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DEDICATORIA

El presente trabajo está dedicado por sobre todas las cosas a Dios y a mi familia.

I

AGRADECIMIENTOS A Dios, por darme la vida y por estar siempre conmigo llenándome de bendiciones y sabiduría para lograr cada objetivo, agradezco su infinito amor. A mí querida familia por todo su amor y confianza A mi novia por estar siempre conmigo en cada momento brindándome su amor y consejos. A la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno que me acogió en sus aulas para guiar mi formación profesional. Al Ing. XXXXXXXXXXXXX por su paciencia y tiempo para revisar este trabajo Al Ing. XXXXXXXX Supervisor de Perforación & Workover por su apoyo incondicional y desinteresado para asesorar la realización de este trabajo. Al Ing. XXXXXXXXXXXX Superintendente de perforación & Workover por sus consejos, apoyo y guía profesional. A los Ing. XXXXXXXXXX y XXXXXXXXXXXX por brindarme su amistad y compañerismo. A la empresa XXXXXXXXXXX por brindarme su confianza y darme la oportunidad de realizar este trabajo. A la empresa XXXXXXXXXX e ingenieros direccionales por su colaboración. A todo el personal de XXXXXXX del equipo de Perforación PTX-XXXX, por compartir sus conocimientos y experiencia con mi persona. A los docentes miembros del Tribunal de Grado por su tiempo y paciencia para revisar los contenidos de este trabajo.

II

INFORMACIÓN DEL POSTULANTE

Información personal: Nombre

: XXXXXXXXXX

Cedula de identidad

: XXXXXXXX

Lugar de nacimiento

: XXXXXXXXXX

Fecha

: XXXXXXXXXXXXX

Nacionalidad

: Boliviano

Edad

: XXXXXXXXXX

Teléfono

: XXXXXXXXX

Domicilio

: XXXXXXXXXXXXXXX

Correo electrónico

: XXXXXXXXXXXX

Información académica: Carrera

: Ingenieria Petrolera

Registro

: XXXXXXXXXX

Modalidad de graduación : XXXXXXXXXX

III

ÍNDICE

CONTENIDO DEDICATORIA .................................................................................................................. I AGRADECIMIENTOS ...................................................................................................... II INFORMACION DEL POSTULANTE ............................................................................. III CONTENIDO ................................................................................................................... IV INDICE DE GRÁFICOS.................................................................................................. XII INDICE DE TABLAS......................................................................................................XVI ABREVIATURAS ..........................................................................................................XVII RESUMEN ........................................................................................................................ 1 INTRODUCCIÓN.............................................................................................................. 2 ANTECEDENTES ……………………………………………………………………………..2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ……………………………………………………….2 OBJETIVOS...................................................................................................................... 3 I.

OBJETIVO GENERAL ............................................................................................ 3

II.

OBJETIVOS ESPECIFICOS. ................................................................................... 3

JUSTIFICACIÓN .............................................................................................................. 3 ALCANCE ………………………………………………………………………………………4 METODOLOGIA DE INVESTIGACION ……………………………………………………..4

CAPITULO I - MARCO TEÓRICO GENERALEDADES DE LA PERFORACION ................................................................. 5 1.

Introducción ...................................................................................................... 5

1.1.

Definiciones Básicas ......................................................................................... 6

1.1.1

Anticlinal ............................................................................................................ 6

1.1.2

Estructura .......................................................................................................... 6

HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL ................. 30 1.2.

Introducción ..................................................................................................... 30

1.2.1.

Herramientas Utilizadas para desviar un pozo................................................ 30

1.2.2.

Cuchara o cuña de desviación (Whipstock) .................................................... 30

1.2.2.1 Motor de fondo ................................................................................................. 31

IV

CAPITULO II – INGENIERIA DEL PROYECTO 2.

Introducción .................................................................................................... 141

2.1.

Información General del Campo Boqueron ................................................... 141

2.2.1

Geología Regional del Campo Boqueron ....................................................... 142

2.2.1.1. Formaciones y Estratigrafía ........................................................................... 143

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES ......................................................................................................... 182 RECOMENDACIONES ................................................................................................ 183 ANEXOS ....................................................................................................................... 184 BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................ 190

IV

INDICE DE GRÁFICOS GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN Figura 1.1.- Profundidad Medida ............................................................................................ 8 Figura 1.2.- Profundidad Vertical Verdadera (TVD) ............................................................... 8 Figura 1.3.- KOP ..................................................................................................................... 9 Figura 1.4.- Desplazamiento Horizontal ............................................................................... 10 Figura 1.5.- Inclinación ......................................................................................................... 10 Figura 1.6.- Azimut ............................................................................................................... 11 Figura 1.7.- Rumbo............................................................................................................... 12 Figura 1.8.- Norte Verdadero ............................................................................................... 12 Figura 1.9.- Cara de la herramienta ..................................................................................... 14 Figura 1.10.- Dog Leg........................................................................................................... 15 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACION DIRECCIONAL Figura 1.28.- Cuchara Desviadora (Whispstock) ................................................................. 30 Figura 1.29.- Esquema de Turbina ...................................................................................... 32 Figura 1.30.- Funcionamiento del Estator y Rotor ............................................................... 32 Figura 1.31.- Componentes de un Motor tipo Turbina ......................................................... 33 Figura 1.32.- Motor de Desplazamiento Positivo ................................................................. 34 Figura 1.33.- Componentes de un Motor de Desplazamiento Positivo ............................... 35 Figura 1.34.- Válvula de Descarga....................................................................................... 36 Figura 1.35.- Sección de Potencia ....................................................................................... 36 Figura 1.36.- Sección de Transmisión ................................................................................. 37 Figura 1.37.- Sección de rodamientos ................................................................................. 38 Figura 1.38.- Sistema RSS Push the Bit .............................................................................. 39 Figura 1.39.- Sistema RSS. Point the Bit ............................................................................. 40 Figura 1.40.- Power Drive X6 ............................................................................................... 40 Figura 1.41.- Componentes del Power Drive ....................................................................... 41 Figura 1.42.- Componentes del Bias Unit ............................................................................ 42 Figura 1.43.- Alojamiento y Ensamblaje de los Pads .......................................................... 43 XIII

CAPITULO II – OPTIMIZACION DE LA PERFORACION CAMPO BOQUERÓN Figura 2.1.- Ubicación del Campo Boquerón ..................................................................... 141 Figura 2.2.- Localización del área Boomerang Hills .......................................................... 142 Figura 2.3.- Columna estratigráfica Campo Boquerón ...................................................... 144 Figura 2.4.- Corte Sísmico SW-NE. Niveles Petaca y Yantata ......................................... 145 Figura 2.5.- Mapa Estructural referido al reservorio Yantata............................................. 148 Figura 2.6.- Estado Mecánico del pozo BQN-N4D ............................................................ 149 Figura 2.7.- Perforación Pozo BQN-N4D Programado vs Real ........................................ 164 Figura 2.8.- Perforación Fase 8 ½” Programado vs Real .................................................. 165 Figura 2.9.- Trayectoria Vista en Planta ............................................................................ 169 Figura 2.10.- Corte Seccional............................................................................................. 170 Figura 2.11.- Comportamiento de la ROP ......................................................................... 177 Figura 2.12.- Comportamiento del WOB ............................................................................ 178 Figura 2.13.- Comportamiento del Caudal ......................................................................... 178 Figura 2.14.- Comportamiento de las RPM ....................................................................... 179 Figura 2.15.- Comportamiento del Torque ......................................................................... 179 Figura 2.16.- Comportamiento de la Presión ..................................................................... 180 Figura 2.17.- Tiempos de la perforación fase 8 ½” de pozos Boquerón Norte ................. 181

