DIRECCIÓN EJECUTIVA DE EXPLORACIÓN Y EEII DE YACIMIENTOS FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO DIVISIÓN CARABOBO-EM PETROCARABOBO GERENCIA DE INGENIERÍA DE PERFORACIÓN Y REHABILITACIÓN DE POZOS PROGRAMA DE PERFORACIÓN POZO HORIZONTAL 3D CAMPO CERRO NEGRO MACOLLA: P-05-01 LOC: P-05-01-09 BLOQUE/MACOLLA: CARABOBO / P-05-01 TIPO DE PERFORACION: MODULAR TALADRO: PDV-147 OIE: 10133597 Ingeniero de Perforación (IPR): Luís Villafranca/Emmanuelle González Gte. de Ing. Perforación y Rehab.: Ibrahím Bermúdez Suptte. de Ing. de Perforación y Rehab. (IPR): Eloy Monasterio Gte de Geociencias Petrocarabobo: Ramón Odreman Líder Operaciones de Perforación: Elias Garcia Ingeniero de Operaciones de Perforación: Luis Giage Ingeniero de Fluido: Rafael Correa Suptte. De Estudios Integrados de Subsuelo Petrocarabobo: Nelson Peralta Geólogo de Planes de Explotación: Mary Santos Morichal, Abril de 2014
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DIRECCIÓN EJECUTIVA DE EXPLORACIÓN Y EEII DE YACIMIENTOS
FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO DIVISIÓN CARABOBO-EM PETROCARABOBO
GERENCIA DE INGENIERÍA DE PERFORACIÓN Y REHABILITACIÓN DE POZOS
PROGRAMA DE PERFORACIÓN POZO HORIZONTAL 3D CAMPO CERRO NEGRO
MACOLLA: P-05-01 LOC: P-05-01-09
BLOQUE/MACOLLA: CARABOBO / P-05-01 TIPO DE PERFORACION: MODULAR
TALADRO: PDV-147 OIE: 10133597
Ingeniero de Perforación (IPR): Luís Villafranca/Emmanuelle González Gte. de Ing. Perforación y Rehab.: Ibrahím Bermúdez Suptte. de Ing. de Perforación y Rehab. (IPR): Eloy Monasterio Gte de Geociencias Petrocarabobo: Ramón Odreman Líder Operaciones de Perforación: Elias Garcia Ingeniero de Operaciones de Perforación: Luis Giage Ingeniero de Fluido: Rafael Correa Suptte. De Estudios Integrados de Subsuelo Petrocarabobo: Nelson Peralta Geólogo de Planes de Explotación: Mary Santos
Morichal, Abril de 2014
PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC. P-05-01-09
Elaborado por: L. VILLAFRANCA/ E.
GONZALEZ
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Fecha: 04/04/2014
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Ingeniero de Perforación y Rehabilitación
Gte. Ingeniería de Perforación y Rehabilitación
Líder Operaciones OMT
Rafael Correa
Ibrahim Bermúdez
Mary Santos
Eloy MonasterioSupte. Ing. de Peforación y Rehabilitación
Luis Villafranca.
Ingeniero de Fluidos Geólogo de Planes de Explotación
Elías García
DIRECCIÓN EJECUTIVA DE EXPLORACIÓN Y EEII DE YACIMIENTOS
FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO DIVISIÓN CARABOBO-EM PETROCARABOBO
GERENCIA DE INGENIERÍA DE PERFORACIÓN Y REHABILITACIÓN DE POZOS
PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC P-05-01-09 / MACOLLA P-05-01 Aprobada por:
PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC. P-05-01-09
Elaborado por: L. VILLAFRANCA/ E.
