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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

ESTUDIO COMPARATIVO DE CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, BASE AGUA Y FLUIDO BASE SINTÉTICO, APLICADOS DURANTE ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN DEL POZO 17 “POZOS DE GAS OFFSHORE” DEL CAMPO AMISTAD, BLOQUE 6.

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

AUTOR: DANIEL DARWIN ARROBA GAIBOR

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS

QUITO, SEPTIEMBRE 2014

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014 Reservados todos los derechos de reproducción

II

DECLARACIÓN

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

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

_________________________ Daniel Darwin Arroba Gaibor C.I. 2100619051

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO COMPARATIVO DE CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, BASE AGUA Y FLUIDO BASE SINTÉTICO, APLICADOS DURANTE ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN DEL POZO 17 “POZOS DE GAS OFFSHORE” DEL CAMPO AMISTAD, BLOQUE 6”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Daniel Darwin Arroba Gaibor, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

(Firma)

___________________ (Ing. Fausto Ramos Aguirre) DIRECTOR DEL TRABAJO C.I.

IV

V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios quien me fortalece, me acompaña y me bendice en toda circunstancia de mi vida.

A mis padres, quienes con su noble amor, sabiduría y dedicación me han sabido guiar y brindar todo su apoyo en cada momento crucial de mi vida. A mis hermanos por ese apoyo e impulso que han sabido darme para continuar con mis estudios y lograr este objetivo importante en mi vida profesional.

A mi esposa y mi Bella Aitana que son el motor de mi esfuerzo, y de las ganas de seguir superándome ámbito profesional, emocional e intelectual.

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, quien con su sabiduría me ha guiado y fortalecido cada año durante mi vida como estudiante universitario.

A los docentes de la Universidad Tecnológica Equinoccial, quienes han sabido compartir sus conocimientos y guiarme durante toda mi carrera, en especial al Ing. Fausto Ramos.

Al Ing. Efrén Vintimilla (Asesor sectorial del MICSE – Hidrocarburos), quien confió en mis conocimientos y me dio la oportunidad de profesionalismo en el desarrollo de este trabajo de investigación, sin ningún interés, egoísmo y brindándome todo su apoyo durante el desarrollo del mismo.

VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I .............................................................................................................3 1.

INTRODUCCIÓN.............................................................................................3 1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .................................................................. 4 1.2 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................. 5 1.3 OBJETIVOS .................................................................................................... 6 1.3.1

OBJETIVO GENERAL ........................................................................... 6

CAPÍTULO II ............................................................................................................7 2.

MARCO TEÓRICO ..........................................................................................7 2.1 ¿QUE ES UN FLUIDO? ................................................................................... 7 2.3 FLUIDO NEWTONIANO .................................................................................. 9 2.4 FLUIDO NO NEWTONIANO.......................................................................... 10 2.5 FUNCIONES QUE DESEMPEÑAN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS. ................................................. 11 2.5.1

RETIRAR LOS RECORTES DE FORMACIÓN DEL POZO. ..................12

2.5.2

CONTROLAR LAS PRESIONES DE FORMACIÓN ..............................13

2.5.3

SUSPENSIÓN Y DESCARGAR DE LOS RECORTES .........................13

2.5.4

OBTURAR LAS FORMACIONES PERMEABLES .................................13

2.5.5

PROPORCIONAR ESTABILIDAD AL AGUJERO. .................................14

2.5.6

MINIMIZAR LOS DAÑOS AL YACIMIENTO..........................................15

VIII

2.5.7

ENFRIAR, LUBRICAR Y APOYAR A LA BARRENA Y AL CONJUNTO DE PERFORACIÓN.........................................................................15

2.5.8

TRANSMITIR LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A LA BARRENA. .................................................................................16

2.5.9

ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN. ......16

2.5.10 CONTROLAR LA CORROSIÓN. .........................................................16 2.5.11 FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y LA COMPLETACIÓN. .....................17 2.5.12 MINIMIZAR EL IMPACTO AMBIENTAL ................................................17

2.6 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ...................................... 18 2.6.1

PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................18

2.6.1.1 Filtrado .................................................................................................18 2.6.1.2 Contenido de sólidos y líquidos.............................................................19 2.6.1.3 pH 20 2.6.1.4 Contenido de arena. .............................................................................20 2.6.1.5 Densidad del fluido de perforación. .......................................................20 2.6.3

PROPIEDADES QUÍMICAS..................................................................21

2.7 ADITIVOS QUE SE EMPLEAN EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ...... 22 2.7.1

ADITIVOS QUÍMICOS ..........................................................................22

2.7.2

ADITIVOS INORGÁNICOS ...................................................................29

2.7.3

ADITIVOS ORGÁNICOS ......................................................................29

2.8 MODELOS REOLÓGICOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............. 29 2.8.1

MODELO PLÁSTICO DE BINGHAM.....................................................29

2.8.2

LEY DE POTENCIA..............................................................................30

2.8.3

MODELO DE CASSON ........................................................................30

2.8.4

MODELO DE HERSCHEL–BULKLEY ..................................................31

2.8.5

MODELO DE ROBERTSON–STIFF .....................................................31

2.9 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ........................... 32 2.9.1

FLUIDOS BASE AGUA. ........................................................................33

2.9.2

FLUIDOS BASE ACEITE ......................................................................33

2.9.3

FLUIDOS DE GAS-AIRE. .....................................................................33

2.9.4

FLUIDOS SEUDO-ACEITE. ..................................................................33

IX

2.10

SISTEMA

DE

CIRCULACIÓN

DEL

FLUIDO

DE

PERFORACIÓN ............................................................................................ 34

CAPÍTULO III .........................................................................................................36 3.

METODOLOGÍA ............................................................................................36 3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO AMISTAD ........................ 36 3.1.1

UBICACIÓN .........................................................................................36

3.1.2

RESEÑA HISTÓRICA...........................................................................38

3.2 FORMACIONES GEOLÓGICAS DEL CAMPO AMISTAD ............................. 38 3.3 PRINCIPALES FALLAS DEL CAMPO AMISTAD .......................................... 40 3.4 DESCRIPCIÓN DE FORMACIONES DE LA COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD. ................................................................................ 41 3.4.1

FORMACIÓN PUNÁ .............................................................................43

3.4.2

FORMACIÓN PROGRESO ..................................................................43

3.4.3

FORMACIÓN SUBIBAJA ......................................................................44

3.5 GEOQUÍMICA DEL CAMPO ......................................................................... 47 3.6 PROGRAMA PROPUESTO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN A SER APLICADOS EN EL POZO AMISTAD No 17 OFFSHORE. ........................... 51 3.6.1

PRIMERA SECCIÓN (26 PULGADAS) .................................................52

3.6.3

SEGUNDA SECCIÓN (17 ½ PULGADAS) ............................................58

3.6.4

TERCERA SECCIÓN (12 ¼ PULG. X 13 ½ PULG.).............................64

3.6.5

CUARTA SECCIÓN (8 ½ pulgadas x 9 ½ pulgadas) .............................68

CAPITULO IV.........................................................................................................73 4.

DESARROLLO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL POZO

AMISTAD NO 17, BLOQUE 6. ...............................................................................73

X

4.1 SECCIÓN DE 26 PULGADAS – SISTEMA BENTONÍTICO ........................... 73 4.1.1

PROPIEDADES DEL FLUIDO DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA SECCIÓN DE 26 PULGADAS..........................................................75

4.1.2

PROBLEMAS OCURRIDOS. ................................................................76

4.1.3

DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS ........................................................................................76

4.1.4

CONSUMOS Y COSTOS .....................................................................78

4.1.5

PARÁMETROS DE PERFORACIÓN. ...................................................79

4.1.6

LITOLOGÍA ..........................................................................................79

4.1.7

VOLUMETRÍA ......................................................................................79

4.2 SECCIÓN DE 17 ½ PULGADA - SISTEMA QDRILL .................................... 81 4.2.1

PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA ...........86

4.2.2

PROBLEMAS OCURRIDOS. ................................................................87

4.2.3

DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS ........................................................................................87

4.2.4

CONSUMOS Y COSTOS .....................................................................88

4.2.5

CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO...........................................90

4.2.6

PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ....................................................90

4.2.7

LITOLOGÍA ..........................................................................................91

4.2.8

VOLUMETRÍA FORMACIÓN PUNÁ .....................................................92

4.2.9

GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO ......................................93

4.3 SECCIÓN 12 ¼ x 13 ¼ DE PULGADA – SISTEMA QDRILL. ........................ 99 4.3.1

PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA (12 ¼ x13 ¼) PULGADAS. .....................................................................105

4.3.2

PROBLEMAS OCURRIDOS. ..............................................................106

4.3.3

DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS ......................................................................................106

4.3.4

CONSUMOS Y COSTOS ...................................................................107

4.3.5

PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ..................................................110

4.3.6

LITOLOGÍA ........................................................................................110

4.3.7

VOLUMETRÍA ....................................................................................111

4.4 SECCIÓN 8 ½ PULGADA – SISTEMA QVERT-ECO .................................. 117

XI

4.4.1

PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA .........121

4.4.2

PROBLEMAS OCURRIDOS. ..............................................................122

4.4.3

DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS ......................................................................................126

4.4.4

CONSUMOS Y COSTOS ...................................................................127

4.4.5

CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO.........................................129

4.4.6

PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ..................................................130

4.4.7

LITOLOGÍA ........................................................................................131

4.4.8

VOLUMETRIA ......................................... ¡Error! Marcador no definido.

4.4.9

GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO ....................................132

4.5 PROPUESTA A SER APLICADO EN FUTUROS POZOS. .......................... 137

CAPITULO V........................................................................................................ 145 5.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................... 145 5.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 145 5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 147

NOMENCLATURA ............................................................................................... 148 GLOSARIO .......................................................................................................... 150 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 155 ANEXOS .............................................................................................................. 157

XII

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1 Aditivos químicos densificantes para fluidos de perforación.

23

Tabla 2 Aditivos químicos viscosificantes para fluidos de perforación.

24

Tabla 3: Materiales suplidores de iones OH- para fluidos de perforación.

25

Tabla 4: Materiales Surfactantes para fluidos de perforación.

27

Tabla 5 Composición del gas natural del campo Amistad determinada mediante cromatografía de gases.

47

Tabla 6. Cálculo de la capacidad calorífica del gas.

48

Tabla 7. Cálculo del contenido licuable del gas

49

Tabla 8 Propiedades PVT del gas natural del Campo Amistad

49

Tabla 9 Propiedades petrofísicas del Campo Amistad

50

Tabla 10 Diseño mecánico propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore.

51

Tabla 11 Formaciones estratigráficas a perforare en el Campo Amistad, pozo No. 17, Offshore

52

Tabla 12 Sección 26 pulgadas, programa propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore.

52

Tabla 13 Formulación del Spud Mud, propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore. 53 Tabla 14 Propiedades del fluido base agua.

54

Tabla 15 Equipos de control de sólidos

54

Tabla 16 Sección 17 ½ pulg.

58

Tabla 17 Formulación del Q DRILL/KCL

59

Tabla 18 Propiedad del Q DRILL /KCL

60

Tabla 19 Equipos de control de solidos

61

Tabla 20 Sección (12 ¼ x 13 ½) pulgadas

64

Tabla 21 Formulación del AMODRILL 1500

65

Tabla 22 Propiedades del fluido AMODRILL 1500

66

Tabla 23 Equipo de control de sólidos

67

Tabla 24 Sección (8 ½ x 9 ½) pulgada.

68

Tabla 25 Formulación básica del AMODRILL 1500

70

Tabla 26 Propiedades del lodo

70

XIII

Tabla 27 Equipo de control de sólidos

71

Tabla 28 Sección de 26 pulgada.

74

Tabla 29 Fluido aplicado a la sección de 26 pulgadas.

74

Tabla 30 Propiedades del fluido sección 26 pulgadas.

76

Tabla 31 Costos de productos aplicados en la etapa de 26 pulgadas, real y programados

78

Tabla 32 Parámetros de perforación para etapa de 26 pulgadas.

79

Tabla 33 Litología formación Puná

79

Tabla 34 Volumetría sección de 26 pulgadas.

79

Tabla 35 Sección de 17 ½ pulg.

81

Tabla 36 Fluido aplicado en la sección de 17 ½ pulg.

82

Tabla 37 Propiedades del fluido.

86

Tabla 38 Consumo de productos etapa de 17 ½ pulg. Programado vs real

89

Tabla 39 Consumo adicional en el intervalo 17 ½ pulgadas.

90

Tabla 40 Parámetros de perforación de la sección 17 ½ pulgadas.

90

Tabla 41 Litología de la sección atravesada

91

Tabla 42 Volúmenes de fluidos programado vs real

92

Tabla 43 Sección 12 1/42 a 13 ¼ de pulgada

99

Tabla 44 Sistema de lodo para la tercera sección

100

Tabla 45 Densidades del fluido en función de la profundidad

102

Tabla 46 Propiedades del fluido durante la perforación

105

Tabla 47 Costos programados frente al real

108

Tabla 48 Costos adicionales para la tercera sección

109

Tabla 49 Parámetros de perforación de la tercera sección.

110

Tabla 50 Litología de las zonas atravesadas

110

Tabla 51 Volumetría programada frente a la real

111

Tabla 52 Detalles de la sección 8 ½ pulgada.

117

Tabla 53Sistema del lodo QVERT-ECO

118

Tabla 54 Propiedades del fluido durante la perforación

121

Tabla 55 Detalle de las actividades y el fluido filtrado

124

Tabla 56 Costos programados vs reales para la cuarta sección

128

Tabla 57 Costo adicional Sistema QVERT ECO

129

XIV

Tabla 58 Parámetros de perforación Sistema QVERT ECO

130

Tabla 59 Litología del Campo Amistad

131

Tabla 60 Volumetría sección 17 ½ pulgada

131

Tabla 61 Resumen de reporte de análisis del punto de anilina

136

Tabla 62 Ventajas y desventajas del fluido sintético

136

XV

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Esfuerzo de corte y velocidad de corte

8

Figura 2. Representación de esfuerzo de corte vs velocidad de corte.

11

Figura 3. Funciones de fluidos de perforación

12

Figura 4. Daño de formación por filtración de lodo.

14

Figura 5. Propiedades de los fluidos de perforación.

18

Figura 6. Filtro prensa.

19

Figura 7. Embudo Marsh.

21

Figura 8. Clasificación de los fluidos de perforación.

32

Figura 9. Sistema de circulación de fluidos de perforación

35

Figura 10. Ubicación del Campo Amistad

37

Figura 11. Estructura litológica del campo Amistad.

39

Figura 12. Principales fallas geológicas del Golfo de Guayaquil

40

Figura 13. Columna estratigráfica del Campo Amistad (véase anexo 6)

41

Figura 14. Columna Estratigráfica esquemática Formaciones. Subibaja-Progreso-Puna 42 Figura 15. Clasificación de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso en el pozo Amistad No. 8

45

Figura 16. Tamaño del grano de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso 46 Figura 17. Comportamiento del fluido simulado para la sección de 26 pulgadas.

56

Figura 18. Velocidades simuladas con 950 galones por minuto.

57

Figura 19. Hidráulicas simuladas con 950 galones por minuto (gpm) y velocidad de penetración (ROP) de 30 pies por hora (pph).

62

Figura 20. Simulación de velocidad de penetración respecto a profundidad.

63

Figura 21. Pruebas MBT (azul metileno)

93

Figura 22. Viscosidad embudo

93

Figura 23. pH del fluido

94

Figura 24. Viscosidad Plástica del fluido

94

XVI

Figura 25. Punto cedente del fluido

95

Figura 26. Porcentaje de sólidos en el fluido

95

Figura 27. Filtrado API del fluido

96

Figura 28. Alcalinidad del fluido

96

Figura 29. Ion potasio en el fluido

97

Figura 30. Densidades aplicadas al fluido de perforación

98

Figura 31. Prueba MBT Sección (12 ¼– 13 ¼) pulgadas

112

Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura

112 113 113 114 114 115 115 116 132 132 133 133 134 134 135

32. Viscosidad embudo fluido tercera sección. 33. pH del sistema QDRILL 34. Viscosidad plástica (cP) sistema QDRILL 35. Punto cedente Sistema QDRILL 36. Porcentaje de sólidos Sistema QDRILL 37. Filtrado API sistema QDRILL 38. Alcalinidad Sistema QDRILL 39. Concentración del ion potasio sistema QDRILL 40. Viscosidad embudo Sistema QVERT ECO 41. Alcalinidad Sistema QVERT ECO 42. Viscosidad plástica Sistema QVERT ECO 43. Punto cedente Sistema QVERT ECO 44. Salinidad Sistema QVERT ECO 45. Filtrado HPHT Sistema QVERT ECO 46. Estabilidad eléctrica Sistema QVERT ECO

XVII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO # 1 REPORTE DE PROBLEMAS FRECUENTES, INDICACIONES Y TRATAMIENTO DURANTE PERFORACIÓN ............................................................ 158 ANEXO # 2 JACK UP, PERFORANDO POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE ......... 160 ANEXO # 3 INSTALACIONES DE MUD CLEANER KLING COBRA ......................... 161 ANEXO # 4 EQUIPO TRES EN UNO, ZARANDA, DESARENADOR DESARCILLADOR. ................................................................................................... 162 ANEXO # 5 EMBUDO DE CUBIERTA - LÍNEAS DE FLUJO ..................................... 163 ANEXO # 6 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD........................ 164 ANEXO # 7 PROGRAMA DE BROCAS PROPUESTO.............................................. 165 ANEXO # 8 TABLA DE NTP (TIEMPOS NO PRODUCTIVOS) .................................. 167 ANEXO # 9 ESQUEMA FINAL DE PERFORACIÓN - POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE............................................................................................................... 168

XVIII

RESUMEN En el presente trabajo, se analiza las condiciones petrofísicas y litológicas del Campo Amistad, Bloque 6, el programa de perforación y el programa de fluidos propuesto haciendo

énfasis en las características reológicas de los fluidos

aplicados durante la perforación del Pozo Amistad No. 17 Offshore, Bloque 6. El fluido base agua sugerido en el programa propuesto no dio resultado por la presencia de arcillas altamente reactivas presentes en la estratigrafía del campo, por lo que se propone un fluido base sintético mismo que excluye los problemas de hinchamiento de arcillas, pega de tubería, derrumbes dentro del hoyo durante la perforación del pozo Amistad No. 17 Offshore.

De manera introductoria este documento contiene información de fluidos de perforación, sus funciones, clasificación, químicos y aditivos que constituyen a un fluido y le dan ciertas características químicas y físicas que permiten el cumplimiento de sus funciones durante su aplicación en el desarrollo del pozo.

Encontramos información del campo Amistad, como su litología haciendo enfoque a la estratigrafía de interés, el programa de fluidos propuesto para atravesar la columna estratigráfica hasta lograr el objetivo que es la formación de pago o productora, además se detalla el equipo que permitirá controlar las propiedades del fluido aplicado.

Finalmente, la parte más representativa de este trabajo, el programa de fluidos que se llevó a cabo para la perforación del pozo Amistad No. 17, los problemas que se presentaron durante toda la perforación y su análisis, considerando que el fluido base sintético no fue optimo al perforar la zona de pago, produciendo daño y la no producción del Pozo de Gas Amistad No. 17 Offshore.

1

ABSTRACT In this paper, petrophysical and geological characteristics of Friendship Field, Block 6, discusses proposed drilling program and the program of fluids with emphasis on the rheological characteristics of the fluids applied during drilling of Well No. 17 Amistad Offshore, Block 6 the base fluid water suggested in the proposed program did not work in the presence of highly reactive clays present in the stratigraphy of the field, so a synthetic base fluid which excludes same clay swelling problems is proposed, sticks of pipe collapses into the hole during the drilling of Friendship No. 17 Offshore.

So this introductory document provides drilling fluids, functions, sorting, chemicals and additives that make up a fluid and give certain chemical and physical characteristics that allow the performance of its functions during its application in the development of the well.

We found information Amistad field, as lithology doing approach to stratigraphy of interest, the program proposed fluid through the stratigraphic column until the goal is the formation or production payment, in addition to detailing the equipment that will control the properties applied fluid.

Finally, the most representative part of this work, the fluid program was conducted for the drilling of Friendship No. 17, the problems that arose throughout drilling and analysis, whereas synthetic base fluid was not optimal when the charging zone was drilled, producing damage and no well production Amistad Offshore No. 17.

2

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN El gas natural que actualmente se explota en el campo Amistad contribuye al cambio y al desarrollo de la Nueva Matriz Energética impulsada por el Gobierno de Turno. El campo Amistad, bloque 6, offshore, está a cargo de la empresa pública PETROAMAZONAS EP, sus operaciones son fuera de la costa, la producción de gas natural del Campo Amistad se encuentra abordando los 60 millones de pies cúbicos por día. El país tiene un gasto anual de 800 millones de dólares en subsidios de combustibles, mismo que se verá reducido con la incorporación de la producción de gas natural proveniente del campo Amistad del Bloque 6, que años atrás se lo conocía como Bloque 3. Industrias cuencanas se suman al cambio de la matriz energética optando por nuevos procesos industriales para reemplazar la utilización de hidrocarburos como diesel o gas licuado de petróleo (GLP) por gas natural licuado (GNL), como generadora de energía para sus máquinas procesadoras de porcelana. Con el desarrollo de este proyecto el país se verá beneficiado con la no salida de dólares por la compra de combustibles derivados del petróleo como el diesel y el gas licuado de petróleo. La importación de estos combustibles afectaba a la balanza comercial y a la economía del país.

3

Actualmente PETROAMAZONAS EP se encuentra en operaciones de completación del pozo 17 del Campo Amistad, mismo que contribuirá con 12 millones de pies cúbicos por día, a la producción nacional de Gas Natural.

1.1

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

El alto costo de inversión para la perforación de pozos de gas offshore se incrementa a medida que los trabajos rutinarios son interrumpidos por problemas de pega de tubería, misma que se puede dar durante la perforación, en la bajada y subida de la sarta de perforación, y consecuencia de este se derriban nuevos problemas y condiciones como es el cambio de cronogramas de actividades, aumento de herramientas de perforación, re planificación de la trayectoria a seguir durante la perforación, la realización de un sidetrack y perdida de equipos.

Durante las actividades de perforación del Pozo 17 del Campo Amistad, Bloque 6, se produjo pegas de tuberías en zonas arcillosas aplicando fluido de perforación base agua por lo cual se implementó un fluido de perforación base sintético, el cual no es reactivo frente a formaciones de arcillas altamente reactivas en presencia de agua, es un fluido estable frente a los cambios de presión y temperatura que se manifiesta durante las operaciones de perforación.

4

1.2

JUSTIFICACIÓN

La pega de tuberías durante los procesos de perforación del pozo 17 del Campo Amistad constituye el principal problema. Por lo cual se ve en la necesidad de implementar un nuevo programa de fluidos de perforación para atravesar las formaciones arcillosas que han originado este problema. A 9590 pies de profundidad se realizó un sidetrack1 (paso lateral), hasta esta profundidad se utilizó un fluido base agua para la perforación del hoyo que constituirá el pozo 17 offshore, mismo que aportara con una producción de 12 millones de pies cúbicos de gas a la producción nacional de gas natural.

