UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR … · 2.4.2.6 propiedades de los fluidos (pvt)..... 20 2.4.2.6.1...

i

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

“ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE

PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE

POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”

PÉREZ SALGUERO DAMIÁN JOSÉ

Quito, Diciembre, 2015

ii



AMBIENTAL





Proyecto del trabajo de Grado a presentar como requisito parcial para obtener el título

de Ingeniero en Petróleos.

PÉREZ SALGUERO DAMIÁN JOSÉ

Quito, Diciembre, 2015

iii

DEDICATORIA

A Dios por colmarme de Amor, Sabiduría y Bendiciones.

A mis padres José Fermín y Yolanda Natividad por darme

la vida, confiar en mí y hacer posible que cumplan todos mis

sueños y metas con su apoyo incondicional y su inmenso amor

A mis Hermanos Santiago, Dayci y Evelin por sus palabras

de aliento y amor.

Damián.

iv

AGRADECIMIENTO

A LA PETROLERA Y OPERADORA ANDES PETROLEUM ECUADOR LIMITED

Por su eminente compromiso de patrocinio, apoyo y total colaboración al

respaldarme con todos sus conocimientos tecnológicos de punta fundamentalmente

en el área de perforación. En el momento cumbre y crucial en mis instancias

finales de mis Estudios Universitarios, previo a la obtención de mi título como

Ingeniero en Petróleos.

De manera especial al Ing. Moisés Cevallos Gerente del departamento de

Perforación y Reacondicionamiento, Ing. Vicente Carrera Drilling Manager,

Jimmy Moreno Coordinador de taladro de perforación y reacondicionamiento de

pozos, a los señores Company Man: Carlos Silva, José Valero y Luis

Cárdenas. Y como no dejar plasmado mi agradecimiento y gratitud a las

empresas de servicios petroleros tales como: Halliburton Energy Services

Company, Schlumberger Limited Company, Weatherford Company, CCDC,

CNLC, TIW, Que forman parte del equipo de perforación de Andes y que

conjuntamentamente fortalecieron y enriquecieron mis conocimientos en la

perforación de pozos Direccionales y Horizontales para la elaboración de este

proyecto. A todos ustedes mil gracias.

NOTA: Adjunto sendos certificados que validan mis conocimientos de lo antes

estipulado.

v

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, DAMIÁN JOSÉ PÉREZ SALGUERO, en calidad de Autor de la Tesis realizada sobre:


PERFORACIÓN SLIM HOLE CON LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE POZOS

PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”, por medio de la presente,

Autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los

contenidos que me pertenecen o de las partes que contiene esta obra, con fines estrictamente

académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,

seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y

demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.

Quito, 10 de Diciembre del 2015

_______________________

Damián José Pérez Salguero

C.I. 1724971682

vi

INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi carácter de Tutor del Trabajo de Grado, presentado por el señor Damián José Pérez

Salguero para optar por el Título o Grado de Ingeniero de Petróleos cuyo tema es



POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL BLOQUE TARAPOA”, considero que

dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación

pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe.

En la Ciudad de Quito a los 10 días del mes de Diciembre del Año 2015

_______________________

Msc. Ibadango Anrrango Cruz Elias

TUTOR DE TESIS

vii

APROBACIÓN DEL JURADO O TRIBUNAL

El Tribunal de Tesis de Grado integrado por: Dr. Bolívar Enríquez, Ing. José Luis Cabezas y

Msc. Diego Palacios

DECLARAN

Que la presente Tesis de Grado denominada “ANÁLISIS COMPARATIVO TÉCNICO-

ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA DE PERORACIÓN SLIM HOLE CON LA

PERFORACIÓN CONVENCIONAL DE POZOS PARA EL CAMPO FANNY EN EL

BLOQUE TARAPOA”, ha sido elaborado íntegramente por el señor Damián José Pérez

Salguero, egresado de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, revisada y verificada, dando fe

de la originalidad del presente trabajo.

En la Ciudad de Quito a los 10 días del mes de Diciembre del Año 2015

Para constancia de lo actuado firman

__________________________

Dr. Bolívar Enríquez

MIEMBRO DEL TRIBUNAL DELEGADO

POR EL SEÑOR SUBDECANO

_________________________ ________________________

Msc. Diego Palacios Ing. José Luis Cabezas

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL

viii

CONTENIDO

LISTA DE TABLAS ...................................................................................................... XVIII

LISTA DE GRÁFICOS .................................................................................................. XXII

RESUMEN........................................................................................................................ XXV

ABSTRACT .................................................................................................................... XXVI

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ XXVII

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

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................... 1

1.1 ENUNCIADO DEL TEMA ................................................................................. 1

1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA .................................................................... 1

1.3 OBJETIVOS ........................................................................................................ 2

1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................... 2

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................... 2

1.4 JUSTIFICACIÓN ................................................................................................ 2

1.5 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD .............................................................. 3

1.5.1 FACTIBILIDAD .......................................................................................... 3

1.5.2 ACCESIBILIDAD ....................................................................................... 3

CAPITULO II ........................................................................................................................ 4

2. MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 4

2.1 MARCO INSTITUCIONAL ............................................................................... 4

2.1.1 RESEÑA DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD............................ 4

2.1.1.1 ANTECEDENTES ................................................................................... 4

2.1.2 CONSTITUCIÓN CORPORATIVA DE ANDES PETROLEUM

ECUADOR LTD. ........................................................................................................ 5

2.1.2.1 MISIÓN ................................................................................................... 5

2.1.2.2 VISIÓN .................................................................................................... 5

2.1.2.3 SU RAZÓN DE SER ............................................................................... 6

2.1.2.4 MODELO PARA CREAR VALOR ........................................................ 6

2.1.2.5 SU CULTURA ......................................................................................... 6

ix

2.2 MARCO LEGAL ................................................................................................. 7

2.2.1 ACCIONISTAS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. ................ 7

2.2.1.1 CNPC (China National Petroleum Corporation) ...................................... 7

2.2.1.2 SINOPEC (China Petrochemical Corporation) ........................................ 8

2.3 MARCO ÉTICO .................................................................................................. 8

2.4 MARCO REFERENCIAL ................................................................................... 9

2.4.1 BLOQUE TARAPOA.................................................................................. 9

2.4.1.1 ASPECTOS GENERALES DEL BLOQUE TARAPOA ........................ 9

2.4.1.2 IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DE POZOS Y CAMPOS DEL

BLOQUE TARAPOA. .......................................................................................... 10

2.4.1.3 GEOLOGÍA DEL BLOQUE TARAPOA ............................................. 11

2.4.2 CAMPO FANNY ....................................................................................... 12

2.4.2.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO FANNY ..................... 12

2.4.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO FANNY ........................... 12

2.4.2.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO FANNY ............................................... 13

RESERVORIOS PRODUCTORES: ............................................... 14 2.4.2.3.1

2.4.2.4 ASPECTOS GEOLÓGICOS ................................................................. 15

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA................................................... 16 2.4.2.4.1

2.4.2.5 ASPECTOS GEOFÍSICOS .................................................................... 17

2.4.2.6 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS (PVT) ......................................... 20

PROPIEDADES DEL PETRÓLEO. ............................................... 20 2.4.2.6.1

PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN. ......................... 20 2.4.2.6.2

RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN (RW). ............... 21 2.4.2.6.3

2.5 DEFINICIÓN DE VARIABLES ....................................................................... 22

2.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE ............................................................... 22

2.5.2 VARIABLE DEPENDIENTE ................................................................... 22

2.6 HIPÓTESIS ........................................................................................................ 22

x

CAPITULO III ..................................................................................................................... 23

3. DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................... 23

3.1 TIPO DE ESTUDIO .......................................................................................... 23

3.1.1 DESCRIPTIVO:......................................................................................... 23

3.1.2 PROSPECTIVO: ........................................................................................ 23

3.1.3 COMPARATIVO: ..................................................................................... 23

3.2 UNIVERSO Y MUESTRA ............................................................................... 24

3.2.1 UNIVERSO ............................................................................................... 24

3.2.2 MUESTRA ................................................................................................ 24

3.3 MÉTODOS DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................ 24

3.3.1 MÉTODO ANALÍTICO: ........................................................................... 24

3.3.2 MÉTODO SINTÉTICO: ............................................................................ 25

3.3.3 MÉTODO ANALÍTICO-SINTÉTICO: ..................................................... 25

3.4 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN .................................................................. 25

3.4.1 TÉCNICA DE CAMPO ............................................................................. 25

3.4.2 TÉCNICA ELECTRÓNICAS ................................................................... 26

3.5 RECOLECCIÓN DE DATOS ........................................................................... 26

3.6 ASPECTOS ADMINISTRATIVOS .................................................................. 26

CAPITULO IV ..................................................................................................................... 27

4. PERFORACIÓN SLIM HOLE .................................................................................. 27

4.1 APLICACIONES ............................................................................................... 27

4.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN SLIM HOLE .................................................. 27

4.2.1 EQUIPOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONAL SLIM HOLE ......... 28

4.2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL SLIM HOLE .. 28

4.3 VENTAJAS DE LOS POZOS SLIM HOLE ..................................................... 29

4.3.1 REDUCCIÓN DE COSTOS ...................................................................... 29

4.3.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ............................................................... 29

4.3.3 REDUCCIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL. ....................................... 29

4.3.4 REDUCCIÓN DE ESPACIO Y EQUIPO. ................................................ 30

xi

4.4 LIMITACIONES Y DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN SLIM

HOLE..... ........................................................................................................................ 31

4.4.1 FALLAS EN LA SARTA DE PERFORACIÓN ....................................... 32

4.4.2 FALLAS DEL TOOL JOINT .................................................................... 32

4.4.3 DETECCIÓN DE REVENTONES............................................................ 32

4.4.4 PÉRDIDAS DE PRESIÓN ........................................................................ 33

4.4.5 DESCENSO EN LA TASA DE PENETRACIÓN .................................... 33

4.4.6 PROFUNDIDAD ....................................................................................... 33

4.4.7 CARA DEL POZO Y ESTABILIDAD ..................................................... 34

4.4.8 PRODUCCIÓN .......................................................................................... 34

4.5 HERRAMIENTAS ............................................................................................ 35

4.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS: ...................................................... 35

4.5.1.1 BROCA: ................................................................................................. 35

4.5.1.2 CUCHARAS DEFLECTORAS (“WHIPSTOCKS”): ........................... 36

CUCHARAS REMOVIBLE:........................................................... 36 4.5.1.2.1

CUCHARA DE CIRCULACIÓN: .................................................. 36 4.5.1.2.2

CUCHARA PERMANENTE TIPO REVESTIDOR: ...................... 36 4.5.1.2.3

4.5.1.3 MOTORES DE FONDO: ...................................................................... 36

TIPO TURBINA: ............................................................................. 36 4.5.1.3.1

DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO: ........................................... 37 4.5.1.3.2

4.5.2 HERRAMIENTAS DE MEDICIÓN: ........................................................ 37

4.5.2.1 PÉNDULO INVERTIDO O TOTCO: ................................................... 37

4.5.2.2 TOMA SENCILLA O “SINGLE SHOT” Y TOMA MÚLTIPLE O

“MULTISHOT”: .................................................................................................... 37

4.6 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ADECUADOS DE LA TECNOLOGÍA

SLIM HOLE .................................................................................................................. 37

4.6.1 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÁS IMPORTANTES PARA

IMPLEMENTAR LAS TECNOLOGÍAS SLIM HOLE, BASADO EN ESTUDIOS

DE CASOS EJECUTADOS A NIVEL MUNDIAL. ................................................ 40

4.6.1.1 PRUEBAS HIDRÁULICAS .................................................................. 40

xii

4.6.1.2 TUBERÍAS ............................................................................................ 40

4.6.1.3 SELECCIÓN DEL REVESTIMIENTO ................................................ 40

4.6.1.4 TASA DE PERFORACIÓN .................................................................. 41

4.6.1.5 DENSIDADES EQUIVALENTES DE CIRCULACIÓN ..................... 41

4.6.1.6 LIMITACIONES DE PROFUNDIDAD ............................................... 41

4.6.1.7 PRUEBAS DE POZO ............................................................................ 41

4.6.1.8 CEMENTACIÓN ................................................................................... 42

CAPÍTULO V....................................................................................................................... 43

5. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ...................................................... 43

5.1 RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167 ...................................................... 43

5.2 DATOS DEL POZO .......................................................................................... 44

5.3 PROGNOSIS GEOLÓGICA ............................................................................. 45

5.4 INFORMACIÓN GEOLÓGICA ....................................................................... 46

5.4.1 GEOLOGÍA DEL OBJETIVO .................................................................. 46

5.4.2 PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR MÁS

CERCANA: ............................................................................................................... 46

5.5 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN: ........................................................................... 46

5.6 PERFORACIÓN CONVENCIONAL DEL POZO FANNY ............................ 48

5.6.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL .................................................. 48

