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I

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS CARÁTULA “METODOLOGÍA U OPERACIÓN DE LOS COMPONENTES DEL BHA PARA LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS EN EL CAMPO GUANTA DE PETROPRODUCCIÓN”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

Autor: Edisson Gustavo Lozada Chasiluisa Director de Tesis: Ing. Irving Salazar

QUITO – ECUADOR 2010

II

DECLARACIÓN

DEL CONTENIDO DEL PRESENTE TRABAJO, SE RESPONSABILIZA EL AUTOR.

EDISSON GUSTAVO LOZADA

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CERTIFICACIÓN

CERTIFICO QUE ESTE TRABAJO FUE DESARROLLADO EN SU TOTALIDAD POR EDISSON GUSTAVO LOZADA CHASILUISA BAJO MI SUPERVISIÓN.

ING. IRVING SALAZAR DIRECTOR DE TESIS

IV

DEDICATORIA

A Dios por haberme dado salud e intelecto para concluir con mi tesis. A mis padres Wilson y Melva por brindarme su apoyo económico y moral durante mi vida estudiantil.

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AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por tener unos padres que me ofrecen todo su amor y apoyo incondicional en todo momento recibido. A mis hermanos Luis y Ana por su aprecio y bondad.

Mi eterna gratitud a las personas que conforman PETROECUADOR por darme la oportunidad de realizar mi tesis en las instalaciones de PETROPRODUCCIÓN y al Ingeniero Héctor Román Franco Jefe de Ingeniería de Petróleos del Área Lago Agrio por su invaluable cooperación.

Un agradecimiento especial al Ingeniero Irving Salazar por su invaluable colaboración para la realización de esta tesis y mi reconocimiento sincero a la Universidad Tecnológica Equinoccial por haber forjado los pilares de mi carrera.

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ÍNDICE GENERAL PÁG. CARÁTULA __________________________________________________________ II DECLARACIÓN _____________________________________________________ III CERTIFICACIÓN ____________________________________________________ IV DIRECTOR DE TESIS _________________________________________________ IV CARTA DE LA EMPRESA ______________________________________________ V DEDICATORIA ______________________________________________________ VI AGRADECIMIENTO ________________________________________________ VII ÍNDICE GENERAL __________________________________________________ VIII ÍNDICE DE CONTENIDO______________________________________________ IX ÍNDICE DE FIGURAS ________________________________________________ XVI ÍNDICE DE TABLAS ________________________________________________ XVI ÍNDICE DE ANEXOS _______________________________________________ XVII RESUMEN _______________________________________________________ XVIII SUMMARY ________________________________________________________ XXI

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO PÁG. CAPÍTULO I__________________________________________________________ 1 1. INTRODUCCIÓN ___________________________________________________ 1 1.1. Objetivo General _________________________________________________ 3 1.2. Objetivos Específicos ______________________________________________ 3 1.3. Justificación _____________________________________________________ 4 1.4. Idea a defender __________________________________________________ 4 1.4.1. Unidad de análisis _____________________________________________ 4 1.4.2. Variable Independiente _________________________________________ 4 1.4.3. Variables Dependientes _________________________________________ 5 1.5. Métodos de investigación __________________________________________ 5 1.6. Técnicas de investigación __________________________________________ 5

CAPÍTULO II _________________________________________________________ 6 2. PERFORACIÓN _____________________________________________________ 6 2.1. Operaciones de Perforación _________________________________________ 6 2.1.1. Técnicas de Perforación _________________________________________ 7 2.1.2. Lodo de perforación ____________________________________________ 7 2.1.3. Revestimiento y Cementación ____________________________________ 8

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2.2. Equipo de Perforación _____________________________________________ 9 2.2.1. Sistema de potencia (motores) ___________________________________ 10 2.2.2. Sistema de levantamiento ______________________________________ 11 2.2.3. Sistema circulatorio ___________________________________________ 13 2.2.4. Sistema rotatorio _____________________________________________ 15 2.2.5. Sistema de sarta de perforación __________________________________ 16 2.2.6. Sistema de control de flujo de pozo _______________________________ 17 2.2.7. Sistema de equipo misceláneo ___________________________________ 18 2.3. Tipos de Perforación _____________________________________________ 20 2.3.1. Perforación Vertical ___________________________________________ 21 2.3.2. Perforación Direccional ________________________________________ 21 2.3.3. Perforación horizontal _________________________________________ 23 2.3.4. Perforación multilateral ________________________________________ 25 2.4. Herramientas de Perforación _______________________________________ 26 2.4.1. Drill Collar (Botellas) _________________________________________ 26 2.4.1.1. Short Drill Collar (Botellas Cortas) ___________________________ 26 2.4.1.2. Non-Magnetic Drill Collar __________________________________ 27 2.4.1.3. Short-Non Magnetic Drill Collar _____________________________ 27 2.4.2. Float Sub (Intercambiador de Diámetro de Rosca) ___________________ 28 2.4.3. Bit Sub (Porta Broca) __________________________________________ 28 2.4.4. Junk Sub (Canasta de Desperdicios) ______________________________ 28 X

2.4.5. Extensión Sub (Extensión de Canasta) ____________________________ 29 2.4.6. Heavyweight Drill Pipe (Tubería de Perforación de Pared Gruesa) ______ 29 2.4.7. Stabilizer (Estabilizadores) _____________________________________ 30 2.4.7.1. Welded-Blade Stabilizer ____________________________________ 30 2.4.7.2. Integral-Blade Stabilizer ____________________________________ 31 2.4.7.3. Sleeve-Type Stabilizer (Estabilizadores tipo Camisa) _____________ 31 2.4.7.4. Clamp-On Stabilizer (Estabilizadores de Abrazaderas) ____________ 32 2.4.7.5. Estabilizadores De No Rotación ______________________________ 33 2.4.7.6. Estabilizadores de Aleta Reemplazable (RWP) __________________ 33 2.4.7.7. Estabilizadores de Bajo Calibre ______________________________ 33 2.4.8. Roller Reamer (Rimadores de Rodillo) ____________________________ 34 2.4.9. Underreamer (Rimador de Bajo Calibre)___________________________ 35 2.4.10. String Reamer (Rimador de Sarta)_______________________________ 35 2.4.11. Key-Seat Wiper (Limpiadores de Ojos de Llave) ___________________ 36 2.4.12. Turbine (Turbina) ___________________________________________ 37 2.4.13. Bent Sub (Sustituto de Inclinación) ______________________________ 37 2.4.14. Orienting Sub (Herramientas de Orientación) ______________________ 38 2.4.15. Bent Orienting Sub (BOS) _____________________________________ 38 2.4.16. Hole Opener (Abridor de Agujero) ______________________________ 38 2.4.17. Bull Nose __________________________________________________ 39 2.4.18. Section Mill (Sección de Moledores) ____________________________ 39 XI

2.4.19. Whip-Stock (Abridor de Ventanas) ______________________________ 40 2.4.20. Drilling Jars (Martillos de Perforación) ___________________________ 40 2.4.21. Shock Absorver (Absorbedor o Amortiguador de Vibraciones) ________ 41 2.4.22. Rebel Tool _________________________________________________ 41 2.4.23. Motores de Desplazamiento Positivo (PDM) ______________________ 41 2.4.24. Drill Bits (Brocas de Perforación) _______________________________ 42 2.4.24.1. Brocas Cónicas “Roller Cone Bits” __________________________ 42 2.4.24.2. Brocas con Cortadores Fijos “Fixed Cutted Bits”________________ 44 2.5. Conceptos de BHA _______________________________________________ 47 2.5.1. BHA Rotatorios o Estándares ___________________________________ 47 2.5.2. Teoría sobre BHA rotatorio _____________________________________ 50 2.6. Problemas comunes con los BHA ___________________________________ 50 2.6.1. Efectos de La formación _______________________________________ 50 2.6.2. Brocas desgastadas ___________________________________________ 51 2.6.3. Sidetrack accidental ___________________________________________ 52 2.6.4. Broca descalibrada ____________________________________________ 53 2.6.5. Pegamiento por Diferencial _____________________________________ 53 2.6.6. Parámetros de Perforación ______________________________________ 54 2.7. Equipos Y Herramientas del BHA __________________________________ 56 2.8. Formaciones productoras en la Cuenca Oriente _________________________ 57 2.8.1. Formación Hollín _____________________________________________ 57 XII

2.8.2. Formación Napo _____________________________________________ 58 2.8.2.1. Napo Basal ______________________________________________ 59 2.8.2.2. Napo Inferior _____________________________________________ 60 2.8.2.3. Napo Medio ______________________________________________ 60 2.8.2.4. Napo Superior ____________________________________________ 61 2.8.3. Formación Tena ______________________________________________ 61

CAPÍTULO III _______________________________________________________ 62 3. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUANTA-DURENO ____________________ 62 3.1. Geología _______________________________________________________ 63 3.2. Litología _______________________________________________________ 64 3.3. Etapas Previas a la Perforación _____________________________________ 66 3.3.1. Locación a perforar ___________________________________________ 67 3.3.2. Movimiento del RIG a la locación ________________________________ 74 3.4. Elección del Método de Perforación para el Pozo _______________________ 79 3.4.1. Procedimiento para perforar el pozo ______________________________ 79 3.4.1.1. Procedimientos técnico-administrativos previos__________________ 79 3.4.1.1.1. Evaluación Económica del Programa de Exploración __________ 79 3.4.1.1.2. Sustentación y Aprobación del Prospecto ___________________ 80 3.4.1.1.3. Localización Geográfica del Prospecto _____________________ 80 3.4.1.1.4. Declaratoria Ambiental _________________________________ 81 XIII

3.4.1.1.5. Requerimientos Ministerio de Recursos Naturales no Renovables 82 3.4.1.1.6. Proceso de Licitación/Contratación de Servicios ______________ 83 3.4.1.1.7. Inspección Física Equipo de Perforación ____________________ 83 3.4.1.1.8. Planeación /Ejecución Obras de Infraestructura_______________ 83 3.4.2 Establecer la Cuenca Oriente para la perforación _____________________ 85 3.5. Programa de perforación __________________________________________ 87 3.5.1. Elaboración Informe de Pre-perforación ___________________________ 87 3.5.2. Diseño del Programa de Perforación ______________________________ 88 3.5.3. Desarrollo de las Operaciones ___________________________________ 89 3.5.4. Interventoría de las Operaciones _________________________________ 90

CAPÍTULO IV _______________________________________________________ 91 4. PERFORACIÓN DEL POZO GUANTA 18D. ____________________________ 91 4.1. Procedimiento de la Perforación (Operación) __________________________ 91 4.2. Tipos de BHA utilizados durante la Perforación _______________________ 122 4.3. Evaluación e Interpretación de los Registros __________________________ 129 4.3.1. Generalidades del Pozo _______________________________________ 130 4.3.2. Evaluación de Registros Eléctricos ______________________________ 131 4.3.3. Resultados _________________________________________________ 133 4.3.4. Intervalos a Probarse _________________________________________ 134 4.4. Sumario de las Actividades _______________________________________ 136 XIV

4.4.1. Perforación del Pozo Guanta-18D. ______________________________ 136 4.4.2. Costos_____________________________________________________ 147

CAPÍTULO V _______________________________________________________ 149 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _____________________________ 149 5.1. Conclusiones __________________________________________________ 149 5.2. Recomendaciones _______________________________________________ 151 GLOSARIO _______________________________________________________ 153 BIBLIOGRAFÍA ___________________________________________________ 158 ANEXOS _________________________________________________________ 157

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ÍNDICE DE FIGURAS FIG.01 Esquema de una Torre de Perforación ________________________________ 9 FIG.02 Motor de Fondo ________________________________________________ 21 FIG.03 Perforación Direccional. __________________________________________ 22 FIG.04 Perforación Horizontal.___________________________________________ 24 FIG.05 Perforación Multilateral. __________________________________________ 25

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. BHA inicial __________________________________________________ 122 Tabla 2. BHA direccional ______________________________________________ 123 Tabla 3. BHA Direccional______________________________________________ 124 Tabla 4. BHA de Limpieza _____________________________________________ 125 Tabla 5. BHA Acondicionador __________________________________________ 126 Tabla 6. BHA Direccional entre 6275‟ y 7847‟ _____________________________ 127 Tabla 7. BHA Direccional entre 7847‟ y 9457‟ _____________________________ 128 Tabla 8. BHA Direccional entre 9457‟ y 10518‟ ____________________________ 129 Tabla 9. Datos Generales del pozo Guanta-18D _____________________________ 131 Tabla 10. Salinidades del agua de Pozos Vecinos ___________________________ 132 Tabla 11. Intervalos a Probarse __________________________________________ 135 Tabla 12. Costos Totales _______________________________________________ 148

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ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Vista vertical Plan Vs Survey Actual Guanta – 18D __________________ 160 Anexo 2. Vista Horizontal Guanta – 18D __________________________________ 161 Anexo 3. Peso del lodo real Vs Peso del lodo programado ____________________ 162 Anexo 4. Cellar del Pozo Guanta-18D ____________________________________ 163 Anexo 5. Broca Tricónica De 12-1/4” ____________________________________ 164 Anexo 6. Estabilizador de Aletas Espirales ________________________________ 165 Anexo 7. BOP para ser Colocado en la Subestructura del Taladro ______________ 166 Anexo 8. Llave Hidráulica _____________________________________________ 167 Anexo 9. Equipo de Mezclado de Cemento ________________________________ 168 Anexo 10. Sacos de Cemento Tipo G _____________________________________ 169 Anexo 11. Cabeza de Cementación 13-3/8” ________________________________ 170 Anexo 12. Pozo Guanta-18D ___________________________________________ 171

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RESUMEN

La perforación direccional consiste en la perforación de pozos de petróleo y/o gas con inclinación y dirección controlada, estos pozos pueden en la práctica ser considerados convencionales de alto grado u horizontales, esta consideración corre bajo la experiencia y capacidad tecnológica de riesgo que asume cada Compañía Perforadora. Para el logro de este objetivo se emplean herramientas de dirección y ángulo mientras se perfora (MWD) las cuales permiten navegar a través de las formaciones objetivo, adicionalmente se utilizan herramientas de registro mientras se perfora (LWD) las cuales sirven de referencia para mantener el pozo en el objetivo predeterminado.

La parte más crítica para un Perforador Direccional es el diseño y orientación del BHA (Ensamblaje de Fondo) por otro lado el objetivo de toda empresa operadora es minimizar viajes por cambios de BHA. En resumen tanto la empresa operadora como la empresa de prestación de servicios que se encarga del direccionamiento del pozo quieren perforar un pozo hasta la Profundidad Total lo antes posible, la reputación de un Perforador Direccional depende, en gran parte, del juicio y “sentir” que asuma para elegir el BHA apropiado para una situación dada. Es importante mantener una mentalidad abierta acerca del diseño del BHA. Se puede creer que se tiene el BHA calculado, hasta que se muda a una nueva locación. Y darse cuenta que pocos o ningunos de sus BHAs anteriores trabajan como lo esperaba. Esto es entendible al comienzo ya que diseñar BHA no es una ciencia, si no un arte.

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Cuando un Perforador Direccional “novato” llega a un área, la única ayuda que posee en seleccionar los BHAs es el conocimiento del comportamiento de pozos perforados anteriormente.

El objetivo principal de esta tesis es ofrecer un medio de ayuda a estudiantes y personas que están relacionadas en el ámbito petrolero acerca de las consideraciones a tomarse en el diseño de Ensamblajes de Fondo

(BHA) en Perforaciones Direccionales en el

Campo Guanta en el Ecuador.

El contenido de esta tesis está presentado de la siguiente manera:

En el primer capítulo se trata de las consideraciones generales, se da conceptos básicos sobre lo que es la perforación direccional se explica cual es el objetivo de perforar direccionalmente, se detalla cuales son las ventajas y desventajas de perforar direccionalmente.

El segundo capítulo es el marco teórico, el más importante de la tesis, ya que en este capítulo se dan las consideraciones básicas que se deben tener en cuenta al momento de hacer el diseño del BHA, como también conceptos de perforación más detallados.

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En el tercer capítulo se presenta la selección del pozo para describir las tareas de perforación, el cual contiene los antecedentes del campo, etapas previas a la perforación, elección del método de perforación para el pozo, programa de perforación.

En el cuarto capítulo se da a conocer la perforación del pozo Guanta 18D, el procedimiento (operación) de la perforación en dicho pozo y la evaluación e interpretación de los registros utilizados.

Y para concluir en el capítulo quinto se plantea las conclusiones y recomendaciones generadas a través del presente trabajo.

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SUMMARY The directional drilling consists on the perforation of wells of petroleum and/or gas with inclination and controlled address, these wells can in the practice to be considered conventional of high grade or horizontal this consideration runs under the experience and technological capacity of risk that it assumes each drilling Company. For the achievement of this objective address tools and angle are used while of it perforates (MWD) which allow to navigate through the formations objective, additionally registration tools are used while it is perforated (LWD) which serve as reference to maintain the well in the predetermined objective.

The most critical part for a Directional driller is the design and orientation of the BHA (Bottom Hole Assembly) on the other hand the objective of all oil companies is to minimize trips for changes of BHA. In summary as much the company operator as the company of benefit of services that they takes charge of the directionally of the well want to perforate a well as soon as possible until the Total Depth, the reputation of a Directional Driller depends, largely, of the trial and ´´feel´´ that they assumes to choose the appropriate BHA for a given situation. It is important to maintain an open mentality about the design of the BHA. One can believe that one has the calculated BHA, until they moves to a new lease. And to realize that few or any of their previous BHAs work as they waited for it. This is understandable at the beginning to design BHA is not since a science, if not an art.

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When a Directional driller ´´rookie´´ arrives to an area, the only help that it possesses in selecting the BHAs it is the knowledge of the behavior of wells drilled previously.

The main objective of this thesis is to offer a means of help to students and people that are related in the oil environment about the considerations to take in the design of Bottom Hole Assembly (BHA) in Directional Drilling in the Field Guanta in the Ecuador.

The content of this thesis this presented in the following way:

In the first chapter it is the general considerations, it is given basic concepts on what is the directional perforation it is explained which is the objective of perforating directionally, it is detailed which are the advantages and disadvantages of perforating directionally.

The second chapter is since theoretical mark the most important in the thesis in this chapter the basic considerations they are given that should be had in bill to the moment to make the design of the BHA, as well as detailed perforation concepts.

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In the third chapter the selection of the well is presented for the perforation tasks, which contains the antecedents of the field, previous stages to the perforation, election of the perforation method for the well, perforation program.

In the fourth chapter it is given to know the perforation of the well Guanta 18D, the procedure (operation) of the perforation in this well and the evaluation and interpretation of the used registrations.

At the end in the chapter five they are outlined somes conclusions and recommendations generated through the present work.

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CAPÍTULO I

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

El petróleo y el gas raramente se encuentran donde se formaron, una vez sucede esto, migran en dirección a la superficie a través de los poros de las rocas. Un gran porcentaje del petróleo que migra logra alcanzar la superficie donde el gas se esparce en la atmosfera y el petróleo liviano se evapora quedando tan solo un deposito de brea, el restante que no se ha quedado en la roca madre o en la superficie, logra acumularse en donde encuentran una barrera rocosa impermeable, para esto, el gas disuelto en el petróleo disminuye la viscosidad, haciendo más fácil su movilización.

La zona donde se ha producido la pérdida de permeabilidad constituye la llamada trampa petrolífera. Se define como trampa toda anomalía geológica de origen tectónico o litológico que da techo al almacén (zona donde desaparece la porosidad y la permeabilidad).Un reservorio o rocas almacén son las que presentan características adecuadas para la acumulación de petróleo, como las más importantes están su porosidad (porcentaje de la roca ocupada por huecos comunicados o no) y su permeabilidad (capacidad de un fluido para circular libremente entre los poros de la roca).

La única manera de saber realmente si hay petróleo, es mediante la perforación de un hueco o pozo. En Ecuador las arenas productoras de un pozo están normalmente bajo los 7000 pies dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentre la

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estructura geológica o formación seleccionada por los geólogos, con posibilidades de contener petróleo.

Básicamente el extraer petróleo, es una tarea interdisciplinaria en sus tres partes básicas exploración, perforación y explotación, considerando la que compete aquí, la perforación, la tecnificación y procedimientos han hecho que el perforar un pozo dependa de diferentes practicas y sistemas.

La perforación de pozos direccionales rinde sustanciales beneficios económicos por concepto del resultante aumento de producción, debido a que mediante esta técnica se incrementa el área de drenaje de la formación productora, obteniéndose de esta forma considerables mejoras del índice de productividad.

Las tasas de ganancia o incremento de ángulo y las condiciones locales dictaran la selección de equipos, para perforar las diferentes secciones del pozo. Algunos equipos son estándares como los BHA convencionales (BHA sin motor) o bent sub (sustituto de inclinación) con straight motors (motores rectos) o sterable motors (motores de navegación).

El Perforador Direccional formula un plan de perforación antes de perforar el pozo pero debe prepararse a modificar ese plan, cuando el guía la broca al objetivo de la formación y recibe más información geológica. Hasta ahora, el perforador direccional tenía que manipular la tubería de perforación basado en medidas mientras perforaba (MWD) de hecho esto tenía su dificultad debido a la distancia entre la broca y el dispositivo de

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medida, usualmente de 60 a 100 pies, dependiendo del ensamblaje de fondo. En muchos casos, los pozos tuvieron que perforarse a través del fondo o tope del yacimiento debido a que estos datos no estaban disponibles en la broca.

Esta tesis quiere dar a conocer los principios de un BHA como también su operación y diseños .El objetivo es dar amplias referencias al momento de seleccionar un BHA adecuado y tomar decisiones correctas en la perforación.

1.1. Objetivo General Conocer los métodos y fundamentos técnicos del BHA que se aplican en la perforación de un pozo en el Distrito Amazónico.

1.2. Objetivos Específicos

 Conocer y determinar cuáles son las formaciones a perforar en el pozo.  Estudiar las características y condiciones en las que se encuentra el pozo en cuestión.  Conocer los componentes de un BHA de perforación.  Determinar la metodología de la operación.  Conocer los procedimientos y operaciones que se presentan en el pozo Guanta18D del campo Guanta.  (Determinar la perforación definitiva del pozo.)

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1.3. Justificación

En esta tesis se dará a conocer a los estudiantes y técnicos que están involucrados en la industria petrolera, referente a la información de los procedimientos a realizarse en una perforación como también las técnicas y equipos utilizados para el correcto desempeño de la perforación del pozo, con esto quiero llegar a que profesionales y estudiantes de la industria petrolera tengan un instrumento de consulta, académico y técnico el cual les permitirá conocer las operaciones y el trabajo que se realiza para perforar correctamente un pozo con el BHA (Ensamblaje de Fondo del Pozo).

1.4. Idea a defender

El aprendizaje y reconocimiento del BHA para los procedimientos en las tareas de perforación de un pozo. Y de esta manera poder desarrollar un programa óptimo de perforación.

1.4.1. Unidad de análisis

Perforación del pozo Guanta 18D.

1.4.2. Variable Independiente

 Metodología u operación del BHA de perforación. 4

1.4.3. Variables Dependientes

 Acceso a la información de campo.  Datos técnicos de los equipos y las herramientas para la perforación.

1.5. Métodos de investigación

Para la revisión de los parámetros obtenidos durante la perforación del pozo se utilizara el Método Analítico, para la estructuración de la tesis con los datos obtenidos a lo largo de la investigación se utilizará el Método Sintético y cuando se tome en cuenta datos estadísticos de otros pozos se utilizará el Método Deductivo.

1.6. Técnicas de investigación  Revisión de documentación de pozos aledaños.  Revisión de literatura técnica relacionada con trabajos de perforación de pozos. petroleros.  Consultas en internet.  Consulta a expertos en el manejo de perforación de pozos.

