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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA MCAL. ANTONIO JOSE DE SUCRE “BOLIVIA”

CARRERA: MATERIA:

INGENIERÍA PETROLERA PERFORACION IV

DOCENTE:

ING. JUAN CARLOS PAUCARA

GRUPO: LOPEZ NINA JOHN ALFREDO SOLIZ COSTAS CARLA MIRIAM RIOS MAGNE KARLA DANIELA

PARALELO: FECHA:

9° SEMESTRE 24/04/2018

LA PAZ - I/2018

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INDICE 1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 4 2. OBJETIVOS ..................................................................................................... 6 2.1. OBJETIVO GENERAL...................................................................................... 6 2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................ 6 3. MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 6 3.1 ANTECEDENTES DEL CAMPO BULO BULO .................................................. 7 3.1.1. RESERVAS DEL CAMPO BULO BULO ..................................................... 13 3.1.2. PRODUCCIÓN DEL CAMPO BULO BULO ................................................ 14 3.2. DESCRIPCIÓN DEL POZO BBL-12 .............................................................. 14 3.2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................ 14 3.2.2. RESERVORIOS ATRAVESADOS .............................................................. 15 3.2.3. ESTRATIGRAFÍA ........................................................................................ 17 3.4. DESCRIPCIÓN DEL POZO BBL-17 .............................................................. 22 3.4.1. DATOS BASICOS DEL POZO .................................................................... 22 3.4.2. PERFIL INTERPRETADO POZO BBL-X3 ARENISCA ROBORE I ............. 24 4. MARCO TEÓRICO ......................................................................................... 28 4.1. INTERVALO I ................................................................................................. 28 4.1.1. Pozo: BBL – 9D Superficie – 100 m Hueco 26” ........................................... 28 4.1.2. Pozo: BBL-11 Superficie – 110 m Hueco 28” .............................................. 28 4.2. INTERVALO II ................................................................................................ 29 4.3. INTERVALO III ............................................................................................... 29 4.3.1. Pozo: BBL-10 .............................................................................................. 30 4.3.2. Pozo: BBL-11 .............................................................................................. 30 4.3.3. Pozo: BBL-13 .............................................................................................. 30

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4.4. INTERVALO IV ............................................................................................... 30 4.4.1. Pozo: BBL-9D .............................................................................................. 30 4.5. INTERVALO V................................................................................................ 31 4.5.1. Pozo: BBL-X3 .............................................................................................. 32 4.5.2. Pozo: BBL-9D .............................................................................................. 34 4.6. INTERVALO VI ............................................................................................... 42 4.6.1. Pozo: BBL-X8 .............................................................................................. 42 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 43

FIGURAS FIGURA 1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO ..................................................... 6 FIGURA 2 UBICACIÓN DEL CAMPO BULO BULO ............................................... 7 FIGURA 3 COLUMNA LITOLOGIA, DESCRICIÓN CAMPO BULO BULO ............. 8 FIGURA 4 PLANO DE UBICACIÓN, POZO BBL-12 ............................................. 15 FIGURA 5 MAPA DE UBICACIÓN POZO BBL 12 ................................................ 16 FIGURA 6 MAPA ESTRUCTURAL, POZO BBL 12 .............................................. 16 FIGURA 7 MODELO ESTRUCTURAL 3D-TOPE FORMACIÓN ROBORE .......... 17 FIGURA 8 COLUMNA ESTRATIGRAFICA BBL-12 .............................................. 19 FIGURA 9 PROGRAMA DE REGISTROS DE POZO .......................................... 22

TABLAS TABLA 1 PRINCIPALES FORMACIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO BULO BULO .................................................................................................................... 12