5.6.1.1 SECCIÓN DE 16” ................................................................................. 48

5.6.1.2 SECCIÓN DE 12 ¼” ............................................................................. 48

5.6.1.3 SECCIÓN DE 8 ½” ............................................................................... 48

5.6.1.4 DIAGRAMA DEL POZO ..................................................................... 49

5.6.1.5 PROGRAMA DIRECCIONAL ............................................................. 50

5.6.1.6 PLAN DIRECCIONAL ......................................................................... 51

5.6.2 PROGRAMA DE BROCAS, HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Y

PARÁMETROS ......................................................................................................... 57

5.6.2.1 SECCIÓN DE 26” ................................................................................. 58

5.6.2.2 SECCIÓN DE 16” ................................................................................. 60

CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA .................................. 60 5.6.2.2.1

xiii

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA ................... 60 5.6.2.2.2

CORRIDA DE LA BROCA PDC .................................................... 63 5.6.2.2.3

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC ................................. 63 5.6.2.2.4

5.6.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼” ............................................................................. 66

CORRIDA BROCA PDC ................................................................ 66 5.6.2.3.1

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE CUERPO DE 5.6.2.3.2

MATRIZ……………………………………………………………………...66

5.6.2.4 SECCIÓN DE 8 ½” ............................................................................... 69

CORRIDA BROCA PDC ............................................................... 69 5.6.2.4.1

5.6.3 ENSAMBLAJES DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS ........................ 72

5.6.3.1 HUECO DE 26” ..................................................................................... 72

BHA 1 .............................................................................................. 72 5.6.3.1.1

5.6.3.2 SECCIÓN DE 16” ................................................................................. 72

BHA 2 .............................................................................................. 73 5.6.3.2.1

BHA 3 .............................................................................................. 73 5.6.3.2.2

BHA 4 .............................................................................................. 74 5.6.3.2.3

5.6.3.3 SECCIÓN 12 ¼” .................................................................................... 74

BHA 5 y BHA 6 ............................................................................... 74 5.6.3.3.1

5.6.3.4 SECCIÓN 8 ½” ...................................................................................... 75

BHA 7 .............................................................................................. 75 5.6.3.4.1

5.6.4 PROGRAMA DE LODOS ........................................................................ 76

5.6.4.1 ESTADO MECÁNICO .......................................................................... 76

5.6.4.2 DISEÑO DE CASING ........................................................................... 76

5.6.4.3 PROGRAMA DE FLUIDOS ................................................................. 76

5.6.4.4 PROPIEDADES DEL FLUIDO ............................................................ 77

SECCION DE 16” ........................................................................... 77 5.6.4.4.1

SECCION DE 12 ¼ ......................................................................... 77 5.6.4.4.2

SECCION DE 8 ½” ......................................................................... 78 5.6.4.4.3

5.6.4.5 GRÁFICO DE DENSIDAD .................................................................. 79

xiv

5.6.5 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ......................................................... 80

5.6.5.1 CASING CONDUCTOR ....................................................................... 80

INFORMACIÓN DE TRABAJO .................................................... 80 5.6.5.1.1

RECOMENDACIONES DE TRABAJO ......................................... 81 5.6.5.1.2

PROGRAMA DE INGENIERÍA ..................................................... 82 5.6.5.1.3

5.6.5.2 CASING SUPERFICIAL 13 ⅜” ............................................................ 83

OBJETIVO....................................................................................... 83 5.6.5.2.1

LA EXPERIENCIA DE CAMPO EN EL BLOQUE TARAPOA .. 83 5.6.5.2.2

RIESGOS OPERATIVOS ............................................................... 84 5.6.5.2.3


RECOMENDACIÓN DE TRABAJO ............................................. 86 5.6.5.2.5


5.6.5.3 CASING INTERMEDIO 9 ⅝” .............................................................. 89

OBJETIVO....................................................................................... 89 5.6.5.3.1

EXPERIENCIA DE CAMPO .......................................................... 89 5.6.5.3.2




5.6.5.4 LINER DE PRODUCCIÓN 7” .............................................................. 95

OBJETIVO....................................................................................... 95 5.6.5.4.1

EXPERIENCIA DE CAMPO .......................................................... 95 5.6.5.4.2



PROGRAMA DE INGENIERÍA ................................................... 101 5.6.5.4.5

5.7 PERFORACIÓN DEL POZO FANNY APLICANDO LA TECNOLOGÍA

SLIM HOLE ................................................................................................................ 102

5.7.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL ................................................ 102

5.7.1.1 SECCIÓN DE 12 ¼” ........................................................................... 102

5.7.1.2 SECCIÓN DE 8 ½” ............................................................................. 102

xv

5.7.1.3 PROGRAMA DIRECCIONAL ........................................................... 103

5.7.1.4 PLAN DIRECCIONAL ....................................................................... 104


PARÁMETROS ....................................................................................................... 112

5.7.2.1 SECCIÓN DE 16” ............................................................................... 113

CORRIDA DE LA BROCA TRICONICA XT1GSC.................... 113 5.7.2.1.1

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA ................. 113 5.7.2.1.2

5.7.2.2 SECCIÓN DE 12 1/4” (PRIMER INTERVALO) ............................... 114

CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA QH1RC ................. 114 5.7.2.2.1

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA ................. 114 5.7.2.2.2

5.7.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼” (SEGUNDO INTERVALO) ............................. 115

CORRIDA BROCA PDC .............................................................. 116 5.7.2.3.1

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE CUERPO DE 5.7.2.3.2

MATRIZ… ...................................................................................................... 116

5.7.2.4 SECCIÓN DE 8 1/2” ........................................................................... 118

CORRIDA BROCA PDC ............................................................. 118 5.7.2.4.1

5.7.3 PROGRAMA DE LODOS ...................................................................... 119

5.7.3.1 SECCIÓN DE 16” Y SECCIÓN DE 12 1/4” ...................................... 119

TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO .......................... 119 5.7.3.1.1

PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS ............ 119 5.7.3.1.2

a) SECCIÓN DE 16” ....................................................................................... 119

b) SECCIÓN DE 12 1/4” ................................................................................. 120

PROPIEDADES DE FLUIDOS .................................................... 121 5.7.3.1.3

5.7.3.2 SECCIÓN DE 8 1/2” ........................................................................... 122

TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO .......................... 122 5.7.3.2.1

PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS ............ 122 5.7.3.2.2

PROPIEDADES DE FLUIDOS .................................................... 123 5.7.3.2.3

5.7.3.3 GRÁFICO DE DENSIDAD ................................................................ 124

5.7.4 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ....................................................... 125

5.7.4.1 CASING SUPERFICIAL 9 5/8 ........................................................... 125

xvi

RECOMENDACIONES DE PROCEDIMIENTO 5.7.4.1.1

OPERACIONAL... .......................................................................................... 125

CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA.............................. 125 5.7.4.1.2


5.7.4.2 LINER DE PRODUCCIÓN 7” ............................................................ 126


OPERACIONAL... .......................................................................................... 127

CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA.............................. 127 5.7.4.2.2


5.8 ANÁLISIS ECONÓMICO COMPARATIVO DE LA PERFORACIÓN

CONVENCIONAL CON LA PERFORACIÓN SLIM HOLE ................................... 128

5.8.1 PERFORACIÓN CONVENCIONAL ..................................................... 128

5.8.1.1 AFE DE LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL: ........................... 129

5.8.2 PERFORACIÓN APLICANDO LA TECNICA SLIM HOLE ............... 129

5.8.2.1 AFE DE LA PERFORACIÓN SLIM HOLE: ..................................... 130

5.8.3 ANÁLISIS COMPARATIVO: ................................................................ 131

CAPITULO VI ................................................................................................................... 136

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 136

6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................... 136

6.2 RECOMENDACIONES .................................................................................. 137

CAPITULO VII ................................................................................................................. 138

7. BIBLIOGRAFÍA Y WEBGRAFÍA ......................................................................... 138

7.1 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 138

7.2 WEBGRAFÍA .................................................................................................. 138

CAPITULO VIII ................................................................................................................ 139

8. ANEXOS ................................................................................................................. 139

8.1 ANEXO 1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL TALADRO DE ANDES

PETROLEUM. ............................................................................................................. 139

8.2 ANEXO 2: TIEMPO AHORRADO EN ASENTAMIENTO DE CASING

SUPERFICIAL. ........................................................................................................... 140

xvii

8.3 ANEXO 3: COSTO TOTAL DE AHORRO, CUANDO SE REDUCE EL

CASING SUPERFICIAL 13 3/8 PARA LA PERFORACIÓN SLIM HOLE. ............ 140

xviii

LISTA DE TABLAS

TABLA 2.1: COORDENADAS UTM DEL BLOQUE TARAPOA……………………………...9

TABLA 2.2. ASPECTOS GEOLÓGICOS DEL CAMPO FANNY……………….............15

TABLA 2.3. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO DEL YACIMIENTO M1 Y U INFERIOR

........…………………………………………………………………………………………………………… 20

TABLA 2.4. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1

Y U- INFERIOR ……………………………………………………………...................... 21

TABLA 2.5 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1 Y

U- INFERIOR …………………………………...……………………………………………………………………………………21

TABLA 4.1. COMPARACION DE LOS EQUIPOS DE PERFORACIÓN USANDO LA

TECNONOLOGÍA CONVENCIONAL Y LA TECNOLOGÍA SLIM HOLE. ................... 30

TABLA 5.1. RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167 ...................................................... 43

TABLA 5.2. DATOS DEL POZO FANNY 18B 167 .......................................................... 44

TABLA 5.3. PROGNOSIS GEOLÓGICA ............................................................................ 45

TABLA 5.4. OBJETIVOS GEOLÓGICOS DEL POZO FANNY 18B 167 ......................... 46

TABLA 5.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR MÁS

CERCANA AL POZO FANNY 18B 167 ............................................................................. 46

TABLA 5.6: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 .................................. 56

TABLA 5.7: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS PARA EL POZO FANNY 18B-

167………………………………………………………………………………………….. 57

TABLA 5.8: ESPECIFICACIONES BROCA TRICÓNICA DE 26”…………………….. 58

TABLA 5.9: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 26” PARA EL POZO FANNY 18B-

167………………………………………………………………………………………….. 59

TABLA 5.10: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA TRICÓNICA DE

16”………………………………………………………………………………………….. 61

TABLA 5.11: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 16” PARA EL POZO FANNY 18B-

167………………………………………………………………………………………….. 62

TABLA 5.12: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 16”……………………...64

TABLA 5.13: BROCA HIDRÁULICA PDC 16” PARA EL POZO FANNY 18B-167….. 65

xix

TABLA 5.14: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 12 ¼”…………………. 67

TABLA 5.15: BROCA HIDRÁULICA PDC 12 ¼ PARA EL POZO FANNY 18B-167… 68

TABLA 5.16: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 8 ½”…………………… 70

TABLA 5.17: BROCA HIDRÁULICA PDC 8 ½ PARA EL POZO FANNY 18B-167…. 71

TABLA 5.18: BHA 2 ............................................................................................................ 73

TABLA 5.19: BHA 3 ............................................................................................................. 73

TABLA 5.20: BHA 4 ............................................................................................................. 74

TABLA 5.21: BHA 5 ............................................................................................................. 74

TABLA 5.22: BHA 6 ............................................................................................................. 75

TABLA 5.23: BHA 7 ............................................................................................................. 75

TABLA 5.24: ESTADO MECÁNICO DEL POZO .............................................................. 76

TABLA 5.25: DISEÑO DE CASING ................................................................................... 76

TABLA 5.26: PROGRAMA DE FLUIDOS ......................................................................... 76

TABLA 5.27: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 16” ............................................ 77

TABLA 5.28: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 12 ¼” ........................................ 77

TABLA 5.29: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 8 ½” .......................................... 78

TABLA 5.30: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 26” ...................................................... 80

TABLA 5.31: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20” ..................................................... 80

TABLA 5.32: GEOMETRÍA DEL POZO, MACARONI STRING 1,5” .............................. 81

TABLA 5.33: RECOMENDACIONES DE TRABAJO ....................................................... 81

TABLA 5.34: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA ............................................. 83

TABLA 5.35: RIESGOS OPERATIVOS .............................................................................. 84

TABLA 5.36: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20” ..................................................... 85

TABLA 5.37: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 16” ...................................................... 85

TABLA 5.38: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8” ............................................... 85


TABLA 5.40: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8” ............................................... 90

TABLA 5.41: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 12 ¼” ................................................. 90

TABLA 5.42: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 9 5/8” ................................................. 91

xx


TABLA 5.44: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA……………………………. 95

TABLA 5.45: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 9 5/8” ................................................. 96

TABLA 5.46: GEOMETRÍA DEL POZO, DP 5”” ............................................................... 96

TABLA 5.47: GEOMETRÍA DEL POZO, HWDP 5”” ........................................................ 97

TABLA 5.48: GEOMETRÍA DEL POZO, LINER 7” .......................................................... 97

TABLA 5.49: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO ABIERTO .......................................... 97

TABLA 5.50: RECOMENDACIONES DE TRABAJO ..................................................... 100

TABLA 5.51: TOPES FORMACIONALES ....................................................................... 104

TABLA 5.52: PUNTOS DE ASENTAMIENTO DE CASING (SLIM HOLE) ................. 104

TABLA 5.53: PUNTOS ESPECÍFICOS (SLIM HOLE) .................................................... 105

TABLA 5.54: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE) ..... 111

TABLA 5.55: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO PARA LA SECCIÓN DE

16” Y 12 ¼” (SLIM HOLE) ................................................................................................ 119

TABLA 5.56: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 16”

(SLIM HOLE) ...................................................................................................................... 119

TABLA 5.57: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼”