La selección correcta de un programa de fluidos de perforación a aplicarse en offshore como es el caso del Campo Amistad es de vital importancia para eliminar cualquier posibilidad de impacto ambiental (fluidos base aceite) y reducir al máximo problemas de perforación como es la pega de tubería y daño a la formación.

La presente investigación busca analizar y comparar las características físicas químicos de los fluidos de perforación y contribuir con un programa de fluidos de perforación que pueda ser aplicado en futuro.

1

SIDETRACTK, desviación de un hoyo perforado originalmente durante un proceso de perforación que no marcha según la trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas.

5

1.3

OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar el fluido de perforación que cumpla con todos los requerimientos operativos y ambientales, para ser aplicados en la perforación de nuevos pozos de gas en el Campo Amistad, Bloque 6, Offshore.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Describir las características reológicas y físico-químicas de los fluidos utilizados en la perforación del pozo No. 17 del Campo Amistad, Bloque 6.  Analizar los resultados del fluido sintético aplicado en la perforación del pozo Amistad No. 17, Offshore.  Determinar ventajas y desventajas de los fluidos de perforación aplicados.  Recomendar un programa de fluidos de perforación en base a la geología y a la columna estratigráfica de la zona.

6

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1

¿QUE ES UN FLUIDO?

Una sustancia que adopta fácilmente la forma del recipiente en el que se coloca. El término incluye líquidos y gases. Se trata de una sustancia en la que la aplicación de cada sistema de esfuerzos (excepto la presión hidrostática) producirá una deformación continuamente creciente, sin relación alguna entre el régimen de deformación en cualquier instante y la magnitud de los esfuerzos en ese instante. Los fluidos de perforación son generalmente fluidos newtonianos y plásticos, pocas veces seudoplásticos y raramente dilatantes.

2.2 VISCOSIDAD

Y

REOLOGÍA

DE

LOS

FLUIDOS

DE

PERFORACIÓN La viscosidad es el término reológico más conocido. En un sentido más amplio, la viscosidad se puede definir como la resistencia al flujo de una sustancia cuando se le aplica a esta un esfuerzo cortante.

La viscosidad se representa matemáticamente como:

𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑(𝜇) =

𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝜏) 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝛾)

[2.1]

7

Cuando un fluido se encuentra fluyendo, existe una fuerza en el fluido que se opone al flujo. Esta fuerza de llama esfuerzo de corte. Se puede describir como un esfuerzo de fricción que aparece cuando una capa de fluido se desliza por encima de otra capa. La velocidad a la cual una capa pasa por encima de la otra se conoce como velocidad de corte. Esto se puede ver en la figura 1. Por lo tanto, la velocidad de corte es un gradiente de velocidad.

Figura 1. Esfuerzo de corte y velocidad de corte (Ramos, 2014)

2.2.1 VISCOSIDAD EFECTIVA La viscosidad efectiva (μe) o también llamada en ocasiones viscosidad aparente (Va), se considera como la viscosidad que tiene el fluido bajo ciertas condiciones específicas de velocidad de corte, presión y temperatura. Esta se obtiene mediante la lectura de un viscosímetro de lodo a 300 [rpm] (θ300) o por la lectura que indica el viscosímetro a 600 [rpm] (θ600) dividiéndola por dos.

8

2.2.2 VISCOSIDAD PLÁSTICA

La viscosidad plástica se describe como la parte de resistencia al flujo que es causada por la fricción mecánica. Y esta es ocasionada principalmente por: 

La concentración de sólidos.



El tamaño y la forma de los sólidos.



La viscosidad de la fase fluida.



La presencia de algunos polímeros de cadena larga.



Las relaciones aceite-agua o sintético-agua en los fluidos de emulsión inversa.

2.2.3 PUNTO DE CEDENCIA

Este punto representa una medida de las fuerzas electroquímicas o fuerzas de atracción que actúan en un fluido en determinadas condiciones de flujo. Estas fuerzas son el resultado de las cargas positivas y negativas ubicadas cerca de la superficie de las partículas.

2.3

FLUIDO NEWTONIANO

Los fluidos básicos y más simples, desde el punto de vista de la viscosidad, en los cuales el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte. Estos fluidos comenzarán a moverse inmediatamente cuando se aplica una presión o fuerza mayor que cero, (véase figura 1.). Los ejemplos de fluidos

9

newtonianos incluyen el agua, el aceite diesel y la glicerina. El punto cedente determinado por un viscosímetro de indicación directa es cero.

Esfuerzo Cortante = coeficiente de viscosidad x velocidad de corte. 𝜏 =𝜇∗𝛾

[2.2] 𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝜏)

Coeficiente de viscosidad = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑(𝜇) = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝛾)

[2.3]

Las unidades del coeficiente de viscosidad son: 𝑙𝑏𝑠 𝑥 𝑠𝑒𝑔 100 𝑝𝑖𝑒 2

2.4

= 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑖𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒

[2.4]

FLUIDO NO NEWTONIANO

Una de las clasificaciones de los fluidos no newtonianos se detalla a continuación.

2.4.1 COMPORTAMIENTO INDEPENDIENTE DEL TIEMPO. 

Plástico de Bingham



Pseudoplástico



Dilatante



Pseudoplástico y dilatante con punto de cedencia.

10

2.4.2 COMPORTAMIENTO DEPENDIENTE DEL TIEMPO. 

Tixotrópicos



Reopécticos

Figura 2. Representación de esfuerzo de corte vs velocidad de corte. (Richardson, 1999)

2.5 FUNCIONES

QUE

DESEMPEÑAN

LOS

FLUIDOS

DE

PERFORACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS.

Los fluidos de perforación desempeñan funciones específicas que facilitan el avance de las actividades de perforación, minimizando problemas de estabilidad del hoyo y problemas operacionales durante todo el programa de perforación, entre estas tenemos las siguientes:

11

Control de presiones de formación

Retirar recortes

Suspender/ descargar recortes

Obturar formaciones permeables

Minimizar daños al Yacimiento

Transmitir energía Hidraulica

Mantener estabilidad del pozo

Fluidos de perforación

Evaluación adecuada de la formación

Controlar la corrosión

Enfriar, lubricar conjunto perforación

Facilitar cementación / completación

Minimizar impacto ambiental

Figura 3. Funciones de fluidos de perforación (Instituto Americano del Petróleo, 2001)

2.5.1 RETIRAR LOS RECORTES DE FORMACIÓN DEL POZO.

A medida que la barrena atraviesa las formaciones litológicas va produciendo un sinnúmero de recortes los cuales deben ser retirados del pozo para lo cual se hace circular el fluido de perforación desde los tanques de almacenamiento hasta pasar a través de la barrena y asciende a superficie por el espacio anular arrastrando consigo los recortes hasta superficie. Para desarrollo de esta actividad, en el fluido de perforación se debe considerar los siguientes factores:

12



Viscosidad.



Velocidad



Densidad



Rotación de la columna de perforación.

2.5.2 CONTROLAR LAS PRESIONES DE FORMACIÓN

Íntimamente ligada con la densidad del fluido, a medida que aumenta la presión de la formación se aumenta la densidad del fluido de perforación con la finalidad de igualar o superar en un mínimo a la presión de la formación y de esta manera mantener el control del pozo.

2.5.3 SUSPENSIÓN Y DESCARGAR DE LOS RECORTES

Se debe seleccionar un fluido de perforación cuyas propiedades permitan la suspensión de los recortes, la suspensión de los recortes requiere de fluidos de alta viscosidad que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas.

2.5.4 OBTURAR LAS FORMACIONES PERMEABLES

Todo fluido de perforación debe tener la capacidad de producir o formar costra de lodo de baja permeabilidad en la pared del pozo con la finalidad de limitar la invasión de filtrado, dar estabilidad a las paredes del pozo y evitar problemas durante la perforación y producción.

13

Figura 4. Daño de formación por filtración de lodo. (PDVSA-Gerencia de perforación, 2005)

2.5.5 PROPORCIONAR ESTABILIDAD AL AGUJERO.

La estabilidad de las paredes del pozo son de vital importancia para el desarrollo de procesos de cementación, para la bajada de tubería de revestimiento cuando aún no esté cementado el agujero, derrumbes en el pozo es indicativo de un desequilibrio de factores mecánicos o químicos, produciendo estos puentes, relleno durante las maniobras, agujero reducido que terminan dificultando trabajos de limpieza del pozo.

14

2.5.6 MINIMIZAR LOS DAÑOS AL YACIMIENTO

La porosidad y permeabilidad de la zona de pago pueden verse afectadas por la obturación del lodo o los sólidos de perforación, como de las interacciones químicas (propiedades y características reológicas del lodo de perforación) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación, los mecanismos más comunes que causan daño a la formación son:

a. Invasión de la matriz de la formación, perdida de porosidad.

b. Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento, perdida de permeabilidad.

c. Precipitación de sólidos por procedimientos de completación o estimulación. d. Emulsificación entre el filtrado y el fluido de la formación, perdida de permeabilidad.

2.5.7 ENFRIAR, LUBRICAR Y APOYAR A LA BARRENA Y AL CONJUNTO DE PERFORACIÓN

La circulación del fluido de perforación enfría al conjunto de perforación incluyendo la barrena, haciendo posible llevar a cabo los trabajos de perforación, mantener una eficiencia, alargar la vida útil de los equipos gracias a la función refrigerante del fluido de perforación.

15

2.5.8 TRANSMITIR LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A LA BARRENA.

La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración, mejorando la remoción de recortes en la barrena.

2.5.9 ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN.

Una correcta evaluación de la formación perforada es de esencial importancia y uno de los factores a considerar para que la perforación sea considerada un éxito, las propiedades físico químicas del fluido de perforación influirán en la evaluación de la formación, como el tipo de evaluación a realizar a la formación en la selección del fluido de perforación.

2.5.10 CONTROLAR LA CORROSIÓN.

Una de las funciones importante del fluido de perforación es la protección del conjunto de perforación, es decir controlara la corrosión y mantener a niveles bajos y aceptables

a la misma. El fluido de perforación deberá tener

características neutrales para proteger a los componentes metálicos, como componentes de caucho y elastómeros.

16

2.5.11 FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y LA COMPLETACIÓN.

Un fluido de perforación debe proporcionar un medio adecuado para bajar tubería de revestimiento al pozo, este deberá tener una costra fina y delgada en sus paredes para mayor facilidad de instalación de tubería y para mayor eficiencia de procesos de cementación del pozo.

2.5.12 MINIMIZAR EL IMPACTO AMBIENTAL

Terminada la vida útil de un fluido de perforación estos deben ser desechados conforme a las leyes ambientales vigentes y reglamentarias existentes en cada país. Por lo cual los fluidos de perforación de bajo impacto ambiental son más deseados, los fluidos base aceite, anhídridos y sintéticos están sujetos a diferentes procedimientos de tratamiento para su disposición en el medio ambiente.

17

2.6

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

CONTENIDO DE LÍQUIDOS Y SÓLIDOS FILTRACIÓN

PH

CONTENIDO DE ARENA

DENSIDAD DEL LODO

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

REOLOGÍA

PROPIEDADES QUIMICAS

Figura 5. Propiedades de los fluidos de perforación. (Halliburton Company, 2000)

2.6.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 2.6.1.1

Filtrado

Filtrado API, indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través de la costra o revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial alta. Esta propiedad se ve afectada por lo siguiente:

a. Presión

18

b. Dispersión c. Temperatura d. Tiempo

Figura 6. Filtro prensa. (PDVSA-Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), 2002)

2.6.1.2

Contenido de sólidos y líquidos

Es el porcentaje de sólidos y líquidos que contiene un fluido de perforación, es determinado mediante una prueba de retorta, los resultados permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad específica, no aplica para los fluidos base sintético.

19

2.6.1.3

pH

Permite determinar el tipo de fluido, fluido acido o un fluido básico. La mayor parte de fluidos base agua son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7,5 a 11,5. 2.6.1.4

Contenido de arena.

Es el porcentaje de arena que contiene un fluido durante la perforación de un pozo. La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica, de propiedades abrasiva, lo cual produce graves daños en la camisa de las bombas de lodo. 2.6.1.5

Densidad del fluido de perforación.

La densidad es una propiedad propia de los cuerpos, expresada en lbs/gal. Mediante la cual el fluido de perforación controla el pozo durante toda la actividad de perforación del pozo. Mediante la adicción de barita (4,2 gr/cm3), se puede variar la presión hidrostática para controlar el pozo.

2.6.2 PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN.

La reología de un fluido de perforación se centra en el estudio de la deformación de un fluido al fluir.

20

2.6.2.1

Viscosidad api o viscosidad de embudo

Esta propiedad de los fluidos es determinada con el embudo Marsh, sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del agua, ya descrita en el capítulo 2.2.

Figura 7. Embudo Marsh. (PDVSA-Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), 2002)

2.6.3 PROPIEDADES QUÍMICAS.

2.6.3.1

Dureza

Producto de un alto contenido de sales de calcio y magnesio disueltos en el agua o en el filtrado del lodo.

21

2.6.3.2

Cloruros

Prueba para determinar la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. 2.6.3.3

Alcalinidad

La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar a los ácidos. Con el resultado de las pruebas de alcalinidad y su análisis previo se puede estimar la concentración de iones OH-, CO3- y HCO3 presentes en el fluido de perforación.

2.6.3.4

Prueba de azul metileno (MBT)

Prueba mediante la cual se determina en contenido total de sólidos arcillosos contenidos en el fluido de perforación.

2.7

ADITIVOS QUE SE EMPLEAN EN LOS FLUIDOS DE

PERFORACIÓN.

2.7.1 ADITIVOS QUÍMICOS

Para la formulación de un fluido base agua, base aceite y sintéticos se usan aditivos químicos en diferentes concentraciones para cumplir funciones específicas, establecidas en los programas de perforación.

Los aditivos químicos cumplen con las siguientes funciones:

22



Densificar



Viscosificar



Controlar filtrado o pérdida de agua



Controlar reología



Controlar pH



Controlar la perdida de circulación



Lubricar



Modificar la tensión interfacial



Remover sólidos



Estabilizar lutitas



Evitar la corrosión



Controlar bacterias y hongos



Precipitar contaminantes

2.7.1.1

Materiales densificantes

Aquellos materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar, que son utilizados con la finalidad de aumentar la densidad del fluido para controlar al pozo.

Tabla 1 Aditivos químicos densificantes para fluidos de perforación.

Fuente: (Romai, 2008)

23

2.7.1.2

Materiales viscosificantes

Estos productos son agregados a los fluidos para mejorar la habilidad de los mismos de remover los sólidos perforados y suspender el material densificante, durante la perforación de un pozo.

Tabla 2 Aditivos químicos viscosificantes para fluidos de perforación.

Fuente: (Romai, 2008)

2.7.1.3

Materiales para controlar filtrado

Los materiales más utilizados para controlar filtrado son: 

Bentonita



Polímeros manufacturados



Almidones



Adelgazantes orgánicos o

Lignitos

o

Lignosulfanatos

24

2.7.1.3.1

Revoque

Su espesor depende del filtrado, de la cantidad y tipo de sólidos que contiene el fluido. Los sólidos arcillosos son los que realmente forman revoques de calidad. Los factores que garantizan la formación de un revoque de calidad son: 

Diseño del agente sellante.



Control de calidad de los aditivos usados



Eficiencia de los equipos de control de sólidos



Control y seguimiento sobre la distribución del tamaño de partículas.

2.7.1.4

Materiales para controlar reología

Como controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y adelgazantes poliméricos. 2.7.1.5

Materiales para controlar el pH

Entre los materiales suplidores de iones OH- están los siguientes, de los cuales el más utilizado es la Soda cáustica.

Tabla 3: Materiales suplidores de iones OH- para fluidos de perforación.

Fuente: (Romai, 2008)

25

2.7.1.6

Materiales para controlar perdida de circulación

Existen ciertos materiales que permiten controlar parcial o totalmente las pérdidas de fluido que pueden producirse durante la perforación del pozo, entre estos tenemos; fibra celulósica, grafito siliconizado, carbonato de calcio. 2.7.1.7

Materiales para dar lubricidad

Existe una gama de lubricantes que se utilizan con el propósito de reducir el torque y el arrastre en las operaciones de perforación, los cuales están constituidos por: 

Aceites, minerales



Surfactantes



Grafico



Gilsonita



Bolillas de vidrio

2.7.1.8

Materiales surfactantes

Los surfactantes son materiales que tienden a concentrarse en la interfase de dos medios, solido – agua, aceite – agua, agua – aire, modificando la tensión interfacial. Se utilizan para controlar el grado de emulsificación, agregación, dispersión, espuma, humectación, entre otros en los fluidos de `perforación.

26

Tabla 4: Materiales Surfactantes para fluidos de perforación.

Fuente: (Romai, 2008)

2.7.1.9

Materiales para flocular

Durante las operaciones de perforación se generan una gran cantidad de sólidos que deben ser removidos del sistema de circulación lo antes posible y forma eficiente.

Existen dos métodos de remoción de sólidos, el químico que incluye la dilución y la floculación/coagulación 2.7.1.10

Materiales estabilizantes de Lutitas

Las formaciones reactivas se derrumba con facilidad cuando entran en contacto con la fase liquida de los fluidos base agua, por tal razón es conveniente perforar este tipo de formación con fluidos cien por ciento aceite o fluidos a base de agua con alta concentración de iones inhibidores de lutitas. Entre los aditivos controladores de lutita tenemos los siguientes:

27

 Polímeros sintéticos de alto peso molecular (PHPA)  Asfaltos  Sales inorgánicas  Cal/yeso

2.7.1.11

Materiales para controlar la corrosión

Durante el proceso de perforación las sartas de tubería están sujetas a ser afectadas por agentes corrosivos y sustancias químicas que pueden crear un potencial eléctrico espontáneo.

La remoción efectiva de oxigeno se la realiza con ayuda de secuestrantes de oxígeno, entre los más comunes tenemos a sulfito y cromato.

La remoción de H2S se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros insolubles.

2.7.1.12

Materiales para controlar bacterias y hongos

Los organismos microscópicos como bacterias, algas y hongos pueden existir en los fluidos de perforación bajo diversas condiciones de pH. Como la mayoría de los fluidos contienen materiales orgánicos que son susceptibles a la degradación, la aplicación de estos productos va a inhibir o eliminar la reproducción y el crecimiento de bacterias y hongos, los bactericidas son los más aplicados durante la perforación.

28

2.7.2 ADITIVOS INORGÁNICOS

Existen aditivos inorgánicos que se utilizan en la preparación y mantenimiento de los fluidos de perforación y completación de pozos, para cumplir funciones específicas como; dar y mantener pH, tratar contaminaciones, formular soluciones salinas y lograr efectos de inhibición.

2.7.3 ADITIVOS ORGÁNICOS Ciertos aditivos orgánicos son usados en los fluidos de perforación para el control de filtrado cuando se perfora con fluidos base polímeros. Los aditivos orgánicos son coloides orgánicos de cadena larga que se originan mediante un proceso de polimerización.

2.8

MODELOS

REOLÓGICOS

DE

LOS

FLUIDOS

DE

PERFORACIÓN Los modelos reológicos son una relación matemática que nos permite caracterizar la naturaleza reológica de un fluido, estudiando la deformación dada a una tasa de corte específica. (Cardona, 2009).

2.8.1 MODELO PLÁSTICO DE BINGHAM

Es un modelo de dos parámetros muy usado en la industria. La ecuación que lo define es:

29

τ = τy + μp ∙ γ

[2.5]

Un fluido Plástico de Bingham no comienza a fluir hasta que el esfuerzo de corte aplicado exceda el valor mínimo 𝜏𝑦. A partir de este punto el cambio en el esfuerzo de corte es proporcional a la tasa de corte y la constante de proporcionalidad es la viscosidad plástica (𝜇𝑝).

2.8.2 LEY DE POTENCIA

Es un modelo de dos parámetros para el cual la viscosidad absoluta disminuye a medida que la tasa de corte aumenta. La relación entre la tasa de corte y el esfuerzo de corte está dada por la siguiente ecuación: τ = Kγ𝑛

[2.6]

No existe un término para el punto de cedencia por tanto bajo este modelo los fluidos comienzan a fluir a una tasa de corte cero.

2.8.3 MODELO DE CASSON

Este modelo da una buena descripción de las características reológicas de los fluidos de perforación. A altas temperaturas y bajas presiones la aproximación se hace más pobre. La relación que los caracteriza es:

30

𝜏 1/2 = 𝜏𝑦 1/2 + 𝜇𝑝𝑦 1/2

[2.7]

2.8.4 MODELO DE HERSCHEL–BULKLEY

Es el resultado de la combinación de aspectos teóricos y prácticos de los modelos Plástico de Bingham y Ley de Potencia. La siguiente ecuación describe el comportamiento de un fluido regido por este modelo: 𝜏 = 𝜏𝑦 + (𝑘𝑦)𝑛

[2.8]

En este modelo los parámetros “𝑛” y “𝑘” se definen igual que en Ley de Potencia. Como casos especiales se tienen que el modelo se convierte en Plástico de Bingham cuando 𝑛=1 y en Ley de Potencia cuando 𝜏𝑦=0.

2.8.5 MODELO DE ROBERTSON–STIFF

Fue presentado en 1979 como un modelo hibrido de los modelos Ley de Potencia y Plástico de Bingham para representar lechadas de cemento y lodos. La ecuación que lo caracteriza es: 𝜏 = 𝑘(𝛾𝑜 + 𝛾)𝑛

[2.9]

El parámetro 𝛾 𝑜 es considerado como una corrección a la tasa de corte, de modo que 𝛾 +𝛾 𝑜 representa la tasa de corte requerida por un fluido seudo-

31

plástico puro para producir el esfuerzo de cedencia del modelo de Bingham. Los parámetros “𝑛” y “𝑘” se definen igual que en Ley de Potencia.

2.9

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS BASE ACEITE

FLUIDOS DE AGUA DULCE

FLUIDOS ACEITE

FLUIDOS EN BASE A AGUA SALADA

FLUIDOS EMULSIONES INVERTIDAS

FLUIDOS BASE GAS-AIRE

FLUIDOS BASE SEUDO-ACEITE

FLUIDOS TRATADOS CON CALCIO

LODOS SURFACTANTES

LODOS EMULSIONADOS

FLUIDOS TRATADOS QUIMICAMENTE

Figura 8. Clasificación de los fluidos de perforación. (Drilling Fluids Processing 2005). 32

2.9.1 FLUIDOS BASE AGUA.

Los fluidos base agua son los que tienen menor impacto ambiental, son de menor costo para su diseño e implementación, de fácil mantenimiento y por lo tanto son los que comúnmente son utilizados en procesos de perforación de pozos hidrocarburiferos.

2.9.2 FLUIDOS BASE ACEITE

Los fluidos base aceite suministran una adecuada lubricación de la barrena y del conjunto de perforación. Así como ofrecen ventajas operacionales los fluidos base aceite representan un gran problema ambiental por su grado de toxicidad y bajo grado de biodegradación. 2.9.3 FLUIDOS DE GAS-AIRE.

Los fluidos de perforación a base de gas o aire como su propio nombre lo dice son aquellos que utilizan el gas natural, gases inertes, aire mezclados con agua. Aplicados en zonas litológicas consolidadas donde difícilmente se encontraría cantidades de agua apreciables. Los recortes o ripios de perforación son reducidos a polvo y transportados a superficie por medio del espacio anular. No es aplicable para zonas poco consolidadas, zonas de alta presión o zonas productoras de agua.

