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• Leonel Itamar Chuquimia Itusaca

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Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

La sección inferior de 8 ½” de Icla, Los Monos y H1c será perforado empleando un GR a 6 m del trépano. El GR permitirá correlacionar con la zona de HMP H2 de los pozos offset, ayudando a determinar el Tope y la Base de estas Areniscas.

Run #

5.1

Interval (m) Open Hole section

4430–TD

Logging suite

1270 BOREHOLE IMAGE LOG (FMI Dipmeter Mode) – SONIC SCANNER– GAMMA RAY (GR)

Mud

OBM

Run #

5.2

Interval (m) Open Hole section

4430–TD

Logging suite

1270 HIGH DEFINITION INDUCTION (AIT) – DENSITY&NEUTRON(PEX) – GAMMA RAY (HNGS)

Mud

OBM

Run #

5.3

Interval (m) Open Hole section

4430–TD 1270

Logging suite

NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE (CMR porosity mode) – LITHOLOGY EVALUATION (ECS Elemental Capture Spectroscopy Sonde) – GAMMA RAY

Mud

OBM

75

Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

Run #

5.4

Interval (m) Open Hole section

4430–TD

76

1270 FORMATION TESTER (Singel Probe XPT)– GAMMA RAY (GR)

Logging suite Mud

OBM

Run #

5.5

Interval (m) Open Hole section

4430–TD 1270 MSCT (25 SIDEWALL CORES) – GAMMA RAY (GR)

Logging suite Mud

OBM

Corona Dos operaciones de corona están planeadas, ambas en esta sección de 8 1/2”. Un barril saca coronas de 6 metros será corrido. El objetivo primario de la corona es la formación Huamampampa H1b. Barriles saca testigos anti acuñamientos serán usados para realizar esta operación. El proveedor de la corona proveerá de un ingeniero de campo especializado en este tipo de operaciones. Los puntos de coroneo (core points) serán definidos durante la perforación por el Well Site del pozo en coordinación conjunta con las oficinas de Repsol. Para el reservorio H1b se ha programado la obtención de dos testigos en cada una de las capas de la Fm Huamampampa L1 y L2 con buenos shows, los siguientes puntos de coroneo no son definitivos y dependerán de la profundidad a la cual se alcance al reservorio. L1:

4300 – 4306 m MD

L2:

4370 – 4376 m MD

Operaciones para cada punto de corona. 1. Circular y acondicionar el lodo para sacar arreglo de perforación de 8 ½”. Continuar circulando hasta normalizar el lodo. Un margen de viaje de 200psi será aplicado si la presión de la formación es conocida. 2. Sacar herramienta. Calibrar el trépano por daño y calibre. Si tiene mucho desgaste al calibre o numerosos dientes rotos, realizar una carrera de calibración con un trépano full gauge. Vaciar el junk basket si se decide bajarla al pozo en el arreglo. Dependiendo de lo recuperado en el junk basket se realizará otra carrera de embolsillado.

Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

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3. Armar arreglo estabilizado con el barril saca testigos. Colocar estabilizadores con el gauge adecuado, debe espaciarse/dimensionar adecuadamente el barril en el arreglo. Arreglo saca testigos: Cabeza de corona 8 1/2” Barril saca Testigos estabilizado X/Over Estabilizador de 8 1/2” Drill Collars de 6 ½” (requeridos)

Procedimientos para cada toma de corona 1. Bajar arreglo saca testigos lentamente. Utilizar limpiadores de sondeo todo el tiempo (wiper rubber). Reciprocar/Rimar la herramienta si es necesario. Circular a máximo caudal con bajas RPM y bajo WOB. Si se observan altas condiciones de rimado, sacar arreglo y realizar carrera de calibración con trépano de 8 ½”. 2. Bajar circulando el último tiro. Tocar el fondo con máximo caudal, lavar el fondo del pozo sin rotación. Espaciar la herramienta para maximizar la continua operación de coroneo sin agregar una conección. 3. Circular hasta limpiar pozo, normalizar el lodo. 4. Largar bolita para obtener circulación en el barril. Esperar que se asiente. Tomar SCR’s y registrar presiones on y off bottom. 5. Cortar corona de 6 metros si las condiciones del pozo lo permiten. 6. Circular hasta normalizar el lodo, libre de gas. 7. Sacar herramienta sin rotación. 8. Recuperar corona. Al manipulear el barril, se utilizará una abrazadera de seguridad todo el tiempo. 9. Apartar el barril, quebrar todas las conexiones.