INTERVALO I (SLIM HOLE) ........................................................................................... 120

TABLA 5.58: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼”

INTERVALO II (SLIM HOLE) .......................................................................................... 121

TABLA 5.59: PROPIEDADES DE FLUIDOS (SLIM HOLE) .......................................... 121

TABLA 5.60: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO, SECCIÓN 8 ½” (SLIM

HOLE) ................................................................................................................................. 122

TABLA 5.61: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 8 ½”

(SLIM HOLE) ...................................................................................................................... 123

TABLA 5.62: PROPIEDADES DE FLUIDOS, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE) .............. 123

TABLA 5.63: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, CASING SUPERFICIAL 9

5/8” (SLIM HOLE) .............................................................................................................. 125

TABLA 5.64: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, CASING SUPERFICIAL 9

5/8” (SLIM HOLE) ............................................................................................................. 125

xxi

TABLA 5.65: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, LINER 7” (SLIM

HOLE)…………………………………………………………………………………….. 128

TABLA 5.66: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, LINER 7” (SLIM HOLE) 127

TABLA 5.67: AFE PERFORACIÓN CONVENCIONAL ................................................. 129

TABLA 5.68: AFE PERFORACIÓN SLIM HOLE…………………………………….. 131

TABLA 5.69: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TANGIBLES………………... 131

TABLA 5.70: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS INTANGIBLES ......................... 132

TABLA 5.71: ANÁLISIS COMPARATIVO, THIRD PARTY SERVICES ...................... 133

TABLA 5.72: ANÁLISIS COMPARATIVO, PERSONEL ................................................ 134

TABLA 5.73: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TOTALES .................................. 135

xxii

LISTA DE GRÁFICOS

GRÁFICO 2.1: PRINCIPIOS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD ........................ 5

GRÁFICO 2.2: ACTORES VINCULADOS A LA ORGANIZACIÓN ................................. 6

GRÁFICO 2.3: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE TARAPOA…………… 10

GRÁFICO 2.4: UBICACIÓN DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE TARAPOA…… 11

GRÁFICO 2.5: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE TARAPOA. .............................. 12

GRÁFICO 2.6: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO FANNY 13

GRÁFICO 2.7: FALLA FANNY – DORINE………………………………………........ 14

GRÁFICO 2.8: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO FANNY……………… 16

GRÁFICO 2.9: INTERPRETACIÓN SÍSMICA DEL CAMPO FANNY………………… 17

GRÁFICO 2.10: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO M-1 CAMPO FANNY…… 18

GRÁFICO 2.11: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO M-1, CAMPO FANNY

……………………………………………………………………………………………. 18

GRÁFICO 2.12: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO

FANNY…………………………………………………………………………………. 19

GRÁFICO 2.13: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO

FANNY…………………………………………………………………………………… 19

GRÁFICO 4.1. SLIM HOLE DRILLING RIG……………………………………….. 28

GRÁFICO 4.2. TALADRO DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL (SLIM

HOLE)……………………………………………………………………………………… 28

GRÁFICO 4.3: PROGRAMA TÍPICO DE COMPARACIÓN DE CASING…………… 38

GRÁFICO 5.1: ANÁLISIS ANTICOLISIÓN PARA EL POZO FANNY 18B 167 ............ 47

GRÁFICO 5.2 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN II PARA EL POZO FANNY 18B 167 .......... 47

GRÁFICO 5.3 DIAGRAMA DEL POZO FANNY 18B 167................................................ 49

GRÁFICO 5.4: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167…………. 50

GRÁFICO 5.5: BROCA TRICÓNICA DE 26”……………………………………………. 58

xxiii

GRÁFICO 5.6: BROCA TRICÓNICA DE 16”…………………………………………… 61

GRÁFICO 5.7: BROCA PDC DE 16”…………………………………………………….. 64

GRÁFICO 5.8: BROCA PDC DE 12 1/4” ............................................................................ 67

GRÁFICO 5.9: BROCA PDC DE 8 1/2” .............................................................................. 69

GRÁFICO 5.10: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (PERFORACIÓN

CONVENCIONAL)……………………………………………………………………….. 79

GRÁFICO 5.11: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS…………………………… 82

GRÁFICO 5.12: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 16” CEMENTADA (3D)………. 86

GRÁFICO 5.13: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS…………………………… 88

GRÁFICO 5.14: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 12 ¼” CEMENTADA (3D)………… 91

GRÁFICO 5.15: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS………………………….. 94

GRÁFICO 5.16: GRÁFICO DE POZO CEMENTADO (3D)……………………………. 98

GRÁFICO 5.17: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS…………………………. 101

GRÁFICO 5.18: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM

HOLE)……………………………………………………………………………………. 103

GRÁFICO 5.19: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS (SLIM HOLE……………… 112

GRÁFICO 5.20: BROCA TRICÓNICA DE 16”………………………………………… 113

GRÁFICO 5.21: BROCA TRICÓNICA DE 12 1/4”…………………………………… 115

GRÁFICO 5.22: BROCA PDC DE 12 1/4”……………………………………………... 116

GRÁFICO 5.22: BROCA PDC DE 12 1/4”…………………………………………… 117

GRÁFICO 5.24: BROCA PDC DE 8 1/2”……………………………………………. 118

GRÁFICO 5.25: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)… 124

GRÁFICO 5.26: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM

HOLE)-CASING……………………………………………………………………….. 126

GRÁFICO 5.27: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM

HOLE)-LINER 7”………………………………………………………………………. 128

xxiv

SIGLAS Y ABREVIATURAS

API Instituto Americano del Petróleo MBT Methylene Blue Test

Azm Azimuth MD Measured Depth

Bbl Barrels OD Outside Diameter

BHA Bottom Hole assembly PLG/INCH Pulgadas

BUR Build Up Rate PSI Pounds per Square Inch

CSG Build Up Rate PPG Pounds per Gallon

DC Drill collar PDC Diamante Policristalino

Compacto

DLS Dogleg ROP Rate of Penetration

FT Feet SS Sandstone

FT/H Feet per hour SKS Sacos de cemento

GAP Glicol Amina Polímero TD Total Depth

GPM Galones por Minuto

TFA Total Flow Area

HP Horse Power TRIC Broca Tricónica

HWDP heavy weight drill pipe TR Tubería de Revestimiento

ID Internal diameter TVD True Vertical Depth

Inc Inclination

WOB Weight on Bit

Lbs

Libras

Ls Limestone

xxv



AMBIENTAL





Autor: Pérez Salguero Damián José

Fecha: Diciembre 2015

RESUMEN

Esta Tesis está basada en el análisis técnico económico de la perforación convencional con la

perforación tipo Slim Hole, considerando datos reales proporcionados por Andes Petroleum

Ecuador Limited para la aplicación de esta tecnología al campo Fanny ubicada en el bloque

Tarapoa con el objeto de realizar un análisis comparativo técnico económico sobre la

Tecnología de Perforación de Pozos de diámetros reducidos (slim hole), con la perforación

convencional; así como, destacar el ahorros significativo de costos que esta técnica ofrece

para dicho campo. Para lograr el objetivo propuesto se realiza un análisis al pozo Fanny18B-

167, en el cual se describe todo el programa de perforación convencional y con esta

información se realiza un análisis económico, el cual es comparado con el nuevo diseño de

perforación aplicando la tecnología Slim Hole, obteniéndose un ahorro económico

significativo.

PALABRAS CLAVES: <Perforación Convencional><Perforación Slim Hole><Análisis

Técnico Económico Comparativo>

xxvi

ABSTRACT

This Thesis is based on the technical-economic analysis between Conventional drilling and

Slim Hole drilling techniques, considering real data provided by Andes Petroleum Ecuador

Limited, for the application of this technology at Fanny Field, located in Tarapoa block,

With the objective to carry out a technical economic comparative analysis about the drilling

technology for reduced diameter drills (Slim Hole); in the same way to emphasize the

significant save costs that provides this technical. To reach this objective it is necessary to

develop an analysis of the Fanny18B-167 hole to describe all the conventional drilling

program and with this information carried out an economic analysis, which is compared with

the new drilling design applying the Slim Hole technology, getting significant economic

savings.

KEYWORDS: <Conventional Drilling><Slim Hole Drilling><Comparative Analysis

Technical-Economic>

xxvii

INTRODUCCIÓN

La perforación de pozos petroleros resulta el único medio para la extracción de

hidrocarburos del subsuelo, La perforación de pozos petroleros mediante la tecnología Slim

Hole ha contribuido a la exploración y desarrollo de nuevas cuencas a nivel mundial debido

a los bajos costos operativos en comparación con la perforación convencional. Las

características principales de este tipo de pozo son los diámetros reducidos y estrechos

espacios anulares que generalmente usan altas velocidades de rotación.

La perforación Slim Hole es una técnica que está siendo aplicada en el mundo entero por sus

buenos resultados operacionales, siendo un factor importante en el aumento de la capacidad

de producción de un pozo de petróleo.1 Los pozos tipo Slim Hole se perfora con el propósito

de realizar el trabajo economizando recursos y obteniendo más provecho, utilizando brocas

de 7” o menos. La utilización de este método es muy efectiva en exploración y/o captura de

información sobre los yacimientos.

“La alta demanda de hidrocarburos y los pocos hallazgos nos llevan a buscar nuevas

tecnologías y a investigar cómo aprovechar al máximo las reservas ya existentes, es por esto

que los esfuerzos de los ingenieros y demás profesionales involucrados en las actividades de

exploración y explotación de un campo productor de petróleo, deben estar encaminados a

este propósito”.2

1 López Cesar & Sua Holman, 2011

2 López Cesar & Sua Holman, 2011

1

CAPÍTULO I

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 ENUNCIADO DEL TEMA

“Análisis Comparativo Técnico-Económico de la Tecnología de Perforación Slim Hole con

la Perforación Convencional de Pozos para el Campo Fanny en el Bloque Tarapoa”

1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

Hoy por hoy la industria petrolera se enfrenta a un incremento de los costos para la

extracción de hidrocarburos, bien sea petróleo o gas y también en muchos casos recibe un

rendimiento muy inferior a la inversión que realiza, debido a un alto resultado de pozos

secos y menor cantidad de reservas encontradas. Uno de los métodos que desarrolla y aplica

la industria para reducir los costos de producción, es la perforación de pozos cuyos hoyos

son de diámetros menores a los diámetros de hoyo de los pozos de diseños convencionales o

estándar, utilizados por la gran mayoría de las empresas petroleras a nivel mundial para la

extracción del hidrocarburo y en otros casos utiliza la perforación de hoyos reducidos para la

adquisición de datos para una mejor caracterización del yacimiento y tener una mayor

certidumbre en la perforación; La tecnología de perforación de pozos de diámetros reducidos

Slim Hole, es una alternativa probada a la perforación de pozos de diámetros convencional y

se ha demostrado que la perforación de pozo de hoyo reducido puede alcanzar el objetivo,

por lo tanto es técnica y económicamente viable; la terminación y aspectos de producción en

este tipo de pozo son los que deben recibir una mayor atención.3

La tecnología Slim Hole es una nueva opción aplicada en la exploración de hidrocarburos,

este tipo de pozos presenta ventajas respecto a los métodos convencionales tales como

reducción de costos (equipos, brocas, lodo, personal) y disminución del impacto ambiental

(residuos, ruido, emisión de gases).4

El objetivo principal de este trabajo es realizar un análisis técnico comparativo entre la

perforación convencional y la perforación aplicando la tecnología (Slim Hole); así como,

destacar los ahorros significativos de costos que la misma ofrece con respecto a la

perforación convencional.

3 López Lorena & Zuleta Sandy, 2011

4 López Lorena & Zuleta Sandy, 2011

http://biblioqyp.ing.ucv.ve/cgi-win/be_alex.exe?Autor=L%F3pez+A.,+Lorena+M.&Nombrebd=bfiequcv&Sesion=1375542383


2

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis comparativo técnico económico sobre la Tecnología de

Perforación de Pozos de diámetros reducidos (slim hole), con la perforación

convencional; así como, destacar los ahorros significativos de costos que la misma

ofrece para el Campo Fanny en el Bloque Tarapoa”

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Caracterizar el Campo Fanny y su litología.

Recolectar información de reportes finales de perforación de pozos convencionales

perforados y analizar los costos de perforación.

Diseñar la perforación de un pozo aplicando la tecnología Slim Hole, realizar un

programa de perforación y analizar los costos de perforación aplicando esta

tecnología.

Efectuar un análisis técnico económico para la perforación de un pozo convencional

y la perforación de un pozo aplicando la tecnología Slim Hole mediante cuadros

comparativos que permitan diferenciar las dos tecnologías de perforación.

Presentar los resultados del informe final de investigación a la Universidad Central

del Ecuador- FIGEMPA y a la empresa patrocinadora Andes Petroleum Ecuador

Limited.

1.4 JUSTIFICACIÓN

La perforación de pozos aplicando la tecnología SLIM HOLE reduce los costos del proyecto

sobre los costos ya estimados en un proyecto convencional. Esta tecnología Slim Hole ha

sido aplicada en la industria del petróleo como una alternativa económica a la perforación

convencional y a las técnicas tradicionales de completamiento del pozo con diámetro

estándar.

