UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

EVALUACIÓN TÉCNICA – ECONÓMICA DE LA

PERFORACIÓN DE POZOS DE LARGO ALCANCE EN EL CAMPO AUCA DEL ORIENTE ECUATORIANO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

BERLANDO LAGUERRE

DIRECTOR: ING. VICTOR PINTO TOSCANO

Quito, Enero 2019

© Universidad UTE. 2019

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 175688972-9

APELLIDO Y NOMBRES: Berlando Laguerre

DIRECCIÓN: Eloy Alfaro N39-283 y José Puerta,

Sector Batán Alto.

EMAIL: berlandolaguerre509@gmail.com

TELÉFONO FIJO: (02) 602 3583

TELÉFONO MOVIL: 0992845284

DATOS DE LA OBRA

TITULO:

Evaluación Técnica – Económica de la perforación de pozos de largo alcance

en el campo Auca del Oriente Ecuatoriano.

AUTOR O AUTORES: Laguerre Berlando

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO DE TITULACIÓN: 14 de enero de 2019

DIRECTOR DEL PROYECTO DE TITULACIÓN: Ing. Victor Pinto Toscano

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de petróleos

RESUMEN: Mínimo 250 palabras

El presente estudio tuvo como objetivo realizar una evaluación técnica –económica de pozos de largo alcance en el campo Auca del Oriente Ecuatoriano. Mediante la información proporcionada por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) sobre pozos ya perforados en el campo, como son los historiales de perforación y completación, su producción, sus estados actuales y las lecciones aprendidas de perforación, se

realizó un análisis de las características estratigráficas y litológicas de las arenas productoras y de las propiedades de los fluidos del campo Auca para definir la viabilidad técnica del nuevo pozo. Se diseñaron programas de brocas, de revestidores y de cementación para cada una de las secciones a perforar y para determinar la máxima capacidad del pozo para producir fluidos (agua, gas y petróleo), se calculó el índice de productividad (IPR). El análisis económico se hizo a través de la comparación de los costos de perforación y completación de un pozo direccional tipo “S” o “J” con los de un pozo de largo alcance. Aunque éste reflejó una alza en los costos de construcción de los pozos, se obtuvo como resultados un incremento en la producción de 1296 BPPD para el pozo de largo alcance mientras que la producción de un pozo direccional es de 600 BPPD. El análisis derivado de esta alza de producción demostró que el proyecto es económicamente viable ya que se concluyó que existe una relación de costo-beneficio de 2.16 a 1, que significa que por cada unidad monetaria invertida se recuperará 2.16.

PALABRAS CLAVES: Perforación direccional, programa de perforación, alcance extendido, productividad.

ABSTRACT:

The objective of this study was to make a technical and economical evaluation of extended-reach wells in the Auca field of the Ecuadorian Oriente. With the information provided by the “Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero” (ARCH) about wells already drilled in the field, such as drilling and completion histories, production, current states and drilling lessons learned, the stratigraphic and lithological characteristics of the Auca Field producing sands were analyzed as well as its fluid properties in

order to define the technical feasibility of the new well. Drilling bit, casing and cementing programs were designed for each one of the sections to be drilled and in order to determine the ability of the reservoir to deliver fluids (water, gas and oil) to the wellbore, the productivity index (PI) was calculated. The economic analysis was carried out by comparing the drilling and completion costs of an "S” or "J”- type" directional well with those of an extended-reach well. Although the analysis reflected a rise in the wells construction costs, an increase in production of 1296 BOPD was obtained for the extended-reach well while the output for a directional well is just 600 BOPD. The analysis derived from this increase of production has shown that the project is economically viable and subsequently it was concluded that there is a cost-benefit ratio of 2.16 to 1, which means that for each monetary unit invested, we will get 2.16 in return.

KEYWORDS

Directional drilling, drilling program, extended-reach, productivity

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio Digital de la Institución.

f:____________________________________

Berlando Laguerre C.I. 1756889729

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, BERLANDO LAGUERRE, CI 175688972-9 autor del trabajo de titulación: Evaluación técnica – económica de la perforación de pozos de largo alcance en el campo Auca del Oriente Ecuatoriano previo a la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad UTE.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de titulación de grado para que sea integrado al Sistema Nacional de información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia del referido trabajo de titulación de grado con el propósito de generar un Repositorio que democratice la información, respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, 14 de enero de 2019

f:____________________________________

BERLANDO LAGUERRE

C.I. 1756889729

DECLARACIÓN

Yo BERLANDO LAGUERRE, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

f:____________________________________

BERLANDO LAGUERRE

C.I. 1756889729

CERTIFICACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de tutor, certifico que el presente trabajo de titulación que lleva por título Evaluación técnica – económica de la perforación de pozos de largo alcance en el campo Auca del Oriente Ecuatoriano para aspirar al título de INGENIERO DE PETRÓLEOS fue desarrollado por LAGUERRE BERLANDO, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y que dicho trabajo cumple con las condiciones requeridas para ser sometido a las evaluación respectiva de acuerdo a la normativa interna de la Universidad UTE.

f:____________________________________

ING. VICTOR PINTO

DIRECTOR DEL TRABAJO

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ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

2. METODOLOGÍA 7

2.1. ANÁLISIS DE POZOS VECINOS DE MEDIANO ALCANCE 7 2.1.1. SELECCIÓN DE LOS POZOS VECINOS 7 2.1.2. PROGNOSIS DE LA LITOLOGÍA A SER ATRAVESADA

POR EL POZO 8 2.1.3. MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO 8 2.1.4. UBICACIÓN PROPUESTA DEL POZO 8 2.1.5. ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE LAS PROPIEDADES

PETROFÍSICAS DE LA ARENA DE INTERÉS Y LAS ARENAS PRODUCTORAS SECUNDARIAS 9

2.2. PROGRAMA DE PERFORACIÓN 9 2.2.1. PROGRAMA DIRECCIONAL 9 2.2.2. PROGRAMA DE BROCAS 9 2.2.3. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN 10 2.2.4. DISEÑO DEL REVESTIMIENTO POR SECCIÓN 10 2.2.5. PROGRAMA DE CEMENTACION DEL POZO 12

2.3. DETERMINACIÓN DEL INCREMENTO DE APORTE DE PRODUCCIÓN DEL POZO 24

2.3.1. DISEÑO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 25 2.3.2. ANÁLISIS DE PARÁMETROS PARA SELECCIÓN DE LA

BOMBA 27 2.4. ANÁLISIS ECONÓMICO 28

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 29

3.1. SELECCIÓN DE POZOS VECINOS 29 3.1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROBLEMAS

OPERACIONALES DE LOS POZOS VECINOS POR SECCIÓN 29

3.2. PROGNOSIS DE LA LITOLOGÍA Y PROFUNDIDADES DE 30 LAS ZONAS DE INTERÉS 30

ii

PÁGINA

3.3. MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO Y UBICACIÓN DEL

POZO PROPUESTO 33 3.4. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL 34 YACIMIENTO 34 3.5. PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO PROPUESTO 35

3.5.2. PROGRAMA DE BROCAS 36 3.5.3. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN 38 3.5.4. DISEÑO DEL REVESTIMIENTO POR SECCIÓN 39 3.5.5. PROGRAMA DE CEMENTACIÓN 41

3.6. SELECCIÓN DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE 46 3.6.1. INCREMENTO DEL APORTE DE PRODUCCIÓN 46 3.6.2. DISEÑO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE 47 3.6.3. ANÁLISIS DE PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN

ÓPTIMA DE LA BOMBA 48 3.7. ANÁLISIS ECONÓMICO 49

3.7.1. PRESUPUESTO DE DE LA PERFORACIÓN DE POZOS DE LARGO ALCANCE 51

3.7.2. BALANCE GENERAL 55

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 56

BIBLIOGRAFÍA 57

ANEXOS 59

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ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Trayectoria de un pozo de alcance extendido altamente desviado 3

Figura 2. Correlación de registros eléctricos de pozos vecinos 31 Figura 3. Ubicación del pozo propuesto 33 Figura 4. Diagrama de revestidores del pozo ACAH-195H 45 Figura 5. Curva de IPR 47 Figura 6. Curva de desempeño bomba DN1800 /1 etapa 48

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ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Pozos vecinos de mediano alcance 8 Tabla 2. Secciones presentes de los pozos vecinos 8 Tabla 3. Propiedades petrofísicas del yacimiento Hollín 9 Tabla 4. Factores de seguridad campo Auca 10 Tabla 5. Pozos vecinos seleccionados 29 Tabla 6. Problemas presentados por sección durante la perforación,

información de pozos vecinos 30 Tabla 7. Profundidad de la estratigrafía esperada 32 Tabla 8. Arenas productoras presentes en el campo Auca 34 Tabla 9. Secciones de perforación 35 Tabla 10. Programa de brocas 38 Tabla 11. Fluidos utilizados por sección 39 Tabla 12. Resumen del programa de revestimiento 40 Tabla 13. Resultados de cementación de la sección conductora 42 Tabla 14. Resultados de cementación de la sección superficial 43 Tabla 15. Resultados de cementación de la sección intermedia 44 Tabla 16. Resultados de cementación de la sección tubería corta 45 Tabla 17. Presiones de fondo fluyente para obtención de caudales 46 Tabla 18. Resultado de índice de productividad 47 Tabla 19. Datos de la arena Hollín 47 Tabla 20. Resultados del cálculo de la bomba electrosumergible 48 Tabla 21. Resumen de los costos de preforacion y completación de

pozos 49 Tabla 22. Resumen de ingreso neto por barril 50 Tabla 23. Presupuesto de la perforación del pozo horizontal de largo

alcance ACAH-195H 51 Tabla 24. Presupuesto de la perforación del pozo direccional con las

mismas profundidades 52 Tabla 25. Presupuesto de completación del pozo horizontal 53 Tabla 26. Presupuesto de completación del pozo direccional 54 Tabla 27. Ahorro de la propuesta por año 55

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ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA ANEXO 1. Ubicación del bloque Auca 59 ANEXO 2. Tablas de dimensiones para revestimiento de 20 pulgadas

del Red Book de Halliburton 60 ANEXO 3. Tablas de dimensiones para revestimiento de 13 3/8

pulgadas del Red Book de Halliburton 61 ANEXO 4. Tablas de dimensiones para revestimiento de 9 5/8

pulgadas del Red Book de Halliburton 62 ANEXO 5. Tablas de dimensiones para revestimiento de 7 pulgadas

del Red Book de Halliburton 63 ANEXO 6. Gráfico para cálculo de pérdida por fricción 64 ANEXO 7. Columna estratigráfica del campo Auca 65 ANEXO 8. Programa direccional 66 ANEXO 9. Ensamblaje de fondo de 16 pulgadas 67 ANEXO 10. Ensamblaje de fondo de 12 ¼ pulgadas 68 ANEXO 11.Ensamblaje de fondo de 8 ½ pulgadas 69 ANEXO 12. Configuración de la bomba electrosumergible en el

fondo del pozo 70

1

RESUMEN El presente estudio tuvo como objetivo realizar una evaluación técnica –económica de pozos de largo alcance en el campo Auca del Oriente Ecuatoriano. Mediante la información proporcionada por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) sobre pozos ya perforados en el campo, como son los historiales de perforación y completación, su producción, sus estados actuales y las lecciones aprendidas de perforación, se realizó un análisis de las características estratigráficas y litológicas de las arenas productoras y de las propiedades de los fluidos del campo Auca para definir la viabilidad técnica del nuevo pozo. Se diseñaron programas de brocas, de revestidores y de cementación para cada una de las secciones a perforar y para determinar la máxima capacidad del pozo para producir fluidos (agua, gas y petróleo), se calculó el índice de productividad (IPR). El análisis económico se hizo a través de la comparación de los costos de perforación y completación de un pozo direccional tipo “S” o “J” con los de un pozo de largo alcance. Aunque éste reflejó un alza en los costos de construcción de los pozos, se obtuvo como resultados un incremento en la producción de 1296 BPPD para el pozo de largo alcance mientras que la producción de un pozo direccional es de 600 BPPD. El análisis derivado de esta alza de producción demostró que el proyecto es económicamente viable ya que se concluyó que existe una relación de costo-beneficio de 2.16 a 1, que significa que por cada unidad monetaria invertida se recuperará 2.16. Palabras clave: Perforación direccional, programa de perforación, alcance extendido, Productividad.