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TABLA 2 RESERVAS DE GAS EN CAMPO BULO BULO.................................... 13 TABLA 3 RESERVAS DE CONDENSADO EN LOS POZOS DEL CAMPO BULO BULO .................................................................................................................... 13 TABLA 4 ESTADOS DE OPERACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO DE BULO BULO .................................................................................................................... 14 TABLA 5 REGISTRO DE LAS DIVERSAS FORMACIONES DEL POZO BBL 12 18 TABLA 6 PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN DE ROBORE I........................... 20 TABLA 7 COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DEL RESERVORIO .............................. 21

1. INTRODUCCIÓN El presente trabajo está dirigido a profundizar más el área de perforación, sobre todo tener conocimiento de los problemas que nos acarrea la misma, para ello el trabajo se enfocará en el campo Bulo Bulo como zona de estudio. Las operaciones de perforación son complejas, se manejan, herramientas maquinarias y equipos muy pesados y de difícil manejo. Se requiere un entrenamiento metódico y constante para obtener los conocimientos y habilidades para su debido, eficiente y eficaz manejo. Durante la perforación se presentan variados problemas como ser: 1. Arremetida. Sucede cuando la presión de alguna formación penetrada es

mayor a la ejercida por la columna hidrostática del fluido de perforación. Se detecta en superficie por el aumento del volumen de fluido en el tanque de lodo y por el cambio de presiones dentro de la tubería de perforación y el anular del pozo. La arremetida se controla acondicionando el fluido de perforación con una densidad apropiada y bombearlo al hoyo. 2. Reventón. Se produce cuando no se controla a tiempo la arremetida,

especialmente cuando el fluido que se escapa de la formación es gas. Cuando ocurre un reventón las labores de control se tornan muy difíciles

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debiéndose inyectar al pozo toda clase de materiales para tratar de “dañar” o taponar las paredes del estrato que está emitiendo el fluido. Puede tardarse días tratando de controlar un reventón y las pérdidas son cuantiosas en daños materiales, al ambiente y, en muchas ocasiones, causa lesiones o muerte de trabajadores. 3. Incendio. Cuando el reventón produce el escape de hidrocarburos,

generalmente gas, y encuentra una fuente de calor suficiente para encender este fluido, se produce un incendio con los inevitables daños al ambiente, con pérdida total o parcial del taladro y, ocasionalmente, pérdidas humanas. 4. Derrumbes de las formaciones. Ocurre cuando las formaciones

atravesadas por la mecha se desmoronan, motivado principalmente por la deficiencia del revoque en las paredes del hoyo. Esto trae como consecuencia el peligro de atascamiento de tuberías, alteración de las condiciones del fluido de perforación y otras dificultades, con las consecuentes pérdidas de tiempo y dinero. 5. Desviación crítica del hoyo. Durante el avance de la perforación se puede

atravesar formaciones blandas que pueden desviar el curso de la mecha. Esta desviación cuando es de varios grados pone en peligro la arquitectura del pozo y por ende su terminación. 6. Pérdida de circulación del fluido de perforación. Al contrario de la

arremetida, las pérdidas de circulación se producen por el aumento de la densidad de la columna hidrostática del fluido de perforación, la cual genera una presión que supera a la presión de la formación atravesada. Esto produce la pérdida parcial o total del fluido de perforación. Las consecuencias son el daño que se provoca a la formación productora de petróleo y el costo significativo del mismo fluido.

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FIGURA 1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Fuente: Book of Petroleum Engineering,2005

2. OBJETIVOS

2.1. OBJETIVO GENERAL Desarrollar de manera general y particular los problemas que presenta en el área de perforación el campo Bulo - Bulo.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS -

Descripción General del campo Bulo Bulo

-

Problemas generales debido a las formaciones

-

Desarrollo de la perforación de los pozos en el campo Bulo Bulo

-

Descripción de los problemas de los pozos en el campo Bulo Bulo

3. MARCO TEÓRICO

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3.1 ANTECEDENTES DEL CAMPO BULO BULO El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se encuentra en la zona Pie de Montaña de la Faja Subandina Central. Se trata de una estructura orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene un despegue en sedimentos pelíticos silvícolas de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retroceso de vergencia sur, que afecta al flanco sobre la estructura. FIGURA 2 UBICACIÓN DEL CAMPO BULO BULO