3

Los ahorros en los costos se realizan a partir del uso de diámetros de tubulares reducidos,

tamaños más pequeños en los equipos de perforación, menos cemento, menos fluidos de

perforación y menor disposición de los ripios de perforación, así como la capacidad de

perforar el pozo y completarlo en un periodo de tiempo más corto.

1.5 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD

1.5.1 FACTIBILIDAD

Este estudio es factible llevar a cabo por que se cuenta con la participación activa del

investigador para su desarrollo, además se dispone del asesoramiento técnico del tutor de la

carrera de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador y del tutor del Departamento de

Perforación de Andes Petroleum Company Limited, Bibliografía, Web grafía y el tiempo

estimado de 3 meses para su culminación.

1.5.2 ACCESIBILIDAD

Este proyecto es accesible debido a que el Departamento de Perforación de Andes Petroleum

Company Limited presta todas las facilidades para acceder a sus instalaciones, disponer de

la información y asesoría técnica, necesaria para el desarrollo del proyecto.

4

CAPITULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1 MARCO INSTITUCIONAL

2.1.1 RESEÑA DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.

2.1.1.1 ANTECEDENTES

“A lo largo de los últimos 42 años en el bloque Tarapoa ha operado una misma empresa

petrolera, la cual por indistintas razones y después de algunos años de operación, ha sido

vendida y comprada por una empresa diferente, es así que ésta empresa a lo largo del tiempo

que lleva operando en este bloque, ha sufrido cambios en su nombre dependiendo de su

nuevo propietario”.5

Los nombres por los cuales ha pasado esta petrolera son:

City Ecuatoriana Production Company, Empresa Ecuatoriana, opero desde el año

1970 al año 1990.

City Investing Company Limited, Empresa Americana, opero desde el año 1990 al

año 1997.

PACALTA, Empresa Canadiense, opero desde el año 1997 al año1999.

AEC Ecuador, Empresa Canadiense, opero desde el año 2000 al año 2002.

ENCANA Ecuador, Empresa Canadiense, opero desde el año 2002 al año 2006.

Andes Petroleum Ecuador Ltd., Empresa China, opera desde el año 2006 hasta la

actualidad.

A continuación se presenta la constitución corporativa de la empresa Andes Petroleum

Company:

5 Rocío Saavedra, 2013

5

2.1.2 CONSTITUCIÓN CORPORATIVA DE ANDES PETROLEUM

ECUADOR LTD.

GRÁFICO 2.1: PRINCIPIOS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD

Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd.

2.1.2.1 MISIÓN

“Producción de Petróleo y Gas utilizando los más altos Estándares”.6

2.1.2.2 VISIÓN

“Ser reconocida como la Compañía Líder de Petróleo y Gas en Latinoamérica, operada con

Seguridad y Eficiencia por nuestro Talentoso Equipo Multicultural en Armonía con el

Ambiente y la Sociedad”.7

6 Andes Petroleum Ecuador Ltd.


MISIÓN

TENER ÉXITO EN ARMONÍA

CULTURA

CREACIÓN DE VALOR

ECONÓMICO

ESTRATEGIA

CREACIÓN DE VALOR PARA LOS GRUPOS DE INTERÉS

VISIÓN

6

2.1.2.3 SU RAZÓN DE SER

“Cada miembro de la Organización es Importante y es parte Integral del engranaje

de cultura, disciplinas y habilidades propias de cada individuo, las cuales juntas

apoyan la razón de existir como Compañía y como parte importante de la

Sociedad”.8

2.1.2.4 MODELO PARA CREAR VALOR

“Incrementar el Bienestar de todos los actores vinculados a la Organización”.9

GRÁFICO 2.2: ACTORES VINCULADOS A LA ORGANIZACIÓN


2.1.2.5 SU CULTURA

“Alcanzar el éxito en Armonía”.10

Los valores que Comparte como un Solo Equipo son:




7

Enfoque al Desempeño Excelente

Orientación al Trabajo en Equipo

Responsabilidad Social

2.2 MARCO LEGAL11

Andes Petroleum Ecuador Ltd. está en el Ecuador desde el año 2006 y han articulado un

compacto equipo multicultural, eficaz, talentoso, sumamente profesional, responsable de los

altos estándares productivos y cualitativos demostrados a lo largo de este periodo.

Andes Petroleum Ecuador Ltd opera en el Bloque Tarapoa y en la Estación de

Almacenamiento y Transferencia de Lago Agrio, en la provincia de Sucumbíos; Petro

Oriental S.A. opera en los Bloques 14 y 17, en la provincia de Orellana y Pastaza.

Estas empresas han sido formadas con aportes accionarios de las empresas estatales de la

República Popular China: China National Petroleum Corporation (CNPC) en el 55% y China

Petrochemical Corporation (SINOPEC), en el 45%.

2.2.1 ACCIONISTAS DE ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.

2.2.1.1 CNPC (China National Petroleum Corporation)

CNPC es una de las compañías de energía más importantes del mundo. Es una empresa

estatal cuyas operaciones comerciales abarcan un amplio espectro de actividades. Desarrolla

todas las fases de la industria petrolera: exploración, explotación y producción de

hidrocarburos, así como su transporte y refinación. También se desempeña en el marketing

nacional y comercio internacional, así como en la fabricación y suministro de equipos.

En el 2009, según el ranking del semanario U.S. Petroleum Intelligence, CNPC ocupó el

quinto puesto entre las 50 mejores empresas petroleras del mundo, basados en los índices de

reservas de petróleo y gas, en las cifras de producción, capacidad de procesamiento de crudo

y en la venta de productos refinados. La compañía también se ubica en el puesto 10 entre las

500 mejores empresas por volumen de ventas. (The Fortune Global 500, edición 2010).

11

Andes Petroleum Ecuador Ltd.

8

2.2.1.2 SINOPEC (China Petrochemical Corporation)

El Grupo Sinopec es una compañía petrolera y petroquímica estatal cuyas actividades se

centran en la exploración, producción y refinamiento de petróleo y gas, así como en la

producción química, marketing y distribución de productos.

Es el segundo productor de petróleo más importante de China, con 16 campos productores,

es el refinador de crudo más grande de Asia y el tercero más grande del mundo; es la

segunda empresa petroquímica más grande de Asia, la séptima más grande del mundo; es el

mayor distribuidor de productos derivados de petróleo de China (incluyendo diésel, jet fuel,

entre otros). En el 2010, se ubicó en el puesto 7 entre las 500 mejores empresas por volumen

de ventas. (The Fortune Global 500, edición 2010).

2.3 MARCO ÉTICO

La presente investigación a desarrollarse no atenta en ninguna de sus partes contra los

principios éticos, morales, ni económicos de la compañía o de los funcionarios de la misma,

en un marco de respeto y protección al medio ambiente.

9

2.4 MARCO REFERENCIAL

2.4.1 BLOQUE TARAPOA

2.4.1.1 ASPECTOS GENERALES DEL BLOQUE TARAPOA

El Bloque Tarapoa se encuentra situado en la parte oriental de la Cuenca Oriente, provincia

de Sucumbíos. Está limitado al este por el escudo Guayanés y al oeste por la Cordillera de

los Andes, en las coordenadas descritas a continuación:

COORDENADAS UTM

PUNTO ESTE NORTE

1 331,225.856 9,992,936.882

2 336,772.000 9,992,607.000

3 339,708.920 9,991,846.460

4 341,730.380 9,992,348.270

5 343,854.110 9,991,373.420

6 347,153.250 9,990,813.570

7 347,145.800 9,991,977.080

8 355,172.270 9,991,737.900

9 353,920.000 9,993,970.000

10 351,627.750 9,995,478.900

11 355,548.000 9,995,872.500

12 356,436.000 9,996,084.000

13 357,516.000 9,995,204.220

14 358,339.000 9,995,280.500

15 359,963.000 9,992,632.500

16 360,242.010 9,990,437.130

17 380,225.856 9,990,436.882

18 380,225.856 9,970,436.882

19 331,225.856 9,970,436.882

TABLA 2.1: COORDENADAS UTM DEL BLOQUE TARAPOA


10

GRÁFICO 2.3: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE TARAPOA


2.4.1.2 IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DE POZOS Y CAMPOS

DEL BLOQUE TARAPOA.

El bloque Tarapoa está compuesto por 350 pozos.

Tarapo

Block

Block

Block

Shiripun

Amazon

Cayagm

Sardina

Param

Lago

EcuadoEcuadoEcuado

Colombi

Per

Operated

No

- Operated

QuitQuitQuit Tarapoa

Block 15 Block 14

Block 17

Shiripuno

EcuadoEcuadoEcuador

Colombia

Peru

Operated Acreage

Non - Operated Acreage

QuitQuitQuito

11

GRÁFICO 2.4: UBICACIÓN DE LOS CAMPOS EN EL BLOQUE TARAPO


2.4.1.3 GEOLOGÍA DEL BLOQUE TARAPOA12

El bloque Tarapoa se compone de varias estructuras. Las estructuras orientales están dadas

por los campos Mariann, Mariann 4A y Mariann Norte los cuales representan anticlinales

fallados. Los campos Alice, Isabel, Sonia, Esperanza, Colibrí, Sonia y Mahogany, se podría

decir que representan anticlinales no muy definidos con un control estructural. Los campos

Aleluya, Chorongo, Dorine, Fanny, Joan, Shirley y Tucán no obedecen a estructuras

definidas y cabe decir que estos campos fueron definidos en base al reservorio principal en

este bloque, representado por la arenisca M-1. Pero sin duda este conjunto de campos

parecen ser parte de una gran estructura cuya parte más alta se encuentra hacia el norte del

bloque.

12

Atahualpa Gustavo, 2013

12

FALLA FANNY-DORINE

FALLA MARIANN

GRÁFICO 2.5: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE TARAPOA. Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd

2.4.2 CAMPO FANNY

2.4.2.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO FANNY

El campo Fanny fue descubierto con la perforación del pozo Fanny-1 por parte de la

compañía Cayman en Enero de 1972. A partir del año 1975 se inicia la perforación de pozos

fuera del límite del Bloque Tarapoa con los pozos Fanny 18B-1, B-2 y B-3, confirmándose la

continuidad de la estructura hacia el sur en áreas pertenecientes a Petroproducción.

2.4.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO FANNY

El campo Fanny se encuentra ubicado en Tarapoa provincia de Sucumbíos, en la cuenca

Oriente del Ecuador. Este campo se encuentra localizado en la región central del Bloque

Tarapoa, al sur del campo Dorine.

En el gráfico que se presenta a continuación se puede observar los pozos que forman parte de

la estructura Fanny.

13

GRÁFICO 2.6: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO FANNY.

Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd

2.4.2.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO FANNY

El Campo Fanny estructuralmente presenta en el lado Oeste la falla Fanny – Dorine en

sentido Norte – Sur, la misma que divide al Campo Alice y al Campo Fanny. Esta falla es de

tipo normal, teniendo como parte levantada al Campo Fanny, en la cual existe un salto de

falla de aproximadamente 300 pies. Por el Norte del Campo Fanny se encuentra el Campo

Dorine, se consideran como campos diferentes por presentar estructuras diferentes. A lo

largo de las estructuras Dorine – Fanny en sentido Noroeste a Sureste está presente una

trampa estratigráfica en donde se tiene una ausencia de arena, trampa determinada

únicamente por estudios geofísicos. La falla Fanny - Dorine es una falla del tipo inversa en la

cual el bloque hundido es el occidental. Evidencia un desplazamiento de 150ft al Norte y al

sur un desplazamiento de 135 ft

14

GRÁFICO 2.7: FALLA FANNY – DORINE


RESERVORIOS PRODUCTORES: 2.4.2.3.1

En el campo Fanny 18B se han perforado pozos horizontales, direccionales y verticales en el

yacimiento M1, el cual muestra una densidad alrededor de 22.3º API. En el yacimiento U se

perforaban pozos direccionales y verticales, con una densidad de crudo de alrededor de 19.6º

API.

15

2.4.2.4 ASPECTOS GEOLÓGICOS13

Mediante análisis de núcleos se interpreta de la siguiente manera

ARENISCA NAPO M-1:

Contiene una secuencia compleja de canales estuarinos dominados por secuencias

fluviales y mareas que varían gradualmente a canales de marea abandonados y

rellenados por secuencias de lodos.

Tiene una base erosiva que termina en las lutitas marinas subyacentes a la formación

Napo Superior y se encuentra cubierta por un intervalo regional de carbón/lodolita y

arcillas carbonáceas.

Contiene una secuencia compleja de canales estuarinos dominados por secuencias

fluviales y mareas que varían gradualmente a canales de marea abandonados y

rellenados por secuencias de lodos.

TABLA 2.2. ASPECTOS GEOLÓGICOS DEL CAMPO FANNY.


13

Arias Oscar, 2013

ARENISCA NAPO U- INFERIOR:

Canales fluviales que pro gradan verticalmente a areniscas de canales de marea

estuarianas con sus correspondientes facies de abandono.

Los canales fluviales a la base de la secuencia de la arenisca Napo U-Inferior

erosionan a los depósitos de la caliza B, que consiste de calizas costa afuera y

lodolitas de playa. Sobreponiéndose a las arenas de canales estuarianos de marea

están depositados alternantes en capas de arena y lodo, que se formaron dentro del

ambiente de llanura de marea. Las capas de arena representan depósitos de llanura de

marea y los depósitos de lodolita representan un ambiente de llanura de lodo.