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ABSTRACT The objective of this study was to make a technical and economical evaluation of extended-reach wells in the Auca field of the Ecuadorian Oriente. With the information provided by the “Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero” (ARCH) about wells already drilled in the field, such as drilling and completion histories, production, current states and drilling lessons learned, the stratigraphic and lithological characteristics of the Auca Field producing sands were analyzed as well as its fluid properties in order to define the technical feasibility of the new well. Drilling bit, casing and cementing programs were designed for each one of the sections to be drilled and in order to determine the ability of the reservoir to deliver fluids (water, gas and oil) to the wellbore, the productivity index (PI) was calculated. The economic analysis was carried out by comparing the drilling and completion costs of an "S” or "J”- type" directional well with those of an extended-reach well. Although the analysis reflected a rise in the wells construction costs, an increase in production of 1296 BOPD was obtained for the extended-reach well while the output for a directional well is just 600 BOPD. The analysis derived from this increase of production has shown that the project is economically viable and subsequently it was concluded that there is a cost-benefit ratio of 2.16 to 1, which means that for each monetary unit invested, we will get 2.16 in return. KEYWORDS: Directional drilling, drilling program, extended-reach, productivity

1. INTRODUCCIÓN

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1. INTRODUCCIÓN Los pozos de largo alcance se perforaron por primera vez en la década de 1990 haciendo referencia a pozos direccionales en los que el alcance horizontal (HR) perforado, logrado en la profundidad total (TD), excedía la profundidad vertical verdadera (TVD) en un factor mayor o igual a dos. La perforación de alcance extendido (ERD) resulta especialmente desafiante para la perforación direccional y requiere un proceso de planeación especial para construir el pozo. Desde la adopción del término, el ámbito de la perforación de alcance extendido se amplió y la definición, que ahora es más flexible, incluye a los pozos profundos con relaciones distancia horizontal-profundidad, o (H:V) inferiores a dos. La base de datos de pozos de largo alcance de la industria de perforación clasifica los pozos con creciente complejidad de construcción en pozos de alcance corto, intermedio, extendido y ultra-extendido (schlumberger, 2016).

Figura 1. Trayectoria de un pozo de alcance extendido altamente desviado (Schlumberger, 2016)

La complejidad de la construcción depende de muchos factores, entre ellos se encuentran la profundidad en el agua (para los pozos marinos), la capacidad del equipo de perforación, las restricciones geológicas y la profundidad vertical verdadera (TVD) (Cachumba, 2017). Uno de los primeros pozos de alcance extendido fue perforado en 1997 en el campo Wytch Farm en Inglaterra por la empresa British Petroleum. Ese pozo, con una sección horizontal de más de 10 km, alcanzó un record de

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producción de más de 20 000 barriles de petróleo por día y de esta manera British Petroleum sentó las bases para que otras empresas implementaran esta técnica innovadora y efectiva (Schlumberger, 2011). Actualmente, el pozo O-14 en el campo Chavyo al sur-este de Rusia mantiene el record del pozo más largo del mundo, con una profundidad medida (MD) de 44 291 pies (13 500 metros) y una sección horizontal de 39 478 pies (12 033 metros). Este pozo fue perforado por el consorcio Sakhalin, el cual mantiene registros de la mayor cantidad de pozos más largos a nivel mundial. El pozo O-14 desde sus inicios, ha recolectado aproximadamente 300 millones de barriles de petróleo y se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de su zona (Sakhalin Energy 2015). En Ecuador, la perforación de pozos petroleros en zonas poco accesibles sea por la ubicación o por temas ambientales sigue siendo un gran desafío para la producción de crudo del país. Sin contar el hecho de que los pozos de corto y medio alcance (aproximadamente hasta 9 800 pies) casi nunca logran brindar los resultados esperados por su navegación limitada en la zona de interés, la producción temprana de agua que conlleva a una temprana reducción del área de drenaje (Bustamante, 2017). Este estudio se realizó en el campo Auca, ubicado en el bloque 61 en la provincia de Francisco de Orellana al Nororiente del Ecuador. Ver anexo 1. El principal objetivo es analizar las ventajas de la perforación de pozos de largo alcance en el campo, y así proponer la implementación de esta tecnología en lugar de la perforación de pozos convencionales. La producción a partir de pozos de largo alcance permite alcanzar objetivos estuctural y estratigráficamente difíciles. Además de esta gran ventaja, permite navegar horizontalmente en zonas de interés hidrocarburífero, las cuales tienen buen espesor neto de pago, incrementando así el área de drenaje del pozo, por ende, optimizar el aporte del mismo y reducir la temprana llegada del agua en yacimientos con empuje hidráulico de fondo como tenemos en la mayoría de yacimientos productores de este campo (Cachumba, 2017). El campo Auca tiene una gran extensión geográfica; cuenta con varios yacimientos de interés a grandes profundidades, tienen espesores netos de pago que permiten la navegación entre la arena productora y cuentan con empujes hidráulicos como mecanismo de producción. Para determinar qué tan eficiente resulta esta técnica, se tomaron en cuenta varios factores como problemas encontrados por sección perforada, completación y pruebas iniciales y la producción de algunos pozos perforados (Bustamante, 2017).

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Los pozos de largo alcance pueden ser clasificados por su profundidad total verdadera (TVD) muy profunda o muy somera. En el primero de los casos, los pozos muy largos o de alcance ultra extendido, resultan muy complicados de perforar ya que experimentan grandes esfuerzos de torque y arrastre de la tubería, lo que puede provocar pega de tubería. Además, las presiones de circulación incrementan para compensar pérdidas por fricción y llenar el anular mientras se perfora. En cuanto a los pozos con una TVD somera o superficial, son perforados en formaciones no consolidadas donde se puede tener problemas del derrumbamiento de los estratos y con gradientes de fractura relativamente bajos. Otro problema que se sucita durante la perforación de pozos someros es que la distancia existente entre el equipo de perforación y la sección del yacimiento de interés es muy corta, lo que provoca desviaciones de la vertical de manera brusca formando ángulos agudos que ocasionan pegas de tubería, problemas de corridas de casing o en la cementación de las secciones además de problemas en la fase de completación de los pozos (Bustamante, 2017). La tecnología “Autotrak” implementada por la compañía Baker Hughes es una de las más recientes que se aplica en la perforación de pozos de largo alcance y de pozos direccionales en general. Este sistema combina la capacidad de proporcionar servicios avanzados de registros durante la perforación junto a la herramienta (LWD) con la capacidad de perforar a altas construcciones de inclinación (BUR), eliminando la necesidad de hacer concesiones entre los dos. El servicio ayuda a los operadores a perforar las formaciones más complejas con una excelente calidad de pozo y control direccional. También mejora la eficiencia, maximiza la producción y minimiza el riesgo y el costo del desarrollo a través de la compatibilidad con el conjunto de servicios LWD (Baker Hughes, 2018). Debido a esto, previo a la perforación de un pozo de largo alcance, es sumamente importante realizar una planeación detallada y minuciosa del trabajo al realizar. Los programas para este tipo de pozo comprenden varios procedimientos y pasos a seguir para reducir el riesgo de perder el pozo como son:

1. Revisión de datos de pozos vecinos. 2. Diseño preliminar del pozo. 3. Diseño detallado del pozo.

Previo al envío del programa de perforación se debe revisar los datos de pozos vecinos como son el campo, la geología, diseño de los pozos, parámetros, fluidos y desempeño, segmento direccional, brocas, cementación y peligros (pérdidas, atascamiento de la tubería, control del

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pozo, estabilidad del pozo). Esta revisión de los pozos vecinos permite identificar los aspectos claves en el diseño del pozo (Bifarina, 2014). Para evitar problemas de pata de perro severa y ojo de llaves durante la operación, es importante tomar en cuenta que para la selección de de los revestidores, las tuberías están sometidas a tres esfuerzos:

- Esfuerzo de Tensión, originado por el peso que ejerce la sarta. - Presión de colapso, originado por la presión de la columna

hidrostática ejercida sobre la tubería. - Presión de Estallido, originado por la presión del fluido en el interior

de la tubería. Los siguientes objetivos se plantearon para el desarrollo de este trabajo de titulación. Como objetivo general: Realizar una evaluación técnica - económica de la perforación de pozos de largo alcance en el campo Auca del Oriente Ecuatoriano. Los objetivos específicos son los siguientes:

• Analizar las caracteristicas litológicas y estratigráficas del campo Auca a partir de los datos de los pozos vecinos proporcionados por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.

• Proponer el programa de perforación de un pozo de largo alcance con sus respectivos sub-procesos.

• Determinar el incremento de aporte del pozo de largo alcance y el sistema de levantamiento artificial.

• Realizar un análisis económico costo-beneficio con relación a un pozo

direccional.

2. METODOLOGÍA

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2. METODOLOGÍA En este estudio, se analizó información primaria y secundaria de las perforaciones, producciones de pozos de mediano alcance del campo Auca con el fin de proponer el diseño de un pozo de largo alcance que incremente la productividad en el mismo campo. Para ello, se aplicó la siguiente metodología mediante la bibliografía de Beggs, H (1991) hasta Vogel J. V, (1998).

v Información primaria. Fue obtenida por medio de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), la cual fue determinada por Petroamazonas EP. Esta infomación incluye la ubicación geográfica, estratigrafía, parámetros petrofísicos de los pozos vecinos estudiados.

v Información secundaria (programa de perforación)

• Programa direccional • Programa de brocas • Programa de fluidos de perforación • Diseño del revestimiento por sección • Programa de cementación

2.1. ANÁLISIS DE POZOS VECINOS DE MEDIANO ALCANCE 2.1.1. SELECCIÓN DE LOS POZOS VECINOS Considerando el mapa estructural del campo proporcionado por la ARCH, se seleccionaron 4 pozos vecinos, los cuales deben estar ubicados máximo a 500 m a la redonda. Ver tabla 1. Se realizó una descripción general de los problemas operacionales por sección perforada (ver tabla 2), que sirvieron como lecciones aprendidas, para realizar el programa de perforación del pozo planteado y así evitar los mismos errores.

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Tabla 1. Pozos vecinos de mediano alcance

(Petroamazonas EP, 2017)

Tabla 2. Secciones presentes de los pozos vecinos

(Petroamazonas EP, 2017)

2.1.2. PROGNOSIS DE LA LITOLOGÍA A SER ATRAVESADA POR EL

POZO Se usó como información la columna estratigráfica del campo establecido por la empresa operadora por medio de la cual se observó el tipo de formaciones con su respectiva composición litológica para poder conocer la descripción vertical de la ubicación de la arena de interés. Se usaron datos de perfilaje del pozo y así se estimaron las profundidades a las cuales se encuentra cada formación además de su continuidad a través del yacimiento. 2.1.3. MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO En el mapa estructural del campo Auca, se identificaron los altos estructurales existentes, donde pueden ser ubicados los nuevos pozos de desarrollo y la distancia adecuada de los pozos vecinos para conocer los altos y bajos esctructurales que posee el campo. 2.1.4. UBICACIÓN PROPUESTA DEL POZO Por medio de la revisión de la información de los pozos vecinos, se pudo conocer datos reales sobre las distancias existentes entre ellos y así evitar problemas de colapso entre los mismos.