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Fecha: 04/04/2014
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DIVISIÓN CARABOBO-EM PETROCARABOBO
PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC P-06-01-01 / MACOLLA P-06-01
Elaborado: Ingeniero de VCD-DDYY PCB Luis Villafranca / Emmanuelle González
Fecha:
Revisado: Representante de Geología PCB Alberto García
Fecha:
Revisado: Superintendente de Yacimientos-PCB Dionelis Serrano
Fecha:
Revisado: Superintendente de VCD-PCB Filippo Santaniello
Fecha:
Aceptado: Gerente de Servicios a Pozos-PCB Roberto Tello
Fecha:
Aprobado: Gerente de Subsuelo-PCB Ramón Odreman
Fecha:
Aprobado: Gerente Técnico-PCB Leopoldo Pimentel
Fecha:
Aprobado: Gerente Técnico y de Operaciones-PCB Utpal Bora
Fecha:
PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC. P-05-01-09
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ÍNDICE DEL CONTENIDO
1. INFORMACIÓN GEOLOGICA / YACIMIENTO DEL PROYECTO. ............................................................5 1.1.- INFORMACIÓN GENERAL. .........................................................................................................................................7 1.2.-TOPES FORMACIONALES ESTIMADOS .....................................................................................................................8 1.3.-ESTRATIGRAFÍA LOCAL ..............................................................................................................................................8
2. PROGRAMA DE PERFORACIÓN. .....................................................................................................8
2.1.-PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA LA CORRIDA DEL TRACKMASTER. ........................................................9 2.1.1.-RESUMEN DE FASE. ................................................................................................................................................................9 2.1.2.-PROCEDIMIENTO OPERACIONAL. .........................................................................................................................................9 2.1.3.-ENSAMBLAJE RECOMENDADO PARA LA LIMPIEZA DEL HOYO.......................................................................................10 2.1.4.-ENSAMBLAJE RECOMENDADO PARA PROBAR VALVULA BY PASS. ..............................................................................10 2.1.5. ENSAMBLAJE RECOMENDADO PARA REALIZAR LA VENTANA........................................................................................10
2.2.-PROGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL HOYO DE PRODUCCIÓN DE 8-1/2". ....................................................11 2.2.1.-OBJETIVO................................................................................................................................................................................11 2.2.2.-PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA PERFORAR EL HOYO DE PRODUCCIÓN DE 8-1/2”........................................11 2.2.3 MECHA RECOMENDADA HOYO DE 8-1/2”. ...........................................................................................................................14 2.2.4 ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO HOYO DE 8-1/2”. ............................................................................................14 2.2.5 PROGRAMA DE FLUIDOS. HOYO PRODUCCIÓN 8-1/2”.......................................................................................................15 2.2.6 ANALISIS DE TORQUE Y ARRASTRE HOYO DE 8-1/2”. .......................................................................................................15 2.2.7 HIDRÁULICA HOYO DE 8-1/2”. ................................................................................................................................................18 2.2.8 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA EL ASENTAMIENTO DE EMPACADURA 9 5/8” X 7”..........................................20
A.PLAN DIRECCIONAL. .....................................................................................................................................................22 B.TIEMPO ESTIMADO........................................................................................................................................................26 C.ESTIMACIÓN DE COSTOS.............................................................................................................................................27 D. DIAGRAMA MECANICO PROPUESTO. ........................................................................................................................28 E.PROCEDIMIENTO PARA CORRIDA DE CUÑA DESVIADORA (TRACKMASTER) ..............................................................................29 F.COMPAÑÍAS INVOLUCRADAS.......................................................................................................................................30 G.PROGRAMA DE FLUIDOS. ............................................................................................................................................31
PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC. P-05-01-09
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1. INFORMACIÓN GEOLOGICA / YACIMIENTO DEL PROYECTO. El área de Carabobo se encuentra ubicada al extremo oriental de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), limita al oeste con el área de Ayacucho y hacia el este con la zona deltana y área de Petromonagas. Se extiende hacia el sur hasta el río Orinoco que marca la estribación del Escudo de Guayana, y al norte con las zonas productoras tradicionales. Geológicamente, el área asignada a Petrocarabobo se ubica en la parte oeste del área de Carabobo. La localización P-05-01-09, se encuentra hacia la parte este del Bloque Carabobo 1 Central en jurisdicción del Municipio Independencia del Estado Anzoátegui, específicamente al sur de la Macolla 1 “Francisco Gañango” La ubicación de la Macolla P-05-01 se muestra en la Figura 1.
Figura 1.Ubicación relativa del pozo CGO-0010.
El cambio de alcance a la propuesta P-05-01-09 (Pozo CGO-0010) se debe una modificación en el procedimiento operacional originado luego de la corrida de registro de cemento en el pozo. El pozo CGO-0010 (Loc.: P-05-01-09), se encuentra ubicado en la Macolla P-05-01 (Francisco Gañango). Inició perforación del hoyo original el 10 de Marzo de 2013. Perforó la fase de superficie con mecha de 17-1/2” hasta 1130 pies MD. La fase intermedia de 12-1/4” inició el día 05 de Octubre de 2013 y terminó el día 16 de Octubre de 2013, perforando sin problemas hasta la profundidad de aterrizaje de 5429 pies MD.
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PROGRAMA DE PERFORACIÓN LOC. P-05-01-09
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Posteriormente, el día 18 de Octubre del año 2013 se inicia la fase de bajada del revestidor de 9 5/8”, el cual presentó una pega mecánica a la profundidad de 4874’ MD, se trató de liberar la pega, sin éxito; por lo que se decide cementar revestidor a la profundidad antes mencionada (4874’ MD). Luego, el día 17 de Marzo de 2014, se procedió a tomar registro de cementación hasta la profundidad de 4168’ MD (profundidad donde presentó apoyo la herramienta), al realizar la interpretación se asumió que el cemento no llenó la columna como debería, por lo que de realizar la perforación de la fase de 8 ½” en dichas condiciones podría comunicarse con alguna zona acuífera. Por estas razones, se decide hacer un Side track con Cuña Mecánica (Whipstock) en revestidor de 9-5/8” para perforar un pozo horizontal en la Formación Morichal Medio en el yacimiento OFIMM CNX-26 y mantener la misma sección horizontal. De ésta manera, se tiene que la Loc. P-05-01-09 (Pozo CGO-0010) drenará reservas en el orden de 1442,5 MBNP y 472 MMPCN de gas del Yacimiento OFIMM CNX 26, con un potencial asociado en el orden de 1053 BNPD.