VIII

INDICE DE TABLAS CAPITULO I – MARCO TEORICO Tabla 1.1.- Especificaciones de los sensores direccionales ............................................... 61 Tabla 1.2.- Graficas de datos enviados por el Telescope ................................................... 76 Tabla 1.3.- Dimensiones de Drill Collars .............................................................................. 86 Tabla 1.4.- Grados de Drill Pipe ........................................................................................... 87 Tabla 1.5.- Especificaciones del BHA .................................................................................. 92 CAPITULO II – OPTIMIZACION DE LA PERFORACION CAMPO BOQUERÓN Tabla 2.1.- Coordenadas del Pozo BQN-N4D ................................................................... 146 Tabla 2.2.- Prognosis del Pozo BQN-N4D......................................................................... 147 Tabla 2.3.- Secuencia Estratigráfica Real.......................................................................... 147 Tabla 2.4.- Herramienta del BHA Direccional .................................................................... 150 Tabla 2.5.- Tiempo programado y real pozo BQN-N4D .................................................... 164 Tabla 2.6.- Tiempo de Perforación Tramo Direccional ...................................................... 165 Tabla 2.7.- Plan direccional Programado ........................................................................... 166 Tabla 2.8.- Resultados de Metodo Mínima Curvatura ....................................................... 166 Tabla 2.9.- Problemas Operativos ..................................................................................... 171 Tabla 2.10.- Coordenadas UTM de los pozos ................................................................... 172 Tabla 2.11.- Topes de las Formaciones atravezadas........................................................ 173 Tabla 2.12.- Trépanos ........................................................................................................ 174 Tabla 2.13.- Propiedades del lodo pozo BQN-N4D ........................................................... 175 Tabla 2.14.- Propiedades del lodo pozo BQN-N10D ......................................................... 175 Tabla 2.15.- Propiedades del lodo pozo BQN-N23D ......................................................... 176 Tabla 2.16.- Variación de parámetros de perforación ....................................................... 176 Tabla 2.17.- ROP promedio de los Pozos de Estudio ....................................................... 180

IX

ABREVIATURAS

API:

Instituto Americano del Petróleo. (American Petroleum Institute).

BHA: Ensamblaje de Fondo. (Bottom Hole Assembly). BOP: Conjunto de Preventores de Reventón. (Blow Out Preventors) BRR: Bending Ratio Resistance DC:

Drill Collar

DLS: Dog Leg Severity DP:

Drill Pipe

GR:

Gamma Ray

GTF: Gravity Toolface IEU:

Internal External Upset

MOP: Margen de Sobretensión. (Margin Over Pull). MTF: Magnetic Toolface MWD: Medición mientras se Perfora. (Measurement While Drilling) NPT: Tiempo No Productivo. (Non Productive Time) PD:

Power Drive

PDC: Diamante Compacto Policristalino. (Poycristalline Diamond Compact) ROP: Rata de Penetración. (Rate of Penetration)

X

RESUMEN El presente proyecto se orienta a alcanzar la mayor eficiencia de los parámetros y variables de perforación del sector Norte del campo Boquerón, con el objetivo de que las operaciones de perforación se optimicen disminuyendo el tiempo y costos en las operaciones. A través de la disposición, recopilación, sistematización (elaboración de cuadros y matrices de mediciones y problemas), utilización de sistemas rotativos “Power Drive”, comparación y análisis de los reportes finales de perforación de pozos seleccionados del campo Boqueron Norte. Se logró identificar los problemas presentados durante la perforación con Power Drive, al efectuar la caracterización litológica, se consiguió identificar causas que generaron los problemas encontrados y a la vez proponer sus posibles soluciones. Para la identificación litológica, se recopiló las profundidades de los topes formacionales extraídos de registros de recortes de perforación de cada pozo, permitiendo construir secciones estructurales de las formaciones con cierto grado de complejidad (Chaco Inferior, Yecua y Petaca) donde se presenta la mayor afluencia de problemas en las operaciones.

1

CAPÍTULO PRELIMINAR

INTRODUCCIÓN El desempeño de la perforación está directamente relacionado a aspectos fundamentales como las variables geomecánicas que pueden afectar la estabilidad de los pozos, los equipos de perforación, las nuevas tecnologías, los procedimientos utilizados y los parámetros operacionales. La aplicación de la técnica de perforación direccional rotatoria (RSS) Power Drive, es utilizada para mejorar el rendimiento de penetración en todo tipo de pozos direccionales e incluso verticales. Esta tecnología permite una perforación más eficiente debido a que elimina la necesidad de maniobras (Orientaciones y Slides) que son típicas de un sistema con Motor de Fondo. Estas maniobras generan tiempo no productivo e incrementan el riesgo de la operación en general. Con la tecnología Rotary Steerable System (RSS) el BHA está rotando en todo momento durante la perforación obteniendo mejores tiempos y más metros por carrera. En el campo Boquerón la aplicación de esta tecnología ha demostrado excelentes resultados especialmente al momento de ingresar a formaciones complejas, por ejemplo: Yecua, el alto contenido de arcillas reactivas de esta formación hace extremadamente complejas las maniobras de Slide con motor de fondo, los tiempos perdidos en estas maniobras son altos y el riesgo de un atrapamiento es elevado. Aproximadamente un 30% del tiempo total de construcción de un pozo corresponde al tiempo rotando y deslizando, en este orden de ideas la optimización de la tasa de penetración “ROP” tiene un directo impacto en la reducción de tiempos y costos. Esta reducción tiene como valor agregado: viabilizar económicamente las campañas de perforación y desarrollo de los campos. Las condiciones en las que se encuentra la operación de perforación son monitoreadas continuamente y gran parte de ese diagnóstico es hecho a partir de la información de los parámetros de perforación. Su continuo seguimiento permite establecer patrones de comportamiento durante las operaciones y cuando se observan comportamientos anómalos o desviados, su correcta interpretación puede ser decisiva en la identificación de los parámetros óptimos. 3

OBJETIVOS I.

Objetivo General

Realizar la optimización de la perforación del tramo direccional utilizando la tecnología RSS “Power Drive X6” en el campo Boquerón, a partir de la evaluación y optimización de parámetros de perforación, logrando de esta manera minimizar los tiempos operativos. II. Objetivos Específicos. -

Obtener datos geológicos y de perfil de las formaciones a perforar con Power Drive en el campo Boquerón Norte.

-

Describir la tecnología de perforación rotativa “Power Drive” y las herramientas necesarias para la perforación direccional.

-

Diseñar el arreglo de fondo de pozo BHA para Power Drive.

-

Realizar el diseño hidráulico de la perforación para calcular la hidráulica en el trepano y el caudal óptimo.

-

Recopilar la información de parámetros y variables de reportes finales de pozos seleccionados e identificar los problemas operativos asociados a la perforación.

-

Realizar un análisis comparativo de los parámetros de perforación del campo Boquerón Norte

JUSTIFICACIÓN El inevitable dinamismo en la industria petrolera en el país, obliga a que se perforen nuevos pozos en busca de mantener o elevar la producción de los reservorios. Los trabajos de perforación son por excelencia actividades que reúnen una serie de disciplinas prácticas, cuya eficacia dependerá del respaldo técnico y teórico de los procedimientos. Resulta imprescindible que cada uno de los mecanismos, técnicas, herramientas y decisiones funcionen con tal eficiencia para lograr optimizar el tiempo y los costos requeridos. 4

Los avances en la tecnología de perforación han conducido a nuevas y mejores formulaciones de perforación Rotativa “Power Drive” que se utilizan en operaciones complejas, en la que los costos y riesgos son altos. Estos avances tecnológicos han disminuido el riesgo de perforación y aumentado la eficiencia de las operaciones de perforación, de esta manera optimizando tiempos y disminuyendo el costo total de los proyectos. La ejecución de este proyecto contribuirá de forma técnica y práctica para desarrollar de forma óptima las operaciones de perforación en el campo Boqueron Norte, además que se dará a conocer la técnica de la herramienta “Power Drive”, a través de la experiencia de técnicos Bolivianos.