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CAPÍTULO II

CAPÍTULO II

2. PERFORACIÓN

La perforación es un método que se utiliza para perforar pozos tanto de exploración como de producción, hasta profundidades superiores a 10000 pies. Para perforar en tierra pozos sísmicos de poca profundidad se utilizan perforadoras ligeras montadas sobre camiones. Para abrir los pozos de exploración y de producción se utilizan perforadoras rotativas móviles y flotantes, semipesados y pesados. El equipo de perforación rotativa se monta sobre una plataforma de perforación con una torre de 30 a 40 m de altura, y comprende una plataforma giratoria, motor, mezcladora de lodo y bomba de inyección, un malacate con cable metálico y numerosos tubos, de 27 m de longitud cada uno aproximadamente. La plataforma hace girar un vástago de transmisión cuadrado conectado a la tubería de perforación o también se lo hace como top drive el cual hace girar únicamente la broca. El vástago cuadrado tiene en la parte superior una lanzadera de lodo conectada a unas válvulas de seguridad antirreventones. La tubería de perforación gira a una velocidad entre 40 y 250 rpm y hace girar una barrena de fricción de bordes cortantes fijos, tipo cincel, o una barrena de rodillos con cuchillas rotativas de dientes endurecidos.

2.1. Operaciones de Perforación A Continuación se menciona la forma de perforaciones.

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2.1.1. Técnicas de Perforación La plataforma de perforación sirve de base para que los operarios acoplen y desacoplen las secciones de tubería de perforación que se utilizan para aumentar la profundidad de perforación. A medida que aumenta la profundidad del orificio se va alargando el tubo y se suspende de la torre la columna de perforación. Cuando hay que cambiar una barrena, se extrae del pozo toda la columna del tubo de perforación, separando cada una de las secciones que la integran y disponiéndolas verticalmente dentro de la torre. Una vez colocada la nueva barrena, el proceso se invierte y el tubo vuelve a situarse en el agujero para proseguir con la perforación. Ha de prestarse mucha atención a que el tubo de la columna de perforación no se disgregue y caiga en el interior del orificio, ya que sería difícil y muy costoso recuperarlo y podría dar lugar, incluso. A que el pozo tuviera que abandonarse. Otro problema que puede plantearse es que las herramientas de perforación se atasquen en el agujero al detener la perforación. Por ello, una vez que se inicia esta normalmente se continúa sin interrupción hasta terminar el pozo. 2.1.2. Lodo de perforación El lodo de perforación es un líquido compuesto de agua o petróleo y arcilla con aditivos químicos (por ejemplo formaldehido, cal, hidracida sódica, baritina). A menudo se añade sosa caustica para controlar el PH (acidez) del lodo de perforación y neutralizar aditivos del lodo y líquidos de terminación potencialmente peligrosos. El lodo de perforación se inyecta en el pozo bajo presión desde el tanque de mezcla en la plataforma de perforación, por el interior de la tubería de perforación hasta la barrena. Después, el lodo asciende por entre la superficie exterior de la tubería de perforación y las paredes del agujero y vuelve a la superficie, donde se filtra y recicla.

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El lodo de perforación se utiliza para refrigerar y lubricar la barrena, lubricar la tubería y expulsar del agujero de perforación los fragmentos de roca triturados. El lodo de perforación se utiliza también para controlar el flujo que sale del pozo, al revestir las paredes del agujero y oponer resistencia a la presión del gas, petróleo o agua que encuentre la barrena. Se pueden inyectar chorros de lodo a presión en el fondo del agujero para facilitar la perforación. 2.1.3. Revestimiento y Cementación El revestimiento es una tubería pesada de acero especial que reviste el agujero del pozo. Se utiliza para evitar el derrumbe de las paredes del agujero de la perforación y proteger los estratos de agua dulce previniendo fugas del flujo de retorno de lodo durante las operaciones de perforación. El revestimiento sella también las arenas impregnadas de agua y las zonas de gas a alta presión. Inicialmente se utiliza cerca de la superficie y se cementa para guiar la tubería de perforación. Para ello se bombea una lechada de cemento a la tubería y se la fuerza a subir por el espacio comprendido entre el revestimiento y las paredes del pozo. Una vez fraguado el cemento y colocado el revestimiento, se continua con la perforación utilizando una barrena de menor diámetro. Después de colocar en el pozo el revestimiento superficial, se montan en la parte superior

de

este

dispositivos

antirreventones

(grandes

válvulas,

sacos

o

empaquetaduras), en lo que se denomina un árbol. Cuando se descubre petróleo o gas, se entuba el fondo del pozo, es decir, se reviste para evitar que penetren en el agujero de perforación tierra, rocas, agua salada y otros contaminantes, y también con objeto de crear un conducto para las tuberías de extracción de crudo y gas.

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2.2. Equipo de Perforación

Los equipos básicos en un taladro para perforar un pozo de petróleo, pueden ser divididos en sistemas, cada cual encargado de una función diferente y que en conjunto logran la puesta en marcha del taladro.

FIG.01 Esquema de una Torre de Perforación

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

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2.2.1. Sistema de potencia (motores)

Sistema encargado de generar energía aprovechable por el taladro, especialmente para las operaciones de levantamiento y circulación. Posteriormente a la segunda guerra mundial las máquinas a vapor fueron remplazadas por motores diesel y hoy en día siguen siendo muy utilizados a pesar de existir sistemas alimentados con gas natural o energía eléctrica. Su medida de referencia es el caballo de fuerza “horse-power” o fuerza aplicada a un objeto durante un tiempo determinado y es equivalente a 550 lb-pie / segundo o 33,000 lb-pie /minuto, muchos taladros modernos se encuentran en el rango de 1.000 a 3.000 caballos de fuerza y superiores para los taladros que alcanzan profundidades mayores a los 20.000 pies de profundidad, además de los requerimientos extra para alumbramiento auxiliar, suministro de agua, aire comprimido y demás exigencias.

En taladros más recientes la transmisión de energía se realiza mediante convertidores de torque o acoplamientos hidráulicos, con transmisión por fluido en lugar de cadenas (hasta el malacate y mesa rotaria) y correas (hacia las bombas) como en los primeros taladros, incluso algunos derivan su energía de motores generadores (eléctricos) de velocidad variable.

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Equipo:

Plantas generadoras (Electric set generators)

Tanques de combustibles

Tanques de agua (Water tank)

2.2.2. Sistema de levantamiento

Debido al desgaste, la necesidad de sacar la sarta del hoyo la cubre el sistema de levantamiento, que es el componente del taladro que levanta y baja lo que se introduzca en el pozo, que además suministra la tensión torsional para enroscar o desenroscar las conexiones. La parte principal del sistema es la torre, definida por la cantidad de carga vertical que pueden aguantar, además de la fuerza del viento horizontal que aguanta, su altura indica su poder, una torre de perforación moderna puede ser capaz de soportar 1.5 millones de libras y resistir vientos de hasta 130 millas por hora con su tarima llena de tubería. Taladros con mayor capacidad existen y permiten colgar del Encuelladero paradas hasta de cuatro juntas (120 pies aprox.); el siguiente componente en importancia es el malacate que debe ser capaz de levantar secciones de tubería de cientos de miles de libras, detener y sostener con su freno principal, la sarta, que es suplido con un freno auxiliar eléctrico o hidráulico. Quien transmite la fuerza tensional es un cable de acero de 1 1/8 de pulgada de diámetro en adelante, según los requerimientos de las operaciones. Por seguridad se mantiene un registro detallado de su

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uso en forma de toneladas-milla (1 tonelada trasladara una milla de distancia), al exceder su límite de uso (según el manufacturante del cable) se elimina o degrada. El bloque corona se ubica en el tope de la torre, sus poleas ranuradas pueden tener un diámetro de hasta 5 pies o más. El bloque viajero es más pequeño y se ubica justamente por encima del gancho, y se traslada arriba y abajo al meter o sacar la sarta. El bloque corona tiene una polea más que el bloque viajero. Por lo tanto un arreglo de 10 cables requiere el uso de seis poleas en el bloque corona y cinco en el bloque viajero, así la capacidad del levantamiento del sistema de cable puede aumentarse agregando más poleas.

Equipo:

Corona (Crown block)

Encuelladero (Monkey board)

Torre (Derrick)

Polea viajera (Travelling block)

Gancho (Hook)

Elevador y brazos (Elevator and arms)

Malacate (Draw work)

Cabeza de gato (Cat head)

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Freno (Brake)

Indicador de peso (Weight indicator)

Consola del perforador (Driller console)

Subestructura (Subestructure)

Cable de perforación (Drilling line)

2.2.3. Sistema circulatorio

Es la suma de las pérdidas de potencia en el sistema de transmisión hacia las bombas o sistema por donde circula el fluido de perforación, sobre la base de este valor de potencia para circular, se determinará la potencia de los motores de las bombas y el caballaje hidráulico teórico que deberán transmitir; se ubica su inicio en el lugar del almacenamiento de materiales para el fluido de perforación; continúa a través de las bombas y equipos mezcladores de lodo, hasta llegar al extremo final que serán los tanques de lodo . Así la trayectoria del lodo comienza en el tanque de lodo y se conduce a la tolva donde se mezcla con las arcillas y otros ingredientes que vienen en sacos. De ahí pasa por las bombas que lo envían por el tubo conductor y la manguera de la Kelly hasta la unión giratoria; luego se lo bombea a través de la broca, el lodo retorna con los cortes de la formación por el espacio anular, cuando llega a la superficie, pasa por los preventores; la línea de retorno de lodo lo lleva a la zaranda ubicada por encima del tanque asentador. La porción de lodo que se puede usar de nuevo será la filtrada a través de la zaranda, después pasará al tanque para su reciclaje. Los ripios (lutita) se llevan a 13

través de la bandeja de lutita hacia el tanque de reserva que se utiliza para almacenar los desechos. Los agitadores en los tanques de lodo mantendrán una mezcla uniforme de líquidos y sólidos; además el sistema incorpora un des-arenador y un eliminador de lodo para remover las partículas finas que no se registraran en el tanque asentador, y un desgasificador al vacío para sacar rápidamente el gas atrapado.

También hace alusión a las piscinas de cortes o depósitos de lodo, donde se le limpia y elimina el agua, proceso llamado dewatering, para verterla o usarla según las especificaciones ambientales del área.

Equipo:

Tanques de lodo (Mud tanks)

Bombas de lodo (Mud pumps)

Tubería elevada (Stand pipe)

Manguera de lodo de perforación (Drilling Mud hose)

Línea de retorno de lodo (Mud return flow line)

Zaranda de lodo (Mud shale shaker)

Eliminador de lodo (Desilter)

Des-arenador (Desander)

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Des-gasificador (Degaser)

Depósitos de lodo (Mud disposal)

Depósitos de agua salada (Salt water disposal)

2.2.4. Sistema rotatorio

Proporciona la energía que permite que la sarta gire y perfore, su componente principal es la mesa rotaria encargada de transmitir el torque a la sarta, así el sistema de poder le transmite movimiento a esta, que a su vez transmite movimiento por la tubería hasta la broca. No obstante la mesa rotaria puede ser reemplazada por un sistema denominado: Top Drive, que permite aminorar el tiempo de maniobra, pues permite levantar, rotar, roscar y desenroscar tubería y componentes de la sarta, sin necesidad de toda una cuadrilla, en unos pocos segundos, con la posibilidad de continuar la circulación de fluidos.

Equipo:

Unión rotatoria (Swivel)

Vástago de rotación (Kelly drill stem)

Buje de transmisión (Kelly bushing)

Mesa rotaria (Rotary table)

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2.2.5. Sistema de sarta de perforación

Es un sistema dentro de otro: el Rotativo, pero único en sí, encargado de transmitir peso y rotación a la broca. Las tuberías que componen la sarta son: la tubería de perforación, hechas de acero, fabricadas bajo las especificaciones del American Petroleum Institute (API), es la tubería menos pesada, con una gran resistencia y capacidad de flexión, que las hace importantes en pozos direccionales u horizontales, a las cuales se conecta la unión giratoria encargada de sostener el peso de la sarta mientras rota y mientras se bombea el fluido de perforación a través suyo. Los collares (también llamados, botellas, cuellos de perforación) son las tuberías más pesadas y menos flexibles de la sarta, se colocan justo encima de la broca, para suministrar peso y control direccional. A estas dos tuberías se les suma la existencia de una intermedia, denominada: tubería de perforación de alto peso (Heavy Weight Drill Pipe), que sirve como sección de transición entre tuberías de poco diámetro y de gran diámetro. En cuanto al componente penetrante-cortante (denominado broca o mecha) se encontrará en el fondo del hueco al final de la sarta.

Equipo:

Tubo conductor (Conductor pipe)

Tubería de perforación (Drill pipe)

Collares de perforación (Drill collars)

Broca de perforación (Drilling bit) 16

Revestimiento de superficie (Surface casing)

Soporte de tubería (Pipe rack)

Plancha de tubería (Cat walk)

Rampa de tubería (Pipe ramp)

Hueco de la Kelly (Mouse hole)

Hueco del sencillo (Rat hole)

Llaves (Tongs)

Contra-peso de la llave (Tong counte weight)

2.2.6. Sistema de control de flujo de pozo

Sistema encargado del control de presión, procura un período de tiempo para controlar las presiones, que guardan las formaciones atravesadas, transmitidas por los fluidos que contienen y los amagos de reventón que se generen. Obteniendo su potencia de la Unidad acumuladora, con la posibilidad de eliminar el gas indeseado por el Separador de gas.

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Equipo:

Preventor anular de reventones (Anular blowout preventers)

Preventor de ariete (Pipe rams BOP´s)

Unidad acumuladora hidráulica o neumática (Pressure acumulator)

Válvulas del estrangulador (Choke manifold)

Separador de gas (Gas separator)

2.2.7. Sistema de equipo misceláneo

Sistema que como su nombre lo indica contiene los equipos de operaciones varias que de alguna manera apoyan o albergan los demás grandes sistemas como el caso del contrapozo que es la caja de concreto que sella la boca del pozo y que sostiene parte del sistema de control de flujo (BOP´s); que registra la información de las operaciones de perforación; o las herramientas de manejo como la llave aguantadora, las llaves de apriete, las cuñas y elevadores entre los más significativos, que permiten manejar los componentes de la sarta. Este sistema incluso contiene los instrumentos de medición de las variables del taladro (presiones, torque, RPM, WOB, flujo de gas, cantidad de cortes y otros) ubicados dentro de la casa del perro, donde también puede ubicarse la unidad de geología, (o en caseta aparte, cerca de la torre o cerca a la del lodero) donde

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mediante sensores, las monitorea paralelamente, incluso otras más (sensores en el gancho, nivel en tanques y piscinas, cantidad de sólidos, etc.).

También aunque no sean mostrados, los equipos de rigor en seguridad, empezando por los de uso personal: casco, botas, guantes, gafas; así como los del equipo, extinguidores, mascarillas, lava-ojos, alarmas (según lo ocurrido: disparos de pozo, incendio, llamada del perforador, atentado terrorista, presencia de H2S, entre otros) y de manera menos tangible pero de excesiva importancia: los procedimientos de abandono, contra incendio, charlas de seguridad programadas.

Equipo:

Casa del perro (Dog house)

Corredor de paso (Walk road)

Contrapozo (Cellar)

Escaleras (Stains)

Línea de levante (lifting line)

Polea de suspensión (Suspension pulley)

Unidad de línea rápida (Slick wire line unit)

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BOP

Registrador de perforación (Drilling recorder)

Herramientas de manejo (Handling tools)

2.3. Tipos de Perforación

Frecuentemente, cuando se perfora un pozo horizontal o direccional, se coloca un motor de fondo en la parte inferior de la sarta de perforación, justo arriba de la broca, como se muestra en la figura 01. Se le llama motor de fondo o motor de lodo “Mud Motor” porque el lodo de perforación hace rotar la broca, es decir, cuando se usa un motor de fondo únicamente rota la broca, y no el resto de la sarta. El lodo bombeado a través de la sarta entra por la parte superior del motor de fondo. Cuando el fluido de perforación presurizado es forzado a través de estator elástico y de un motor excéntrico de acero, se aplica un torque, el cual hace que el motor rote. El motor se conecta a un eje que transmite el movimiento “drive shaft” el cual, a su vez, se encuentra conectado a la broca. La sarta de perforación no rota, tan solo el motor hace rotar la broca. Sin embargo, en muchas ocasiones la broca gira, y también la sarta está girando movida desde superficie por un Kelly o un Top Drive; cuando esto sucede, se le llama “rotating”, rotando, cuando sólo la broca gira movida por el motor de fondo, mientras la sarta permanece estática, se denomina “sliding” o deslizando.

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FIG.02 Motor de Fondo

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

2.3.1. Perforación Vertical La perforación vertical es una técnica de perforación rotativa que guía la columna de perforación siguiendo una trayectoria recta a medida que el agujero se hace más profundo. Este método nos limita llegar a yacimientos donde la perforación direccional lo haría mediante herramientas especiales de desviación.

2.3.2. Perforación Direccional

La perforación direccional es una técnica de perforación rotativa que guía la columna de perforación siguiendo una trayectoria curva a medida que el agujero se hace más

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profundo. Este método se utiliza para llegar hasta yacimientos que son inaccesibles mediante la perforación vertical.

Asimismo reduce los costos, ya que permite perforar varios pozos en distintas direcciones desde una sola plataforma. Este mayor alcance de perforación permite penetrar en yacimientos submarinos desde la costa. Muchos de estos métodos son posibles gracias al empleo de ordenadores para guiar perforadoras automáticas y tubería flexible (espiral), que se sube y baja sin tener que conectar y desconectar secciones.

FIG.03 Perforación Direccional.

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

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2.3.3. Perforación horizontal

Se considera como un pozo altamente desviado, aquel donde la inclinación máxima supera los 60° y un horizontal el que es perforado hasta obtenerse una inclinación de 90°. Este tipo de perforación logra en los casos en los que se implementa, la meta de costo-beneficio que preocupa a las operadoras para maximizar la producción, sea para alcanzar varios objetivos con un solo pozo; evitar operaciones de reentrada (reentry wells); Extraer crudo de yacimientos extensos pero de poco espesor, que antes hacían imposible desarrollar un campo o sortear obstáculos que solo sean esquivados mediante este tipo de perforación. Este tipo de pozos requieren de mucha experiencia, avanzados sistemas de navegación y equipos. Son aplicables a:

1. -

Optimización de drenaje.

2. -

Recobro secundario.

3. -

Reservorios con depletamiento.

4. -

Pozos con ratas de producción bajas.

Económicamente este tipo de perforaciones, no son emprendidas por una compañía perforadora, sin una debida etapa de estudio y análisis costo-beneficio; No obstante, puede una compañía ahorrase bastantes gastos optimizando el área de drenaje efectiva de un reservorio, aún más en operaciones costa-fuera, donde las plataformas son vitales, además de costosas. En tal caso podemos aseverar que básicamente las dos ventajas

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principales de estos pozos con respecto a pozos inclinados convencionales son: a) el aumento en el alcance horizontal de un pozo y b) la mayor cantidad de zona completada a obtenerse dentro de un reservorio (tanto más, sí la formación productora es horizontal.)

FIG.04 Perforación Horizontal.

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

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2.3.4. Perforación multilateral

Esta práctica, principalmente provee un drenaje de reservas efectivo desde un solo wellbore, presentando a lo largo de su construcción, sendas ventanas (pozos) que son dirigidas individualmente a un sector específico de una o varias estructuras petrolíferas en tierra o en costa fuera, para drenar el energético que se encuentra en ellas, además incrementa la probabilidad de interceptar y drenar los diferentes sistemas de fracturas que se puedan presentar; a todo lo anterior se suma la atenuación del impacto ambiental.

FIG.05 Perforación Multilateral.

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

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2.4. Herramientas de Perforación En este punto se refiere los diferentes tipos de herramientas de perforación.

2.4.1. Drill Collar (Botellas)

Los Drill Collars son tubulares pesados de acero rígido. Estos son usados al final de un BHA para proveer peso sobre la broca y rigidez sobre la sarta de perforación. Existen dos tipos de Drill Collar, los lisos y espirales. En perforación direccional se utiliza los Drill Collar tipo espiral son preferidos porque las ranuras espirales reducen el área de contacto a la pared en un 40%. El cambio de pegamiento diferencial es reducido grandemente. Los Drill Collar en espiral normalmente tienen un buen deslizamiento, alivio de esfuerzos entre los bordes de la caja y el pin, y son usados de acuerdo al criterio de la operadora.

2.4.1.1. Short Drill Collar (Botellas Cortas)

A menudo son llamados pony collar, este es simplemente la versión más corta de un Drill Collar. Estos Short Drill Collar pueden ser manufacturados de acero especial y pueden ser cortados en 2 o más Short Drill Collar los mismos que pueden ser aplicados para armarse en BHA sus longitudes varían de 5‟,10‟ y 15‟ son normalmente proveídos por Compañías de Perforación Direccional.

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2.4.1.2. Non-Magnetic Drill Collar (Botellas Antimagneticas). Los Non-Magnetic Drill Collar son usados no en forma espiral sino lisa, son manufacturados en alta calidad resistentes a la corrosión de autentico hierro forjado conocido como Monel, para aislar a la herramienta de control y registro contenida en su interior (MWD o Steering Tool) de las interferencias magnéticas causadas por el acero de la tubería de perforación que está más arriba.

La tecnología asociada con los levantamientos magnéticos muestra que el número de botellas antimagnéticas requeridas aumenta a medida que se incrementa el ángulo del pozo y la latitud del mismo. La norma es utilizar tres botellas antimagnéticas de 30 pies cada una.

2.4.1.3. Short-Non Magnetic Drill Collar (Botellas Cortas No Magnéticas).

Es una versión corta de Non-Magnetic Drill Collar. Estos comúnmente son hechos de un Non-Magnetic Drill largo. Los Non-Magnetic Drill Collar pueden ser usados entre el motor de lodo y el collar del MWD para contrarrestar las interferencias magnéticas de la parte inferior Es también usado como herramienta de giro en el BHA particularmente donde el calibre del agujero es inclinado y la dirección dada alcanza, altas interferencias magnéticas finalmente el BHA para pozos direccionales a menudo usa un Short Non Magnetic Drill Collar.

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2.4.2. Float Sub (Intercambiador de Diámetro de Rosca)

Este es un intercambiador de diámetro de rosca de una caja y pin y actúa como una válvula flotadora, a menudo se corre sobre el motor, en un BHA convencional la válvula flotadora es insertada sobre la porta broca (bit sub) (en el caso de un BHA pendular) o es usado cerca de los estabilizadores y la broca. Los diseños de estas válvulas flotadoras son muy variables, algunos pueden no usar válvulas flotadoras por problemas Kickcontrol (punto de desviación) en Perforación Direccional se deberá chequear la regulación que tenga el equipo de perforación. Esta válvula es proveida por Compañías de Perforación Direccional.

2.4.3. Bit Sub (Porta Broca)

Es una herramienta caja por caja es directamente corrido sobre la broca y cuando no se puede utilizar esta cerca del estabilizador (es una válvula flotadora) existe de variedades, diámetro de acuerdo al tipo de broca y normalmente son proveídos por la contratista de perforación.

2.4.4. Junk Sub (Canasta de Desperdicios)

Es fabricado con un acero solido especial con cuello vacio en la parte de abajo formando una especie de canasta al final de la herramienta. Este Junk Sub es corrido

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directamente sobre la broca, el cual recoge las piezas que pueden circular en el lodo y que no son demasiado pesadas como para sacarlas del pozo con circulación.

2.4.5. Extensión Sub (Extensión de Canasta)

Esta es una extensión corta de canasta normalmente consta de una caja y un pin.

2.4.6. Heavyweight Drill Pipe (Tubería de Perforación de Pared Gruesa)

Esta es una sarta de perforación de pesos intermedio con dimensión idéntica al Drill Pipe (Tubería de Perforación) el Heavy Weight tiene una pared central que nos ayuda a proteger la caja y el pin y darle flexibilidad a la sarta lo cual reduce, las ratas de usos en los diámetros externos de dichas tuberías. El OD de esta tubería es protegido en el centro para contrarrestar esfuerzos abrasivos. El HWDP es menos rígido que el Drill Collar y tiene mucho menos área de contacto. Cambios de adelgazamiento diferencial son reducidos y los tres puntos de contacto con las paredes ayudan a una perforación direccional. Permite reducir el torque y obtener altas r.p.m. El HWDP puede ser corrido a través de ángulos en el agujero y cambia de dirección con menos conexión y problemas de fatiga, los diseños para utilizarlos en el BHA también nos permite minimizar el uso de DC en el BHA y uso de HWDP para variar el peso sobre la broca. Para un normal trabajo de un direccional 30 juntas de HWDP serán suficientes.

