien por cargas de colapso.
3) Al analizar el diseño de revestidores de los 23 pozos perforados en el
campo Tarapoa, se concluye: que el pozo “Esperanza 1” podría presentar
problemas futuros en el revestidor intermedio, por el hecho de que el
revestidor presenta un potencial riesgo de colapso, por ende se
recomienda que en el próximo workover se baje una bomba electro
sumergible con empacadura de tal forma que se pueda mantener el nivel
de fluido de completación por encima de la misma y aumente las presiones
de back up y el pozo no colapse, el resto de pozos analizados no
presentan problemas en el diseño de sus revestidores ya que presenta un
buen margen de seguridad.
145
4) Mediante el análisis tanto técnico como económico, se determinó que la
alternativa más óptima en el diseño de revestidores para el campo Tarapoa
presenta la siguiente configuración
· Diseño de tres sartas:
Revestidor de superficie:
13 3/8'', 54.4 ppf, K-55, BTC @ 5000 ft TVD
Revestidor intermedio:
9 5/8'', 43.5 ppf, P-110, BTC @ 7500 ft TVD
Liner:
7'', 26 ppf, N-80, BTC @ 9000 ft TVD
· Diseño de dos sartas
Revestidor de superficie:
9 5/8'', 43.5 ppf, P-110, BTC@ 7200 ft TVD
Liner:
7'', 26 ppf, N-80, BTC @ 8600 ft TVD
5) Con los datos del análisis económico, se concluye que existe un potencial
ahorro del 11,7 % para el diseño de 3 sartas y del 12,3 % para un diseño
de dos sartas si se implementa el diseño planteado para el campo
Tarapoa.
146
6.2 RECOMENDACIONES
1) Se recomienda seguir la metodología explicada en el capítulo IV del trabajo
expuesto para diseñar correctamente los revestidores del campo Tarapoa.
2) Al momento de diseñar un revestidor se recomienda conocer los
parámetros operacionales (presión de poro, presión de fractura, presión del
reservorio, entre otros) que reflejen la realidad del campo Tarapoa, para
que al momento de diseñar un revestidor sea el más óptimo.
3) Se recomienda que por cada pozo que se vaya a perforar en el campo
Tarapoa se realice una prueba de “Leak of Test”, prueba necesaria para
determinar la presión de fractura.
4) Para determinar las profundidades de asentamiento de los revestidores se
recomienda utilizar estudios de geomecánica ya que la misma ayuda a
trazar las curvas de presión de poro, gradiente de fractura y de esa manera
determinar las profundidades donde van a ir asentados los revestidores en
el campo Tarapoa.
5) Se debe tener cuidado al momento de seleccionar la tubería de
revestimiento, no solo enfocándose en que cumpla las condiciones de
cargas a las que estará sometido, sino también en el diámetro drift, para
que permita el paso de herramientas para operaciones posteriores.
6) Haciendo referencia al pozo “Esperanza 1”, el cual se menciona en la
conclusión 3 de este trabajo; se recomienda previo al sacar la bomba,
bombear una píldora gelificada con propiedades tixotrópicas que va
colocada en frente de la formación, esto se lo hace con el objetivo de no
perder fluido en el interior y el revestidor no colapse.
147
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
· API Specification 5CT (2004). Specifications for Casing and Tubing.
Washington, DC: American Petroleum Institute.
· Baker Oil Tools, TECH FACTS Engineering Handbook, Technical
information for completions Workovers & Fishing.
· Bourgoyne Jr., Adam, Keith K. Millheim, Martin E. Chenevert, Young, Jr.
(1984) Applied Drilling Engineering, Volumen 2, Richardson, TX USA.
· Ferlt, W.H (1976). Abnormal Formation Pressures. Amsterdam, Oxford,
New York: Elsevier Scientific Publishing Co.
· Jorge Dueñas, (2008). Tuberías de Revestimiento. (Quito-Ecuador).
· Molero J., (2012). Diseño de Revestidores, Buenas Tareas,
http://www.buenastareas.com/ensayos/Dise%C3%B1o-De
Revestidores/5954060.html.
· Randy Smith, Training Schools, (2012). Well Control.
· Schlumberger. Casing Design Manual. Houston.
· TEG G. BYRON, (2007) Casing and Liners for Drilling and Completion;
design and application.
· TENARIS-SIDERCA; Manual de Selección de Casing; Buenos Aires; 2004.
· Terzaghi, K., and R.B.Peck. (1948). Theoretical Soil Mechanics in
Engineering Practice. New York: John Wiley and Sons.
148
· ZABA & DOMERTY, Practical Petroleum Engineers; Handbook; Fourth
Edition.
149
ANEXOS
150
1ANEXO No 1 DIMENSIONES Y PROPIEDADES MÍNIMAS DE RENDIMIENTO DE LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTO.