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

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Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos comprende sedimentos que se venían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico. FIGURA 3 COLUMNA LITOLOGIA, DESCRICIÓN CAMPO BULO BULO

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Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que, en 1961, Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definición la existencia de una estructura anticlinal, después después como Bulo Bulo. En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBL-X1), pozo Que Alcanzó Una Profundidad definitiva de 2599,3 m, logrando Descubrir reservas de gas en sedimentos de la Formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5 yBBL-7), con los cuales se cerró la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo. A principios de la década de los años 80, YPFB encaró trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. El resultado de la interpretación de la información adquirida se logró en el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la Formación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inició una tercera etapa de exploración con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue alcanzar ya la Arenisca Sara de la Formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la Formación Roboré. En mayo del 2000 se inició la producción del pozo BBL-3, el mismo que comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diario de líquido y 15 millones de pies cúbicos día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo Bulo entró en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles y 40 millones de pies cúbicos de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento en la planta de gas Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima de 70 millones de pies cúbicos por día.

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El Campo Bulo Bulo es productor de gas y Condensado proveniente de reservorios de las Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el Tamaño y Calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Las areniscas que conforman la Formación Roboré son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento. En esta formación se han identificado tres paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas como de base con los términos de Areniscas Roboré- III, II y I, han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La Arenisca Roboré I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo(RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la Arenisca Roboré-III se advierte un a RGP de 70000 pies cúbicos / barril, mientras que la Arenisca Roboré-II se ha hecho petróleo con una RGP de 1700 pies cúbicos / barril. La Formación Cajones es un yacimiento de gas, con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos / barril. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4 y BBL-11, resultado de los gases de los gases condensados de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontradas reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13 y BBL-14 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata. Los pozos BBL4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas. En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco realizó los pozos BBL-13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste del campo Bulo Bulo, llegando a descubrir nuevas reservas de gas condensado en la Formación Yantata y ratificando la acumulación en estos la Formación Cajones. En el segundo semestre del 2010, se perforó el pozo BBL-10 llegando a la profundidad final de 4300 m. Se efectuó una prueba de formación en el agujero abierto de la Fm. Roboré II, los resultados no son concluyentes por colapso del agujero, se estima muy baja permeabilidad. Se

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intentó fracturar la Fm. Roboré III, en minifrac se estableció un gradiente de fractura muy elevado,alcalde a 1.2 Psi / pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es el productor actual de las formaciones Roboré I y Roboré III.

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TABLA 1 PRINCIPALES FORMACIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO BULO BULO

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

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3.1.1. RESERVAS DEL CAMPO BULO BULO Según la certificación realizada por Ryder Scott en el año 2009, se obtuvo los siguientes resultados en cuanto a reservas de gas y condensado se refiere: TABLA 2 RESERVAS DE GAS EN CAMPO BULO BULO

Fuente: Certificadora Ryder Scott, diciembre 2009

TABLA 3 RESERVAS DE CONDENSADO EN LOS POZOS DEL CAMPO BULO BULO

Fuente: Certificadora Ryder Scott, diciembre 2009

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3.1.2. PRODUCCIÓN DEL CAMPO BULO BULO Actualmente la producción del Campo Bulo Bulo se la realiza de los niveles superior e inferior de la formación Roboré, es decir la arenisca Roboré I y Roboré III, la Arenisca Roboré II fue designada como reservorio en reserva debido a problemas de tipo operativo. Hasta la gestión 2012 se han perforado 13 pozos, de los cuales, 8 están activos en producción, 3 se encuentran abandonados y 2 pozos cerrados. TABLA 4 ESTADOS DE OPERACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO DE BULO BULO

Fuente: “Informe de gestión 2012”, YPFB Chaco S.A.