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2.4.7. Stabilizer (Estabilizadores)

Son partes indispensables usadas en el BHA para rotación en una perforación direccional. Los estabilizadores tienen conexión caja y caja son colocados cerca de la broca.

Los estabilizadores que tienen conexión caja y pin son también usados como una válvula flotadora para control direccional en las paredes del agujero. Con varias posibilidades de tipo y flexibilidad al BHA.

Estos estabilizadores son usados para:  Control de desviación.  Reduce los riesgos de pega diferencial.  Se puede rimar patas de perro y ojos de llave.

2.4.7.1. Welded-Blade Stabilizer (Estabilizadores con Aleta Soldada).

Las aletas soldadas en el cuerpo del estabilizador son procesos de alta calidad que encierran calentamientos y pos calentamientos en todos sus componentes, la unidad de ensamblaje asegura la integridad del estabilizador totalmente y minimiza la posibilidad 30

de que fallen las aletas u hojas. Las aletas pueden ser rectas, semi rectas, inclinadas o en forma espiral. Los estabilizadores de aletas soldadas no son recomendables para formaciones duras porque pueden sufrir daños y fracturas, pero pueden funcionar sin problemas en formaciones suaves dando una máxima rata de flujo, y son relativamente baratas.

2.4.7.2. Integral-Blade Stabilizer (Estabilizadores con Aletas Integrales).

Estos son hechos de una sola pieza de material, son más caros que los otros estabilizadores. Los bordes de estos estabilizadores pueden reducir el daño que puede ser causado por el contacto con áreas de la pared del pozo en formaciones suaves. Estos pueden tener 3 o 4 aletas los estabilizadores normalmente son de insertos de carburo de tungsteno (superficie de contacto de las aletas) y son recomendadas para formaciones duras y abrasivas.

2.4.7.3. Sleeve-Type Stabilizer (Estabilizadores tipo Camisa)

Existen 2 tipos de diseño de este tipo de estabilizadores:  Estabilizador de dos Piezas (Mandril y Camisa): Las camisas son atornilladas con tuercas especiales fuera del mandril ajustadas (torque) a un valor

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recomendado, generalmente el torque de la camisa es bajo no hay presión de sello en la camisa es fácil el cambio de camisa en la plataforma de perforación y es muy usada hoy en día.

 Estabilizadores de tres Piezas (Mandril, Camisa y Saver Sub): Esta camisa es atornillada en el primer mandril y ajustado con la mano. El Saver Sub es atornillado en el mandril de conexión y ajustada de acuerdo a los valores recomendados. En este caso hay presión sello de presión de lodo, poner el torque en esta pieza de conexión es de acuerdo al diámetro API de la conexión (ósea que hay que limpiar los hombros, hilos, caja y pin) nuevamente use el correcto torque y evitaremos problemas Down Hole Wash Out (agujero en la tubería) lo que podría resultar en pérdida de tiempo, cambios de camisa, etc. Por esta razón los estabilizadores tipo camisa no son mas usables desde hace algunos años.

2.4.7.4. Clamp-On Stabilizer (Estabilizadores de Abrazaderas)

Varios diseños son conocidos como la fabricada por RED, Sarco-log, EMTEC. Estos estabilizadores dan mayor estabilidad en el diseño del BHA y pueden ser posesionados sobre NMDC, MWD, PDM, etc. El espacio requerido mantiene el control direccional del pozo.

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Los estabilizadores con abrazaderas no magnéticas son variables y solicitados por algunos clientes pero algunos son aprensivos acerca de correr las abrazaderas porque dañan la posición del movimiento adentro (en la perforación). Algunos de ellos dificultan a la extracción de la sarta.

2.4.7.5. Estabilizadores De No Rotación

Este tipo de estabilizadores son usados sobre el tope de un estabilizador convencional en el BHA, son útiles para formaciones abrasivas, en la banda de caucho no gira cuando esta perforando esto reduce el daño cuando estamos frente a las paredes del pozo y pueden soportar una temperatura de 150 ºF.

2.4.7.6. Estabilizadores de Aleta Reemplazable (RWP)

Tienen 4 aletas de 90º son buenas para control de perforación direccional usadas en formaciones abrasivas que pueden dar un excesivo torque.

2.4.7.7. Estabilizadores de Bajo Calibre

Es un estabilizador ajustable, tiene dos posiciones, abierta (en calibre), cerrada (en bajo calibre). La parte extendida en calibre recibe la mayor cantidad de peso sobre la broca entonces el candado de cierre se sujetara hidráulicamente para desactivar la bomba, 33

deben sacar un poco antes del fondo. En este caso el seguro hidráulico del estabilizador se encontrara nuevamente en función de cierre cuando la rata de bombeo es normal.

2.4.8. Roller Reamer (Rimadores de Rodillo)

Son diseñados para mantener el calibre del agujero reduce el torque y estabilizan la sarta de perforación ellos pueden ser de tres puntos (tres rodillos) y de seis puntos (seis rodillos) ambos son colocados cerca de la broca para proteger su diámetro ellos pueden ser usados particularmente en formaciones abrasivas.

Los rimadores de rodillo colocados cerca de la broca (Near bit) ayudan a prolongar la vida útil de la misma y puede ser colocado como un Near bit estabilizado donde el torque de la rotaria es excesivo. Algunas veces más de uno son usados, en el BHA estos ayudan a rimar ojos de llave y patas de perro. Estos cortadores son variables y usados para formaciones suaves, medianamente suaves y formaciones duras. Los bloques de los cortadores y pines de los rodillos (rimadores de rodillos) pueden ser cambiados en el sitio de perforación.

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2.4.9. Underreamer (Rimador de Bajo Calibre)

Las aplicaciones de esta herramienta son para ensanchar puentes, ojos de llave, abrir huecos pilotos direccionales, nos sirven también para abrir agujeros cuando tenemos restricciones en un BOP, esta herramienta es abierta hidráulicamente. Estas herramientas mantendrán su posición abierta mientras la presión hidráulica es mantenida, cuando las bombas son cerradas los brazos regresan hacia el cuerpo del rimador de bajo calibre. Varios tipos de cortadores son usados en las formaciones. Los brazos cortadores y los jets pueden ser cambiados en el sitio de perforación.

Es recomendado correr un (bull-nose) bajo el underreamer cuando se está abriendo un agujero piloto en una perforación direccional. Esto elimina la posibilidad de tener un accidental side track (salir de la vertical con nuevo agujero).

2.4.10. String Reamer (Rimador de Sarta)

Un rimador de sarta es diseñado para incrementar el diámetro de un ojo de llave a través de la cual atraviesa. El cuerpo de rimador de sarta es hecho de una longitud corta de HWDP las conexiones son normalmente hechas a las que se realizan en la tubería de perforación. Las aletas son soldadas en el cuerpo su parte facial es sumamente dura (carburo de tungsteno) las aletas pueden ser rectas u oblicuas. El OD de las aletas puede ser variado pero no pueden ser más grandes que el OD de la broca usada. Es un diseño 35

muy caro y es fabricado con piezas de acero y aplicando técnicas especiales para la formación de sección dura de la cara. Estos rimadores son normalmente corridos en la tubería de perforación en los progresos de la formación estos nos ayudan a rimar secciones irregulares y posibles ojos de llave. Los rimadores de sarta con diámetros largos son diseñados para ser corridos sobre los DC ellos tienen las mismas conexiones que se realizan en los DC.

2.4.11. Key-Seat Wiper (Limpiadores de Ojos de Llave)

En un pozo cuando se tiene ojos de llave es un gran problema. Allí se encuentra el limpiador de ojos de llave que pueden ser corridos entre el tope del último DC y base del primer HW, cuando se saca la tubería la parte dura de las aletas tendera a encajarse en el primer ojo de llave (hacia arriba) la sección de esta herramienta será de rimar este, automáticamente esta formación dejando libre el paso para los DC.

La herramienta puede ser de engranaje simple o doble, las aletas espirales tienen en su borde facial material duro (carburo de tungsteno) que provee la acción de cortar y tiene una buena resistencia al uso.

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2.4.12. Turbine (Turbina)

Esta herramienta utiliza mecanismo de fluido centrifugo este es totalmente diferente al motor de desplazamiento positivo, la energía es derivada de la velocidad o volumen directo del flujo del lodo, tiene en su interior un estator angular creando una fuerza de rotación expuesta en el ángulo del rotor cada combinación de estator a rotor es llamada una etapa, una turbina trabaja en diferentes etapas. Las turbinas a menudo llamadas (turbodrill) no son usadas mucho hoy en día.

2.4.13. Bent Sub (Sustituto de Inclinación)

Son normalmente fabricados con pin y caja, la conexión de un pin del bent sub puede ser compatible con la caja de un Motor de Desplazamiento positivo del mismo diámetro, el pin es fabricado con ejes axiales en el cuerpo de esta herramienta, este ángulo va inicialmente de 1º a 3º en incrementos de 1/2º, una línea o marca en el cuerpo del bent sub esta directamente alineado en el centro de la ranura del pin, es usado como un patrón de referencia para el posicionamiento de la cara de la herramienta (tool face) el bent sub es usado directamente sobre el Motor de Desplazamiento positivo o turbina. Las fuerzas en la broca siguen un cierto arco de curvatura como en la perforación.

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2.4.14. Orienting Sub (Herramientas de Orientación)

Esta herramienta es comúnmente llamada UBHO (Universal Bottom Hole Orientation). Esta tiene conexión de pin y caja son compatibles con bent sub y NMDC. Después de cada conexión inmediatamente deben ser torqueados y alineados directamente sobre la línea patrón del bent sub, esta llave (marca) es el punto de carga para correr una desviación. La Perforación Direccional y la posición del tool face en el disco de la inclinación, está asegurado usando dos tornillos hexagonales de 3/8”. Esta herramienta en la inclinación nos sirve para hacer correcciones en un Kick off o side track.

2.4.15. Bent Orienting Sub (BOS)

Es una combinación de bent sub y UBHO. Las ranuras del pin son compatibles con un Motor de Desplazamiento positivo.

2.4.16. Hole Opener (Abridor de Agujero)

Es usualmente diseñado con herramientas de diámetro fijo, estos abridores de agujeros son usados, en agujeros pilotos, son variados sus cortadores y usados en diferentes tipos de formaciones, los cortadores y los jets pueden ser cambiados en el sitio de perforación y son tremendamente recomendados para abrir agujeros pilotos en pozos direccionales.

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2.4.17. Bull Nose

Es usado como guía en un agujero abierto o underreamer particularmente en agujeros pilotos desviados. Esta herramienta guía, puede ser cóncava o solida. Algunos de estos rimadores no tienen jet, los bull nose son corridos directamente bajo el underreamer en algunas ocasiones el fluido directamente asciende por los jets y limpian los cortadores ayudando al underreamer que opere normalmente.

2.4.18. Section Mill (Sección de Moledores)

Esta herramienta es usada para moler secciones de la tubería de revestimiento o casing, usualmente usadas para operaciones de side track, la operación es similar a la de underreamer esto incluye a seis cortadores triangulares son vestidos con carburo de tungsteno tres de los brazos cortadores expandidos por la presión de la bomba es aplicada. Los tres primeros cortadores iniciaran el corte del casing una vez alcanzado su diámetro de corte automáticamente las otras tres aletas tomaran su diámetro de corte. Cuando todos los cortadores (seis) están sobre la superficie cortada del casing se procede a moler.

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2.4.19. Whip-Stock (Abridor de Ventanas)

Se corre delante del Motor de Desplazamiento positivo como una herramienta de deflexión esta herramienta puede ser corrida en agujero abierto o hueco revestido. Esta herramienta en agujero abierto es recuperable es usada principalmente en side track y en taladro pequeño. En hueco revestido es usado un side track dentro de un casing es un orientador seguido de una deflexión ubicado en el flanco izquierdo, varios tipos son usados y completados en agujeros revestidos en operaciones de side track.

2.4.20. Drilling Jars (Martillos de Perforación)

Estos son de dos diseños para aplicar percusiones ascendentes y descendentes, los martillos de perforación son utilizados en agujeros desviados, en la sarta de tal manera que la sarta puede mediante un martillo ascendente o descendente ser liberada en caso de que se halle ajustada.

Los martillos pueden ser de diseño: mecánico, hidráulico o hidromecánico.

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2.4.21. Shock Absorver (Absorvedor o Amortiguador de Vibraciones)

Los absorvedores de vibraciones en perforación son diseñados para resolver problemas de vibración en la sarta al igual que reduce la vibración que se realiza en la broca.

2.4.22. Rebel Tool

Esta herramienta corrige el desplazamiento lateral de las brocas en las paredes del agujero y puede tener una suave y baja tendencia al desplazamiento lateral de la broca o puede eliminarlos completamente. Las partes izquierda y pueden ser cambiadas en el sitio de perforación, son utilizadas en formaciones medianas. Esta herramienta puede ser usada en inclinaciones sobre 12º y en huecos de 8 1/2” y 12 1/4”. Con la llegada de motores navegables son a menudo pocos usados hoy en día.

2.4.23. Motores de Desplazamiento Positivo (PDM)

El avance más importante para el control de la trayectoria de un pozo es el uso de Motores de Desplazamiento Positivo con sustituto de inclinación (Bent sub), bent housing, o estabilizadores excéntricos.

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Los motores de desplazamiento positivo están disponibles en rango que van desde 2” hasta más de 9” en diámetro y tienen un rango de velocidad que va desde unos 100 r.p.m. hasta más de 800 r.p.m. la velocidad requerida para una operación común varia de 150-300 r.p.m.

El motor de desplazamiento positivo ha dado grandes usos en la perforación direccional o en agujeros de carácter vertical; así como también en operaciones de coronamientos (cores), rimados, moleduras y otras operaciones. La versatilidad de esta herramienta se ajusta en excelentes funcionamientos en operaciones de pozos verticales y direccionales, incrementando las ratas de penetración (ROP), reduce posibles daños al casing (vibración de broca) y esfuerzos de rotación.

2.4.24. Drill Bits (Brocas de Perforación)

Los miembros de la cuadrilla instalan la broca en la parte inferior de los DC. Hay dos tipos de brocas:

2.4.24.1. Brocas Cónicas “Roller Cone Bits”

Existen dos tipos de brocas cónicas disponibles.

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a) Brocas con dientes de acero “Steel teeth”

Es una broca con dientes de acero, también llamada “milled tooth bit”, el fabricante forja los dientes en el acero de que está hecho el cono. Las brocas con dientes de acero son las más económicas; cuando se usan apropiadamente, pueden perforar por varias horas. Los fabricantes diseñan las brocas con dientes de acero para perforar formaciones blandas, medias y duras.

b) Brocas con Insertos de Carburo de Tungsteno “tungsten carbide inserts”.

En las brocas con insertos de Carburo de Tungsteno, el fabricante introduce y presiona insertos muy duros de Carburo de Tungsteno en huecos perforados en el cono de la broca. El Carburo de Tungsteno es un metal muy duro.

Brocas con insertos de Carburo de Tungsteno son más costosas que las brocas con dientes de acero. Sin embargo, usualmente duran más debido a que el Carburo de Tungsteno es más resistente al desgaste que el acero. En general, las brocas de Carburo de Tungsteno perforan desde formaciones medianas hasta muy duras, y también formaciones blandas.

Las brocas para formaciones blandas generalmente perforan mejor con un peso

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moderado y altas velocidades de rotación. De otro lado, las brocas para formaciones duras usualmente perforan mejor con bastante peso y moderada velocidad de rotación.

2.4.24.2. Brocas con Cortadores Fijos “Fixed Cutted Bits”

Tres tipos de brocas con cortadores fijos existe:

a) Brocas Policristalinas de Diamantes Compactos “Polycrystalline Diamond Compact (PDC) Bits”.

La broca PDC tiene cortadores hechos de diamantes artificiales y de Carburo de Tungsteno. Cada cortador hecho de diamante y Carburo de Tungsteno se conoce como compacto. Los fabricantes colocan los compactos en la cabeza de la broca. A medida que

la

broca

rota

sobre

la

roca,

los

compactos

cortan

la

formación.

Las brocas PDC son bastante costosas, sin embargo, cuando se usan apropiadamente, pueden perforar en formaciones blandas, medianamente duras o duras por varias horas y sin fallar.

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Compacto de PDC “PDC Compact”.

La capa de un compacto de PDC es muy fuerte y bastante resistente al desgaste. Los fabricantes adhieren los cristales de diamante al inserto de Carburo de Tungsteno a altas presiones y elevadas temperaturas. La parte de Carburo de Tungsteno le da al compacto de PDC alta resistencia al impacto, reforzando las propiedades de resistencia al desgaste de los cortadores.

b) Brocas de Diamantes “Diamond Bits”.

Los fabricantes hacen las brocas de diamantes a partir de diamantes industriales. Los diamantes son los cortadores de la broca. Los diamantes son una de las sustancias más duras conocidas; algunos tipos de diamantes son:

 Regular.  Premium.  Octaedro “Octahedron”.  Carbonado.  Magnífico “Magnific”.

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La broca de diamantes rompe la formación comprimiéndola, cortándola o rapándola. El diamante actúa como una lija, desgastando la formación. Los fabricantes embeben el diamante en la matriz de metal que conforma la cabeza de la broca. Las brocas de diamantes son costosas, sin embargo, cuando se usan adecuadamente, pueden perforar por muchas horas sin fallar.

c) Broca Corazonadora y Barriles “Core Bit and Barrels.”

Los miembros de la cuadrilla corren una broca corazonadora y un barril cuando el geólogo necesita un corazón de la formación que está siendo perforada. Normalmente una broca corazonadora es una broca de cortadores fijos de PDC o de diamante. Tiene un hueco en el medio. Esta abertura permite que la broca obtenga el corazón. Los diamantes y PDCs se encuentran alrededor de la abertura y a los lados de la broca.

Los taladreros fijan el corazón a un barril corazonador. El barril corazonador es un tubo especial, usualmente mide de 30 a 90 pies (9 a 27 metros). El barril corazonador se corre en el fondo de la sarta de perforación. El se encarga de recolectar el corazón que ha sido obtenido por la broca corazonadora. Los corazones les permiten a los geólogos darle un vistazo a la formación. A partir de la muestra ellos frecuentemente pueden decir si el pozo será productor.

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2.5. Conceptos de BHA A continuación los conceptos de BHA.

2.5.1. BHA Rotatorios o Estándares

Antes de que apareciesen las herramientas MWD y/o motores dirigibles, el procedimiento clásico para un trabajo de perforación direccional (Por ejemplo un hueco de 17 ´´) el KOP era como sigue:

 Uno o más BHA rotatorios (Típicamente en huecos de 36´´ y 26´´) fueron usados para la sección superior del pozo. Un BHA rotatorio de 17

fue usado

para el zapato del CSG de 20” y perforo hasta el KOP. El pozo seria normalmente planeado para tener suficiente hueco abierto desde el casing de 20´´ hasta el punto KOP para eliminar la posibilidad de una interferencia magnética al realizar el mismo.

 Fueron bajados, una broca de (17 ´´ o menor), y un motor combinado con un sustituto de inclinación (bent sub). Registros de desviación single-shot fueron tomados a intervalos cortos. La inclinación del pozo fue construida a 8 grados en formación dura y típicamente +/- 15 grados en formación más blanda. Habiendo alcanzado el requerido azimut de este pozo (tomando el margen de azimut) este BHA fue sacado del pozo.

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 Se bajó un BHA tipo rotatorio. La inclinación fue construida cerca del ángulo máximo requerido por el programa. Controlando los parámetros de perforación (particularmente WOP y rpm) todo esfuerzo se hizo para mantener en curso el azimut del pozo. Entonces este BHA fue sacado.

 Después un BHA rotatorio fue bajado para mantener ángulo (lock assembly).En un pozo tipo J, el objetivo normal era mantener la inclinación hasta el próximo punto de csg. Variaciones pequeñas en inclinación eran permitidas. Nuevamente, parámetros de perforación eran variados según la necesidad. Ya que el BHA era rígido, en teoría ofrecía la mejor posibilidad de mantener el azimut del pozo dentro de los limites prescritos

De lo anteriormente expuesto, es claro que varios viajes eran requeridos por cambios de los BHA (aun asumiendo que el comportamiento del pozo era perfecto desde el punto de vista del Perforador Direccional).Cuando ocurrían problemas direccionales (comportamiento imprevisible del BHA), varios días eran a menudo perdidos. Aun peor ocasionalmente resultaban huecos chuecos.

Con los registros por medio del MWD el Perforador Direccional tiene mayor control sobre los intervalos. Se hizo común tomar registros en cada “single”. Mejor aún, en formaciones suaves se hizo posible incrementar el ángulo al máximo requerido (hasta 50 grados de inclinación) con la combinación broca/motor/bent sub/MWD, sin que la fricción no fuese excesiva. Esto eliminaba un viaje completo.

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Con el arribo de motores dirigibles una fase completa del pozo es posible perforarla usando un BHA que incluya una broca con motor dirigible/estabilizador/MWD combinado en un BHA.

El significativo costo extra incurrido por usar un motor dirigible fue contrapesado por el ahorro de tiempo en viajes, conveniencias del equipo y la reducción de desgaste de la tubería de perforación.

La comparación de un BHA dirigido con uno clásico, es sin embargo, más complejo que lo mencionado anteriormente. En ciertas áreas los BHA dirigibles son ciertamente los más eficientes en costo para la Empresa Operadora. Sin embargo, existen también muchas áreas donde el uso de los BHA convencionales es más económico. Aun mas, usualmente la condición del pozo es mejor (menos fricción) donde más de un viaje completo es realizado.

Es una práctica común mantener motores convencionales y sustitutos torcidos en el taladro (RIG), donde los motores dirigibles están en uso. Están hoy como respaldo ya que su costo de renta es relativamente barato.

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2.5.2. Teoría Sobre BHA Rotatorio

Una vez que la deflexión o dirección del pozo (esto es el punto de arranque) ha sido alcanzado por la broca/motor/substituto de inclinación, el resto del pozo (aparte de las corridas de corrección) es perforado usando técnicas convencionales de perforación rotatoria. El BHA afecta la trayectoria del hueco. El diseño del BHA puede variar desde muy simple (broca, DC, DP) hasta un conjunto complicado (broca, amortiguador, rimadores tipo rollo, estabilizadores, NMDC, DC de acero, sustitutos extendidos, martillos, HWDP y DP).

2.6. Problemas Comunes Con Los BHA Los problemas más comunes son:

2.6.1. Efectos De La Formación

Sucede a menudo que cuando la TDV es alcanzada. El comportamiento del BHA cambia significativamente esto es un BHA que ha mantenido su inclinación hasta los 5000‟ puede comenzar a bajar el ángulo ¿Porque ,asumiendo que el NB no se haya desgastado, probablemente sea debido a efectos de la formación (cambios en la formación, cambio de buzamiento, o encuentro contra la formación, etc.).Es vital

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mantener una buena base de datos y tratar de anticipar el problema para el próximo pozo.

Formaciones abrasivas dan problemas al Perforador Direccional. Asegúrese que la broca tenga una buena protección del calibre. Use estabilizadores de buena resistencia a la abrasión con un revestimiento geotérmico o inserto tipo TCLs (insertos de carburo y tungsteno) presionados. Chequee el calibre de los estabilizadores cuando saque tubería. Observe cortes tipo ranura en las orillas principales de los estabilizadores lo que indica la necesidad de cambiar dicho estabilizador.

Cuando se hace difícil bajar la inclinación, algunas veces un DC de mayor diámetro externo es usado como la parte inferior del péndulo. Otra posibilidad es usar un SDC de tungsteno la concentración del mismo peso en un elemento mucho más corto debiese aumentar la fuerza lateral efectiva del péndulo.

2.6.2. Brocas Desgastadas

Si la sección larga del hueco se encuentra en formaciones blandas intercalada con incrustaciones duras, las brocas de dientes largos pueden gastarse. El ROP bajara rápidamente, las fuerzas laterales netas decrecerán debido a la acción constante de estabilizadores en el hueco.