ANEXO No 1
DIMENSIONES Y PROPIEDADES MÍNIMAS DE
RENDIMIENTO DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
FUENTE: Baker Oil Tools. ELABORACIÓN: BAKER HUGHES
181
2ANEXO No 2 DIAGRAMA MECÁNICO DE LOS POZOS ANALIZADOS
ANEXO No 2
DIAGRAMA MECÁNICO DE LOS POZOS ANALIZADOS
182
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
RIG-H&P 117
WELL NAME: DATE:
GL (ft): 749.948
K.B. (ft): 781.29
KB - GL (ft): 31.3
Inicio Perforacion : 03-NOVEMBER-2011
Fin de Perforacion : 26-NOVEMBER-2011
CABEZAL JMP:
Sección "B" : CPTDC JMP 11" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0013
Sección "A" : CPTDC JMP 13 3/8" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0015
105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 20"
2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC
KOP @ 300' MD / TVD
MAX. DESVIACION: DIRECTIONAL WELL 55.4° @ 11112' MD/ 7978' TVD
COORDENADAS SUPERFICIAL:
Longitud: W 76° 23' 7.017"
Latitud: S 0° 6' 46.344"
CASING COLLAR:5402 ' MD/ 4964' TVD
SURFACE CASING 13-3/8"
CASING SHOE:5445' MD/ 4938' TVD 149jts 68 lb/ft, K-55, BTC
TOP OF LINER : 9347' MD / 7068' TVD
CASING COLLAR:9557' MD/ 7180' TVD
CASING SHOE:9600' MD/ 7199' TVD INTERMEDIATE CASING 254jts 9 5/8" N-80 47# PPF,BTC
7" LINER 43 JTS , 26# , p110,BTC
COLLAR : 11027' MD / 7935' TVDSHOE: 11112' MD / 7977' TVD
WELL BORE SCHEMATIC
COLIBRI 1 LOCATION: MAHOGANY / CELLAR 9 3/Nov/10
5
10,003' - 10,796' MD
5
183
SURFACE LOCATION: 9986711.025 mN
343417.024 mE
Maximum well deviation: 60.94° @ 10167 ft MD / 7537 ft TVD
20" Conductor @ 118 ft MD / 118 ft TVD
J-55, 94 ppf, 19.1" ID
KOP @ 600 ft MD / 600 ft TVD
Cement class "A", Lead @ 13.5 ppg
Top of lead: surface (439 bls) - yield 1.65 cft/sx
13 3/8" Surface Csg @ 5,976 ft MD / 5,242 ft TVD
Cement class "A", Tail @ 15.8 ppg 156 jts, 68 ppf, K-55, BTC
Top of tail: 4,976 ft MD (93 bls) - yield 1.14 cft/sx Inclination at shoe: 51.7º
Cement class "A", Lead @ 13.5 ppg
Top of lead: 4,976 ft MD (300 bls) - yield 1.65 cft/sx
SET. SLEEVE W/ 20' FT 7.375'' ID PBR EXT @ 9,815 ft MD / 7,350 ft TVD
TORXS (Liner Hanger Packer 7" x 9 5/8") @ 9,835 ft MD / 7,361 ft TVD
9 5/8" Production Csg @ 10,047 ft MD / 7,475 ft TVD
Cement class "A", Tail @ 15.8 ppg 269 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Top of tail: 9,047 ft MD (84 bls) - yield 1.13 cft/sx Inclination at shoe: 57.8º
Cement class "G", VersaCem Lead @ 15.8 ppg
Top of lead: 9,815 ft MD (22 bls) - yield 1.17 cft/sx
7" CAT (10 ft) @ 10,434 ft MD / 7,674 ft TVD
7" CAT (10 ft) @ 10,717 ft MD / 7,819 ft TVD
Abandon Plug @ 11,060 ft MD / 7,994 ft TVD
Cement class "G", ExpandaCem Tail @ 17.0 ppg
Top of tail: 10,041 ft MD (41 bls) - yield 1.07 cft/sx 7" Production Csg @ 11,160 ft MD / 8,048 ft TVD
36 jts, 26 ppf, C-95, BTC
Inclination at shoe: 55.4º
Cement class "G", Abandon Tail @ 15.8 ppg Abandon Plug @ 12,140 ft MD / 8,718 ft TVD
Remarks: 6 1/8" Hole Section
"J" profile w ell
All depths stated relative to RT TD: 12,640 ft MD / 9,112 ft TVD
Spud w ell on Aug 21st, 2011 @ 18:00
Rig Released on Oct 06th, 2011 @ 18:00
GCGL ELEV:
6-Oct-11
36.6
ANDESPETROLEUMCURRENT DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: ESPERANZA 01 LOCATION: DATE: Sonia A Pad, cellar 8
Flu
id in
wel
lbor
e: B
rine
@ 8
.4 p
pg
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:772.41
Wellhead Info (STREAMFLO)
To be installedC Section
13 5/8"x11"x5M - JMP
13 3/8"x13 5/8"x5M - JMP
B Section
809.01
184
ANDES PETROLEUM LTD.