16

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 2.4.2.4.1

GRÁFICO 2.8: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO FANNY.


17

2.4.2.5 ASPECTOS GEOFÍSICOS14

La interpretación sísmica determina una separación entre el campo Fanny- Dorine debido a

un canal transversal de lutita que rompe parcialmente la comunicación entre estas dos

estructuras, mediante colores oscuros se reflejan donde se encuentra los anticlinales

identificados por color rojo y los sinclinales en color azul, mientras que los colores claros

representan cambios de litología, el color celeste muestra el canal de lutita, el mismo que ha

colaborado a formar un entrampamiento combinado entre estructural y estratigráfico siendo

el mismo un mecanismo de entrampamiento único entre todos los horizontes productores

existentes en la Cuenca Oriente del Ecuador.

GRÁFICO 2.9: INTERPRETACIÓN SÍSMICA DEL CAMPO FANNY


14

Arias Oscar, 2013

18

GRÁFICO 2.10: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO M-1 CAMPO FANNY


GRÁFICO 2.11: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO M-1, CAMPO FANNY


19

GRÁFICO 2.12: MAPA DE TIEMPO DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO FANNY


GRÁFICO 2.13: MAPA DE PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO U inferior, CAMPO FANNY


20

2.4.2.6 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS (PVT)

PROPIEDADES DEL PETRÓLEO.15

2.4.2.6.1

Para la caracterización de los fluidos de los dos yacimientos fue necesario tomar muestras de

fondo, que representen de forma confiable las propiedades de los fluidos, es decir muestras

de fluidos tomadas a condiciones de yacimiento.

TABLA 2.3. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO DEL YACIMIENTO M1 y U INFERIOR


PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN.16

2.4.2.6.2

El tipo de agua de formación del yacimiento M-1 en Dorine – Fanny mediante análisis fue

cloruro de sodio (CaCl2) con una salinidad promedio de 15500 mg/L, con un alto nivel de

iones divalentes. El contenido total de iones Ca2+ y Mg2+ en el campo Fanny tiene un

promedio de 220 mg/L en Yacimiento Napo M-1.

15

Arias Oscar, 2013 16

Arias Oscar, 2013

21

TABLA 2.4. PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1 Y U- INFERIOR


RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN 2.4.2.6.3

(RW).17

La resistividad del agua de formación se determinó recolectando muestras en superficie del

agua obtenida de los cabezales de los pozos productores de la mayor parte del campo Fanny.

TABLA 2.5 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN DEL YACIMIENTO M-1 Y U- INFERIOR


.

17

Arias Oscar, 2013

22

2.5 DEFINICIÓN DE VARIABLES

2.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE

Pozo Fanny 18 B-167 ubicado en el campo Fanny (Bloque Tarapoa) y operado por Andes

Petroleum Company.

2.5.2 VARIABLE DEPENDIENTE

Análisis Comparativo Técnico-Económico en la perforación aplicando tecnología Slim Hole

con respecto a la perforación convencional.

2.6 HIPÓTESIS

El análisis Comparativo Técnico-Económico de la perforación de pozos entre el uso de la

tecnología Slim Hole y la perforación Convencional ayuda a determinar la reducción de

costos del proyecto sobre los costos ya estimados en un proyecto convencional, lo cual es

beneficioso para la empresa Andes Petroleum Company debido a que resulta eficaz y

económico perforar un pozo aplicando dicha tecnología.

23

CAPITULO III

3. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 TIPO DE ESTUDIO

Este proyecto se basa en los siguientes tipos de estudio:

3.1.1 DESCRIPTIVO:

Es de tipo descriptivo porque el presente trabajo describe información general esencial

acerca del capo Fanny relacionados a la perforación convencional, plan de perforación,

reportes finales de perforación.

3.1.2 PROSPECTIVO:

Es de tipo prospectivo debido a que mediante análisis técnico económico de un pozo

convencional perforado en el campo Fanny contribuirá al diseño de la perforación de un

pozo aplicando la tecnología Slim Hole, lo cual pretende reducir costos de perforación en la

aplicación de esta nueva tecnología.

3.1.3 COMPARATIVO:

Es de tipo comparativo porque analiza la viabilidad técnica económica tanto en la

perforación convencional como en la perforación aplicando la tecnología Slim Hole, Lo cual

ayudara a determinar cuál de las dos tecnologías podría aplicarse en el mejor de los casos en

el campo Fanny.

24

3.2 UNIVERSO Y MUESTRA

3.2.1 UNIVERSO

El universo seleccionado está enmarcado dentro de los pozos perforados en el campo

Fanny- Bloque Tarapoa ubicado en la provincia de Sucumbíos.

3.2.2 MUESTRA

El siguiente proyecto se realizara al pozo Fanny 18 B-167 Ubicado en el campo Fanny en el

bloque Tarapoa.

3.3 MÉTODOS DE LA INVESTIGACIÓN

Para la ejecución de este proyecto se han utilizado una serie de Métodos y Técnicas,

siguiendo un proceso sistemático el cual inicialmente se basará en la recopilación de la

información necesaria ya sea de fuentes institucionales como académicas del área de trabajo.

Los métodos y técnicas que se utilizaran en el desarrollo de la investigación son las

siguientes:

3.3.1 MÉTODO ANALÍTICO:

Consiste en un procedimiento cognoscitivo, que consiste en descomponer un objeto de

estudio separando cada una de las partes del todo para estudiarlas en forma individual.

El método analítico se utilizara para el análisis de cada uno de los factores y programas de

perforación como el programa de cementación, programa de lodos, programas de brocas,

etc.; para de esta manera estudiar individualmente cada uno de los constituyentes que tiene la

perforación convencional y con estos resultados poder diseñar un programa de perforación

aplicando la tecnología Slim Hole.

25

3.3.2 MÉTODO SINTÉTICO:

El método consiste en integrar los componentes dispersos de un objeto de estudio para

estudiarlos en su totalidad.

Este método se utilizara para realizar un análisis general de la tecnología de perforación

convencional como son los costos de perforación, lo cual ayudara a comparar con un nuevo

diseño de perforación aplicando la tecnología Slim Hole y de esta manera realizar un estudio

comparativo de estas dos tecnologías

3.3.3 MÉTODO ANALÍTICO-SINTÉTICO:

Este método se caracteriza por la descomposición de las partes de un todo para el

conocimiento de un fenómeno para posteriormente generar una síntesis de las partes que da

como resultado un nuevo conocimiento.

El método analítico-sintético se utilizara para la recopilación de la información es decir que

se realizara una síntesis de la información obtenida de los reportes de perforación

convencional la misma que estará relacionada a la aplicación de una nueva tecnología de

perforación Slim Hole, los mismos que será analizados para posteriormente discutir los

resultados los cuales serán comparados.

3.4 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

En la investigación se utilizara las siguientes técnicas.

3.4.1 TÉCNICA DE CAMPO

La técnica de campo permitirá diagnosticar y levantar la información con respecto a la

técnica de perforación de pozos convencionales que realiza Andes Petroleum Company Los

mismos que serán enviados mediante “Reportes De Perforación” al departamento de

perforación de Andes Petroleum, los cuales serán de suma importancia para la elaboración

de este proyecto, ya que permitirán realizar un análisis comparativo técnico económico para

el diseño de pozos aplicando la tecnología de perforación Slim Hole.

26

3.4.2 TÉCNICA ELECTRÓNICAS

Para el procesamiento de datos se hará uso de Microsoft Excel, para la elaboración de

cuadros estadísticos y gráficos, adicionalmente se utilizará canales de comunicación como es

el internet y software propios de la empresa para el diseño de perforación.

3.5 RECOLECCIÓN DE DATOS

Los datos empleados en este trabajo serán proporcionados por el departamento de

perforación de Andes Petroleum Company Limited, a través de programas y reportes

finales de perforación.

Mientras tanto la información teórica de la perforación convencional como la perforación

aplicando la tecnología Slim Hole será recopilada a partir de libros, artículos y documentos

de divulgación pública, sean estos digitales o impresos. Debido a que estas técnicas de

perforación van de mano con la tecnología, será de vital prioridad la investigación de fuentes

recientes.

3.6 ASPECTOS ADMINISTRATIVOS

El proyecto tiene el auspicio de la compañía Andes Petroleum Company Limited, la cual

ofrecerá todas las facilidades y la información requerida disponible para alcanzar los

objetivos, el apoyo técnico, además se dispone de bibliografía, web grafía y el tiempo

necesario para la ejecución dentro de 3 meses, además de contar con la participación activa

de los investigadores para su desarrollo y el tutor de la Carrera de Ingeniería de Petróleos.

27

CAPITULO IV

4. PERFORACIÓN SLIM HOLE

“La perforación tipo Slim Hole puede llegar a ser una mejora en la eficiencia de las

operaciones de perforación, al mismo tiempo que disminuye el impacto ambiental. De hecho

tiempo de perforación menor y equipo reducido de perforación puede significar la reducción

hasta de un 50% en los costos de producción. Gracias a su bajo costo comparado con la

perforación convencional) y menor impacto ambiental, la perforación tipo Slim Hole

proporciona un método económico de perforación de exploración en nuevas áreas perforando

pozos más profundos en campos ya existentes y proporciona una eficiencia significativa por

la extracción de más gas natural y crudo de campos agotados”. 18

4.1 APLICACIONES

La tecnología de perforación Slim Hole puede ser aplicada en pozos exploratorios y en

operaciones de reentrada. Esta tecnología ofrece la posibilidad de reducir significativamente

los costos de producción de pozos, profundización y desviación (sidetracking) de pozos

existentes, perforación para pozos horizontales y multilaterales.

4.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN SLIM HOLE19

Los equipos de perforación Slim Hole se dividen en dos tipos:

a) Equipos de perforación convencional Slim Hole

b) Equipos de perforación no convencional Slim Hole

18

Garzon Marcela - Leal Claudia - Santafe Samuel, Bucaramanga, 2010. 19

Lopez Cesar & Sua Holman, 2011

28

4.2.1 EQUIPOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONAL SLIM HOLE

Son aquellos que se modifican del equipo de perforación convencional, se reducen todas sus

dimensiones y capacidades de las diferentes partes del equipo.

Son utilizados para pozos exploratorios, pozos infill y pozos de producción.

GRÁFICO 4.1. SLIM HOLE DRILLING RIG

Fuente: oilfield_review/ors91/jul91/7_slimhole.pdf (SLB)

4.2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL SLIM

HOLE

También llamados equipos de minería o rig minning; son equipos de dimensiones menores a

los equipos convencionales y de más fácil transporte, se limitan por la profundidad y por la

producción que podría tener el pozo.

GRÁFICO 4.2. TALADRO DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL (SLIM HOLE)


29

4.3 VENTAJAS DE LOS POZOS SLIM HOLE20

4.3.1 REDUCCIÓN DE COSTOS

Los pozos slim hole son relativamente económicos debido a que utilizan menos lodo,

cemento, agua y combustible que un equipo convencional. Además, generan pequeños

volúmenes de ripios y necesitan menos personal para operar y apoyar el sistema de

perforación. Si el diámetro de la sarta se reduce en un 50%, el consumo de lodo, la

generación de ripios de perforación y el tamaño de la plataforma de perforación se

disminuyen en un 75%, por lo tanto, los costos totales cuando se trabaja un slim hole se

reducen entre un 40% y 60% en comparación con respecto a la perforación convencional.

4.3.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

Los recientes progresos en esta tecnología, han llevado a las compañías petroleras a

desarrollar fluidos de perforación que permitan estabilizar el pozo cuando se perfora, debido

a que este presenta un anular muy pequeño el cual tiene un efecto importante en las pérdidas

de presión, esto implica que la densidad del fluido de perforación, el material para sólidos, la

viscosidad y el caudal deben considerarse cuidadosamente al decidir perforar un slim hole.

Por lo tanto, en la industria se han realizado estudios y han creado varios sistemas de fluidos

para la perforación slim hole.

4.3.3 REDUCCIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL.

Debido a la reducción de áreas de trabajo, de residuos, de ruido, de consumo de energía y de

emisiones de gas, la perforación slim hole permite reducir el impacto ambiental.

Debido a que el volumen de lodo y de ripios son menores, se usan menos piscinas de

desechos de perforación.

También existe una reducción de impacto ambiental en las emisiones de gas, debido a que

perforar un hoyo reducido requiere menor consumo de energía y combustible.

20

Perforación de pozos tipo Slim Hole en la Cuenca Cauca-Patía con recuperación de núcleos y toma

de registros(Informe Final), 2011

30

4.3.4 REDUCCIÓN DE ESPACIO Y EQUIPO.

El reducido equipo de operaciones slim hole, lo hace adecuado para sitios que exigen un bajo

impacto sobre el medio ambiente, ya que un equipo convencional requiere por lo menos

cuatro veces la superficie de una plataforma de perforación slim hole, como se observa en la

siguiente tabla. De igual forma, el peso de la plataforma y la sarta de perforación para los

slim hole son menores en peso que la perforación convencional.

TABLA 4.1. COMPARACION DE LOS EQUIPOS DE PERFORACIÓN USANDO LA TECNONOLOGÍA

CONVENCIONAL Y LA TECNOLOGÍA SLIM HOLE.

Fuente: ZHU, T. y CAROLL, H. B. (1994).Report a review of slim hole drill.