5

CAPITULO I MARCO TEORICO

GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN 1. Introducción En la industria petrolera, la explotación y desarrollo de los campos petroleros abarca varias especialidades, una de las más importantes, por su alto costo de inversión y el alto riesgo que representa es la perforación. Esta actividad nace a mediados del siglo XIX accidentalmente, debido a que su objetivo principal era la búsqueda de agua; al inicio la explotación de los campos de hidrocarburos se enfocó en la extracción de grandes volúmenes de hidrocarburos por medio de la perforación intensiva. Debido a esto disminuyeron rápidamente los yacimientos fáciles y someros, volviendo a la perforación en una actividad estratégica, porque cada vez son mayores las profundidades que debemos alcanzar, las ubicaciones y condiciones son más severas, y es por eso que esta actividad debió apoyarse en distintas disciplinas para obtener el éxito deseado y descubrir nuevas reservas. Como pasaban los años, la tecnología de perforación de pozos iba evolucionando, los orígenes de la perforación direccional se remontan a finales del siglo XIX y a principios del siglo XX. El primer pozo direccional controlado se perforó en Huntington Beach en California, Estados Unidos, en el año de 1930 el cual se utilizó para iniciar la explotación de un campo marino. En el año de 1934 se perforó el primer pozo de alivio para controlar un reventón en Conroe, Texas, Estados Unidos. En nuestro país, en 1954 el Ing. Enrique Mariaca inició la técnica de la perforación direccional destinada a optimizar y bajar costos, particularmente en serranías como Camiri donde la construcción de caminos y planchadas significaba grandes inversiones y pérdida de tiempo. En Camiri dio excelentes resultados. En 1967, el pozo Monteagudo-5 alcanza los 1770 m de profundidad, se utilizó la técnica de la perforación direccional que mejoro con los adelantos de la época. Cuando se produjo el descontrol del Pozo MGD-7 (1968) después de varios intentos en los que se emplearon recursos técnicos y servicios de empresas especializadas, 5

por varios meses, se decidió que la única forma de controlarlo era perforando pozos direccionales para interceptar al pozo a cierta profundidad y así poder ahogarlo con fluido pesado. Eso se hizo y según relataba el ingeniero Mario Fernández, se ubicaron tres posiciones, de acuerdo con la topografía tan complicada de esas serranías, aproximadamente a 1200, 900 y 500 metros de distancia del pozo MGD7, se perforaron simultáneamente dichos pozos dirigidos al mismo objetivo, los dos primeros no pudieron interceptarlo pasando a corta distancia, pero el tercero sí, logrando un éxito sin precedentes, puesto que desde ese lugar se pudo bombear el fluido que finalmente ahogó el pozo. A lo largo de los años los descubrimientos de yacimientos de hidrocarburos convencionales y no convencionales tanto en el mar, en zonas pobladas, en zonas más hostiles y en zonas de protección ambiental (zonas protegidas), han incrementado la aplicación de técnicas de perforación direccional y ahora es una de las técnicas más comunes para desarrollar campos marinos y terrestres. 1.1.

Definiciones Básicas

Con el fin de familiarizar al ingeniero de perforación con los conceptos y definiciones más comunes, relacionados con la tecnología de perforación direccional, a continuación se presentan aquellos considerados como más importantes. 1.1.1 Anticlinal Pliegue en el que las capas situadas en el interior son las más antiguas. 1.1.2. Estructura Conjunto de elementos dispuestos entre sí, sujetos a esfuerzos diversos y que pueden soportar cargas o pesos exteriores. 1.1.3. Formación Cuerpo de rocas identificado por sus características litológicas y su posición estratigráfica.

6

1.1.4. Litología Término que se aplica a las características generales de un sedimento (composición, textura, etc.). 1.1.5. Presión de Formación. La presión de formación es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. También se le conoce como presión de poro. 1.1.6. Presión de Fractura La presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca se denomina presión de fractura. Es la fuerza por unidad de área requerida para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones suprayacentes. 1.1.7. Presión Hidrostática Es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No importa cuál sea el área de la sección de la columna. PH(psi) = 0.052ρh Donde: ρ = Densidad del fluido (lb/gal) h = Profundidad (pies) 1.1.8. Profundidad Medida (MD) Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto de referencia en la superficie, hasta el punto de registros direccionales. Esta 7

profundidad siempre se conoce, ya sea contando la tubería o por el contador de profundidad de la línea de acero.

1

Figura 1.1.- Profundidad Medida

1.1.9. Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth) Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un punto en la trayectoria del pozo, normalmente es un valor calculado.

2

1 2

Figura 1.2.- Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

Sánchez Arriaga Cesar y Villegas Casas Guillermo, (2013). Herramientas en la Perforación direccional. Pg 44 Sánchez Arriaga Cesar y Villegas Casas Guillermo, (2013). Herramientas en la Perforación direccional. Pg 45

8

1.1.10. Punto de Inicio de Desviación (Kick Off Point (KOP)) Es la localización a una cierta profundidad bajo la superficie donde se desvía el pozo hacia una dirección determinada, como se observa en la figura 1.3. Este dato debe obtenerse considerando las características de las formaciones a perforar, se recomienda que la etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en formaciones suaves a medias.

3

Figura 1.3.- KOP

1.1.11. Fin de la Desviación (End Off Buildup (EOB)) El fin de incremento del ángulo, es la localización donde el pozo ha terminado de construir el ángulo. 1.1.12. Desplazamiento Horizontal Es la distancia entre dos puntos cualesquiera a lo largo del curso proyectado sobre un plano horizontal o vista en planta.

3

Martines Leopoldo, (2002). Principios Básicos de la Perforación Direccional. Schlumberger. Pg 13

9

4

Figura 1.4.- Desplazamiento Horizontal

1.1.13. Sección Tangencial Parte de la trayectoria del pozo en donde el ángulo de inclinación y la dirección permanecen constante. Cuando esta se construye después de la sección de aumento de ángulo. 1.1.14. Inclinación

5

Figura 1.5.- Inclinación

4

Sánchez Arriaga Cesar y Villegas Casas Guillermo, (2013). Herramientas en la Perforación direccional. Pg 45 PEMEX, (2002). Un Siglo de la Perforación en México. “Diseño de Perforación de Pozos”. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. Pg 106 5

10

Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad como lo indica una plomada, y la tangente al eje del pozo es un punto determinado. Por la convención, 0° corresponde a la vertical y 90° a la horizontal. 1.1.15. Azimut Es la dirección del pozo medido sobre el plano horizontal, a partir del norte de referencia. Esta referencia puede ser el norte verdadero, el magnético o el de mapa. Por convención se mide en sentido de las manecillas del reloj. Todas las herramientas magnéticas proporcionan la lectura del azimut con respecto al norte magnético. Sin embargo, las coordenadas calculadas posteriormente están referidas al norte verdadero o al norte de mapa.

6

Figura 1.6.- Azimut

1.1.16. Rumbo El rumbo de un pozo es el ángulo en el plano horizontal medido ya sea de una dirección de referencia Norte o Sur hacia el Este u Oeste, definiendo la dirección del pozo.

6

Sánchez Arriaga Cesar y Villegas Casas Guillermo, (2013). Herramientas en la Perforación Direccional. Pg 46

11

7

Figura 1.7.- Rumbo

1.1.17. Buzamiento Ángulo que forma la superficie de un estrato con la horizontal, medido en el plano que contiene la línea de máxima pendiente. 1.1.18. Objetivo (Target) Punto fijo del subsuelo en una formación, que debe ser penetrado por el pozo 1.1.19. Norte Verdadero

8

7 8

Figura 1.8.- Norte Verdadero

Martines Leopoldo, (2002). Schlumberger. Principios Basicos de la Perforación Direccional. Pg. 17 Martines Leopoldo, (2002). Schlumberger. Principios Basicos de la Perforación Direccional. Pg. 18

12

1.1.20. Severidad de la Pata de Perro (Dog Leg Severity) Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar (por convención se ha establecido de 100 ft o 30 m). La severidad se reporta en grados por cada 100 ft o grados por cada 30 m. Se calcula con la siguiente ecuación

Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sea posible en la perforación (menos de 4 o 5°/100 ft). El SHT implica la observación de los pads del Bias Unit a través de una secuencia de apertura y cierre en función al comando que se haya enviado. RPM

Time (sec)

0

10

Start Mud Pump Idle

Toltal (mm:ss) 00:00 00:10

0

Survey

90 01:40

Telemetry window Telemetry filter delay

4.0 4.0

240 54 06:34

Drilling Cycle

16 (Slew C-CW Collar) 59

180 (Repeating)

Figura 1.55.- Secuencia de SHT

1.2.3.4 Método Mínima Curvatura Es el método más utilizado en la industria petrolera, es similar al Radio de Curvatura pero con mayor exactitud en los cálculos. Asume que la trayectoria del pozo es una curva suave que puede ser ajustada a la superficie de una esfera con un radio específico.