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Si un BHA que ha mantenido una inclinación empezara a perder ángulo. Sin embargo, si el punto de registro esta significativamente detrás de la roca, esta reducción en el ángulo no será vista a tiempo. Si el desgaste de los dientes es mal interpretado como broca embolada y se continua haciendo esfuerzos para seguir perforando, serios daños pueden ocurrirle al pozo, como una caída de inclinación de 6º (en una pata de perro severa).Además, una broca con dientes gastados tiende a perder dirección. Por lo tanto es importante sacar una broca gastada.

2.6.3. Sidetrack Accidental

Debe tenerse mucho cuidado en formaciones suaves donde los BHA de multiestabilizadores (ya sea B‟UP o L‟UP) son corridos, al alcanzar el punto de inicio con motor de fondo/sustituto torcido. La circulación deberá romperse justo antes del punto de inicio. El BHA deberá lavar/trabajar hacia abajo, utilizando un rango de flujo total, él Perforador Direccional debe estar en el piso mientras esto ocurra. Si la rotación de la sarta es absolutamente necesaria, mantenga las rpm bajos y reduzca el tiempo de rotación al mínimo. El riesgo de que el pozo haga un sidetrack (subsecuente el costo de poner tapón y perforar) es alto.

Varios puntos de inicio han sido perdidos en varias partes del mundo por el descuido de el arte del Perforador Direccional cuando el punto de inicio es hecho desde un hueco piloto en formación suave, un underreamer (escariador) o ampliador es utilizado para abrir el hueco o aumentar su diámetro antes de correr casing. Nuevamente para evitar un 52

sidetrack indeseable, un bullnose (tapón ciego) (no una broca) y posiblemente un sustituto corto de DC debiese correrse debajo del escariador/ampliador.

2.6.4. Broca Descalibrada

En formaciones duras es especialmente importante chequear cada broca por desgaste de calibre etc. Cuando sacamos tubería, cuando bajamos una broca nueva y/o BHA, es imperativo que el perforador empiece a rimar a la primera señal que el hueco este fuera de calibre (sarta toma peso).Si el trata de arremeter la broca al fondo esta será estrangulada. La vida de la broca será muy corta.

2.6.5. Pegamiento Por Diferencial

Cuando el pegamiento diferencial es un problema, más de tres estabilizadores pueden correrse en un esfuerzo

para minimizar el contacto de los DC con la pared. Sin

embargo, la distancia de estos estabilizadores extras, normalmente tiene que causar poco efecto. Ellos conducen solamente al incremento del torque rotatorio.

Es vital minimizar los tiempos para tomar registros (aun con MWD) en un área con un potencial de pegamiento diferencial.

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2.6.6. Parámetros De Perforación

Altas r.p.m. rotatorias/top drive actúan sobre la rigidez de la sarta. Así, para control direccional si es posibles altas rpm debe usarse durante la fase rotatoria de B‟UP, que es cuando el BHA es más flexible.

De todas maneras es vital chequear con el Ing. de MWD por un rango aceptable de r.p.m. (para evitar resonancia).En un trabajo nuevo las especificaciones del trabajo (particularmente bombas de lodo y malacate deben ser chequeadas con el toolpusher.

Valores típicos para un hueco de 17 ” durante las fases rotatorias tipo elevación/rígido con una broca de dientes de acero serían 160-170 r.p.m. La transmisión de la rotatoria sería normalmente puesta en alta. Para un hueco de 12 ” las r.p.m. normalmente son inferiores (eje: 100-140), debido a la durabilidad de la broca y otros factores.

Para inducir un desplazamiento hacia la derecha se recomienda disminuir las r.p.m. siempre que la dirección del hueco lo permita. El peso sobre la broca puede ser simultáneamente incrementado, siempre que la inclinación del hueco lo permita.

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Brocas tipo PDC normalmente tiene tendencia a caminar hacia la izquierda. Esto debe permitirse al planear el ángulo de arranque para la etapa antes del punto de inicio. La experiencia del área debe usarse en tomar esta decisión.

Normalmente para incrementar el rango de B‟UP, se debe incrementar el peso sobre la broca. Sin embargo, cuando el peso sobre la broca alcanza un cierto valor, un torcimiento en reversa puede ocurrir usando un BHA tipo B‟UP flexible (eje: 90‟ entre NB y el estabilizador inferior).Valores máximos sugeridos de peso sobre la broca para huecos de 17 ” son de 55000 lbs. Si la inclinación no aumenta lo suficiente con este peso, es muy poco probable que el incremento del peso sobre la broca pueda mejorar la situación. Observe la hidráulica o posiblemente saque herramienta para bajar un conjunto más flexible.

Es vital que el Perforador Direccional observe cuidadosamente el rango B‟UP. Los parámetros de perforación normalmente deben ser cambiados con frecuencia (típicamente después de cada registro).No hay excusa para no mantener un control estricto sobre el rango B‟UP. La operadora normalmente no se queja porque el Perforador Direccional toma demasiados registros. Pero si le llamaría la atención si el pozo se desvía de su curso, debido a un insuficiente control por parte del Perforador Direccional.

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2.7. Equipos Y Herramientas Del BHA

Es la responsabilidad del Perforador Direccional de asegurarse de tener el equipo necesario (dentro de lo razonable) Para futuros BHAs los cuales deben estar disponibles en el taladro. Esto se aplica independientemente de si las herramientas provienen de la Empresa Contratista Direccional, de la Operadora o terceros.

El Perforador Direccional debe chequear el equipo direccional minuciosamente al arribar a la locación, equipo adicional debe ser ordenado con bastante anterioridad. Suficientes motores sustitutos torcidos, etc. deben estar en la locación como repuesto.

Mencionaremos sugerencias para BHA rotatorios:

1) Usar selección de estabilizadores (normalmente una combinación tipo camisa y aletas integradas para huecos de 17 ” o menores) cubriendo la pared en 360º, deberán estar disponibles.

2) SDC son componentes vitales para un BHA tipo L‟up. Si es posible una selección de SDC (eje: 5‟,10‟ y 15‟) deben estar disponibles. En un pozo donde la interferencia magnética de la sarta (motor de fondo), se espera sea un problema durante la B‟UP, SDC no magnéticos (en lugar de acero) deben ser proveídos. 56

3) Chequee que el taladro tenga suficiente DC y tubería HW disponible.

4) Revise que la Operadora tenga suficientes boquillas de brocas de toda medida (incluyendo las necesarias al correr motor de fondo).

5) Tenga por lo menos un DC no magnético de repuesto para cada medida. Como los NMDC se dañan más fácilmente (roscas, espejos), dichos DC dañados deben ser regresados al taller para ser reacondicionados al arribar los reemplazantes.

6) Cualquier XO, float sub, bit sub, etc. Requeridos más tarde, deben estar en el taladro.

2.8. Formaciones productoras en la Cuenca Oriente Aquí se describe las formaciones productoras 2.8.1. Formación Hollín

Su localidad tipo se encuentra a lo largo del Rio Hollín que desemboca en el Rio Misahualli, a unos 8 Km al Este de Tena. Se la encuentra en el subsuelo en la mayor parte de la Cuenca Oriente y en el flanco subandino. La litología consiste de areniscas cuarzosas blancas de grano medio a grueso, masivas, con estratificación cruzada. Se

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caracteriza también por capas guijarrosas delgadas con intercalaciones de Lutitas, limonitas y arenas negras impregnadas de asfalto consta de Hollín Superior e Inferior.

2.8.2. Formación Napo

Los afloramientos tipo de la formación Napo se encuentran a lo largo del alto Napo al Oeste y al Este de Puerto Napo, donde forman el cauce y las pendientes del Rio Napo, desde poca distancia aguas arriba del Rio Anzu hasta 10 Km aguas abajo del pueblo de Napo. Se encuentran además afloramientos extensos al Este de la Cordillera Real constituyendo el Domo de Napo y los flancos del Anticlinal de Cutucú. También ha sido encontrada en todos los pozos perforados para la búsqueda de hidrocarburos en la Cuenca Oriental ecuatoriana.

La formación Napo consiste de una sucesión de Lutitas negras; calizas grises a negras y areniscas calcáreas, sobreyaciendo en forma concordante a la formación Hollín en todo el Oriente.

La formación Napo consta de tres divisiones: Napo Inferior, Napo Medio y Napo Superior.

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En 1997, Jaillard propone la categoría de grupo a la formación Napo dividiéndola en cuatro formaciones: Napo Basal, Napo Inferior, Napo Medio y Napo Superior.

2.8.2.1. Napo Basal

La formación Napo Basal la conforman las unidades litológicas: Arenisca Basal, Caliza “C”, Lutita Napo Basal, Caliza “T” y Arenisca “T”.

La Arenisca Basal es la misma Hollín Superior que Vaca y otros (2003) y Rivadeneira (2005), proponen excluirla de la formación Napo. Encontrándose constituida por secuencias de areniscas calcáreas glauconiticas; la caliza “C” conformada por Lutitas negras, calizas y areniscas; la lutita Napo Basal por Lutitas laminadas negras; la caliza “T” por una alternancia de margas y calizas arenosas glauconiticas, fosilíferas y bioturbadas y la Arenisca “T” por areniscas a veces calcáreas en la base y a menudo glauconiticas en la parte superior, con intercalaciones de limonitas; ocurriendo esto último exclusivamente en la parte occidental de la cuenca, donde están presentes facies distales de la arenisca.

La arenisca “T” ha sido dividida en Arenisca “T” Principal y Arenisca “T” (Glauconiticas).

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2.8.2.2. Napo Inferior

La formación Napo Inferior la conforman las unidades: Caliza “B”, Lutita “U” y Arenisca-Caliza “U”.

La Caliza “B” la constituyen Lutitas laminadas; areniscas arcillosas muy glauconiticas; bancos de calizas masivas y calizas finas. La Lutita “U” está conformada por paquetes de Lutitas masivas con amonites; limonitas; areniscas finas y calizas a veces arenosas.

La Arenisca-Caliza “U” incluye calizas arenosas y areniscas glauconiticas.

2.8.2.3. Napo Medio

Está constituida por las unidades Caliza “A”, Arenisca “M-2” y Caliza “M-2”.

La Caliza “A”, en su parte inferior, comprende calizas masivas y laminadas con cherts negros. La parte superior está constituida por bancos calcáreos, con delgados niveles margosos en la base; la Arenisca “M-2”la conforman margas arenosas glauconiticas que pasan a margas y luego a calizas hacia arriba y la Caliza “M-2” que es una secuencia estrato-creciente de margas y calizas.

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2.8.2.4. Napo Superior

Está constituida por las unidades: Caliza “M-1”, Lutita “M-1”, y Arenisca “M-1”.

La Caliza “M-1”, es una secuencia de calizas- lutitas- margas-calizas, siendo una facie bastante frecuente en toda la Cuenca Oriente; la Lutita “M-1” o lutita inferior está representada en el Rio Misahualli por margas y Lutitas calcáreas y la Arenisca “M-1” por areniscas calcáreas, presentes solo en la parte oriental de la cuenca.

2.8.3. Formación Tena

Su localidad tipo corresponde a los afloramientos ubicados en los alrededores de Tena. La formación Tena es una sucesión de lutitas y limonitas con numerosas intercalaciones de areniscas claras, principalmente hacia el tope y la base; margas y calizas están en menor cantidad. Presenta una coloración predominante de tonos rojos y marrones.

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CAPÍTULO III

CAPÍTULO III

3. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUANTA-DURENO

El campo Guanta-Dureno fue descubierto con la perforación exploratoria del pozo Dureno-1 completado el 5 de Julio de 1969 en el yacimiento “T”.

Este campo se encuentra localizado al Sur-Oeste de los campos Atacapi y Parahuacu y al Sur-Este del campo Lago Agrio, localizado al Norte-Oeste de la Cuenca Amazónica en la provincia de Sucumbíos y su extensión es de 18.4

.

En el campo se han perforado un total de 17 pozos con una producción total de 36 millones de barriles de petróleo proveniente de las Formaciones Tena, Napo y Hollín las cuales están representadas por diferentes unidades de producción tales como la arena Basal Tena, Areniscas “U” Superior, “U” Inferior, “T” Superior, “T” Inferior. Y la arena Hollín.

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3.1. Geología

En el campo Guanta-Dureno se han perforado un total de 17 pozos y según núcleo cortado en el pozo Guanta-3 y muestras de pared tomadas en el pozo Guanta-4, estos atraviesan sedimentos que van desde el tope de jurasico representado litológicamente por andesitas rojas hasta sedimentos reciente del plioceno.

El campo se encuentra alineado al conjunto de campos de Atacapi, Parahuacu, y Lago Agrio los cuales entrampan petróleo en las secuencias detríticas de las formaciones Hollín, Napo y Tena con gravedad API de 28º.

La estructura del campo Guanta-Dureno esta geológicamente relacionado a una estructura anticlinal fallado que se extiende con dirección preferencial Norte-Nor-Este, Sur-Sur-Oeste limitado en el flanco este por una falla longitudinal considerada normal con el bloque descendido hacia el Este y cuyas dimensiones son 11.5 Km de largo por 1.6 Km de ancho, área total de 18.4

.

El mapa estructural al tope de Hollín muestran un anticlinal asimétrico de rumbo aproximado Norte-Sur limitado al este por un grupo de fallas inversas con movimiento al rumbo de orientación Norte-Nor-Este, Sur-Sur-Oeste que cortan todo el cretáceo verticalmente y estas se hacen litricas las cuales controlan y estructuran el campo en el flanco este dividiendo el campo en dos sectores: Norte y Sur. 63

La configuración estructural del campo se debe a la activación de fallas antiguas de extensión por un régimen tectónico compresivo en el cretáceo superior y la edad asignada está entre el Huroniano-Campaniano.

La acumulación de hidrocarburo esta sobre el lado levantado de las fallas principales del anticlinal de dirección Norte-Nor-Este, Sur-Sur-Este, mientras que en los flancos Oeste, Norte y Sur presentan un cierre estructural con contactos agua-petróleo que limitan la acumulación para cada uno de los reservorios.

3.2. Litología

Los yacimientos productivos del Campo Guanta-Dureno son las areniscas de Hollín, “U” y “T” de la formación Napo y Basal Tena de la formación Tena.

En correlación realizada de las unidades productoras, la arena Hollín muestra un espesor de arena variable el cual se mantiene continuo, en el Sur tiene un promedio de 110 pies, en la parte central su promedio es de 120 pies mientras que la parte Norte su espesor promedio es de 100 pies y la misma entrampa crudo de gravedad 30º API, con poca presencia de arcillas y cuarzosa de granos medio a grueso friable, constituida en la zona inferior por areniscas limpia con almacenamiento de crudo de 28º API con buen escogimiento con cemento calcáreo correspondiéndole un deposito de ambiente transicional deltaico, y un contacto de agua entre 10000 pies y 10030 pies. 64

Hacia su tope está constituida por intercalaciones de areniscas finas a media con poca presencia de lutitas con espesor promedio de 22‟ saturados de hidrocarburos y porosidad promedio de 12% y un ambiente de secuencia de estuario una dominada por mareas y otra por olas.

En cuanto a la arenisca “U” de edad cenomaniano con desarrollos de barras de desembocadura presenta un ambiente de depósito marino somero a marino marginal con un espesor promedio de 75 pies y la misma se divide en 2 unidades de producción las cuales mantienen su espesor en todo el campo entre 35 pies a 45 pies: Arenisca Superior está constituida por cuarzo claro friable de granos fino, redondeado a subredondeado, cemento calcáreo y buen escogimiento.

 Arenisca Inferior (Principal) es la mejor zona del yacimiento, con desarrollos de arena de Norte a Sur con un espesor promedio de 45 pies con una tendencia disminuir hacia los flancos y está constituida por una arenisca de cuarzo, friable de granos muy fino a fino, subredondeado a subangular de regular escogencia.

La arenisca “T” de edad Albiano con facies de barras de desembocadura presenta un depósito de ambiente transicional deltaico mantiene un espesor promedio de 130 pies a través de toda el área de Norte a Sur. Al igual que la arenisca “T” se diferencian dos unidades de producción denominadas: 65

 Arenisca Superior con un espesor promedio de 70 pies presenta espesores saturados de hidrocarburos entre 8 a 10 pies con porosidad en el orden de 11%, constituida por areniscas de cuarzo de color café clara verdosa y blanca, grano, subredondeado a subangular, cemento ligeramente calcáreo con buena escogencia.  Arenisca Inferior con un espesor promedio de 60 pies presenta espesores saturados de hidrocarburo entre 10 pies y 12 pies con porosidad en el orden de 12% presenta la mejor zona desarrollada del yacimiento, está constituida por areniscas de cuarzo de color gris oscura de grano fino, redondeado a subredondeado, cemento silicio de buen escogimiento.

Por su parte, la arenisca Basal Tena de edad Maestrichtiano de ambiente marino de sublitoral es una arenisca de cuarzo de grano fino a grueso de color café claro a veces conglomerática mal escogida de cemento silicio a veces calcáreo y mantiene espesores entre 12 pies a 18 pies depositado de forma irregular de los cuales, entre 4 pies y 6 pies están saturados de hidrocarburos.

3.3. Etapas Previas a la Perforación En este punto se refiere a las etapas antes de la perforación.

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3.3.1. Locación a perforar (fotos) En las siguientes fotografías se puede apreciar las locaciones a perforar. FOTO. 1 Construcción de la Locación.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 2 Pad de la Locación.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 3 Vista Aérea del Pad de la Locación.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 4 Locación Completa.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 5 Rig CPV-16 de PDVSA

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 6 Subestructura del Taladro.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 7 Tuberías en la Locación.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

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FOTO. 8 Campers.

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

3.3.2. Movimiento del RIG a la locación

El día 15 de Marzo del 2008 inicia el trasteo del taladro.

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DÍA 1 De 6:00 a 6:00 Inician desarmado y movilización del RIG CPV-16 en el pozo Guanta18D con personal de PDVSA.

DÍA 2 De 6:00 a 6:00 Continúa desarmado y movilización del RIG CPV-16 en el pozo Guanta-18D con personal de PDVSA. Movilizado: 7%, Desarmado: 5%. Nota: Se necesita maquinaria (plumas, winches, plataformas, etc.)Para continuar en la movilización.

DÍA 3 De 6:00 a 18:00 Continúa desarmado y movilización del RIG CPV-16 en el pozo Guanta-18D con personal PDVSA. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para continuar desarmado. Movilizado: 7%, Desarmado: 7%. Nota: Se necesita maquinaria (grúas, winches, plataformas, etc.) para continuar en la movilización y desarmado.

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DÍA 4 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D (distancia=5m). Desarmado: 25%, Movilizado: 20%, Armado: 10%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.

DÍA 5 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D. Desarmado: 55%, Movilizado: 40%, Armado: 20%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.

DÍA 6 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D. Desarmado: 90%, Movilizado: 50%, Armado: 25%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.

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DÍA 7 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D. Desarmado: 100%, Movilizado: 80%, Armado: 30%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.

DÍA 8 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D. Desarmado: 100%, Movilizado: 80%, Armado: 37%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para reanudar actividades.

DÍA 9 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D Desarmado: 100%, Movilizado: 100%, Armado: 45%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para continuar operaciones.

77

DÍA 10 De 6:00 a 18:00 Continúa movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D (distancia=5m). Desarmado: 100%, Movilizado: 100%, Armado: 60%. De 18:00 a 6:00 Esperando luz del día para continuar operaciones. Nota: Se desmonta y corrige eje del malacate desde las 15:00 del 22 de Marzo hasta las 15:00 del 23 de Marzo, tiempo en el cual la Cía. de transportes ARV se mantuvo en Stand by. En este tiempo el taladro instalo cabezal + conjunto de válvulas y campana, apretó y probo conjunto Diverty.

DÍA 11 De 6:00 a 18:00 Se continúa Movilizando RIG CPV-16 del pozo Guanta-19D al pozo Guanta-18D. Desarmado: 100%, Movilizado: 100%, Armado: 100%.

El día martes 25 de marzo concluye el trasteo a las 18:00 e inician la perforación.

78

3.4. Elección del Método de Perforación para el Pozo A continuación se menciona los procedimientos para la elección del método de perforación.

3.4.1. Procedimiento para perforar el pozo

Como ejemplo base se toma la forma que tiene la estatal petrolera PETROECUADOR para identificar los pasos previos a la perforación de un pozo, debido a que maneja estándares internacionales. Lo cual se considera importante para planear la ejecución de una perforación:  Procedimientos técnico-administrativos previos.

3.4.1.1. Procedimientos técnico-administrativos previos De entre los procedimientos técnico-administrativos previos se tiene:

3.4.1.1.1. Evaluación Económica del Programa de Exploración

A través del ente regulador de los programas de inversión de la empresa, se evalúa el plan de inversiones de exploración. Posteriormente, las solicitudes presupuestales son sometidas a la aprobación del Estado.

79

3.4.1.1.2. Sustentación y Aprobación del Prospecto

La Gerencia de Exploración generará los prospectos de estudio de las cuencas sedimentarias seleccionadas, con la siguiente información: 

Objetivo(s) de producción.



Marco Geológico.



Geología del petróleo.



Reservas probables.



Evaluación de riesgo geológico.



Análisis económico.



Ubicación.

Para ser presentada ante la Administración de la Empresa, por el grupo multidisciplinario que participó en el diseño; para sustentar técnica y económicamente una eventual perforación. Una vez aprobado, se continúa con la etapa siguiente.

3.4.1.1.3. Localización Geográfica del Prospecto

Se desplazará al sitio la comisión técnica integrada por geólogos, geofísicos, ingenieros civiles, ingenieros de petróleos e ingenieros ambientales, acompañados de una cuadrilla de topografía, para localizar y evaluar el área.

80

Con la información obtenida se elaborarán los presupuestos de obras de infraestructura, mientras la Dirección Jurídica adelanta los mecanismos de adquisición de terrenos y/o conviene los derechos de servidumbre.

3.4.1.1.4. Declaratoria Ambiental

Las obras que puedan producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al ambiente, o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje, deberán presentar estudio ecológico, ambiental, económico y social previo, además, estar licenciados por parte de entidad competente (Ministerio del Ambiente en estos casos); de modo que PETROECUADOR se obliga a presentar para cada prospecto a perforar contemplando:



Justificación del prospecto.



Objetivo del estudio.



Área de influencia.



Caracterización del proyecto.



Entorno natural.



Entorno socioeconómico.



Evaluación y calificación de efectos.



Adecuación de obras de infraestructura.



Control y tratamiento de efluentes.



Plan de monitoreo ambiental.

81



Programa de contingencias.



Interventoría ambiental.

3.4.1.1.5. Requerimientos Ministerio de Recursos Naturales no Renovables. 

Coordenadas geográficas.



Elevación del terreno con respecto al nivel del mar.



Profundidad total aproximada.



Diseño mecánico del pozo propuesto.



Plano de la ubicación en el área donde se muestre la distancia del pozo al lindero, su ubicación exacta y la del mojón de referencia.



En pozos de desarrollo, debe referirse la reducción de espaciamiento entre pozos, formación productora y su profundidad.

Adicionalmente:



Impacto ambiental estudio y resoluciones.



Programa de perforación detallado.



Plano del área y localización respectiva, tamaño carta, indicando la escala.



Mapa estructural de la zona.



Dos líneas sísmicas interpretadas de la estructura.



Informe geológico y geofísico.



Justificación técnica de pozos direccionales. 82

Y durante la perforación, se informará quincenalmente al ministerio las actividades.

3.4.1.1.6. Proceso de Licitación/Contratación de Servicios

En este proceso se elaboran los presupuestos de gastos detallados para los servicios básicos de perforación (Equipo de perforación - Fluidos de perforación - Registros eléctricos y cañoneo – Cementaciones - Pruebas de formación - Control ambiental). Para ser aprobados por el Comité Ejecutivo de la Empresa. Posteriormente se licita y se contrata.

3.4.1.1.7. Inspección Física Equipo de Perforación

Según la selección de equipos, se debe evaluar física, visualmente y por conteo, todos los componentes de los equipos ofrecidos como prerrequisito para adelantar una mejor evaluación y recomendación de adjudicación.