2.9.4 FLUIDOS SEUDO-ACEITE.

Este tipo de fluido es de alto costo producirlo, pero es más idóneo respecto a fluidos donde la fase continua es el aceite, disminuyendo así grandes

33

problemas de contaminación ambiental, no muy aplicado por su poca estabilidad a altas temperaturas.

2.10 SISTEMA

DE

CIRCULACIÓN

DEL

FLUIDO

DE

PERFORACIÓN

La circulación del lodo empieza en el tanque de succión. La bomba succiona al lodo del tanque y lo desplaza hacia la línea del manifold hasta la tubería vertical que está conectada a la cabeza de inyección, el lodo entra por la cabeza de inyección, baja por el cuadrante o Kelly, tubería de perforación, portamechas, estabilizadores y sale por las boquillas del trepano para retornar a la superficie por el espacio anular, finalmente el lodo sale a la superficie, a través de la línea de descarga y cae sobre un tamiz vibratorio llamado zaranda, esta zaranda separa los recortes más grandes y los deposita en la fosa y el lodo pasa a los tanques de control de sólidos para luego finalmente llegar a los tanques de succión porque el lodo ya está en condiciones de ser nuevamente bombeado al pozo.

A continuacion un esquema del sistema de circulacion de fluidos de perforacion.

34

Figura 9. Sistema de circulación de fluidos de perforación (Shanghai China Co LTD., 2014)

35

CAPÍTULO III

3.

METODOLOGÍA

3.1

CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO AMISTAD

3.1.1 UBICACIÓN

El campo Amistad está en el Bloque 6, ubicado en el Golfo de Guayaquil, costas afuera (Offshore), en Machala, provincia de El Oro, a 65 kilómetros de Puerto Bolívar, con profundidades de agua que oscilan entre cuarenta y cuarenta y cinco metros. Su área aproximada es de diecisiete kilómetros y la zona productora tiene un espesor neto de pago de unos ciento veinte pies.

36

Figura 10. Ubicación del Campo Amistad (PAM EP, 2014)

37

3.1.2 RESEÑA HISTÓRICA

En 1969 se realizaron cuatro perforaciones dentro de la estructura del Campo Amistad, Amistad 1, fue el pozo descubridor de gas en una capa de areniscas que se encontraba alrededor de los 9720 y 10333 pies de profundidad.

El 3 de octubre del 2002, Energy Development Corporation (EDC), inauguró la primera planta de generación eléctrica Machala Power a gas natural, y continuará explorando en las aguas del Océano Pacífico.

El 9 de junio de 2011, el campo Amistad pasa a manos del Estado Ecuatoriano.

En octubre de 2012 llegó desde Egipto la plataforma de perforación auto elevable denominada “Jack up”, con el fin de optimizar la producción de este campo.

A partir del 2 de enero de 2013, acorde con el Decreto Ejecutivo 1351-A, este Bloque pasó a ser operado por PETROAMAZONAS EP (PAM EP).

3.2

FORMACIONES GEOLÓGICAS DEL CAMPO AMISTAD

Constituido por una cuenca sedimentaria con un espesor máximo en el eje de aproximadamente 12.000 metros de sedimento de depósitos marinos continentales, de origen probablemente deltaico y que estratigráficamente resulta en una secuencia alternante de arenas y lutitas, con pequeños espesores de calizas de edad que va desde el Oligoceno hasta el Reciente.

38

Estas arenas y arcillas por efecto de la compresión tectónica de levantamiento produjeron condiciones estructurales y estratigráficas necesarias para el entrampamiento de hidrocarburos.

Al campo Amistad se lo ha definido como un anticlinal alargado en dirección norte-sur de 11 km. de largo por 3,7 km. aproximadamente de ancho, bastante fallado, con una falla principal al oeste de la estructura, con un salto de alrededor de 1.000 pies.

Figura 11. Estructura litológica del campo Amistad. (Petroamazonas, 2014)

39

3.3

PRINCIPALES FALLAS DEL CAMPO AMISTAD

Las principales fallas presentes en el Golfo de Guayaquil son: la Falla de la Cruz, que separa el levantamiento Santa Elena de la Cuenca de Progreso; la Zona de Falla de Posorja que separa la Cuenca de Esperanza del levantamiento Santa Elena; y la Falla de Jambelí que se encuentra al sur de la Cuenca de Jambelí.

Figura 12. Principales fallas geológicas del Golfo de Guayaquil (Witt, 2006)

40

3.4 DESCRIPCIÓN DE FORMACIONES DE LA COLUMNA

BARTONIANO

P15 P14

P10

YPRESIANO

P9 P8 P7

P6

P4

S THANETIANO P3

I

DANIANO

1500

G

1500

43

P12 P11

M LUTECIANO

PUNA

Miembro

Inferior

PROGRESO

Cerro Mala

49

GUAYAQUIL. SUP.

P2

Zacachún Saiba

Dos Bocas

Zapotal

PLAYA RICA

Punta Ancon

P P P

P

Seca Socorro Clay Pebble

Engabao Chanduy Estancia

Guayaquil

Ó

450

G

GUAYAQUIL. INF.

PLATAFORMA, ARENISCAS FINAS Y LUTITAS GRIS VERDOSA

ESTUARIO DELTAICO, PRINCIPALMENTE ARCILLOLITAS GRISES Y EN MENOR PROPORCION ARENISCAS FINAS, LOCALMENTE ARCILLOLITAS CAFE Y VERDE, ABUNDANTE RESTOS VEGETALES, FORAMINIFEROS BENTÓNICOS HACIA LA BASE.

CONTINENTAL, ARENISCAS Y ARCILLOLITAS DE OLORES GRISES VERDOSOS, CAFE ROJO, CON CARBON Y PIRITA, NO FOSILES

MARINO, LIMOLITAS Y ARENISCAS FINAS GRIS OLIVO CON FORAMINIFEROS, EN EL POZO AMISTAD S-1, ALTERNAN CON LIMOLITAS GRISES Y CAFE DE AMBIENTE TRANSICIONAL A CONTINENTAL. LOS SEDIMENTOS DE DOS BOCAS CORRESPONDEN A UN MÁXIMO TRANSGRESIVO CON UN AMBIENTE NERÍTICO EXTERNO A BATIAL SUPERIOR (ORDOÑEZ ET AL., 2006). LA FORMACIÓN DOS BOCAS SE CONFORMA DE ARCILLOLITAS COLOR CAFÉ CHOCOLATE Y LUTITAS CON APARIENCIA DE SERA, PRESENTAN VETILLAS DE YESO. SEDIMENTOS MARINOS POCO PROFUNDOS HASTA CLASTICOS CONTINENTALESGRUESOS, ARENISCAS, CONGLOMERADOS, LIMOLITAS Y ARCILLITAS QUE SE CONVIERTEN EN LUTITAS Abertura de la cuenca progreso, Reactivación de las estructuras, fuerte erosión en Manabi INTERCALACIONES DE ARCILLAS MARRÓN OSCURO, Y ARCILLAS GRIS VERDOSO Y CAPAS DELGADAS DE ARENISCAS FINAS A VECES GLAUCONITAS CON CARBON Y FRAGMENTOS LITICOS. AL TOPE, SE NOTA LA PRESENCIA DE DOS NIVELES DE ARENISCAS TOBACEAS LITOFELDESPATHICAS. Reflextor (Texaco Pecten)

MARINO SOMERO, ARENISCAS GRUESAS

PLATAFORMA INTERMEDIA A MARINO SOMERO, LUTITAS LIMOLITAS Y MARGAS FACIE DE TALUD A PLATAFORMA EXTERNA, TURBIDITAS FINAS Y ARCILLAS DEPÓSITOS DE REMOCIÓN EN MASA EN AMBIENTE DE TALUD (SLUMPS), ARCILLAS CONGLOMERÁTICAS DIAMÍCTICAS. ABANICOS TURBIDÍTICOS - RELLENO DE CUENCAS DE TALUD TURBIDITAS FINAS

141

O

Cayo

ABISAL, ESTÁ FORMADA POR BRECHAS VOLCANOCLÁSTICAS ESTRATIFICADAS EN AGLOMERADOS Y MACIZOS MUY GRUESOS QUE CAMBIAN HACIA EL TECHO A ROCAS TURBIDÍTICAS VOLCANOCLÁSTICAS, PRINCIPALMENTE ARENISCAS Y LUTITAS TOBÁCEAS SILICIFICADAS (BENÍTEZ 1988,1990).

C Calentura

P I Ñ O N

100

106

GUAYAQUIL CHERT. ES UNA SERIE DE HORIZONTES DE LUTITAS ALTAMENTE SILICOSAS O "HORSTENOS". CONSISTE DE ESTRATIFICACIONES DELGADAS A MASIVAS, DE COLOR GRIS, HABANO, VERDOSO OSCURO, GRIS, Y NEGRO, CON ÍNTER ESTRATIFICACIONES DE LUTITAS SILICOSAS, ARCILLITA Y TOBAS LOCALMENTE DEFORMADAS, CON ESTRUCTURAS SIN-SEDIMENTARIAS Y RIZADURAS (SLUMPS). LOS HORSTENOS SON GENERALMENTE BIEN ESTRATIFICADOS, PERO FRECUENTEMENTE DISTORSIONADOS. APARECEN UNOS POCOS ESTRATOS DELGADOS DE COLOR CAFÉ, A CAFÉ VERDOSO, DE GRÁNULOS FINOS DE ARENISCAS CALCÁREAS.

H

2400

88

APTIANO

COMPLEJO DE ABANICOS TURBIDÍTICOS DEPOSITADOS EN AMBIENTE MARINO PROFUNDO, (BASIN FLOOR FONE). TURBIDITAS DE ALTA DENSIDAD CON PARTICIPACIÓN MINORITARIA DE FLUJOS DE BAJA DENSIDAD. ARENISCAS TURBIDÍTICAS GRUESAS CONGLOMERADOS Y LUTITAS OSCURAS

N

75

ALBIANO

NEOCOMIANO

Indicios de Hidrocarburos: Lechuza -1, Corell Drill de Puna. Superficie de Santa Rosa

SANTA ELENA (GUYAQUIL CHERT), SEDIMENTACIÓN PELÁGICA CON VULCANISMO ACTIVO, TURBIDITAS DE BAJA DENSIDAD.

450

SUPERIOR INFERIOR

CRETÁCICO

MESOZOICO MZ

CENOMANIANO

ARENISCA CONGLOMERATICA Y ARCILLOLITAS GRISES

Progreso Subibaja

P1

MAESTRICHTIANO

SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO

ARENISCAS CONGLOMERATICAS PLATAFORMA INTERNA. ARCILLOLITAS GRIS VERDOSAS Y ARENISCAS FINAS

55

65

CAMPANIANO

BREVE DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

37

P17

PRIABONIANO

Lechuza

PLAYA RICA ?

STAMPIANO

P22 P21 P20 P19

25

2000 1200 500 500

I

N4

2800 ?

N5

FASE OROGENICA TARDIO ANDINA

N6

AQUITANIANO

S CHATTIANO

15

SUBIBAJA

G

A N C Ó N

BURDIGALIANO

I PALEOCENO

10

1000 1000

N9 N8 N7

Superior

Placer

8

N

MESSINIANO TORTONIANO

G

AZUCAR

N17 N16 N15

5.3

Zona N-23

SERRAVALLIANO N14

I

FORMACIÓN

300

N18

1000

ZANCIANO

1.8

500

N21

M LANGHIANO

S EOCENO

ASTIANO

FASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA

MIOCENO

S

OLIGOCENO

NEOGENO

CENOZOICO C Z

PALEOGENO

S I

N22

RHODANIANA

PLEISTOCENO

S MILAZZIANO I CALABRIANO

ATTICA

VERSILIANO

PLIOCENO

CUATERNARIO

Ma HOLOCENO

GRUPO

LITOLOGÍA

PETRÓLEO (P) GAS (G)

EDAD

ESPESOR (m)

Fases Orogénicas

ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD.

CALIZAS GRISES OSCURAS A NEGRAS CON INTERESTRATIFICACIONES FINAS DE TOBAS CALCÁREAS DE LAPILLI E INTERESTRATIFICADOS CON MARGAS EN ESTRATOS DELGADOS A MEDIOS, DE TOBAS LAPILLI DE GRANO GRUESO. LA PARTE SUPERIOR ESTÁ CONFORMADA POR LUTITAS TOBÁCEAS Y TOBAS LAPILLI

FONDO OCEANICO. COMPLEJO ÍGNEO DE ROCAS EXTRUSIVAS, LAVAS BASÁLTICAS EN " PILLOWS - LAVAS" PERIDIOTITAS CON OLIVINO E HIPERSTENA INTERCALADAS DE BRECHAS Y ARCILLAS TOBACEAS, LIMOLITAS Y ARENISCAS EN CAPAS FINAS DE ORIGEN SUBMARINO, PIROCLÁSTICO TURBIDÍTICO PROBABLEMENTE ESTRATIFICADOS, DELGADAS CAPAS DE SEDIMENTOS INTERCALADOS PELÁGICOS. Fuente de Información: Estudios Paleontológicos Dr. Martha Ordoñez (+)

COMPILADO: J. CHIRIBOGA Jaguar 10 de julio 2011

Figura 13. Columna estratigráfica del Campo Amistad (véase anexo 6) (EP PETROECUADOR, 2013)

41

COLUMNA ESTRATRIGRÁFICA ESQUEMÁTICA

PUNA SUPERIOR RHODANIANA

PLATAFORMA INTERNA. ARENISCA CONGLOMERATICA Y ARCILLOLITAS GRISES

PLATAFORMA, ARENISCAS FINAS Y LUTITAS GRIS VERDOSA

8

MESSINIANO TORTONIANO

PUNA INFERIOR

ZANCIANO

5.3

10

SERRAVALLIANO

LANGHIANO

PROGRESO

Inferior

Superior

ASTIANO

PLATAFORMA INTERNA. ARCILLOLITAS GRIS VERDOSAS Y ARENISCAS FINAS

1.8

ATTICA

Superior Inferior

CALABRIANO

Superior

MILAZZIANO

DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA ARENISCAS CONGLOMERATICAS

VERSILIANO

Medio

ESTUARIO DELTAICO, PRINCIPALMENTE ARCILLOLITAS GRISES Y EN MENOR PROPORCION ARENISCAS FINAS, LOCALMENTE ARCILLOLITAS CAFE Y VERDE, ABUNDANTE RESTOS VEGETALES, FORAMINIFEROS BENTONICOS HACIA LA BASE.

25

ZACACHUN

AQUITANIANO

FASE OROGENICA TARDIO ANDINA

Inferior

BURDIGALIANO

SUBIBAJA

15 CONTINENTAL, ARENISCAS Y ARCILLOLITAS DE OLORES GRISES VERDOSOS, CAFE ROJO, CON CARBON Y PIRITA, NO FOSILES

SAIBA

PLEISTOCENO PLIOCENO

MIOCENO

NEOGENO

CENOZOICO C Z

CUATERNARIO

HOLOCENO

MIENBRO

Ma

LITOLOGÍA

FORMACIÓN

EDAD

Fases Orogénicas

Fms. SUBIBAJA - PROGRESO - PUNA EN BASE AL POZO AMISTAD SUR - 1

MARINO, LIMOLITAS Y ARENISCAS FINAS GRIS OLIVO CON FORAMINIFEROS, EN EL POZO AMISTAD S-1, ALTERNAN CON LIMOLITAS GRISES Y CAFE DE AMBIENTE TRANSICIONAL A CONTINENTAL. Copilado: J. Chiriboga 10 de julio 2011

Figura 14. Columna Estratigráfica esquemática Formaciones. SubibajaProgreso-Puna (Petroamazonas, 2014)

42

Las formaciones que se atravesaron durante la perforación del pozo Amistad No. 17 son: formación puna, progreso y subibaja.

3.4.1 FORMACIÓN PUNÁ

La Formación Puná puede ser subdividida en dos miembros: Puná Inferior o Placer y Puná Superior o Lechuza. El Miembro Puná Inferior Placer comprende areniscas compactas con intercalaciones de arcillolitas y limolitas, que cambian lateralmente a microconglomerados y areniscas conchíferas. Ocasionalmente pueden ocurrir brechas de rocas ígneas. El Miembro Puná Superior o Lechuza presenta areniscas friables con intercalaciones de limolitas, y hacia el tope coquinas y areniscas conglomeráticas fosilíferas.

Hacia la base de la Formación Puná se presentan sedimentos de origen estuarino, mientras que hacia el tope se transforma en un ambiente más marino (Ordoñez et al., 2006).

Ordoñez et al., (2006) basada en la ocurrencia de foraminíferos planctónicos sugiere para el Miembro Puná Inferior o Placer una edad Plioceno; mientras que para el Miembro Puná Superior o Lechuza una edad Pleistoceno Temprano. 3.4.2 FORMACIÓN PROGRESO Los sedimentos de la formación Progreso pueden ser subdividas en dos zonas, Inferior y Superior. La zona inferior corresponde a arenas muy finas a medias estratificadas con arcillolitas tobáceas y lutitas, las cuales corresponderían a la roca reservorio en el Campo Amistad (Amistad-8, Zambrano y Benítez, 2001). Las areniscas de la Formación Progreso han sido clasificadas como litoarenitas, hacia la base el tamaño de grano varía entre muy fino a gruesa, mientras que al 43

tope los sedimentos son muy finos a finos. Medina, (2001) sugiere la presencia de dos sellos al tope de esta zona.

La zona superior de la formación Progreso corresponde al sello de lutitas del reservorio en el Campo Amistad e incluye arcillolitas tobáceas grises y lutitas gris verdosas, con intercalaciones de arenas muy finas y limolitas. (Amistad-8, Zambrano y Benitez, 2001).

3.4.3 FORMACIÓN SUBIBAJA

La Formación Subibaja puede ser subdividida en dos miembros: Saiba y Zacachum. El Miembro Saiba comprende lutitas grises y cremas y hacia el tope presenta areniscas finas arcillosas. El Miembro Zacachum presenta areniscas y arcillolitas de varios colores.

Ordoñez et al, (2006) basada en la ocurrencia de foraminíferos planctónicos sugiere una edad Mioceno Temprano Tardío para el Miembro Saiba; mientras que para el Miembro Zacachum una edad Mioceno Temprano Tardío – Mioceno Medio Temprano.

Los sedimentos del Miembro Zacachum de la Formacion Subibaja son arenas finas a medias y arcillolitas tobáceas gris verdosas con intercalaciones subordinadas de arcillolitas y limolitas rojas (Amistad-8, Zambrano y Benitez, 2001). La presencia de capas rojas es un buen indicador del contacto entre la formación Subibaja y la formación Progreso.

44

Figura 15. Clasificación de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso en el pozo Amistad No. 8 (Medina, 2001)

45

Figura 16. Tamaño del grano de las areniscas de las formaciones Subibaja y Progreso (EP PETROECUADOR, 2013)

46

3.5

GEOQUÍMICA DEL CAMPO

En el golfo de Guayaquil no se ha identificado roca generadora de crudo; los estudios realizados en las diferentes rocas indican lo siguiente:  La Formación Cayo Facie Calentura presenta excelente potencial pero insuficiente madurez. Las facies Subibaja y Dos Bocas tienen buen potencial pero no madurez (Golfo de Guayaquil).  El gas del campo Amistad está constituido con un 99% de Metano por lo que puede ser considerado de origen biogénico 2.

Tabla 5 Composición del gas natural del campo Amistad determinada mediante cromatografía de gases. Composición

Fracción Molar

H2S

---

CO2

0,02

N2

0,27

CH4

98,6

Etano

0,78

Propano

0,22

Iso-Butano

0,06

N-Butano

0,02

2

Biogénico, Producido por organismos vivos o procesos biológico, “la fermentación es un proceso biogénico”. (Inside, 2010)

47

Continuación, tabla 5. Iso-Pentano

0,02

N-Pentano

0,01

Hexano

Trazas

BTU/SCF

Promedio 1.022

Fuente: (PAM EP, 2014) Tabla 6. Cálculo de la capacidad calorífica del gas.

componenteg as N2 metano CO2 Etano H2S Agua propano i-butano n-butano i-pentano n-pentano i-hexano n-hexano i-heptano BASE DE CALCULO

fraccion molar yi= ni/nt

0,0027 0,9860 0,0002 0,0078 0,0000 0,0000 0,0022 0,0006 0,0002 0,0002 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 1,000

peso molecular peso molecular componente (g/gmezcla mol) (g/g-mol)

28,0 16,0 44,0 30,1 34,1 18,0 44,1 58,1 58,1 72,2 72,2 86,2 86,2 100,2

0,076 15,818 0,009 0,235 0,000 0,000 0,097 0,035 0,012 0,014 0,007 0,024 0,000 0,011 16,337 peso molecular del gas

poder calorico neto (BTU/pie3)

yi *Pci (BTU/pie3)

0,00 909,40 0,00 1618,70 586,80 0,00 2315,00 3000,00 3011,00 3699,00 3707,00 4392,00 4403,00 5100,00 32741,90

0,00 896,67 0,00 12,63 0,00 0,00 5,09 1,80 0,60 0,74 0,37 1,22 0,00 0,54 919,67 poder calorico neto de mezcla gaseosa (BTU/pie3)

88,58 poder calorico de mezcla gaseosa en BTU/lb

Fuente: (Ramos, 2014)

48

Tabla 7. Cálculo del contenido licuable del gas componente gas

N2 metano CO2 Etano H2S Agua propano i-butano n-butano i-pentano n-pentano

fraccion molar yi

Factor de conversión

0,0027 0,9860 0,0002 0,0078 0,0000 0,0000 0,0022 0,0006 0,0002 0,0002 0,0001

27,4816 32,626 31,4433 36,1189 36,1189

gpm(i)

0,060 0,020 0,006 0,007 0,004 0,097 gpm de mezcla gaseosa

Fuente: (Ramos, 2014)

Tabla 8 Propiedades PVT del gas natural del Campo Amistad Falla Bloque

FB1

POZOS REFERENCIA

8

Nombre Reservorio

FB2

FB4

FB5

8 st & 16st 6,7, 11,14, A1

FB6 FB7 12, LOC 15 Y 17

Subibaja Subibaja

Subibaja

Subibaja Subibaja Subibaja

probada SI & UD

probada SI & UD

probada SI & UD

probada probada probada productor PD & UD PD & UD

9763 10425

9750

10200

9900

10300

Limite, Est GWC

9813 10425

10500

10500

10500

10500

Area reserv, acre

506

329

1214

264

877

291

net pay, ft

138.5

192

158.5

138

136

96.3

Volumen Reservorio, AF

70,098

63,248

192,454

36,511

119,320

28,025

porosidad promedio

20.6%

20.6%

20.6%

20.6%

20.6%

20.6%

saturacion agua

48.4%

48.4%

48.4%

48.4%

48.4%

48.4%

temp reser, °R

671

671

671

677

673

678

presion origina, psi

4709

4709

4663

4663

4947

4947

gravedad especifica

0.57

0.57

0.57

0.57

0.57

0.57

Z inicial

1.010

1.010

1.007

1.100

1.025

1.027

Categoria Estatus Prof Promedio

Fuente: (PAM EP, 2014)

49

Tabla 9 Propiedades petrofísicas del Campo Amistad

ACTIVO CAMPO

(al 31-dic-2013) AMISTAD

ESPESOR VOLUMEN AREA CERO PROMEDIO RESERVORIO TOTAL DE ROCA NETO

acre-pie

acres

pies

509,656 105,386

3,481 2,306

146.4 45.7

N/G

VOLUMEN NETO DE ROCA

POROSIDAD

Sw

%

acre-pie

%

%

509,656 105,386 615042.00

20.6 21.0

48.4 43.6

Zi o Boi

Gas Original en Sitio GOES

Permeabilidad

MMCF

mD

Lp

782,040 80,868 862,908

70

4 2

°API

Pres Inic

AMISTAD

Subibaja Puna Subtotal Amistad

1.03 0.87

Fuente: (EP, 2014)

50

3.6 PROGRAMA PROPUESTO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN A SER APLICADOS EN EL

POZO AMISTAD No 17 OFFSHORE. El programa de perforación propuesto es dividido en cuatro secciones de acuerdo al diámetro del revestidor que se revestirá el hoyo del pozo.