76

Schlumberger-IPM, (2004). Fundamentos de Perforacion Direccional. Pg 46

70

76

Figura 1.69.- Método Mínima Curvatura

El Dog Leg Severity se calcula con la siguiente ecuación:

Para el cálculo del Radio Factor: 360 RF = DL ∗ π ∗

77

DL 2

Schlumberger-IPM, (2004). Fundamentos de Perforacion Direccional. Pg 46

70

El ΔTVD se calcula con la formula: ∆TVD =

∆MD 2

(

I1) ∗

I1 ∗

Las coordenadas Norte-Sur se calculan con la formula:

∆Norte =

∆MD 2

(

I1 ∗

A1 +

A2) ∗

I2 ∗

Las coordenadas Este-Oeste, se calculan con la formula: ∆Este =

∆MD 2

(

I∗

A+

1

1

I∗

A 2

71

)∗ 2

ARREGLO DE FONDO DE POZO (BHA) 1.2.

Introducción

Es el conjunto de elementos que se encuentran entre la tubería de perforación y el trepano. Los componentes principales de un BHA direccional son: 1.2.1 Barras Pesadas (Heavy Weight) Esta tubería es pesada, y se coloca debajo del drill pipe, su posición en la sarta está entre el Drill Pipe y los Drill Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transición entre el DP, más liviano, y el DC, el cual es rígido y pesado.

77

Figura 1.70.- Barras Pesadas

El uso de Heavy Weight Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en la sarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrés en la tubería de perforación (drill pipe). También ayudan a mantener el Drill Pipe en tensión, y le dan peso al trepano, al igual que lo hacen los Drill Collars, especialmente en perforación direccional.

77

Sánchez Arriaga Cesar y Villegas Casas Guillermo, (2013). Herramientas en la Perforación direccional. Pg 43

72

1.2.2

Tijeras (Jar)

El propósito de una tijera es asistir en la liberación de la sarta de perforación cuando esta queda atrapada, esta herramienta se utiliza cuando la sobretensión está limitada por la capacidad de la barrena o por la resistencia de la tubería de perforación o no exista suficiente peso en la sarta de perforación para empujar la sarta libre de la sección atrapada.

78

Figura 1.71.- Tijeras (Jar)

Básicamente una tijera permite que la sarta de perforación estire y después convierta ese energía en una fuerza dinámica que actúa sobre la sección atrapada de la sarta de perforación, empujándola o tensionándola para liberarla. Hay dos tipos de tijeras, de mecanismo mecánico e hidráulico. 1.2.5. Telescope (PowerPulse) Herramienta de Medición Durante la Perforación (MWD), el PowerPulse es una herramienta de telemetría a través de pulsos de presión. Es una de las herramientas más comunes usadas en el campo. El powerpulse puede medir inclinación, azimuth, cont D&I, GTF, MTF, shocks transversales y axiales además de temperatura de fondo, además de manera opcional gamma ray formacional y presión mientras se perfora (ECD en tiempo real). Los datos son presentados durante la perforación en forma de registros como se ve en el grafico. 73

Tabla 1.2.- Graficas de datos enviados por el Telescope

1.2.8.Drill Collars Son tubos de gran espesor y rigidez por lo general en longitudes de 30 a 31 pies, los cuales están fabricados a partir del acero templado y revenido. Es el principal componente de un BHA. Algunas de sus funciones son: -

Dar peso al trepano.

-

Proveer la resistencia necesaria para soportar la compresión.

-

Minimizar los problemas de estabilización del trepano ocasionados por vibraciones axiales y laterales.

-

Minimizar los problemas en el control direccional dando rigidez al BHA.

Los Drill collars están disponibles en varios tamaños, pesos y formas, los diámetros que más comunes que se utilizan en nuestro país se encuentra resaltado con otro color en la siguiente tabla

74

Drill Collar Number NC23-31 (tentative) NC26-35 (2 3/8 IF) NC31-41 (2 7/8 IF) NC35-47 NC38-50 (3 1/2 IF) NC44-60 NC44-60 NC44-62 NC46-62 (4IF) NC46-65 (4IF) NC46-65 (4IF) NC46-65 (4IF) NC46-67 (4IF) NC50-70 (4 1/2 IF) NC50-72 (4 1/2 IF) NC56-77 NC56-80 NC56-80 NC56-80 NC56-80 6 5/8 REG NC61-90 7 5/8 REG NC70-97 NC70-100

OD (in) 3 3 4 4

1/8 1/2 1/8 3/4 5 6 6 6 1/4 6 1/4 6 1/2 6 1/2 6 1/2 6 3/4 7 7 1/4 7 3/4 8 8 8 8 8 1/4 9 9 1/2 9 3/4 10

ID (in)

Weight (lb/ft)

1 1/4 1 1/2 2 2 1/4 2 1/4 2 1/4 2 13/16 2 2 1/4 2 1/4 2 1/2 2 13/16 2 1/4 2 1/4 2 13/16 2 13/16 2 2 1/4 2 1/2 2 13/16 2 13/16 2 13/16 3 3 3

22 27 35 47 53 83 75 94 91 99 96 91 108 117 119 139 160 157 154 150 160 195 216 229 243

Tabla 1.3.- Dimensiones de Drill Collars

1.3.14.1. Criterio para la Selección del Diámetro del Drill Collar La selección del diámetro de drill collar a utilizar, está en función del diámetro efectivo del pozo. Tiene que ser menor al diámetro efectivo del pozo a perforar. Las partes salientes de la pared del pozo reducen el diámetro del pozo. El diámetro efectivo del pozo es la suma de la mitad del diámetro del trepano y la mitad del diámetro del drill collar.87

Defectivo =

DBit 2

+

DDc 2

(pulg)

DCRequerido = 2 ∗ Defectivo − DBit (pulg)

87

MOORE, Andrea: Drilling Desing, USA, 1998. Pag. 1-23.

75

1.3.16.2 Carga Estática El diseño de Sarta a las cargas estáticas requiere de la fuerza suficiente el DP superior para soportar los grados, tamaños y clasificaciones de DPs que sostienen los pesos sumergidos de los DCs, estabilizadores y el trépano. El peso del trépano y los estabilizadores está incluido en el peso de los DCs. FTEN = [(Ldp ∗ WTdp) + (Ldc ∗ WTdc)] ∗ ff Donde: Ften = Carga sumergida por debajo de la porción de tubería (lb) Ldp = Longitud del DP (ft) Wdp = Peso del DP en el aire (lb/ft) Ldc = Longitud del DC (ft) Wdc = Peso en el aire del DC

La resistencia que el API define es a la cual han ocurrido las deformaciones elásticas y las permanentes. Se lo calcula con la ecuación. Fyield = Ym ∗ A Donde: Fyield = Fuerza mínima de tension (lb) Ym = Fuerza de resistencia mínima específica (psi) A = Área transversal (pulg2)

76

1.4.18. Optimización de la Hidráulica de la Barrena La hidráulica de la barrena para rocas puede ser optimizada para mejorar la velocidad de penetración (ROP). Muchos factores afectan la ROP, incluyendo el tamaño de la barrena, el tipo de barrena, las características de la barrena, el tipo y la solidez de la formación, y la hidráulica de la barrena. En las áreas de rocas duras, la interacción entre la barrena y la formación tiene un mayor impacto sobre la ROP que la hidráulica de la barrena. La hidráulica de la barrena puede ser optimizada en lo que se refiere al impacto hidráulico, la potencia hidráulica por pulgada cuadrada del pozo debajo de la barrena, o la velocidad de boquilla. En general, el objetivo es usar de 50 a 65% de la presión máxima admisible de circulación proporcionada a la barrena. Se considera que los sistemas se optimizan para la fuerza de impacto cuando la pérdida de presión en la barrena es igual a 50% de la presión de circulación. Cuando la pérdida de presión en la barrena es igual a aproximadamente 65% de la presión de circulación, se considera que el sistema está optimizado para la potencia hidráulica. La Figura siguiente compara la optimización mediante la potencia hidráulica y la fuerza de impacto.