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Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

Procedimientos de Bajada de Liner y Cementación Nota: El programa de cementación será proveído al pozo 48 hrs. Antes de la operación La cañería de 7”, 32 lb/ft, T Blue será bajada en agujero de 8 1/2” y cementada por el método con Setting Tool de Liner hasta la base de la formación H1c ± 4880m Accesorios de 78ormació:

7” inset type cement shoe 7” insert type float collar 7” insert type landing collar Centralizers & Stop Ring as requerided

Diametro de cañería

7”

Tramo asentamiento Peso

4140-5700m 32 lb/ft

Grado Conexión

TN110Cr13M T BLUE

Ajuste: OD:

13000 ft/lbs 7.732 in

ID: Drift ID:

6.094 in 6.000 in

Reventamiento: Colapso:

12460 psi 10780 psi

Tensión:

1025 KLbs

Notas: Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá asegurarse de:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los accesorios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  Utilizar Weld A para el shoe track y 1 pieza de cañería por encima de la posición del collar flotador y el landing collar.  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas.  Debe estar en locación la herramienta para proporcionar el torque óptimo tomando en cuenta el factor de fricción.  El zapato de 7” y el collar flotador deben estar en buenas condiciones y se debe tener back up de estas herramientas en el pozo.  Tener de Back Up otro colgador de Liner 7” en el Pozo.  Se debe contar con una cabeza de circulación de 7” T Blue en locación en caso de ser necesario circulación.  Eslingas & grilletes para 6 toneladas deben ser preparados e inspeccionados para la bajada de la cañería.

Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

       

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La grúa y el montacargas debe estar en buenas condiciones y apto para realizar este trabajo. Los centralizadores tipo Centek deberán ser instalados antes de subirlos a la mesa rotaria y colocados entre dos stop rings, nunca en las cuplas. Haber inspeccionado las orejas del Top Drive donde van los eslabones. Cortar cable de perforación en última maniobra con BHA de repaso. Determinar la eficiencia real de las bombas del equipo. Para ello se deberá utilizar el contador de Geolog. (Reportar a oficina SCZ y HALL para ajustar programa de cementación). El montacargas y la grúa, deben estar en buenas condiciones y aptos para realizar este trabajo. Se tendrá la grúa de Petrex para manejo inicial de cañería desde caballetes hasta piso del equipo. Se deberá tener otra grúa adicional como Back Up. Alinear el Centro del Pozo con el Top Drive.

Operaciones de Bajada y Cementación: 1. El Supervisor de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. realizará una reunión de seguridad y operacional con todas las partes involucradas antes de proceder a la bajada y cementación del liner. 2. Recuperar wear bushing de sección ‘B-C’ del cabezal del pozo. 3. Montar equipamiento y materiales para la bajada de cañería. 4. Verifique el número total de piezas de Liner de 7” y barras de sondeo en la planchada. 5. Asegúrese que las barras de sondeo hayan sido calibradas con un conejo de mínimo 21/4” de OD 6. Se recomienda bajar con el siguiente ensamblaje: Zapato Pieza # 1 Pieza #2 Collar flotador Pieza #3 Landing Collar Use Weld A en todas estas conexiones. 7. Verificar los elementos de flotación subiendo y bajando el liner después del primer llenado. 8. Usar collarín las 10 primeras piezas. 9. Revisar el óptimo torque de ajuste con Weatherford. 10. Bajar el Liner de acuerdo al programa. 11. Controlar el peso y desplazamiento a medida que se corre cañería. 12. Mientras se baja cañería se deberá controlar que la velocidad de corrida de cada pieza con 1 pieza/ 30 seg velocidad cuña a cuña, aumentando si el pozo lo permitiera. 13. Levante el Ensamblaje con el Colgador (Liner Hanger) y conéctelo al Liner, aplicando el torque apropiado. 14. Dejando las cuñas asentadas en el Liner, levante 1m para chequear si la herramienta de

Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

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asentamiento (Setting Tool) y las otras conexiones fueron realizadas apropiadamente. Si es así retire las cuñas. Registre peso del ensamblaje. 15. Revisar que el Colgador (Liner Hanger) y el Top Packer (Liner Top Packer) no tengan ningún daño y registre el peso del Liner. Baje el Ensamblaje del Colgador (Liner Hanger Assy) a través de la mesa rotaria y coloque las cuñas en el Niple de Maniobra (lift nipple) 5”. No ponga las cuñas en la Camisa de Asentamiento (Setting Sleeve). Mantener centrado el Liner Hanger Packer cuando esté pasando a través de las BOP´s. 16. Baje dos tiros de HWDP 17. Conecte la válvula de llenado (Hyflo Valve) 4 ½” IF pin x box 18. Continúe bajando con HWDP y barras de sondeo. Coloque la goma limpia-barras mientras este bajando para evitar caída de algún objeto extraño al pozo. . Calibre todas las barras cortas (pup joints) y los sencillos que se levanten de la planchada. Nota: Espaciar la sarta de tal manera que la Cabeza de Cementación quede +/- 3-4 m por encima de la mesa rotaria cuando el zapato esté en fondo 19. Circule antes de salir a hueco abierto (dentro de la zapata de cañería de 9 5/8” @ 4290m) mínimo un retorno y registre presiones normales de circulación a diferentes tasas de flujo 20. Registre el peso estabilizado hacia arriba (pick up weight) y hacia abajo (slack off weight) con y sin circulación. Arme el equipo de superficie de Baker y las líneas chicksans antes de entrar en hueco abierto. Si se requiere instale las líneas para circulación por inversa. 21. Baje por hueco abierto a velocidad moderada. 22. Faltando +/-3m para llegar al fondo (5700m Fondo Pozo), marque la tubería de trabajo. Tome los pesos hacia abajo y hacia arriba. Toque el Fondo Levante +/- 2m por fuera de la profundidad de asentamiento (es decir peso estabilizado hacia arriba más 2m). 23. Largue la bola de 1¾” y espere hasta que llegue al asiento dentro la válvula Hyflo. Presurice lentamente con 340 psi y 1400 psi para cerrar la válvula Hyflo, esta misma bola convertirá el collar de autollenado en collar flotador. 24. Inicie circulación lentamente. Acondicione el pozo, circulando al menos el contenido del liner y del sondeo para levantar los recortes encima del Colgador (Liner Hanger). Circule hasta que el pozo esté limpio. Registre presiones normales de circulación. 25. Pruebe las líneas de cementación con 5000 PSI (Presión máxima de trabajo) durante 5-10 minutos. 26. Deje caer la Bola de Asentamiento (Setting Ball) de 1-3/4” y déjela gravitar hasta el asiento del Landing Collar (Velocidad de caída: 130 m/min.), si es necesario bombee a 1-2 BPM para ayudar a caer la bola con una presión máxima de 800 psi. No permita que la bola impacte el asiento del Landing Collar. 27. Cuando la bola asiente, lentamente incremente la presión hasta 2,000 PSI para asentar el Colgador. Libere o desfogue presión hasta 1000 PSI, baje la herramienta dejando perder el peso del Liner más 20,000 lbs de peso y marque la tubería de trabajo (el peso del Liner se debería perder antes de que el zapato llegue al fondo). Descargue la presión a 0 PSI. Nota: Si 2,000 PSI no fueron suficientes para asentar el Colgador, levante y aumente la presión en incrementos de 200 PSI, chequee después de cada incremento. 28. Una vez el Liner esté colgado, mantenga 20,000 Lbs de peso de barras sobre el Colgador y presurice hasta 2,500 PSI para romper asiento de bola, Reestablezca la circulación y compare