Tabla 10 Diseño mecánico propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore. DIÁMETRO PROFUNDIDAD

DEL

(Pies)

HUECO (Pulgadas)

DENSIDAD

DIÁMETRO DEL REVESTIMIENTO

TIPO DE FLUIDO

DEL LODO

RECOMENDADO

(libras por

(Pulgadas)

galón)

0 – 1700

26

20

SPUD MUD

8.9 – 9.6

1700 – 7758

17 ½

13 3/8

QDRILL KCL

10 – 10.5

7758 – 9858

12 ¼ X 13 ½

9 5/8

AMODRILL 1500

10.8 – 11

9858– 11,259

8½X9½

7

AMODRILL 1500

11.1 – 12,1

Fuente: (QMAX, 2014)

51

Las formaciones que se atravesaran durante la perforación de columna estratigráfica se detallan a continuación con sus respectivas profundidades a las cuales se encuentran.

Tabla 11 Formaciones estratigráficas a perforare en el Campo Amistad, pozo No. 17, Offshore FORMACIÓN

Profundidad (pies)

PUNA

244

PROGRESO

8058

SUBIBAJA

10438

T.D.

11259 Fuente: (QMAX, 2014)

3.6.1 PRIMERA SECCIÓN (26 PULGADAS)

Tabla 12 Sección 26 pulgadas, programa propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore. INTERVALO

26 pulgadas 0 – 1700 pies

PROFUNDIDAD TIPO DE FLUIDO

AGUA DE MAR/SPUD MUD

Fuente: (QMAX, 2014)

52

La sección será perforada con agua de mar en circuito cerrado bombeando píldoras viscosas de bentonita de 8,9 libras por galón (lpg) pre-hidratadas para optimizar la limpieza, bombeadas aproximadamente cada 100 pies directamente al pozo. Al final del intervalo y antes de sacar tubería para bajar casing de 20 pulg., llenar el pozo con 1100 barriles de fluido bentonítico con 2% de lubricante. El fluido que se dejará en el agujero para bajar el revestimiento debe ser optimizado con adiciones de carbonato de calcio (CaCO3 A-100) a 5 ppb para garantizar la estabilidad de las paredes y permitir la bajada del casing. La viscosidad de las píldoras debe estar en valores de (70 – 120) segundos por cuarto de galón (seg/qt), esto en razón de que las píldoras de limpieza se incluirán en el sistema circulante, además de que al perforar arcillas estas se incorporaran al fluido, incrementando ambos efectos las viscosidades y densidad.

3.6.1.1 Formulación del fluido de perforación a utilizar en la primera sección.

Tabla 13 Formulación del Spud Mud, propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore. PRODUCTOS

CONCENTRACIÓN

Barita

50 lpb

Natural gel

15 lpb

Caco3 A 100

10 lpb

Pac HV

0,5 lpb

Qlube

0,5 %

Soda caustica

0,5 lpb

Agua

2700 barriles

Fuente: (QMAX, 2014)

53

3.6.1.2

Propiedades del fluido

Tabla 14 Propiedades del fluido base agua. Propiedad

Rango

Densidad, ppg.

8.9 – 9.6

Viscosidad Funnel, seg/qt

70 – 120

Viscosidad Plástica, cP

10 – 12

Punto

Cedente

(YP),

20 – 30

Lb/100pies2

8.5 – 9.5

pH

(8 – 10)%

% Sólidos

Fuente: (QMAX, 2014)

3.6.2 Equipo de control de sólidos3

Tabla 15 Equipos de control de sólidos Elemento

Cantidad

Descripción Para

SHAKER (ZARANDA)

los

Observaciones altos

galonajes a manejar, 3

ROP altas y la gran cantidad

de

cortes

Mallas recomendadas: 100 – 120 API

que se tendrían en

3

Equipo recomendado por QMAX con el fin de mantener el lodo en buenas condiciones: bajos MBT & L.G.S. y disminuir las tazas de dilución.

54

Continuación, Tabla 13 superficie, con el fin de tener un manejo de cortes óptimos y evitar derrame de lodo en superficie.

DESARENADOR

1

Equipo para la

2 conos de 12

separación de

pulg.

partículas hasta de 75

Se utilizará

micrones.

cuando sea requerido.

DESILTER

1

Equipo para la

18 conos de 4

separación de

pulg.

partículas hasta de 40

Se utilizará

micrones.

cuando sea requerido.

De alta velocidad (2200 – 2600 rpm)

CENTRIFUGAS

2

para eliminar sólidos

Se utilizaría en el

de baja gravedad y de

momento en que

baja velocidad (1200

sean requeridas.

– 1400 rpm) para recuperar barita.

Fuente: (PAM EP, 2014)

55

3.6.2.1

HIDRÁULICAS SIMULADAS ETAPA 26 PULGADAS

Corrida con 950 galones por minuto (gpm) y velocidad de penetración, velocidad de penetración, (ROP) de 20 pies por hora (pph).

PROFUNDIDAD (ft)

LLEE0LGGEEEGNNEDDN DL E G E N D Ground Level = 134,0 ft Suspended BedFlow Height Volume Inclination Min. rate Total Volume

Ground Level = 134,0 ft

Ground Level = 134,0 ft

Ground Level = 134,0 ft Previous Casing Shoe = 400,0 ft

500

1000

1500

-5

0

Inclination (°)

5 3000

3500

4000

20

CAUDAL MINI MO (gpm)

40

60

80

% LIMPIEZA PROMEDIO 68 (%)

16

17

18

19

20

CAMA DE RECORTES (in)

Figura 17. Comportamiento del fluido simulado para la sección de 26 pulgadas. (PAM EP, 2014) 56

0

Profundidad (ft)

Ground Level = 134,0 ft

500

1000

1500

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

Velocidades anulares: Simuladas con 950 gpm 38 ft/min promedio y la optima es de 65 (ft/min) Figura 18. Velocidades simuladas con 950 galones por minuto. (PAM EP, 2014)

57

3.6.3 SEGUNDA SECCIÓN (17 ½ PULGADAS)

Tabla 16 Sección 17 ½ pulg. INTERVALO

17 ½ pulg.

PROFUNDIDAD

1700 – 7758 pies

TIPO DE LODO

Q DRILL/KCL Fuente: (QMAX, 2014)

Para la perforación de este intervalo se está considerando utilizar un tipo de lodo con características de inhibición promovidas por el ion K +, combinado con un Glicol (GLYMAX), una amina (MAXDRILL) además utiliza las propiedades de encapsulamiento de la PHPA4 para facilitar la descarga de sólidos íntegros sobre zarandas, los productos mencionados ejercen una inhibición (química y mecánica) a las arcillas reactivas, caso Formación Puna y Progreso.

A 2000 pies se inicia el KOP, llegando a 3409 pies con un ángulo de 28,17 grados, a partir de 6329 pies se dejara caer el ángulo y terminando la etapa a 7738 pies con 0° ,se debe tomar especial cuidado en las manifestaciones del pozo para poder mantener el anular libre de sólidos, mantener un programa de píldoras de limpieza dispersas/viscosas, con súper sweep y viscosa-pesadas si son necesarias, evaluar el uso de las píldoras dispersas por la fragilidad de las 4

PHPA; Una clase de lodos a base de agua que utilizan poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) como aditivo funcional, ya sea para controlar las lutitas del pozo o para extender arcilla de bentonita en un lodo con bajo contenido de sólidos. Como lodo para control de lutitas se cree que la PHPA sella las microfracturas y reviste las superficies de las lutitas con una película que retarda la dispersión y la desintegración. (Clark RK, Sheuerman RF, Raoth H, & Van Laar H, 1976)

58

paredes de las formaciones perforadas, pudiendo ocasionar el alargamiento del hoyo (turbulencia). La etapa se perforará con concentraciones de ion potasio entre 30000 a 35000 ppm.

3.6.3.1

Formulación básica del fluido

Tabla 17 Formulación del Q DRILL/KCL CONCENTRACIÓN PRODUCTOS

Libras por barril lpb

BARITA

105 lpb

CLORURO DE POTASIO

25 lpb

CaCO3 A 100

10 lpb

CaCO3 A 325

10 lpb

CAMIX

10 lpb

CAL HIDRATADA

0,5 lpb

SODA CAUSTICA

1 lpb

PAC LV/HV

1,5 lpb

GLYMAX

0,75 %

MAXDRILL

0,1 galón/barril

SYNERFLOC

1 lpb

STARDRILL

2 lpb

KELZAN XCD

1 lpb

Qstop FINE

1 lpb

AGUA

4360 barriles

Fuente: (QMAX, 2014)

59

3.6.3.2

Propiedades del lodo sugeridas

Tabla 18 Propiedad del Q DRILL /KCL Propiedad Densidad, libras por galón (ppg).

Rango 10 – 10.5

Viscosidad Funnel, s/qt5

50 – 60

Viscosidad Plástica (VP), cP

15 – 25

Punto cedente(YP) lb/100 ft2

20 – 30 6–8

Filtrado API, cc

9.5 – 10

pH MBT, lb/ bbl.

< 15 30000 – 35000

Ion potasio, ppm

8 – 15

% Solidos

Fuente: (QMAX, 2014)

3.6.3.3

5

Equipo de control de sólidos*

S/QT; segundos por cuarto de galón

60

Tabla 19 Equipos de control de solidos Elemento

Cantidad

Descripción

Observaciones

Para los altos galonajes posibles a manejar, ROP altas y la gran cantidad de

SHAKER

3

Mallas

cortes que se tendrían

recomendadas:

en superficie, con el

(140 – 170) API

fin de tener un manejo de cortes óptimos y evitar derrame de lodo en superficie.

DESARENADOR

1

Equipo para la

2 conos de 12

separación de

pulg.

partículas hasta de 75

Se utilizará

micrones.

cuando sea requerido.

DESILTER

1

Equipo para la

16 conos de

separación de

4pulg.

partículas hasta de 40

Se utilizará

micrones.

cuando sea requerido.

De alta velocidad (2200 – 2600 rpm) para eliminar sólidos

CENTRIFUGAS

2

de baja gravedad y de baja velocidad (1200 – 1400 rpm) para

Se utilizaría durante toda la perforación del intervalo.

recuperar barita.

Fuente: (QMAX, 2014)

61

3.6.3.4

HIDRAULICAS SIMULADAS ETAPA DE 17 ½ PULGADAS

Level = 134,0 ft EGround L LEEG0GEELNN DGD ELNEDG E N D Suspended Height Inclination Min.Bed Flow rate Volume Total Volume

Ground Level = 134,0 ft

Ground Level = 134,0 ft

Ground Level = 134,0 ft

Profundidad (ft)

Previous Casing Shoe = 1700,0 ft

2000

4000

6000

0

10

20

INCLINACION (°)

600

800

1000

1200

MINIMO CAUDAL (gpm)

5

10

15 0

% LIMPIEZA PROMEDIO: 85 (%)

1

2

3

4

CAMA DE RECORTES (in)

Figura 19. Hidráulicas simuladas con 950 galones por minuto (gpm) y velocidad de penetración (ROP) de 30 pies por hora (pph). (QMAX, 2014)

62

Profundidad (ft)

0

Ground Level = 134,0 ft

Velocidad anular Velocidad anular optima

2000

4000

6000

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

110

Velocidades anulares: Simuacion con 950 gpm 78 ft/mim y la optima promedio 62 (ft/min)

Figura 20. Simulación de velocidad de penetración respecto a profundidad. (QMAX, 2014)

63

3.6.4 TERCERA SECCIÓN (12 ¼ PULG. X 13 ½ PULG.)

Tabla 20 Sección (12 ¼ x 13 ½) pulgadas INTERVALO

(12 ¼ x 13 ½) pulg.

PROFUNDIDAD

(7758 – 9858) pies

TIPO DE LODO

AMODRILL 1500

Fuente: (QMAX, 2014)

Para la perforación de este intervalo se está considerando utilizar un tipo de lodo basado en un aceite sintético AMODRILL 1500, el propósito es ejercer un control completo sobre las propiedades de las arcillas, propiedades que son extremadamente reactivas, al utilizar un aceite se eliminara totalmente las condiciones de hinchamiento de las arcillas, y con el contenido de la fase acuosa con un contenido de 250,000 ppm (tentativo) de Cloruro de Calcio (94% de pureza), se efectuará un proceso de osmosis del agua de la formación hacia el fluido de perforación, eliminando totalmente cualquier proceso de hinchamiento. La densidad será obtenida con barita, el sellamiento con la aplicación de carbonados, el control de filtración será efectuado con Gilsonita, la suspensión de sólidos será obtenida con una arcilla organofílica, todos estos productos estarán efectivamente recubiertos para no ser afectados por la presencia de agua, inclusive el agua que estará finamente dispersa dentro del aceite estará humectada para no ser afectada por el aceite sintético ni los sólidos integrados al fluido.

64

Se deberá mantener una agitación fuerte para poder conseguir la emulsión necesaria, creada con los emulsificantes primarios y secundarios.

3.6.4.1

Formulación básica del fluido

Tabla 21 Formulación del AMODRILL 1500 CONCENTRACIÓN PRODUCTOS

Libras por barril (lpb)

Barita

120

Cloruro de calcio (94%)

(25 – 35) %

Caco3 A 100

10

Camix

10

Q mul sp

8 – 10

Q mul sc

4–6

Cal hidratada

6 – 10

Bentone 150

6 – 14

Gilsonita

4–8

Q wet

0.5 – 1

Amodrill 1500

2000 barriles

Agua

500 barriles

Fuente: (QMAX, 2014)

65

3.6.4.2

Propiedades del lodo

Tabla 22 Propiedades del fluido AMODRILL 1500 Propiedad

Rango

Densidad, libras por galón (ppg) Viscosidad

10.8 – 11

Embudo, 42 – 46

segundos/cuarto de galón (s/qt)

20 – 26

Viscosidad Plástica (VP), cP Punto

cedente

(YP),

8 – 12

lb/100pie2

2–4

Filtrado API, cc

15 – 25

HTHP6, cc Estabilidad Eléctrica, Volts

600 – 800

Salinidad total, ppm x 1000

250

Relación agua/aceite, %

80/20

Geles, lb/100pie2

2–6

Fuente: (QMAX, 2014)

6

Filtrado HTHP. Se realiza para fluidos base agua y base aceite. Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta y la perdida a condiciones de pozo más reales en condiciones estáticas.

66

3.1.3.3 Equipo de control de sólidos

Tabla 23 Equipo de control de sólidos Elemento

Cantidad

Descripción

Observaciones

Para los altos galonajes posibles a manejar, ROP altas y la gran

SHAKER

3

cantidad de cortes

Mallas

que se tendrían en

recomendadas:

superficie, con el

(175 – 210) API

fin de tener un manejo de cortes óptimos y evitar derrame de lodo en superficie.

DESARENADOR

1

Equipo para la

2 conos de

separación de

12pulg.

partículas hasta

Se utilizará

de 75 micrones.

cuando sea requerido.

DESILTER

1

Equipo para la

12 conos de

separación de

4pulg.

partículas hasta

Se utilizará

de 40 micrones.

cuando sea requerido.

CENTRIFUGAS

2

De alta velocidad (2200 – 2600 rpm)

Se utilizará durante toda la

67

Continuación, Tabla 21

para eliminar

perforación del

sólidos de baja

intervalo.

gravedad y de baja velocidad (1200 – 1400 rpm) para recuperar barita.

Fuente: (QMAX, 2014)

3.6.5 CUARTA SECCIÓN (8 ½ pulgadas x 9 ½ pulgadas)

Tabla 24 Sección (8 ½ x 9 ½) pulgada.

INTERVALO

(8 ½ x 9 ½) pulgada.

PROFUNDIDAD

(9858 – 11259) pies

TIPO DE LODO

AMODRILL 1500

Fuente: (QMAX, 2014)

68

La cuarta etapa es la principal, se tiene en esta etapa la formación objetivo primario:

3.6.5.1

Objetivo Primario

Se utilizará el fluido SBM (Synthetic-Based Mud) del intervalo anterior, previamente tratado para disminuir el contenido de LGS (Low Gravity Solids) y adecuar sus propiedades reológicas y densidad.

Objetivo



Mantener el pozo limpio todo el tiempo.



Mantener un hoyo estable.



Revoque fino, firme y puenteado para minimizar los riesgos de pegado por Presión Diferencial y por empaquetamiento.



Minimizar las pérdidas de lodo a través de las arenas.



Preservar la formación productora (Subibaja) minimizando el daño, con un adecuado puenteo y sellamiento con CaCO3, Camix y fibra.

3.6.5.2

Formulación básica del fluido

69

Tabla 25 Formulación básica del AMODRILL 1500 PRODUCTOS

CONCENTRACIÓN

BARITA

200 lpb (25 – 35) %

CLORURO DE CALCIO (95%) CaCO3 A 100

10 lpb

CAMIX

10 lpb

Q MUL SP

(8 – 10) lpb

Q MUL SC

(4 – 6 lpb

CAL HIDRATADA

(6 – 10) lpb

BENTONE 150

(6 – 14) lpb (4 – 8) lpb

GILSONITA

(0.5 – 1) lpb

Q WET AMODRILL 1500

1120 Barriles

AGUA

280 Barriles Fuente: (QMAX, 2014)

3.6.5.3 Propiedades del lodo sugeridas

Tabla 26 Propiedades del lodo Propiedad Densidad, ppg.

Rango 11.1 – 12.1

Viscosidad Funnel, s/qt

42 – 46

Viscosidad Plástica, cP

20 – 26

70

Continuación, Tabla 24 8 – 12

Punto cedente, Lb/100pie2

2–4

Filtrado API, cc

15 – 25

HTHP, cc Estabilidad Eléctrica, Volts

600 – 800

Salinidad total, ppm x 1000

250

Relación agua/aceite, %

80/20

Geles, lb/100pie2

2–6

Fuente: (QMAX, 2014)

3.6.5.4

Equipo de control de sólidos

Tabla 27 Equipo de control de sólidos Elemento

Cantidad

Descripción

Observaciones

Para los altos galonajes posibles a manejar, ROP altas y la gran

SHAKER

3

Mallas

cantidad de cortes

recomendadas:

que se tendrían en

(175 – 210) API

superficie, con el fin

(Si lo permite el

de tener un manejo

caudal)

de cortes óptimos y evitar derrame de lodo en superficie.

71

Continuación, Tabla 25

Desarenador

1

Equipo para la

2 conos de 12

separación de

pulg.

partículas hasta de 75 micrones.

Se utilizará cuando sea requerido.

DESILTER

1

Equipo para la

12 conos de 4

separación de

pulg.

partículas hasta de

Se utilizará

40 micrones.

cuando sea requerido.

De alta velocidad (2200 – 2600 rpm)

CENTRIFUGAS

2

para eliminar

Se utilizará

sólidos de baja

durante toda la

gravedad y de baja

perforación del

velocidad (1200 –

intervalo.

1400) rpm para recuperar barita. Fuente: (QMAX, 2014)

72

CAPITULO IV

4. DESARROLLO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL POZO AMISTAD No 17, BLOQUE 6.

4.1

SECCIÓN DE 26 PULGADAS – SISTEMA BENTONÍTICO

El programa que se llevara a cabo se detalla a continuación, con el cual se llegara hasta la profundidad de mil setecientos cinco pies de profundidad, el hoyo será recubierto con una tubería de veinte pulgadas.

73

Tabla 28 Sección de 26 pulgada. Hoyo

Prof.

Prof.

Long.

Revest.

Prof.

Fecha

Fecha de

Días

Inicial

Final

Intervalo

O.D.

Cmt

de Inicio

culminación

totales

retainer pulgada

pies

pies

pies

pulgada

pies

días

días

días

26

0

1705

1444

20

1695

25 Marzo

30 Marzo

6

2014

2014

Fuente: (PAM EP, 2014)

Tabla 29 Fluido aplicado a la sección de 26 pulgadas. SISTEMA DE LODO. DIÁMETRO

VOLUMEN DE

SISTEMA DE

DENSIDAD DEL

DEL HOYO

LODO

LODO

FLUIDO (PPG)

pulgadas

(bbl)

(tipo)

libras por galón

26

3200

Bentonítico

8,9 – 9,7

Fuente: (PAM EP, 2014)

74

Para esta etapa se trabajó con lodo bentonítico con una concentración de 20 lpb de bentonita y densidad de 8,9 ppg, densificado con 101 lpb de Carbonato de calcio para ser utilizado como píldoras de limpieza a razón de 50 barriles cada 100 pies perforados. Una vez llagada a la profundidad final de 1705 pies se procedió a llenar el agujero con 1150 barriles de lodo de 9,7 lpg y 110 seg/qt dosificado con 101 lpb de Carbonato de Calcio, con el objetivo de darle estabilidad al hoyo. Se sacó tubería hasta 290 pies sin problema alguno retornando al fondo sin restricciones. Se bajó revestidor de 20 pulgadas hasta 1695 ft sin restricción alguna. Se preparó 800 barriles adicionales de fluido bentonítico el cual fue usado a partir de los 812 pies para llenar el revestidor. Se Instala la cabeza de cementación y con el lodo restante se circuló para limpiar pozo un fondo arriba. Se termina con la cementación del revestidor de 20 pulgadas con éxito.

4.1.1 PROPIEDADES DEL FLUIDO DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA SECCIÓN DE 26 PULGADAS

Rango de propiedades usadas como píldoras de limpieza y volumen dejado en agujero antes de la bajada de Casing de 20 pulgadas.

75

Tabla 30 Propiedades del fluido sección 26 pulgadas. Etapa II: (0-1705) pie

Bentonítico

Densidad (ppg)

8,9 – 9,7

Visc. Embudo (seg/qt) 90 – 110 Yield Point (lb/100pie2) 20 – 25 Viscosidad

Plástica

(cP) Sólidos Totales (%)

11 – 15 5 – 10 9,4 – 9,5

pH

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.1.2 PROBLEMAS OCURRIDOS.

En esta etapa no se presentó problema con la perforación ni con la bajada del revestidor de 20 pulgadas.