77

CAPITULO II INGENIERIA DEL PROYECTO

2. Introducción Este trabajo está orientado a alcanzar la mayor eficiencia de los parámetros y variables de perforación, con la aplicación del Sistema Rotatorio direccional (Power Drive X6) en la perforación del tramo direccional 8 ½” del campo Boqueron Norte, para esto se toma como referencia datos de tres pozos (BQN-N4D, BQN-N10D y BQN-N23D), identificando los problemas en el primer pozo, con el objetivo de que las operaciones de perforación se optimicen disminuyendo el tiempo y costos. 2.1.

Información General del Campo Boqueron

El campo Boquerón se encuentra ubicado en la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz, 223 km por carretera al NW de la capital. Fisiográficamente ésta zona corresponde a la Llanura Chaco-Beniana Central, entre los ríos Yapacaní é Ichilo, en el extremo Occidental del lineamiento conocido como Boomerang Hills.

113

113

Figura 2.1.- Ubicación del campo Boqueròn

YPFB-ANDINA S.A. (2016). Programa de Perforacion Pozo BQN-N4D. Pg 3

141

2.2.

Geología Regional del Campo Boqueron.

El área de Boomerang Hills se encuentra en la zona de interferencia entre el Subandino Norte (de dirección estructural NW-SE) y el Subandino Sur (de dirección estructural N-S). Dicha zona de interferencia presenta una mayor complejidad estructural de mantos de corrimiento que en las áreas del Subandino Norte y Subandino Sur, así se reconoce un mayor desplazamiento de los sistemas de cabalgamiento y plegamiento, hacia el Este, a favor, principalmente, de estructuras de transferencia N70°E y N10°E.

114

114

Figura 2.2.- Localización del área Boomerang Hills

YPFB-ANDINA S.A. (2016). Programa de Perforacion Pozo BQN-N4D. Pg 8

142

2.2.1. Formaciones y Estratigrafía 2.2.1.1

Sistema Terciario

Formación Yecua Según la información de recortes proveniente de la perforación del pozo BQNNX1D, esta formación está conformada principalmente por arcilitas color marrón rojizo oscuro, masiva, amorfa, plástica, soluble, blanda, en parte consolidada, laminar compacta; limolitas color marrón oscuro, laminar consolidada, dura, arenosa; con intercalaciones lenticulares de arenisca., subangular buena selección. Formación Petaca Esta formación está conformada por arenisca gris blanquecina, escaso gris verdoso, grano fino-muy fino, con cuarzo cristalino, lechoso, sub redondeado-redondeado, friable, regular a buena selección, cemento calcáreo. Intercalado con limolita gris verdosa a marrón rojizo oscuro, tabular, sub bloque, compacta, grada a arenisca muy fina y arcillita marrón rojizo a gris

verdosa,

blanda,

plástica, masiva,

amorfa, moderado, violácea, blanda, plástica, masiva, amorfa, tipo marga. Las areniscas hacia la base presentan grano fino a medio escaso grueso.

116

YPFB-ANDINA S.A. (2016). Programa de Perforacion Pozo BQN-N4D. Pg 29

145

Datos Generales del Pozo BQN-N4D.117 Nombre legal del pozo:

BQN-N4D

Campo:

Boquerón

Área:

Norte

País:

Bolivia

Departamento:

Santa Cruz

Provincia:

Ichilo

Operador:

YPFB ANDINA S.A.

Clasificación del pozo:

Avanzada

Objetivos:

Reservas Yantata.

Reservorios:

Yantata (Z: -2060 msnm aprox.)

Elevación de la mesa rotaria:

9,80 m.

Profundidad Programada:

2570 m.

Profundidad Alcanzada:

2611 m.

Cañerías: Superficial:

9.5/8” 40 lbs/pie, N-80, TXP en 1000 m

Producción:

7”, 26 lbs/pie, N-80, TB DPLS, 0 - 1000m 7”, 29 lbs/pie, N-80, TB DPLS, 1000 - 2570m

Datos Cronológicos: 06/12/2016 – 12/01/2017

Perforación:

BQN-N4D

X (m)

Y (m)

Zt (m.s.n.m.) Zmr (m.s.n.m.)

Coordenadas de Superficie

378.600,69

8.119.350,77

226,44

Coordenadas Objetivo

378.130,00

8.118.900,00

-2060

Tabla 2.1.- Coordenadas del Pozo BQN-N4D

117

Programa de perforación del pozo BQN-N4D YPFB ANDINA S.A.

146

236,24

2.2.2. Secuencia Estratigráfica En la tabla 2.2, se muestra la columna geológica probable, las formaciones a atravesar con sus respectivos topes en MD y TVD. Estos datos fueron obtenidos de la correlación de pozos perforados en la misma zona

PROGNOSIS BQN-N4D SISTEMA FORMACION RESERVORIO TERCIARIO CRETACICO

MD

TVD

(m)

(m)

m.s.n.m

Petaca

Petaca

2290

2145

-1910

Cajones

Cajones

2429

2265

-2030

Yantata

Yantata

2464

2295

-2060

Ichoa

Ninguno

2597

2410

-2170

2645

2450

-2215

Profundidad Final 118

Tabla 2.2.- Prognosis del Pozo BQN-N4D

A continuación se muestra los datos reales de la secuencia estratigráfica que se obtuvo con la perforación de pozo BQN-N4D, lo cual fue corroborado por geólogos a través de análisis de recortes obtenidos en la perforación. TOPES REALES BQN-N4D SISTEMA FORMACION RESERVORIO

TERCIARIO

CRETACICO

MD

TVD

(m)

(m)

Yecua

Ninguno

2045

1968

1732

Petaca

Petaca

2277

2180

1944

Cajones

Cajones

2411

2302

2067

Yantata

Yantata

2450

2338

2102

Ichoa

Ninguno

2560

2438

2202

2611

2485

2249

Profundidad Final

Tabla 2.3.- Secuencia Estratigráfica Real

118

m.s.n.m

YPFB-ANDINA S.A. (2016). Programa de Perforacion Pozo BQN-N4D. Pg 30

147

2.3.4.1

Diseño del BHA Direccional.

El principio fundamental que debe respetarse al diseñar los BHAs es que a los esfuerzos a los que se somete los componentes tubulares deben ser siempre inferiores a las resistencias de dichos componentes, para evitar deformaciones y consecuentemente evitar la reducción de la capacidad de resistencia de estos componentes.

1) Selección de “DC” ≤

∗

Ñ−

ODDC ≤ 2 ∗ 7.656 − 8.5 = 6.812 ODDC = 6.5 ≤ 6.812 …CUMPLE

2) Selección de las barras pesadas (HWDP) ≤ ODCupla HWDP = 6.5 pulg ODCuplaHWDP ≤ 6.5 pulg … CUMPLE 3) Cálculo de la Longitud Mínima de Drill Collar a utilizar Asumiendo para Diseño:

=

∗

∗

=

∗

151

Donde: 9.8 = 0.85038 65.5

ff = 1 −

PN = 0.85

para diseño

= 26.4° LDC =

24000 = 91 ∗ 0.85038 ∗ 0.85 ∗ cos(26.4)

.

≈

En el arreglo solo hay 55 m de Drill Collars, lo que se hizo fue agregar HWDP para tener el WOB requerido 4) Calculo de la longitud de HWDP mínima que se necesita =(

∗

+

∗

∗

)∗

∗

Ec. 1

Despejando LHWDP de Ec.1

LHWDP =

W uHWDP

WOB ∗ ff ∗ PN ∗ cos θ − W

WuDC ∗ LDC ∗ PN ∗ cos θ

UHWDP

WuHWDP = 53,6 lb/pies WuDC ∗ LDC = WDCTOTAL =

. Incluyen accesorios y herramientas

direccionales.

LHWDP=

24000 53.6∗0.85038∗0.85∗ cos(26.4)

LHWDP minima = 110.8 pies =

−

23700 53.6∗0.85∗cos(26.4)

.