3.2. DESCRIPCIÓN DEL POZO BBL-12 3.2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA Las coordenadas listadas a continuación, son coordenadas preliminares UTM para el pozo en superficie y se adjunta el plano de ubicación gráfico. (Extraído del programa de YPFB Chaco S.A.) X (UTM): 355.227mE Y (UTM): 8.084.979mN Z: 300m.s.n.m. Altura sub rotaria: 9.16m. Zmr: 309.16 m.s.n.m

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FIGURA 4 PLANO DE UBICACIÓN, POZO BBL-12

Fuente: “Informe de gestión 2012”, YPFB Chaco S.A.

3.2.2. RESERVORIOS ATRAVESADOS

Se atravesaron las areniscas de los reservorios Roboré I y Roboré III como principal objetivo (formación Roboré), para producir volúmenes comerciales de gas y condensado. Los reservorios de la formación Roboré (Devónico) por el tamaño y la calidad de los hidrocarburos son los más importantes. Sin despreciar los contenidos, también se tienen los reservorios de las formaciones Cajones y Yantata.

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FIGURA 5 MAPA DE UBICACIÓN POZO BBL 12

Fuente: “Informe de gestión 2012”, YPFB Chaco S.A.

FIGURA 6 MAPA ESTRUCTURAL, POZO BBL 12

Fuente: “Informe de gestión 2012”, YPFB Chaco S.A.

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FIGURA 7 MODELO ESTRUCTURAL 3D-TOPE FORMACIÓN ROBORE

Fuente: “Informe de gestión 2012”, YPFB Chaco S.A.

3.2.3. ESTRATIGRAFÍA La secuencia litológica atravesada en el pozo, comprende: Terciario, Cretácico y Devónico, el detalle de los topes formacionales. TOPES FORMACIONALES

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TABLA 5 REGISTRO DE LAS DIVERSAS FORMACIONES DEL POZO BBL 12

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Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

FIGURA 8 COLUMNA ESTRATIGRAFICA BBL-12

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

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CARACTERÍSTICAS DEL ROBORÉ I En la actualidad el pozo Bulo Bulo 12, únicamente produce de la arenisca Roboré I, a través de la línea corta de la completación dual convencional. Los parámetros del reservorio Roboré I, se obtuvieron a partir de los datos del muestreo del pozo Bulo Bulo 12, en condiciones iniciales para garantizar su validez. TABLA 6 PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN DE ROBORE I

Parámetro

Unidad

Cantidad

Porosidad

%

6.5

Saturación de agua

Fracción

0.33

Profundidad

pie

12911

Temperatura de reservorio

°F

292

Presión de Reservorio

psia

6525

Factor Volumétrico del Gas

Pcs/PCS

0.003383

Gravedad Api

°API

55

Fuente: “Plan de desarrollo Campo Bulo Bulo” YPFB Chaco S.A. 2012

COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DEL RESERVORIO ROBORE I La composición del fluido que se produce del reservorio Roboré I, es la composición típica de un gas húmedo con porcentaje metano y etano (C1+C2) de mas del 90% de la mezcla. Sin embargo es importante señalar que la proporción de dióxido de carbono (CO2) no es usual y sobrepasa el 2,5%.

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TABLA 7 COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DEL RESERVORIO

Fuente: “Plan de desarrollo Campo Bulo Bulo” YPFB Chaco S.A. 2012

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FIGURA 9 PROGRAMA DE REGISTROS DE POZO

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

3.4. DESCRIPCIÓN DEL POZO BBL-17 3.4.1. DATOS BASICOS DEL POZO Bloque

Bulo Bulo

Pozo

Bulo Bulo -17

Operador

YPFB CHACO S.A.