Jobo Superior -2187,51 2584,51 185,96Jobo Inferior -2373,47 2770,47 167,93
Yabo -2541,4 2938,4 6Morichal Superior -2547,4 2944,4 211,81Morichal Medio -2759,21 3156,21 284,07Morichal Inferior -3043,28 3440,28 -
Tabla 1. Topes estimados a perforar con la localización P-05-01-09 del Bloque Carabobo.
Nota: La profundidad final será ajustada de acuerdo a la respuesta de parámetros operacionales que se encontrarán bajo la supervisión del geólogo de operaciones.
1.3.-ESTRATIGRAFÍA LOCAL El Bloque Carabobo 1 Centro Norte, en el cual se propone la perforación del pozo horizontal correspondiente a la localización P-05-01-09, que forma parte del Área de Carabobo perteneciente a la FPO. Está ubicado geológicamente en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, pertenece al estado Anzoátegui y al estado Monagas y tiene una extensión total de 383 Km². El Área de Carabobo se encuentra en la parte más oriental de la FPO donde el basamento ígneo-metamórfico se encuentra entre 3.700 y 5.000 pies hacia el norte y hasta 0 pies hacia el sur, a lo largo del Río Orinoco. El sistema de fallas principal reconocido en el área presenta una orientación preferencial este-oeste. Existe otro sistema con orientación noreste-suroeste localizado en la parte sur del área con una longitud de hasta 150 km, mostrando ramificaciones. La mayoría de las fallas son normales, de alto ángulo, y sub-verticales. La sección sedimentaria en el área abarca desde el Paleozoico hasta el Reciente; toda esta secuencia se encuentra suprayacente a un complejo de rocas ígneas- metamórficas perteneciente al Escudo de Guayana de edad Precámbrica. En el bloque Carabobo 1 Centro Norte el principal yacimiento se encuentra en las arenas basales de la Formación Oficina Inferior de edad Mioceno Temprano.
2. PROGRAMA DE PERFORACIÓN. El cambio de objetivo del pozo CGO-0010, será construido, utilizando una herramienta de desviación denominada trackmaster, la cual permite por medio de una cuchara hidráulica formar una especie de rampa con el fin de realizar una ventana (Salida Ventana: 3765 ft), en el revestidor 9 5/8” por medio de una fresa denominada fast track trimill, dicha herramienta cuenta con una estructura de corte agresiva utilizando la tecnología de cortadores cilíndricos con
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material de acero y esta revestida con carburo de tungsteno molido e insertos de carburos garantizando la calidad de la ventana y del hoyo. 2.1.-PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA LA CORRIDA DEL TRACKMASTER. 2.1.1.-RESUMEN DE FASE. Asentar Whipstock a la profundidad de +/- 3779 MD (tope del trackmaster) a fin de realizar la ventana en el Revestidor de 9-5/8” y perforar hoyo de 8-1/2” con herramienta BHA direccional. 2.1.2.-PROCEDIMIENTO OPERACIONAL.
• Bajar sarta de limpieza y limpiar relleno hasta el tope del colgador. • Subir una pareja por encima del tope del relleno y esperar decantamiento. • Bajar nuevamente y verificar fondo limpio. • En caso de encontrar relleno limpiar y dejar píldora de contención y sacar sarta lisa hasta superficie y
quebrar. • Acondicionar planchada para Armar sarta con herramienta Taper Mill y Watermelon Mill, asegurarse de
realizar prueba a la válvula by pass del equipo. Bajar en revestidor de 9-5/8” herramienta con tubería HW hasta el tope del relleno.
• Limpiar y Calibrar revestidor hasta el tope del colgador y luego circular hasta retorno limpio. • Subir y quebrar herramienta de limpieza. • Acondicionar planchada para la bajada del Trackmaster. • Realizar Prueba de la Válvula By Pass. (Revisar Manual para el procedimiento de corrida del
trackmaster, ANEXO G). • Armar ensamblaje en planchada del Trackmaster, conectar herramienta MWD y BHA restante. • Alinear la cara del whipstock en superficie de acuerdo al plan direccional, se debe estar en sitio personal
Direccional, Empresa que suministro la herramienta y PDVSA. • Meter en revestidor equipo trackmaster a una velocidad aproximada entre 800 y 900 pies/hrs, no se debe
establecer circulación ni rotar mientras se baja la herramienta • Bajar hasta la profundidad de asentamiento 3779 pies mover 60’ hacia arriba y hacia abajo la
herramienta para liberar torque. • Antes de realizar el asentamiento, verificar que la dirección de la herramienta es la adecuada, se
recomienda que sea hacia el norte. • Luego verificar si se encuentra a la profundidad de asentamiento +/- 3779’PIES. • Marque el Kelly señalando la distancia donde comenzará el fresado. • Circular fluido viscoelástico para activar By Pass y asentar anclaje.