CHORONGO ESTE 1
Diagrama del Pozo
20" Conductor
115 ft MD 115 ft TVDOD = 20" ID = 19.124"
94 lb/ft Grade K-55
13 3/8" Casing
5092 ft MD 4700 ft TVD
OD = 13 3/8" ID = 12.415"
68 lb/ft Grado K-55
Inclination: 12.35°
9 5/8" Casing7555 ft MD 7148 ft TVD
OD = 9 5/8" ID = 8.681"
250 FT Overlap 47 lb/ft Grado N-80
Inclination: 0°
7" Liner
9162 ft MD 8755 ft TVD
OD = 7" ID = 6.276"
26 lb/ft Grado C-95
Inclination: 0°
185
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
RIG-H&P 117
WELL NAME: DATE:GL (ft): 749.948
K.B. (ft): 781.29
KB - GL (ft): 31.3
Inicio Perforacion : 27-NOVEMBER-2012Fin de Perforacion : 13-diciembre-2012
CABEZAL JMP:
Sección "B" : CPTDC JMP 11" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0013
Sección "A" : CPTDC JMP 13 3/8" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0015
105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 20"2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC
MAX. DESVIACION: DIRECTIONAL WELL 31.82° @2445'' MD/ 2361' TVD
COORDENADAS SUPERFICIAL:
Longitud: W 76° 23' 48.149"
Latitud: S 0° 5' 12.31"
SURFACE CASING 13-3/8"CASING SHOE: 5577' MD/ 149 jts 68 lb/ft, K-55, BTC
TOP OF LINER:7537' MD /7230'TVD
OVERLAP 267'
INTERMEDIATE CASING 210 jts 9 5/8" N-80 47# PPF,BTC
CASING 9 5/8"COLLAR: 7704'CASING 9 5/8" SHOE: 7783'
7" LINER 51 JTS , 26# , p110,BTC
COLLAR : 9399' MD / 9115' TVDSHOE: 9480' MD / 9150' TVD
WELL BORE SCHEMATIC
esperanza norte 1 LOCATION: MAHOGANY / CELLAR 7 13/Dec/10
5
10,003' - 10,796' MD
5
186
187
RIG-H&P 117
WELL NAME: DATE:GL (ft): 759.66
K.B. (ft): 791
KB - GL (ft): 31.3
Inicio Perforacion : 30 DE MARZO 2013Fin de Perforacion : 24 DE APRIL 2013
CABEZAL JMP:
Sección "B" : CPTDC JMP 11" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0013
Sección "A" : CPTDC JMP 13 3/8" x 13 5/8"" x 5000 psi S/N 2011B0015
105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 20"2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC
SURFACE CASING 13-3/8"CASING SHOE: 6235' MD 165 jts 68 lb/ft, K-55, BTC
4983' TVD
OVERLAP 225'
INTERMEDIATE CASING 262 jts 9 5/8" N-80 47# PPF,BTC
TOP OF CEMENT PLUG @ 10,361' APROX
7" LINER 17 JTS , 26# , P110,BTC SHOE: 10461' MD / 7239' TVD
6 1/8" hole drilled
Total Depth 11571' MD/ 8131' TVD
MAX. DESVIACION: DIRECTIONAL WELL 56.19° @6119''
MD/4971'TVD
FLOAT COLLAR' MD 6157'
TOP OF LINER:7728' MD /5906' TVD
CASING 9 5/8" SHOE: 9953' MD / 7068' TVD
CAT 7" 10120'/10134'
WELL BORE SCHEMATIC
MARIAN 4A-12 LOCATION: MARIAN / CELLAR 11 24/Apr/13
BAKER TORXS
5
5
188
20" Csg, 94 ppf, J-55, R-3(Already set)
±250 ft Over Lap 9 5/8" Csg, 47 ppf, N-80, BTC6,235' MD / 6,000' TVDInclination at shoe: 17.2º
7" Liner, C95, 26 ppf, BTC8,978 - ± 5,985' MD / 8,643' TVDInclination at shoe: 6.5º
WELLBORE DIAGRAMFANNY 18B - 141
189
SURFACE LOCATION: 9,982,481.62 mN
353,689.04 mE
Maximum well deviation: 27.71° @ 6,148 ft MD / 5,641 ft TVD
20" Conductor @ 118 ft MD / 118 ft TVD
2 jts, 94 ppf, J-55, ERW
KOP @ 300 ft MD / 300 ft TVD
Cement class "A", Lead @ 13.5 ppg
Top of lead: Surface (373 bls) - yield 1.66 cft/sx
TOL (Versaflex 7.75'' ID) @ 6,318 ft MD / 5,792 ft TVD
HAL (Versaflex Liner Hanger Packer 7''x 9.625'') @ 6,329 ft MD / 5,802 ft TVD
9 5/8" Surface Csg @ 6,574 ft MD / 6,021 ft TVD
Cement class "A", Tail @ 15.8 ppg 175 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Top of tail: 5,574 ft MD (70 bls) - yield 1.13 cft/sx Inclination at shoe: 27º
Cement class "G", Lead @ 15.8 ppg 7" Production Csg
Top of lead: 6,318 ft MD (70 bls) - yield 1.16 cft/sx 83 jts, 26 ppf, P-110, BTC
CAT @ 9,144 ft MD / 8,373 ft TVD (10 ft length)
Pup jt @ 9,154 ft MD / 8,383 ft TVD (20.21 ft length)
Float Collar @ 9,439 ft MD / 8,656 ft TVD