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los parámetros con los establecidos antes de asentar el colgador ( Tome Nota) 29. Pare la Bomba y proceda a liberar la herramienta de corrida Setting 81orma 2RH , Realice una marca Vertical en la tubería , Rote la sarta 4 vueltas a la derecha pare y libere lentamente el torque , Rote nuevamente 10 Vueltas a la derecha o hasta que observe un incremento de torque , pare la rotaria libere lentamente el torque (con 10 vueltas efectivas a la profundidad del colgador se debe liberar la herramienta ), levante el sondeo para verificar que el peso del liner se perdió y que la Herramienta de Asentamiento tipo HR (HR Setting Tool) se encuentre libre. Nota: No levantar más de 1m. 30. Si la Herramienta de Asentamiento tipo HR (HR Setting Tool) se ha liberado, asentar 20,000 Lbs de peso (Posición de Cementación del Stinger) y presurice hasta 3500-4000psi para romper asiento de bola y así restablecer circulación normal lentamente. Circule el pozo para iniciar la cementación del pozo. 31. Mezcle y bombee espaciadores / lavadores y el cemento de acuerdo al programa. 32. Libere el Tapón Limpiador de Barras (Drill Pipe Pump Down Plug). Bombee espaciadores (si hay) y desplace de acuerdo a programa de cementacion. Baje el caudal a 2 BPM 5-10 BBL antes de que el Tapón Limpiador de Barras (Drill Pipe Pump Down Plug) llegue al Tapón Limpiador de Liner (Liner Wiper Plug). La presión de bomba se incrementará cuando el Tapón Limpiador de Barras (Drill Pipe Pump Down Plug) enganche el Tapón Limpiador de Liner (Liner Wiper Plug). El Tapón Limpiador de Liner (Liner Wiper Plug) se romperá a 300-700 PSI. Continúe desplazando de acuerdo a programa de cementacion. Verifique la eficiencia de la bomba y ajuste los cálculos de desplazamiento si fuera necesario. Bombee lentamente los últimos 5 BBL del desplazamiento total. Asiente los tapones con 1,000 PSI por encima de la presión final de desplazamiento. Nota: Si no observa asentamiento de los tapones, use el volumen teórico solamente. No sobre desplace tratando de forzar el asentamiento. 33. Libere la presión y chequee retornos determinando el apropiado funcionamiento de los elementos de flotación. Si hay retorno, presurice para ver si los tapones pueden ser reasentados 34. Levante la herramienta lentamente para permitir que el rotating packer setting dog sub salga fuera de la camisa y luego aplique 50,000 lbs de peso para asentar el Top Packer. Repita esta operación 3 veces para asegurar que el top packer queda completamente anclado. 35. Saque 5 tiros inmediatamente sin perder tiempo. Circule inversa al menos dos capacidades del sondeo para eliminar el exceso de cemento-baches y dejar limpio internamente el sondeo. Reciproque el sondeo durante la circulación. (Tener previamente todas las conexiones listas para la inversa). 36. Saque todo el sondeo y desarme las Herramientas de Corrida del Liner. 37. Se enviará programa adicional para las pruebas del Liner de 7”. Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores 1. Armar el tapón de prueba con una pieza de sondeo. Bajar y asentar de acuerdo al perfil en la cabeza de pozo. Cerrar rams y realizar prueba del arreglo de preventores (rams y válvulas acorde al cronograma abajo referido. 2. Instalar el wear bushing según procedimientos de Cameron. Observar el diámetro interno e

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Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

inspeccionar si no tiene algún daño antes de bajar y colocarlo en el cabezal. 3. Completar el reporte de cementación en el OpenWellS y enviar por email el detalle de las operaciones a Santa Cruz. Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: ITEM

Presión de prueba (psi)

Duración (min)

BOP con tapón de prueba Rams preventer Rams ciegos Pipe rams Annular Hydril Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/82orma hose

Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja

10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’

300 300 300 300 300 300 300

Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta

10000 10000 10000 4000 10000 10000 5000

cada prueba cada prueba cada prueba cada prueba cada prueba cada prueba cada prueba

WP (psi) 10.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000

Notas:  Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Luego de ingresar hasta el Landing Collar, probar Liner de 7” y colgador liner con 3500 psi, con un peso de lodo de 14.0.

Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

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2.11 Perforación Fase 6” hasta 5900 m. Objetivos   

Perforar hasta los 5900 metros, atravesando en su totalidad arenisca H2 de la formación Huamampampa e ingresando ± 50 metros en la formación Icla. Minimizar el tiempo requerido para perforar esta sección. Mantener las condiciones de pozo para una buena adquisición de datos del reservorio.

Consideraciones 

Propiedades del Lodo para perforar esta sección.

Litología de la Sección Huamampampa: Compuesta por areniscas gris claro cuarzosas, con cemento silíceo, de baja porosidad y permeabilidad. Se convierten en reservorio cuando han sido fracturadas naturalmente por efecto de la Tectónica Terciaria. Intercalan niveles de limolitas o lutitas negro grisáceas. Estas areniscas constituyen el reservorio del yacimiento Margarita – Huacaya

Problemas anticipados    

Perdidas parciales de circulación, en zonas de altas fracturas. Altas lecturas de gas, gas en las conexiones y en los viajes. Riesgos de aprisionamientos en zonas de pérdidas de circulación. Por ser diámetro restringido, riesgo de rotura de conexiones en las herramientas.

Prevención / Mitigación a posibles problemas     

Mantener materiales sellantes en todo el sistema, especialmente cuando se este atravesando las arenas, controlar el ECD y mantenerse dentro de la ventana recomendada para evitar fracturas inducidas. Contolar las velocidades de maniobras en los viajes para evitar pistoneo e ingreso de gas. Llevar estricto control de los niveles de piletas y retornos. Controlar las propiedades del Lodo. Inspecciones 83ormación83 de las herramientas a ser empleadas en esta sección.

Procedimientos de Perforación 15. Armar BHA con trépano 8 ½” y sondeo de 5”. Bajar hasta tope liner si existe cemento, limpiar mismo. Sacar herramienta hasta superficie. 16. Bajar BHA con packer 9 5/8”, efectuar prueba semi seca con 3000psi diferencial, referido a la presión de formación. Sacar hta hasta superficie. 17. Armar BHA con trépano 6” y Sondeo 3 1/2” y 5”. Bajar hasta tope liner, embocar mismo, limpiar cemento hasta tope Landing Collar, circular. 18. Armar líneas de cementación y probar sello colgador y Casing con 3500 psi en superficie (lodo: 14.0 LPG). 19. Perforar cemento, accesorios de flotación, zapatos y collares, con normas mínimas. Una vez perforado el zapato reducir el peso sobre el trépano y perforar 5m de agujero

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Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

abierto. Circular y normalizar el lodo. 20. Sacar herramienta hasta que se encuentre dentro del zapato de la cañería. 21. Cerrar rams y Realizar el FIT hasta 18.0ppg, con lodo de 14 ppg registrando presiones en incrementos de ¼ bbl. 22. Continuar perforando hasta tope de corona, El geólogo asesorará al alcanzar el punto de extracción del testigo. 23. Continuar perforando hasta tope de formación Icla +/- 5900m. El geólogo asesorará al alcanzar el punto TD de este tramo. Ingresar unos 50m dentro de la formación Icla. 24. Sacar herramienta. Correr programa de registros de acuerdo al programa. 25. Realizar un DST dependiendo de las condiciones y aprobación desde las oficinas de Santa Cruz. Referirse a programa DST. 26. Realizar una carrera corta al zapato de 7” cada 48 horas ó un bit trip. Dependiendo de las condiciones del pozo este intervalo será modificado luego de ser consultado con las oficinas de SCZ. 27. Al llegar a la profundidad final, circular hasta tener pozo limpio y realizar carrera corta al zapato de 7”. 28. Realizar carrera de calibración y acondicionar el pozo.