Locación Superficie

X: 349.638,42 m E Y: 81087.559,34 m N

Elevación Ubicación

Z: 301.5 m del

objetivo

(objetivo primario)

RBR

I X: 349.638,42 m E Y: 81087.559,34 m N MD: 3.895 m TVD: 3895 m

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Ubicación del objetivo RBR III 8 X: 349.638,42 m E (objetivo principal)

Y: 81087.559,34 m N MD: 4.191 m TVD: 4188 m

Locación a TD

X: 349.638,42 m E Y: 81087.559,34 m N MD: 4.400 m TVD: 3971 m

Profundidades Asentamiento Cañerías Programadas

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3.4.2. PERFIL INTERPRETADO POZO BBL-X3 ARENISCA ROBORE I

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4. MARCO TEÓRICO 4.1. INTERVALO I 

Hueco: +/- 28” (construido con retro excavadora)



Profundidad: 5 m (debajo piso antepozo)



Cañería: 24” Conductor – cementado @ 5 m.

Objetivos: Proteger el antepozo de erosión y conseguir sello de circulación en prevención a generar una brecha en superficie mientras se perfora el intervalo de 22”. Offset Experiencia & Información Pozo: 4.1.1. Pozo: BBL – 9D Superficie – 100 m Hueco 26” Lavado o erosión arena no consolidada: Este problema fue ocasionado por, los caudales altos de circulación generando turbulencia en el anular, afectando a las arenas superficiales no consolidadas. Con exceso de lechada de cemento de 150% no se consiguió circulación de cemento en superficie, fue necesaria una cementación por espacio anular (Top Job). 4.1.2. Pozo: BBL-11 Superficie – 110 m Hueco 28” Lavado por erosión arena friable Lavado por Erosión Arena Friable. - Con el exceso de lechada de cemento del 150 % fue suficiente para conseguir cemento en superficie; sin embargo, muestra un cierto lavado de hueco hasta un diámetro de +/- 31”. 1.1.

INTERVALO II



Hueco: 22”



Profundidad: +/- 650 m



Cañería: 18 5/8”, K-55, 87.5 #/ft, BTC 1.

Resumen Sección Hueco Objetivos:

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

Perforar con 22” hasta 650 m para cubrir con cañería de 18 5/8” las arenas permeables, gruesas y débiles. Además, de bancos de arena activos con influjo de agua dulce.



Cubrir con cañería zonas de agua dulce aislándolos y protegiéndolos.

Bajar

CSG 18 5/8”. 

Cementar cañería hasta superficie, que evite se genere una brecha de integridad formacional a superficie. Lograr una integridad y soporte (integridad estructural) para las instalaciones de superficie. Instalar Seción “A” 18 5/8” (BTC) x 20 ¾” 3K sobre Landing Base.

Formación: Chaco, Guandacay. Litología: Chaco: Paquetes de arenas de grano medio a grueso, granos de cuarzo cristalino, moderadamente consolidado a friable, con intercalaciones de arcilla soluble. Guandacay: Intercalaciones de paquetes de arenas & arcilla. Arena mediana a fina en partes gruesa, friable. Arcilla rojizo claro, soluble, plástica, hidratable. Presencia de conglomerados focalizado a +/- 110 – 455 m (BBL-X3 @ 5%), +/- 140 – 785 m (BBL-9D entre 10 – 90 %), & +/- 120 – 590 m (BBL-12 entre 20 – 10%). 4.2. INTERVALO II hidratable. Presencia 4.3. INTERVALO III 

Hueco: 16”



Profundidad: 2333 MD -2333 TVD



Cañería: 13 3/8”, P-110, 68.0 #/ft, Ultra SF.

Resumen Sección Hueco Objetivos: 

Atravesar Tarquia, Yecua, Petaca, Naranjillos, Cajones, Yanata. Ingresando más o menos 50 metros dentro de Iquiri.



Mantener la verticalidad del pozo.

29



Lograr tomas registros de evaluación en el tramo.