Cement class "G", Tail @ 17.0 ppg Float Shoe @ 9,518 ft MD / 8,732 ft TVD
Top of tail: 7,818 ft MD (70 bls) - yield 1.06 cft/sx Inclination at shoe: 14.9º
TD: 9,520 ft MD / 8,734 ft TVD
Flu
id in
wel
lbor
e: fr
esh
wat
er @
8.3
2 pp
g
ANDESPETROLEUMCURRENT DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: FANNY 18B-142 LOCATION: DATE: TARAPOA 2 Pad, cellar 11GCGL ELEV:
17-Aug-11
36.6 ftPrepared by:
A Section 9 5/8"x11"x3M - V Pacif
737.46 ft
RT ELEV:
To be installedB Section
774.064 ft
Wellhead Info (STREAMFLO)
To be installedC Section
RT:
190
SURFACE LOCATION: 9984282.28 mN
356890.79 mE
Maximum well deviation: 34.21° @ 7399 ft MD / 6693 ft TVD
20" Conductor @ 108 ft MD / 108 ft TVD
J-55, 94 ppf, 19.1" ID
KOP @ 700 ft MD / 700 ft TVD
TIW Tol (Liner Hanger Packer 7" x 9 5/8") @ 6,290 ft MD / 5,763 ft TVD
9 5/8" Production Csg @ 6,592 ft MD / 6,016 ft TVD
174 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 33.23º
CAT 9,300 - 9310 ft MD
Landing Collar @ 9,506 ft MD /8,550 ft TVD
Float Shoe @ 9,588 ft MD / 8,628 ft TVD
7" Production Csg @ 9,600 ft MD / 8,639 ft TVD
83 jts,26 ppf, C-95, BTC
Inclination at shoe: 17.72º
TD: 9,600 ft MD / 8,639 ft TVD
ANDESPETROLEUMCURRENT DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: CHORONGO 2 LOCATION: CHORONGO Pad, cellar 2 DATE: 23-Jan-12GL ELEV: 731.95 Prepared by: DS
RT: 36.6
RT ELEV: 768.55
Wellhead Info (JMP)
C Section To be installed
B Section 13 5/8"x11"x5M - JMP
A Section 13 3/8"x13 5/8"x5M - JMPF
luid
in w
ellb
ore:
fres
h w
ater
@ 8
.4 p
pg
191
SURFACE LOCATION: N 9984441.58 m
E 360290.96 m
Maximum well deviation: 30.60° @ 5090.28 ft MD / 4750.65 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.41" ID
KOP @ 600 ft MD / 600 ft TVD
9-5/8" casing surface section )
Lead slurry cement class A (451 bbls, 13.5 ppg)
Tail slurry cement class A (73 bbls, 15.8 ppg)
Top of Tail @ 6740 ft
13 Centek Centralizers
KOP 2 @ 7262 ft MD / 6668 ft TVD
TOL @ 7576 ft MD (Inclination 22.37°)
( TIW x-pak Expandable Liner Hanger )
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 7740 ft MD / 5961.49 ft TVD
205 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 22.40º
( 7" casing production section)
Lead slurry Versacem (25 bbls, 15.8 ppg)
Tail slurry ExpandaCem (47 bbls, 16.5 ppg)
Top of Tail @ 7576 ft
22 Centek Centralizers
Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 8728 ft MD
"S" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 8770 ft MD
All depths stated relative to RT Top of f lag pup joint @ 8445 ft
Spud w ell on March 08/2012 @ 21:00 Top of Cat Packer @ 8431 ft
Rig Released on March 23/2012 @ 24:00 30 jts, 26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 12.60º
TD: 8,770 ft MD / 8090 ft TVD
CSRT: 31.3
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: MARIANN # 37 D LOCATION: MARIANN 5-8 PAD, CELLAR # 15 DATE: 23/03/2012
B Section
GL ELEV: 730.54 Prepared by:
RT ELEV: 761.87
Wellhead JMP modified
C Section To be installed
A Section
Flu
id in
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lbor
e: W
ater
trea
ted
with
bio
cide
and
cor
rosi
on in
hibi
tor
A&B Section MTB - 13,5/8"x13,5/8"x9,5/8"x3M
192
SURFACE LOCATION: N 9981631.476 m
E 361139.196 m
Maximum well deviation: 34.02° @ 5654.70 ft MD / 5038.62 ft TVD
6 jts of 13 3/8" Conductor @ 215 ft MD / 215 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.41" ID
KOP @ 215 ft MD / 215 ft TVD
KOP 2 @ 700 ft MD / 698 ft TVD
9-5/8" casing surface section )
Lead slurry cement class A (467 bbls, 13.5 ppg)
Tail slurry cement class A (73 bbls, 15.8 ppg)
Top of Tail @ 6600 ft
13 Centek Centralizers
TOL @ 7781 ft MD (Inclination 27.17°)
( TIW x-pak Expandable Liner Hanger )
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 7990 ft MD / 7040.49 ft TVD