4.1.3 DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS

El equipo de perforación contó con los siguientes equipos de control de sólidos: a) ZARANDAS Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una las cuales no trabajaron por no tener retorno a superficie.

76

b) EQUIPO 3 EN 1

El equipo 3 en 1 cuenta con un Desilter, Desarenador y una zaranda King Cobra Brandt. El Desilter cuenta con 16 conos de 4 pulgadas, trabaja con una presión de cabeza de 40 psi. El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgadas, trabajo con una presión de cabeza de 40 psi. La zaranda cuenta con 4 mallas, no se cambia mallas.

Nota. Durante la perforación no se utilizan los equipos de control de sólidos por no tener retorno en superficie de fluidos y recortes.

77

4.1.4 CONSUMOS Y COSTOS

Tabla 31 Costos de productos aplicados en la etapa de 26 pulgadas, real y programados

Productos Natural Gel Carbonato de Calcio A-100 Carbonato de Calcio 325 Q lube Soda Caustica Pac HV7

Costo Unitario 56,63

Programado Cantidad Costo $ 476 26,955.88

Real Cantidad Costo $ 560 31,712.80

21,19

238

5,043.22

60

1,271.4

21,19

2163

45,833.97

1020

21,613.8

1503,19 47,47 165,62

11 22 48 Total $

16,535.09 1,044.34 7,949.76 103,362,26

0 8 8 Total $

0 379.76 1,324.96 56,302.72

Fuente: (PAM EP, 2014)

7

PAC-HV, es un tipo de éter de celulosa no iónico aplicado en fluidos de perforación a base de agua y base aceite, reduce la tasa de filtración, se puede usar para aumentar y estabilizar la viscosidad para mejorar la limpieza del pozo y propiedades de la suspensión en una amplia variedad de medio fluido.

78

4.1.5 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN.

Tabla 32 Parámetros de perforación para etapa de 26 pulgadas. Profundidad

Presión

Pies

Psi

0 – 1705

2100

GPM

WOB

RPM

ROP

Formación

Promedio 1040

4 – 18

150

70

PUNA

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.1.6 LITOLOGÍA

Tabla 33 Litología formación Puná FORMACIÓN

Intervalo

DESCRIPCION No se recuperó muestra debido a que

PUNA

(0 a 1705)pies

b se perforo el intervalo sin retorno de circulación.

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.1.7 VOLUMETRÍA

Tabla 34 Volumetría sección de 26 pulgadas. Volumen Procesado (barriles) Programado

Real

2376

3200

Fuente: (PAM EP, 2014)

79

Para la perforación de la fase de 26 pulgadas, se utilizó 2400 barriles de lodo Bentonítico el cual utilizado como píldoras de limpieza y posteriormente para dejar lleno el pozo previo al viaje de calibración. Adicionalmente se preparó 800 barriles de lodo bentonítico por orden del Company Man en caso de regresar al fondo se tenga alguna restricción y sea necesario trabajar con bomba y rotaria igualmente para la bajada y circulación de la tubería de revestimiento de 20 pulgadas.

80

4.2

SECCIÓN DE 17 ½ PULGADA - SISTEMA QDRILL

El desarrollo de la sección de 17 ½ pulgadas, se inicia a mil setecientos cinco pies y termina a los cuatro mil novecientos ochenta y cinco pies de profundidad.

Tabla 35 Sección de 17 ½ pulg.

Hoyo

Prof.

Pro.

Long.

Revest

Inicial Final Intervalo . O.D.

plg

Pies

pies

pies

17 ½

1705

6690

4985

plg 13 3/8

Prof. Cmt retainer

Fecha de

Fecha de

Días

Inicio

culminación

totales

Día

Día

Día

31 Marzo

11 Marzo

2014

2014

pies

6675

12

Fuente: (PAM EP, 2014)

81

Tabla 36 Fluido aplicado en la sección de 17 ½ pulg.

SISTEMA DE LODO. DIÁMETRO

VOLUMEN DE SISTEMA DEL

DEL HOYO

LODO

plg

(bbl)

17 ½

3378

LODO (TIPO)

DENSIDAD DEL FLUIDO (PPG) libra por galón

Q DRILL

9,6 – 10,7

Fuente: (PAM EP, 2014)

Para el inicio de la perforación de este intervalo se prepararon 1600 barriles de fluido Q drill con densidad 9,6 libras por galón (ppg) densificando inicialmente con 30 libras por barril (lb/bbl) de Carbonato de Calcio de diferentes granulometrías y posteriormente con barita hasta 9,6 libras por galón (ppg), de acuerdo con el perfil de densidades propuesto.

Se perforó con 9,6 libras por galón (ppg),

desde 1577 hasta 4350 pies

observando un buen comportamiento en la perforación y sin observar problemas en las conexiones y construcción del ángulo del pozo.

Para mantener la densidad hasta esta profundidad fue necesario el empleo de la centrifuga decantadora de barita trabajando de manera continua con (30-50) galones por minuto (gpm) a esta profundidad.

82

Para la limpieza del hueco se bombearon 50 barriles de píldoras las cuales se prepararon

0,20 lb/bbl de Supersweep 8, estas al principio fueron cada dos

paradas perforadas, a partir de

3500 pies se bombearon

cada parada

perforada.

A 4350 pies se decidió incrementar la densidad de 9,6 a 9,9 ppg por programa. A 5300 pies se incrementó nuevamente de 9,9 a 10,1 ppg por programa.

Para mantener las propiedades reológicas (Punto cedente (YP)= 18-26 lb/100pie2) fue necesario el agregado de Kelzan al sistema ya que parte de este polímero, se descartaba con el uso de la centrifuga por lo que había que reponerlo cuando se requería, al igual que los demás polímeros reductores de filtrado.

Para la inhibición del sistema se emplearon 4 inhibidores los cuales en su conjunto actuaron de manera eficiente, entre los inhibidores empleados se encuentra el cloruro de potasio el cual se trabajó con una concentración inicial de 30,000 ppm de ion potasio y terminando la fase con una concentración final de 32,000 ppm.

Para el viaje de calibración con BHA convencional se

incrementó la concentración de ion potasio hasta 45,000 ppm. El PHPA9 se mantuvo desde su inicio con una concentración inicial y final de 1 lb/bbl esto se logró con el constante agregado de Synerfloc previamente prehidratado al sistema.

8

Es un aditivo de fluido de perforación, que cuando se añade a un lodo de perforación, aumenta la capacidad de limpieza de suspensión y el agujero de fluido. Introducido en forma de píldora o babosa, Super-Sweep, es un agente de limpieza del pozo que no aumenta la viscosidad 9 Una clase de lodos a base de agua que utilizan poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) como aditivo funcional, ya sea para controlar las lutitas del pozo o para extender arcilla de bentonita en un lodo con bajo contenido de sólidos. Como lodo para control de lutitas se cree

83

El Glymax se mantuvo inicialmente con 0,5 % v/v y finalizó con 1,0 % v/v. El Maxdril se mantuvo durante toda la perforación con una concentración de 0,15 gal/bbl.

La combinación simultánea de estos 4 inhibidores dio como resultado una buena performance en el fluido pudiendo permitir que la perforación se realice de forma rápida y ayudando a mantener estable el hueco durante los viajes que se realizaron al zapato. El filtrado se mantuvo entre (6 – 7) cc/30 min esto debido a la combinación de los polímeros reductores de filtrados los cuales se manejaron en 2 lb/bbl en promedio de cada uno, entre estos se encuentran el Pac-LV, el Pac-HV y el Stardrill.

Para sellar y mantener un buen cake en la formación se emplearon 30 lb/bbl de Carbonato de Calcio de diferentes granulometrías, los cuales fueron reforzados con el uso de Q stop fine.

Para mantener la alcalinidad del sistema se empleó Soda Caustica y Cal los cuales dieron buenos resultados manteniendo el pH entre 9,2 – 9,5.

Debido a una falla en la centrifuga decantadora de barita y a la mala eficiencia del trabajo del mud cleaner el contenido de arena se incrementó hasta 1,5 % por lo que se observó un incremento sustancial en los sólidos del sistema teniendo como consecuencia un incremento en las propiedades reológicas, (viscosidad de embudo 85 seg/qt) por lo que se decidió tratar el sistema con

que la PHPA sella las microfracturas y reviste las superficies de las lutitas con una película que retarda la dispersión y la desintegración.

84

0,33 lb/bbl de desco CF10 mismo que ayuda a mantener las propiedades reológicas del fluido de perforación.

Los cambios de mallas 170 API se realizaron de forma constante debido a que estas se rompían o se deformaba su estructura, por lo que el consumo de las mismas fue elevado comparado con pozos anteriores.

10

Desco CF; es un dispersante/desfloculante, tanino modificado sin cromo, diluyente sin cromo y coloide protectivo.

85

4.2.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA

Tabla 37 Propiedades del fluido. Fluido – fase 17 ½ plg

QDRILL

Densidad lpg

9,7– 10,7

Viscosidad Embudo seg/qt

45 – 60

Viscosidad Plastica cP

13 – 20

Punto cedente lb/100pie2

19 – 27

PM cm3

0,4 – 0,55

PF cm3

0,02 – 0,11

MF cm3

0,3 – 0,62

K+ ppm

29000-45000

CA+ ppm

160 – 300

CL+ ppm

30000-49000

MBT ppb

0 – 15

Filtrado cm3/30 mint

6,2 – 7,2

% ARENA

0,1 – 1,25

% SOLID

9 – 15

% AGUA

91 – 85

pH

9,3 – 9,6

MAXDRILL GPB

0,10 – 0,15

GLYCOL %

0,35 – 1,5

LECTURA 6 RPM

7 – 14

LECTURA 3 RPM

6 – 12 6/7/10 –

GELES lb/100pie2

12/25/28

Fuente: (PAM EP, 2014) 86

4.2.2 PROBLEMAS OCURRIDOS. No se observó problema alguno durante los trabajos de perforación.

4.2.3 DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS

El equipo de perforación contó con los siguientes equipos de control de sólidos:

a)

ZARANDAS

Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una trabajadas con mallas 140-140-140-140 y 3 scalper trabajadas con mallas 60 mesh inicialmente y posteriormente se cambiaron las mallas a 170 /170 /170 /170 API en las zarandas de alto impacto.

b)

EQUIPO 3 EN 1

El equipo 3 en 1 cuenta con un Desilter, Desarenador y una zaranda King Cobra Brandt. El Desilter cuenta con 16 conos de 4 pulgadas, trabaja con una presión de cabeza de 40 psi. El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgadas, trabajo con una presión de cabeza de 40 psi. La zaranda trabajo con mallas: 230-230-230-230 API.

87

El Mud Cleaner no mantiene la presión de trabajo tanto del desarenador como la del Desilter lo que implica una baja eficiencia en la remoción de solidos indeseables incrementando el porcentaje de arena hasta 2 %. Se trabajó con las centrifugas decantadoras de barita para poder mantener la densidad en 9,6 ppg desde el inicio del intervalo, lo cual ayudó a eliminar los sólidos finos y a llevar un buen control de la densidad.

Estas se trabajaron solamente cuando se requirió.

4.2.4 CONSUMOS Y COSTOS

A continuación se detalla los costos programados y consumo real de materiales químicos:

88

Tabla 38 Consumo de productos etapa de 17 ½ pulg. Programado vs real

CUADRO DE CONSUMOS TOTALES DE PRODUCTOS EN LA ETAPA DE 17,5" CUADRO DE CONSUMOS TOTALES DE PRODUCTOS EN LA ETAPA DE 17,5" POZO: AMISTAD 017 POZO: AMISTAD 017 Programado Productos costo unit. $ Cantidad Programado Costo $ Cantidad costo unit. $ Cantidad Costo $ Cantidad BARITA Productos $ 21,38 5247 $ 112.180,86 4172 BARITA $ 21,38 5247 $ 112.180,86 4172 BICARBONATO DE SODIO $ 39,66 18 $ 713,88 4 BICARBONATO DE SODIO $ 39,66 18 $ 713,88 4 CARBONATO DE CALCIO A 100 $ 21,19 395 $ 8.370,05 0 CARBONATO DE CALCIO A 100 $ 21,19 395 $ 8.370,05 0 CARBONATO DE CALCIO A 325 $ 21,19 395 $ 8.370,05 259 CARBONATO DE CALCIO A 325 $ 21,19 395 $ 8.370,05 259 CAMIX $ 25,74 395 $ 10.167,30 350 CAMIX $ 25,74 395 $ 10.167,30 350 DESCO CF $$ 82,40 79 $$ 6.509,60 45 DESCO CF 82,40 79 6.509,60 45 GLYMAX $ 1.600,48 54 $ 86.425,92 24 GLYMAX $ 1.600,48 54 $ 86.425,92 24 KELZAN XCD $ 382,44 87 $ 33.272,28 60 KELZAN XCD $ 382,44 87 $ 33.272,28 60 CAL HIDRATADA $ 15,31 36 $ 551,16 27 CAL HIDRATADA $ 15,31 36 $ 551,16 27 DRILLING DETERGENT DETERGENT 1.497,88 0,00 DRILLING $$ 1.497,88 $$ 0,00 00 LIPCIDE G2 G2 193,65 24 4.647,60 20 LIPCIDE $$ 193,65 24 $$ 4.647,60 20 DEFOAM X $ 203,62 24 $ 4.886,88 30 PAC 27 LV $ 165,72 119 $ 19.720,68 180 PAC 30 HV $ 165,62 40 $ 6.624,80 45 MAXDRILL $ 1.890,23 15 $ 28.353,45 17 QSTOP FINE $ 64,99 158 $ 10.268,42 43 SODA $$ 47,47 72 $$ 3.417,84 25 SODA CAUSTICA CAUSTICA 47,47 72 3.417,84 25 SOLTEX $ 161,98 158 $ 25.592,84 00 SOLTEX $ 161,98 158 $ 25.592,84 CLORURO DE POTASIO $ 67,01 897 $ 60.107,97 1430 CLORURO DE POTASIO $ 67,01 897 $ 60.107,97 1430 STARDRILL $$ 181,88 158 $$ 28.737,04 164 STARDRILL 181,88 158 28.737,04 164 SYNERFLOC A25-D $ 188,81 108 $ 20.391,48 123 SYNERFLOC A25-D $ 188,81 108 $ 20.391,48 123 QLUBE $ 1.503,19 18 $ 27.057,42 8 QLUBE $ 1.503,19 18 $ 27.057,42 8 QFREE $ 1.419,82 $ 0,00 0 QFREE $ 1.419,82 $ 0,00 0 WALL NUT $ 44,90 $ 0,00 0 WALL NUT $ 44,90 $ 0,00 0 SUPER SWEEP $ 156,40 27 $ 4.222,80 11 SUPER SWEEP $ 156,40 27 $ 4.222,80 11 Total $ $ 510.590,32 Total $ Total $ $ 510.590,32 Total $ VS DIFERENCIA COSTO PROGRAMADO DIFERENCIA COSTO REAL $COSTO PROGRAMADO VS COSTO REAL $

Real Real $ Costo Costo $ $ 89.197,36 $ 89.197,36 $ 158,64 $ 158,64 $ 0,00 $ 0,00 $ 5.488,21 $ 5.488,21 $ 9.009,00 $ 9.009,00 $$ 3.708,00 3.708,00 $$ 38.411,52 38.411,52 $$ 22.946,40 22.946,40 $$ 413,37 413,37 0,00 $$ 0,00 3.873,00 $$ 3.873,00 $ 6.108,60 $ 29.829,60 $ 7.452,90 $ 32.133,91 $ 2.794,57 $$ 1.186,75 1.186,75 $$ 0,00 0,00 $$ 95.824,30 95.824,30 $$ 29.828,32 29.828,32 $ 23.223,63 $ 23.223,63 $ 12.025,52 $ 12.025,52 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00 $ 1.720,40 $ 1.720,40 $ 415.334,00 $ 415.334,00 -$ 95.256,32 -$ 95.256,32

Fuente: (PAM EP, 2014)

89

4.2.5 CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO. Tabla 39 Consumo adicional en el intervalo 17 ½ pulgadas. CUADRO DE CONSUMO ADICIONAL EN LA ETAPA 17,5" POZO: AMISTAD 017 Adicional Productos costo unit. $ Cantidad Costo $

Intervalo:

1695´- 6690'

Variacion Observaciones % Productos no programados, mayor consumo

DEFOAM

$ 203,62

6

$ 1.221,72

25

ESTO SE CONSUMIO PARA CONTROLAR LA CANTIDAD DE ESPUMA PRESENTE EN EL SISTEMA

PAC LV

$ 165,72

61

$ 10.108,92

51

PARA REFORZAR EL CONTROL DE FILTRADO EN EL SISTEMA

PAC HV

$ 165,62

5

$ 828,10

13

PARA REFORZAR EL CONTROL DE FILTRADO EN EL SISTEMA

MAXDRILL

$ 1.890,23

2

$ 3.780,46

13

PARA ESTABILIZAR LA ARCILLAS REACTIVAS DE FORMACIÓN Y TRATAR DE MINIMIZAR LAS RESTRCCIONES EN LOS VIAJES

CLORURO DE POTASIO

$ 67,01

533

$ 35.716,33

59

POR INCREMENTO DEL ION POTASIO HASTA 45,000 PPM A SOLICITUD DEL COMPANY MAN.

STARDRILL

$ 181,88

6

$ 1.091,28

4

PARA REFORZAR EL CONTROL DE FILTRADO EN EL SISTEMA

SYNERFLOC A25-D

$ 188,81

15

$ 2.832,15

14

Total $

$ 55.578,96

PARA INCREMENTAR EL ENCAPSULAMIENTO DE LOS SOLIDOS DE FORMACIÓN Y CONTENER EL AUMENTO PROGRESIVO DEL MBT

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.2.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Tabla 40 Parámetros de perforación de la sección 17 ½ pulgadas. Pies

Presión

GPM

Ft

Psi

1576 –

3200 –

850-

7585

3600

900

WOB

6 /14

RPM

100 – 120

ROP

Formación

30-70

PUNA

Fuente: (PAM EP, 2014)

90

4.2.7 LITOLOGÍA

Tabla 41 Litología de la sección atravesada Formación

Intervalo

Descripción Compuesto principalmente de areniscas con niveles de limolita, arcillolita, niveles de carbón en la base y trazas de fragmentos de fósiles.

Limolita

Gris,

gris

verdosa,

moderadamente dura a suave, blocosa, textura terrosa, no calcárea, gradando a arenisca de grano muy fino. En partes con inclusiones negras y verdes.

Microorganismos, Cuarzosa, lítica, blanca, (1576 a PUNA

gris, negro, mostaza, translúcida a opaco,

7585)

suelta,

grano

pies.

redondeada

medio a

Selección, no

a

grueso,

sub-angular, visible

matriz,

sub-

moderada no

visible

Cemento, no visible porosidad. Arcillolita Gris verdosa, suave, blocosa a irregular, textura cerosa a terrosa, no calcárea. Soluble. Arenisca

Cuarzosa,

blanca,

hialina,

translúcida a transparente, suelta, grano muy fino a fino, redondeada a sub-redondeado, moderada selección, no visible matriz, no visible cemento, no visible porosidad. Sin

91

manifestación de hidrocarburo. Trazas de Fragmentos fósiles, lignito. Fuente: (PAM EP, 2014)

4.2.8

VOLUMETRÍA FORMACIÓN PUNÁ

Tabla 42 Volúmenes de fluidos programado vs real

Volumen Procesado (bbl) Programado

Real

3945

3378

Fuente: (PAM EP, 2014)

92

4.2.9 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO

MBT (Bl/BBL EQUIV.)

MBT < 15

16,00 14,00

15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

12,00 10,00

11,25

8,00

9,00

6,00 4,00

4,75

2,00

3,00

0,00 31-Mar-14 0,00 0,00

04-Apr-14

08-Apr-14

12-Apr-14

MBT

Figura 21. Pruebas MBT (azul metileno) (PAM EP, 2014)

Visc. Embudo (seg/qt) 70 60 59

50 40

48

49

47

45

60

58

47

44

44

30

44

44

20 10 0 31-Mar-14

04-Apr-14 Visc. Embudo

08-Apr-14

Visc. Embudo Minima

12-Apr-14 Visc. Embudo Maxima

Figura 22. Viscosidad embudo (PAM EP, 2014)

93

pH

PH (9.5 - 10)

12,0 11,0 10,0 9,0

9,3

9,3

9,4

9,3

9,4

9,3

9,4

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

8,0 31-Mar-14

04-Apr-14

08-Apr-14

12-Apr-14

pH

Figura 23. pH del fluido (PAM EP, 2014)

VISCOSIDAD PLASTICA (cP)

VP (15-25)

30 25 20

22

23

22

20 15 15 10

13

16

20

20

20

17

13

5 31-Mar-14

04-Apr-14 Visc.Plastica

08-Apr-14 Visc.Plastica Min

12-Apr-14 Visc. Plastica Max

Figura 24. Viscosidad Plástica del fluido (PAM EP, 2014)

94

Punto Cedente (lb/100 ft2)

YP (20-30)

35 30 25

26 24

20

15

19

19

20

27

27

24

21 16

16

16

10 31-Mar-14

04-Apr-14

08-Apr-14

12-Apr-14

Punto Cedente

Figura 25. Punto cedente del fluido (PAM EP, 2014)

% Solidos

% Solidos 8-15

18 16 14 12 10 8 6

8

8

8

8

8

8

8

8

8

8

8

8

8

4 2

31-Mar-14

03-Apr-14

06-Apr-14

% Solidos Min.

09-Apr-14

12-Apr-14

% Solidos

Figura 26. Porcentaje de sólidos en el fluido (PAM EP, 2014)

95

FILTRADO API (cm3/30 min)

Filtrado (6-8)

9 8 7 6,2

6

6,2

6,4

6,5

6,8

6,4

7,2

7

7

7

7

7

5 4 3 31-Mar-14

04-Apr-14

08-Apr-14

12-Apr-14

Filtrado API

Figura 27. Filtrado API del fluido (PAM EP, 2014)

Pm/Pf/Mf 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20

0,62

0,60 0,60 0,55 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,30

0,10 0,00

0,10 0,10 0,11 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,02 31-Mar-14

04-Apr-14 Pm

08-Apr-14 Pf

12-Apr-14 Mf

Figura 28. Alcalinidad del fluido (PAM EP, 2014)

96

ION POTASIO ppm K ppm MINIMO 25000 1.700

30000

K ppm MAXIMO 35000

40000

45000

50000

Profundidad Pies

2.700

3.700

4.700

5.700

6.700

7.700

Figura 29. Ion potasio en el fluido (PAM EP, 2014)

97

Figura 30. Densidades aplicadas al fluido de perforación (PAM EP, 2014)

98

4.3

SECCIÓN 12 ¼ x 13 ¼ DE PULGADA – SISTEMA QDRILL.

En esta sección se trabaja con el fluido Q Drill desde los seis mil seiscientos noventa pies hasta los nueve mil novecientos setenta y cinco pies de profundidad, el hoyo se ha revestido con una tubería de revestimiento de nueve cinco octavos de pulgada.

Tabla 43 Sección 12 1/42 a 13 ¼ de pulgada

Hoyo

pulgada 12 ¼ X 13 ¼

Prof.

Pro.

Long.

Inicial

Final Intervalo

Revest. O.D.