4.3.1. Pozo: BBL-10 Formaciones de Yanata e Ichoa (muy sensible). Al terminar perforación modo slide, se observa amago de pegamiento, con incremento de presión de +/- 400 PSI, se tiene que maniobrar y tensionar hasta 40Klb de sobrepresión. Registro muestra un hueco homogéneo cerrado, correspondiendo al paquete de arenas. 4.3.2. Pozo: BBL-11 Con amago de aprisionamiento, con hueco de menor diámetro 15” por depositación de revoque ingresado a la arena permeable de Yanata. 4.3.3. Pozo: BBL-13 Repasos con dificultad en un agujero en calibre cerrado, correspondiendo a la base de Petaca y a todo Yanata, con arenas muy permeables.

4.4. INTERVALO IV 

Hueco: 10”



Profundidad: 3895 MD - 3895 TVD



Cañería: 9 5/8”, P-110, 53.5 #/ft, APJ (Cupla).

Resumen Sección Hueco Objetivos: 

Perforar el Devónico en su parte superior, atravesando el Limoncito hasta Tope de la Arenisca Roboré-I.



Superar lo problemas de inestabilidad típica de la formación Limoncito, manejando el programa de densidad del lodo.

4.4.1. Pozo: BBL-9D

TRAMO 100-2660 m CSC 13 5/8”

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Después de perforar hasta 3106 m, al sacar la herramienta efectuando Black Reamer durante la conexión al Top Drive se observó aprisionamiento en 3087 m con circulación franca. Se maniobró la herramienta golpeando la tijera con peso hasta 70.000 lbs hacia abajo y 350.000 lbs de tensión hacia arriba con 650 gpm sin éxito. Al encontrarse los Portamechas de 8” frente al tramo arenoso 3030-3055 m en condiciones estáticas con un arreglo direccional y un pozo con ángulo de 30° se dedujo un aprisionamiento de la herramienta por presión diferencial. La presión poral estimada para esta arena estaba calculada entre 9.0 y 9.5 ppg, estructuralmente más baja en aproximadamente 460m respecto al pozo Bbl-X3. Con el fin de librar la herramienta se bombeo 310 bbl de Diesel, tratando de balancear 275 bbl en el anular y 35 bbl en la directa obteniendo una densidad equivalente de 10.6 a 10.7 ppg. La sarta quedó con tensión mientras se desplazaba el Diesel y antes de colocar los 275 bbl en el anular la herramienta quedó libre. Se sacó esta hasta 3068 m observándose desbalanceo del lodo con fuerte devolución por directa. Se circulo y eliminó el diésel del sistema recuperándose los 310 bbls de diésel bombeados, La densidad del lodo quedó con 11.8 ppg. Luego se bajó un arreglo direccional disminuyendo el número de portamechas de 8” de 12 a 4 piezas. De esta manera se evitó futuros aprisionamientos por presión diferencial, teniéndose la herramienta con rotación continua, además de bajar la densidad del lodo a 11.2 ppg. 4.5. INTERVALO V 

Hueco: 8 1/2”



Profundidad: 3895 m MD – 3991 m TVD



Cañería: Liner 7”, Q-125, 32 #/ft, ANJO.

Resumen Sección Hueco Objetivos:

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

Perforar atravesando la Arenisca Robore I hasta un TD dentro del sello de la Arenisca Robore II.



Mantener dentro del Box de tolerancia 30 m N-W-S y 10 m E.



Minimizar el daño de productividad, considerando la presión depletada del reservorio I. Perforación Near Balance.



Tomar los registros eléctricos de información del reservorio y del comportamiento estructural.