Pozos Tipo (vertical/

mediano alcance)

ACAH-193 Mediano Alcance ACAH-007 Mediano Alcance ACA-025 Mediano Alcance ACAE-071 Mediano Alcance

Sección Conductora 26 pulgadas Superficial 16 pulgadas

Intermedia 12 ¼ pulgadas Productora 8 ½ pulgadas

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2.1.5. ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ARENA DE INTERÉS Y LAS ARENAS PRODUCTORAS SECUNDARIAS

En la tabla 3. se muestran datos específicos facilitados por Petroamazonas EP, los cuales son considerados como parámetros petrofísicos ya que proporcionan información sobre la calidad de la arena mediante rangos aceptables que son mencionados en el capítulo de resultados. A partir de estos, se realizó una comparación de la arena de interés y las arenas productoras secundarias del pozo.

Tabla 3. Propiedades petrofísicas del yacimiento Hollín

(Petroamazonas EP, 2017)

2.2. PROGRAMA DE PERFORACIÓN

2.2.1. PROGRAMA DIRECCIONAL El programa direccional planeado, permitió llegar al objetivo desde superficie, utilizando la prognosis de la litología y la información de los pozos vecinos. El diseño del programa direccional está compuesto por 5 secciones para este pozo.

§ Sección conductora § Sección superficial § Sección intermedia § Sección de tubería corta § Sección productora

2.2.2. PROGRAMA DE BROCAS Una vez definidas las secciones a perforar en el programa direccional y con la información estratigráfica mencionada para este pozo, se definió el programa de brocas según la formación a atravesar. En las formaciones duras, se utilizaron brocas tipo tricónica. Mientras que, para las formaciones blandas, se utilizaron brocas tipo PDC.

Porosidad (%) Permeabilidad (mD) Espesor promedio (pies) Presión de reservorio (psi) Presión de burbuja (psi) Zona de Pago (Net to Pay) (pies) Saturación de agua (Sw) (%) IPR (bbl/día/psi)

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2.2.3. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Se utilizaron varios aditivos químicos para la preparación del lodo dependiendo de la litología a atravesar. Estos fueron determinados según la sección perforada. Los aditivos usados por sección son respectivamente: Nativo, disperso, Kla, Shield, Shield NT y FloPro. 2.2.4. DISEÑO DEL REVESTIMIENTO POR SECCIÓN Para el cálculo de los revestidores por secciones, los siguientes puntos fueron considerados:

• Profundidad de asentamiento del revestidor • Diámetro de la sección perforada • Profundidad de la sección perforada • Factores de seguridad (Tensión, colapso y Estallido) • Especificaciones de las tuberías

Los factores de diseño conocidos como factores de seguridad, mostrados en la tabla 4. pueden variar según el criterio del ingeniero de completación.

Tabla 4. Factores de seguridad Campo AUCA

Gradiente de Presión (psi/pie)

FST FSC FSE

0.446 2.0 1.125 1.0

(Petroamazonas EP, 2017) Fue necesario utilizar el libro virtual eRedbook de Halliburton para observar las especificaciones de la tubería a partir de los cálculos obtenidos, para realizar una correcta selección de las tuberías de revestimiento. Mediante el método de ensayo y error con punto, se realizaron los siguientes cálculos para la selección de las tuberías de revestimiento.

a) Cálculo de Presión estática o presión de formación.

𝐏𝐟 = Gf ∗ h (TVD) [1] Donde: Pf: Presión de formación (psi) Gf: Gradiente de formación (psi/pie) h: Profundidad (pie)

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b) Cálculo de Presión Hidrostática o columna de fluido.

𝐏𝐡 = 0.052 ∗ ρ ∗ h (TVD) [2] Donde: Ph: Presión Hidrostática (psi) ρ: Densidad del fluido (lb/gal) h: Profundidad (pie) c) Cálculo de Presión de Colapso

𝐏𝐜 = Ph ∗ FSC [3] Donde: Pc: Presión de colapso (psi) Ph: Presión Hidrostática (psi) FSC: Factor de seguridad de colapso d) Cálculo de Presión de Estallido

𝐏𝐞 = Pf ∗ FSE [4] Donde: Pe = Presión de estallido (psi) Pf = Presión de formación (psi) FSE = Factor de seguridad de estallido e) Cálculo de Profundidad del punto neutro

𝐃𝐏𝐍 = h MD ∗ ⦋1− (0.015 ∗ ρ)⦌ [5] Donde: DPN = Profundidad del punto neutro (pie) h = Profundidad (pie) ρ = Densidad del fluido (lb/gal)

Se seleccionó el tipo de tubería por sección que resiste la presión de colapso y estallido según la presión calculada en el libro rojo de Halliburton. Ver anexos 2,3,4,5. Se determinó el peso total del revestidor si se corre hasta superficie:

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𝐖𝐭𝐫 = DPN ∗ peso nominal [6] Se comparó el valor del peso total obtenido con el valor de la resistencia a la tensión de la tubería escogida para determinar si ésta resiste el peso de la sarta:

!"!"#

[7] Si el valor de !"

!"# es mayor que el valor de W!" entonces la tubería resiste por

tensión y puede ser corrida sin problemas hasta superficie. Se determinó la cantidad de tubos a utilizar en cada sección mediante la siguiente ecuación:

#tubos = !"#$%&'(')' !" !"!" !"

[8] El mismo procedimiento se repitió para todas las secciones para la selección de los revestidores. 2.2.5. PROGRAMA DE CEMENTACION DEL POZO El programa de cementación se realizó a partir de los cálculos de volúmenes de la capacidad anular (hueco perforado y tubería de revestimiento) de cada una de las secciones y una estimación de la cantidad de sacos de cemento (Sx) necesarios para realizar la mezcla agua-cemento y así obtener la lechada para cada sección revestida.

Ø Cementación de la sección conductora con un diámetro de hueco de 26 pulgadas.

Cálculo de la lechada de cola para el espacio anular entre el hueco perforado y la tubería de revestimiento.

• Diámetro de hueco de 26 pulgadas • Revestidor 20 pulgadas

V1 = MD ∗ !"!!!"!

!"#$.! [9]

Donde: V1: Volumen de cemento (bbl) ID: Diámetro interno (pulg)

13

OD : Diámetro externo (pulg) MD: Profundidad (pie) 1029.4: Factor de conversión, constante Para esta sección se sugirió calcular un exceso de lechada del 15%.

V1exc = (V1*15%) + V1 [10] Donde: V1exc: Volumen de la capacidad anular con un exceso de 15%. (bbl) 15%: Exceso de seguridad sugerido para esta sección. En esta sección, el volumen del exceso representa el volumen total y para proceder al cálculo de la cantidad de sacos de cemento a utilizar, se hizo la conversión de este volumen en bbl a pies3.

VT = VT * 5.615 [11] 5.615: Factor de conversión pie3/ bbl Cálculo de # de sacos de cemento necesario para la cola.

# de sacosc = !!

!.!"# !"#$ [12]

Donde: R. por saco: Rendimiento por saco de 1.24 pie3/ Sx En esta sección se utilizó un cemento de clase A para la cola. Volumen de lechada de cola.

Vc = # sacosc * R. por saco [13] Donde: Vc: Volumen de lechada de cola (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria para la cola. R. por saco: rendimiento de saco de cemento de 0.221 bbl/ Sx Cálculo del volumen de agua requerida para la mezcla.

Vagua M = # de sacosc * req. de agua [14]

14

Donde: Vagua M: Volumen de agua requerida para la mezcla cemento-agua. (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria para la cola. req. de agua: Requerimiento de agua de 0.115 bbl/ Sx Y para finalizar el proceso de cementación de esta sección, se calculó el volumen de desplazamiento de lodo necesario para llevar la cola hasta el anular.

VD = !"!

!"#$.!∗ ℎ!" [15]

Donde: VD: Volumen de desplazamiento del revestidor. (bbl) ID: Diámetro interno de la tubería de revestimiento de 20 pulgadas. Hcf: Profundidad de asentamiento del collar flotador 1029.4: Constante de conversión pulgadas cuadradas a bbl/ pie.

Ø Cementación de la sección superficial con un diámetro de hueco de 16 pulgadas.

También en esta sección se utilizó un cemento clase A. Lechada de relleno (slurry lead) 13.5 lb/ gal. Para los cálculos en esta sección, se tomaron en cuenta 2 volúmenes. V1: Volumen de la capacidad anular entre el diámetro interno del revestimiento conductor y el diámetro externo del revestidor superficial.

V1 = !"#$% !"#$.!!!"!"# !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!"# !"#$. [16]

V2: Volumen de la capacidad anular entre el diámetro externo del revestidor superficial y el diámetro del hueco.

V2 = !!!"#$!!!"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!"# !"#. [17]

Donde: IDcsg cond.: Diámetro interno del revestidor conductor (pulg) ODcsg sup.: Diámetro externo del revestidor superficial (pulg) Hcsg cond.: Profundidad de asentamiento del revestidor conductor

15

Dhueco: Diámetro del hueco de la sección Hcsg sup.: Diferencia de altura entre Hcsg cond. y los 5780 pies (MD de la sección) 1029.4: Factor de conversión, constante Para esta sección se sugirió calcular un exceso de lechada de relleno del 7% en el volumen 2.

V2exc = (V2 * 7%) + V2 [18] Donde: V2exc: Volumen de la capacidad anular con un exceso de 7%. (bbl) 7%: Exceso de seguridad sugerido para la lechada de relleno de esta

sección. Cálculo del volumen total para la sección:

Vt = V1 + V2exc [19] Se hizo la conversión de los barriles a pies3.

VT = VT * 5.615 [20] 5.615: Factor de conversión pie3/ bbl Cálculo de # de sacos de cemento necesario para la cola.

# de sacosc = !!

!.!"# !"#$ [21]

Donde: VT: Volumen total en pie3

R. por saco: Rendimiento por saco de 1.66 pie3/ Sx Volumen de lechada de relleno.

Vc = # sacosc * R. por saco [22]

Donde: Vc: Volumen de lechada de relleno (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria. R. por saco: rendimiento de saco de cemento de 0.296 bbl/ Sx

16

Cálculo del volumen de agua requerida para la mezcla. Vagua M = # de sacosc * req. de agua [23]

Donde: Vagua M: Volumen de agua requerida para la mezcla. (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria. (Sx) req. de agua: Requerimiento de agua de 0.115 bbl/ Sx. Lechada de cola (slurry tail) 15.6 lb/ gal Los siguientes cálculos son para la lechada de cola que se ubicará entre el diámetro del hueco y el diámetro externo del revestidor superficial y también entre el zapato y el collar flotador.

Vc = ! !!"#$.!!!"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻! [24]

Vc (zap-cf) = !"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!! [25]

Donde: Vc : Capacidad de volumen entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo del revestidor superficial D hueco : Diámetro del hueco en esta sección ODcsg. sup.: Diámetro externo del revestidor superficial HΔ : Altura entre la lechada de relleno y el collar flotador Vc (zap-cf) : Capacidad de volumen entre el zapato y el collar flotador H1Δ : Altura entre el zapato y el collar flotador 1029.4 : Factor de conversión, constante Después se procedió a calcular un exceso de seguridad de 10% de lechada de cola que es lo sugerido para el primer volumen. Este nuevo volumen incluyendo el exceso, también es el volumen total de lechada de cola para la sección.