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• Mantenga la presión en la sarta entre 3000 y 3500 PSI • Verificar asentamiento aplicando 20 klbs de tensión o peso. • Liberar fresa cizallando con peso y tensión, aumentando gradualmente a partir de 10 .000 lb de peso
hasta alcanzar el valor de corte del tornillo (55 Klbs aprox). • Bajar lentamente el Tri mill hasta que haga contacto con el trackmaster e iniciar fresado del revestidor a una
profundidad de +/- 3762 Pies. • Verificar la caída de presión obtenido por el fresado inicial realizado al revestidor. • Realizar la perforación de +/- 14 pies de formación hasta 3776’ MD continuar con varios pases para limpiar
y evitar posible acumulación de sólidos. • Verificar si la ventana se encuentra calibrada que no exista apoyo ni arrastre, en caso positivo, repetir la
operación. • Circular hasta retorno limpio. • Subir herramienta hasta superficie y quebrar. • Inspeccione el patrón de desgaste de los segmentos de fresado del tri mill para verificar la condición de la
ventana. • Se considerará que ½” de desgaste en el OD de las fresas es aceptable.
2.1.3.-ENSAMBLAJE RECOMENDADO PARA LA LIMPIEZA DEL HOYO. A continuación se indica los componentes de ensamblaje para la calibración y limpieza del hoyo.
• Mecha o Taper Mill. • X-over. • Watermelon Mill. • Lima 9 5/8” (casing Scrapper) • X-over. • HWDP
2.1.4.-ENSAMBLAJE RECOMENDADO PARA PROBAR VALVULA BY PASS. A continuación se indica los componentes de ensamblaje para realizar prueba BY PASS.
Pup joint (15 a 20 pies) para maniobra, MWD, Válvula By Pass, X-over, HWDP,Válvula Kelly cock.
2.1.5. ENSAMBLAJE RECOMENDADO PARA REALIZAR LA VENTANA.
A continuación se indica los componentes de ensamblaje para la ventana. Ver tabla 2
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COMPONENTE LONGITUD (PIES)
LONGITUD ACUMULADA
(PIES) OD (IN) ID (IN)
HEAVY WEIGHT 3685,45 3685,45 5 3
BYPASS 10,75 3696,2 6,75 2,813
HEAVY WEIGHT 32,5 3728,7 7,25
RUNNING TOOL 8,74 3737,44 5
FASTRACK TRIMILL 13,88 3751,32 3,375
LONG WHIPSTOCK 17,76 3769,08 8,5
ANCLA CON PACKER 6,92 3776 8,063 Tabla 2. Ensamblaje de la ventana.
2.2.-PROGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL HOYO DE PRODUCCIÓN DE 8-1/2". 2.2.1.-OBJETIVO.
Perforar direccionalmente un hoyo horizontal de 8-1/2” desde 3776’ MD hasta 9578,2’ MD / 3337’ TVD, geonavegando +/- 4500’ de sección horizontal, utilizando un fluido de perforación a base de agua tipo “Viscoelástico” con densidad de 9,0 – 9,2 lpg, para luego bajar liner ranurado de 7” en la zona productora.
2.2.2.-PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA PERFORAR EL HOYO DE PRODUCCIÓN DE 8-1/2”.
1. Antes de iniciar la perforación de la fase de producción se debe realizar un chequeo al funcionamiento de
las bombas, Top Drive y demás componentes asociados al proceso de perforación.
2. Realizar revisión al inventario de productos químicos (no iniciar la perforación sin contar con todos los productos químicos necesaria para perforar la sección horizontal), también revisar equipos de control de sólidos; mallas, vibración, etc; para garantizar que los mismos puedan procesar el galonaje requerido para perforar la sección (500 – 560 GPM), la presión estará entre 2500 – 3000 psi.
3. Armar, probar y bajar con sarta direccional y mecha PDC de 8-1/2” .Al bajar la sarta direccional con mecha de 8-1/2”, una vez llegado +/- 30 pies antes del tope del whipstock orientar bent housing hacia la salida de la ventana y continuar bajando lentamente sin bomba e ir incrementando galonaje progresivamente.
4. Se recomienda un vez fuera de la ventana utilizar un galonaje controlado +/- 360 gal, para evitar el socavamiento de la formación detrás del casing 9-5/8”
5. Iniciar la perforación de fase de 8-1/2” a parámetros controlados ya que va a estar afectado por interferencia magnética. Perforar sección hasta 5078’ MD según procedimiento operacional para perforar
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cada pareja, bombear y circular 30 Bls de píldora pesada, sacar en backreaming hasta 10 pies por encima de la ventana de 9-5/8” y circular fondo arriba hasta retorno limpio.
6. Bajar hasta 5078’ MD y continuar perforando hasta fin de la sección horizontal, 9578’ MD (3337’ TVD), siguiendo procedimiento operacional para perforar cada pareja y Realizando sección repetida cada 1500’ de sección horizontal.
PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA PERFORAR CADA PAREJA.
• Después de perforar cada pareja, repasar realizando Back Reaming a lo largo de la pareja perforada (Rotaria en Mínimo) y bajar con rotación y con circulación. (Tiempo de esta operación: +/- 10 min). Si la rata de penetración es mayor a 650 pph, orientar sarta en High Side y realizar segundo repaso con circulación.