211 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 26.40º
( 7" casing production section)
Lead slurry Versacem (22 bbls, 15.8 ppg)
Tail slurry ExpandaCem (46 bbls, 16.5 ppg)
Top of Tail @ 7781 ft
18 Centek Centralizers
Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 9110 ft MD
"J" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 9152 ft MD
All depths stated relative to RT Top of f lag pup joint @ 8781 ft
Spud w ell on April 26/2012 @ 12:00 Top of Cat Packer @ 8809 ft
Rig Released on May 08/2012 @ 12:00 34 jts, 26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 24.00º
TD: 9,152 ft MD / 8090 ft TVD
A Section
Flu
id in
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lbor
e: W
ater
trea
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with
bio
cide
and
cor
rosi
on in
hibi
tor
A&B Section MTB - 13,5/8"x13,5/8"x9,5/8"x3M
B Section
GL ELEV: 730.54 Prepared by:
RT ELEV: 761.87
Wellhead drillex modified
C Section To be installed
CSRT: 31.3
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: MARIANN # 36 D LOCATION: MARIANN 9 PAD, CELLAR # 09 DATE: 8-May-12
193
SURFACE LOCATION: N 9982460.5 m
E 350831.91 m
Maximum well deviation: 33.62° @ 5999 ft MD / 5858.75 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD
K-55, 94 ppf, BTC
(13-3/8" casing Cconductor )
Cement Standard class "A"
(9-5/8" casing section)
Lead slurry cement class A (254 bbls, 14.0 ppg)
Tail slurry cement class g (84 bbls, 17.0 ppg)
Top of Tail @ 6500' ' f t
13 Centek Centralizers
TOL @ 6302.46 ft MD
TIW.. Expandable Liner Hanger, P-110)@ 6302.49'
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6500' ft MD / 6289.50' ft TVD
CAT de 7" tope 8224.30' BASE 8237.75' 172 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 30.5º
(7" casing section)
Lead slurry Versacem (33 bbls, 15.8 ppg)
Tail slurry ExpandaCem (64 bbls, 16.5 ppg)
Top of Tail @ 8452.47'ft
25 Centek Centralizers
Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 8530'ft MD
"S" profile w ell 7" Production Csg Shoe @8530' ft MD L COLLAR @ 8452.27'
All depths stated relative to RT 56 jts, 26 ppf, P-110, BTC
Rig Released on mayo 21th, 2012 @ 04:00
TD: 8,534' ft MD / 8052 ft TVD
Flu
id in
wel
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e: W
ater
trea
ted
with
bio
cide
and
cor
rosi
on in
hibi
tor
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:746.85
Wellhead JMP multibowl
To be installedC Section
13 5/8" x 11 x 9 5/8" 5M-JMP
13 3/8" SOW x 13 5/8" x 5M
B Section
783.45
GL ELEV:
20/5/2012
36.6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: MARIANN 35 LOCATION: DATE: Mariann 9 pad, cellar 10
194
SURFACE LOCATION: N 9981628.03 m
E 361140.40 m
Maximum well deviation: 35.91° @ 7229.00 ft MD / 6943.70 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.41" ID
KOP @ 300 ft MD / 300 ft TVD
9-5/8" casing surface section )
Lead slurry cement class A (364 bbls, 13.5 ppg)
Tail slurry cement class A (73 bbls, 15.8 ppg)
Top of Tail @ 5600 ft
13 Centek Centralizers
TOL @ 6214 ft MD (Inclination 32.17°)
( WTF truform Expandable Liner Hanger )
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6440.0 ft MD / 6283.50 ft TVD
169 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 29.12º
( 7" casing production section)
Lead slurry Versacem ( 35 bbls, 15.8 ppg)
Tail slurry ExpandaCem ( 80 bbls, 16.5 ppg)
Top of Tail @ 6740 ft
29 Centek Centralizers
Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 8486 ft MD
"J" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 8569 ft MD
All depths stated relative to RT
Spud w ell on May 21/2012 @ 14:30 Top of Cat Packer @ 8195 ft
Rig Released on Jun 03/2012 @ 24:00 61 jts, 26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 22.49º