Prof. Cmt

Fecha de Inicio

retainer

pies

pies

pies

pulgada

pies

6690

9975

3285

9 5/8

9529

Fecha de

Días

culminación totales

días

días

12 Abril

04 Mayo

2014

2014

días

23

Fuente: (PAM EP, 2014)

99

Tabla 44 Sistema de lodo para la tercera sección

SISTEMA DE LODO DIÁMETRO

VOLUMEN DE SISTEMA DE

DEL HOYO

LODO

pulgada

(bbl)

12 ¼ X 13 ¼

2808

LODO (TIPO)

DENSIDAD DEL FLUIDO (ppg)

Q DRILL

11,0 – 12,5

Fuente: (PAM EP, 2014)

Para el inicio de esta etapa 12 ¼pulg. Se recuperaron de la etapa anterior de 17 ½ pulg. 1500 bbl de lodo QDRILL de densidad 10,7 ppg los cuales fueron procesados por los equipos de control de sólidos y por la centrifuga decantadora de alta revolución para descartar sólidos presentes en el fluido y posteriormente se acondiciono para ajustar sus propiedades físico-químicas según programa para esta etapa de 12 ¼ pulgadas. Se ajustó la densidad del fluido a 11,0 ppg, empleando carbonato de calcio de diferente granulometría y barita. Agregamos Pac-LV, Pac HV y Star drill para controlar el filtrado por debajo de 5 cc en el sistema. Inicia la formulación del fluido con una lubricidad de 1,2% v/v, posteriormente se incrementó la misma conforme se avanzó en la perforación alcanzando hasta 3 % v/v, a 7500 pies, lo cual ayudó a facilitar los trabajos de perforación y por ende los viajes al zapato y a superficie. Para sellar y puentear la zona de las arenas además de emplear Carbonato de diferentes granulometrías,

y Q stop, se usó

Soltex (asfalto) el cual se

prehidrató en el tanque de píldora y se bombeó al pozo en píldoras de 50

100

barriles con una concentración de 4 lb/bbl, incorporándose al sistema activo. Posteriormente se agregó asfalto al sistema activo hasta una concentración de 6 lb/bbl. Para el inicio de la perforación se agregó al sistema una combinación de inhibidores (Glymax, Maxdrill, Synerfloc y KCl), los cuales ayudaron a mantener una buena performancia del fluido observando salir por zarandas los cortes bien inhibidos lo mismo que la herramienta en superficie siempre salió de manera limpia y sin cortes adheridos a la misma. En esta ocasión la inhibición del ion potasio se trabajó con 75,000 ppm a diferencia de los otros pozos que se han trabajado con 32,000 ppm. Se pudo observar que se requirió una concentración adicional de Kelzan XCD para poder levantar las propiedades reológicas. Las concentraciones de Glymax se mantuvieron en 1,5 % v/v, la de Maxdrill en 0,20 gal/bbl y el Synerfloc en 1 lb/bbl. Esta combinación mantuvo la densidad de embudo entre 45-48 seg/qt y un punto cedente entre 24-28 lb/100 pies2, se pudo observar que los cortes salían inhibidos y que el pozo se mantenía limpio hay que se recuperaba el 100% de los recortes perforados en superficie.

La densidad del fluido se fue incrementando acorde al perfil del programa propuesto.

101

Tabla 45 Densidades del fluido en función de la profundidad Profundidad MD

Densidad

(pies)

lb/bbl

6675

11,0

7133

11,1

7591

11,2

8049

11,3

8507

11,4

8965

11,5

9423

11,6

9885

11,7

Fuente: (PAM EP, 2014)

A 9985 pies de profundidad se decidió no incrementar la densidad propuesta por lo que se decidió profundizar más el pozo y manteniendo la densidad de 11,6 ppg. En lo que respecta a la reología a partir de los 7000 pies se incrementaron los parámetros reológicos del punto cedente de 20 a 24 lb/100 pies 2 y la viscosidad plástica de (16 a 20) cp. Con estos parámetros se pudo observar un buen acarreo de los cortes en las zarandas, aun así para ayudar a la limpieza del hueco se continuaron bombeando píldoras de limpieza (0,20 lb/bbl Supersweep + 4 lb/bbl Soltex) cada parada perforada. Todo esto ayudó a mantener el

102

hueco limpio y estable durante los trabajos de perforación y viajes de calibración. Para el mantenimiento de los sólidos en el sistema se requirió del continuo cambio de mallas en las zarandas convencionales ya que estas se dañaban rápidamente durante la perforación. (Hasta 5 mallas por turno) Un incremento de los sólidos en el sistema activo se veía reflejado en el contenido de arena el cual variaba desde 0,5 % hasta 1,5 % y con incremento sustancial en la viscosidad de embudo y del peso del fluido. Estos volvían nuevamente a sus parámetros normales después de efectuar el cambio de las mallas. Para bajar el contenido de sólidos en el sistema activo también se empleó el uso de la centrifuga decantadora de sólidos finos, la cual trabajo de manera continua hasta verificar que los sólidos hayan bajado a los niveles normales y posteriormente se mantuvo trabajando para prevenir nuevamente el incremento de los mismos. Para los viajes a superficie se empleaba 40 barriles de píldora pesada para sacar tubería seca y mejorar los tiempos del viaje de la herramienta. Debido a la alta concentración de ion cloruro en el sistema (78,000 ppm) se empleó en el sistema 0,20 gal/bbl del inhibidor de corrosión TDL-13. A 9975 pies perforando en condiciones normales de perforación se observó un paro de rotaria y atrapamiento de la sarta con un incremento súbito de presión de bombeo, por lo que se decidió incrementar la densidad del sistema de (11,6 a 12,5) ppg con un caudal de 280 gpm y 4000 psi de presión.

103

Se preparó y bombeó 60 barriles de píldora de lubricante relación 80/20 de 104iesel – lubricante, la cual se preparó de acuerdo al programa sin lograr liberar la tubería.

Se efectuó back off quedando herramienta direccional atrapada. Se realizó intento de pesca sin éxito. Por lo que se decidió bajar con BHA convencional circulando y agregando KCL, Glymax y Q lube para mantener concentración. La bajada del revestidor de 9 5/8 pulgada fue sin problema alguno, no se encontraron puntos de restricción, sin embargo se decidió bajar el casing hasta 9530 pies para posteriormente bajar a colocar tapón de cemento para realizar side track en la siguiente etapa 8 ½ pulgada.

La cementación del revestidor 9 5/8 pulgada se realizó acorde al programa de cementación y durante la operación del no se observó problema alguno.

104

4.3.1

PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA (12 ¼ x13 ¼) PULGADAS.

Tabla 46 Propiedades del fluido durante la perforación FLUIDO FASE (12 ¼ x 13 ¼)pulg Densidad lpg

QDRILL 10,7 -12,5

V. Embudo seg/qt

45 – 58

Viscosidad Plástica cP

16 – 24

PTO CTE lb/100 pie2

20 – 36

PM cm3

0,3 – 0,4

3

0,10 – 0,15

MF cm3

0,5 – 1,2

K+ ppm

75,000

PF cm

CA+ ppm

480 – 850

CL+ ppm

78,000

MBT ppb

8,5 – 12,5 4,8 – 4,6

Filtrado cm3/30 minutos % Arena

0,5 – 1,25

% Solido

16 – 20

% Agua

84 – 80 9,3 – 9,0

pH MAXDRILL GPB

0,20 – 0,15

GLYCOL %

1,5 – 1,3

Lectura 6 rpm

9 – 11

Lectura 3 rpm

8 – 10

GELES lb/100pie2

8/16/20

Fuente: (PAM EP, 2014)

105

4.3.2 PROBLEMAS OCURRIDOS. Durante la perforación del intervalo se presentó una pega de tubería por atrapamiento de la misma

a 9975 pies, esto se debió a que se estaba

perforando formación con presiones anormales las cuales requerían mayor densidad para atravesarlas por lo que al momento del atrapamiento se decidió incrementar la densidad de 11,6 a 12,5 ppg con un caudal de 280 gpm y 4000 psi sin lograr liberar la misma. Por lo que se decidió preparar y bombear una píldora de lubricante sin densidad, espoteando misma y trabajando martillo en repetidas ocasiones sin lograr liberar la sarta.

4.3.3 DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS El equipo de perforación contó con los siguientes equipos de control de sólidos:

a) ZARANDAS Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una trabajadas con mallas 170-170-170-170 y 3 scalper que trabajaron con mallas 80 mesh.

b) EQUIPO 3 EN 1 El equipo 3 en 1 cuenta con un Desilter, Desarenador y una zaranda King Cobra Brandt.

106

El Desilter cuenta con 16 conos de 4 pulgadas, trabaja con una presión de cabeza de 40 psi. El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgadas, trabajo con una presión de cabeza de 40 psi. La zaranda cuenta con 4 mallas, inicialmente trabajo con mallas: 230-230230-230 API El Mud Cleaner no mantuvo la presión de trabajo tanto del Desarenador como en el Desilter lo que implicó una baja eficiencia en la remoción de solidos indeseables.

c) CENTRIFUGAS Esta debido a su buena eficiencia solamente opero cuando se requirió mantener el peso del lodo en el sistema, ya que no estuvieron habilitadas para trabajar en el modo de recuperación de Barita.

4.3.4 CONSUMOS Y COSTOS A continuación se detalla los costos programados y consumo real de materiales químicos:

107

Tabla 47 Costos programados frente al real QMAX ECUADOR CUADRO DE CONSUMOS TOTALES DE PRODUCTOS EN LA ETAPA DE 12 1/4" x 13 1/4" POZO: AMISTAD 017 Programado Real Productos costo unit. $ Cantidad Costo $ Cantidad Costo $ BARITA $ 21,38 3960 $ 84.664,80 6535 $ 139.718,30 BICARBONATO DE SODIO $ 39,66 10 $ 396,60 4 $ 158,64 CARBONATO DE CALCIO A 100 $ 21,19 155 $ 3.284,45 100 $ 2.119,00 CARBONATO DE CALCIO A 325 $ 21,19 155 $ 3.284,45 150 $ 3.178,50 CAMIX $ 25,74 155 $ 3.989,70 30 $ 772,20 DESCO CF $ 82,40 21 $ 1.730,40 10 $ 824,00 GLYMAX $ 1.600,48 29 $ 46.413,92 40 $ 64.019,20 KELZAN XCD $ 382,44 29 $ 11.090,76 52 $ 19.886,88 CAL HIDRATADA $ 15,31 0 $ 0,00 0 $ 0,00 DRILLING DETERGENT $ 1.497,88 0 $ 0,00 0 $ 0,00 LIPCIDE G2 $ 193,65 7 $ 1.355,55 13 $ 2.517,45 DEFOAM X $ 203,62 7 $ 1.425,34 3 $ 610,86 PAC 27 LV $ 165,72 31 $ 5.137,32 20 $ 3.314,40 PAC 30 HV $ 165,62 21 $ 3.478,02 38 $ 6.293,56 MAXDRILL $ 1.890,23 6 $ 11.341,38 9 $ 17.012,07 QSTOP FINE $ 64,99 83 $ 5.394,17 58 $ 3.769,42 SODA CAUSTICA $ 47,47 19 $ 901,93 39 $ 1.851,33 SOLTEX $ 161,98 83 $ 13.444,34 270 $ 43.734,60 CLORURO DE POTASIO $ 67,01 1200 $ 80.412,00 1535 $ 102.860,35 STARDRILL $ 181,88 62 $ 11.276,56 171 $ 31.101,48 SYNERFLOC A25-D $ 188,81 29 $ 5.475,49 54 $ 10.195,74 QLUBE $ 1.503,19 29 $ 43.592,51 28 $ 42.089,32 QFREE $ 1.419,82 0 $ 0,00 8 $ 11.358,56 TDL - 13 $ 102,26 0 $ 0,00 33 $ 3.374,58 SUPER SWEEP $ 156,40 11 $ 1.720,40 8 $ 1.251,20 Total $ $ 339.810,09 Total $ $ 512.011,64 DIFERENCIA COSTO PROGRAMADO VS $ 172.201,55 COSTO REAL $

Fuente: (PAM EP, 2014)

El costo de los productos químicos que se utilizaron en esta etapa fue mayor al programado debido a los requerimientos del pozo.

108

Tabla 48 Costos adicionales para la tercera sección

CUADRO DE CONSUMO ADICIONAL EN LA ETAPA 12,25" X 13,25" Intervalo: 6675´- 9975' POZO: AMISTAD 017 Adicional Variacion Observaciones Productos costo unit. $ Cantidad Costo $ % Productos no programados, mayor consumo BARITA

$ 21,38

2575

$ 55.053,50

45

SE DEBIO AL INCREMENTO DE LA DENSIDAD (12,5 PPG) QUE FUE SUPERIOR AL PROGRAMA (11,7 PPG )

GLYMAX

$ 1.600,48

11

$ 17.605,28

31

PARA MANTENER LA CONCENTRACION EN EL SISTEMA DEBIDO A LOS DIAS DE MAS QUE SE REQUIRIERON PARA TERMINAR EL INTERVALO.

KELZAN XCD

$ 382,44

23

$ 8.796,12

72

PARA MANTENER UNA BUENA REOLOGIA EN SISTEMA EMPLEANDO UNA MAYOR CONCENTRACION DE KCL EN EL MISMO.

PAC HV

$ 165,62

17

$ 2.815,54

62

PARA REFORZAR EL CONTROL DE FILTRADO EN EL SISTEMA

MAXDRILL

$ 1.890,23

3

$ 5.670,69

50

PARA ESTABILIZAR LA ARCILLAS REACTIVAS DE FORMACIÓN Y TRATAR DE MINIMIZAR LAS RESTRCCIONES EN LOS VIAJES

SODA CAUSTICA

$ 47,47

20

$ 949,40

84

DEBIDO A LOS DIAS QUE SE TUVIERON DE MAS EN EL INTERVALO SE REQUIRIO DE UN CONSUMO EXTRA DE SODA PARA MANTENER LA ALCALINIDAD

SOLTEX

$ 161,98

187

$ 30.290,26

225

PARA LLEVAR HASTA 6 LB/BBL DE CONCENTRACION A TODO EL SISTEMA ACTIVO.

CLORURO DE POTASIO

$ 67,01

335

$ 22.448,35

28

PARA MANTENER LA CONCENTRACION EN EL SISTEMA DEBIDO A LOS DIAS DE MAS QUE SE REQUIRIERON PARA TERMINAR EL INTERVALO.

STARDRILL

$ 181,88

109

$ 19.824,92

176

PARA REFORZAR EL CONTROL DE FILTRADO EN EL SISTEMA

SYNERFLOC A25-D

$ 188,81

25

$ 4.720,25

86

Q FREE

$ 1.419,82

8

$ 11.358,56

100

TDL -13

$ 102,26

33

$ 3.374,58

100

Total $

PARA INCREMENTAR EL ENCAPSULAMIENTO DE LOS SOLIDOS DE FORMACIÓN Y CONTENER EL AUMENTO PROGRESIVO DEL MBT SE EMPLEO PARA PREPARAR PILDORA LIBERADORA DE TUBERIA PARA MANTENER UNA CONCENTRACION DE INHIBIDOR EN EL SISTEMA DEBIDO A LA ALTA CONCENTRACION DE CLORUROS EN EL MISMO

$ 182.907,45

Fuente: (PAM EP, 2014)

Estos son los productos que se emplearon en el pozo de acuerdo a los requerimientos del mismo para estabilizar, dar mayor inhibición, lubricidad y densidad al sistema, esto debido a los problemas de pega de tubería que se presentó.

109

4.3.5 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

10 20

80-140

30 -60

Formación

WOB

GPM

Psi

Densidad

850

ROP

9975

3900

RPM

6690 –

Presión

pies

Profundidad

Tabla 49 Parámetros de perforación de la tercera sección.

Progreso

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.3.6 LITOLOGÍA Tabla 50 Litología de las zonas atravesadas

Formación

Intervalo

Descripción Arcillolita con intercalaciones de Limolita y

PUNA

– Arenisca,

(6690

8024) pies

en

ella

también

presenta

pequeños lente de lutita hacia su parte basal. Arenisca con intercalaciones de Limolita y

PROGRESO

– Arcillolita,

(8024 9975) pies

con

pequeños

lente

de

Conglomerado y hacia su base, presenta intercalaciones de Lutita y Caliza.

Fuente: (PAM EP, 2014)

110

4.3.7

VOLUMETRÍA

Tabla 51 Volumetría programada frente a la real Volumen Procesado (Barriles) Programado

Real

1028

1308

Fuente: (PAM EP, 2014)

Para la perforación de la fase de 12 ¼ pulgada, se reutilizaron 1500 barriles de lodo del intervalo anterior de 17 ½ pulgada. En este intervalo se prepararon volúmenes adicionales de lodo debido a que se cambió la profundidad del revestidor 9 5/8 pulgada. (Se decidió perforar 315 pies adicionales) por lo que todos los consumos y volúmenes (280 barriles) que se generaron fueron aporte de los productos químicos empleados.

111

4.3.8 GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO.

Figura 31. Prueba MBT Sección (12 ¼– 13 ¼) pulgadas (PAM EP, 2014)

Figura 32. Viscosidad embudo fluido tercera sección. (PAM EP, 2014)

112

Figura 33. pH del sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

Figura 34. Viscosidad plástica (cP) sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

113

Figura 35. Punto cedente Sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

Figura 36. Porcentaje de sólidos Sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

114

Figura 37. Filtrado API sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

Figura 38. Alcalinidad Sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

115

Figura 39. Concentración del ion potasio sistema QDRILL (PAM EP, 2014)

116

4.4

SECCIÓN 8 ½ PULGADA – SISTEMA QVERT-ECO

Para la sección 8 ½pulgada se aplica el sistema QVERT ECO, fluido de perforación base sintético, a partir de nueve mil quinientos veintinueve pies de profundidad hasta los once mil trescientos veintidós pies de profundidad. El hoyo es recubierto con una tubería de revestimiento de siete pulgadas.

Tabla 52 Detalles de la sección 8 ½ pulgada. Prof.

Pro.

Inicial

Final

plg

pies

pies

pies

plg

pies

8½

9529

11322

1723

7

11263

Hoyo

Long.

Revest Prof. Cmt Fecha de

Intervalo . O.D. retainer

Fecha de

Días

Inicio

culminación

totales

Días

Días

Días

7 mayo

29 Mayo

2014

2014

23

Fuente: (PAM EP, 2014)

117

Tabla 53Sistema del lodo QVERT-ECO

SISTEMA DE LODO.

DIÁMETRO

VOLUMEN DE

SISTEMA DE

DENSIDAD DEL

DEL HOYO

LODO (BBL)

LODO (TIPO)

FLUIDO (PPG)

2539

QVERT-ECO

12,0 – 13,4

(plg) 8½

Fuente: (PAM EP, 2014)

Para el inicio de la perforación de este intervalo se prepararon 1300 barriles de fluido QVERT-ECO con densidad 8,4 ppg densificando inicialmente con Carbonato de Calcio de diferentes granulometrías y posteriormente con barita hasta 12,0 ppg.

Circuló homogenizando reología del lodo sintético en circuito cerrado pasando por tanques de asentamiento (estabilidad eléctrica 600 volts), se inició a perforar realizando side track

se observa un rendimiento óptimo en el

desempeño del fluido de perforación favoreciendo significativamente el desempeño de la herramienta direccional logrando hacer el side track rápidamente, las propiedades físicas y químicas del fluido siempre estuvieron dentro del programa e inclusive por arriba de lo propuesto: Valores tales como punto cedente, viscosidad plástica, geles, nos permitieron mantener una buena suspensión de los sólidos del sistema y de los sólidos perforados , ayudando con esto a la limpieza del agujero con velocidades altas en la rata de penetración y durante las operaciones críticas de pérdida de circulación donde

118

se tuvo que sacrificar gasto de la bomba para no favorecer a la perdida de fluido hacia la formación.

La alcalinidad nos ayudó a mitigar los efectos que se generan por la incorporación de gases de formación durante la perforación del intervalo. La salinidad, se mantuvo en el rango ideal propuesto ayudando a igualar la salinidad de la formación con la del fluido, logrando mantener un equilibrio en las formaciones arcillosas evitando la mojabilidad de las paredes del pozo. La relación aceite/agua, se mantuvo en lo programado dándonos y siendo ajustada a la baja por programa y necesidad de generación de volumen de fluido, sin embargo nunca se detectó disminución por aporte de agua de formación. El porcentaje de sólidos, fue cuidado de tal manera que no rebasara los limites ideales para las densidades con que se estuvo trabajando. La

estabilidad

eléctrica, siempre por arriba de lo programado ya que es uno de los principales indicadores de que el sistema se encuentra estable y en condiciones óptimas para un mejor desempeño del fluido de emulsión inversa. El filtrado HTHP se mantuvo por debajo del programa para minimizar la invasión de fluido hacia la pared del pozo, bajando el riesgo de posibles pegas por presiones diferenciales, todos estos parámetros tanto físicos como químicos nos permitieron ayudar de manera determinante en la construcción del agujero de 8.5 pulgadas perforado con fluido de emulsión inversa sintético Q-VERT-ECO.

Para la toma de registros eléctricos y para evitar perdida de circulación y pega de las herramientas de registros se bajó una sarta hasta 9521 pies (zapato 9 5/8 pulgada) y se circuló homogeneizando columnas a 12,8 ppg quedando del zapato hasta el 11322 pies (fondo perforado) con 13,0 ppg. Mostrando el pozo un buen comportamiento no presentando perdida de fluido hacia la formación ni tampoco surgencia alguna. Por lo que permitió tomar las dos corridas de registros que hacían falta.

119

Durante la bajada del liner 7pulgada a 4000 pies, se bajó la densidad (dentro del casing 9 5/8 pulgada) de 12,8 a 12,2 ppg, se continuó bajando sin circulación de 4000 pies hasta 9521 pies (zapato 9 5/8 pulgada) y posteriormente en el fondo se circuló bajando la densidad a 12,2 ppg a todo el sistema previo a la cementación del liner 7 pulgada.

Cabe mencionar que se llevaron varios días la toma de registros eléctricos pero aun así el pozo se mantuvo estable hasta la bajada del liner de 7 pulgada, por lo que el fluido demostró una alta performance en su desempeño.