• Bajar y realizar toma de Survey lo más rápido posible (máx. 3 min) Si la lectura falla levantar un tubo
con circulación, bajar y tomar lectura nuevamente. • Mover la tubería (en +/- 5 cinco pies) por +/-3 min. con circulación. • Bajar hasta tiro de cuña, parar circulación y realizar conexión (máximo tiempo de conexión 3 min.) • Circular e iniciar perforación de la próxima pareja. • Bombear píldora pesada (2.5 lpg sobre el peso del lodo del sistema) cada 700’, la píldora se bombeara
al realizar la conexión de la última pareja para completar los 700’ y luego se procede a perforar la misma, una vez perforada repasarla tomando en cuenta el procedimiento para perforar cada pareja, la píldora se circulara 1.5 fondos arriba para evaluar su eficiencia de acarreo. Si la cantidad de ripio obtenido en superficie no representa el volumen esperado, repetir el procedimiento para garantizar la limpieza.
NOTAS ADICIONALES.
• Evitar circular en puntos fijos para prevenir socavamiento de la formación (cavernas). • Monitorear torque, arrastre y presión durante la perforación, en caso de observarse incremento, realizar
viaje de calibración. • Tomar medidas de densidad del fluido cada 15 minutos, llevando el control en una tabla para verificar la
variación de la densidad, este control puede indicar cuando el acarreo esta deficiente y decidir un posible viaje de limpieza.
• Antes de comenzar a perforar en la arena objetivo, circular el tiempo necesario hasta homogeneizar el
lodo y obtener las condiciones reológicas del fluido requeridas en el programa.
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• Tener control de los volúmenes de los tanques de lodo durante la perforación de la sección, para observar posibles pérdidas o ganancias de fluido.
7. Luego de perforar la sección horizontal bombear la píldora pesada circular hasta retorno limpio y sacar
tubería en enganche hasta la ventana de 9-5/8”, bombear píldora viscosa y circular fondo arriba, sacar en back reaming dentro del revestidor hasta los 30° inclinación (bajar a 450 GPM al realizar Back Reaming dentro del revestidor). Sacar la sarta hasta superficie (dejar parada únicamente la tubería necesaria para la Corrida del Liner Ranurado). Involucrar al perforador direccional en la sacada de la sarta.
8. Bajar Liner Ranurado 7” N-80 23.0 lbs/pie BTC 0,015 con colgador térmico y junta de expansión (según
programa de Liner de Producción), tal como se muestra a continuación:
DISEÑO DEL LINER RANURADO.
• Inspeccionar liner (conejearlo y medirlo) antes de seleccionar el número de juntas a correr dentro del pozo. El operador de la compañía que suministra el colgador debe encontrarse en sitio, para inspeccionar y medir el equipo.
• Vestir planchada, llave hidráulica y realizar reunión preoperacional (seguridad). • Bajar liner de 7” desde superficie hasta la profundidad de 9580 pies, tal como se describe a continuación:
DIÁMETRO (PULG) PESO (Lbs/pie) GRADO ROSCA RANURAS (pulgadas
PROFUNDIDAD (pies)
7 23 N-80 BUTTRES 0,015 x 1,5 5078– 9580
DESDE (pies) HASTA (pies) LONG.(pies) RANURAS (pulg) TAMAÑO (pies) D E S C R I P C I O N
3735 3755 20 N/A 9-5/8” X 7”, BUTT Empacadura Colgadora BUTT + Junta de Expansión
Tabla Nº3 Diseño del Revestidor Ranurado. Notas: • Antes de iniciar la corrida del liner se debe previamente conejear y medir antes de seccionar el número de
juntas a correr dentro del pozo. • Se debe aplicar el torque de acuerdo al triángulo impreso en el tubo. • Empacadura colgadora 9 5/8”x7” 43,5 lpp, rosca Btts, con sus accesorios (zapata integral, setting tool, etc.).
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2.2.3 MECHA RECOMENDADA HOYO DE 8-1/2”. Para la perforación desde 3776’ pies hasta 9578,2’ pies (+/- 4500’ de Hoyo de Producción) se utilizará Mecha PDC de 8-1/2”. El diseño a utilizar es:
Tabla Nº4 Mechas de perforación recomendada para perforar Hoyo de 8-1/2”
Nota: El galonaje recomendado en esta fase es de 500 a 560 gpm y se recomienda perforar con (5 - 10) Klbs. de peso sobre la mecha, el peso sobre la mecha y demás parámetros serán ajustados de acuerdo al comportamiento de la perforación. 2.2.4 ENSAMBLAJE DE FONDO RECOMENDADO HOYO DE 8-1/2”. Descripción de la Sarta: Mecha PDC de 8-1/2” +MUD MOTOR DE 6-3/4’’ + Monel de 6-3/4”+ LWD DE 6-3/4””+ MWD DE 6-3/4”+ Monel DE 6-3/4”+ HWDP 5”+ Jar de 6-3/4”+ HW DE 5”.