Vc exc = (Vc * 10%) + Vc + Vc (zap-cf) = VT2 [26] Donde: Vc exc : Capacidad de volumen entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo del revestidor superficial con el exceso.

17

Vc : Capacidad de volumen entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo del revestidor superficial Vc (zap-cf) : Capacidad de volumen entre el zapato y el collar flotador 10%: Exceso de seguridad sugerido. Después se hizo la conversión del volumen total de bbl a pies3.

VT = VT2 * 5.615 [27] 5.615: Factor de conversión pie3/ bbl Con los datos del volumen total en pies cúbicos, se calculó el número de sacos a emplear. Cálculo de # de sacos de cemento necesario para la cola.

# de sacosc = !!

!.!"# !"#$ [28]

Donde: VT : Volumen total en pies3. R. por saco: Rendimiento por saco de 1.27 pie3/ Sx Cáculo del volumen de lechada de cola.

Vc = # de sacosc * R. de sacos [29] Donde: Vc : Volumen de lechada de cola hasta el collar flotador # de sacosc : Número de sacos necesario para la lechada de cola (Sxs) R. de sacos : Rendimiento por saco de cemento de 0.23 bbl/Sx Cálculo del volumen de agua necesario para la mezcla.

Vagua M = # de sacosc * req. de agua [30] Donde: Vagua M: Volumen de agua requerida para la mezcla. (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria. (Sx) req. de agua: Requerimiento de agua de 0.11 bbl/ Sx.

18

Para desplazar la lechada hasta el anular, es necesario un cierto volumen de lodo.

VD = !"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!" [31]

Donde: VD : Volumen de lodo de desplazamiento IDcsg. sup. : Diámetro interno del revestidor superficial Hcf : Profundidad de asentamiento del collar flotador 1029.4 : Factor de conversión, constante

Ø Cementación de la sección intermedia con un diámetro de hueco de 12 1/4 pulgadas.

En esta sección se utilizó un cemento clase G. Lechada de relleno (slurry lead) 13.5 lb/ gal Para los cálculos en esta sección, también se tomaron en cuenta 2 volúmenes. V1: Volumen de la capacidad anular entre el diámetro interno del revestimiento superficial y el diámetro externo del revestidor intermedio.

V1 = !"#$% !"#.!!!"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!"#.!"#!!"#$. [32]

V2: Volumen de la capacidad anular entre el diámetro externo del revestidor intermedio y el diámetro del hueco.

V2 = !!!"#$!!!"#$! !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!"# !"#. [33]

Donde: IDcsg sup.: Diámetro interno del revestidor superficial (pulg) ODcsg int.: Diámetro externo del revestidor intermedio (pulg) Hcsg sup.: Profundidad de asentamiento del revestidor superficial Dhueco: Diámetro del hueco de la sección Hcsg int.: Diferencia de altura entre Hcsg sup. y los 9650 pies (MD de la sección) 1029.4 : Factor de conversión, constante Para esta sección se sugirió calcular un exceso de lechada de relleno del 30% en el volumen 2.

19

V2exc = (V2 * 30%) + V2 [34] Donde: V2exc : Volumen de la capacidad anular con un exceso de 30%. (bbl) 30%: Exceso de seguridad sugerido para la lechada de relleno de esta sección. Cálculo del volumen total para la sección:

Vt = V1 + V2exc [35] Se hizo la conversión de los barriles a pies3.

VT = VT * 5.615 [36]

5.615: Factor de conversión pie3/ bbl Cálculo de # de sacos de cemento necesario para la cola.

# de sacosc = !!

!.!"# !"#$ [37]

Donde: VT: Volumen total en pie3

R. por saco: Rendimiento por saco de 1.45 pie3/ Sx Volumen de lechada de relleno.

Vc = # sacosc * R. por saco [38] Donde: Vc: Volumen de lechada de relleno (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria. R. por saco: rendimiento de saco de cemento de 0.26 bbl/ Sx Cálculo del volumen de agua requerida para la mezcla.

Vagua M = # de sacosc * req. de agua [39]

20

Donde: Vagua M: Volumen de agua requerida para la mezcla. (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria. (Sx) req. de agua: Requerimiento de agua de 0.23 bbl/ Sx. Lechada de cola (slurry tail) 15.6 lb/ gal Los siguientes cálculos son para la lechada de cola que se ubicará entre el diámetro del hueco y el diámetro externo del revestidor superficial y también entre el zapato y el collar flotador.

Vc = ! !!"#$.!!!"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻! [40]

Vc (zap-cf) = !"#$% !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!! [41]

Donde: Vc : Capacidad de volumen entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo del revestidor intermedio D hueco : Diámetro del hueco en esta sección ODcsg. int. : Diámetro externo del revestidor intermedio HΔ : Altura entre la lechada de relleno y el collar flotador Vc (zap-cf) : Capacidad de volumen entre el zapato y el collar flotador H1Δ : Altura entre el zapato y el collar flotador 1029.4: Factor de conversión, constante Después se procedió a calcular un exceso de seguridad de 30% de lechada de cola que es lo sugerido para el primer volumen. Este nuevo volumen incluyendo el exceso, también es el volumen total de lechada de cola de la sección.

Vc exc = (Vc * 30%) + Vc + Vc (zap-cf) = VT2 [42] Donde: Vc exc : Capacidad de volumen entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo del revestidor intermedio con el exceso. Vc : Capacidad de volumen entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo del revestidor intermedio Vc (zap-cf) : Capacidad de volumen entre el zapato y el collar flotador 30%: Exceso de seguridad sugerido.

21

Después se hizo la conversión del volumen total de bbl a pies3.

VT = VT2 * 5.615 [43]

5615: Factor de conversión pie3/ bbl Con los datos del volumen total en pies cúbicos, se calculó el número de sacos a emplear. Cálculo de # de sacos de cemento necesario para la cola.

# de sacosc = !!

!.!"# !"#$ [44]

Donde: VT : Volumen total en pies3. R. por saco: Rendimiento por saco de 1.12 pie3/ Sx Cáculo del volumen de lechada de cola.

Vc = # de sacosc * R. de sacos [45] Donde: Vc : Volumen de lechada de cola hasta el collar flotador # de sacosc : Número de sacos necesario para la lechada de cola (Sxs) R. de sacos : Rendimiento por saco de cemento de 0.20 bbl/Sx Cálculo del volumen de agua necesario para la mezcla.

Vagua M = # de sacosc * req. de agua [46] Donde: Vagua M: Volumen de agua requerida para la mezcla. (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria. (Sx) req. de agua: Requerimiento de agua de 0.10 bbl/ Sx. Para desplazar la lechada hasta el anular, es necesario un cierto volumen de lodo.

VD = !"#$! !"#.!

!"#$.!∗ 𝐻!" [47]

22

Donde: VD : Volumen de lodo de desplazamiento IDcsg. sup. : Diámetro interno del revestidor intermedio Hcf : Profundidad de asentamiento del collar flotador 1029.4: Factor de conversión, constante

Ø Cementación de la sección productora con un diámetro de hueco de 8 1/2 pulgadas.

Cálculo de la lechada de cola para el espacio anular entre el hueco perforado y la tubería de revestimiento.

• Diámetro de hueco de 8 1/2 pulgadas • Casing 7 pulgadas

En esta sección se utilizó un cemento de clase G para la cola.

V1 = MD ∗ !"!!!"!

!"#$.! [48]

Donde: V1: Volumen de cemento (bbl) ID: Diámetro interno (pulg) OD: Diámetro externo (pulg) MD: Profundidad medida (pie) 1029.4: Factor de conversión, constante Para esta sección se sugirió calcular un exceso de lechada de cola del 3%.

V1exc = (V1*3%) + V1 [49] Donde: V1exc: Volumen de la capacidad anular con un exceso de 3%. (bbl) 3%: Exceso de seguridad sugerido para esta sección. En esta sección, el volumen del exceso representa el volumen total y para proceder al cálculo de la cantidad de sacos de cemento a utilizar, se hizo la conversión de este volumen en bbl a pies3.

VT = VT * 5.615 [50]

23

5.615: Factor de conversión pie3/ bbl Cálculo de # de sacos de cemento necesario para la cola.

# de sacosc = !!

!.!"# !"#$ [51]

Donde: R. por saco: Rendimiento por saco de 1.12 pie3/ Sx Volumen de lechada de cola.

Vc = # sacosc * R. por saco [52] Donde: Vc: Volumen de lechada de cola (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria para la cola. R. por saco: rendimiento de saco de cemento de 0.2 bbl/ Sx Cálculo del volumen de agua requerida para la mezcla.

Vagua M = # de sacosc * req. de agua [53] Donde: Vagua M: Volumen de agua requerida para la mezcla cemento-agua. (bbl) # de sacosc: Cantidad de sacos de cemento necesaria para la cola. req. de agua: Requerimiento de agua de 0.06 bbl/ Sx Y para finalizar el proceso de cementación de esta sección, se calculó el volumen de desplazamiento de lodo necesario para llevar la cola hasta el anular.

VD = !"!

!"#$.!∗ ℎ!" [54]

Donde: VD: Volumen de desplazamiento del revestidor. (bbl) ID: Diámetro interno de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas. Hcf: Profundidad de asentamiento del collar flotador. 1029.4: Constante de conversión pulgadas cuadradas a bbl/ pie.

24

2.3. DETERMINACIÓN DEL INCREMENTO DE APORTE DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Para la selección de la bomba de producción de crudo se necesitó previamente el índice de productividad, el cual fue calculado mediante el método de Vogel (Vogel J.V. 1998) considerando que el yacimiento es subsaturado (pwf>pb) con mecanismo de empuje hidráulico de la siguiente forma:

IP = !"(!"!!"#)

[55]

Donde: J: Índice de productividad bbl/día/psi qo: Tasa de prueba bbl/día PR: Presión de reservorio psi Pwf: Presión de fondo fluyente psi Luego, se calculó la tasa de producción al punto de burbuja.

qb= IP (PR – Pb) [56]

Donde: J: Índice de productividad bbl/día/psi PR: Presión de reservorio psi Pb: Presión de punto de burbuja psi Una vez obtenida la tasa de producción al punto de burbuja, se calculó la tasa máxima de producción.

[57]

Donde: qb: Tasa a punto de burbuja bbl/día J: Índice de productividad bbl/día/psi Pb: Presión de punto de punto de burbuja psi 1.8: Constante Después se calculó la tasa de producción teórica asumiendo un Pwf=0.

qo max = qb + IP * Pb1.8

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟

25

[58] Donde: J: Índice de productividad bbl/día/psi PR: Presión de reservorio psi Pwf: Presión de fondo fluyente psi Cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja, se considera que es un yacimiento saturado ya que posee gas libre y se consideró la siguiente ecuación.