3.4.1.1.8. Planeación /Ejecución Obras de Infraestructura

Se procederá al diseño y construcción de las obras civiles de infraestructura, en caso de no ser las operaciones heli-transportadas. Estas construcciones deben observar los siguientes aspectos:

83

 Restricciones gubernamentales para el uso del terreno.  Efecto de las operaciones en la salud y seguridad públicas.  Tolerancia máxima permisible de las coordenadas gauss, al ubicar la estaca respectiva  Aplicación de las Guías de Manejo Ambiental para la actividad de perforación pre y post-operación.  Selección de la ruta más apropiada para la vía de acceso.  Aplicar la distribución de planta de las partes del equipo y equipos accesorios, buscando la seguridad de los vientos en contra de los campamentos en una eventual fuga de H2S.  Interrupción de riego para cultivos ubicados en el área.  Cálculo de los cimientos para torres de equipos de perforación, la base del terreno donde se colocará el equipo, para soportar las cargas máximas del peso del gancho y lo que soporta, más la tubería que se soporta en la torre y el peso de la torre misma.  Plan de contingencia en caso de una eventual inundación por lluvia.

Al ser un proyecto adelantado por una entidad del Estado, está sujeto a seguimiento y control de gastos por parte del administrador-ordenador del proyecto respectivo para este caso en particular , corresponde al Departamento de Perforación aplicar los mecanismos de control existentes, en lo operacional y en lo presupuestal, de manera que la administración pueda: 84

 Disponer de los fondos sobrantes con destino a otro(s) proyecto(s).  Trasladar fondos desde otros proyectos, para garantizar la continuidad de las operaciones y los programas.  Solicitar la apropiación de presupuestos adicionales, ante el Departamento de Planeación Nacional del Estado.  Suspender los programas de perforación de la vigencia, ante la carencia de fondos suficientes.

3.4.2 Establecer la Cuenca Oriente para la perforación

CUENCA ORIENTE

El Oriente ecuatoriano es parte de la plataforma pericratónica o cuenca de tras-arco, desarrollado entre el Cratón Guyanés al Este y el cinturón Móvil Andino al Oeste. Es un ambiente tectónico-sedimentario que se extiende desde Venezuela a Bolivia sobre el Este de los Andes.

La cuenca subandina ecuatoriana, conocida como Cuenca Oriente, está constituida por secuencias sedimentarias y volcánicas que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario y que descansan sobre un sustrato precámbrico. Con estas características estratigráficas 85

y estructurales se extiende al Norte hacia Colombia (donde es llamada Cuenca Putumayo) y al Sur hacia Perú (donde es llamada Cuenca Marañón).La Cuenca Oriente se estructura como resultado de esfuerzos transpresivos presentes a partir del Cretácico terminal, los que provocan la emersión de la Cordillera Real y la formación de la cuenca de tras-arco propiamente dicha.

Estratigráficamente en la Cuenca Oriente se encuentran las formaciones paleozoicas: Pumbuiza y Macuma; mesozoicas: Santiago, Chapiza, Hollín, Napo y Tena; terciarias: Tiyuyacu, Orteguaza, Chalcana, Arajuno, Curaray y Chambira; y la cuaternaria: Mesa; las que han sido depositadas durante una sucesión de ciclos sedimentarios, separados por

periodos

erosivos.

Estas

formaciones

han

sido

investigados

micro

paleontológicamente en el Centro de Investigaciones Geológicas Guayaquil (CIGG),en sedimentos provenientes de afloramientos y pozos y establecida su bioestratigrafía, como un aporte científico importante en la interpretación de la evolución de la cuenca y en la definición de líneas de tiempo regionales que sirvan para correlacionar mejor los niveles con características de reservorios y establecer zonas con potencial de entrampamiento estratigráfico, contribuyendo de esta manera al descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos..

86

3.5. Programa de perforación

La elaboración del programa de perforación de un pozo se supedita a la generación del prospecto, por parte de la Gerencia de Exploración, a partir de ello se recopila toda la información técnica (sí existe) del área prospectiva.

3.5.1. Elaboración Informe de Pre-perforación

A este momento se conoce la información preliminar general del prospecto, para generar un informe de factibilidad o pre-perforación, que contenga:



Localización geográfica y su jurisdicción.



Autoridades competentes en la jurisdicción.



Magnitud de las obras de infraestructura necesarias.



Fuentes seguras de suministro de agua para la operación y campamento.



Impacto inmediato en la zona de influencia.



Comunidades en el área de influencia.



Restauración posterior de áreas afectadas.



Logística operacional de movilización y apoyo a las operaciones.



Diseños mecánicos preliminares para el prospecto.

87

3.5.2. Diseño del Programa de Perforación

Con o sin información técnica de referencia, todo programa de perforación de pozos deberá contemplar:



Parámetros Geográficos: correspondientes a la ubicación, coordenadas, elevación, nombre del pozo, Vías de acceso, información meteorológica.



Parámetros Geológicos: es todo lo que se refiere a datos geológicos, objetivos, antecedentes (líneas sísmicas, formaciones, litología, corazonamiento, registros eléctricos, profundidades, presiones, reservas).



Parámetros Técnicos de Ingeniería: son los programas básicos, de revestimiento, sarta, brocas, hidráulica, cementación, y a parámetros de diagnostico de problemas potenciales esperados, como los perfiles de presión, presión de fractura, presiones de poro anormales y subnormales, pruebas de integridad, programa direccional y equipos de cabeza y control de pozo.



Parámetros de Control Ambiental: encargado del control y manejo de sólidos, del recurso hídrico, sus vertimientos y su restauración–Plan de Manejo Ambiental. 88



Parámetros de Seguridad Industrial: requiere la evaluación de los equipos, entrenamiento de control de pozo y contra-incendio; identificación y protección de áreas de riesgo de accidente, así como los planes de contingencia requeridos.



Parámetros Económicos: presupuesto de referencia para medir el rendimiento y eficiencia de las operaciones programadas versus operaciones ejecutadas, sobre la base del tiempo y al gasto.

3.5.3. Desarrollo de las Operaciones



Reunión Técnica previa: antes de iniciar las operaciones de perforación es fundamental reunirse con las compañías de servicio comprometidas, una reunión de carácter gerencial, en la cual se ponen en conocimiento de los que componen el proyecto, los tópicos, objetivos y expectativas que generan el prospecto, subrayando la calidad del servicio y los compromisos contractuales.



Inspección: al personal de operaciones le corresponderá, una vez movilizado el equipo a la localización del pozo, cotejarlo con el requerido, en lo que compete a: Potencia, rangos de trabajo, estado, certificados de inspección/reparación; deberán estar presentes en el proceso de armado, sustentar los cambios, y revisar la compatibilidad con los equipos y entre los equipos de control de pozo. Durante el transcurso de las operaciones deberán 89

adelantar pruebas de eficiencia de motores, bombas, etc. Según la normatividad API vigente.



Generación de Reportes: La Estatal Petrolera genera los informes de control de las operaciones de perforación, control de costos y operaciones especiales.

3.5.4. Interventoría de las Operaciones

El ingeniero Jefe de Pozo está encargado de propender por la excelencia en la calidad de los trabajos de las compañías de servicio. Se interesará por las diferentes operaciones y constatará la óptima y eficaz realización de los trabajos, reparando en los costos y tiempos de realización.

90

CAPÍTULO IV

CAPÍTULO IV

4. PERFORACIÓN DEL POZO GUANTA 18D.

Más adelante se menciona los procedimientos de perforación. de el pozo Guanta 18 D.

4.1. Procedimiento de la Perforación (Operación)

Taladro CPV-16 de la compañía PDVSA de Venezuela inicia las operaciones el 25 de Marzo del 2008, a las 18:00 horas. De 18:00 a 6:00 Subiendo Drill Pipe de 5” desde los caballetes a la mesa + Armando paradas. A las 6:00 armado 61 paradas.

DÍA 1: De 6:00 a 13:00 Continúan subiendo Drill Pipe de 5” + Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) 5” desde los caballetes a la mesa + Armando paradas. De 13:00 a 14:00 Acondicionando planchada para bajar BHA. De 14:00 a 16:00 Arma BHA # 1: Broca triconica 16” × T1GSC + bit sub + 3” DC + 6” REG × 4-

IF X- OVER + 10” HW.

De 16:00 a 16:30 Corrigen fuga en flow line.

91

De 16:30 a 23:00 Perforan hoyo de 16” con Broca # 01 triconica desde 45‟ hasta 397‟ (352‟) Rotando de la siguiente manera: R.O.P. promedio: 54 ft/hr, W.O.B: 15-20 KLBS, R.P.M.: 50, Torque: 5-8 KLB-PIE, Caudal: 392 G.P.M. @ 350 PSI + Bombea 50 barriles de píldora viscosa. De 23:00 a 23:30 Circula hasta obtener retornos limpios. De 23:30 a 0:00 Saca sarta de perforación hasta superficie. De 0:00 a 4:00 Quiebra BHA # 1 + Arman BHA direccional # 2 con broca PDC 16” conecta motor 9-

” + Stab 15-

+ Float sub + Monel e instala pulser + Prueba

motor con 648 GPM, OK. De 4:00 a 4:30 Orientan herramienta direccional, OK. De 4:30 a 6:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 397‟ hasta 415‟ (18‟) deslizando. Nota: Favor determinar zona de disposición de cortes urgente.

DÍA 2: De 6:00 a 14:30 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 415‟ hasta 900‟ (485‟) deslizando y rotando como sigue: R.O.P. promedio: 57 ft/hr, W.O.B: 4-8 KLBS, R.P.M: 80, Torque: 2-5 KLB-PIE, Caudal: 780 GPM @ 2200 PSI.

92

Rotan: 415‟- 490‟. Deslizan: 490‟- 530‟. Rotan: 530‟- 600‟. Deslizan: 600‟- 650‟. Rotan: 650‟- 730‟. Deslizan: 730‟- 780‟. Rotan: 780‟- 900‟. De 14:30 a 16:00 Reparan desperfecto en Top Drive (Ajustando motor giratorio de top drive) (Tiempo a cargo de PDVSA). De 16:00 a 20:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 900‟ hasta 1232‟ (332‟) deslizando y rotando como sigue: R.O.P. promedio: 83 ft/hr, W.O.B: 10-14 KLBS, R.P.M:80, Torque: 5-7 KLB-PIE, Caudal: 862 GPM @ 2200 PSI. Deslizan: 900‟- 988‟. Rotan: 988‟- 1046‟. Deslizan: 780‟- 908‟. Rotan: 1081‟- 1232‟. De 20:00 a 21:30 Circulan fondos arriba para limpiar y alivianar anular. De 21:30 a 6:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 1232‟ hasta 1798‟ (518‟) deslizando y rotando como sigue: R.O.P. promedio: 61,6 ft/hr, W.O.B: 10-14 KLBS, R.P.M: 80, Torque: 2-5KLB-PIE, Caudal: 862 GPM @ 2500 PSI.

DÍA 3: De 6:00 a 8:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 1798‟ hasta 1983‟ (185‟) deslizando y rotando como sigue: R.O.P. promedio: 92 ft/hr, W.O.B: 10-14 KLBS, R.P.M:80, Torque: 2-5 KLB-PIE, Caudal: 862 GPM @ 2500 PSI.

93

Rotan: 1796‟- 1933‟. Deslizan: 1933‟- 1981‟. De 8:00 a 9:30 Bombean 50 barriles de píldora viscosa para realizar viaje de control. De 9:30 a 13:00 Sacan BHA direccional hasta 397‟.Bajan hasta el fondo nuevamente. Nota: Al sacar se observa arrastre puntual de 20000 lbs. a 1048‟.Al bajar se observa apoyo de 30000 lbs. a 1420‟ repasan hoyo desde 1420‟ hasta 1513‟ por varias ocasiones para acondicionarlo.

De 13:00 a 21:30 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 1983‟ hasta 2828‟ (845‟) deslizando y rotando como sigue: R.O.P. promedio: 99 ft/hr, W.O.B: 14-18 KLBS, R.P.M:80, Torque: 5-10 KLB-PIE, Caudal: 862 GPM @ 2800 PSI. Rotan: 1981‟- 2031‟. Deslizan: 2031‟- 2076‟. Rotan: 2076‟- 2298‟. Deslizan: 2298‟2358‟. Rotan: 2358‟- 2650‟. Deslizan: 2650‟- 2735‟. Rotan: 2735‟- 2828‟. De 21:30 a 22:30 Rig Services (Engrase al Wash Pipe) + Circulan para alivianar anular. De 22:30 a 6:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 2828‟ hasta 3390‟ (562‟) deslizando y rotando: R.O.P. promedio: 75 ft/hr, W.O.B: 14-18 KLBS, R.P.M:80, Torque: 8-10 KLB-PIE, Caudal: 902GPM @ 2200 PSI.

94

DÍA 4: De 6:00 a 8:00 Continúan perforando direccionalmente sección de 16” con broca # 2 PDC desde 3390‟ hasta 3488‟ (47‟) deslizando y rotando: R.O.P. promedio: 23,5 ft/hr, W.O.B: 10-16 KLBS, R.P.M: 80, Torque: 8-10 KLB-PIE, Caudal: 902 GPM @ 3300 PSI. De 8:00 a 9:30 Bombean 70 barriles de píldora viscosa para realizar viaje de control. De 9:30 a 13:00 Sacan BHA direccional hasta 1400‟. Bajan hasta el fondo nuevamente. Nota: Al sacar se observa arrastres puntuales de 30000 lbs. a 2860‟,2760‟,2654‟.Al bajar se observa apoyo de 25000 lbs. + Repasan hoyo para acondicionarlo, OK. De 13:00 a 6:00 Al bajar sarta a 3112‟ se observa falla eléctrica en consola de Top Drive. Intentan corregir desperfecto por varias ocasiones sin éxito. Se mantiene circulando a esa profundidad + Reciprocando tubería (Tiempo a cargo de PDVSA).

DÍA 5: De 6:00 a 6:00 Intentando reparar sistema eléctrico de Top Drive, sin éxito (Tiempo a cargo de PDVSA). Nota: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.

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DÍA 6: De 6:00 a 6:00 Intentando reparar sistema eléctrico de Top Drive, sin éxito (Tiempo a cargo de PDVSA). Nota: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.

DÍA 7: De 6:00 a 6:00 Reparando sistema eléctrico de Top Drive (Tiempo a cargo de PDVSA). Nota 1: Técnico de VARCO llega a locación a las 20:00, revisa sistemas electrónicos del Top Drive, reemplaza tarjeta eléctrica CUVC del comando del profibus quemados, baja programa a la tarjeta de memoria de PLC. Reemplaza base digital a la tarjeta i/o en la consola del perforador, resetea modulo del D.B CHOOPER (Freno dinámico). Actualmente continúa con la verificación de los parámetros en las tarjetas electrónicas CUR del rectificador, avance 70%. Nota 2: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.

DÍA 8: De 6:00 a 6:00 Técnico de VARCO reparando problema eléctrico de Top Drive (Tiempo a cargo de PDVSA).

96

Nota 1: Recupera señal en el Top Drive en panel de control de todos los parámetros. Técnico VARCO corrigiendo falla en el CLAMP para realizar desconexión. Nota 2: Se mantiene sarta reciprocando con circulación por seguridad.

DÍA 9: De 6:00 a 11:00 Técnico de VARCO reparando problema eléctrico de Top Drive (Tiempo a cargo de PDVSA). De 11:00 a 11:30 Saca sarta con back reaming desde 3112‟ hasta 2922‟. De 11:30 a 13:30 Continua sacando sarta libre desde 2922‟ hasta 1048‟ (Tope de BHA). De 13:30 a 17:00 Desarma y quiebra BHA direccional # 2: Motor de fondo + MWD + Broca + Estabilizadores. Nota: Broca presenta 3 cortadores astillados. De 17:00 a 3:30 Técnico de VARCO con personal PDVSA reemplaza PIN de sacrificio y válvula automática inside BOP del Top Drive + Probando válvula con 2500 PSI, gatos hidráulicos de accionamiento de válvula inside BOP, gatos hidráulicos de accionamiento del counter balance, stand jump and drill (OK) (Tiempo a cargo de PDVSA). De 3:30 a 6:00 Armando BHA direccional # 3 con broca # 2R PDC de 16” FS2563.

97

DÍA 10: De 6:00 a 7:30 Continua armando BHA direccional # 3 con broca # 2R PDC de 16” FS2563.Prueba motor y MWD. De 7:30 a 8:00 Chequea válvula Kelly Cook por problemas al abrir y cerrar (Tiempo a cargo de PDVSA). De 8:00 a 10:00 Baja BHA # 3 hasta 3112‟. De 10:00 a 12:00 Repasa hoyo de 16‟ desde 3112‟ hasta 3488‟. De 12:00 a 13:00 Bombea y circula fondos arriba 60 barriles de píldora viscosa. De 13:00 a 13:30 Saca sarta de 3488‟ hasta 3392‟ para conectar cable de potencia de la bomba de lodo # 3 en el panel de transferencia (Tiempo a cargo de PDVSA). De 13:30 a 6:00 Perfora hoyo 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 3488‟hasta 3496‟, rotando hasta 3578‟, deslizando hasta 3593‟, rotando hasta 3672‟, deslizando hasta 3690‟, rotando hasta 3766‟, deslizando hasta 3776‟, rotando hasta 3860‟, deslizando hasta 3872‟, rotando hasta 3954‟, deslizando hasta 4066‟, rotando hasta 4142‟, deslizando hasta 4156‟, rotando hasta 4332‟, deslizando hasta 4342‟, rotando hasta 4426‟. SPM: 180, GPM: 912, PB: 3100PSI, WOB: 16-20Klbs, RPM: 80, Torque: 5-10, Peso sarta subiendo: 115Klbs, Peso sarta bajando: 115Klbs.

98

DÍA 11: De 6:00 a 16:30 Perfora hoyo 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 4426‟ hasta 4441‟, rotando hasta 4519‟, deslizando hasta 4542‟, rotando hasta 4614‟, deslizando hasta 4642‟, rotando hasta 4710‟, deslizando hasta 4733‟, rotando hasta 4804‟, deslizando hasta 4827‟, rotando hasta 4896‟, deslizando hasta 4914‟, rotando hasta 4991‟. SPM: 180, GPM: 912, PB: 3100 PSI, WOB: 16-20Klbs, RPM: 80, Torque: 5-10, Peso sarta subiendo: 115Klbs, Peso sarta bajando: 115Klbs. De 16:30 a 19:30 Bombea 60 barriles de píldora viscosa pesada para limpiar pozo. Retorno no sale completamiento limpio. Decide sacar. De 19:30 a 3:30 Realiza viaje corto de control de 4991‟ hasta 3109‟. Presenta arrastres puntuales de 30-40 Klbs de 4850‟ a 4620‟, de 4410‟a 3955‟, de 3570‟ a 3495‟. Saca con back reaming y arrastre de hasta 60 Klbs de 3920‟ a 3590‟. Saca libre de 3590‟ a 3109‟. Baja sarta libre de 3109‟ a 3875‟, observa apoyo de hasta 40 Klbs a 3875‟. Conecta rotaria y baja repasando de 3875‟ hasta 4140‟. Baja de 4140‟ hasta 4991‟ con apoyos puntuales de 25-30 Klbs a 4275‟,4380‟,4660‟. Repasa últimas dos paradas por seguridad. De 3:30 a 6:00 Perfora hoyo 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 4991‟ hasta5009‟, rotando hasta 5095‟. 99

DÍA 12: De 6:00 a 6:00 Perfora hoyo de 16” con broca # 2R PDC: Rotando de 5095‟ hasta 5180‟, deslizando hasta 5207‟, rotando hasta 5270‟, deslizando hasta 5298‟, rotando hasta 5365‟, deslizando hasta 5388‟, rotando hasta 5448‟, deslizando hasta 5483‟, rotando hasta 5553‟, deslizando hasta 5584‟, rotando hasta 5647‟, deslizando hasta 5669‟, rotando hasta 5740‟, deslizando hasta 5770‟, rotando hasta 5834‟, deslizando hasta 5856‟, rotando hasta 5927‟, deslizando hasta 5932‟, rotando hasta 6115‟. SPM: 170, GPM: 862, PB: 3300 PSI, WOB: 16-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 6-12.

DÍA 13: De 6:00 a 10:30 Perfora hoyo de 16” con broca # 2R PDC: Deslizando de 6115‟ hasta 6142‟, rotando hasta 6275‟. SPM: 170, GPM: 862, PB: 3300PSI, WOB: 16-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 6-12. De 10:30 a 16:00 Bombea 40 barriles de píldora viscosa + Circulando e incrementando peso del lodo de 10,8 LPG a 11 LPG. De 16:00 a 19:30 Realiza viaje corto desde 6275‟ hasta 4991‟ con arrastres puntuales de 20-40 Klbs + Sacando con backreaming por arrastres fuertes desde 6211‟ hasta 6020‟. Repasa dos últimas paradas. De 19:30 a 23:00 Bombea 40 barriles de píldora viscosa para limpiar el pozo. Nota: No se observa retorno de zarandas limpias. Ing. de lodos recomienda sacar. Decide hacerlo. 100

De 23:00 a 6:00 Sacando sarta de 6275‟ hasta 3765‟. A 6210‟ se observa arrastre de 50 Klbs, conecta bomba y rotaria, sarta empaquetada. Trabaja con 500 PSI de presión acumulada hasta liberar, circula y repasa varias veces hasta quedar libre. Saca con backreaming de 6115‟ hasta 5834‟ observando altos torques 7-13 Klbs-pie. Saca libre desde 5834‟ hasta 4894‟ donde se observa arrastre hasta 50 Klbs, conecta bomba y rotaria, sarta empaquetada. Trabaja con 500 PSI de presión acumulada hasta liberar. Continúa sacando sarta de 4894‟ hasta 3765‟.Observa abundante ripios y derrumbes en zarandas. DÍA 14: De 6:00 a 10:00 Continua sacando sarta desde 4894‟ hasta 1704‟ con bomba: SPM 130, GPM 659, presión 2000 PSI. De 10:00 a 10:30 Sacando sarta libre desde 1700‟ hasta superficie. De 10:30 a 15:00 desarman BHA direccional # 3 con broca 2R PDC de 16”. Calificación de la broca: 1-1-WT-C/N-X-I-LT/PN-TD. De 15:00 a 17:30 corren 30‟ de cable de perforación de 1-3/8” + Cortan 90‟ del mismo. De 17:30 a 18:30 Corrigen falla en switch de reversa del malacate (Tiempo a cargo de PDVSA). De 18:30 a 19:00 Rig Services.

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De 19:00 a 22:00 Arman BHA simulado para limpieza del hoyo: Broca triconica de 16”, bit sub, estabilizador de 15-1/2”, (1) DC 8”, estabilizador 15-1/2”, (3) DC 8”. De 22:00 a 0:00 Bajan sarta hasta 3160‟ observando apoyos puntuales de 20-30 Klbs 3160‟ se observa apoyo fuerte de 40 Klbs Levantan Sarta + Conectan bomba + Rotaria. De 0:00 a 2:30 Circulan reciprocando sarta y en retornos se observa abundante cantidad de ripios y derrumbe con sólidos de tamaños de hasta 7”×3”.Ademas se observa lodo floculado. Repasan desde 3160‟ hasta 3180‟.Bombean + Desplazan 50 barriles de píldora de asfalto a 14,5 LPG observando abundantes ripios en zarandas. De 2:30 a 3:30 Circulando + Reciprocando sarta a 3180‟.

DÍA 15: De 6:00 a 8:00 Acondicionan lodo + Incrementando peso de 11,4 LPG a 11,8 LPG por continuar teniendo retornos de buen tamaño y en abundancia. De 8:00 a 9:30 Circulando a 3180‟ hasta obtener retornos limpios, OK. De 9:30 a 17:00 Continúan bajando sarta simulada hasta 5030‟ en donde se encuentra apoyo de 40 Klbs Reciprocan tubería con bomba y rotaria desde 5030‟ hasta 5178‟ + Homogenizan lodo a 11,8 LPG. Continúan circulando hasta zarandas limpias, OK. De 17:00 a 1:00 Continúan bajando sarta simulada hasta 5934‟ donde se encuentra apoyo de 40 Klbs y en las zarandas aun se obtiene abundantes ripios por lo que en

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reunión mantenida con técnicos PDVSA y técnicos HALLIBURTON se decide incrementar el lodo a 12,1 LPG. De 1:00 a 6:00 Continúan bajando sarta con bomba y rotaria hasta el fondo (6275 pies).Bombean 50 barriles de píldora viscosa pesada. A las 6:00 circulando para homogenizar lodo a 12,1 LPG.