Componente Longitud (pies)
Longitud Acumulado OD (in) ID (in) Peso
(Lb/pies) Descripción
Drill Pipe 2699,7 2699,7 5 4,276 19,5 (30 PAREJAS) DP 5 in, 19.50 ppf, S, NC50(XH), P Heavy Weight 2880,0 5579,7 5 3 49,7 (32 PAREJAS) HW Grant Prideco, 5 in, 49.70 ppf
Drill Pipe 3780,0 9359,7 5 4,276 19,5 (42 PAREJAS) DP 5 in, 19.50 ppf, S, NC50(XH), P Heavy Weight 30,0 9389,7 5 3 49,7 HW Grant Prideco, 5 in, 49.70 ppf
Jar 36,3 9426,0 6,75 2,5 68,85 JHM Bowen Hyd/Mech, 6 3/4 in Heavy Weight 30,0 9456,0 5 3 49,7 HW Grant Prideco, 5 in, 49.70 ppf
Monel 28,7 9484,7 6,75 2,813 100,62 MONEL 6 3/4 in, 2 13/16 in, MWD 22,6 9507,3 6,75 2,813 100,64 MWD 6 3/4 , 6 3/4 x2 13/16 in LWD 25,8 9533,1 6,75 2,813 100,64 LWD 6 3/4 , 6 3/4 x2 13/16 in Monel 12,0 9545,1 6,75 2,813 100,62 Monel 6 3/4 in, 2 13/16 in, Sub 3,0 9548,1 6,72 2,76 100,63 FS 6 3/4, 6 3/4 x2 13/16 in
Mud Motor 28,7 9576,8 6,75 2,813 100,64 BHM 6 3/4 , 6 3/4 x2 13/16 in Bit 1,44 9578,2 8,5 94 Mecha PDC
Tabla Nº5 Configuración de la sarta direccional para perforar el Hoyo de producción 8 ½”.
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2.2.5 PROGRAMA DE FLUIDOS. HOYO PRODUCCIÓN 8-1/2”. En la fase de perforación del hoyo intermedio se utilizará un lodo Viscoelástico con las siguientes propiedades:
Propiedad Unidad de Medida Rango Requerido Densidad Libras/galón (Lpg) 9.0 9,2 Viscosidad seg./qt de galón 40 60 Viscosidad Plástica Centipoise cps 12 16 Punto de Cedencia Lbs/100 pie2 22 30 Filtrado API Cc/30 min <6.0 Revoque N/32 pulgs < 2 P.H 9,5 10,0 Geles Lbs/100 pie2 7/14 10/18 MBT Lbs/bbl < ó = 5 Lectura 6/3 Lbs/100 pie2 12/10 14/12 % Arena % Volumen Trz <1
Tabla Nº6 Programa de Fluidos.
2.2.6 ANALISIS DE TORQUE Y ARRASTRE HOYO DE 8-1/2”.
Figura N°2. Tensión real en la sarta perforando el Hoyo de producción de 8-1/2”.
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Figura N°3. Tensión efectiva en la sarta perforando el Hoyo de producción de 8-1/2”.
Figura N°4. Torque en la sarta perforando el Hoyo de producción de 8-1/2”.
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Figura N°5. Esfuerzos en la sarta perforando el Hoyo de producción de 8-1/2”.
Figura N°6. Fatiga en la sarta perforando el Hoyo de producción de 8-1/2”.
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Figura N°7. Fuerzas laterales en la sarta perforando el Hoyo de producción de 8-1/2”.
2.2.7 HIDRÁULICA HOYO DE 8-1/2”. Esta gráfica N° 16, muestra la caída de presión en el anular, mecha y sarta, así como también la máxima presión permisible, donde se observa que con 600 gpm se obtiene una pérdida de presión en el sistema de 1950 psi, de 1330 psi a través de la sarta, de 400 psi en la mecha y de 95 psi en el anular, además con este galonaje no se excede la presión máxima de superficie que es 3260 psi utilizando 2 bombas Triplex Bomco F-1300 con pistones de 6-1/2”, carreras de 12”, además de considerar una eficiencia volumétrica de 100%. Cada una trabajando entre 100-120 spm. Pérdidas de Presión en el Sistema cuando se perfora hasta 9578,2 pies.
Figura N°8. Pérdidas de Presión en el Sistema.
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Distribución de Velocidades en el Espacio Anular cuando se perfora hasta 9578,2 pies. Se puede observar en las distribuciones de velocidades anulares para 600 GPM, no excede la velocidad crítica del fluido en el anular.
Figura N°9 Velocidades Anulares.
Mínima tasa de bombeo para el acarreo de ripios, Fase de 8-1/2”: Manejándose una tasa de bombeo de 550 GPM en la perforación del hoyo de 8-1/2” y utilizando un fluido de perforación viscoelastico con las características que muestra la tabla N°12 se presentaría un porcentaje de sólidos en suspensión en el fluido de más de 3,2 % y una altura de cama de ripios de 0,5” en la sección comprendida entre 3776’ MD (Inc: 67,5°) y 9578,2’ ( Inc: 90°). Para lograr un máximo acarreo, se tendrían que alcanzar tasas de bombeo superiores a las 600 GPM, lo cual se encuentra dentro del límite de operación de las bombas utilizadas por el taladro, pero igual se recomienda bombear píldoras viscosas de acarreo cada 700’ en esta sección, para con ello garantizar una buena limpieza del hoyo y evitar una pega diferencial de tubería.