[59]

Donde: qb: Tasa a punto de burbuja bbl/día J: Índice de productividad bbl/día/psi Pb: Presión de punto de punto de burbuja psi Pwf: Presión de fondo fluyente se asume como Pb, psi 1: Constante 0.2: Constante 0.8: Constante Fue necesario la obtención del índice de productividad y el incremento del aporte de producción del pozo para realizar el diseño del sistema de levantamiento artificial. 2.3.1. DISEÑO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Se calculó la presión de fondo fluyente (pwf) con el caudal deseado (2000 BFPD) mediante la siguiente ecuación. 𝑝𝑤𝑓 = !!!!!"#"$!%

!" [60]

Donde: Pwf: Presión de fondo fluyente psi a caudal deseado PR: Presión de reservorio psi Qdeseado: Caudal deseado bfpd IP: Índice de productividad bbl/día/psi

qo = IP (PR − Pwf )

qo = qb+ IP * pb1.8

* 1−0.2 PwfPb

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟−0.8*

PwfPb

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟

2⎡

⎣

⎢⎢

⎤

⎦

⎥⎥

26

Usando el índice de productividad y la presión de fondo fluyente a condiciones de caudal deseado, se calculó la gravedad específica del crudo, tomando en cuenta su grado API, mediante la siguiente ecuación: 32.2 API de Crudo

𝑆𝐺 = !"!.!!"!.!!!"#!

[61]

Posteriormente, se determinó la gravedad específica de la mezcla crudo-agua (SGm), donde la gravedad específica del agua de formación del reservorio Hollín Inferior=1.04.

𝑆𝐺𝑚 = (𝑓𝑤 ∗ 𝛾𝑤 + 𝑓𝑜 ∗ 𝛾𝑜) [62] Donde: fw: Cantidad del agua % vw: Gravedad específica del agua fo: Cantidad del crudo % vo: Gravedad específica del crudo Luego se realizó el calculó de la presión a la entrada de la bomba (PIP) mediante la ecuación.

𝑃𝐼𝑃 = 𝑝𝑤𝑓 !"#$%&'() !" !"#$!!"#$ !" !"#$%!&'#$%( !" !"#!$ ∗!"!!.!" !"#!"#

[63]

Donde: Pwf: presión de fondo fluyente al caudal deseado psi SGm: Gravedad específica de la mezcla 2.31: Factor de conversión pies/psi Se calculó la altura dinámica del fluido mediante la ecuación

𝐻𝐷 = 𝑃𝑟𝑜𝑓 𝑑𝑒 𝑎𝑠𝑒𝑛𝑡𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 −!"!∗!.!"!"#!"#

!"! [64]

Donde: PIP: presión a la entrada de la bomba psi SGm: Gravedad específica de la mezcla 2.31: Factor de conversión pies/psi

27

La presión de descarga (PD) se la realizó mediante.

𝑃𝐷 =!!"#$%"∗!.!"

!"#!"#

!"! [65]

Donde: PD: Presión de descarga pies Pcabeza: Presión de cabeza psi SGm: Gravedad específica de la mezcla 2.31: Factor de conversión pies/psi La pérdida por fricción en tubería (Ft), se la calculó de la siguiente manera.

𝐹𝑡 =!"#$.!" !"#$%!&'#$%( !" !"#!$∗ ! !""#

!""" [66]

Donde: Ft: Pérdida por fricción en la tubería pies (F/100’): Factor de pérdida por fricción ft. Se obtiene gráficamente. Ver Anexo 6. Se obtuvo el cálculo de la Carga dinámica total (TDH) a partir de la siguiente ecuación, para la cual se consideraron algunos parámetros ya calculados anteriormente.

𝑇𝐷𝐻 = 𝐻𝐷 + 𝐹𝑡 + 𝑃𝐷 [67]

Donde: HD: Altura dinámica pies Ft: Pérdida por fricción en la tubería pies PD: Presión de descarga en tubería de producción pies 2.3.2. ANÁLISIS DE PARÁMETROS PARA SELECCIÓN DE LA BOMBA Una vez calculado el índice de productividad y la altura dinámica total se procedió a seleccionar la bomba en función de la presión de fondo fluyente a condiciones de caudal deseado y cabeza dinámica total. Posteriormente se calculó el número de etapas con la siguiente ecuación. 𝑁° 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = !"#

!"#$%"/!"#$# [68]

28

Donde: TDH: Carga dinámica total [pies] Cabeza/etapa: Levantamiento por etapa 17 [pies/etapa] Estas características son propias de la bomba, como es el modelo DN1800 2.4. ANÁLISIS ECONÓMICO Para la realización del análisis económico se realizó una comparación entre los costos actuales de operación de un pozo de mediano alcance en relación al pozo con largo alcance. Con esta comparación se estimaron las ventajas económicas que tiene esta tecnología mediante un análisis costo-beneficio para lo que se tomaron en cuenta tiempos de perforación, costos de perforación asumiendo el peor escenario, incremento en la productividad del pozo de largo alcance, ingresos en base al precio actual del petróleo y las penalizaciones que aplican para el valor del crudo ecuatoriano.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

29

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 3.1. SELECCIÓN DE POZOS VECINOS En la plataforma existen actualmente 10 pozos perforados de los cuales se seleccionaron 4, como se muestra en la tabla 5. Estos pozos están ubicados en altos estructurales y también tienen Hollín como arena productora.

Tabla 5. Pozos vecinos seleccionados

Pozos Tipo (vertical/ mediano alcance)

TVD MD Arena

ACAH-193 Mediano Alcance 10373 10800 HOLLIN ACAH-007 Mediano Alcance 10450 10911 HOLLIN ACAH-025 Mediano Alcance 10399 10556 HOLLIN ACAH-071 Mediano Alcance 10353 10780 HOLLIN

(Petroamazonas, 2017)

3.1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROBLEMAS

OPERACIONALES DE LOS POZOS VECINOS POR SECCIÓN Se realizó una descripción comparativa de foma general de los problemas operacionales por sección encontrados en los pozos vecinos como se muestra en la tabla 6. Estas lecciones aprendidas ayudaron a tener un mayor cuidado durante la perforación del nuevo pozo ACAH 195H para optimizar recursos.

30

Tabla 6. Problemas presentados por sección durante la perforación, información de pozos vecinos

Sección Observaciones

Conductora 26 pulgadas. Bajan Casing sin problemas, en los pozos ACAH-025 y ACAH-071 al realizar la cementación no se evidencian retornos.

Superficial 16 pulgadas.

La mayoría de los pozos fueron perforados con motor de fondo y con dos BHAs. Cuando se quiso ir nuevamente a fondo, se ha tenido problemas de restricciones para lo cual bajaron con bomba y rotaria a partir de los 3000 pies. El pozo ACAH-193 tuvo taponamiento en el Flowline a la profundidad de 4010 pies con un galonaje de 950 gpm.

Intermedia 12 ¼ pulgadas Se relizó la sección con 3 BHAs debido a que las brocas salieron con desgaste en los cortadores al atravesar los conglomerados.

Productora.

En general, estas secciones han sido perforadas bajando un solo BHA en todos los pozos. Durante la perforación de esta sección han surgido problemas de colgamiento en los tramos deslizados. Se deslizaba debido a la tendencia del ángulo a tumbar en 3°/100 pies en las lutitas entre la arenisca “T” y caliza “C”.

3.2. PROGNOSIS DE LA LITOLOGÍA Y PROFUNDIDADES DE

LAS ZONAS DE INTERÉS Mediante el reporte de perforación de los pozos vecinos se pudo realizar una estimación de las profundidades para el pozo propuesto ya que poseen la misma columna estratigráfica donde se muestran el orden litológico y las características que posee cada una de estas formaciones como se muestra en el anexo 7. La columna estratigráfica muestra que Hollín está compuesta por una secuencia de arenisca intercalada con caolín y lutita. La arenisca es blanca, café claro, transparente a translúcida, suelta, de grano fino a medio, cuarzosa, subredondeada, moderado sorteo, calcárea.

31

Presenta manifestaciones de hidrocarburos en forma de puntos de color café claro a café oscuro, fluorescencia natural amarillado dorado. La secuencia y la profundidad de la arena Hollín se determinó mediante la correlación de registros eléctricos de los pozos vecinos generados durante la perforación de los mismos y el registro vacío del pozo propuesto.

Figura 2. Correlación de registros eléctricos de pozos vecinos

Mediante la figura 3, se pudo estimar las secuencias de las formaciones que se muestran en la columna estratigráfica y de la arena de interés como es Hollín. Donde según la correlación se encuentra a 11400 pies aproximadamente. Estas secuencias varían dependiendo de la estructura de las elevaciones del suelo. Los registros presentes son de triple combo ya que poseen gamma ray (GR), porosidad neutrón (NPHI) y resistividad (RT), éstos muestran donde existe hidrocarburo en las formaciones para los pozos vecinos. Con el estudio realizado a partir de la columna estratigráfica y la correlación de los registros eléctricos de los pozos vecinos, se realizó una prognosis de las profundidades para el pozo propuesto en el campo Auca como se muestra en la tabla 7. Ahí se observa que la profundidad de entrada de la arena de interés es de 11 264 y la profundidad total del pozo es de 12 100 pies, lo que se puede determinar como un pozo horizontal de largo alcance.

32

Tabla 7. Profundidad de la Estratigrafía esperada

FORMACIÓN/RESERVORIO Profundidad

MD TVD pies Pies

ORTEGUAZA TOPE ORTEGUAZA 5753 5722 TIYUYACU TOPE TIYUYACU 6674 6599

TENA TENA 8529 8287 BASAL TENA 9302 8951

NAPO

CALIZA “M-1” 9549 9143 BASE CALIZA “M1” 9601 9182

CALIZA “M2” 9813 9336 BASE CALIZA “M2” 9893 9392

CALIZA “A” 9977 9451 ARENISCA “U” SUPERIOR 10209 9613 ARENISCA “U” INFERIOR 10279 9660

CALIZA “B” 10600 9851 ARENISCA “T” SUPERIOR 10630 9867 ARENISCA “T” INFERIOR 10787 9943

CALIZA “C” 11219 10096 ARENISCA “HOLLÍN” SUPERIOR 11264 10107 ARENISCA “HOLLÍN” INFERIOR 11594 10158

PROFUNDIDAD TOTAL 12100 10166

33

3.3. MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO Y UBICACIÓN DEL POZO PROPUESTO

Figura 3.Ubicación del pozo propuesto (Petroamazonas, 2017)

El mapa estructural permitió conocer las elevaciones que el campo posee mediante colores, los cuales muestran los mas claros como los altos estructurales más pronunciados, mientras que los colores más obscuros muestran los bajos estructurales o valles en donde la producción de agua es temprana.

34

El pozo propuesto ACAH-195H es ubicado según los altos estructurales presentes y la distribución de los pozos existentes en el campo. El nuevo pozo se perforó en un alto estructural de gran elevación como mejor opción para reducir la producción temprana del agua y aprovechar de manera óptima la sección horizontal del mismo. 3.4. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL

YACIMIENTO Mediante la comparación de las tres arenas productoras que posee este yacimiento como se muestra en la tabla 8, se determinó que la arena productora principal es la Hollín ya que posee parámetros petrofísicos con valores más altos con respecto a las otras arenas, lo que en este caso convierte a Napo U y Napo T en arenas productoras secundarias. La arena Hollín posee una alta permeabilidad, así como un espesor promedio de 40 pies y un índice de productividad (IPR) de 1.16 bbl/dia/psi. Estas características indican que tendrá un aporte de producción de crudo más alto. Lo cual es óptimo para la implementación de pozos direccionales y/u horizontales.