TD: 8,579 ft MD / 8130 ft TVD
CSRT: 31.3
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: MARIANN # 39 D LOCATION: MARIANN 9 PAD, CELLAR # 08 DATE: 3-Jun-12
B Section
GL ELEV: 730.54 Prepared by:
RT ELEV: 761.87
Wellhead JMP modified
C Section To be installed
A Section
Flu
id in
wel
lbor
e: 9
.9 P
PG
MU
D
A&B Section MTB - 13,5/8"x13,5/8"x9,5/8"x3M
195
SURFACE LOCATION: N 9977480.50 m
E 354099.03 m
Maximum well deviation: 41.69° @ 8175 ft MD / 7762 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD
K-55, 94 ppf, BTC
(13-3/8" casing Cconductor )
Cement Standard class "A"
(9-5/8" casing section)
Lead slurry cement class A (254 bbls, 14.0 ppg)
Tail slurry cement class g (84 bbls, 17.0 ppg)
Top of Tail @ 5373 ' f t
13 Centek Centralizers
TOL @ 6099 ft MD
TIW Expandable Liner Hanger, P-110) @ 6099'
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6373' ft MD / 6215' ft TVD
155 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 17.5º
(7" Liner section)
Lead slurry Versacem (33 bbls, 15.8 ppg)
Tail slurry ExpandaCem (64 bbls, 16.5 ppg)
Top of Tail @ 8385'
20 Centek Centralizers
7" CAT @ 9152' TOP
Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 9301'ft MD
"J" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 9385' MD
All depths stated relative to RT 80 jts, 26 ppf, P-110, BTC
Rig Released on July 21th, 2012 @ 24:00
TD: 9385' ft MD / 8774 ft TVD
INC: 25.6° AZM: 239°
Flu
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lbor
e: W
ater
trea
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with
bio
cide
and
cor
rosi
on in
hibi
tor
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:740.81
Wellhead JMP multibowl
To be installedC Section
13 5/8" x 11 x 9 5/8" 5M-JMP
13 3/8" SOW x 13 5/8" x 5M
B Section
772.15
GL ELEV:
1-Oct-13
31.3
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: FANNY 18B-150 LOCATION: DATE: Fanny 50 Pad, cellar 8
196
SURFACE LOCATION: N 9982460.5 m
E 350831.91 m
Maximum well deviation: 37.75° @ 3011.54 ft MD / 2780.47 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID
KOP @ 510 ft MD / 510 ft TVD
(13-3/8" casing section)
Cement Standard class "A"
(47 bbls slurry, 15.8 ppg)
KOP 2 @ 4496 ft MD / 3980 ft TVD
(9-5/8" casing section)
Lead slurry cement class A (374 bbls, 13.5 ppg)
Tail slurry cement class A (73 bbls, 15.8 ppg)
Top of Tail @ 5585 ft
15 Centek Centralizers
TOL @ 6313.22 ft MD (Inclination 2.37°)
(Weatherford Expandable Liner Hanger, P-110)
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6585 ft MD / 5961.49 ft TVD
174 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 0.70º
(7" casing section)
Lead slurry Versacem (86 bbls, 15.8 ppg)
Tail slurry ExpandaCem (81 bbls, 16.5 ppg)
Top of Tail @ 7806 ft
28 Centek Centralizers
Remarks: Landing Collar Depth (PBTD) @ 9149.79 ft MD
"S" profile w ell 7" Production Csg Shoe @ 9233 ft MD
All depths stated relative to RT Top of f lag pup joint @ 8109.06 ft
Spud w ell on Jan 27th, 2012 @ 00:00 Top of Cat Packer @ 9062.46 ft
Rig Released on Feb 11th, 2012 @ 14:00 74 jts, 26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 0.89º
TD: 9,250 ft MD / 8626 ft TVD
Flu
id in
wel
lbor
e: W
ater
trea
ted
with
bio
cide
and
cor
rosi
on in
hibi
tor
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:746.85
Wellhead JMP modified
To be installedC Section
13 5/8" x 11 x 5M-JMP
9 5/8" SOW x 13 5/8" x 5M
B Section
783.45
RBGL ELEV:
30/1/2012
36.6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: FANNY 18B-139 LOCATION: DATE: Tucan pad, cellar 5
197
SURFACE LOCATION: N 9982425.102 m
E 353699.483 m
Maximum well deviation: 35.68° at 3824 ft MD / 3499.96 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 108 ft MD / 108 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID
KOP @ 400 ft MD / 400 ft TVD
13-3/8" casing section
Cement Standard class "A"
(47 bbls slurry, 15.8 ppg)
9-5/8" casing section
Cement Standard class "A"
(457 bbls lead slurry, 13.5 ppg / 78 bbls tail slurry, 15.8 ppg)
TOL @ 6720 ft MD (Inclination 34.28°)
(TIW Expandable Liner Hanger X-PAC)
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 7010 ft MD
185 jts, 47 ppf, N-80, BTC
7" Liner Inclination at shoe: 34.41º
Cement Standard class "A"
(93 bbls lead slurry, 15.8 ppg / 90 bbls tail slurry, 17 ppg)
Marker joint @ 8556 - 8547 ft
Landing Collar Depth (PBTD) @ 9906 ft MD
7" Production Csg Shoe @ 9988 ft MD
86 jts, + pup joint 26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 26.95º
TD: 9,988 ft MD / 8670 ft TVD
FA/JVGL ELEV:
26/3/2012
36.6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: FANNY 18B-147 LOCATION: DATE: Tarapoa 2 pad, cellar 12
Flu
id in
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e: F
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Wat
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eate
d w
ith b
ioci
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nd c
orro
sion
inhi
bito
r
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:746.85
Wellhead JMP modified
To be installedC Section
13 5/8" - 5M x 11" - 5M
9 5/8" SOW x 13 5/8" - 5M
B Section
783.45
198
SURFACE LOCATION: N 9982487.35 m
E 353706.45 m
Maximum well deviation: 42.35° @ 8234 ft MD / 7196.16 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 105 ft MD / 105 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID
(13-3/8" casing section)
Cement Standard class "A"
(30 bbls slurry, 15.8 ppg)
KOP @ 3637 ft MD / 3636 ft TVD
(9-5/8" casing section)
Cement Standard class "A"
(346 bbls lead slurry, 13.5 ppg / 73 bbls tail slurry, 15.8 ppg)
TOL @ 6034 ft MD
(Halliburton - Expandable Liner Hanger "Versaflex")
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6179 ft MD
163 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 12.41º
Marker joint @ 7597ft - 7588 ft
Landing Collar Depth (PBTD) @ 9001 ft MD
7" Liner Float Collar Depth (PBTD) @ 9040 ft MD
Cement Standard class "A" 7" Production Csg Shoe @ 9079 ft MD
( 66 bbls lead slurry, 15.8 ppg / 94 bbls tail slurry, 17 ppg) 77 jts, + 2pup joint 26 ppf, P-110, BTC + 1 CAT 8771' ft -8757' ft
Inclination at shoe: 39.16º
TD: 9,081.32 ft MD / 8,622.84 ft TVD
Flu
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Wat
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orro
sion
inhi
bito
r
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:746.85
Multibowl Wellhead CTPDC modified
To be installedC Section
B Section
783.45
13 3/8" x 9 5/8" x 13 5/8" 3M
Side Track @ 6195 ft MD
JV/FAGL ELEV:
10-May-12
36.6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: FANNY 18B-146 ST-1 LOCATION: DATE: Tarapoa 2 pad, cellar 14
199
SURFACE LOCATION: N 9982486.228 m
E 353702.966 m
Maximum well deviation: 29.13° @ 2318 ft MD / 2213.39 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 106 ft MD / 106 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID
KOP @ 400 ft MD / 400 ft TVD
(13-3/8" casing section)
Cement Standard class "A"
(45 bbls Tail slurry, 15.8 ppg)
(9-5/8" casing section)
Cement Standard class "A"
(381 bbls lead slurry, 13.5 ppg / 70 bbls tail slurry, 15.8 ppg)
TOL @ 6457 ft MD (Inclination 27.40°)
(TIW - Expandable Liner Hanger "X - PAK")
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6700 ft MD FLOAT COLLAR 6660' pies
177 jts, 47 ppf, N-80, BTC
Inclination at shoe: 27.95º
7" Liner
Cement Standard class "A"
(65 bbls lead slurry, 15.8 ppg / 95 bbls tail slurry, 17 ppg)