Figura N°10 Mínima tasa de acarreo de sólidos, altura de cama y volumen suspendido.
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2.2.8 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA EL ASENTAMIENTO DE EMPACADURA 9 5/8” X 7”.
1. Realizar reunión con el personal involucrado en la operación. 2. Bajar liner, conectar stinger y bajar tubería combinada 5” x 3”, espaciar y conectar emp. colgadora 9-5/8” x 7”. 3. Continuar bajando liner y empacadura colgadora hasta la profundidad final. 4. En fondo desplazar fluido Viscoelástico x agua salada 8.5 lpp. 5. Desconectar Top Drive y lanzar esférica esperar 15 min el descenso y luego ayudar a bajar bombeando
intermitentemente. 6. Asentar la empacadura colgadora con la presión indicada por el operador de la herramienta (según el
procedimiento operacional de la empresa). 7. Probar el asentamiento de la empacadura colgadora por el anular con 1000 psi. 8. Soltar herramienta de asentamiento (setting tool) y sacar hasta superficie. 9. Bajar completación según nota técnica suministrada por optimización.
10. Desvestir BOP y enflanchar pozo. Observaciones: • Mantener en la localización una cantidad suficiente de material para controlar perdidas de circulación y
despegar tubería. • Todos los equipos de control de sólidos deben estar funcionando eficientemente.
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ANEXOS
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A.PLAN DIRECCIONAL.
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MD (ft)
Inc (deg)
Azi (deg)
TVD (ft) N/S (ft) E/W (ft) V.Sec. (ft)
DLeg (deg/100ft) Tool
0 0 0 0 32,8 0 0 0 TIE LINE 31 0,07 251,76 31 32,8 0 0 0,23 MWDPDV
APERTURA DE LA VENTANA REV DE 9-5/8"Armar sarta lisa con mecha de 8 1/2" 4 124 Bajar hasta el tope del relleno y limpiar 4 128 Bombear pildora y circular hasta retorno limpio 2 130 Sacar una pareja por encima del tope del relleno y esperar decantamiento 3 133 Bajar nuevamente y verificar fondo limpio, en caso de conseguir relleno limpiar y dejar pildora de contensión 4 137
Sacar hasta superficie y quebrar tuberia 4 141 Acondicionar planchada 1 142 Armar Taper Mill y con Water Melon Mill 2 144 Bajar herramienta para calibrar casing 8 152 Circular fluido en el pozo 2 154 Subir herramienta hasta superficie y quebrar 6 160 Acondicionar planchada 1 161 Armar y posicionar herramienta 3 164 Conectar y programar herramienta MWD mas monel 5 169 Bajar trimill, Whipstock, hasta punto de anclaje 8 177 Orientar Whipstock hacia la dirección programada 1 178 Asentar herramienta 2 180 Inicio fresado al Revestidor de 9-5/8" para abrir ventana 6 186 Bombear píldora y circular 2 188 Subir sarta de fresado hasta superficie 2 190 Quebrar Monel y MWD 2 192 Quebrar equipo de fresado 2 194 Armar herramienta direccional 5 199 Bajar sarta direccional hasta la profundidad programada 3 202 Circular y acondicionar lodo viscoelástico 2 204
Total fase II, (Horas/Días) 84 3,5HOYO PRODUCTOR (8-1/2") Tiempo, Hrs. Tiempo Acum., HrsIniciar perforación de 180' de formación 3 207Bombear pildora y circular 2 209
Perforar hasta 1302' de sección bombear pildora y circular hasta retorno limpio (sacar en Back Reaming hasta la ventana de ser necesario) 22 231Perforar hasta la profundida final bombear pildora y circular hasta retorno limpio. 150 381Sacar en Back Reaming hasta la ventana 14 395Bombear píldora y Circular 1 396Sacar en Back Reaming hasta 30° de inclinación 4 400Bajar hasta la Zapata 2 402Subir tubería en Enganche 6 408Quebrar BHA y descargar memoria 4 412Acondicionar Planchada 2 414Vestir llave hidráulica y realizar reunión de seguridad 1 415Bajar Liner de 7''. 11 426Conectar Colgador Térmico 2 428Desvestir llave hidráulica 1 429Acondicionar planchada para bajar tubería de 5" 1 430Continuar Bajando liner con tubería 5" 8 438Asentar colgador y realizar prueba de asentamiento 1 439Sacar tubería quebrando con setting tool 10 449Acondicionar planchada 1 450Bajar tubería combinada 18 468Bombear píldora y desplazar lodo por agua 3 471Subir tubería combinada 20 491Acondicionar planchada y bajar tubería de producción 10 501Desvestir conjunto VIR´s 6 507Instalar sección "C" e instalar equipo BCP 8 515
Total fase II, (Horas/Días) 311 13,0Total Fase I(Horas/días) 84 3,5
Total Perforación (Horas/Días) 395 16,5Total Completación, (Horas/Días) 48 2
El resto de las Compañías de Servicio involucradas en el proyecto serán definidas por el Equipo de Operaciones de Perforación.