Formación: Arenisca Róbore I

4.5.1. Pozo: BBL-X3 TRAMO 3703-4189 m CSG APRISIONAMIENTO POR PRESIÓN IFERENCIAL

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A partir de 4101.4 m continuo perforación con alta detección de gas tanto de base como conexión, correspondiente al tramo arenoso de la Ar. RBR II, incrementando la densidad de 1.25 a 1.40 gr/cc. A los 4205m el gas de conexión llega a 2235 UG, la densidad mínima 0.61gr/cc y densidad de entrada 1.40 gr/cc: se nota incremento de volumen en los cajones y en 4210 m con amago de descontrol (Ar. RBR III), se cierra pozo, se circula por choque y quema gas, densifica el lodo a 1.65 gr/cc. Se cierra el pozo y observo SIDPP=790 PSI, SICP=1187 PSI (KWM=1.78 gr/cc), sube a 1.69 gr/cc; al intentar la maniobra de control observó incremento y brusca caída de presión seguida por una pérdida parcial de circulación por lo que trató con obturante el sistema: sube la densidad a 1.73 gr/cc y cierra el pozo con SICPP=0 PSI y SICP=315 PSI, luego circula variando choque regulable manteniendo la presión de bombeó constante, efectúa apertura de BOP Hydrill observando la herramienta aprisionada. Trata de golpear con tijera sin accionar. Desplaza el bache vibrador sin éxito. Con baches de obturante logra reducir la perdida a valores mínimos. Se continúa maniobrando con tensión, rotación y circulación sin éxito. Colocó tapón de abandono en fondo pozo 4210 m. Balea tramos 4084-4085 y 4005-4006 m, reduce densidad a 1.55 gr/cc. Intento recuperar tijera son exitó, accidentalmente se desenrosca en 3965 m. Intento lavar con caños lavadores sin lograr avanzar 3969 m, por lo que se decidió colocar un tapón de cemento para side track en tramo 3967-3844.5 m. CONCLUSIÓN Pro las presiones de poro estimada entre 3895 a 4080 m que varió entre 1.02 a 1.20 gr/cc, el tramo netamente arenoso, con buena permeabilidad, hueco en calibre según registro, la admisión de la formación en el proceso de control de pozo y la diferencia aplicada a este tramo de 3000 a 4000 PSI establecen las condiciones para el pegamiento por presión diferencial. RECOMENDACIÓN Aislar la arena RBR I, de gradiente norma, con la arena RBR II y III de gradiente de presión anormal.

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4.5.2. Pozo: BBL-9D

TRAMO 12 ¼” 2660-4610 m CSG 9 5/8” APRISIONAMIENTO POR PRESIÓN IFERENCIAL Por la característica del aprisionó la herramienta y como se libró se define que el mismo se debió a presión diferencial. En este tipo de eventualidad no debe buscarse el balance de bache, lo correcto es desplazar al espacio anular el bache liviano, y de librarse solo mantener rotación y reciprocando la herramienta hasta que el bache o diesel salga del espacio anular. El cerrar el pozo con el preventor anular pone en riesgo el que se produzca nuevamente el pegamiento, porque la densidad equivalente será mayor por la contra presión que se genera pasar por el choque manifold. RECOMENDACIÓN Tomar todos los recaudos o medidas preventivas de pegamiento por presión diferencial aún con lodo 100% aceite. Por ejemplo, rotar con mesa durante la conexión, tratando de estar en condiciones estáticas el menor tiempo posible. Para problema de pegamiento por presión diferencial no buscar balance del fluido de bajo peso, sino desplazar completamente al espacio anular, luego de quedar libre solo reciprocar y eliminar el bache en superficie, luego iniciar sacada de herramienta. Estar consistente que se genera inevitablemente un desbalance por la hidrostática presentada al combinar dos fluidos de diferentes densidades. PESCA APRISIONAMIENTO POR PRESIÓN DIFERENCIAL Exigir a H&P que disponga de los agarres adecuados y de las medidas adecuadas para toda la sarta. Se utilizó tiempo de espera y costo de traslado desde Santa Cruz por la falta de este en boca de pozo. Tomar las precauciones al usar un estabilizador de aletas rígidas verticales como el que se empleó en este pozo, acompañando el ajuste adecuado y la inspección de su conexión en forma previa a su uso.