Marker joint @ 8134 - 8140 ft MD
CAT top @ 9168 ft MD - Bottom @ 9181 ft. MD
Landing Collar Depth (PBTD) @ 9333 ft MD
7" Production Csg Shoe @ 9410 ft MD
77 jts, + pup joint 26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 17.76º
TD: 9,417 ft MD / 8,616.94 ft TVD
JV/FAGL ELEV:
25-May-12
36.6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: FANNY 18B-148 LOCATION: DATE: Tarapoa 2 pad, cellar 13
Flu
id in
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e: F
resh
Wat
er tr
eate
d w
ith b
ioci
de a
nd c
orro
sion
inhi
bito
r
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:746.85
Multibowl Wellhead CTPDC modified
To be installedC Section
B Section
783.45
13 3/8" x 9 5/8" x 13 5/8" 3M
200
201
SURFACE LOCATION: N 9989799.65 m
E 353702.37 m
Maximum well deviation: 29.46° at 8328 ft MD / 7615 ft TVD
2 jts of 13 3/8" Conductor @ 108 ft MD / 108 ft TVD
K-55, 68 ppf, BTC 12.515" ID
KOP @ 400 ft MD / 400 ft TVD
13-3/8" casing section
Cement Standard class "A"
(47 bbls slurry, 15.8 ppg)
9-5/8" casing section
Cement Standard class "A"
(457 bbls lead slurry, 13.5 ppg / 78 bbls tail slurry, 15.8 ppg)
TOL @ 6354 ft MD (Inclination 25.75°)
(TIW Expandable Liner Hanger X-PAC)
9 5/8" Surface Csg Shoe @ 6595 ft MD
47 ppf, N-80, BTC
7" Liner Inclination at shoe: 22.61º
Cement Standard class "A"
(65 bbls lead slurry, 15.8 ppg / 80 bbls tail slurry, 17 ppg)
Landing Collar Depth (PBTD) @ 9519 ft MD
7" Production Csg Shoe @ 9600 ft MD
26 ppf, P-110, BTC
Inclination at shoe: 21º
TD: 9,600 ft MD / 8796 ft TVD
Flu
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wellb
ore
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r tr
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itor
RT:RT ELEV:
A Section
Prepared by:746.85
Wellhead JMP modified
To be installedC Section
13 5/8" - 5M x 11" - 5M
9 5/8" SOW x 13 5/8" - 5M
B Section
783.45
FA/JVGL ELEV:
19-Nov-12
36.6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.FINAL DOWN HOLE SCHEMATIC
WELL NAME: DORINE NORTE 1 LOCATION: DATE: Dorine North pad, cellar 1
202
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
RIG-H&P 117
WELL NAME: DATE:GL (ft): 755.38
K.B. (ft): 786.72
KB - GL (ft): 31.3
Inicio Perforacion : 13-FEBRERO-2013Fin de Perforacion : 04-MARZO-2013
CABEZAL:
SECCIÓN "A" JMP MODIFIED FROM VÁLVULAS DEL PACÍFICO
CONDUCTOR: 13 3/8" 2 jts, K-55, 68 lbs/ft, BTC
105' PIES
MAX. INCLINATION: DIRECTIONAL WELL 34° @ 5638' MD/ 5198' TVD
SURFACE COORDINATES:
Longitud: 76° 22' 27.981 W
Latitud: 0° 9' 29.799 S
6564,79 FT Top of liner SURFACE CASING: 9-5/8"(TIW XPAK EXPANDABLE Liner Hanger) 185 jts, N80, 47 lbs/ft, BTC
SHOE TD = 6803 FT COLLAR TD = 6700 FT
7" PRODUCTION LINER, C-95 26#, BTC , 85 JOINTS
LANDING COLLAR : 9807' MD
TD: 9890 FT MD / 8885 FT TVD
INC: 18,23º / Az: 57,58°
WELL BORE SCHEMATIC
Dorine 81 LOCATION: DORINE / CELLAR 07 1/Oct/13
5
5
203
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
RIG-H&P 117
WELL NAME: DATE:GL (ft):K.B. (ft):KB - GL (ft):
Inicio Perforacion : 25 DE ABRIL 2013Fin de Perforacion : 15 DE MAYO 2013
CABEZAL JMP:
Sección "B" : CPTDC JMP 11" x 13 5/8"" x 3000 psi
Sección "A" : CPTDC JMP 9 5/8" x 13 5/8" x 3000 psi
105' MD/ 105' TVD CONDUCTOR CASING 13 3/8"2 jts 94 lb/ft, J-55, BTC
SURFACE CASING 9 5/8" N-80; 47 lb/ftCASING SHOE: 6545' MD
7" LINER, 26# , P110, BTC LANDING COLLAR : 8709' MD FLOAT COLLAR @ 8748'SHOE: 8791' MD / 8238' TVD
Total Depth 11,571 tf MD
TOP OF LINER: 6302' MD / 6268' TVD
WELL BORE SCHEMATIC
MARIANN 4A-14 LOCATION: MARIANN / CELLAR 12 15/May/13
MAX. DESVIACION: 46.93° @ 7607' MD / 7327' TVD
5
5
204
Fuente: Andes Petroleum Ecuador LTD. Elaboración: Andes Petroleum Ecuador Limited.
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