152

LHWDP arreglo =

.

>

ñ ……

5) Selección del Drill Pipe

≤

ñ

ODCupla DP = 6.56 pulg Driftcñ Asentada = 8.75 pulg .

≤ .

……

Diseño a la Tensión del Drill Pipe = . ∗ .

∗

=

ec. 1

+

=( = .

−

∗ ∗

ec. 2 +

∗

∗

∗

)

ec. 3

−

ec. 4

Igualando ecuación 3 y 4: (

∗

+

∗

∗

∗

)= .

∗

−

Despejando =

.

∗

− ∗

−

(

153

∗

+

∗

)

Donde: WuDC ∗ LDC + WUHWDP ∗ LHWDP =

Considerando todo el BHA

MOPDISEÑO = 100000 lbs De tabla leer RT = 560761 lbs Reemplazando valores: =

( . ∗

)− .

∗ .

−

.

=

≈

Calculo del .

∗

= = .

=

+ ∗

−

+

WDP = (23.89 ∗ (2611 − 218.2) ∗ 3.281) ∗ ff = 187551 lbs Whta = 48700 + 187551 = 236251 lbs = (0.9 ∗ 560761) − 236251 = Diseño al Colapso del Drill Pipe =

PC =

>

RC FSC

PC = 0.052 ∗ ρL ∗ Lv RC 0.052 ∗ ρL ∗ Lv =

FSC

154

2.3.6.1 Análisis del Proceso de Perforación del Pozo BQN-N4D El pozo BQN-N4D presenta una profundidad programada de 2570 m con un lapso de tiempo estimado para su perforación de 36,41días, se llegó a la profundidad de 2611m, pero en un tiempo de 37,29 días de trabajo. Esto fue debido a problemas presentados durante la perforación de dicho pozo, lo que a continuación analizaremos detalladamente. EJECUTADO OPERACIÓN

INICIO

PROGRAMADO

DURACION

FIN

DURACION

DIFERENCIA

MOVILIZACION

27/10/2016

40

06/12/2016

30

PERFORACIÓN

06/12/2016

37.29

12/01/2017

36.41

+10 +0.88

Tabla 2.5.- Tiempo programado y real pozo BQN-N4D

En la siguiente figura se muestra una comparación de la perforación del pozo Programado con lo Real

Figura 2.7.- Perforación Pozo BQN-N4D Programado vs Real

155

El tramo direccional 8 ½”, que va desde los 1000 m hasta la profundidad final del pozo, es el objetivo de análisis de este trabajo como se mencionó anteriormente, se tenía programado perforar en un tiempo aproximado de 28,6 días, pero fue ejecutado en 31,59 días debido a algunos problemas operativos.

OPERACIÓN

PROGRAMADO

EJECUTADO FECHA DURACION INICIO (DÍAS)

FECHA FIN

DURACIÓN (DÍAS)

DIFERENCIA

OH 12 1/4"

06/12/2016

5.7

11/12/2016

8.35

- 2.65

OH 8 1/2"

11/12/2016

31.59

12/01/2017

28.06

+ 3.53

Tabla 2.6.- Tiempo de Perforación Tramo Direccional

A continuación se muestra gráficamente la comparación de la perforación del tramo direccional, lo programado con lo real y la profundidad final a la que se llegó.

Figura 2.8.- Perforación Fase 8 ½” Programado vs Real

156

2.3.7. Plan Direccional De acuerdo a las coordenadas de superficie y objetivo propuesto por geología, se determina el plan o trayectoria del tramo direccional del pozo BQN-N4D. En la siguiente tabla se muestra el plan que fue calculado con el método Mínima Curvatura, por su mayor exactitud en los cálculos comparado con otros métodos direccionales. Los cálculos mas suceptibles a errores son la inclinación, azimuth, Dog Leg Severity y las coordenadas Norte/Sur, Este/Oeste Comments

MD (m)

Tie-In Chaco CSG 9 5/8'' KOP

Incl (°)

0 9,8 1000 1022

Vsec (m)

NS (m)

EW (m)

DLS (°/30m)

0 220,97 220,97 220,97

0 9,8 100 1022

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

N/A 0 0 0

24

220,97

1301,62

59,43

-44,87

-38,97

2,5

2233,14 2364,49 2397,33

24 24 24

220,97 220,97 220,97

2145 2265 2295

434,88 488,3 501,65

-328,34 -368,67 -378,76

-285,15 -320,18 -328,94

0 0 0

2404,16

24

220,97

2301,24

504,43

-380,85

330,76

0

2410

24

221

2306,57

506,81

-382,64

-332,32

0,06

2523,22 2567

24 24

221 221

2410 2450

552,86 570,66

-417,4 -430,84

-362,53 -374,21

0 0

1309,97

Petaca Cajones Yantata BQN-N4D Yantata 161118 Survey Station Ichoa TD

TVD (m)

0 0 0 0

EOC (CurveHold 2D)

Az (°)

Tabla 2.7.- Plan direccional Programado

Las ecuaciones del Método Mínima Curvatura, utilizadas en la trayectoria tipo “J” del plan direccional del pozo BQN-N4D, están desarrolladas a continuación. Para esto se toman tres puntos de la trayectoria total. COMENT 0. 1. 2. 3.

Tie-In KOP EOC TD

MD (m) 0 1022 1310 2567

Incl (°) 0 0 24 24

Az (°) 0 0 221 221

TVD (m) 0 1022 1298 2446

Vsec (m) 0 0 59 570

NS (m) 0 0 -44,2 -430,2

Tabla 2.8.- Resultados de Metodo Mínima Curvatura

157

EW (m) 0 0 -38,4 -374

DLS (°/30) 0 0 2,5 0

2.3.8. Topes Reales de las Formaciones Atravesadas Con lo visto anteriormente se elaboró un cuadro tomando las profundidades reales de los topes de la estratigrafía encontrada con la perforación de los pozos en el campo Boqueron Norte. Estos datos se obtuvieron de reportes diarios de perforación y geología. Los topes de las formaciones están descritas tanto en MD como en TVD para cada pozo, resaltando la profundidad de la formación donde se tuvo más problemas (arrastre, baja ROP, alto torque). POZOS

BOQUERON NORTE

CAMPO

SISTEMA FORMACION

TERCIARIO

CRETACICO

BQN-N4D

BQN-N10D

BQN-N23D

MD (m)

TVD (m)

MD (m)

TVD (m)

MD (m)

TVD (m)

Chaco Inf.

1000

1000

1000

1000

1000

1000

Yecua

2045

1968

2090

1997

1982

1917

Petaca

2277

2180

2313

2198

2310

2210

Cajones

2411

2303

2435

2307

2435

2321

Yantata

2450

2338

2467

2336

2469

2351

Ichoa

2560

2438

2578

2435

2584

2454

2611

2484

2604

2459

2600

2468

Profundidad Final

Tabla 2.11.- Topes de las Formaciones atravezadas

Fue importante desarrollar la caracterización litológica del campo Boqueron con el objetivo de identificar las zonas complejas (Yecua, Petaca) que se atravesó con la perforación de los pozos considerados en este proyecto. 2.3.8.2.

Descripción de Trépanos Utilizados

El trepano utilizado en el tramo direccional de los pozos mencionados anteriormente, fue un trepano de 8 ½”, tipo PDC, cortadores de 16 milímetros, de 5 aletas con la excepción que en el pozo BQN-N10D se utilizó trepano de 6 aletas con el cual no se tuvo buenos resultados en penetración.

158

2.3.8.3 Resultados de la optimización

Tabla 2.17.- ROP promedio de los Pozos de Estudio

Después de realizar un análisis minucioso de los parámetros y variables que intervienen en la perforación del tramo direccional 8 ½” en pozos del campo Boqueron Norte, se muestran en la siguiente grafica los efectos de la optimización de los parámetros de perforación en la tasa de penetración. Logrando de esta manera minimizar los tiempos en la perforación del tramo direccional del campo Boqueron Norte. La grafica fue realizada en base al resumen de operaciones mostrada en el Anexo 1.