EQUIPO DE PERFORACIÓN

CONVENCIONAL

SLIM HOLE

Diámetro hueco, pulgadas

8.5

3 a 4

Peso columna perforación. Ton. Métricas

40

5 a 7

Peso de plataforma Ton.

65

12

(Área ocupada/área convencional), %

100

25

Potencia, Kw

350

75 a 100

Bomba del lodo (GPM)

300

45 a 90

Capacidad tanque lodo, Bbl

470

30

Volumen Hole, Bbl/1000 ft

60

6 a 12

31

- El tamaño relativamente pequeño de los equipos involucrados con las operaciones de

slim hole, facilitan el transporte permitiendo una rápida movilización y

desmovilización del mismo, lo cual genera disminución del impacto global, el costo

de ingeniería civil y el riesgo de incidentes vinculados con el transporte del mismo.

- El equipo es helitransportable, por lo tanto se puede evitar la construcción de

carreteras, especialmente en áreas sensibles como selvas o reservas forestales; dicho

equipo puede ser transportado en cargas individuales con un peso inferior a 10

toneladas en un contenedor de un tamaño de 20 pies.

4.4 LIMITACIONES Y DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN SLIM

HOLE21

La tecnología de perforación Slim Hole puede reducir significativamente los costos de

perforación y completamiento. Sin embargo el ahorro alcanzado por la perforación Slim

Hole se puede ver afectado por:

Presenta manejo de pequeños caudales para la producción y la inyección.

Presenta aumento rápido de la caída de presión.

Perforación lenta.

Dificultades en la perforación (atascamientos, derrumbes).

Límites de profundidad.

Utilización de tubería de menor diámetro (alrededor de 3”), para la extracción de

núcleos específicamente, se expone la integridad del núcleo.

No es muy recomendable para la producción/reinyección.

Incremento en fallas mecánicas

Reducción de la longitud lateral del hueco

Carencia de control horizontal.

21


32

4.4.1 FALLAS EN LA SARTA DE PERFORACIÓN

Va asociada con el uso de pequeños diámetros de tubulares. La reducción de peso en el

drillpipe hace que la sarta de perforación mecánicamente sea más débil que su equivalente

convencional. Por ejemplo, cuando se cambia el drillpipe de 5½ pulgadas a 3½ pulgadas, la

capacidad para trasmitir el torque se podría ver reducida en un factor de cinco. Por lo tanto,

la fuerza de la sarta de perforación de diámetro pequeño es siempre preocupante,

especialmente en las operación de fresado dónde se encuentran altos torques.

Para mantener la potencia, la velocidad de la broca debe aumentar. Además, la alta velocidad

de rotación es requerida para mantener la velocidad lineal de corte debido a que se va

reduciendo el diámetro de la broca. La alta velocidad de la broca puede crear problemas en la

confiabilidad.

4.4.2 FALLAS DEL TOOL JOINT

Son otro problema para la perforación Slim Hole; Debido a que cuando la tubería y los joints

son más delgados y pequeños inherentemente son más débiles y tienen tendencia a

hinchamiento y a torcerse, particularmente en pozos más profundos.

Ahora la industria ha diseñado y probado grandes torques en tool joints y tubería Premium

para reducir la incidencia de fallas.

4.4.3 DETECCIÓN DE REVENTONES

La detección de reventones es más difícil para la perforación Slim Hole porque la cantidad

de gas que entra al yacimiento por el anular ocuparía mucho más altura que en pozos

convencionales. Esto puede resultar dentro del máximo de presión permitido en el casing

acercándose más rápidamente que un pozo convencional.

Por ejemplo:

La contención de una arremetida en pozos convencionales está entre 10 y 15 barriles,

mientras que este volumen de gas en slim hole podría estallar. La capacidad de detectar

tempranamente una patada es por lo tanto esencial.

33

4.4.4 PÉRDIDAS DE PRESIÓN

Las pérdidas de presión por fricción en SLIM HOLE son muy sensibles por la velocidad de

rotación de la tubería.

Adicionalmente, la medida de presión en el stand pipe se podría ver afectado por otros

cambios operacionales tales como el caudal de la bomba, movimiento de la tubería.

La causa del incremento en el caudal de lodo que retorna es muy difícil de identificar cuando

los efectos son más de uno, además que casi todas las operaciones ocurren simultáneamente;

Todos estos factores hacen aún más complicado detectar una arremetida. Además, el tiempo

más probable en que ocurre un reventón es durante una conexión, cuando las bombas son

cambiadas y la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo contra la formación es

reducida.

4.4.5 DESCENSO EN LA TASA DE PENETRACIÓN

El descenso en las tasas de penetración en la perforación slim hole especialmente para brocas

cónicas. Las ratas de penetración son óptimas para tamaños de hueco entre 6½ y 11¼

pulgadas. Cuando se utilizan brocas cónicas, la rata de penetración tiende a decrecer así

como va decreciendo el diámetro del hueco a partir 12¼ pulgadas, debido a que se reduce la

estructura de los ripios.

El decrecimiento de la rata de perforación se compensa con los ahorros que alcanza la

perforación Slim Hole. Las bajas ratas de penetración fue el principal problema inherente a

las operaciones para la perforación Slim Hole en el año 1950.

4.4.6 PROFUNDIDAD

La profundidad es el principal factor que se considera cuando se realiza un diseño de un

pozo Slim Hole, especialmente en exploración. Para la tecnología disponible Slim Hole

puede alcanzar profundidades de 15000 pies.

En pozos horizontales, el desplazamiento horizontal es también menor que con huecos

grandes debido a que se reduce el peso de la sarta de perforación disponible.

34

4.4.7 CARA DEL POZO Y ESTABILIDAD

La integridad de la cara del pozo y la inestabilidad son otras de las preocupaciones para la

perforación Slim Hole, debido al pequeño espacio anular entre la sarta de perforación y el

pozo, las pérdidas de presión son grandes como en la perforación convencional;

Adicionalmente las pérdidas de presión reducen la capacidad de controlar las pérdidas de

circulación y las elevadas presiones de poro.

Un sistema especial de lodo es necesario para aumentar la capacidad pesante y reducir las

fuerzas de fricción. Adicionalmente, la posibilidad de que se pegue la tubería incrementa

para la perforación Slim Hole.

4.4.8 PRODUCCIÓN

La producción en pozos Slim Hole ha venido siendo cuestionada, especialmente debido a

que por el reducido tamaño del hueco es más vulnerable a sufrir de estrangulamiento.

Estudios realizados en el campo Pearsall indicaron que la producción en pozos Slim Hole se

puede ver afectada entre el 60% y el 80% cuando se reduce el tamaño del casing desde 9⅝

hasta 4½ pulgadas. Estos estimativos se basaron en la presión suministrada por la bomba, el

corte de agua y el GOR de cada pozo que termina siendo un factor determinante.

Para pozos que presentan un alto GOR, el uso de tamaños de casing más pequeños limita el

tamaño del equipo de separación de gas que se puede utilizar. Con esta reducción en el

tamaño del equipo, la eficiencia de separación de gas también se reduce, conduciendo a una

menor productividad cuando se está utilizando una bomba convencional. Sin embargo, el

cambio de bomba puede incrementar los costos. La implementación de equipos más

pequeños por lo general presenta tolerancias internas más cerradas.

Una de las mayores limitantes para la perforación horizontal Slim Hole ha sido la inhabilidad

de transmitir efectivamente el peso a la broca; La larga sarta de perforación puede proveer

mucho más peso a la broca respecto de una pequeña. Este peso adicional ofrecido por la sarta

35

de perforación larga provee la capacidad de corregir los cambios de ángulo o problemas. Así

como la extensión lateral aumenta, el peso disponible que otorga una tubería de perforación

con diámetro pequeño disminuye hasta el punto que al hacer correcciones de ángulo puede

ser difícil o casi imposible.

4.5 HERRAMIENTAS22

La carencia de herramientas para la perforación Slim Hole representa una desventaja

económica en comparación con la aplicación de herramientas para diámetros más grandes.

Para la perforación horizontal con tecnología Slim Hole los equipos no tienen la capacidad

ingenieril de ofrecer parámetros seguros respecto a la perforación convencional.

Adicionalmente las herramientas que se pueden correr en Slim Hole deben tener diámetros

inferiores a 4 pulgadas. Los equipos de perforación direccional presentan diámetros entre 4¾

y 4⅛ pulgadas; Sin embargo el tamaño estándar requerido para correr registros es de

diámetros por debajo de 3¾ pulgadas.

Herramientas utilizadas para pozos tipo Slim Hole horizontales:

4.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS:

Son las encargadas de dirigir el hoyo en la dirección predeterminada, dentro de las cuales

tenemos:

4.5.1.1 BROCA:

Constituye la herramienta básica del proceso de perforación, ya que permite cortar y penetrar

las formaciones. En perforación direccional suelen utilizarse brocas de tamaño convencional

con uno o dos boquillas de mayor diámetro que el tercero, o dos boquillas ciegas y una

especial, a través de las cuales sale el fluido de perforación a altas velocidades y la fuerza

hidráulica generada erosiona una cavidad en la formación, lo que permite a la broca dirigirse

en esta dirección. Este método se utiliza normalmente en formaciones blandas.

22

Garzon Marcela - Leal Claudia - Santafe Samuel, Bucaramanga, 2010.

36

4.5.1.2 CUCHARAS DEFLECTORAS (“WHIPSTOCKS”):

Son piezas de acero en forma de cuchara con una punta cincelada colocada en el hoyo para

iniciar la desviación del hoyo. Pueden ser de tres tipos:

CUCHARAS REMOVIBLE: 4.5.1.2.1

Consta de una larga cuña de acero, cóncava de un lado para sostener y guiar la sarta de

perforación, posee una punta de cincel para evitar el giro y de un drill collar para recuperar la

herramienta.

CUCHARA DE CIRCULACIÓN: 4.5.1.2.2

Su instalación es igual a la anterior, pero en este caso el fluido de perforación circula por un

orificio en el fondo removiendo los ripios

CUCHARA PERMANENTE TIPO REVESTIDOR: 4.5.1.2.3

Queda permanentemente en el pozo y su principal aplicación es desviar a causa de una

obstrucción colapso del revestidor o para reingresar a un pozo existente con un pez.

4.5.1.3 MOTORES DE FONDO:

Tienen la particularidad de eliminar la rotación de la tubería, mediante una fuerza de torsión

en el fondo, impulsada por el lodo de perforación. Pueden ser:

TIPO TURBINA: 4.5.1.3.1

Es una unidad axial multi-etapa que demuestra ser muy eficiente y confiable, especialmente

en formaciones duras.

37

DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO: 4.5.1.3.2

Consta de un motor helicoidal de dos etapas, válvula de descarga, conjunto de bielas,

conjuntos de cojinetes y ejes.

4.5.2 HERRAMIENTAS DE MEDICIÓN:

Las herramientas de medición son los equipos disponibles para conocer la inclinación y

dirección del pozo en el subsuelo. Las más usadas son:

4.5.2.1 PÉNDULO INVERTIDO O TOTCO:

Es uno de los más elementales y sencillos instrumentos con los que se puede detectar la

desviación.

4.5.2.2 TOMA SENCILLA O “SINGLE SHOT” Y TOMA

MÚLTIPLE O “MULTISHOT”:

Son métodos magnéticos que requieren el uso de una barra no magnética (monel) y ofrecen

la información simultánea del rumbo e inclinación del pozo. La información es obtenida

después que la sección es perforada y arroja lecturas según la calibración de un cronómetro.

4.6 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ADECUADOS DE LA TECNOLOGÍA

SLIM HOLE23

La tecnología Slim Hole requiere una preparación y unos procedimientos diferentes de las

técnicas convencionales de perforación rotatoria.

La aplicación de técnicas de perforación de la industria minera, los pequeños anillos del

pozo, la medición precisa del flujo de líquido para la detección de patada, y los fluidos de

perforación especializada requieren comprensión significativa, técnica y preparación. La

industria ha demostrado las ventajas económicas de la utilización de esta nueva tecnología

23


38

emergente para la exploración de petróleo y gas, especialmente en las zonas fronterizas

remotas del mundo.

Una característica principal de la perforación Slim Hole es la utilización de brocas de

diamante de alta RPM con bajo peso sobre la broca (WOB) para lograr tasas óptimas de

penetración. Esto da lugar a diferencias de equipamiento primario en comparación con las

plataformas de perforación convencionales.

GRÁFICO 4.3: PROGRAMA TÍPICO DE COMPARACIÓN DE CASING

Fuente: F.E Shanks II, Mobil E&P Technical Center, and K.R Williams, Slim Hole Exploration Requires

Proper Technical Preparation. SPE 26337. Texas, 3-6 October 1993.

El control preciso WOB se consigue normalmente mediante sistema hidráulico para la

alimentación y el control de WOB. Debido a los requisitos para altas RPM, el diámetro del

hueco que se está perforando es sólo marginalmente más grande que la sarta de perforación

debido a los requisitos de estabilidad lateral. Por lo tanto, espacios anulares más pequeños

están asociados con los pozos Slim Hole que con los pozos perforados convencionalmente.