Tabla 8. Arenas productoras presentes en el campo Auca Arena Hollín Napo U Napo T Porosidad (%) 15.4 14.4 12.7 Permeabilidad (mD) 185.8 76 350 Espesor promedio (pies) 40 12 8 Presión de reservorio (psi) 4300 1363 1180 Presión de burbuja (psi) 100 245 640 Zona de Pago (Net to Pay) (pies) 40 12 8 Saturación de agua (Sw) (%) 28 40 15 IPR (BBL/DIA/PSI) 1.16 1.05 0.9

(Petroamazonas, 2017)

También son importantes las presiones que actúan dentro del yacimiento como son la presión de reservorio y la presión de burbuja ya que éstas estiman si el yacimiento producirá por flujo natural o si se necesitará un tipo de levantamiento artificial para llevar el crudo hasta las facilidades de superficie.

35

3.5. PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO PROPUESTO

3.5.1. PROGRAMA DIRECCIONAL La planificación de la perforación del pozo horizontal de largo alcance está diseñada por 4 secciones que se asentaron en distintas profundidades como se muestra en la tabla 9.

Tabla 9. Secciones de perforación

SECCIONES INTERVALOS

Sección conductora de 26 Pulgadas. 0 - 250 pies. Sección superficial de 16 Pulgadas. 250 - 5780 pies. Sección intermedia de 12 ¼ Pulgadas 5780 - 10150 pies. Sección productora de 8 ½ Pulgadas. 10150 - 11634 pies.

Profundidad Total. 11634 - 12100 pies.

(Petroamazonas -EP, 2018) La sección conductora se perforó con un diámetro de 26 pulgadas hasta una profundidad de 250 pies, manteniendo la verticalidad desde superficie hasta el punto de asentamiento del revestidor, el cual está ubicado en las formaciones superficiales de indiferenciado. La sección superficial se perforó con un diámetro de 16 pulgadas desde la profundidad de 250 pies hasta una profundidad medida de 5780 pies (MD) como punto de asentamiento en la formación de Orteguaza superior. En este tramo de la perforación, se aplicó más peso sobre la broca y mayor torque debido a que atravesaba formaciones duras y blandas controlando así la rata de penetración (ROP). El primer punto de arranque de desviación (KOP) inició a los 3500 pies con una inclinación progresiva hasta llegar a 11 grados, para luego mantener la tangente hasta llegar a la profundidad de asentamiento. La sección intermedia fue perforada con un diámetro de 12 ¼ pulgadas desde la profundidad de 5780 pies hasta la profundidad de 6672 pies con un ángulo de 24.50 grados para luego mantener la tangente hasta los 8534 pies. Ahí se inició el segundo punto de arranque de desviación (KOP) hasta llegar a un ángulo de inclinación de 45.50 grados en la formación Napo inferior manteniendo la tangente hasta llegar al punto de asentamiento del revestidor a 10150 pies sin ningún inconveniente operacional. A partir de los 10150 pies de profundidad en la arenisca U inferior la perforación continuó con una sección de 8 ½ pulgadas de diámetro con un

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incremento de ángulo hasta llegar a 85.72 grados, con una baja rata de penetración (ROP) debido al alto grado de inclinación de la sección, la cual alcanzó la profundidad de 11634 pies en la formación Hollín. La sección productora o sección horizontal se perforó con un diámetro de 61/8 pulgadas desde la profundidad de 11634 pies hasta la profundidad total de 12100 pies en MD con un bajo ROP para evitar daños a la formación, así como derrumbes o taponamiento de la misma. Esta sección horizontal tiene una longuitud de 466 pies, ver anexo 8, disponibles como área de drenaje del pozo. Para perforar las secciones antes mencionadas, fue necesario el uso de ensamblajes de fondo (BHA), los cuales están compuestos por diferentes herramientas de fondo según las formaciones presentes en las secciones atravesadas. La sección conductora se diseñó con un ensamblaje de fondo básico compuesto por broca, estabilizador, lastra barrena, tubería pesada y tubería de perforación. Para las secciones de 16, 12 ¼ y 8 ½ pulgadas ver anexos 9, 10, 11. Y para la sección productora, se utilizó el mismo ensamblaje de la anterior sección, pero con un diámetro de 6 1/8 de pulgadas. 3.5.2. PROGRAMA DE BROCAS Se utilizaron 5 brocas para cubrir la profundidad total del pozo. La broca de 26 pugadas es la única tricónica debido a que se tenía que atravesar una sección de conglomerados de grano grueso, conocida como formaciones del indiferenciado

r Sección conductora Debido al diámetro grueso de los granos y su moderada dureza, presencia de Boulders y rocas de menor tamaño se consideró perforar esta sección con una broca tricónica con insertos de carburo de Tungsteno. Esta broca de 26 pulgadas de díametro es óptima para perforar conglomerados y su costo es bajo en relación con una PDC.

r Sección superficial En esta sección se usó una broca PDC ya que se encuentra en Orteguaza y existe la presencia de formaciones blandas, semi blandas y poco abrasivas.

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r Sección intermedia En esta sección se perforó las formaciones Tiyuyacu, Tena y Napo las cuales poseen litología como: arenas, lutitas y limolitas por lo que se usó una broca PDC de diámetro de 12 ¼ pulgadas con cortadores de 19 milímetros para mantener una buena estructura de corte y asi dar estabilidad al hueco ya que esta litología es muy inestable.

r Sección de tubería corta Las formaciones Napo y Hollín superior fueron atravesadas en esta sección por una broca PDC con un diámetro de 8 ½ de pulgadas con 6 aletas y cortadores de 16 milímetros por la variación litológica que presentan como son lutitas y calizas, las cuales tienen una alta dureza y poseen abrasión. Se perforó con una rata de penetración baja y mucho peso sobre la broca ya que, en esta sección, el pozo se somete a una inclinación de aproximadamente 90 grados. Esto es con el objetivo de mantener la trayectoria calculada, además de conservar la integridad de la broca y así evitar embolamiento del mismo.

r Sección productora Es el tramo horizontal del pozo el cual se encuentra en la formación Hollín. Presenta arenas abrasivas y calizas con dureza media. Se perforó esta sección con una broca PDC de diámetro de 6 1/8 pulgadas, con una baja rata de penetración para evitar el daño de la formación y derrumbes del mismo que podrían ocasionar taponamientos y por ende la pérdida del pozo ya que se encuentra en la zona productora. La tabla 10 muestra el tipo de brocas y la profundidad a la que se realizaron las perforaciones de las secciones.

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Tabla 10. Programa de brocas

Broca Nro. Tamaño Marca Tipo Intervalo Peso sobre la broca x 1000lbs RPM

1 26 plg SMITH Tricónica 0 – 250 pies 2 -12 50 – 100

2 16 plg SMITH PDC 250 - 5780 pies 5 – 30 80 – 120

3 12.25 plg SMITH PDC 5780 – 9601 pies 10 – 40 60 – 120

4 8.5 plg SMITH PDC 9601 – 10150 pies 5 – 20 80 – 120

5 6. 125 plg SMITH PDC 10150 – 12100 pies 5 - 20 80 – 120

(Schlumberger, 2018)

3.5.3. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

r Sección de 26 pulgadas El sistema de fluidos de perforación es Nativo con una densidad de 8.5- 8.8 lb/gal ya que la profundidad de la sección es hasta los 250 pies ubicándose hasta Chalcana Superior. Este sistema de lodos es comúnmente utilizado en formaciones superficiales porque poseen arenas y boulders. Se obtiene a partir de la mezcla de agua y bentonita, debido a que ésta aumenta la viscosidad de la columna hidrostática con el objetivo de aislar la zona indiferenciada y llevar a superficie los escombros producidos durante la perforación.

r Sección de 16 pulgadas Para esta sección se utilizó el fluido de perforación Nativo-Disperso con un peso de 8.5 hasta 10.2 lb/gal debido a la presencia de intercalaciones de arenas y arcillas hidratables ya que esta sección llega hasta la formación Orteguaza. Esas intercalaciones al mezclarse con el agua tienden a tener una consistencia pegajosa ocasionando embolamiento en la broca motivo por el cual se añade dispersante al fluido.

r Sección de 12 1/4 pulgadas Esta sección atraviesa las formaciones Tiyuyacu, Tena y Napo a una profundidad de hasta 10150 pies. Estas están compuestas de arcillas hidratables, ilitas y lutitas. Se utilizó el lodo de perforación con Kla-Shield con una densidad entre 9.6 y 12.3 lb/gal para controlar las arcillas altamente

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reactivas además de reducir la inestabilidad de las lutitas lo cual ocasiona problemas de derrumbes y mala cementación.

r Sección de 8 1/2 pulgadas Esta sección atraviesa toda la formación Napo hasta llegar a la formación de interés que es el Hollin a una profundidad de 11634 pies. Se realizó la mezcla de lodo con el sistema de Kla-Shield NT, una mezcla baja en contenido de sólidos con el objetivo principal de inhibir a las arcillas presentes en toda la formación Napo. Se preparó el fluido con una alta densidad de 11.6 lb/gal para asegurar una buena estabilidad del pozo ya que en esta sección se encuentra la máxima desviación en el pozo y también para evitar daños de formación en potenciales arenas productoras.

r Sección de 6 1/8 pulgadas Para la zona de interés hasta la profundidad de 12100 pies, se utilizó un sistema de fluido Flo Pro que selló la cara de la formación la cual será habilitada solamente mediante una acidificación o el cañoneo del pozo. Además, este sistema proporciona una buena limpieza en esta zona de alta desviación del pozo donde comúnmente se forman ripios.

Tabla 11. Fluidos utilizados por sección

Tipo de lodo Profundidades (pies) Peso (lbs/gal)

Nativo 250 8.5- 8.8 Natio disperso 5780 8.5 - 10.2

Kla- Shield 10150 9.6- 12.3 Kla- Shield NT 11634 11.6

FloPro 12100 9.1

3.5.4. DISEÑO DEL REVESTIMIENTO POR SECCIÓN

r Profundidades de asentamiento de los revestidores La planeación del diseño de revestidores parte por la definición de la profundidad de asentamiento de los mismos en las diferentes secciones. Esta consiste en aislar a formaciones que posean problemas, como inestabilidad y filtración de fluidos al pozo desde la formación. Por medio de la Agencia de Regulación de Control Hidrocarburífero (ARCH) se consiguió usar un software para establecer las profundidades de asentamiento por sección para el pozo planteado. El programa determinó la densidad del lodo de perforación desde la profundidad total del pozo hacia superficie para

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mantener el control total de las formaciones atravesadas, aunque también se lo puede realizar de forma inversa. El proceso fue tomar en cuenta gradientes de poro y las profundidades donde el fluido de perforación no generaría fractura en la formación para que ésta pueda resistir presión. Por ende, también se determinó la longitud máxima del hueco descubierto que el pozo puede tolerar previo al asentamiento de la tubería.

r Secciones del revestidor La tabla 12 a continuación resume todos los cálculos que permitieron llegar a la correcta selección de los revestidores para cada una de las secciones. Como fue mencionado en metodología, tales resultados fueron obtenidos a partir del método de ensayo y error con punto neutro y la selección de los revestidores a partir del libro rojo de Halliburton.

Tabla 12. Resumen del programa de revestimiento

Para la sección conductora de 26 pulgadas, se usó un revestidor K-55 de 20 pulgadas de diámetro con un peso de 94 lb/ pie. Estas tuberías de gran diámetro son usadas en Ecuador para profundidades someras que varían desde los 100 a 500 pies. Sirven para aislar el pozo de los acuíferos superficiales, de formaciones superficiales que son generalmente duras que se erosionan drásticamente con el lodo de perforación y para evitar pérdida de circulación. La sección fue asentada hasta una profundidad medida de 250 pies y se usaron 7 juntas de tubería para ello. Para la sección superficial, se usaron 152 juntas de tubería HCP110 con un peso de 86 lb/pie y 13 3/8 de pulgadas de diámetro. Estas tuberías fueron asentadas hasta una profundidad medida de 5 780 pies. La sección superficial juega un rol crucial durante la perforación de un pozo ya que es la parte encargada de proporcionar estabilidad al pozo, evitar pérdida de circulación del lodo de perforación, cubre las zonas con arcillas evitando el hinchamiento de las mismas y la pega de tubería. Esta sección permite la implementación de los preventores en la cabeza del pozo dando así soporte al peso de las siguientes secciones del pozo.