Figura 2.17.- Tiempos de la perforación fase 8 ½” de pozos Boquerón Norte

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones 

Con la finalidad de optimizar las operaciones de perforación y disminuir los tiempos no productivos y por ende los costos asociados a los mismos, se realizó un análisis de tendencia sobre los parámetros más eficientes utilizados en la fase 8 ½” en el Campo Boqueron Norte. Los cuales sirven de guía para efectuar futuros programas de perforación



Se demostró que optimizando los parámetros de perforación y utilizando la tecnología RSS “Power Drive”, se obtuvieron mejores resultados, disminuyendo así el tiempo en la perforación de la sección 8 ½” en el campo Boqueron Norte.



Al tener un mejor control de las propiedades del lodo y utilizando la hidráulica adecuada, se logró una mejor remoción de los solidos de perforación y una mejor estabilidad de las paredes del pozo.



Después de realizar una descripción de las formaciones atravesadas se identificó las zonas o tramos de mayor complejidad y las medidas de control requeridas para cada una de ellas.



En base a la experiencia de la densidad utilizada en el BQN-N4D, BQN-N10D se decidió iniciar la perforación de este tramo en el BQN-N23D con 10.0 ppg, logrando de esta manera, mejorar la estabilidad de las paredes del pozo en las formaciones Yecua y Petaca.

182

Recomendaciones En caso de bajar un trepano PDC de 6 aletas en la fase 8 ½”, se recomienda contralar la velocidad de bajada de la herramienta, y cada cierto tramo circular para limpiar el trepano, de esta manera minimizar la tendencia al embotamiento, principalmente en niveles arcillosos de esta sección. Se recomienda realizar un reajuste al programa direccional de pozo, que el KOP se realice lo más cercano posible a la profundidad de asentamiento de la cañería 9 5/8”, esto con el fin de tener un margen mayor en la construcción del ángulo, principalmente considerando que al tener formaciones poco consolidadas el trabajo direccional puede verse afectado. Se recomienda repasar 2 veces mínimo, hasta normalizar la presión en los tramos donde se observen incrementos de presión anormales. Se recomienda bajar el sensor APWD en futuros proyectos con el fin de tener un control en tiempo real de la ECD, y así poder monitorear si el pozo tiene exceso de recortes y de esta manera circular más y evitar los empaquetamientos típicos de esta zona. No se debe aplicar más de 100 RPM al Top Drive después de los 2000m, ya que valores por encima del mencionado genera una alta vibración, lo cual tiene un efecto abrupto sobre la ROP y posibles fallas en el Power Drive. Se ha observado que este efecto puede ser mitigado disminuyendo las revoluciones (rpm) en la sarta de perforación.

183

ANEXOS

Anexo 1. Resumen de Operaciones fase 8 ½” BQN-N4D 11/12/2016

6

12/12/2016

7

13/12/2016

8

14/12/2016

9

15/12/2016

10

16/12/2016

11

17/12/2016

12

18/12/2016

13

19/12/2016

14

20/12/2016

15

21/12/2016

16

22/12/2016

17

23/12/2016

18

24/12/2016

19

25/12/2016

20

26/12/2016

21

27/12/2016

22

28/12/2016

23

Instaló bell niple, plano inclinado + ratonera. Probó BOPs 13 5/8"-10mpsi. Armó 28 tiros DP 5". Armó 32 tiros DP 5" + 3 tiros HWDP 5". Armó y bajó BHA#1 liso armando DP 5" x piezas hasta 966.7m. Efectuó CIT con 2000psi. Perforó accesorios de flotación + cemento de 966.7m hasta 980m. Rotó zapata perforadora + cemento + 5m de formación hasta 1005m. Efectuó FIT con 400psi (EMW:12.0ppg). Largó Gyro. Sacó hta. registrando en modo drop. Armó y bajó BHA #3 direccional.(en proceso). Continuó armando BHA#3 direccional y probó el mismo. Bajó arreglo direccional hasta 1005m. Perforó direccionalmente fase 8 1/2" de 1005 a 1232m (Av: 227m), último survey @ 1206.03m; Inc: 10.86°; Azim: 202.74°. Perforó agujero 8½" de 1232m hasta 1475m (Av: 243m), último survey @ 1434.75m; Inc: 25.96°; Azim: 224.69°. Perforó fase 8½" de 1475m hasta 1504m. Bombeó 30bbls BV pesado de limpieza (12ppg, 300seg), circuló a zaranda limpia. Realizó carrera corta sacando hta con back-reaming de 1504m a 989m, circuló a zaranda limpia. Bajó hta a 1504m. Continuó perforando con PD de 1504 a 1532m (Av: 57m). Perforó agujero 8½" de 1532m hasta 1802m (Av: 270m), último survey @ 1777.94m; Inc: 26.14°; Azim: 221.31°. Perforó agujero 8½" de 1802m hasta 1933m (Av: 131m). Ult survey: 1921.63m; Inc: 25.22°; Azim: 220.91°. Bombeó 40bbl BV pesado, circuló a zaranda limpia. Realizó carrera corta sacando hta de 1933m (FP) a 1504m con back-reaming. Perforó agujero 8½" de 1933m hasta 2029m (Avance: 96m), ultimo survey @ 2006.9m; inclinación: 24.52°; azimuth: 220.33°. Perforó agujero 8½” de 2029m a 2104m (Avance: 75m), ultimo survey en 2092.25m; inclinación: 24.34°; azimuth: 219.40°. Bombeo 30bbl bache disperso + 30bbl bv pesado. Circuló, bombeo 35bbl bache lubricante. Perforó agujero 8½” de 2104m a 2162m (Avance: 58m). Circuló hasta zaranda limpia. Sacó herramienta con backreaming de 2162m a 1922m. Sacó herramienta de 1922m a 989m con resistencia al torque e incrementos de presión por partes. Circuló, sacó herramienta a superficie. Desarmó BHA#3 Direccional. Arma arreglo de prueba de conjunto BOP's 13 5/8". Realizó prueba a conjunto de BOP's 13 5/8". Armó BHA #4 Direccional, verificó funcionamiento de Powerdrive y MWD. Bajó herramienta de 989m a 2162m (FP) con mínima resistencia al peso. Perforó de 2162m a 2222m (Avance: 60m), ultimo survey en 2205.59m; inclinación: 24.20°; azimuth: 223.12° Perforó agujero 8½" de 2222m hasta 2419m (Avance: 197m), ultimo survey @ 2378.50m; inclinación: 24.02°; azimuth: 220.72°. Perforó agujero 8½" de 2419m hasta 2430m (Punto corona) (avance: 11m), ultimo survey @ 2418.46m; inclinación: 24.04°; azimuth: 220.95°. Circuló, recuperó muestra de fondo. Sacó herramienta de 2430m (FP) a 989m, repasando por partes. Circuló @ 350gpm 1100psi. Circuló, sacó herramienta a superficie. Desarmó BHA #4 direccional. Armó BHA#5 de acondicionamiento (0'-30'), bajó herramienta a 969m. circuló, realizó simulacro de surgencia. Bajó herramienta de 969m a 2285m repasando y eliminando resistencias por partes. Bajó herramienta de 2285m a 2430m (FP), elminando resistencias por partes. Circuló. Realizó carrera corta: Sacó herramienta de 2430m (FP) a 1599m. Circuló, bajó herramienta a 2430m (FP) con minimas resistencias puntuales al peso. Circuló, sacó herramienta de 2430m (FP) a 1972m. Sacó herramienta de 1972m a superficie. Desarmó BHA #5 acondicionamiento (0'-30'). Armó BHA #6 Corona #1. Bajó herramienta a 987m. Circuló, bajó