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Ejecutar un proceso de tubo U considerando los cálculos adecuados, asegurándose que la densidad equivalente que quiera lograrse sea la que se busca y no como ensayos o pruebas. Exigir a H&P actualizar las dimensiones de los OD de los portamechas, cross over y otros por el desgaste continuo de los mismos en la parte de conexión, para problemas de seleccionar adecuadamente las herramientas de pesca en cuanto al agarre. Por el incidente del cable de Western Atlas, es importante que en este tipo de servicio se haga conocer la secuencia de acciones que se ejecutará durante un trabajo, responsabilidad – función de cada operario, medidas de seguridad que se toman. Recordar que luego de una operación de tubo U la línea directa queda con presiones altas que genera problema al buscar el desfogar la válvula de seguridad, que en este caso tenia una presión de 4400 PSI que no permiten la apertura de la misma, teniendo que primero presurizar hasta igualar la presión y luego accionar la válvula; en este caso programar el emplear la unidad de cementación para este trabajo.

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4.6. INTERVALO VI 

Hueco: 6” Productor

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Profundidad: 4400 m MD – 4400 m TVD

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Cañería: Liner 5”, P-110, 18 #/ft, ANJO.

Resumen Sección Hueco Objetivos: 

Completar la perforación atravesando la Arenisca Roboré – II y Roboré-III hasta un TD final definido por cota 4058.7 m. TVDss.

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Perforar hacia el BOX de tolerancia 50 m de radio, preferencia NM.

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Superar los problemas presiones porales altas de la RBR- II & RBR-III y la inestabilidad que tiene como características de estas formaciones.

4.6.1. Pozo: BBL-X8 TRAMO 8 ½” 4147- 4491 m Liner 5” En la maniobra de 4410.4 m (densidad entrada 1.80 gr/cc), sacando en 997m observó devolución por espacio anular (ganancia 1 bbl). Bajó la herramienta hasta 2003 m con devolución lodo por espacio anular y sondeo. Cerró BOP anular, presión de cierre de sondeo 1800 PSI y en anular 1650 PSI. Luego de 9hrs de observaciónes estabilizo SIDPP = 2000 PSI y SICP= 2250 PSI. Controló bombeando 30 bbl de lodo de 2.17gr/cc + 470 bbl de lodo de 1.97 gr/cc. A los 210 bbl bombeados presurizados hasta 4200 PSI, notó franca admisión, logrando inducir contra la formación 260bbl de lodo (presión equivalente =). Desfogó espacio anular y sondeo a 0 PSI. Con preventores cerrados, bajo herramienta hasta 2697 m, abrió preventores y continúo bajando hasta 4164 m, cerró preventores, circulo, paso 2697 m, abrió preventores y continúo bajando hasta 4164 m, cerró preventores, circulo, paso flujo por quemador. CONCLUSIÓN La causa más probable para la gasificación, devolución y consecuente amago de descontrol fue el efecto de pistoneo que se generó por la velocidad de sacada

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de herramienta, ya que una densidad de 1.8. gr/cc es suficiente para controlar la presión de formación. Las maniobras de sacada con motor de fondo de velocidad controlada de 6-2 minutos por tiro resultaron adecuadas. El aprisionamiento durante el control de pozo se debió a la presión diferencial, ya que con una disminución de la densidad o hidrostática permitió librar. La sobrepresión frente el tramo permeable fue evidente, RECOMENDACIONES Efectuar los cálculos de la disminución en hidrostática por el efecto de pistón para diferentes velocidades de sacada, estableciendo la adecuada y la recomendable. Usar referencia de 6-2 minutos por tiro, con un continuo llenado del pozo.

BIBLIOGRAFÍA 

ANÁLISIS AL CAMPO BULO BULO, Ardaya Arteaga Noel, U.A.G.R.M., Santa Cruz 2014.



Pozos perforados en Bolivia 2006-2012, Agencia Nacional de hidrocarburos ANH,2013.



PROGRAMA DE PERFORACIÓN BULO BULO 17, YPFB Chaco, abril 2014.



www.ypfbchaco.com.bo



www.oilproduction.net/cms/fles/nota_tecnicawellperformance_2010.pdf

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