Tubería de revestimiento

OD (pulg)

ID (pulg)

peso (lb/pie)

Grado de

tubería

Rc (psi)

Re (psi)

Rt (x1000lb)

Número de

juntas Conductor 20 19.124 94 K-55 520 211 1479 7 Superficial 13 3/8 12.125 86 HCP11

0 6240 9000 2677 152

Intermedio 9 5/8 8.535 535 N-80 6620 7930 1244 267 Tubería

corta 7 6.184 29 N-80 7020 8160 746 44

41

Con una profundidad medida de asentamiento de 10 150 pies, la sección intermedia no solamente es la encargada de dar integridad al agujero mientras se perfora sino también aísla la formación contra cualquier tipo de pérdidas de circulación, aisla las formaciones contra presiones demasiadas altas que puedan provocar el colapso del pozo y aisla formaciones salinas. Se usaron 267 juntas de revestidor N-80 de 9 5/8 pulgadas de diámetro con un peso de 535 lb/pie. Asentada hasta una profundidad medida de 11 634 pies, esta sección es sometida a la mayor desviación del pozo con un ángulo de 85.72 grados. Generalmente, su instalación es rápida, abarata costos y permite tener el control de las presiones en la formación recubierta como es en Hollín. En esta sección, se usaron 44 juntas de tuberías de 7 pulgadas de diámetro de grado N-80 con un peso de 29 lb/ pie. Esta sección de revestidores es la única que no viene desde la superficie, sino que está colgada en la tubería intermedia desde 9950 pies de profundidad. 3.5.5. PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Este programa se realizó mediante la simulación del proceso de cementación de un pozo, el cual consistió en instalar el cabezal de cementación en la cabeza del pozo para luego realizar el bombeo del volumen de la mezcla de agua-cemento previamente calculada. Este proceso se inició con un tapón que posee un interior hueco y es recubierto por una membrana en la parte superior. Luego se envió agua tratada y posteriormente el cemento para así recircular la columna hidrostática del lodo de perforación. Se usó el agua tratada para la remoción de posibles sólidos y la limpieza en la sección, logrando así que el volumen de cemento cubra el espacio anular por medio del envío de un tapón sólido seguido del fluido de completación.

r Cementación revestimiento conductor Para la sección conductora del pozo se utilizó únicamente cemento cola de clase A, debido a que es la primera sección del pozo y esto debe dar estabilidad al mismo, así como soporte a las demás secciones. Este tipo y clase de cemento posee mayor compactación y es de rápido fraguado. Es usado comúnmente hasta 6000 pies de profundidad sin ningún requerimiento especial. Por tal razón se lo usó para cementar los 250 pies del pozo propuesto ya que se encuentra en las formaciones de indiferenciado.

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Tabla 13. Resultados de cementación de la Sección conductora

Revestimiento conductor 20 pulgadas slurry tail 15.6 lbs/gls

volumen de lechada del anular 67 bbl volumen de la lechada del anular con exc 15% 77 bbl

Volumen total 77 bbl

Volumen total 430 ft3 Total de sacos 346 Sxs Volumen cola 77 bbl Volumen agua 40 bbl

Desplazamiento de lodo Capacidad de tubería 0.355 bbl/ft Volumen desplazamiento 74 bbl lodo

r Cementación revestimiento superficial

Para la cementación del revestimiento superficial de 13 3/8 pulgadas, se utilizaron dos tipos de lechadas, la de relleno y la de cola. Para el 80 % de la longitud del espacio anular de esta sección, se usó la lechada de relleno con un cemento clase A, la cual fue circulada hasta superficie. Mientras que para el 20% restante de la sección, se usó lechada de cola con un cemento de clase G que recubrió hasta el zapato colgador y ayudó a dar estabilidad al asentamieto de la misma. Este tipo de cemento soporta sin mucha dificultad a altas temperaturas. La lechada de relleno posee propiedades pobres a diferencia de la lechada de cola ya que cuando ésta se fragua presenta baja porosidad y alta resistencia, pero a su vez es suficiente para aislar y proteger al pozo de las formaciones someras presentes en la sección en donde existen acuíferos y presiones normales, las cuales no representan mayor riesgo para la integridad del pozo. El porcentaje de exceso de cada lechada es agregado según experiencia del operador, para esta sección se uso el 7% y el 10% respectivamente debido al volumen calculado de cada lechada para la sección en función de la longuitud. En la tabla 14 se observa la cantidad de sacos de cemento necesarios para lechada.

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Tabla 14. Resultados de cementación de la Sección Superficial

r Cementación revestimiento intermedio

Para la cementación del revestimiento superficial de 9 5/8 pulgadas se utilizó un cemento de clases A y G, con una densidad de 13.5 libras por galón de la lechada de relleno y la lechada de cola con una densidad de 15.8 libras por galón. La lechada de relleno recubrió el 80% del espacio anular de la sección hasta llegar a superficie y el 20% de la sección fue recubierto con lechada de cola para mantener la estabilidad de la tubería. Para esta sección, se usaron aditivos como son la barita como densificante para mantener la presión y controlar el pozo y bentonita como controlador de filtrado para prevenir la deshidratación del cemento ya que en esta sección se encuentran arcillas que se hinchan al entrar en contacto con el agua. En la tabla 15 se observan las profundidades y los volúmenes de cemento que fueron necesarios para esta sección.

Revestimiento superficial 13 3/8 pulgadas slurry lead 13.5 lb/gal

volumen de lechada del anular a 250 pies 0 bbl

volumen de lechada del anular 5280-250 377 bbl

Volumenexceso7% 403 bbl

volumen total 403 bbl volumen total 2264 ft3 #Total de sacos relleno 1364 SksV relleno 403 bbl V agua 156 bbl

slurry tail 15.6 lb/gal volumen de lechada del anular 5776-5280 37 bbl volumen de bolsillo 5780-5776 1 bbl Volumenexceso10% 42 bbl volumen total 42 bbl volumen total 233 ft3 #Total de sacos cola 184 bbl V relleno 42 bbl V agua 20 bbl

Desplazamiento de lodo Capacidad de tubería 0.150 bbl/ft Volumen desplazamiento 865 bbl lodo

44

Tabla 15. Resultados de cementación de la Sección Intermedia

Revestimiento Intermedio 9 5/8 pulgadas slurry lead

volumen de lechada del anular 9650-5870 216 bbl

Volumenexceso30% 281 bblvolumen total 281 bbl volumen total 1576 ft3 #Total de sacos relleno 1087 SxsVolumen de relleno 281 bbl Volumen de agua 245 bbl

r Cementación revestimiento Liner corto

Para la cementación del revestimiento de la tubería corta de 7 pulgadas se utilizó un cemento clase G. La lechada de cola tiene una densidad de 17 libras por galón. Se utilizó unicamente lechada de cola, es decir el 100%, para recubrir la sección entre la formación y la tubería. Esta mezcla posee una alta densidad para mantener la presión de la formación y la compresión ya que en ésta sección se generó la máxima inclinación de la trayectoria del pozo. Esta lechada fue corrida con retardadores, para prolongar el tiempo de bombeabilidad y densificantes para mantener el control del pozo además de controladores de filtrado para evitar daños en las formaciones productoras. En la tabla 16 se pueden observar los volúmenes utilizados para lograr la correcta cementación de esta sección.

slurry tail

volumen de lechada del anular 10150-9650 28 bbl Volumen exceso 30% 36 bbl volumen total 36 bbl volumen total 202 ft3 #Total de sacos cola 180 bbl Volumen de cola 36 bbl Volumen de agua 19 bbl

Desplazamiento de lodo Capacidad de tubería 0.073 bbl/ft Volumen desplazamiento 743 bbl lodo

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Tabla 16. Resultados de cementación de la Sección tubería corta

Revestimiento liner 7 pulgadas slurry tail

volumen de lechada del anular 11634 - 10161 33 bbl

volumen de la lechada del anular con exc 3% 34 bbl

Volumen total 34 bbl

Volumen total 192 ft3 Total de sacos 172 Sxs Volumen de cola 34 bbl Volumen de agua 10 bbl

Desplazamiento de lodo Capacidad de tubería 0.037 bbl/ft Volumen desplazamiento 432 bbl lodo

Figura 4. Diagrama de revestidores del pozo ACAH-195H (Petroamazonas-EP, 2018)

46

3.6. SELECCIÓN DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE 3.6.1. INCREMENTO DEL APORTE DE PRODUCCIÓN La curva de incremento de producción (IPR) mostrada en la figura 9, fue obtenida por medio de la cantidad de fluido que el pozo puede aportar por cada psi presente en la formación. Es común que el índice de productividad (IP) el cual es la medida de potencial del pozo, varíe en función del tiempo por la reducción de la presión en el yacimiento durante la producción del mismo como se puede ver en la tabla 17. Este yacimiento posee como mecanismo de empuje a un acuífero conocido como empuje hidráulico. Según los datos obtenidos se determinó que es un yacimiento subsaturado, es decir que la presión de reservorio (PR) es mayor que la presión de punto de burbuja (Pb), ie que el gas existente se encuentra en solución en el crudo. Para ello se utilizó las ecuaciones correspondientes. El índice de productividad (Ip) obtenido fue de 1.16 bbl/día/psi y una contrapresión de cabeza de 140 psi como dato. Esto indica que la producción se aumentará en 162 bbl/día cuando la presión de cabeza se reduzca a cero psi, llegando a una producción máxima de 5055 bbl/día. En este pozo, el punto de burbuja se encuentra a los 100 psi, lo que se traduce en un índice de productividad no constante como se puede apreciar en la figura 9, se pierde la continuidad de la pendiente. En la tabla 18 se observan los resultados obtenidos del índice de productividad (IP) necesario para el cálculo de la bomba, así como las diferentes tasas de caudades con sus respectivas presiones.

Tabla 17. Presiones de fondo fluyente para obtención de caudales

Pwf psi Q BFPD 4400 0 3000 1625 2000 2785 1000 3946 500 4526 300 4758 100 4990 100 4990 90 5001 70 5021 0 5055

47

Tabla 18. Resultado de índice de productividad

J 1.16 bl/dia/psiqb 4990 bl/diaqo max 5055 bl/dia

Figura 5. Curva de IPR

3.6.2. DISEÑO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE Para el diseño de la bomba electrosumergible, se usaron los datos de la arena Hollín inferior, el resultado del índice de productividad, las distintas presiones existentes en el sistema como son la presión de reservorio, la de cabeza del pozo en superficie, también se tomó en cuenta las profundidades en vertical (TVD).