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herramienta de 987m a 2430m (FP) con minima resistencia al peso en partes. Perforó corona de 2430m a 2431m (Fm. Cajones). Continuó perforando corona de 2431m hasta 2439m (Av: 8m). Maniobró hta con rotación y cortó testigo. Sacó hta de 2439m a 976m (Zap Csg 9.5/8" @998.5m). Realizó flow check. Sacó hta de 976m a 673m a velocidad controlada. Sacó y desarmó BHA#6 Coring de 673m a superficie. Recuperó 7.34m (82%) corona Fm Cajones Tr: 2430-2439m. Armó y bajó BHA#7 direccional. Probó PowerDrive con resultado (-) por interferencia. Continuó armando BHA direccional y bajó hasta 2220m. Bajó BHA#7 direccional hasta 2439m (FP). Perforó agujero 8.1/2" con PD desde 2439m a 2611m (TD) (Av: 172m). Bombeó bache disperso + BV limpieza pesado, circuló a retorno limpio. Carrera corta: Sacó hta con back-reaming de 2611m a 2505m. Carrera corta: Sacó hta a 2448m, circuló y bajó hta a 2611m FP. Circuló a retorno limpio. Sacó BHA#7 direccional desde 2611m FP a superficie, desarmó el mismo. Armó y bajó BHA#8 de acondicionamiento (0’-30’) hasta 2057m. Bajó BHA#8 de Acondicionamiento hasta 2611m (FP). Bombeó 40bbls bache disperso + 40bbls BV pesado, circuló a retorno limpio. Realizó carrera corta: Sacó hta a 2236m y luego bajó la misma a 2611m (FP). Circuló a zaranda limpia. Balanceó 150bbls bache lubricante. Sacó hta a 2475m. Continuó sacando BHA#8 de acondicionamiento hasta superficie. SCH WL montó equipamiento y bajó sonda AIT-PEX-SLS-ECRD hasta 2343m (pto resistencia), maniobró para pasar con resultado (-), sacó sonda a superficie. SCH WL desmontó equipamiento. Armó y bajó BHA#9 acondicionamiento hasta 1427m. Bajó BHA#9 de acondicionamiento desde 1427m hasta 2165m con elevador. Bajó BHA#9 desde 2165m hasta 2611m (FP) con rotación y circulación normalizando tramos. Bombeó 40bbls de Bache Viscoso pesado de limpieza, circuló con 350gpm. Carrera corta: Sacó hta. de 2611m (FP) a 2132m repasando y eliminando pts. de resistencia. Circuló, repitió carrera corta de 2611m a 2132m, sin resistencia. Balanceó 200bbls de bache lubricante. Sacó hta. de 2611m a 1389m, balanceó 120bbls de bache lub. Sacó hta. de 1389m a 332m. Sacó hta. de 332m a superficie. Schlumberger Wireline bajó Sonda: RBN-PPCBHC-AIT-PEX-PPC-ECRD hasta 2301m punto de resistencia, sacó sonda hasta superficie (amago de aprisionamiento en 2271m), Probó BOP's 13 5/8" / 10Mpsi. Bajó BHA#10 (0'-30') hasta 2019m. Bajó hta. de 2019m a 2611m (FP). Efectuó carrera corta hasta 2046m, bajó hta. a 2611m. Circuló, balanceó 270bbls de bache lubricante, sacó hta. de 2611m a 1446m, balanceó 120bbls de bache lubricante. Sacó hta. de 1446m a 846m. Sacó BHA#10 de acondicionamiento de 846m a superficie. Recuperó Wear Bushing. Cambió Washpipe. Alistó elementos para bajar cañeria 7". Bajó cañería 7" 29-26#/ft con zapato rimador 8 1/4" hasta 1986m. Bajó cañería 7" 29-26ppf de 1986m a 2607.5m. Circuló para acondicionar fluido. Cementó cañería 7“ con 185bbl de lechada de relleno y 156bbl de lechada principal. Levantó conjunto de BOP's 13 5/8"-10M, asentó cañería de 7" en cabezal “A". Instala cabezal “C". Realizó montaje de BOP's 13 5/8"-10M. Desarmó 4 tiros HWDP 5”, 1 tiro DC 6½" y 60 tiros DP 5". Desarmó 25 tiros DP 5". Desmontó y desarmó por piezas conjunto de BOP's. Efectuó limpieza de piletas y zarandas.

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Anexo 2. Control direccional real pozo BQN-N4D Inclinación

Azimuth

TVD

NS

EW

VSEC

DLS

(º)

(º)

(m)

(m)

(m)

(m)

(deg/30m)

1005,00

0,95

52,05

1004,95

N 0.89

W 0.02

-0,66

2,50

1034,11

0,10

157,77

1034,06

N 1.01

E 0.18

-0,88

1,01

1062,79

0,09

116,51

1062,74

N 0.98

E 0.21

-0,88

0,07

1090,65

0,09

347,86

1090,60

N 0.99

E 0.23

-0,89

0,17

1119,37

2,73

190,19

1119,31

N 0.34

E 0.10

-0,32

2,94

1148,12

6,34

193,16

1147,97

S 1.88

W 0.38

1,67

3,77

1177,09

8,95

199,09

1176,68

S 5.57

W 1.48

5,18

2,82

1206,03

10,86

202,74

1205,18

S 10.21

W 3.27

9,86

2,08

1234,76

13,54

211,45

1233,27

S 15.58

W 6.08

15,74

3,39

1262,88

15,90

219,62

1260,46

S 21.36

W 10.25

22,84

3,35

1291,95

18,53

225,46

1288,23

S 27.66

W 16.08

31,43

3,24

1319,66

20,48

227,07

1314,35

S 34.06

W 22.77

40,64

2,19

1349,35

23,46

226,07

1341,88

S 41.69

W 30.83

51,70

3,03

1377,38

25,82

224,16

1367,36

S 49.95

W 39.11

63,35

2,67

1406,15

25,84

224,23

1393,25

S 58.93

W 47.84

75,87

0,04

1434,75

25,96

224,69

1418,98

S 67.85

W 56.59

88,34

0,25

1463,28

25,72

224,90

1444,66

S 76.67

W 65.36

100,74

0,27

1491,37

25,84

224,48

1469,95

S 85.36

W 73.95

112,94

0,23

1520,60

26,08

222,60

1496,23

S 94.63

W 82.76

125,72

0,88

1549,46

26,13

220,89

1522,15

S 104.11

W 91.21

138,41

0,78

1578,09

26,03

220,17

1547,86

S 113.67

W 99.39

151,00

0,35

1606,56

26,05

220,52

1573,44

S 123.20

W 107.48

163,50

0,16

1635,25

26,04

220,68

1599,22

S 132.76

W 115.68

176,09

0,07

1663,67

26,09

220,78

1624,75

S 142.23

W 123.83

188,58

0,07

1692,48

26,18

221,60

1650,61

S 151.78

W 132.19

201,27

0,39

1721,27

26,21

221,32

1676,45

S 161.30

W 140.60

213,98

0,13

1749,52

26,12

220,80

1701,80

S 170.69

W 148.78

226,44

0,26

1777,94

26,14

221,31

1727,32

S 180.13

W 157.00

238,95

0,24

1806,59

26,11

220,95

1753,04

S 189.63

W 165.30

251,57

0,17

MD (m)

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Anexo 3. Especificaciones técnicas Trepano PDC.

Tabla.- Tamaño de las Boquillas

Tabla.- Tolerancia API para Trépanos

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Charly Pratten, Schlumberger-Rotary Steerable System, Technical Bulletin, Usa, 2004. Cepet-Tamare, Perforación Direccional, 4ta Edición, 1987 Halliburton, MWD/LWD System SL0056 rev A, 1998 MI Fluids: Drilling Manual, Usa 2001. Neal J. Adams. “Drilling Engineering”, Ed. Penn Well Books, Oklahoma 1985. Schlumberger, “Nuevos Rumbos en la Perforación Rotatoria Direccional” 2000 Robert Mitchell, Petroleum Engineering Handbook: Drilling Engineering, Vol. II, Society of Petroleum Engineers, 2007. Pemex, Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. “Manual para perforador y ayudante (cabo)”, Capítulo 11. Perforación direccional. Primera edición, 2002. “Drilling Engineering Workbook”, Baker Hughes, INTEQ, 1995. Suarez Soruco Ramiro & Díaz Martínez Enrique, Léxico Estratigráfico de Bolivia. 1996 Sánchez Arriaga Cesar y Villegas Casas Guillermo. “Herramientas en la Perforación direccional, UNAM 2013. Schlumberger, Theory Of Operation & Components “Power Drive X6”.

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