DÍA 16: De 6:00 a 8:00 Acondicionan lodo + Incrementando peso de 11,8 LPG a 12,1 LPG. Circulan hasta zarandas limpias, OK. De 8:00 a 17:30 Sacando BHA acondicionador hasta superficie, OK. (Desde 5000‟ hasta 4000‟ se saca sarta con backreaming). De 17:30 a 20:30 Desarman BHA simulado para acondicionar hoyo: Broca triconica 16”, Crossover sub, 15-1/2” near bit estabilizer, 8” spiral drill collar, 15” integral blade estabilizer, 8” spiral drill collar, Crossover sub, 5” HWDP, Drilling jar, 5” HWDP. De 20:30 a 22:30 Técnicos CIA WEATHERFORD preparan herramientas para manejo de casing de 13-3/8” + Instalan Fill Up Tool. De 22:30 a 6:00 Realizan reunión de H.Q.S.E. + Bajan juntas de casing 13-3/8”, C-95, 72#/pie, BTC llenado con lodo cada tubo + Rompiendo gel (circulando) cada 2000‟.A las 6:00 dentro del pozo 4500‟.

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DÍA 17: De 6:00 a 7:00 A 4480‟ casing de 13-3/8” se asienta. Intentan sacar junta, sin éxito. Posible casing empaquetado. No se tiene circulación. De 7:00 a 14:00 Maniobran tubería tensionando hasta 500 Klbs, con movimientos reciprocantes. Logran sacar dos juntas de casing en zarandas se tiene retorno intermitente de +/- 40%.Casing queda a 4420‟, luego se pierde circulación. De 14:00 a 15:00 Coordinan acción a tomar con perforación Distrito Amazónico (DA). Se decide armar sección “A” del cabezal. De 15:00 a 16:00 Operaciones suspendidas por presencia de gas inflamable en el pozo guanta 19D. Nota: Detector de gas inflamable (PDVSA) ubicado en la mesa del taladro se activa indicando presencia del mismo. Evacuan personal hacia punto de encuentro + Apagan todos los motores del taladro y se busca sitio de posible fuga, encontrándose el mismo en el cellar (contrapozo) del pozo aledaño Guanta 19D, en el que se observa burbujas de gas. Se contacta a personal de seguridad industrial quienes confirman la presencia de gas inflamable en el contrapozo. En coordinación con seguridad industrial y superintendencia D.A. se decide suspender operaciones hasta solucionar el problema y se evacua personal de todas las compañías hacia Lago Agrio. Se apaga pozo aledaño Guanta-01 (PPS), y se drena gas para descartar posible migración hacia el pozo Guanta 19D se observa que en el contrapozo Guanta 19D continua saliendo gas.

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DÍA 18: De 6:00 a 12:00 Realizan inspección en conjunto con superintendencia D.A, Ingeniería de Petróleos D.A. y Seguridad Industrial D.A. para evaluar situación, desalojan toda el agua del contrapozo y se detecta la falta de un tapón de 2” en la sección del cabezal de 13-3/8” del pozo Guanta-19D.Colocan tapón + Flujo de gas desaparece. Realizan mediciones abriendo válvula máster + WING y detector de gas indica presencia del mismo. Por seguridad se cierran todas las válvulas del cabezal y se mantiene apagado el pozo Guanta-01 quedando pendiente por determinar si existe una migración de gas desde el pozo Guanta 01 hacia el pozo Guanta-19D. De 12:00 a 14:00 Se reinician operaciones con el aval de seguridad industrial D.A. la misma que mantiene un técnico en locación por cualquier eventualidad. Desarman herramientas de bajada de casing de 13-3/8”.Libera peso de casing, OK. De 14:00 a 17:00 Realizan cementación con modalidad de Top Job bajando 70‟ de tubería “Macarrón” de 1” en dos líneas y bombean agua como lavador + Una lechada de cemento de 16 LPG (Total bombeado 13,7 barriles a 4 BPM). Nota: No se pudo bajar más tubería de 1” por encontrar obstrucción a 70‟.Sacan y en la punta se tiene arcilla + Lodo viscoso. De 17:00 a 1:00 Esperan fragüe de cemento. De 1:00 a 6:00 Desconecta DIVERTER y levanta, observa buen cemento. Desenrosca y retira casing de maniobra, corta casing conductor de 20”. Cía. Mission Petroleum realiza corte + Bicela PIN y suelda en casing de 13-3/8”.

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Nota: Se recomienda mantener apagado pozo Guanta-01 hasta +/- las 14:00 horas para realizar trabajo planificado por Ingeniería de Petróleos D.A.

DÍA 19: De 6:00 a 11:00 No se puede continuar operaciones de suelda de casing de 13-3/8” por temporal (fuerte lluvia + Tormenta eléctrica). De 11:00 a 14:00 Cía. Mission Petroleum instala sección “A” del cabezal + Sueldan en casing de 13-3/8” + Instalan doble STUD ADAPTER 13-3/8” 3000 PSI × 13-3/8” 5000 PSI. De 14:00 a 3:00 Arman BOP. Arman líneas del acumulador y Choke Manifold. De 3:00 a 6:00 Armando BHA moledor: 12-1/4” broca PDC + Bit sub + Stabilizer + (1) DC 8” + Stabilizer + (3) DC 8” + X.O + (21) HW 5” + Martillo + (11) HW 5”.

DÍA 20: De 6:00 a 7:00 Continúan armando BHA moledor con broca PDC de 12-1/4”. Nota: En reunión mantenida con Perforación D.C, PDVSA y HALLIBURTON, se decide bajar hasta el fondo, acondicionar hoyo y bajar revestidor de 9-5/8” a 6275‟. De 7:00 a 10:00 Bajan sarta hasta 4118‟ donde se observa apoyo de 15Klbs.

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De 10:00 a 12:00 Conectan bomba y rotaria y se tiene alto torque de 10-18 Klbs en aproximadamente 7‟.Luego continúan bajando libre 4211‟.Circulan fondo arriba. En zarandas se observan limaduras de hierro posiblemente del casing. De 12:00 a 13:00 Continúan bajando sarta hasta 4440‟ donde toca cuello flotador. Conectan bomba y rotaria + Rompen cuello flotador y zapata. De 13:00 a 16:00 Baja sarta con bomba y rotaria para acondicionar hoyo de 16” con broca de 12-1/4” desde 4282‟ hasta 4800‟ sin problema. De 16:00 a 18:00 Circula a 4800‟ para condicionar lodo. En retornos se tiene lodo floculado. De 18:00 a 20:30 Continúan bajando sarta con broca de 12-1/4” con bomba y rotaria para acondicionar hoyo desde 4800‟ hasta 6275‟. De 20:30 a 0:00 Circulan para desplazar lodo floculado + Incrementar peso a 12,1 LPG. De 0:00 a 3:00 Sacan sarta para realizar viaje corto desde 6175‟ hasta 4282‟ sin problemas. De 3:00 a 6:00 Bombean 50 barriles de píldora viscosa + Circulando hasta zarandas limpias.

DÍA 21: De 6:00 a 9:30 Saca BHA simulado para acondicionar hoyo desde 6275‟ hasta 1113‟ (Tope de BHA). De 9:30 a 12:00 Desarma BHA simulado con broca de 12-1/4”. 107

De 12:00 a 12:30 Servicio al taladro (Engrasa corona, bloque viajero, Top Drive, Wash Pipe). De 12:30 a 14:30 Técnicos Weatherford preparan herramientas para manejo de casing de 9-5/8” + Instalan TAMP PACKER. De 14:30 a 22:30 Weatherford realiza reunión de HSE + Bajan 134 juntas de casing 95/8”, K-55,47 #/pie, BTC hasta 6253‟ llenando con lodo. De 22:30 a 1:00 Circula dos fondos arriba para limpiar pozo. De 1:00 a 2:00 Halliburton instala cabeza de cementación y arma líneas. De 2:00 a 2:30 Realiza reunión de seguridad y prueba líneas con 3000 PSI. OK. De 2:30 a 5:00 Cía. Halliburton realiza la cementación de casing de 9-5/8” de la siguiente manera: Espaciador: Liberan primer tapón y desplazan 40 barriles de BASED SPACER de 13 LPG a 5 BPM. Lechada Lead: Mezcla y bombea 240 barriles de lechada a 13,5 LPG (LEAD CEMENT), utiliza 797 SXS clase A + Aditivos. Desplaza a 5 BPM. Lechada Tail: Mezcla y bombea 93 barriles de lechada a 15,6 LPG (TAIL CEMENT), utiliza 442 SXS clase A + Aditivos. Desplazan a 4 BPM, libera tapón + Bombea 10 barriles de agua + Desplaza con bomba del taladro 447 barriles de lodo a 12,1 LPG a 12 BPM. Asientan tapón con 1400 PSI. OK. De 5:00 a 6:00 Esperando fragüe de cemento.

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DÍA 22: De 6:00 a 13:00 Continúa esperando fraguado (Quiebra 32 Heavy Weight para realizar inspección por Cía. Universal Tubular). De 13:00 a 17:30 Cuelga BOP en sub estructura + Desconecta Flow Line. De 17:30 a 18:00 Tensiona revestidor con 90 Klbs de Over Pull + Instala colgador. De 18:00 a 22:00 Cía. Mission Petroleum realiza corte de revestidor de 9-5/8”, visela e instala sección “B” cabezal 11×3000 × 11×15000 + Adapter. De 22:00 a 2:00 Instala BOP + Prueba con 1000 PSI por 10 minutos. OK. De 2:00 a 3:00 Servicio al Taladro (Engrasa Equipo). De 3:00 a 6:00 Armando BHA # 6 direccional con broca PDC de 8-1/2” Tipo FMH3565ZR con chorros 7×12 TFA: 0,773+6-3/8” Sperrydrill Lobe 6/7+Float Sub + Stabilizer + MWD.

DÍA 23: De 6:00 a 11:00 Continua armando BHA # 6 direccional con broca PDC 8-1/2” + 1 DC + 16 HWDP + 1 Hydraulic Jar + 11 HWDP. Sube 27 HWDP de los caballetes al piso del Taladro. Nota: PDVSA recibió 27 HWDP alquilados por Weatherford. De 11:00 a 15:00 Baja BHA # 6 con 5” DP hasta 6204‟ donde topa Collar Flotador.

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De 15:00 a 15:30 Realiza prueba de integridad del casing 9-5/8” con 1000 PSI por 10 minutos. OK. De 15:30 a 17:00 perfora Collar Flotador + Cemento hasta 6253‟ (5‟ por encima de la Zapata). SPM: 80, GPM: 407, PB: 1600 PSI, WOB: 5-8 Klbs, RPM: 50 S + 148 F, Torque: 8-10. De 17:00 a 17:30 Realiza nuevamente prueba de integridad del casing 9-5/8” con 1000 PSI por 10 minutos. OK. De 17:30 a 18:30 Perfora Zapato + Limpia bolsillo de 6253‟ hasta 6275‟. De 18:30 a 20:00 Circula para limpiar bolsillo + Desplaza lodo de 12,2 LPG por lodo de 9,5 LPG. De 20:00 a 21:00 Desliza 30‟ de cable de perforación y gradúa CRONOMATIC. De 21:00 a 21:30 Perfora hoyo con broca PDC 8-1/2” de 6275‟ hasta 6285‟. De 21:30 a 22:00 Realiza LEAK OFF TEST a 6285‟ con 1000 PSI por 10 minutos. OK. De 22:00 a 6:00 Perora hoyo de 8-1/2” con broca PDC. Rotando de 6285‟ hasta 6800‟. R.O.P. promedio: 66, ROP net: 88, SPM: 110, GPM: 560, PB: 2100 PSI, WOB: 8-12 Klbs, RPM: 60 S + 140 F, Torque: 10 Klbs/pie.

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DÍA 24: De 6:00 a 6:00 Perforando hoyo 8-1/2” con broca PDC. Rotando de 6800‟ hasta 7676‟. R.O.P. promedio: 40, ROP net: 30-69, SPM: 100, GPM: 500, PB: 2000 PSI, WOB: 1015 Klbs, RPM: 60 S + 140 F, Torque: 10-15. Nota: Se quemo Hersy de Potencia del freno eléctrico del malacate (BAYLOR) en la unidad SCR. Se debe sacar sarta hasta superficie y esperar por repuesto.

DÍA 25: De 6:00 a 12:00 Perforando hoyo 8-1/2” con broca PDC. Rotando de 7676‟ hasta 7847‟. ROP promedio: 80, SPM: 110, GPM: 558, PB: 2400 PSI, WOB: 15-20 Klbs, RPM: 60 S + 140 F, Torque: 10-15. Nota: Decide sacar sarta hasta superficie para asegurar pozo mientras espera Hersy de Potencia del freno eléctrico del malacate. Se cambiara broca PDC por broca Triconica para atravesar conglomerado. De 12:00 a 14:00 Bombea 40 barriles de píldora viscosa + Circula hasta obtener retornos limpios. De 14:00 a 1:00 Saca sarta con Backreaming (por seguridad) desde 7847‟ hasta 7754‟,con Backreaming desde 7754‟ hasta 7661‟ presentando arrastre de hasta 40 Klbs, saca libre desde 7661‟ hasta 7379‟, con Backreaming desde 7379‟ hasta 6253‟ (Zapato) presentando torques de 15-17 y arrastres de hasta 40 Klbs Saca sarta desde 6253‟ hasta 990‟ (Tope de BHA).

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De 1:00 a 3:00 Desarma BHA # 6 direccional y quiebra herramientas direccionales. De 3:00 a 3:30 Baja tubería punta libre desde superficie hasta 940‟ (Tiempo a cargo de PDVSA). De 3:30 a 6:00 Esperando por repuesto Hersy de potencia del freno eléctrico del malacate (Tiempo a cargo de PDVSA).

DÍA 26: De 6:00 a 6:00 Esperando por repuesto Hersy de Potencia del freno eléctrico del malacate (Tiempo a cargo de PDVSA).

DÍA 27: De 6:00 a 14:00 Continua esperando por repuesto Hersy de Potencia del freno eléctrico del malacate (Tiempo a cargo de PDVSA). De 14:00 a 16:30 Instala Hersy de Potencia del freno eléctrico (BAYLOR) (Tiempo a cargo de PDVSA). De 16:30 a 17:00 Saca 10 paradas de DP (Tiempo a cargo de PDVSA). De 18:00 a 21:30 Arma BHA # 7 direccional con broca # 4R PDC de 8-1/2” tipo FMH3565ZR serial 11111546, 6-3/8” Sperrydrill Lobe 6/7 + Float Sub + Stabilizer + MWD + 3 DC + 16 HW + JAR + 11 HW.

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De 21:30 a 6:00 Baja sarta hasta 6270‟ rompiendo circulación cada 2500‟. Observa apoyo de 40 Klbs desde 6270‟ hasta 6281‟ + repaso desde 6281‟ hasta 7660‟ con 65 SPM, 1200 PSI, 330 GPM, 80 RPM, se evidencia torque: 10-15 durante el repaso +Incrementa peso del lodo de 10,1 LPG a 10,3 LPG.

DÍA 28: De 6:00 a 11:00 repaso hoyo 8-1/2” desde 7660‟ hasta 7785‟ (Fondo). Se observa altos torques e intentos de empaquetamiento, con los siguientes parámetros: SPM: 110, GPM: 558, PB: 2300 PSI, PSM, Torque: 10-15, Dens. Fluido: 10,3 LPG. De 11:00 a 11:30 sarta empaquetada a los 7785‟ se observa incremento de presión desde 2300 PSI hasta 3000 PSI + Torque de 20 Klbs/pie + Se trabaja sarta recuperando rotación y circulación. Levanto hasta 7755‟ donde observo sarta libre. De 11:30 a 13:00 Se bombea 50 barriles de píldora viscosa-pesada con 20 lbs/bbl de asfalto a 7755‟ con densidad de 12,5 LPG + Circula y se observa abundante ripios en zaranda con muestras de derrumbe + Se incrementa peso del lodo desde 10,3 hasta 10,5 LPG. Nota: El acarreo de la píldora supera en un 100% el porcentaje de limpieza del lodo. De 13:00 a 14:00 Bombea 50 barriles de píldora viscosa-pesada con 20 lbs/bbl de asfalto a 7755‟ y con densidad de 11,7 LPG + Circula y se observa abundante ripios con muestras de derrumbe.

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Nota: Se observa disminución en un 25% en la cantidad de ripios y derrumbes en superficie. De 14:00 a 16:00 Circula píldora viscosa para homogenizar densidad del lodo hasta 10,5 LPG. De 16:00 a 18:00 Continúa repasando hoyo de 8-1/2” con dificultad desde 7755‟ hasta 7847‟ con altos torques e intentos de empaquetamiento con los siguientes parámetros. STROK: 110, GPM: 558, PB: 2300 PSI, PSM: 5-10, Torque: 10-15 + RIG Services. De 18:00 a 19:30 Bombea 50 barriles de píldora viscosa-pesada + Circula hasta tener retornos limpios. De 19:30 a 0:00 Realizo viaje corto con Backreaming desde 7847‟ hasta 6253‟ Zapata + Se observa arrastres fuertes de 40 Klbs y torque de 10-15 a 7721‟-7377‟-7095‟-6827‟. De 0:00 a 2:00 Cía. Tuboscope instala sensor de profundidad. De 2:00 a 4:00 Continua realizando viaje corto desde 6253‟ hasta 7001‟ con apoyo de 45 Klbs + Repaso con broca 8-1/2” PDC desde 7001‟ hasta 7847‟ con los siguientes parámetros. SPM: 65, 1200 PSI, GPM: 330, RPM: 60, PSM: 5-8, Torque: 15-20. De 4:00 a 6:00 Perforando con broca PDC de 8-1/2” desde 7847‟ hasta 7860‟ con ROP: 6,5 ft/hr, SPM: 80, GPM: 400, PSI: 1600.

114

DÍA 29: De 6:00 a 19:30 Continúan perforando sección 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 7860‟ hasta 8131‟ (269‟) rotando con los siguientes parámetros. ROP promedio: 19,92 ft/hr, WOB: 15-20 KLBS, RPM: 80, Torque: 12-15 Klbs/pie, Q: 517 GPM a 2400 PSI. De 19:30 a 20:00 RIG Services (Mantenimiento del Top Drive). Nota: Se detecta falla eléctrica del Top Drive, para rotación. De 20:00 a 20:30 Repara sistema de rotación del Top Drive (Tiempo a cargo de PDVSA). De 20:30 a 0:00 Continúan perforando sección 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8131‟ hasta 8235‟ (104‟) rotando de la siguiente manera. ROP promedio: 29,71 ft/hr, WOB: 15-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 12-15 Klbs/pie, Q: 528 GPM a 2500 PSI + Bombea 50 barriles de píldora viscosa para limpieza de hoyo. De 0:00 a 0:30 Cambio de pistón # 3 a bomba # 2. De 0:30 a 6:00 Continúan perforando sección 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8235‟ hasta 8396‟ (161‟) rotando con los siguientes parámetros. ROP promedio: 29,27 ft/hr, WOB: 15-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 16-17 Klbs/pie, Q: 528 GPM a 2500 PSI.

DÍA 30: De 6:00 a 10:00 Perfora hoyo 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8396‟ hasta 8546‟ (150‟) rotando con los siguientes parámetros. ROP promedio: 37,5 ft/hr, WOB: 18-20 Klbs, RPM: 90, Torque: 12-15 Klbs/pie, Q: 456 GPM a 2800 PSI. 115

De 10:00 a 12:00 Bombea y circula fondos arriba 70 barriles de píldora viscosa pesada de 11,5 LPG a 8546‟. De 12:00 a 14:30 Realiza viaje corto de control de 8546‟ hasta 6187‟ (Zapata 6253‟) + Bombea 40 barriles de píldora pesada de 13 LPG. Se dosifica 4 tambores de BARO-LUBE GOLD SEAL (Lubricante) al 0,5%. Presenta arrastres puntuales de 50 Klbs desde 8170‟ hasta 8000‟. Se saca con Backreaming desde los 8000‟ hasta 7915‟. Saca sarta libre desde 7915‟ hasta 6187‟ sin problema (OK). De 14:30 a 16:30 Baja sarta desde los 6187‟ hasta 8546‟, observando apoyos puntuales de 40 Klbs a 8000‟ + Conectan rotaria y se repasa de 8000‟ hasta 8170‟ (OK) + Continua bajando sarta sin problemas desde 8170‟ hasta 8546‟. De 16:30 a 6:00 Perfora hoyo 8-1/2” con broca # 4 PDC desde 8546‟ hasta 9004‟ (548‟) rotando con los siguientes parámetros. . ROP promedio: 34 ft/hr, WOB: 20-22 Klbs, RPM: 90, Torque: 15-18 Klbs/pie, Q: 548 GPM, PB: 3100 PSI.

DÍA 31: De 6:00 a 18:00 Continua perforación de hoyo de 8 1/2” desde 9004‟ hasta 9457‟ para un ROP de 28 ft/hr promedio, circuló y saco sarta a superficie por bajo rendimiento de broca, observó arrastres puntuales desde 8227‟ hasta 7942‟ MD.

116

De 18:00 a 6:00 Bajan BHA direccional con broca PDC 81/2” hasta 9457‟ OK. Instalando reductores de torque y arrastre, repaso las tres últimas parejas por seguridad.

DÍA 32: De 6:00 a 9:00 Continúan sacando BHA direccional con broca PDC de 8-1/2” hasta superficie. De 9:00 a 10:30 desarman BHA direccional + Cambian broca PDC de 8-1/2”, MWD y motor. Prueban con 91 SPM, 450 GPM, P bomba: 850, OK. De 10:30 a 18:30 Bajan BHA direccional con broca # 5 PDC de 8-1/2” hasta 9457‟ llenando tubería cada 2000‟, OK. Nota: Se instalan 32 reductores de torque + repasan 3 últimas paradas por seguridad. De 18:30 a 6:00 Perforando sección de 8-1/2” con broca # 5 PDC desde 9457‟ hasta 9867‟ (410‟) rotando. ROP promedio: 35,7 ft/hr, WOB: 18-20 Klbs, RPM: 84, Torque: 15-16 Klbs/pie, Q: 533 GPM a 3500 PSI. Nota: Sistema de monitoreo PAISON a prueba genera información y registros locales.

DÍA 33: De 6:00 a 6:00 Continúan perforando sección de 8-1/2” con broca # 5 PDC desde 9867‟ hasta 10375‟ (508‟) rotando:

117

ROP promedio: 21,2 ft/hr, WOB: 18-20 Klbs, RPM: 80, Torque: 14-16 Klbs/pie, Q: 513 GPM a 3400 PSI. Nota: Sistema de monitoreo PAISON a prueba genera información y registros locales.

DÍA 34: De 6:00 a 11:30 Continúan perforando sección de 8-1/2” con broca # 5 PDC desde 10375‟ gasta 10518‟ (143‟) rotando: ROP promedio: 26 ft/hr, WOB: 25-30 Klbs, RPM: 90, Torque: 14-16 Klbs/pie, Q: 513 GPM a 3550 PSI. De 11:30 a 13:30 Bombea 50 barriles de píldora viscosa para limpieza del pozo. De 13:30 a 17:00 Sacando BHA direccional Con broca PDC 8-1/2” desde 10518‟ hasta 5700‟ (OK) + Bombea píldora viscosa para sacar tubería de perforación. Nota: Durante la sacada de tubería se quebró 35 reductores de torque. De 17:00 a 22:30 Sacando BHA direccional con broca PDC de 8-1/2” desde 5700‟ hasta 10159‟ observando apoyos de 20 a 40 Klbs + Conecta rotaria y repasa hasta 10518‟. Nota: Durante la sacada de tubería repaso 4 ultimas parejas (361‟) hasta estar libre. De 22:30 a 2:00 Bombea 50 barriles de píldora viscosa para limpieza del pozo. De 2:00 a 6:00 Sacando BHA direccional con broca PDC 8-1/2” desde 10518‟ hasta 3533‟ sin problema a las 6:00 (7000‟) fuera del pozo. 118

Nota: Sistema de monitoreo PAISON a prueba genera información y registros locales.