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G.PROGRAMA DE FLUIDOS.
PROGRAMA DE PERFORACIÓN CGO-0010
EMPRESA MIXTA: PETROCARABOBO
SERVICIOS
UNIDAD DE PRODUCCIÓN MORICHAL PERFORACIÓN
PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS
AREA: CERRO NEGRO POZO: CGO-0010 TIPO DE POZO: HORIZONTAL (CAMBIO DE ALCANCE)
Preparado por:
ING. FLUIDOS
ING. FLUIDOS PDVSA EMPRESA DE FLUIDOS LIDER PROYECTO PDVSA
PROGRAMA DE PERFORACIÓN CGO-0010
EMPRESA MIXTA: PETROCARABOBO
SERVICIOS
III. PERFORACION DEL HOYO DE 8 ½” ( PRODUCTOR): Para este intervalo el cual esta constituido por la formación oficina, la cual esta constituida por Areniscas masivas con intercalaciones de Lutitas (no se descarta la posibilidad de encontrar lentes arcillosos), se utilizará un sistema de fluido en base agua (Viscoelástico). Se Perforara hasta 9579’ El sistema de fluido constará de las siguientes concentraciones y propiedades:
Zarandas Primaria 2 500 175 Combine con 110 y 140 mesh para reducir perdidas de carbonato
TRES EN UNO 1 1500 200-325
Operar continuamente con una presión > 30 Psi, así como la descarga de sus conos debe ser en forma de spray , densidad de fluido descargada por los conos del Desarenador y Desilter debe ser 3 LBS/GAL por encima a la del fluido procesado
RECOMENDACIONES: 1. Romper y Limpiar revestidor con fluido viscoelastico, colocar magneto para
recoger limaduras cemento con agua. 2. Bombear 30 bls de píldora (fluido + 3% de Lubricante FL-EP01) después de
perforar los primeros 120 pies (2 parejas) de la sección, para remover parte de la mezcla de crudo, cemento y arena que se pueda formar en esta zona.
3. Bombear píldoras pesadas con 2.5 lpg por encima de la densidad de
trabajo, para garantizar la limpieza del hoyo aproximadamente cada 500 pies perforados, o cuando se observen indicadores de falta de limpieza (alto torque, arrastres en conexiones, etc.). Analizar comportamiento de las mismas y hacer sus recomendaciones, las píldoras pesadas se prepararan con carbonato (115/120).
4. Evaluar periódicamente los equipos de control de sólidos y mantener los
mismos en condiciones operativas. Garantizar óptimo funcionamiento de los equipos de control de sólidos.
5. Llevar registros estadísticos, diariamente relacionados con los volúmenes
de fluido procesados, nuevo, preparado, perdido (ECS, superficie, viaje, formación, desplazamiento, evaporación y cualquier otro concepto, especificando su naturaleza)
6. Se utilizara Carbonato de Calcio micronizado dolomítico, en una
concentración de 30 lbs/bbl, distribuido así: 15 lpb con granulometría (70-
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EMPRESA MIXTA: PETROCARABOBO
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75) y 15 lpb con granulometría (115-120) para la preparación inicial del fluido, luego el mantenimiento se debe hacer solo con carbonato (70-75) y las píldoras pesadas con carbonato (115-120).
7. Realizar análisis de distribución de partículas al comienzo de la fase, a
1500¨ de avance y al final del hoyo perforado. 8. Se adicionara al fluido hasta 1% de Lubricante químico para minimizar
adherencia del crudo con arena y reducir fricción de la sarta. Consultar con Ing. de fluido de PDVSA
9. Se perforara el hoyo de 8 ½”, con estricto control del volumen del fluido en
él sistema, durante la perforación total del intervalo horizontal. 10. Mantener en las Zarandas, el arreglo de mallas recomendados u optimizar
si es necesario.
11. Si se observa taponamientos de mallas con el crudo de formación, limpiar las mismas con cepillo y gasoil.
12. De ser necesario sacar tubería, usando Carbonato de Calcio del tipo (115-
120) como material densificante del fluido. 13. La dilución debe realizarse con fluido formulado. 14. Deben realizarse pruebas de progresividad de Geles, para garantizar la
bajada del colgador 15. El fluido remanente de la perforación de ésta fase debe ser tratado para
mantener las propiedades en rango con el propósito de ser re-utilizado en algún otro pozo.
16. Para la fase de completación se utilizara como fluido agua salada 17. Para el desplazamiento del fluido de perforación con el agua salada,
bombear el siguiente tren de píldoras en el siguiente orden y volúmenes:
• Primera píldora: 20 bls de agua + 3 lpb potasa cáustica • Segunda píldora: 20 bls de agua + 10 lpb de surfactante (detergente) • Tercera píldora: 20 bls de píldora viscosa ( 80 – 100 seg./qt) • Luego bombear el volumen de agua salada hasta retorno limpio.