Trépanos Diámetro Tipo Nombre RPM WOB (kips) Intervalo (m)

6” Inserto R22AP 100-150 5 – 12 Drill Cement

6” Impregnado DD5760M Turbina & DHM 3–8 5705-5900

6” PDC FT713 100-150 3 - 10 Contingency

Hidráulica Presión Bombas HHP/SI Eficiencia Bombas 100% Caudal Peso de Lodo Boquillas Trépanos

3200 psi @ 240 GPM 0.8 4.18 g/emboladas @ 95% 180 – 250 GPM 12.5 – 13.0 lb/gal TFA 1.10

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Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

Arreglo de Fondo BHA CON TURBINA Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Descripción

Conexión

Drill Pipe

1.771,00

5.000

4.000

29.35

NC-50

DP, 5 in, 25.5 ppf

Drill Pipe

2.000,00

5.000

4.276

22.60

NC-50

DP 5 in, 19.50 ppf

0,91

4.440

2.160

40.59

3 1/2 IF

XO

1.450,00

4.000

2.625

17.56

XT39

DP 4 in 13,3 ppf

55,61

4.000

2.625

25.29

XT39

HWDP 4 in

Sub

0,91

4.800

2.160

40.59

XT39

XO

Drill Collar

9.00

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF

Drill Collar 4 ¾ in

Jar

3,81

4.750

2.250

46.78

3 1/2 IF

Jar 4 3/4 in

Sub Drill Pipe Heavy Weight

Drill Collar

72.00

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF

Drill Collar 4 ¾ in

Monel

9,14

4.750

2.813

49.00

3 1/2 IF

Monel 4 3/4 in,

Flow Sleeve Sub

0.55

4.750

2.313

49.00

3 1/2 IF

Flow Sleeve

Slim Pulse

9,30

4.750

3.250

49.00

3 1/2 IF

MWD Tool, 4.750 in,

UBHO Sub

0.96

4.750

2.312

49.00

3 1/2 IF

UBHO

Stabilizer

1,52

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF

Stabilizer, 5 7/8 in,

Float Sub

0.61

4.75

2.250

49.00

3 ½ IF

Turbina

9,36

4.750

3.750

49.00

3 1/2 Reg

Turbina 4 3/4 “ T1-MK2

Bit

0,43

6.000

250.00

3 1/2 Reg

Bit Impreg 6in

Float Sub 4 ¾”

BHA CON MOTOR DE FONDO Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Drill Pipe

1.771,00

5.000

4.000

29.35

Drill Pipe

2.000,00

5.000

4.276

0,91

4.440

2.160

1.450,00

3.500

28,50

Descripción

Conexión

NC-50

DP, 5 in, 25.5 ppf

22.60

NC-50

DP 5 in, 19.50 ppf

40.59

3 1/2 IF

XO

2.602

17.56

3 1/2 IF

DP 3 1/2 in 13,3 ppf

3.500

2.250

25.29

3 1/2 IF

HWDP 3 1/2 in

3,81

4.750

2.250

47.00

3 1/2 IF

Jar 4 3/4 in

191,33

3.500

2.063

25.29

3 1/2 IF

HWDP 3 1/2 in

Monel

9,14

4.750

2.813

49.00

3 1/2 IF

Monel 4 3/4 in,

Flow Sleeve Sub

0.55

4.750

2.313

49.00

3 1/2 IF

Flow Sleeve

Slim Pulse

9,30

4.750

3.250

49.00

3 1/2 IF

MWD Tool, 4.750 in,

UBHO Sub

0.96

4.750

2.312

49.00

3 1/2 IF

UBHO

Stabilizer

1,52

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF

Stabilizer, 5 7/8 in,

Mud Motor

8,90

4.750

3.750

49.00

3 1/2 Reg

DHM 4 3/4 in 2:3

Bit

0,25

6.000

250.00

3 1/2 Reg

PDC Bit 6in

Sub Drill Pipe Heavy Weight Jar Heavy Weight

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Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

Propiedades del lodo Density Plastic Visc. Yield Point Read (R3/R6) Geles F.HPHT Drill solids O/W EE

(lb/gal) (cp) (lbf/100ft2) () (lbf/100ft2) Cc/30min (%) Volt

12.5–13.0 25 – 35 20 – 30 8-18/10-20 8-22/22-35