DÍA 35:

De 6:00 a 7:00 Continua sacando BHA # 8 direccional con broca PDC 8-1/2” desde 3533‟ gasta 990‟ (Profundidad de BHA). De 7:00 a 9:30 Desarma BHA # 8 y quiebra herramientas direccionales: Martillo + MWD + STB + FLOAT SUB + MDF + BROCA PDC 8-1/2”. De 9:30 a 10:00 Acondiciona planchada e instala lubricador 7”. De 10:00 a 10:30 Halliburton Logging realiza charla de seguridad y reunión preoperacional. De 10:30 a 12:30 Halliburton Logging arma equipo y herramientas de registro. De 12:30 a 3:00 Halliburton Logging baja herramienta de registro hasta 10528‟ según cable y toma registros en dos corridas desde 1052‟ hasta 6253‟. Saca hasta superficie sin problema. Primera corrida: MRI – SDL – DSN – MSFL – GR

(Longitud de la herramienta

126.55‟). Segunda corrida: DLL – MSFL – WSTT – GR – SP

(Longitud de la herramienta

126.55‟). De 3:00 a 4:00 Interrupción por fuerte lluvia (Tiempo de PETROPRODUCCION). 119

De 4:00 a 5:00 Halliburton Logging desarma equipo y herramientas de registro. De 5:00 a 6:00 Armando BHA # 9 de limpieza con broca triconica 8-1/2”. DÍA 36:

De 6:00 a 7:30 Continúa armando BHA # 9 acondicionador con broca triconica 8-1/2”. De 7:30 a 8:00 Desliza 30‟ de cable de perforación y gradúa CRONOMATIC. De 8:00 a 12:00 Baja BHA # 9 hasta 10518‟. Sin novedad. De 12:00 a 14:00 Bombea 50 barriles de píldora viscosa y circula pozo hasta obtener retornos limpios. De 14:00 a 23:00 Saca BHA # 9 acondicionador hasta superficie + Desarma el mismo. De 23:00 a 23:30 Weatherford arma equipo para corrida de liner 7” 26 lbs/pie desde superficie hasta 4467‟. Total 120 juntas.

DÍA 37: De 6:00 a 11:30 Arma colgador Versaflex a liner 7” 26 lbs/pie y baja con DP de 5” desde 4467‟ hasta 10515‟ rompiendo geles cada 5 paradas. OK. Se usan 27 centralizadores y 3 raspadores. De 11:30 a 12:30 Intenta circular a 10515‟ obteniendo retornos muy bajos y presiones muy altas hasta que pierde retorno totalmente con 165 GPM y 1200 PSI.

120

De 12:30 a 14:00 Levanta liner 5 paradas desde 10515‟ hasta 10053‟. Intenta obtener circulación sin éxito. Continúa 165 GPM a 1200 PSI y cero retornos. De 14:00 a 15:00 Baja nuevamente liner hasta profundidad de asentamiento a 10515‟ para asegurar pozo. De 15:00 a 18:00 Esperando disposición de Perforación Lago. Decide asentar colgador (Tiempo de PETROPRODUCCION). De 18:00 a 20:00 Halliburton suelta bola + Conecta cabeza de circulación + líneas de alta al DP 5” y asienta colgador Versaflex a 6014‟ con 3600 PSI. Prueba asentamiento con 400 Klbs de tensión y 120 Klbs de peso. OK. Halliburton desarma equipo. Profundidad de asentamiento colgador: 6014‟. Profundidad collar flotador: 10437‟. Profundidad zapato: 10513‟. De 20:00 a 21:30 Desconecta Setting Tool de colgador y desplaza lodo Clayseal-Pack a 10,7 LPG por agua fresca a 8,3 LPG. De 21:30 a 4:30 Quiebra DP 5” tubo por tubo de 6014‟ hasta superficie + desconecta Setting Tool (Total quebrado 165 tubos). De 4:30 a 6:00 Quebrando paradas DP 5” de la mesa a los caballetes (40 paradas).

121

DÍA 38: De 6:00 a 11:00 Continua quebrando DP 5” a los caballetes (Total 306 tubos). De 11:00 a 17:00 retira campana + Retira flow line + Desarma BOP. De 17:00 a 18:00 Instala cabezal (Sección “C”) del pozo. Finaliza operaciones del pozo Guanta-18D a las 18:00 del 02 de Mayo-2008 luego de 38 días + 0 horas de operación.

4.2. Tipos de BHA Utilizados durante la Perforación Perforan hoyo de 16” con Broca # 1 Triconica desde 45‟ hasta 397‟ con el siguiente BHA:

Tabla 1. BHA inicial

BHA #1 1 2 3 4

DESCRIPCIÓN OD MAX Broca Triconica 16” 9,000 Bit Sub 8,000 3” Drill Collar (DC) 6-5/8” REG×4-1/2” IF X-Over

5

10” HW

ID 3,000 3,000

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

122

LONG. 1,46 3,47

Perforan hoyo de 16” con Broca # 2 PDC desde 397‟ hasta 3488‟ con el siguiente BHA:

Tabla 2. BHA direccional BHA # 2 DESCRIPCIÓN

OD MAX

ID

LONG.

1

Broca 16” PDC FM3563Z

16

3,125

1,40

1

9-5/8” Sperrydrill Lobe ¾

9,625

6,219

34,95

1

Float Sub

9,560

3,160

2,33

1

15” Stabilizer

8,020

2,875

6,73

1

8” DWD

7,520

3,313

31,84

1

Cross Over Sub

8,330

3,125

3,00

21

5” HWDP

5,000

3,000

622,68

1

Drilling Jar

6,563

2,813

19,78

10

5” HWDP

5,000

3,000

326,17

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Perforan hoyo de 16” con Broca # 2R PDC desde 3488‟ hasta 6275‟ con el siguiente BHA:

123

Tabla 3. BHA Direccional BHA # 3

DESCRIPCIÓN

OD MAX

ID

LONG.

1

Broca 16”

16

3,000

1,40

9,625

6,219

34,95

PDC FS2563 1

9-5/8” Sperrydrill Lobe ¾

1

Float Sub

8,000

2,875

2,33

1

15,5” Stabilizer

8,000

3,031

6,73

1

8” DWD

7,313

3,320

31,84

1

Cross Over Sub

7,750

2,875

3,00

21

5” HWDP

5,000

3,000

622,68

1

Drilling Jar

6,563

2,813

19,78

11

5” HWDP

5,000

3,000

326,17

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Realizan limpieza del hoyo con Broca triconica 16” a 6275‟ con el siguiente BHA simulado.

124

Tabla 4. BHA de Limpieza

BHA # 4

DESCRIPCIÓN

1

Roller

OD MAX

ID

LONG.

Cone 9,000

3,000

1,46

Steel 16” 1

Bit Sub

8,000

3,000

3,47

1

15,5”Integral

8,000

3,031

7,82

Blade Stabilizer 1

8” DC

8,000

2,810

30,83

1

Float Sub

8,000

2,875

2,33

1

Integral

Blade 8,000

2,875

6,73

Stabilizer 3

8” DC

8,000

2,810

90,62

1

Cross Over Sub

7,750

2,875

3,00

21

5” HWDP

5,000

3,000

622,68

1

Jar

6,563

2,813

19,78

11

5” HWDP

5,000

3,000

326,17

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada

Realizan acondicionamiento de hoyo con broca PDC 12-1/4” a la profundidad de 6275‟ con el siguiente BHA simulado:

125

Tabla 5. BHA Acondicionador BHA # 5

DESCRIPCIÓN OD MAX

ID

LONG.

1

Broca PDC

12,250

3,000

0,91

1

Bit Sub

8,000

3,000

3,47

1

Stabilizer

8,000

2,563

6,20

1

Float Sub

8,000

2,875

2,33

1

DC

8,000

2,810

30,83

1

Stabilizer

8,000

3,000

7,76

3

DC

8,000

2,810

90,62

1

Cross Over

7,650

2,875

3,00

21

HWDP

5,000

3,000

622,68

1

Martillo

6,563

2,813

19,78

11

HWDP

5,000

3,000

326,17

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca PDC desde 6275‟ hasta 7847‟ con el siguiente BHA:

126

Tabla 6. BHA Direccional entre 6275‟ y 7847‟ BHA # 6

DESCRIPCIÓN OD MAX

ID

LONG.

1

PDC

3,000

0,84

6,750

4,498

25,30

8-1/2” 8,500

FMH3565ZR 1

6-3/4” Sperrydrill Lobe 6/7

1

Float Sub

6,780

2,750

3,63

1

Stabilizer

6,750

2,813

6,21

1

MWD

6,750

2,875

32,37

3

6-1/4” Spiral DC

6,250

2,813

88,53

16

5” HWDP

5,000

3,000

485,45

1

Jar

6,563

2,813

20,04

11

5” HWDP

5,000

3,000

328,09

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca # 4R PDC desde 7847‟ hasta 9457‟ con el siguiente BHA:

127

Tabla 7. BHA Direccional entre 7847‟ y 9457‟ BHA # 7

DESCRIPCIÓN OD MAX

ID

LONG.

1

PDC # 4R 8-1/2” 8,500

3,000

0,84

6,750

4,498

25,30

FMH3565ZR 1

6-3/4” Sperrydrill Lobe 6/7

1

Float Sub

6,780

2,750

3,63

1

Stabilizer

6,750

2,813

6,21

1

MWD

6,750

2,875

32,37

3

6-1/4” Spiral DC

6,250

2,813

88,60

16

5” HWDP

5,000

3,000

485,45

1

Jar

6,563

2,813

20,04

11

5” HWDP

5,000

3,000

328,09

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca # 5 PDC desde 9457‟ hasta 10518‟ con el siguiente BHA:

128

Tabla 8. BHA Direccional entre 9457‟ y 10518‟ BHA # 8

DESCRIPCIÓN OD MAX

ID

LONG.

1

PDC # 5 8-1/2” 8,500

3,000

0,84

6,750

4,498

25,30

FMH3565ZR 1

6-3/4” Sperrydrill Lobe 6/7

1

Float Sub

6,780

2,750

3,63

1

Stabilizer

6,750

2,813

6,21

1

MWD

6,750

2,875

32,30

3

6-1/4” Spiral DC

6,250

2,813

88,60

16

5” HWDP

5,000

3,000

485,45

1

Jar

6,563

2,813

20,04

11

5” HWDP

5,000

3,000

328,09

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

4.3. Evaluación e Interpretación de los Registros

La evaluación e interpretación de los registros eléctricos del pozo Guanta-18D fueron realizadas con el programa INTERACTIVE PETROPHYSICS, con el propósito de

129

cuantificar los parámetros petrofísicos (porosidad, saturación de agua, espesor neto, volumen de arcilla y litología) de las principales zonas de interés.

El pozo direccional de desarrollo Guanta-18D dispone de curvas de registros necesarias para una interpretación petrofísica apropiada para las formaciones: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín Superior. El conjunto de registros: HRAI – SDL – DSN – SP – CAL – DT – GR y DLL – MSFL – MEL – DSN – GR corridos por la Cía. Halliburton fueron utilizados para este análisis.

4.3.1. Generalidades del Pozo

El pozo de desarrollo Guanta-18D se perforo en el alto estructural de la parte Sur del campo Guanta-Dureno, cerca de los pozos GTA-03, GTA-13 y GTA-17D.

Su perforación inicia el 19 de Marzo del 2008 y se perfora hasta una profundidad total de 10528 pies según profundidad de registros. Los siguientes cuadros muestran algunos datos generales del pozo.

130

Tabla 9. Datos Generales del pozo Guanta-18D Pozo

GTA – 18D

Tipo de pozo

Direccional

Coord. UTM

9.997.866,774 N

Coord. UTM

301.825,435 E

Elevación Nivel del Terreno (E.N.T.)

896.5

Mesa Rotaria (M.R.)

25

Elevación Mesa Rotaria (E.M.R.)

921.5

Desviación máxima del hoyo

318.6º

Compañía de Servicios

Halliburton

Fecha de registro

29 Abril 2008

Corridas

Primera: HRAI – SDL – DSN – MSFL – MEL – SP – GR Segunda: DLL – DSL – GR

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

4.3.2. Evaluación de Registros Eléctricos

Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad: el registro Gamma Ray y la combinación Densidad de formación131

Neutrónico. La porosidad fue derivada principalmente de los registros de densidad y neutrónico.se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc y la del fluido de 1 g/cc. Los valores de Resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las salinidades del agua de formación de los pozos vecinos como se indican en la siguiente tabla: Tabla 10. Salinidades del agua de Pozos Vecinos ARENA

SALINIDAD (ppm TEMPERATURA

Rw (ohmm-metro)

Na Cl)

(ºF)

Basal Tena

55000

190

0.048

U

25000

198

0.100

T

16500

200

0.139

Hollín Superior

2500

202

0.200

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Para el cálculo de la saturación de agua Sw se utilizo la ecuación de Indonesia, un exponente de cementación m: 1.7, el exponente de saturación n: 2 y el factor de saturación a: 1, por considerarse confiables para la evaluación.

Los cut off utilizados fueron de 8% para la porosidad, 50% para la saturación de agua y 50% para el volumen de arcilla.

132

4.3.3. Resultados

La interpretación petrofísica del pozo direccional de desarrollo Guanta-18D para cada zona y con sus resultados obtenidos se muestran a continuación:

Basal Tena: Presenta una zona de interés con una arena de 15 pies de espesor neto, con porosidades promediando en 13% y una saturación de agua del 36%.El límite inferior para esta arena esta determinado en la base de la formación Tena a 9230‟ (-8857‟).

Arenisca “U” Superior: Se trata de un intervalo arcilloso que presenta un buen desarrollo arenoso de 10 pies de espesor neto, con una porosidad de 13.3% y una saturación de agua del 29.7%.

Arenisca “U” Inferior: Encontramos un cuerpo arenoso bien desarrollado al tope de la zona arenisca U inferior de 30 pies de espesor total, con una porosidad de 14.5% y una saturación de agua del 10%.La base de la formación se presenta bastante arcillosa con delgadas capas de arena. No se determina un contacto agua – petróleo.

Arenisca “T” Superior: Se trata de una arena con intercalaciones de lutita, que tiene un espesor total de 12 pies de espesor neto, una porosidad promedio de 11.4% y una saturación de agua del 32.2%. 133

Arenisca “T” Inferior: Se trata de una arena con intercalaciones de lutita, que tiene un espesor neto de 52 pies, una porosidad promedio de 15.5% y una saturación de agua del 10.3%.

Hollín Superior: Zona arcillosa y de bajas resistividades y porosidades, causadas probablemente por la presencia de glauconita. Se han determinado, sin embargo, una zona de interés con un ho= 46 pies, porosidad de 13.1% y una saturación de agua del 33%.

Hollín Inferior: La presencia del contacto agua-petróleo a 10390‟ (-10031‟) muy cerca del tope de la formación Hollín inferior hace que no sea considerada como zona de interés por el momento.

4.3.4. Intervalos a Probarse

Como resultado de la evaluación de los perfiles eléctricos, se recomienda probar los siguientes intervalos:

134

Tabla 11. Intervalos a Probarse PRUEBA No.

YACIMIENTOS

INTERVALOS

1

Hollín Superior

10328‟ – 10364‟ (36‟) 10370‟ – 10380‟ (10‟)

2

“T” Inferior

10182‟ – 10234‟ (52‟)

3

“U” Inferior

9982‟ – 10012‟ (30‟)

4

“U” Superior

9952‟ – 9962‟ (10‟)

5

Basal Tena

9214‟ – 9229‟ (15‟)

6

“T” Superior

10161‟ – 10168‟ (7‟) 10173‟ – 10178‟ (5‟)

Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

Intervalos aprobados en reunión mantenida en conjunto con técnicos de la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 17 de Mayo de 2008.

Si los resultados de las pruebas son positivos en Hollín Superior dejar produciendo de esta arena, caso contrario continuar con el programa de pruebas.

Como resultado de la evaluación de los perfiles eléctricos se encontró como zonas de interés las siguientes areniscas: Basal Tena, “U” Superior, “U” Inferior, “T” Superior, “T” Inferior y Hollín Superior. 135

De las respuestas de las curvas se determinó un contacto agua-petróleo (CAP) para Hollín Inferior a 10390‟ (-10031‟).

4.4. Sumario de las Actividades A continuación se describe el sumario de las actividades.

4.4.1. Perforación del Pozo Guanta-18D.

Operación: 38 Días + 0 Horas

El día martes 25 de marzo del 2008 inician las Operaciones de Perforación del Pozo Guanta 18-D con el Taladro CPV-16 (PDVSA) en el Distrito Amazónico de Petroproducción, ejecutándose las actividades como se citan a continuación:

 Armó BHA # 1 con: Broca Triconica de 16" Tipo XT1GSC + Bit-Sub (válvula flotadora) + 3 DC‟s 8" + 1 HW‟s 5", perforo hoyo de 16" desde 45' hasta 397' son 352' en 6.5 hrs para Rop: 54 Pph. Sacó sarta convencional desde 397' hasta superficie. S/p.

 Armó y Bajó BHA # 2 con Broca PDC 16" Tipo FS2563 + MF 9-5/8" + Stab 15-3/4" + Float Sub + Monel desde superficie hasta 397„MD s/p, perforo con sarta direccional desde 397' MD hasta 900‟ MD son 485' en 10 Hrs Rop: 48.5 136

Pph promedio, donde se tuvo Interrupción de 1.5 Hrs PDVSA por ajustar Motor Giratorio de Top Drive.

 Continuó perforando desde 900‟ MD hasta 1983‟ MD son 1083‟ perforados en 15 Hrs Rop de 72 Pph promedio. Circuló @ 1232‟ MD, Repasó dos veces cada pareja perforada y bombeó píldora viscosa cada 250 pies perforados para aliviar carga anular.

 Circuló hasta retornos limpios y realizó Viaje Corto desde 1983‟ MD hasta 400' MD observando Arrastre puntual de 40 Mlbs a 1048' MD, Bajó nuevamente desde 400' hasta 1420' donde consiguió Apoyo de 30 Mlbs, conectó Top Drive y repasó desde 1420' MD hasta 1514' MD, Continuó bajando desde 1514' MD hasta 1983‟ MD s/p.

 Continuó perforando desde 1983‟ MD hasta 3488' MD son 1505‟ perforados en 18 Hrs Rop de 83 Pph promedio, Circuló hasta retornos limpios realizó Viaje Corto desde 3488‟ MD hasta 1400' MD observó Arrastres puntuales a 2860', 2760', 2654' de 30 Mlbs, Bajó hasta 3080' MD donde consiguió Apoyo de 25 Mlbs, conectó Top Drive repasó varias veces hasta quedar libre OK, al intentar bajar nuevamente desde 3112‟ MD para llegar al fondo Observó Falla eléctrica en el Top Drive e intenta corregir la misma sin éxito, durante ese tiempo se mantuvo circulando en espera de TÉCNICO de la CIA. Varco-BJ procedente de Venezuela. (118 Hrs de Interrupción por Falla del Top Drive)

137

 Sacó sarta en back Reaming desde 3112‟ MD hasta 2922‟ MD y a partir de allí Libre hasta superficie, quebrando herramientas direccionales, Broca.

 Evaluación de la Broca: 0-1-WT-C/N-X-I-CT-BHA.

 Interrupción de 10.5 hrs. PDVSA por reemplazo tanto del Pin de sacrificio como válvula automática Inside BOP del Top Drive, probó válvula con 2500 psi OK y probo funcionamiento automático de la misma OK. Adicionalmente chequeo y probo gatos hidráulicos de accionamiento de válvula Inside BOP, gatos hidráulicos del counterbalance Stand Jump and Drill OK.

 Posteriormente Arma Sarta # 3 Direccional con Broca PDC 2R 16" (Tipo: FS2563, Chorros: 4x14" Y 3x15") + MF + MWD + Estb + MWD Bajó hasta 1046', donde se detienen las operaciones por 1/2 Hr Interrupción de PDVSA debido a problemas al abrir y cerrar válvula Kelly Cook, Continúo bajando hasta 3112‟ MD y Repasó desde 3112' MD hasta 3488' MD.

 Sacó sarta desde 3488' MD hasta 3392' MD por nueva Interrupción de PDVSA (1/2 Hr) para conectar cable negativo 646 mcm de fuerza de la bomba de lodo #3 en el panel transfer.

138

 Bajó sarta y Perforó hoyo direccional con Broca PDC DE 16" desde 3488‟ MD hasta 4991‟ MD son 1503‟ perforados en 27 Hrs Rop de 55 Pph promedio, Realizó Viaje Corto desde 4991‟ MD hasta 3109' MD observando Arrastres puntuales de 30-40 Mlbs en los intervalos 4850‟ @ 4620‟, 4410‟ @ 3955‟, 3570‟ @ 3495‟; Sacó en backreaming y con alto Torque por arrastre de 60 Mlbs desde 3920‟ MD hasta 3590‟ MD, sale libre desde 3590‟ MD @ 3109‟ MD.

 Bajó sarta libre desde 3109‟ MD hasta 3875‟ MD donde observó apoyo de 40 Mlbs, conectó Top Drive repasó desde 3875‟ MD hasta 4140‟ MD, Continuó bajando sarta desde 4140‟ MD hasta 4991‟ MD con apoyos puntuales de 25-30 Mlbs a 4275‟, 4380‟, 4660‟; Repasó últimas dos parejas por seguridad y Continuó perforando desde 4991‟ MD hasta 6275‟ MD punto de asentamiento del revestidor 13-3/8‟‟ son 1284‟ perforados en 26.5 Hrs Rop de 48 Pph promedio, Circuló e incrementó peso del Lodo de 10.8 Lpg @ 11 Lpg. Realizó Viaje Corto desde 6275‟ hasta 4991' MD con arrastres puntuales de 20 / 40 lbs. Volvió a fondo repasando las últimas dos parejas por seguridad, Incremento densidad desde 11 Lpg hasta 11,2 Lpg por observar derrumbe en superficie.

 Sacó sarta desde 6275' MD hasta 6210' MD observando arrastres de 50 Mlbs, conectó bomba y rotaria notando sarta pegada (empacamiento) Trabajó sarta con 500 psi de presión acumulada hasta liberar, Circuló y repasó varias veces la pareja hasta quedar libre. Continuó sacando sarta desde 6115' hasta 5834' en backreaming observando altos torques 7/13 Klbs*Pie, Sacó libre desde 5834„hasta 4894' MD donde observó arrastre de 50 Mlbs, conecta bomba y 139

rotaria y observa sarta pegada (empacamiento). Trabajó sarta empacada a 4894' aplicando torsión y con 500 psi de presión acumulada hasta liberar, repasó pareja hasta quedar libre, Continuó sacando sarta desde 4894' hasta 1704‟ MD con los siguientes parámetros Strok= 130, GPM= 659, PB= 2000 psi, Torque= 5/13 Klbs* Pie. Sacó sarta libre desde 1704‟ MD hasta superficie. Evaluación de la Broca: 1-1-WT-C/N-X-I-LT/PN-TD.

 Interrupción de PDVSA (1 hr.) Corrigió falla en Switch de reversa del malacate, Armó sarta estabilizada de limpieza con broca Triconica 16" (Chorros: 4x14) + Bit Sub. + Stab 15,5" + 01 DC's 8" + Stab 15" + 03 DC's 8" y Bajó hasta 3160' MD observando apoyos puntuales 20-30 Klbs a 3160‟ MD observó apoyo fuerte de 40 Klbs, levantó sarta, conectó bomba y rotaria. Circuló reciprocando sarta observando abundante ripios y derrumbe de tamaños superiores a 3" en superficie y lodo floculado. Repasó desde 3160‟ MD hasta 3180‟ MD, Bombeó y desplazo píldora con 4 Lbs/Bbl de asfalto y con densidad de 14,5 lpg observando abundante ripios en superficie, por lo que se decidió incrementar densidad del lodo desde 11,2 Lpg hasta 11,8 Lpg.

 Bajó sarta desde 3180‟ MD hasta 3804' MD con bomba y rotaria por observar apoyo de 40 Mlbs, y sarta libre desde 3804' MD hasta 5030' MD donde observó apoyo de 40 Mlbs, repasó desde 5030' MD hasta 5178' MD observando abundante ripios en superficie. Circuló e incrementó densidad de lodo de 11,8 a 12,1 Lpg. Bajó sarta con bomba y rotaria desde 5178' MD hasta 6275' MD observando altos torques y abundantes ripios en superficie. 140

 Sacó sarta de limpieza con broca Triconica 16" desde 6275' MD hasta 5741' MD en Back Reaming por observar arrastres de 40 Mlbs, y libre con arrastres puntuales de 20 Mlbs desde 5741' MD hasta superficie.