120

4.4.1 PROPIEDADES DURANTE LA PERFORACIÓN DE LA ETAPA

Tabla 54 Propiedades del fluido durante la perforación

FLUIDO FASE 17 ½

QVERTQVERT-ECO

ECO

PROPUESTO

REAL

12– 12,5

12,0 – 13,4

45 – 55

44 – 60

20 – 26

19 – 30

13 – 28

14 – 24

Filtrado HPHT

6–8

3–8

Relación aceite agua

80/20

80/20 75/25

Alcalinidad

5–7

6–8

PULGADAS

Densidad lpg Viscosidad embudo seg/qt Viscosidad plástica cP Punto cedente lb/100pie2

240000 / Salinidad Estabilidad eléctrica volts

230,000/250,000

245000

600 – 800

610 – 920

Fuente: (PAM EP, 2014)

121

4.4.2 PROBLEMAS OCURRIDOS.

A la profundidad de 9753 pies, observó fragmentos de formación de 2,5 a 5 cm de longitud, incremento densidad a 12,2 ppg por observar caving de 5 cm, e incremento paulatinamente la densidad hasta 13,4 ppg, por observar gas de 90,00 ppm por espacio de una hora hasta 170,00 ppm, continuo perforando hasta punto de core 10821 pies, levantando barrena a superficie observó cuñas atrapas y perdida de circulación de 151 bls de fluido sintético a la profundidad de 9477 pies, al volver a fondo observó nuevamente perdida de fluido y bombeo píldora de 80 barriles con densidad de 13,4 ppg con 40 lbs/bbl de combinación de carbonato de calcio 325, CAMIX y A-100, desplazó y dejo en fondo levantando a zapata para esperar reposo de la misma, preparó 270 barriles de fluido sintético con densidad de 13,4 ppg mientras esperaba el reposo de la píldora obturadora, bajo a fondo observando perdida de fluido hacia la formación, reconoció fondo perforado preparo 70 barriles de píldora con una concentración de 100 lbs/bbl de carbonato de calcio 325, A-100 y CAMIX , misma que bombeo y desplazo al agujero descubierto, levanto sarta a superficie para cambiar a sarta convencional que nos permitió utilizar una mayor concentración del material obturante, al volver a fondo en las últimas dos paradas se observó torque errático con intentos de atrapamientos y perdida de circulación , preparó y bombeo 70 barriles de píldora con 200 lb/bbl de carbonato de calcio , continuo perforando con bombeo de píldoras de 40 barriles con una concentración de 120 lb/bbl de carbonatos de calcio, detuvo la perforación por observar perdida de retorno a 10929 pies, preparo 70 barriles de 300 lb/bbl de material obturante ( carbonato de calcio), mismo que bombeo y desplazo para dejarlo en reposo, levanto la barrena al zapato , se ajustó densidad del fluido en el zapato 13,4 a 13,00 ppg, se bajó barrena a fondo perforado, homogenizo columna a 13,00 ppg, se observó perdida de fluido en menor proporción y así mismo se observó que el poso devolvía parte del fluido 122

que tomo durante las operaciones, ajusto relación aceite/agua de 80/20 a 75/25 para poder generar un poco más de fluido, se ajustaron concentraciones de materiales para no desbalancear las propiedades físico químicas del fluido de emulsión inversa base sintético.

Se observó previos análisis que el sistema se encontraba en condiciones óptimas de operación, los valores de alcalinidad se mantuvieron por arriba de los programado por observar constantes manifestaciones de gas durante la perforación del intervalo, con barrena en zapata realizó desplazamiento de fluido de 13,00 ppg a 12,8 ppg, y bajo a fondo perforado libre, al llegar a fondo bombeo píldora de 80 bbl de fluido con densidad 12,8 ppg y una concentración de 300 lbs/bbl de carbonatos de calcio, continuo perforando hasta la profundidad de 11323 pies donde determino pt del pozo con bombeos de píldoras de carbonato de calcio con una concentración de 300 lbs/bbl cada tramo perforado, realizó viaje de calibración a la zapata dejando en fondo bache de obturantes con una concentración de 300 lb/bbl en 80 bls , volvió a fondo libre circulo limpiando y volvió a colocar 80 bl de píldora con 300 lbs/bbl de carbonato de calcio y 150 seg viscosidad, levantó a superficie, con el bombeo constante de píldoras obturadoras y el decremento de la densidad se logró terminar la etapa minimizando las pérdidas de fluido hacia la formación y mitigando la migración del gas hacia el interior del agujero.

Volumen de lodo tomado por el pozo: 959 barriles.

123

Tabla 55 Detalle de las actividades y el fluido filtrado Fecha

Profundidad

Fluido

Fluido

Fluido

Ganado

Admitido

Perdido

Con fondo 10-05-2014

perforado a

59

219

160

69

100

31

40

469

429

137

99

0

72

153

81

10821 pies Perdida durante el viaje a fondo perforado a 11-05-2014

10821 pies y colocación de píldora anti perdida Perdió durante el viaje a fondo 10821 pies, perforando de

12-05-2014

10821 pies @ 10929 pies y colocando píldora anti perdida. Con fondo perforado a

13-05-2014

10929 pies circulo en la zapata perdiendo 99bbl

14-05-2014

Circulando en el

124

fondo a 10929 pies pierde 142 bls y 11 bls en viaje al zapato Perforando de 10929 pies 15-05-2014

hasta 11293ft

0

108

108

16-05-2014

0

0

0

17-05-2014

0

0

0

18-05-2014

0

0

0

19-05-2014

0

0

0

57

90

33

21-05-2014

0

0

0

22-05-2014

0

0

0

23-05-2014

0

0

0

24-05-2014

0

0

0

25-05-2014

0

0

0

13

168

155

con una pérdida de 5- 6 bl/h promedio.

Circulando a 10180 pies en 20-05-2014

viaje a fondo perforado a 11322 pies

Perdido 90 bls 26-05-2014

previo a expandir colgador y 78

125

bls durante la cementación 27-05-2014

0

0

0

28-05-2014

0

0

0

Total

447

1406

959

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.4.3

DISCUSIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS

El equipo de perforación contó con los siguientes equipos de control de sólidos:

a) ZARANDAS Se contó con tres LMC2D Brandt de 4 paneles cada una trabajadas con mallas 170-170-170-170 y 3 scalper trabajadas con mallas 60 mesh. La remoción de recortes y sólidos indeseables estuvieron dentro de lo programado manteniendo las propiedades del fluido dentro del rango exigido para la perforación.

b) EQUIPO 3 EN 1 El equipo 3 en 1 cuenta con un Desilter, Desarenador y una zaranda King Cobra Brandt. El Desilter cuenta con 16 conos de 4 pulgada, trabaja con una presión de cabeza de 40 psi.

126

El Desarenador cuenta con 2 conos de 12 pulgada, trabajo con una presión de cabeza de 40 psi. La zaranda trabajo con mallas: 230-230-230-230 API. El Mud Cleaner solo trabajo por espacio de tres horas mientras se ajustaba la densidad de 13,4 a 12,8 en el sistema activo manteniendo una presión de trabajo en rango de 35 a 40 PSI. Utilizo centrifugas decantadoras para bajar densidad del fluido en varias ocasiones de 13,4 ppg a 13 ppg luego a 12,8 ppg para la culminación de la perforación del hoyo 8 ½ pulgada y corrida de registros, posteriormente se ajusta densidad a 12,2 ppg para la corrida del liner de 7pulgada. . 4.4.4 CONSUMOS Y COSTOS A continuación se detalla los costos programados y consumo real de materiales químicos:

127

Tabla 56 Costos programados vs reales para la cuarta sección

Del 7 de mayo al 28 de Mayo 2014 Productos

costo unit. $

Programado Cantidad Costo $

Real Cantidad

Costo $

Costo Adicional $

Variación %

Fluido Sintético

$ 495,50

1110

$ 549.938,35

1780

$ 881.990,00

$ 332.051,65

60%

Barita

$ 21,38

2775

$ 59.329,50

7643

$ 163.407,34

$ 104.077,84

175%

Carbonato de calcio A100 Carbonato de calcio A325 Camix Cloruro de calcio

$ 21,19 $ 21,19 $ 25,74 $ 68,41

139 0 139 1009

$ 2.945,41 $ 0,00 $ 3.577,86 $ 69.025,69

990 990 820 1044

$ 20.978,10 $ 20.978,10 $ 21.106,80 $ 71.420,04

$ 18.032,69 $ 20.978,10 $ 17.528,94 $ 2.394,35

612%

Qmul I

$ 1.026,93

53

$ 54.795,92

61

$ 62.642,73

$ 7.846,81

14%

Qmul II Qmul Gel Qwet Gilsonita GM-P Cal Hadratada

$ 944,27 $ 133,11 $ 1.108,43 $ 88,03 $ 15,31

27 222 7 166 252

$ 25.192,65 $ 29.547,72 $ 7.393,08 $ 14.654,71 $ 3.862,83

350 9 273 728

$ 0,00 $ 46.588,50 $ 9.975,87 $ 24.032,19 $ 11.145,68

$ 0,00 $ 17.040,78 $ 2.582,79 $ 9.377,48 $ 7.282,85

-100% 58% 35% 64% 189%

TOTAL

$ 820.263,72

TOTAL $ 1.334.265,35 $ 539.194,28

63%

490% 3%

Fuente: (PAM EP, 2014)

128

4.4.5 CONSUMO ADICIONAL DEL INTERVALO.

Tabla 57 Costo adicional Sistema QVERT ECO Productos

Adicional costo unit. $ Cantidad Costo $

Variacion Observaciones % Productos no programados o mayor consumo

Fluido Sintético

$ 495,50

670

$ 332.051,65 60% Consumo adicional por perdidas de fluido a formación

Barita

$ 21,38

4868

$ 104.077,84 175% programado max.: 12,5 lpg real max.: 13,4 lpg. Volumen

Incremento de densidad por arriba del programa, extra de lodo por perdida de fluido a formación.

Carbonato de calcio A100

$ 21,19

851

$ 18.032,69 612%

Carbonato de calcio A325

$ 21,19

990

$ 20.978,10 100% DE FLUIDO CON CONCENTRACIONES DESDE 40 LB/BL

FORMULACIÓN DE PILDORAS PARA SELLAR PERDIDAS HASTA

Camix

$ 25,74

681

Cloruro de calcio

$ 68,41

35

$ 2.394,35

Qmul I

$ 1.026,93

8

$ 7.846,81 14%

Qmul Gel

$ 133,11

128

$ 17.040,78 58%

Qwet

$ 1.108,43

2

Gilsonita GM-P

$ 88,03

107

$ 9.377,48 64%

Cal Hadratada

$ 15,31

476

$ 7.282,85 189%

Total $

300

LB/BL

$ 17.528,94 490% 3%

ESTUVO DENTRO DEL MARGEN DEL 5 % DE EXCESO

$ 2.582,79 35% CONSUMOS

ADICIONALES PARA PREPARAR VOLUMENES DE LODO EXTRA POR LAS PERDIDAS DE FLUIDO A LA FORMACIÓN

$ 539.194,28

Fuente: (PAM EP, 2014)

129

4.4.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

Tabla 58 Parámetros de perforación Sistema QVERT ECO Pies

Presión

pies

Psi

9521 – 11323

3200 – 3600

GPM

WOB

RPM

ROP

Formación

450- 250

6 /14

100 –

30-60

SUBIBAJA

120 Fuente: (PAM EP, 2014)

130

4.4.7 LITOLOGÍA

Tabla 59 Litología del Campo Amistad FORMACION

Intervalo

DESCRIPCIÓN Presenta hacia la superficie niveles de Arcillolita intercalada

con

Limolita

y

Arenisca

con

pequeños lentes de Caliza. A continuación

SUBIBAJA

9521-

presenta pequeñas intercalaciones de micro

11322

conglomerado.

pies

En

la

parte

media

está

constituida de Limolita intercalada con Arcillolita y pequeños lentes de Arenisca, en algunos tramos con fragmentos fósiles en su parte inferior presenta intercalaciones de Arcillolita y Limolita con pequeños niveles de Lutita y Caliza. Fuente: (PAM EP, 2014)

4.4.8

VOLUMETRÍA

Tabla 60 Volumetría sección 17 ½ pulgada Volumen Procesado (Barriles) Programado

Real

1387

2539

Fuente: (PAM EP, 2014)

131

4.4.9

GRAFICAS DE PROPIEDADES DEL FLUIDO

Figura 40. Viscosidad embudo Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Figura 41. Alcalinidad Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

132

Figura 42. Viscosidad plástica Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Figura 43. Punto cedente Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

133

Figura 44. Salinidad Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

Figura 45. Filtrado HPHT Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

134

Figura 46. Estabilidad eléctrica Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)

El programa de fluidos propuesto se cumplió hasta la tercera atapa con ciertas variaciones de químicos como aumento o disminución de viscosificantes, densificantes entre otros, para la cuarta y última etapa el fluido programado no cumplió con el desarrollo programado por lo cual se cambia a un fluido base sintético reduciendo en un cien por ciento los problemas de pega de tuberías, derrumbamiento de las paredes del hoyo, hinchamiento de las arcillas, sin embargo no fue el óptimo al momento de perforar la zona de interés, se produjo una perdida aproximada de 950 barriles de fluido sintético, mismo que cambio ciertas propiedades del reservorio, antes de, el reservorio estaba mojado por agua, después de, el reservorio paso a estar mojado por aceite dificultando la producción de gas y permitiendo la producción de agua, a la presente fecha el pozo está cerrado.

135

Tabla 61 Resumen de reporte de análisis del punto de anilina El punto de anilina del fluido base sintético es de 181° F confirmando así valores bajos de HAP (hidrocarburos aromáticos policiclicos) pues mientras más alto es el punto de anilina más bajo es la concentración de HAP. Para el diésel el punto de anilina puede estar entre 120° a 150° F lo que nos da un HAP mayor en comparación con el fluido base sintético, esta característica le da una excelente compatibilidad con los Elastómeros del conjunto de BOP’S y herramientas direccionales de nitrilo o neopreno. Un valor máximo de HAP aceptable para un fluido seria 5% el fluido base sintético contiene 0% de HAP. HAP diesel: 1,8 mg/kg

HAP fluido base sintético: 0,1 mg/kg

Según norma: EPA 8100 Fuente: (QMAX, 2014)

A continuación enumeraremos las ventajas y desventajas del fluido base sintético aplicado en la perforación del pozo de gas Amistad No. 17 Offshore.

Tabla 62 Ventajas y desventajas del fluido sintético FLUIDO SINTÉTICO VENTAJAS  Mejor inhibición de las arcillas  Mejor estabilidad del pozo  Mejor desempeño en diámetros reducidos  Propiedades de lodo más estables  Menor lavado del pozo  Mayor resistencia a

DESVENTAJAS    

Costos elevados de preparación y si hay perdidas de circulación Tiempo de circulación para optimizar propiedades Efectos sobre los elastómeros de BOP’S, HTA y toda goma o hule. Restricciones donde se requiere cero descarga

136

     

contaminantes y altas temperaturas Lubricidad Altas tasas de penetración Tolerancia a sólidos Reutilización Menor corrosión Menor tendencia de atascamiento de tubería

  

 

Limpieza del taladro Herramientas de registros especiales Posibles cuidados especiales para la piel del personal por irritaciones “ dermatitis”, usar cremas regeneradoras de piel Limpieza del agujero Solubilidad de los gas

Fuente: (PAM EP, 2014)

4.5 PROPUESTA A SER APLICADO EN FUTUROS POZOS. Propuesta sugerida en la utilización de los fluidos a aplicarse en futuras perforaciones de nuevos pozos de gas Offshore del Campo Amistad.

En base a los análisis realizados al fluido base sintético (revisar graficas de propiedades del fluido sintético, pág. 132) aplicado en la perforación del pozo Amistad No. 17, Offshore del Campo Amistad, podemos determinar que es el más idóneo a utilizarse para perforar la litología compleja del Campo, más no la roca reservorio, por las siguientes razones:



Por su alta estabilidad eléctrica (>800 volts), ya que es uno de los principales indicadores de que el sistema se encuentra estable y en óptimas condiciones durante las operaciones.

Como se observa en la siguiente figura, durante el cambio de fluido, de un base agua a un base sintético observamos el cambio de la estabilidad eléctrica del sistema de lodo base sintético que sobrepasa

137

la estabilidad eléctrica propuesta, (600 a 800 volts), lectura de estabilidad eléctrica del lodo es de 922 volts. La misma que indica la estabilidad de emulsión del fluidos sintético durante toda las operaciones de perforación.

Existen unas variaciones que se ilustran en la figura, la estabilidad eléctrica pasa de 920 volts a 890 volts, esto se debe a la presencia de gas en el sistema 90 ppm, lo cual afecto a la estabilidad eléctrica pero cabe mencionar que la misma se encuentra sobre el rango propuesto.

Figura 47. Estabilidad eléctrica Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014) 

Valores del punto cedente se encuentran dentro del rango propuesto, (13 a 28) lb/100 pies cuadrados, el fluido sintético tiene un valor de punto de cedencia máximo de 24 lb/100 pie2, mismo que se ve afectado por la presencia de gas y recortes contaminantes provenientes de la formación, en el sistema de fluido reduciendo a 17 lb/100 pie2, llegando al mínimo del rango que es 13 lb/100 pie2, el 138

punto de cedencia facilita al recobro de solidos cortados por la barrena, permite que la limpieza del hoyo sea más efectiva y ayuda a mantener al fluido en circulación una vez que entra en movimiento.

Figura 48. Punto cedente Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)



Los valores de alcalinidad nos ayuda a mitigar los efectos que se generan por la incorporación de gases de formación durante la perforación del intervalo, estos efectos son que el sistema de fluido de perforación varia su pH, pudiendo ser acido - corrosivo y causar daño en los equipos mecánicos de perforación.

Como se observa en la figura 41, los valores de alcalinidad están sobre el rango propuesto (4-7), la alcalinidad dada por el fluido sintético es alta misma que tiene la capacidad de neutralizar los ácidos en el fluido de perforación.

139

Figura 49. Alcalinidad Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014) 

Viscosidad plástica permite mantener una buena suspensión de solidos perforados, dando óptimos resultados de limpieza del agujero que constituirá el pozo, a más de permitir mejorar la velocidad de penetración durante las operaciones de perforación.

Unos valores bajos de viscosidad plástica complementada a un alto valor del punto cedente permiten una limpieza efectiva del hoyo con una alta tasa de penetración.

Los rangos propuestos son de (20 a 27) cP, la viscosidad plástica depende de la concentración, forma, tamaño de los sólidos que se encuentran en el sistema del lodo de perforación.

Con la utilización del fluido sintético se aumenta la tasa de penetración hacia la formación, presentando mayor cantidad de sólidos en el fluido, el 13 de mayo del 2014 se pierde 99 barriles de fluido, para el 15 de mayo se pierde de 5 a 6 barriles por hora aumentando la viscosidad, justamente por la pérdida

de la fase

140

dispersante, esto se debió a una sobre presión en la columna de fluido de perforación y atravesar una zona poroso y permeable.

Figura 50. Viscosidad plástica Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014) 

Valores de salinidad propuesto se encuentra en el rango de (23000 a 250000) ppm, la misma que ayuda a controlar las arcillas altamente reactivas presentes en la formación perforada. La salinidad se ve afectada por la adición de fluido y por la infiltración de agua de formación al sistema de lodos de perforación como se refleja en la siguiente fecha, 22 de mayo existe un cambio de salinidad de 243000 ppm a 230000 ppm.

141

Figura 51. Salinidad Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014)



El filtrado HPHT, el rango máximo de filtrado propuesto es de 5 cm3/30 minuto, el obtenido durante la operación es de 3.6 cm 3/30 minuto como máximo. Un mínimo filtrado es un indicador de un buen revoque en la pared del pozo.

Figura 52. Filtrado HPHT Sistema QVERT ECO (PAM EP, 2014) 142

VENTAJAS DE LA APLICACIÓN DEL FLUIDO BASE SINTÉTICO  Mejor inhibición de las arcillas  Mejor estabilidad del pozo  Mejor desempeño en diámetros reducidos  Propiedades de lodo más estables  Menor lavado del pozo  Mayor resistencia a contaminantes y altas temperaturas  Lubricidad  Altas tasas de penetración  Tolerancia a sólidos  Reutilización  Menor corrosión  Menor tendencia de atascamiento de tubería

Fluido propuesto para futuros pozos del Campo Amistad y su composición. FLUIDO FASE 17 ½ PULGADAS

QVERT-ECO REAL

Densidad lpg

12,0 – 13,4

Viscosidad embudo seg/qt Viscosidad plástica cP

44 – 60 19 – 30

Punto cedente lb/100pie2

14 – 24

Filtrado HPHT

3–8

Relación aceite agua

80/20 75/25

Alcalinidad

6–8 240000 / 245000 610 – 920

Salinidad ppm Estabilidad eléctrica volts

143

El fluido sintético no es óptimo al momento de perforar la roca reservorio por las siguientes razones:



No existe compactibilidad con el fluido presente en la formación.



Por qué el fluido base sintético cambia una de las propiedades de la roca, mojabilidad, misma que ayuda a evitar el hinchamiento de las arcillas, pero que en la roca productora o zona de pago es perjudicial ya que se cambia la humectabilidad de la roca, pasa de estar humectada por agua a estar por aceite dificultando la producción del hidrocarburo y facilitando la producción de agua. Situación por la cual el pozo Amistad No. 17 Offshore no se encuentra en producción, se está realizando trabajos de reacondicionamiento con la ayuda de un sistema de BOP doble.



Se recomienda la utilización de un fluido base agua para la perforación de la zona de pago ya que este conserva la mojabilidad y el daño producido por el filtrado es menor frente a un daño producido por un fluido sintético a más del cambia de humectabilidad. Un fluido base sintético será optimo al momento de perforar la zona de pago por que no cambiara la humectabilidad de la roca y con la correcta aplicación de la presión de la columna de fluido el daño será menor y no se deberá realizar trabajos posteriores para mitigar el daño como sucedió en el pozo Amistad No. 17 Offshore.

144

CAPITULO V

5.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1

CONCLUSIONES 

La columna estratigráfica del campo amistad está constituido por intercalaciones de lutitas altamente reactivas.



En el campo amistad encontramos dos fallas que se encuentra cerca al desarrollo del campo como la Falla de Nasca y del Pacifico, esto agrava la situación de las arcillas, mismas que ya se encuentran sobre presionadas, al encontrase con un punto de menos presión tiende a hincharse de inmediato en dicho punto (pozo).



Las lutitas altamente reactivas tienden a hincharse en presencia de una mínima cantidad de agua, por lo cual el fluido base agua no es recomendable para atravesar la cuarta sección del programa de perforación.



Un fluido base aceite (fluido sintético) no tiene reacciones al contacto con las arcillas lo cual favorece a la perforación del hoyo hasta llegar a la zona de pago, objetivo principal del trabajo de perforación.



El fluido sintético ayudo a mitigar el problema principal de la actividad de perforación, pega de tubería por la reacción de las arcillas altamente reactivas que se encuentra intercaladas en la cuenca progreso del campo Amistad.



El fluido sintético no fue óptimo al perforar la zona de pago ya que no tuvo compatibilidad con el fluido del reservorio produciéndose un daño aun mayor que la pega de tubería, el daño al reservorio, por

145

cambio de mojabilidad de la roca reservorio pasando de estar mojada por agua a ser mojada por aceite. 

El indicador de una ruptura de la emulsión del fluido base sintético es presencia de agua en el filtrado y baja estabilidad eléctrica.



La presencia de agua en el fluido produce caída del peso en la columna de fluido y cambio en la relación agua aceite.



El fluido sintético que contenía sustancias orgánicas biodegradables con el agua marina en realidad contiene diésel, hidrocarburo derivado del petróleo, como se demuestra en la tabla 61 del resumen del reporte de análisis del punto de anilina.

146

5.2

RECOMENDACIONES



La geología del Campo Amistad está siendo recientemente estudiada, misma que debe considerarse al desarrollar un programa de perforación, y de fluido.



Se debe considerar los datos proporcionados por los geólogos, datos

de

profundidades,

litología,

con

las

de

formaciones

determinar

presiones

las

estos

podemos que

se

atravesaran durante la perforación y poder determinar la presión de la columna de fluido idónea para evitar daños a las formaciones. 