La reducción del espacio libre anular afecta a varias áreas importantes de los requisitos de

ingeniería de perforación. En los pozos convencionales, el área de la sección transversal del

espacio anular es mucho mayor que el área de la tubería de perforación. Por sartas largas de

39

la tubería, o perforaciones profundas, la perdida de presión en la tubería de perforación

domina sobre el espacio anular por la zona de flujo. Sin embargo, en Slim Hole, el área de la

sección transversal de la tubería de perforación es mayor que la superficie del espacio anular.

Por lo tanto, la mayor pérdida de presión se producirá en el anular.

Con las pérdidas de presión que ocurren en diferentes geometrías del pozo entre

convencionales y Slim Hole, los datos históricos y las ecuaciones para el diseño hidráulico

de pozos convencionales no son válidos.

Hay dos tipos de equipos disponibles para perforar Slim Hole, Equipos que han sido

específicamente construidos por la industria minera y el equipo que es un convertido o

modificado del equipo convencional, o incluso el mismo taladro de perforación

convencional. Si bien estos equipos son capaces de perforar eficientemente los pozos Slim

Hole, el equipo de perforación convencional tiene menos movilidad debido a su tamaño y

peso.

Los equipos Slim Hole construidos por la industria minera son típicamente de potencia de

diésel hidráulico. Los paquetes hidráulicos son más pequeños y ligeros que los equipos

eléctricos. Los equipos están diseñados de manera compacta y muchos son construidos en

módulos pequeños para facilitar el movimiento dentro y fuera de las zonas remotas.

Otra opción ha sido desarrollada para permitir la perforación Slim Hole como una adaptación

de los equipos existentes (Utiliza un motor por el hueco y un sub-parachoques para producir

el peso controlado sin modificar el malacate. El sistema no está diseñado para la extracción

de muestras continua y está destinado principalmente a ser utilizado para terminar la

perforación de los pozos en mayores profundidades), también se puede utilizar un taladro de

perforación convencional para realizar dicha operación.

El equipo es capaz de perforar convencionalmente con brocas ticónicas cuando sea

necesario. Sin embargo, para los huecos de mayor diámetro, los equipos no suelen tener

caballos de fuerza suficiente para competir con las tasas de penetración de equipos

convencionales.

40

4.6.1 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS MÁS IMPORTANTES PARA

IMPLEMENTAR LAS TECNOLOGÍAS SLIM HOLE, BASADO EN

ESTUDIOS DE CASOS EJECUTADOS A NIVEL MUNDIAL.24

4.6.1.1 PRUEBAS HIDRÁULICAS

Debido a pequeños anillos en un pozo Slim Hole, la presión causada por el flujo de

fluidos en el pozo se encuentra fuertemente afectada por pequeñas variaciones en la

geometría del pozo, la posición de la sarta de perforación con respecto al eje del

pozo, y la velocidad de rotación de la tubería de perforación. Estos factores,

generalmente insignificantes en la perforación convencional, aumentan

significativamente la dificultad de predecir y controlar las presiones en los pozos

Slim Hole.

4.6.1.2 TUBERÍAS

Los espacios anulares entre la tubería de perforación y el hueco son muy pequeños,

entre 0,15 y 0,25 pulgadas. Las ventajas de las distancias pequeñas son el uso de las

tuberías más pequeñas y ligeras que las utilizadas en la perforación rotatoria

convencional, y a su vez un equipo más pequeño, necesario para manejar las

tuberías. Cuando se usa en lugares remotos el equipo más ligero y tuberías más

pequeñas y ligeras traducen en ahorro de costos especialmente en el transporte.

4.6.1.3 SELECCIÓN DEL REVESTIMIENTO

Los diámetros del casing están relacionados con los diámetros del hueco. Con las

distancias anulares pequeñas se deben realizar trabajos adicionales en los

procedimientos de cementación. Debido a las distancias anulares pequeñas, existen

ventajas asociadas al exterior del casing. Para perforar en una frontera remota, hay

ventajas de usar la tubería de perforación como casing. El aspecto negativo del uso

de la tubería de perforación es la falta de conocimiento acerca de las conexiones de

en su uso como casing. Las conexiones deben ser evaluadas para establecer niveles

de rendimiento.

24


41

4.6.1.4 TASA DE PERFORACIÓN

Generalmente brocas de diamante son utilizadas en corazonamiento Slim Hole y en

combinación con bajo peso (2000-8000 lb) y altas revoluciones RPM (350-1000),

proporcionan tasas de penetración adecuadas (7-50)ft/h. El factor más importante en

la tasa de penetración parece ser RPM. Los pequeños espacios anulares parecen

beneficiarse de la capacidad de rotación, proporcionando la estabilidad lateral de la

sata de perforación. Esto permite que la barra del taladro que gira a velocidades de

hasta 1000 RPM, tenga una tasa de penetración mucho más alta que la baja RPM

(60-150), usada en perforación convencional.

4.6.1.5 DENSIDADES EQUIVALENTES DE CIRCULACIÓN

Altas densidades equivalentes de circulación están asociadas con el pequeño espacio

anular de la perforación Slim Hole. Esto puede conducir a la pérdida de circulación

en formaciones fracturadas o no competentes. Se debe tener cuidado al planificar y

controlar las propiedades del fluido, especialmente la viscosidad, en el pozo.

4.6.1.6 LIMITACIONES DE PROFUNDIDAD

Las limitaciones para los equipos comunes Slim Hole están entre aproximadamente

9000 pies y 12500 pies. Sin embargo, con cambios en el mástil y los viajes del

equipo, y la tubería de perforación correctos, el equipo podría tener un alcance hasta

de 15000 pies.

4.6.1.7 PRUEBAS DE POZO

Para la tecnología Slim Hole las herramientas para realizar pruebas de pozo están

disponibles. Sin embargo si se le va a realizar una prueba al pozo cuando la sarta de

perforación es utilizada como casing, se requiere suficiente planificación previa dado

que muchos de los componentes necesarios podrían no estar disponibles.

42

4.6.1.8 CEMENTACIÓN

Las técnicas de cementación deben ser desarrolladas para dar una mayor

probabilidad de éxito y buenos trabajos de cementación para pequeños espacios

anulares. La técnica llamada “Puddling” se utilizó hace muchos años en la industria

de la perforación. Se requiere que el cemento sea desplazado antes de la corrida del

casing. Los retardadores nuevos y otros productos químicos que se han desarrollado

en los últimos años ofrecen una oportunidad para que esta técnica se reevalúe para

esta aplicación

43

CAPÍTULO V

5. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

La perforación, aplicando la técnica slim hole para el pozo Fanny 18B-167, se realiza con un

taladro de perforación convencional, cuyas características se detalla en el Anexo 1; debido a

que Andes Petroleum Ecuador Limited cuenta con este tipo de taladro para el desarrollo de

todas sus actividades de perforación.

Para llevar a cabo el objetivo de este proyecto se considera el diseño del pozo Fanny 18B-

167, perforado mediante una técnica convencional usando tres sartas de revestimiento, para

compararlo con el diseño del mismo pozo usando la técnica slim hole de dos sartas de

revestimiento.

El pozo a perforar usando la técnica slim hole en Andes Petroleum es una aplicación de

dicha técnica descrita en el marco teórico. La comparación entre ambas técnicas en este pozo

se dará en la sección superficial e intermedia, ya que la sección de producción es similar sin

importar el diseño.

5.1 RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167

Pozo Fanny 18B-167

Bloque FANNY / TARAPOA

Objetivo Lower “U” Sandstone

Pad Fanny 150

TABLA 5.1. RESUMEN DEL POZO FANNY 18B 167


44

5.2 DATOS DEL POZO

Nombre del pozo

Fanny 18B-167

Objetivo

Arenisca U Inferior

Bloque/Pad

Tarapoa Block / Fanny 150

Tipo de pozo

De desarrollo tipo Direccional

Tiempo estimado de perforación

25 Días

Compañia operadora

Andes Petroleum Ecuador Ltda.

Nombre del Taladro de perforación

Rig CCDC 25

Elevación de la mesa rotaria

780.63 ft

Nivel del terreno 749.29 ft

Coordenadas de superficie

UTM Zone:

18S, Meters Norte N 9977201.79 m Este E 351180.38 m Latitud

Longitud S 0° 12´ 22.33” W 76° 20´ 14.06”

Coordenadas del objetivo

Norte

N 9978269.00 m

Este

E 352084.00 m

TABLA 5.2. DATOS DEL POZO FANNY 18B 167


45

5.3 PROGNOSIS GEOLÓGICA

Orteguaza Shale Top 5293 4753

Arena Orteguaza Tope 5506 4923

Arena Orteguaza Base 5767 5131

Formación Tiyuyacu 6416 5648

Conglomerado Tiyuyacu Superior Tope 6621 5811

Conglomerado Tiyuyacu Superior Base 6725 5894

Conglomerado Tiyuyacu Inferior Tope 7884 6817

Conglomerado Tiyuyacu Inferior Base 8050 6949

Formación Tena 8490 7300

Basal Tena 8964 7677

M-1 Zone 8979 7689

M-1 Coal 8982 7692

M-1 SST 8992 7700

M-1 SST Base 9055 7750

M-1 Ls 9357 7998

M-2 Ls 9603 8206

M-2 SST 9644 8241

A-Ls 9760 8342

Upper U SST 9813 8388

Mid U Marker 9861 8430

Lower U Zone 9875 8442

Lower U SST 9880 8447

B-Ls Zone 10037 8586

B-Ls 10043 8592

Upper T SST 10105 8647

Lower T SST 10160 8697

Lower T SST Marker 10180 8715

TABLA 5.3. PROGNOSIS GEOLÓGICA


46

5.4 INFORMACIÓN GEOLÓGICA

5.4.1 GEOLOGÍA DEL OBJETIVO

TABLA 5.4. OBJETIVOS GEOLÓGICOS DEL POZO FANNY 18B 167


5.4.2 PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR

MÁS CERCANA:

TABLA 5.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN DE LA ARENISCA U INFERIOR MÁS CERCANA AL POZO

FANNY 18B 167


5.5 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN:

FORMACIÓN: Arena U Inferior EDAD: Cretácico

LITOLOGÍA DEL RESERVORIO: Arenisca Cuarzosa de grano fino a medio con

intercalaciones menores de Shale.

TEMPERATURA DE FORMACIÓN

PREVISTA: 200°F

PRESIÓN DE FORMACIÓN PREVISTA:

3200 PSI

HIDROCARBURO ANTICIPADO: Oil 20° API

PRODUCCIÓN MÁS CERCANA: Fanny 70 INYECCIÓN MAS CERCANA: MPF

BLOQUE

CAMPO

NOMBRE DEL POZO (PRESIÓN DE YACIMIENTO)

Tarapoa

Tarapoa

Fanny

Fanny

FANNY_18B_69

FANNY_18B_70

3,220

3,287

47

GRÁFICO 5.1: ANÁLISIS ANTICOLISIÓN PARA EL POZO FANNY 18B 167


GRÁFICO 5.2 ANÁLISIS ANTICOLISIÓN II PARA EL POZO FANNY 18B 167


48

5.6 PERFORACIÓN CONVENCIONAL DEL POZO FANNY

5.6.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL

El presente plan direccional del pozo Fanny 18B-167 fue diseñado con la finalidad de buscar

el mejor escenario operativo desde el punto de vista de perforación direccional, (ver diseño

de la trayectoria).

El plan direccional se resume:

5.6.1.1 SECCIÓN DE 16”

(0’ – 5893’ MD)

En esta sección se inició la perforación vertical hasta 1000 pies donde se define el KOP, el

objetivo principal de esta sección fue levantar la inclinación hasta 37° y 40.25 ° de Azm con

DLS de 1.5 ° / 100 ft-, posterior a esto se mantiene la inclinación y dirección hasta alcanzar

el punto de asentamiento del revestidor de 13 3/8 "@ 5,893.18'MD / 5,231.68' TVD.

5.6.1.2 SECCIÓN DE 12 ¼”

(5893’ - 8616’ MD)

En esta sección el objetivo general es continuar con una inclinación de (37.19 ° y 40.25 ° de

Azm) hasta @ 8,616.09'MD / 7,400.68 'TVD, punto de asentamiento del revestidor de 9

5/8”.