 Conectó zapata + Cuello + tubo, probó válvula flotadora OK. Bajó casing de 13-3/8", desde superficie hasta 2700' MD. Circuló pozo por observar lodo altamente floculado y presencia abundante de derrumbes en superficie. Continuó bajando casing 13-3/8" desde 2700' MD hasta 3891' MD donde observó apoyo de 50 Mlbs (tubo #93 de 155) y lodo altamente floculado. Circuló pozo @ 3891' MD, Continuó bajando casing de 13 3/8" desde 3891' MD hasta 4480' MD, llenando tubo por tubo, conectó bomba para romper geles y circular revestidor observando incremento de presión de 800 psi con Strok= 30 y revestidor pegado sin circulación, trabajó arriba y abajo con 550 Klbs de over pull y 150 Klbs de compresión manteniendo 500 psi entrampadas, recuperó 1 ½ pulg. Junta de casing quedando Zapata @ 4382’ MD, Cuello Flotador @ 4340’ MD, continuó trabajando sin obtener avance.

 Para el día 11 de Abril se activó alarma detectora de gas del taladro, observando burbujeo de gas desde el cellar del pozo Guanta-19D, por lo que se tuvo que desalojar al personal de Locación.

 Posteriormente se reanudaron las operaciones el día 12 de Abril bajando tubería 1 3/8 pulg. Únicamente se pudo bajar 50 pies por debajo del cellar, debido a

141

obstrucción por lodo floculado, no teniendo mayor avance. Realizó Top Job con 12 bls de cemento puro más cloruro de calcio. Realizó corte del revestidor y conectó sección “A”. Instaló “pie de amigo” entre revestidor de 20" y 13 3/8" para mayor integridad a la sección.

Inicia segunda fase de perforación (SECCIÓN DE 12 ¼”)

 El día 13 de Abril, Armo y Bajó BHA con broca de 12 1/4"+ Bit Sub + Stab +1dc's 8"+ Stab + 3 DC‟s 8"+Xo + 21 Hws 5"+ Jar+11 Hws 5" para repasar sección de 16‟‟ y asentar revestidor de 9-5/8‟‟ a la profundidad de 6275‟ MD.

 Bajó sarta hasta 4118„MD, donde observó apoyo de 15 Mlbs Conectó bomba y rotaria, observando alto torque de 10/18 Klbs y restricción en aproximadamente 7 pies continuo bajando libre hasta 4211' MD. Circuló, continuo bajando tubería desde 4211‟ MD hasta 4340‟ MD donde toco Cuello Flotador rompió el mismo y zapata (4382' MD) Bajó sarta con bomba y rotaria para acondicionar hoyo de 16" con broca de 12 1/4" desde 4382‟ MD hasta 6275‟ MD sin problemas, Circuló para acondicionar lodo por observarse con olor fétido y floculado e incremento peso @ 12.1 Lpg. Realizó viaje corto desde 6275' hasta 4382' libre.

 Saco sarta de limpieza desde 6275‟ MD hasta superficie sin problemas, Bajó revestidor desde superficie hasta 6275' MD S/P.

142

 Para el día 15 de Abril Instaló cabezal de cementación y realizó Cementación quedando la Zapata @ 6253’ MD, Cuello Flotador @ 6204’ MD.

Inicia tercera fase de perforación (SECCIÓN DE 8 1/2”)

 Para el día 17 de Abril instaló conjunto BOP y probó con 1000 psi por 10 min. Ok., Armo y bajó BHA direccional con broca PDC 8 1/2" + MF + Stab + MWD + 16 HW's 5" + Martillo + 11 HW´s y bajó hasta 6204‟ MD donde toco cuello flotador, Rompió CF + Zapata (6253' MD) Limpio bolsillo desde 6253‟ MD hasta 6275' MD con bomba y rotaria s/p. Circuló y Desplazo lodo de 12,1 Lpg por lodo 9,5 Lpg. Perforo desde 6275‟ MD hasta 7847' MD son 1572' en 38.5 Hrs para una ROP de 40.8 Pph. Circuló hasta retorno limpio y decidió sacar sarta a superficie para reemplazar broca PDC por triconica, para perforar la sección de conglomerados.

 Sacó sarta en back reaming (por seguridad), desde 7847' MD hasta 7754‟ MD sin problemas. Con back reaming desde 7754' MD hasta 7661' MD por observar arrastres de 40 Mlbs, libre desde 7661' MD hasta 7379' MD, continuó sacando en back reaming desde 7379' hasta 6253' (zapata) por observar torques de 1517 ft-lbs. y arrastres de 40 Mlbs y evidencia de empacamiento. Bombeó y desplazó 35 Bls de píldora pesada. Sacó tubería desde 6253' MD hasta superficie quebrando herramientas direccionales.

143

 Bajó sarta punta libre desde superficie hasta 940' para asegurar pozo. Por (Interrupción PDVSA de 38 Hrs), debido a espera por repuesto HEAT SINK de potencia del freno eléctrico BAYLOR.

 Sacó sarta punta libre desde 940' hasta superficie, Armó y bajó BHA direccional con broca PDC 8 1/2"R + MF + Stab + MWD + 16 HW's + Martillo + 11 HW's hasta 6281' donde observó apoyo de 40 Klbs Repasó desde 6281‟ MD hasta 7785' MD, durante el repaso se incremento el peso del lodo de 10,1 Lpg @ 10,3 Lpg, continuo repasando y observo sarta empacada con incremento de presión desde 2300 psi hasta 3000 psi y alto torque de 20 Klbs*Pie, trabajó sarta arriba y abajó hasta recuperar rotación y circulación. Levantó hasta 7755‟ MD donde observo sarta libre.

 Bombeó 50 bls de píldora viscosa-pesada con 20 Lbs/Bbl de asfalto y con densidad de 12,5 Lpg y circuló la misma observando abundante ripios con muestras de derrumbe, simultáneamente incrementa densidad del lodo desde 10,3 hasta 10,5 Lpg. Continúo repasando hoyo de 8 ½" con dificultad desde 7755„MD hasta 7847' MD con altos torques, Circuló y Realizó viaje corto en back reaming desde 7847' MD hasta 6253´ MD zapata, observando arrastres de 40 Mlbs torque de 12/18 @ 7721‟-7377-7095‟-6827'. Bajó sarta desde 6253' hasta 7001' donde observo apoyo de 45 Mlbs, Repaso con broca 8 1/2" PDC desde 7001‟ MD hasta 7847' MD. Continuo perforando desde 7847' MD hasta 8131' MD son 284' en 15.5 horas para una ROP de 18.3 Pph.

144

 Interrupción PDVSA de 1/2 Hr por Reparación del sistema de Top Drive y 1/2 Hr por Cambio de pistón n# 3 de la Bomba # 2, continuo perforando hoyo 81/2" desde 8131' MD hasta 8546„ MD son 415' en 13 horas para una ROP de 32 Pph., circuló y realizó Viaje de Control hasta la Zapata (6253‟ MD) Observo arrastre puntuales de 50 Mlbs desde 8170' MD hasta 8000' MD y permanente de 50 Klbs de 8000' hasta 7915' saco en back reamer ok. Libre desde 7915' hasta 6187' MD sin problema, Bajó observando apoyo de 40 Klbs a 8000' conectó TOP Drive y repaso desde 8000' hasta 8170' MD ok, continuo bajando sarta sin problema desde 8170' hasta 8546'.

 Perforo hoyo de 8-1/2" desde 8546' hasta 9457' MD son 911' en 32.5 horas para una ROP de 28 Pph., promedio, circuló y saco sarta a superficie por bajo rendimiento de Broca, observó arrastres puntuales desde 8227‟ MD hasta 7942‟ MD.

 Evaluación de la Broca: 1-2-WT-N/S-X-I-DL-PR.

 Bajó BHA direccional con Broca PDC 8 1/2" hasta 9457' S/P instalando reductores de TORQUE Y ARRASTRE, Repaso las 3 ultima parejas por seguridad, Perforo sarta direccional con broca PDC de 8-1/2" desde 9457' hasta PT 10518' son 1061' en 40 horas para una ROP de 26.5 Pph. promedio. Circuló y Realizó Viaje Corto desde 10518' hasta 5700' sin problema, Bajó desde 5700' MD hasta 10158' MD donde apoyo de 20 - 40 Klbs conectó TOP Drive y repaso

145

hasta 10518' MD Repasando las 4 ultima parejas hasta estar libre, circuló hasta retorno limpio saco sarta direccional con broca PDC de 8-1/2" desde 10518' hasta superficie sin problema.

 Para el día 29 de Abril Cía. Halliburton Logging bajó herramienta de registro primera corrida: MRI-SDL-DSN-MSFL-GR toco fondo @ 10528' MD según guaya tomo registro desde 10528' MD hasta 9500' MD saco hasta superficie sin problema, bajó Segunda corrida: DLL -MSFL-WSTT-GR-SP, saco hasta superficie S/P, Armo y Bajó sarta lisa con Broca Triconica 8-1/2‟‟ hasta 10518‟ S/P, circuló y saco sarta desde 10518' MD hasta superficie sin problema.

 Cía. Weatherford (llave hidráulica) vistió equipo y bajó revestidor de 7" 26 #/pie desde superficie hasta 4467‟ + colgador con DP's de 5" desde 4467' hasta 10518' sin problema S/P, llenando los primeros 5 tubos y luego cada 10, Conectó cabezal y toco fondo @ 10518„, levantó 5‟ para buscar circulación y probo con 7 SPM observando Presión de 1800 Psi sin observar retorno. Saco desde 10518' MD hasta 10053‟ variando parámetros buscando circulación sin éxito, por lo que se decidió por parte de PETROPRODUCCION NO realizar Cementación y Asentar colgador, por lo que se realizó lo siguiente: Levantó sarta con peso (340 Mlbs) presurizo sarta hasta 3600 psi asentó colgador, probo: tensión 400 Mlbs y apoyo con 120 Klbs, desconectó líneas y quito cabezal de circulación, levantó sarta con peso de 190 Klbs OK.

 Tope del colgador @ 6014' 146

 Profundidad de la zapata: 10513'

 Profundidad del cuello flotador: 10437'

 Para el día 02-05-2008 terminó de quebrar tubo x tubo desde 4300' MD hasta superficie, desvistió y retiro válvula impide reventones (BOP), instaló Tubing Bonet al cabezal, quedando por finalizada las operaciones con 48 días, en los cuales se incluyen 10 días de mudanza. .

4.4.2. Costos

 Los siguientes costos son presentados en base a las facturas finales presentadas de algunas compañías.

 El resultado puede variar con respecto a los reportes diarios.

147

Tabla 12. Costos Totales ÍTEM

VALOR (USD)

COMPAÑÍA

SUP. + C/T

32,300

PDVSA

TARIFA RIG

303,088

PDVSA

DIRECCIONAL

516,063

SPERRY HALLIBURTON

FLUIDOS PERFORACIÓN

279,189

BAROID HALLIBURTON

TRAT. CORTES Y FLUIDOS

225,676

TUBOSCOPE

BROCAS

147,000

DBS HALLIBURTON

CEMENTACIÓN

72,500

HALLIBURTON

LINER HANGER

67,521

HALLIBURTON

EQUIPO OPERACIONAL

25,080

TUBOSCOPE

CAMPAMENTO

24,320

3R

PERS. CUADRILLA

157,323.00

CERLAVIN

CATERING

22,800

SIHAMA

ÍTEM

VALOR (USD)

COMPAÑÍA

MONTACARGAS

76,580.00

NOROCCIDENTAL

DIESEL (PRECIO INTERNACIONAL

259,584.00

PPR

VACUUM

49,400.00

PETROTECH

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

725,364

TOTAL

2,983,788 Fuente: Petroproducción. Elaborado por: Edisson Lozada.

148

CAPÍTULO V

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

 Las tasas de producción aumentan debido a que las perforaciones direccionales han demostrado ser efectivas.

 Todo el personal trabajó en equipo con mucha disciplina, incluyendo a las empresas de servicios para la ejecución de esta tecnología.

 La perforación del pozo Guanta-18D fue perforado de acuerdo con lo planificado y costos presupuestados.

 Cuando el Collar de Perforación inferior sea más flexible, mayor será el rango de perforación.

 Un BHA rígido que mantiene la inclinación con un estabilizador fuera de calibre localizado sobre el SDC tendería a bajar la inclinación si dicho estabilizador es de calibre completo. 149

 Tres estabilizadores son convenientes para un BHA. Para un BHA tipo péndulo dos es suficiente.

 El Perforador Direccional debe hallarse en el piso del taladro cuando se esté lavando/trabajando el BHA rotatorio a través de la sección punto de inicio en formaciones suaves para evitar que el pozo se desvíe (side track).

 Un BHA que trabaja correctamente en un área puede actuar muy diferente en otra. La experiencia local es primordial en afinar los BHA.

 Decidir en qué momento se puede sacar para cambiar un BHA es una primordial responsabilidad del Perforador Direccional. Idealmente, esto debería coincidir con un viaje para cambiar la broca.

 Para hacer más rígido el BHA se aplica altos r.p.m. esto ayuda a frenar desvíos debidos a tendencias de la formación.

 Rimar es útil para controlar el rango B‟UP en formaciones suaves. Se hace menos útil para formaciones más duras. Aun así hasta en formaciones duras, rimar antes de cada conexión ayuda a mantener bajo el arrastre del hueco.

150

5.2. Recomendaciones

 En pozos direccionales se recomienda contratar un equipo de perforación con tecnología

avanzada,

que

se

encuentre

en

condiciones

óptimas

de

funcionamiento y que garantice el éxito de las operaciones.

 El equipo de perforación debe tener Top Drive, debido a que garantiza en cualquier momento crítico de la perforación, la posibilidad de poder rimar 90‟ arriba, así como también 90‟ abajo, es decir cuando la herramienta tienda a pegarse, salir rotando, circulando y tensionando sin permitir que se produzca un stuck pipe, lo que no se puede realizar con los equipos convencionales con Kelly.

 Otra de las ventajas de usar Top Drive es que cada conexión es de tres tubos (un stand), lo que nos permite reducir tiempos de conexiones, de viajes, de perforación y al final es más rentable económicamente.

 Siempre se debe usar un estabilizador NB de calibre completo para elevar la inclinación.

 Usar ya sea un NB de calibre desgastado (BHA de semi-caída para rangos bajos) o ningún NB (BHA tipo péndulo, para rangos rápidos de caída) para bajar la inclinación. 151

 Procurar no elevar la inclinación hacia el objetivo, es mejor bajar lentamente hacia el mismo.

 En lo posible usar un mínimo de DC. Utilizar tubería HW para la disponibilidad de peso remanente.

 Se deben reemplazar estabilizadores como sea requerido. Chequee la broca. Si la broca está desgastada va a ser necesario rimar.

 Chequear el equipo direccional y todas las herramientas luego de concluido un trabajo.

 Procure usar más peso sobre la broca y bajas r.p.m. al iniciar un desvío a la derecha.

 En formaciones suaves puede que sea necesario reducir el rango de flujo de lodo para obtener suficiente peso sobre la broca y reducir el lavado del hueco. Tenga precaución lave cada tubo/parada a un rango de flujo normal antes de hacer la conexión.

152

GLOSARIO

Absorción Adhesión o concentración de sustancias disueltas, bien sobre la superficie de un sólido, bien alrededor de las partículas de un coloide en suspensión

Árbol de navidad Instalación en la parte superior de un pozo productor de petróleo o gas, mediante la cual se abre o se cierra el flujo. El conjunto de válvulas y tuberías se asemejan al adorno navideño y así se le conoce en la industria.

Acuñado

Aprisionado, ajustado

Barril

Unidad de medida volumétrica empleada en varios países, entre ellos E.E.U.U. Un barril de petróleo equivale a 159 litros, o sea que un metro cúbico de petróleo equivale a 6,29 barriles.

Boca de pozo

Equipamiento que se coloca sobre un pozo productivo y que está destinado a regular la salida del flujo de los hidrocarburos.

153

Canaleta

Es el nuevo orificio de diámetro más pequeño que se presenta al desviarse, o al cambio brusco de dirección del pozo.

Cavernas

Cavidad profunda subterránea que se presenta entre las rocas.

Cementación

Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad contra la filtración de fluidos de formación.

Conos

Parte constituyente de una broca

Desviación del pozo

Cambio de inclinación de la vertical absoluta durante la perforación de un pozo.

Flexión

Acción de doblar o doblarse

Inyección (lodo de perforación)

Mezcla de arcilla, agua y ciertos productos químicos inyectada en forma continua durante las operaciones de perforación. 154

El lodo sirve para evacuar los cutting o detritos, lubricar y enfriar el trépano, sostener las paredes de los pozos y equilibrar la presión de los fluidos contenidos en las formaciones.

Pata de perro

Cambio de dirección del agujero del pozo

Perfilaje (o registro)

Registración que se realiza en el pozo luego de la perforación mediante instrumentos de medición eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten información sobre la composición de las rocas, el contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad o permeabilidad así como las profundidades a que se encuentran.

El Perfilaje es realizado por compañías especializadas.

Perforación

Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos.

Permeabilidad

Es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa.

155

Petróleo Mezcla en proporciones variables de hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos que se encuentran en los yacimientos bajo presiones y temperaturas más o menos elevadas.

Los petróleos crudos pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta.

Los crudos de petróleo, según la densidad, se clasifican en:

a) Pesados (10° a 22,3° API).

b) Medios (22,3° a 31,1° API).

c) Livianos (superiores a los 31,3° API).

Píldora

Sustancia viscosa que se prepara para enviar al pozo

Pozo abandonado

Pozo cuyas reservas accesibles están exhaustas Pozo cerrado Pozo cuya producción está temporalmente suspendida para realizar operaciones complementarias, en espera de reparación o en estudio del comportamiento del mismo.

156

Pozo terminado

La terminación del pozo es el conjunto de operaciones que se realiza luego de la perforación para hacer posible su puesta en explotación, mediante la colocación de los equipos permanentes de producción.

Punto libre

Es el punto donde la tubería está libre de un aprisionamiento.

Trépano ó Broca

Herramienta empleada para la disgregación mecánica de las rocas con el fin de perforar el subsuelo en búsqueda de petróleo.

Tuberías de revestimiento

Serie de tubos que se colocan en el pozo mientras progresa la perforación para prevenir derrumbes de las paredes y para la extracción de los hidrocarburos en la fase de la producción.

157

BIBLIOGRAFÍA

1. Anadrill Schlumberger, Horizontal Drilling Training Manual (Diciembre 1991). 2. Eastman Christensen, Directional Drilling (Houston, 1990). 3. Jiazhi, B: “Bottom hole Assembly Problems Solved by Beam Column Theory”; paper SPE 10561 presented at the 1982 SPE International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, March 19-22. 4. Manual del Centro de Investigaciones Geopaleontológicas de Guayaquil. 5. Mike Smith Directional Drilling Training Manual (Diciembre 1996). Proyecto PEMEX-IMP, Procedimientos para el Diseño de la Perforación de Pozos, 2a. Fase, Julio, 2000. 6. Moore, P.L. “Drilling practice Manual” Pennwell books Tulsa, Oklahoma.

SITIOS WEB www.monografias.com/trabajos11/pope/pope.shtml www.informaciontecnicadelpetroleo-brocas.htm www.sartasdeperforacion.pdf.htm

158

CITAS BIBLIOGRÁFICAS PETROPRODUCCIÓN, Reportes diarios de perforación, Pozo Guanta-18D, 2008.

NOTA El capítulo dos fue tomado casi en su totalidad de la sección diez del “Directional Drilling Training Manual” ya que varios de los conceptos en ellos mencionados no se podían obviar por ser de vital importancia en el entendimiento del tema de este capítulo.

159

ANEXOS

ANEXO 1. Vista vertical Plan Vs Survey Actual Guanta – 18D

Vista Vertical Plan Vs Survey Actual GUANTA-18D

Plan SURVEY

Seccion Vertical -500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

-500 0 KOP at 400' 500 1000 1500

Start Hold 29.943°

2000 2500 Start Drop -

3000

TVD

3500 4000 4500 5000 5500 CSG 9-5/8" @ 6251' MD

Start Hold Vertical

6000 6500 7000 7500 8000 8500

CSG 7" @ 9132' MD

9000 9500 10000

CSG 7" @ 10513' MD

10500

Fuente: Petroproducción.

160

TD at 10513.012' MD

3500

ANEXO 2. Vista Horizontal Guanta – 18D

Vista Horizontal GUANTA-18D -400 100

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

Survey Plan 1400

1600

1800

2000

2200

50 0 -50

Norte - Sur

-100 -150 -200 -250 -300 -350 -400

Este - Oeste

Fuente: Petroproducción.

161

ANEXO 3. Peso del lodo real Vs Peso del lodo programado

PESO DEL LODO REAL VS. PESO DEL LODO PROGRAMADO 0

10 0 0

2000

8.6 8.8 8.6 8.8 8.8 8.6 9.1 8.8 9.0 9.2 9.0 9.2 9.1 9.1 9.4 9.4

DENSIDAD REAL DENSIDAD PROGRAM ADA M INIM A

9.5 9.6 9.9 9.7 9.7 10.0 9.8 9.8 9.9

3000

PROFUNDIDAD (MD)

DENSIDAD PROGRAM ADA M AXIM A

4000

10.0 10.1

5000

10.2 10.210.4 10.3 10.4

10.1

10.7

10.2 6000

9.5 9.5

9.5

7000

10.5 10.8

11.2 11.2 11.2

12.1 11.5

9.9 9.9

8000

11.0

10.8

10.3 9.7

9.6

10.7

9.9 10.0

10.5

10.0 10.5

10.1 9000

10.0 10.0

10 0 0 0

10.5

10.2 10.3

10.6

10.1 10.7 10.3 10.6

10.1 10.1

110 0 0 8 .4

8 .6

8 .8

9 .0

9 .2

9 .4

9 .6

9 .8 10 .0 10 .2 10 .4 10 .6 10 .8 11.0

LPG

Fuente: Petroproducción.

162

11.2 11.4

11.6 11.8 12 .0 12 .2

ANEXO 4. Cellar del Pozo Guanta-18D

CELLAR DEL POZO GUANTA-18D

Fuente: PDVSA. Fotografiado por: Edisson Lozada.

163

ANEXO 5. Broca Triconica De 12-1/4”

BROCA TRICONICA DE 12-1/4” UTILIZADA EN LA PERFORACIÓN

Fuente: Halliburton. Fotografiado por: Edisson Lozada.

164

ANEXO 6. Estabilizador de Aletas Espirales

ESTABILIZADOR DE ALETAS ESPIRALES.

Fuente: Halliburton. Fotografiado por: Edisson Lozada.

165

ANEXO 7. Bop para ser Colocado en la Subestructura del Taladro

BOP LISTO PARA SER COLOCADO EN LA SUBESTRUCTURA DEL TALADRO.

Fuente: PDVSA. Fotografiado por: Edisson Lozada.

166

ANEXO 8. Llave Hidráulica

LLAVE HIDRÁULICA DESENROSCANDO TUBERÍA DE PERFORACIÓN.

Fuente: PDVSA. Fotografiado por: Edisson Lozada.

167

ANEXO 9. Equipo de Mezclado de Cemento

EQUIPO DE MEZCLADO DE CEMENTO CÍA HALLIBURTON

Fuente: Halliburton. Fotografiado por: Edisson Lozada.

168

ANEXO 10. Sacos de Cemento Tipo G.

SACOS DE CEMENTO TIPO G UTILIZADOS EN EL POZO

Fuente: Halliburton. Fotografiado por: Edisson Lozada.

169

ANEXO 11. Cabeza de Cementación 13-3/8” CABEZA DE CEMENTACIÓN 13-3/8” UTILIZADO POR HALLIBURTON.

Fuente: Halliburton. Fotografiado por: Edisson Lozada.

170

ANEXO 12. Pozo Guanta-18D

POZO GUANTA-18D PRODUCIENDO

Fuente: Petroproducción. Fotografiado por: Edisson Lozada.

171