Realizar un auditoria previa de las capacidades operacionales del Jack Up a seleccionar y si este cumple o no con los requisitos para la ejecución de trabajos de perforación de pozos de gas pertenecientes al Campo Amistad, Offshore.



Considerar las sobrepresiones productos de las fallas cercanas al desarrollo del Campo Amistad ya que estas al momento de perforar un hoyo se libera las presiones hacia este punto, produciéndose en entrampamiento de los equipos.



Para la actual situación del reservorio del pozo Amistad No. 17 se deberá realizar estudios geofísicos y de reservorio para determinar la forma real del reservorio y analizar la posibilidad de realizar un nuevo sidetrack y poner a producir el pozo de gas No. 17, Offshore.



Se recomienda utilizar un fluido base agua para perforar la zona de pago combinado con un fluido sintético para perforar las formaciones Puna y Progreso que constituyen los principales problemas al momento de perforar por presencia de arcilla altamente reactiva.

147

NOMENCLATURA API

El Instituto Americano del Petróleo

BBL

Barriles

BHA

Conjunto de fondo

BHP

Presión de fondo

BHT

Temperatura de fondo

BOP

Preventor de reventones

CaCO

Carbonato de calcio

Cc

Centímetros cúbicos

COF

Coeficiente de fricción

Cp

Centipoise

DST

Pruebas de productividad potencial de la formación

FT

Pruebas de intervalo

Gal

Galones

gal/con

Galones por cada conexión

GPM

Galones por cada minuto

HS2

Sulfuro de hidrógeno

ID

Diámetro interno

In

Pulgadas

Lb

Libras

LPB

Libras por cada barril

LPC

Libras por pie cúbico

LPG

Libras por galón

LSRV

Viscosidad a muy baja velocidad de corte

LWD

Registro al perforar

MBT

Prueba de azul de metileno

MD

Profundidad Del Pozo

Mim

Minutos

Mud Log

Registro geológico

148

Mud Loggers

Registradores de lodo

MMBBL

Millones de barriles.

MMBTU

Millones de unidades térmicas Británicas.

MMPCS/D (MMSCF)

Millones de pies cúbicos estándar por día.

MMPCS (MMSCF)

Millones de pies cúbicos estándar.

MWD

Medición al perforar

NaCl

Cloruro de sodio

OD

Diámetro externo

Pc

Pies cúbico

PDC

Registro del control de la profundad de perforación

Ph

Potencial de hidrógeno

PCD

Pies cúbicos por día

PPB

Libras por barril

PPG

Libras por cada galón

PPM

Partes por millón

PSI

Libras por pulgada cuadrada

Qt

Un cuarto de galón

ROP

Velocidad de penetración

RPM

Revoluciones por minuto

SAAP

Ácido pirofosfato de sodio

SCF

Pies cúbicos estandar

Seg

Segundos

seg/lt

Segundos por litros

seg/qt

Segundos por un cuarto de galón

TVD

Profundidad vertical verdadera

Vd

Baldes de agua

YP

Punto cedente

149

GLOSARIO A Aglomerado Los grupos más grandes de partículas individuales que provienen generalmente de la separación con tamiz o de las operaciones de secado.

Análisis Granulométrico Determinación de los porcentajes relativos de sustancias, por ej., los sólidos suspendidos de un fluido de perforación, que pasan a través o que son retenidos por una serie de mallas de tamaños decrecientes. El análisis puede ser realizado con métodos húmedos o secos. B Barril Químico Un recipiente donde varios productos químicos son mezclados antes de ser agregados al fluido de perforación. Bloque de Agua Reducción de la permeabilidad de una formación causada por la invasión de agua dentro de los poros (capilares). La reducción de la permeabilidad puede ser causada por el hinchamiento de las arcillas. “Bump” (Cresta) Aplicar y mantener una presión adicional sobre la presión hidrostática.

C Cabezal Hidrostático La presión ejercida por una columna de fluido, generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada (lb/pulg.2).

Caseta de Lodo Una estructura en el equipo de perforación para almacenar y proteger los materiales en sacos que se usan en los fluidos de perforación.

CBL Registro de Adherencia del Cemento (Cement Bond Log), usado para evaluar la eficiencia de una cementación.

150

Circulación, Pérdida de (o Perdida) El resultado de la fuga de fluido de perforación dentro de la formación a través de fisuras, medios porosos o dentro de fracturas. Colchón Un líquido bombeado antes que otro líquido para limpiar.

Consistencia del Revoque De acuerdo con API RP 13B*, las anotaciones “duro”, “blando”, “resistente”, “gomoso”, “firme” etc. pueden usarse para describir de una forma general la consistencia del revoque.

D Darcy Una unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 darcy, cuando la presión de 1 átomo sobre una muestra de 1 cm de largo y 1 cm2 de sección transversal, fuerza un líquido con una viscosidad de 1 cP a través de la muestra a la velocidad de 1 cm3 por segundo. Desviación del Pozo Perforar direccionalmente alrededor de un pescado o partiendo de un pozo existente. Dispositivos de Mezcla de Lodo El dispositivo más común para agregar sólidos al lodo es la tolva de chorro. Otros dispositivos usados para la mezcla son: eductores, mezcladora de paletas, agitadores eléctricos, pistolas de lodo, barriles químicos, etc. E Emulsión Una mezcla líquida heterogénea, sustancialmente permanente, de dos o más líquidos que normalmente no se disuelven.

151

Espesor del Revoque Una medida de los sólidos depositados sobre papel filtro en 1/32 de pulgada, durante las pruebas de filtración API de 30 minutos.

Espuma Un sistema de dos fases similar a una emulsión, donde la fase dispersa es un gas o el aire. F Filtrado El líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. Filtro Prensa Un dispositivo para determinar el filtrado de un fluido de perforación cuyas especificaciones cumplen con API RP 13B. G Goma Guar Un polisacárido hidrofílico de origen natural, derivado de la semilla de la planta guar. La goma está clasificada químicamente como un galactomannan. Las lechadas de goma guar preparadas en agua clara, agua dulce o salmuera, poseen propiedades de flujo seudoplástico.

H Hidratación El acto por el cual una sustancia adquiere agua por absorción y/o adsorción.

Hidrofílico Una propiedad de una sustancia que tiene una afinidad con el agua o que es humectada por agua. Hidrofóbico Describe una sustancia que rechaza el agua.

Humectabilidad Indica la capacidad de la superficie de un sólido para ser recubierta por un líquido.

152

L Lignosulfonatos Aditivos orgánicos de fluido de perforación, derivados de los productos secundarios del proceso de fabricación de papel de sulfito con maderas de coníferos. Línea de Matar Una línea conectada al espacio anular, por debajo de los preventores de reventones, para bombear dentro del espacio anular mientras los preventores están cerrados. M Malla Una medida de la finura de un material tejido, entramado o tamiz; por ej., un tamiz de malla 200 tiene 200 aberturas por pulgada lineal. Un entramado de malla 200 con un diámetro de alambre de 0,0021 pulg. (0,0533 mm) tiene una abertura de 0,074 mm o dejará pasar una partícula de 74 micrones.

Matriz El patrón de los granos en una roca o formación.

Mf La alcalinidad al anaranjado de metilo (Mf) del filtrado, reportada como número de milímetros de ácido 0,02 Normal (N/50) requerido por milímetro de filtrado para lograr el punto final de anaranjado de metilo (pH 4,3). Muestras Recortes extraídos del fluido de perforación cuando sale del pozo, para obtener información geológica. Los recortes son lavados, secados y marcados con la profundidad. P Pata de Perro El “codo” causado por un cambio marcado de dirección en el pozo.

153

Pf La alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, reportada como número de mililitros de ácido sulfúrico 0,02 Normal (N/50) requeridos por mililitro de filtrado, para lograr el punto final de fenolftaleína.

Pm La alcalinidad de fenolftaleína del lodo, reportada como número de mililitros de ácido sulfúrico 0,02 Normal (N/50) requeridos por mililitro de lodo.

R Recortes Pequeños fragmentos de formación que resultan de la acción desbastadora, raspante y/o triturante de la barrena.

Resistencia al Corte Una medida del valor de corte del fluido. El esfuerzo de corte mínimo que producirá una deformación permanente.

S Sedimentos Sólidos en una solución que se sedimentan o que se han sedimentado.

Sensibilidad de la Formación La tendencia de ciertas formaciones productivas a reaccionar adversamente con los filtrados de lodo que invaden esas formaciones.

154

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156

ANEXOS

157

ANEXO # 1 REPORTE DE PROBLEMAS FRECUENTES, INDICACIONES Y TRATAMIENTO DURANTE PERFORACIÓN PROBLEMA

INDICACIÓN

TRATAMIENTO Agregar aceite base,

Contaminación con agua

Caída del peso,

emulsificante, estabilizador

cambio en la relación

de lodo, densificante,

Agua/Aceite

incrementar la concentración de Cl2Ca Reducir el tamaño de las

Solidos altos

Análisis de retorta

mallas, diluir con aceite base, utilizar el Mud Cleaner si es factible.

Ruptura de la emulsión

Separación de aceite

Asentamiento de barita

Agua en el filtrado,

Agregar emulsificantes

baja estabilidad

primario y secundario, Cal,

eléctrica

agitación

Aceite en superficie

organofílica.

Asentamiento de

Agregar Bentonita

barita en la copa del

organofílica, emulsificante o

viscosímetro

agua, agitación.

Barita, sólidos Mojamiento por agua

Agitación, agregar bentonita

mojados por agua, baja estabilidad eléctrica

Agregar emulsificantes, estabilizador de lodo, aceite, diluir el sistema con lodo armado con fase de agua.

158

Baja estabilidad Baja alcalinidad

eléctrica, intrusión de gases ácidos, CO2,

Mantener 5 a 7 lpb de cal

H2S Recortes de arcilla y

Los sólidos

lutitas absorben agua

perforados lucen

Incrementar la salinidad con

por las fuerzas de

“gomosos”,

adiciones de Cl2Ca.

hidratación.

pegajosos. Si es menor: agregar

Zonas de pérdidas, o formaciones

Perdidas de fluido

inconsolidadas

Micatex, Wall Nut, CO3Ca, y LCM, si es mayor preparar un tapón de bentonita.

Caída en la

Cloruro de Calcio insoluble

estabilidad eléctrica,

Agregar agua para disolver

alto contenido de

las sales insolubles,

cloruros en la fase

emulsificantes, cal, agregar

agua, mojamiento de

lodo nuevo sin sales en la

solidos observado en

fase acuosa.

los shakers.

159

ANEXO # 2 JACK UP, PERFORANDO POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE

160

ANEXO # 3 INSTALACIONES DE MUD CLEANER KLING COBRA

161

ANEXO # 4 EQUIPO TRES EN UNO, ZARANDA, DESARENADOR DESARCILLADOR.

162

ANEXO # 5 EMBUDO DE CUBIERTA - LÍNEAS DE FLUJO

163

BARTONIANO

P15 P14

P10

YPRESIANO

P9 P8 P7

P6

P4

S THANETIANO P3

I

DANIANO

1500 1500

43

P12 P11

M LUTECIANO

G

PUNA

Miembro

Cerro Mala

49

GUAYAQUIL. SUP.

P2

Zacachún

Subibaja Saiba

Dos Bocas

Zapotal

PLAYA RICA

Punta Ancon

P P P

P

Seca Socorro Clay Pebble

Engabao Chanduy Estancia

Guayaquil

Ó

450

G

GUAYAQUIL. INF.

PLATAFORMA, ARENISCAS FINAS Y LUTITAS GRIS VERDOSA

ESTUARIO DELTAICO, PRINCIPALMENTE ARCILLOLITAS GRISES Y EN MENOR PROPORCION ARENISCAS FINAS, LOCALMENTE ARCILLOLITAS CAFE Y VERDE, ABUNDANTE RESTOS VEGETALES, FORAMINIFEROS BENTÓNICOS HACIA LA BASE.

CONTINENTAL, ARENISCAS Y ARCILLOLITAS DE OLORES GRISES VERDOSOS, CAFE ROJO, CON CARBON Y PIRITA, NO FOSILES

MARINO, LIMOLITAS Y ARENISCAS FINAS GRIS OLIVO CON FORAMINIFEROS, EN EL POZO AMISTAD S-1, ALTERNAN CON LIMOLITAS GRISES Y CAFE DE AMBIENTE TRANSICIONAL A CONTINENTAL. LOS SEDIMENTOS DE DOS BOCAS CORRESPONDEN A UN MÁXIMO TRANSGRESIVO CON UN AMBIENTE NERÍTICO EXTERNO A BATIAL SUPERIOR (ORDOÑEZ ET AL., 2006). LA FORMACIÓN DOS BOCAS SE CONFORMA DE ARCILLOLITAS COLOR CAFÉ CHOCOLATE Y LUTITAS CON APARIENCIA DE SERA, PRESENTAN VETILLAS DE YESO. SEDIMENTOS MARINOS POCO PROFUNDOS HASTA CLASTICOS CONTINENTALESGRUESOS, ARENISCAS, CONGLOMERADOS, LIMOLITAS Y ARCILLITAS QUE SE CONVIERTEN EN LUTITAS Abertura de la cuenca progreso, Reactivación de las estructuras, fuerte erosión en Manabi INTERCALACIONES DE ARCILLAS MARRÓN OSCURO, Y ARCILLAS GRIS VERDOSO Y CAPAS DELGADAS DE ARENISCAS FINAS A VECES GLAUCONITAS CON CARBON Y FRAGMENTOS LITICOS. AL TOPE, SE NOTA LA PRESENCIA DE DOS NIVELES DE ARENISCAS TOBACEAS LITOFELDESPATHICAS. Reflextor (Texaco Pecten)

MARINO SOMERO, ARENISCAS GRUESAS

PLATAFORMA INTERMEDIA A MARINO SOMERO, LUTITAS LIMOLITAS Y MARGAS FACIE DE TALUD A PLATAFORMA EXTERNA, TURBIDITAS FINAS Y ARCILLAS DEPÓSITOS DE REMOCIÓN EN MASA EN AMBIENTE DE TALUD (SLUMPS), ARCILLAS CONGLOMERÁTICAS DIAMÍCTICAS. ABANICOS TURBIDÍTICOS - RELLENO DE CUENCAS DE TALUD TURBIDITAS FINAS

141

O

Cayo

ABISAL, ESTÁ FORMADA POR BRECHAS VOLCANOCLÁSTICAS ESTRATIFICADAS EN AGLOMERADOS Y MACIZOS MUY GRUESOS QUE CAMBIAN HACIA EL TECHO A ROCAS TURBIDÍTICAS VOLCANOCLÁSTICAS, PRINCIPALMENTE ARENISCAS Y LUTITAS TOBÁCEAS SILICIFICADAS (BENÍTEZ 1988,1990).

C Calentura

P I Ñ O N

100

APTIANO

GUAYAQUIL CHERT. ES UNA SERIE DE HORIZONTES DE LUTITAS ALTAMENTE SILICOSAS O "HORSTENOS". CONSISTE DE ESTRATIFICACIONES DELGADAS A MASIVAS, DE COLOR GRIS, HABANO, VERDOSO OSCURO, GRIS, Y NEGRO, CON ÍNTER ESTRATIFICACIONES DE LUTITAS SILICOSAS, ARCILLITA Y TOBAS LOCALMENTE DEFORMADAS, CON ESTRUCTURAS SIN-SEDIMENTARIAS Y RIZADURAS (SLUMPS). LOS HORSTENOS SON GENERALMENTE BIEN ESTRATIFICADOS, PERO FRECUENTEMENTE DISTORSIONADOS. APARECEN UNOS POCOS ESTRATOS DELGADOS DE COLOR CAFÉ, A CAFÉ VERDOSO, DE GRÁNULOS FINOS DE ARENISCAS CALCÁREAS.

H

2400

88

106

COMPLEJO DE ABANICOS TURBIDÍTICOS DEPOSITADOS EN AMBIENTE MARINO PROFUNDO, (BASIN FLOOR FONE). TURBIDITAS DE ALTA DENSIDAD CON PARTICIPACIÓN MINORITARIA DE FLUJOS DE BAJA DENSIDAD. ARENISCAS TURBIDÍTICAS GRUESAS CONGLOMERADOS Y LUTITAS OSCURAS

N

75

ALBIANO

NEOCOMIANO

Indicios de Hidrocarburos: Lechuza -1, Corell Drill de Puna. Superficie de Santa Rosa

SANTA ELENA (GUYAQUIL CHERT), SEDIMENTACIÓN PELÁGICA CON VULCANISMO ACTIVO, TURBIDITAS DE BAJA DENSIDAD.

450

SUPERIOR INFERIOR

CRETÁCICO

MESOZOICO MZ

CENOMANIANO

ARENISCA CONGLOMERATICA Y ARCILLOLITAS GRISES

Progreso

P1

MAESTRICHTIANO

SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO

ARENISCAS CONGLOMERATICAS PLATAFORMA INTERNA. ARCILLOLITAS GRIS VERDOSAS Y ARENISCAS FINAS

55

65

CAMPANIANO

BREVE DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

37

P17

PRIABONIANO

Inferior

PLAYA RICA ?

STAMPIANO

P22 P21 P20 P19

25

2000 1200 500 500

I

N4

2800 ?

N5

FASE OROGENICA TARDIO ANDINA

S CHATTIANO

15

N6

AQUITANIANO

Lechuza

PROGRESO

G

SUBIBAJA

10

N

BURDIGALIANO

I PALEOCENO

8

1000 1000

N9 N8 N7

Superior

Placer

A N C Ó N

N17 N16 N15

MESSINIANO TORTONIANO

5.3

G

AZUCAR

N18

M LANGHIANO I

FORMACIÓN

300

ZANCIANO

1000

N21

500

ASTIANO

1.8

Zona N-23

SERRAVALLIANO N14

S

EOCENO

N22

FASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA

MIOCENO

S

OLIGOCENO

NEOGENO

PALEOGENO

CENOZOICO C Z

S I

S MILAZZIANO I CALABRIANO

RHODANIANA

PLEISTOCENO

VERSILIANO

ATTICA

HOLOCENO

PLIOCENO

CUATERNARIO

Ma

GRUPO

LITOLOGÍA

PETRÓLEO (P) GAS (G)

EDAD

ESPESOR (m)

Fases Orogénicas

ANEXO # 6 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AMISTAD

CALIZAS GRISES OSCURAS A NEGRAS CON INTERESTRATIFICACIONES FINAS DE TOBAS CALCÁREAS DE LAPILLI E INTERESTRATIFICADOS CON MARGAS EN ESTRATOS DELGADOS A MEDIOS, DE TOBAS LAPILLI DE GRANO GRUESO. LA PARTE SUPERIOR ESTÁ CONFORMADA POR LUTITAS TOBÁCEAS Y TOBAS LAPILLI

FONDO OCEANICO. COMPLEJO ÍGNEO DE ROCAS EXTRUSIVAS, LAVAS BASÁLTICAS EN " PILLOWS - LAVAS" PERIDIOTITAS CON OLIVINO E HIPERSTENA INTERCALADAS DE BRECHAS Y ARCILLAS TOBACEAS, LIMOLITAS Y ARENISCAS EN CAPAS FINAS DE ORIGEN SUBMARINO, PIROCLÁSTICO TURBIDÍTICO PROBABLEMENTE ESTRATIFICADOS, DELGADAS CAPAS DE SEDIMENTOS INTERCALADOS PELÁGICOS. Fuente de Información: Estudios Paleontológicos Dr. Martha Ordoñez (+)

COMPILADO: J. CHIRIBOGA Jaguar 10 de julio 2011

164

ANEXO # 7 PROGRAMA DE BROCAS PROPUESTO PROPUESTA TECNICA DE BROCAS CLIENTE PETROAMAZONAS POZO

DIAM

SECCION 12 1/4" + RSS

AMISTAD 015 ST1 BROCA PRINCIPAL / ALTERNATIVA

IADC

12.25" MDi519LMHSPX M223

12.25"

SDi419HBPX

INTERVALO

2,861' (7,006' - 9,867')

LITOL

CARCATERISTICAS

CUERPO DE MATRIZ, PDC NUEVA TECONOLGÍA, 5 ALETAS, Arcilita, CORTADORES: 32 x arenisca 19 mm + 4x 16 mm + Conglomerado 5 x 13 mm , lutita, chert BACKREAMING TOTAL: 41, INSERTOS ATLAS EN EL CALIBRE JSA: 45.8 plg2 , 7 BOQUILLAS

CUERPO DE ACERO, PDC NUEVA TECNOLOGÍA SERIE DIRECCIONAL® Arcilita, 4 ALETAS, S123 CONTINGENCIA arenisca CORTADORES: 29 x limolita, lutita 19 mm TOTAL: 29, JSA: 33.331 plg2 , LONG CALIBRE: 2 in 6 BOQUILLAS

ESQUEMA

JUSTIFICACION

PARAMETROS / OBSERVACIONES

NUEVA TECNOLOGIA , MODELO PROBADO EN AMISTAD

RSS WOB: 20-30 klbs RPM: 130-150 GPM: 800 TFA: 1.119 (4x14) + (2x15)

SERIES DIRECCIONAL, CALIBRE CORTO, AGRESIVA MODELO PROBADO EN EL ORIENTE ECUATORIANO CON EXCELENTES RESULTADOS

RSS WOB: 20-30 klbs RPM: 130-150 GPM: 750-800 TFA: 1.107 (3x15) (3x16)

165

PROPUESTA TECNICA DE BROCAS CLIENTE PETROAMAZONAS POZO AMISTAD-015 ST1

DIAM

8 .5"

BROCA PRINCIPAL / ALTERNATIVA

SECCION 8 1/2"+RSS IADC

INTERV

LITOL

CARCATERISTICAS

CUERPO DE MATRIZ, PDC , 5 Lutita, ALETAS, MDi519LEBPX 801' Limolitas, M223 CORTADORES: ( APLICACION RSS) (9,867' - 10,668') Areniscas TOTAL: 34 , JSA: 12.476 plg2 , 7 BOQUILLAS

ESQUEMA

JUSTIFICACION

PARAMETROS / OBSERVACIONES

BROCA PARA APLICACION CON RSS EN EL AMISTAD 017 CON EXCELENTE RESULTADOS

WOB: 15-25 klbs RPM: 130 -150 GPM: 450-500 TFA: (7x14) 1.052

BROCA ALTERNATIVA

8.5"

GFi12GVR IADC 437 CONTINGENCIA

BROCA DE INSERTO, 106 INSERTO DE CARBURO DE Lutita, TUSTEGNO 3 Limolitas, 437X CONTINGENCIA BOQUILLA Areniscas INTERCAMBIABLE , PARA UNA MEJOR CONFIGURACION HIDRAULICA.

BROCAS USADA EN EL POZO AMISTAD 16 WOB: 10-20 klbs COMO RPM: 80 -150 CONTINGENCIA GPM: 450-550 DEBIDO A LA TFA: 0.699 BAJA ROP CON PDC

166

ANEXO # 8 TABLA DE NTP (TIEMPOS NO PRODUCTIVOS)

167

ANEXO # 9 ESQUEMA FINAL DE PERFORACIÓN POZO AMISTAD No. 17 OFFSHORE

168