Tabla 19. Datos de la arena Hollín Profundidad de la arena en MD 11600 pies Profundidad de la arena en TVD 10158 pies Presión de reservorio (Pr) 4400 psi Presión de fondo fluyente (PWF) 2849 psi API 32.2 Corte de agua 28 %

(Petroamazonas-EP, 2016)

48

Tabla 20. Resultados del cálculo de la Bomba electrosumergible

Caudal máximo. 5055 BFPD IP 1.16 bbl/día/psi Caudal esperado 2000 bfpd Caudal de prueba 1800bfpd Presión de cabeza (Phead) 140 psi Gravedad específica del crudo. 0.8644 Gravedad específica de la mezcla 0.9434 Gradiente del fluido 0.4171 psi/pie Presión de la entrada de la bomba (PIP) 633.83 psi Altura dinámica (HD) 4749.23 pies Presión de descarga (PD) 342.80 pies Pérdidas por fricción (Ft) 478.8 pies Carga dinámica total (TDH) 5570.83 pies

A partir de los datos obtenidos, se conoció la profundidad en pies que debe vencer el fluido producido desde la bomba para llegar hasta el cabezal del pozo, conocida como carga dinámica total (TDH). Esta profundidad corresponde a un total de 5570.83 pies. Para lograr obtener este valor, fue necesario calcular la presión de entrada de la bomba (PIP) y así determinar el tipo de bomba requerida por el sistema. 3.6.3. ANÁLISIS DE PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN ÓPTIMA DE

LA BOMBA

Figura 6. Curva de desempeño bomba DN1800 1 etapa (Schlumberger, 2018)

Por medio de la figura 7 y los valores obtenidos, se realizó la selección de la bomba la cual fue de tipo electrosumergible DN 1800. Ésta posee un rango de operación entre 1200 a 2400 bbl/día, haciendo que sea óptima para el pozo propuesto ya que posee condiciones de operaciones de 2000 bbl/día.

49

La misma figura permite conocer los parámetros de eficiencia y de potencia además de los pies que levantará cada etapa. Lo que se traduce en que un barril de fluido producido será levantado por 17 pies por etapa con el requerimiento de 0.309 hp de potencia y una eficiencia de 74%. Con estos resultados, fue necesario conocer la carga total dinámica (TDH) para llevar el fluido producido a superficie, dando como resultado 327.7 etapas totales necesarias. Para revisar la configuración de la bomba en el fondo, ver anexo 12. 3.7. ANÁLISIS ECONÓMICO La perforación de un pozo horizontal de largo alcance eleva los costos de operación en relación con pozos direccionales tipo S y J debido principalmente al tiempo de perforación y a la complejidad en la perforación de los pozos. En la tabla 35 se muestra una comparación entre los costos de perforación de un pozo horizontal de largo alcance en relación a un pozo tipo S o J.

Tabla 21. Resumen de los costos de preforacion y completación de pozos

(Petroamazonas -EP, 2018)

La ventaja de aplicar esta tecnología es la de poder acceder a yacimientos de acceso complicado por sus condiciones geológicas, gran incremento del radio de drenaje del pozo lo que se traduce en mayor aporte del pozo, lenta conificación debido a que se navega en la zona de interés del pozo, en este caso de Hollín. Se analizaron los ingresos del pozo de largo alcance con las condiciones actuales del marcador WTI.

TIPO DE POZO COSTO DE

PERFORACIÓN (USD)

COSTO DE COMPLETACIÓN (USD) COSTO TOTAL (USD)

HORIZONTAL DE LARGO ALCANCE $ 9 464 917.79 $ 1 523 303.68 $ 10 988 221.47

DIRECCIONAL TIPO S O J $ 4 969 696.73 $ 656 211.1 $ 5 625 907.83

50

Tabla 22. Resumen de ingreso neto por barril

(Petroamazonas EP, 2018)

Cabe recalcar que los costos de operación de Petroamazonas son de 12 dólares aproximadamente, pero se consideró el precio de 15 dólares debido a la intervención del consorcio SHAYA lo cual incrementa el costo operativo.

PRECIO ACTUAL DEL PETRÓLEO WTI

(USD).

PENALIDAD POR CALIDAD DE CRUDO Y

MARGEN DE SOBERANÍA (USD)

COSTO DE OPERACIÓN Y PRODUCCIÓN

(USD)

INGRESO NETO (USD)

$ 76.26 $ 24.38 $ 15 $ 36.95

51

Tabl

a 23

. Pre

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P, 2

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3.7.1. PRESUPUESTO DE DE LA PERFORACIÓN DE POZOS DE LARGO ALCANCE

52

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P, 2

018)

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53

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P, 2

018)

55

3.7.2. BALANCE GENERAL Una vez que los costos han sido estimados tanto para la perforación horizontal como para perforación SLAM convencional y con la cotización actual del barril de petróleo según el marcador WTI, se obtuvo el siguiente balance.

Tabla 27. Ahorro de la propuesta por año

Pese a que la perforación horizontal de largo alcance es más costosa, se comprobó que en relación a la perforación de un pozo direccional los ingresos anuales por venta de crudo son mucho mayores obteniendo 9 256 939.20 dólares adicionales en comparación a los ingresos que se obtendría perforando un direccional tipo S o J. Teniendo así un tiempo de retorno de inversión del pozo horizontal de largo alcance de 0.6 años mientras que el pozo direccional tiene un tiempo de retorno de 0.7 años. Esto indica que a pesar de una mayor inversión se obtiene una tasa de retorno temprana y una relación costo beneficio de 2.16 a 1 con respecto al pozo horizontal de largo alcance. De esta forma, se pudo demostrar que este proyecto es 100% rentable y de bajo riesgo.

COSTOS/PERFORACIONES PERFORACIÓN LARGO ALCANCE

PERFORACIÓN DIRECCIONAL

PERFORACIÓN + COMPLETACIÓN $ 10 988 221.47 $ 5 625 907.83

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR POZO 1296 BPPD 600 BPPD

INGRESOS POR VENTA DE CRUDO DIARIO $ 47 880.72 $ 22 167.00

INGRESO ANUAL POR VENTA DE CRUDO $ 17 237 059.20 $ 7 980 120.00

INCREMENTO DE INGRESOS ANUALES POR PRODUCCIÓN DE LARGO ALCANCE $ 9 256 939.20

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

56

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1. CONCLUSIONES

• En el mapa estructural del campo Auca, se identificaron los altos estructurales existentes y las distancias entre los pozos vecinos para la ubicación del nuevo pozo y así evitar problemas de colapso entre ellos.

• El programa de perforación de un pozo horizontal de largo alcance es más complejo que el de un pozo direccional convencional debido a que el pozo horizontal posee una sección adicional la cual ofrece una mejor navegación en la zona de interés.

• Con el nuevo pozo de largo alcance, se obtuvo un incremento en la producción de 1296 BPPD mientras que la producción de un pozo direccional es de 600 BPPD en el mismo campo. Lo que refleja una mayor productividad.

• Mediante un análisis económico costo-beneficio comparando los ingresos anuales del pozo horizontal de largo alcance y un pozo direccional usando los precios actuales del barril de petróleo, se concluyó una relación de 2.16 a 1. Es decir, por cada unidad monetaria invertida se recuperará 2.16.

4.2. RECOMENDACIONES

• Para futuros proyectos de planificación de pozos, revisar los tiempos

no- productivos (NPT) de los pozos perforados en el campo ya que pueden ayudar a optimizar los tiempos de operación.

• Tener la columna estratigráfica completa ayuda a hacer un estudio más preciso de la litología del campo a estudiar.

• Evitar un gran incremento del rendimiento de la producción del pozo, para evitar la temprana producción de volúmenes de agua.

BIBLIOGRAFÍA

57

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Vogel, J.V. (1998). “ Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells” JPT, Enero 1968.

ANEXOS

59

ANEXOS

ANEXO 1.

UBICACIÓN DEL BLOQUE AUCA

60

ANEXO 2.

TABLAS DE DIMENSIONES PARA REVESTIMIENTO DE 20 PULGADAS DEL RED BOOK DE HALLIBURTON

(Halliburton, 2018)

61

ANEXO 3.

TABLAS DE DIMENSIONES PARA REVESTIMIENTO DE 13 3/8 PULGADAS DEL RED BOOK DE HALLIBURTON

(Halliburton, 2018)

62

ANEXO 4. TABLAS DE DIMENSIONES PARA REVESTIMIENTO DE 9 5/8

PULGADAS DEL RED BOOK DE HALLIBURTON

(Halliburton, 2018)

63

ANEXO 5.

TABLAS DE DIMENSIONES PARA REVESTIMIENTO DE 7 PULGADAS DEL RED BOOK DE HALLIBURTON

(Halliburton, 2018)

64

ANEXO 6.

GRÁFICO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDA POR FRICCIÓN

65

ANEXO 7.

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AUCA

(Schlumberger, 2018)

66

ANEXO 8.

PROGRAMA DIRECCIONAL

(Schlumberger, 2018)

67

ANEXO 9.

ENSAMBLAJE DE FONDO DE 16 PULGADAS

(Schlumberger, 2018)

68

ANEXO 10.

ENSAMBLAJE DE FONDO DE 12 1/4 DE PULGADAS

(Schlumberger, 2018)

69

ANEXO 11.

ENSAMBLAJE DE FONDO DE 8 1/2 DE PULGADAS

(Schlumberger, 2018)

70

ANEXO 12. CONFIGURACIÓN DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE EN

EL FONDO DEL POZO

(Schlumberger, 2018)

AUCA - 195 H

GL (pies): 806,95

KB (pies): 844,38

KB - GL (pies): 37,43

Desviation max: 10506' MD - 90.40°

Longitud : N 9,986,325.82 m S 0° 07´ 25.22”

Latitud : E 333,670.14 m W 76° 29´ 40.34”

250' MD -

66,89 bls cement class "A", 15,8 ppg."C" Section"B" Section"A" Section

457,91 bls cement class "A" lead slurry 13.5 ppg79,94 bbls cement class "A" tail slurry 15.6 ppg

203 jts - Casing 13-3/8", 68#, K-55, BTC- - SURFACE CASING 13-3/8" C-75 98 lb/gal.

BOMBA DN1800, 127 ETAPAS SERIE 400

BOMBA DN1800, 127 ETAPAS SERIE 400

INTAKE SERIE 400

SELLO TR4 AR L/2BP HL-HT AFL, FER HSG SERIE 400

SELLO TR4 AR L/2BP HL-HT AFL, FER HSG SERIE 400

MOTOR TR4-92 ( 100 HP, 1310 V, 39 AMP, SERIE 450)

SENSOR

CENTRALIZADOR9909.39´MD /8010.57´TVD

Over Lap 96´

TOL, Hydraulic Packer Hanger 9-5/8" x 7"

INTERMEDIATE CASING 9-5/8", 53.5 lb/ft, N-80, BTC.10400' MD -

347 jts - Casing 9-5/8",N-80, BTC

M-1 SST Liner 7" N-80, 29 lb/ft,

54 jts - Casing 9-5/8",N-80, BTC

Incl: 86° - Azimuth: 226.99° SCREENS 5,5" from @ 10600´MD to 12000´MD N-FLOW - 70 bbls

Hollín Sandstone. 6-5/8" screens Antonoil, BTC / SHOE @ 10506' MD10 jts - screens 6-5/8" + 5 jts screens 7" PMC + 5 joints of casing 7", 26#, P-110, BTC

TD : 12000' MD

Elaborado por: Berlando Laguerre.

may-18

may-18

COORDENADAS:

Hollín SS Top found @ 11400' MD.

611 bls cement class "A" lead slurry 15,6 ppg105 bbls cement class "A+G" tail slurry 15,8 ppg

PETROAMAZONAS EP - UTE

6080' MD

Horizontal section from 11600' MD to 12000' MD

20" Conductor K-55 94 lb/ft.WELL HEAD INFORMATION: JMP

To be installed13-5/8"-3000 X 11"-3000

13-5/8"-3000 X 13-3/8"-3000

Drilling

Inicio de operaciones:

Fin de Operaciones

B

B