5.6.1.3 SECCIÓN DE 8 ½”

(8616’- 10307’ MD)

En esta sección el objetivo general es mantener la inclinación en 24°. Hasta llegar al objetivo

Arenisca U Inferior @ 9,880.39' MD; Posterior a esto se continua bajando hasta la

profundidad total 10.306,86 @ 'MD / 8,830.68' TVD en el cual se determina el punto de

asentamiento de liner de 7 “

49

5.6.1.4 DIAGRAMA DEL POZO

GRÁFICO 5.3 DIAGRAMA DEL POZO FANNY 18B 167


CONDUCTOR 20”

0D: 20” ID: 19,124”

GRADO K-55 94Lb/ft

CASING 13 3/8”

OD: 13 3/8” ID: 12.415”

GRADO K-55 68 lb/ft

MD: 105 ft

TVD: 105 ft

MD: 5893 ft

TVD: 5231 ft

CASING 9 5/8”

OD: 9 5/8” ID: 8.681”

GRADO N-80 47 lb/ft

MD: 8616 ft

TVD: 7400 ft

LINER 7”

OD: 7” ID: 6.276”

C-95 25 lb/ft

MD: 10307 ft

TVD: 8831 ft

+/- 200 ft Over Lap

50

5.6.1.5 PROGRAMA DIRECCIONAL

GRÁFICO 5.4: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167


5200 5850

ft

Tru

e V

ert

ica

l De

pth

(130

0 f

t/in

) Andes Petroleum Ecuador Ltd

Project: Andes Petroleum Ecuador Ltd

SECTION DETAILS

Site: Fanny 150 Pad Well: Fanny 18B 167

Sec

1

MD

0.000

Inc

0.000

Azi

0.000

TVD

0.000

+N/-S

0.000

+E/-W

0.000

Dleg

0.00

TFace

0.000

VSect

0.000

Target

Wellbore: Fanny 18B 167 2 1000.000 0.000 0.000 1000.000 0.000 0.000 0.00 0.000 0.000 Design: Fanny 18B 167 3 3479.716 37.196 40.255 3309.172 593.010 502.106 1.50 40.255 777.027

4 8978.830 37.196 40.255 7689.628 3130.144 2650.316 0.00 0.000 4101.460 5 9880.398 28.180 40.255 8447.628 3501.355 2964.623 1.00 -180.000 4587.862 F18B 167_Lower "U"

6 10306.798 23.916 40.255 8830.628 3644.221 3085.589 1.00 180.000 4775.061

DESIGN TARGET DETAILS

CASING DETAILS

TVD MD Name Size 5231.628 5893.118 13 3/8" 13.375 7400.628 8616.026 9 5/8" 9.625

8830.628 10306.798 7" 7.000

Name TVD +N/-S +E/-W Northing Easting Shape F18B 167_Lower "U" 8447.628 3501.355 2964.623 9978269.000 352084.000 Circle (Radius: 75.000)

WELL DETAILS: Fanny 18B 167

WELL @ 780.628ft (GL= 749.288’(228.383m)+RT 31.34'(H&P 117))

+N/-S +E/-W Northing Easting Latitude Longitude Slot 0.000 0.000 9977201.787 351180.383 0° 12' 22.334 S 76° 20' 14.057 W C10

0 West(-)/East(+)

0 850 1700 2550 3400

650

1300

1950

2600

3250

KOP @ 1000' MD; Start Build 1.50°/100’

Start Hold 37.19° Inc/40.25° Azm at 3479.71' MD

F18B 167_Lower "U"

13 3/8"

7"

9 5/8"

3400

2550

1700

850

0

3900 FORMATION TOP DETAILS

4550

5200

5850

6500

7150

7800

Orteguaza Shale Top

Orteguaza Sandstone Top

Orteguaza Sandstone Base

Tiyuyacu Formation

Upper Tiyuyacu Congl. Top

Upper Tiyuyacu Congl. Base

Lower Tiyuyacu Chert Top

Lower Tiyuyacu Chert Base

Tena Formation.

Basal Tena ss

M-1 Zone

M-1 Sandstone

M-1 SS Base

13 3/8"

9 5/8"

Start Drop 1.00°/100’

TVDPath MDPath Formation 4753.628 5293.049 Orteguaza Shale Top

4923.628 5506.463 Orteguaza Sandstone Top 5131.628 5767.581 Orteguaza Sandstone Base

5648.628 6416.610 Tiyuyacu Formation 5811.628 6621.236 Upper Tiyuyacu Congl. Top 5894.628 6725.432 Upper Tiyuyacu Congl. Base

6817.628 7884.143 Lower Tiyuyacu Chert Top 6949.628 8049.852 Lower Tiyuyacu Chert Base

7300.628 8490.489 Tena Formation. 7677.628 8963.765 Basal Tena ss 7689.628 8978.830 M-1 Zone 7692.628 8982.595 M-1 Coal 7700.628 8992.626 M-1 Sandstone

7750.628 9055.025 M-1 SS Base 7998.628 9357.522 M-1 LS 8206.628 9603.293 M2-LS

8241.628 9644.018 M2-SS 8342.628 9760.599 A-LS

8388.628 9813.252 Upper U SS 8430.628 9861.095 Mid U Marker 8442.628 9874.724 Lower U Zone

8447.628 9880.398 Lower U SS 8586.628 10036.963 B-LS Zone 8592.628 10043.672 B-Ls 8647.628 10104.992 Upper T SS 8697.628 10160.461 Lower T SS

8715.628 10180.368 Lower T SS MKR

8450

9100

M-1 LS

M2-LS

Mid U Marker

B-Ls Lower T SS MKR

F18B 167_Lower "U"

7"

Keep Dropping 1.00°/100’

TD at 10306.798' MD

-650 0 650 1300 1950 2600 3250 3900 4550

Vertical Section at 40.255° (1300 ft/in)

Plan:

Fanny 18B 167/ (Fanny 18B 167/Fanny 18B 167)

Elaborated By: Damián Pérez S..

51

Andes Petroleum Ecuador Ltd

Andes Petroleum Ecuador Ltd

5.6.1.6 PLAN DIRECCIONAL

Measured TVD below Vertical Local Coordinates Map Coordinates Dogleg Vertical Comments…….Comments……………………… Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)

0.000 0.000 0.000 -780.628 0.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 100.000 0.000 0.000 -680.628 100.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 200.000 0.000 0.000 -580.628 200.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 300.000 0.000 0.000 -480.628 300.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 400.000 0.000 0.000 -380.628 400.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 500.000 0.000 0.000 -280.628 500.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 600.000 0.000 0.000 -180.628 600.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 700.000 0.000 0.000 -80.628 700.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 800.000 0.000 0.000 19.372 800.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 900.000 0.000 0.000 119.372 900.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000

1,000.000 0.000 0.000 219.372 1,000.000 0.00 N 0.00 E 9,977,201.787 351,180.383 0.00 0.000 KOP @ 1000' MD; Start Build 1.50°/100’

1,100.000 1.500 40.255 319.361 1,099.989 1.00 N 0.85 E 9,977,202.091 351,180.641 1.50 1.309 1,200.000 3.000 40.255 419.281 1,199.909 4.00 N 3.38 E 9,977,203.005 351,181.414 1.50 5.235 1,300.000 4.500 40.255 519.064 1,299.692 8.99 N 7.61 E 9,977,204.526 351,182.702 1.50 11.775 1,400.000 6.000 40.255 618.641 1,399.269 15.97 N 13.52 E 9,977,206.654 351,184.504 1.50 20.925 1,500.000 7.500 40.255 717.945 1,498.573 24.94 N 21.12 E 9,977,209.388 351,186.819 1.50 32.678 1,600.000 9.000 40.255 816.908 1,597.536 35.89 N 30.39 E 9,977,212.726 351,189.645 1.50 47.027 1,700.000 10.500 40.255 915.460 1,696.088 48.81 N 41.33 E 9,977,216.666 351,192.981 1.50 63.962 1,800.000 12.000 40.255 1,013.536 1,794.164 63.70 N 53.94 E 9,977,221.204 351,196.823 1.50 83.470 1,900.000 13.500 40.255 1,111.068 1,891.696 80.55 N 68.20 E 9,977,226.337 351,201.170 1.50 105.539 2,000.000 15.000 40.255 1,207.988 1,988.616 99.33 N 84.10 E 9,977,232.063 351,206.018 1.50 130.154 2,100.000 16.500 40.255 1,304.231 2,084.859 120.05 N 101.64 E 9,977,238.377 351,211.364 1.50 157.297 2,200.000 18.000 40.255 1,399.730 2,180.358 142.68 N 120.81 E 9,977,245.275 351,217.204 1.50 186.950 2,300.000 19.500 40.255 1,494.420 2,275.048 167.21 N 141.58 E 9,977,252.752 351,223.535 1.50 219.093 2,400.000 21.000 40.255 1,588.237 2,368.865 193.62 N 163.94 E 9,977,260.803 351,230.352 1.50 253.704

52

Measured TVD below Vertical Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..…. Vertical Comments………………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)

2,500.000 22.500 40.255 1,681.115 2,461.743 221.90 N 187.88 E 9,977,269.422 351,237.650 1.50 290.759 2,600.000 24.000 40.255 1,772.992 2,553.620 252.03 N 213.39 E 9,977,278.604 351,245.425 1.50 330.232 2,700.000 25.500 40.255 1,863.803 2,644.431 283.98 N 240.44 E 9,977,288.343 351,253.671 1.50 372.097 2,800.000 27.000 40.255 1,953.488 2,734.116 317.73 N 269.02 E 9,977,298.631 351,262.382 1.50 416.324 2,900.000 28.500 40.255 2,041.984 2,822.612 353.26 N 299.11 E 9,977,309.462 351,271.552 1.50 462.885

3,000.000 30.000 40.255 2,129.231 2,909.859 390.55 N 330.68 E 9,977,320.827 351,281.175 1.50 511.745 3,100.000 31.500 40.255 2,215.170 2,995.798 429.57 N 363.72 E 9,977,332.721 351,291.245 1.50 562.873 3,200.000 33.000 40.255 2,299.740 3,080.368 470.30 N 398.20 E 9,977,345.133 351,301.755 1.50 616.233 3,300.000 34.500 40.255 2,382.884 3,163.512 512.69 N 434.10 E 9,977,358.056 351,312.697 1.50 671.788 3,400.000 36.000 40.255 2,464.546 3,245.174 556.74 N 471.40 E 9,977,371.481 351,324.064 1.50 729.501

3,479.710

3,500.000

37.196

37.196

40.255

40.255

2,528.540

2,544.702

3,309.168

3,325.330

593.01 N

602.37 N

502.10 E

510.03 E

9,977,382.536

9,977,385.389

351,333.424

351,335.840

1.50

0.00

777.023

789.289

Start Hold 37.19° Inc/40.25° Azm at

3479.71' MD

3,600.000 37.196 40.255 2,624.360 3,404.988 648.51 N 549.09 E 9,977,399.451 351,347.747 0.00 849.743 3,700.000 37.196 40.255 2,704.017 3,484.645 694.64 N 588.16 E 9,977,413.514 351,359.654 0.00 910.197

3,800.000 37.196 40.255 2,783.675 3,564.303 740.78 N 627.22 E 9,977,427.577 351,371.561 0.00 970.651

3,900.000 37.196 40.255 2,863.332 3,643.960 786.92 N 666.29 E 9,977,441.639 351,383.468 0.00 1,031.105

4,000.000 37.196 40.255 2,942.990 3,723.618 833.05 N 705.35 E 9,977,455.702 351,395.374 0.00 1,091.559

4,100.000 37.196 40.255 3,022.648 3,803.276 879.19 N 744.42 E 9,977,469.764 351,407.281 0.00 1,152.012

4,200.000 37.196 40.255 3,102.305 3,882.933 925.33 N 783.48 E 9,977,483.827 351,419.188 0.00 1,212.466

4,300.000 37.196 40.255 3,181.963 3,962.591 971.46 N 822.55 E 9,977,497.889 351,431.095 0.00 1,272.920

53

Measured TVD below Vertical Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..….Vertical Comments………………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)

4,400.000 37.196 40.255 3,261.620 4,042.248 1,017.60 N 861.61 E 9,977,511.952 351,443.002 0.00 1,333.374 4,500.000 37.196 40.255 3,341.278 4,121.906 1,063.74 N 900.68 E 9,977,526.015 351,454.909 0.00 1,393.828 4,600.000 37.196 40.255 3,420.935 4,201.563 1,109.88 N 939.74 E 9,977,540.077 351,466.816 0.00 1,454.282 4,700.000 37.196 40.255 3,500.593 4,281.221 1,156.01 N 978.80 E 9,977,554.140 351,478.723 0.00 1,514.736 4,800.000 37.196 40.255 3,580.251 4,360.879 1,202.15 N 1,017.87 E 9,977,568.202 351,490.629 0.00 1,575.189 4,900.000 37.196 40.255 3,659.908 4,440.536 1,248.29 N 1,056.93 E 9,977,582.265 351,502.536 0.00 1,635.643 5,000.000 37.196 40.255 3,739.566 4,520.194 1,294.42 N 1,096.00 E 9,977,596.327 351,514.443 0.00 1,696.097 5,100.000 37.196 40.255 3,819.223 4,599.851 1,340.56 N 1,135.06 E 9,977,610.390 351,526.350 0.00 1,756.551 5,200.000 37.196 40.255 3,898.881 4,679.509 1,386.70 N 1,174.13 E 9,977,624.453 351,538.257 0.00 1,817.005 5,293.117 37.196 40.255 3,973.056 4,753.684 1,429.66 N 1,210.50 E 9,977,637.547 351,549.344 0.00 1,873.298 Orteguaza Shale Top

5,300.000 37.196 40.255 3,978.538 4,759.166 1,432.84 N 1,213.19 E 9,977,638.515 351,550.164 0.00 1,877.459 5,400.000 37.196 40.255 4,058.196 4,838.824 1,478.97 N 1,252.26 E 9,977,652.578 351,562.071 0.00 1,937.913 5,500.000 37.196 40.255 4,137.854 4,918.482 1,525.11 N 1,291.32 E 9,977,666.640 351,573.978 0.00 1,998.367 5,506.531 37.196 40.255 4,143.056 4,923.684 1,528.12 N 1,293.87 E 9,977,667.559 351,574.755 0.00 2,002.315 Orteguaza Sandstone Top

5,600.000 37.196 40.255 4,217.511 4,998.139 1,571.25 N 1,330.39 E 9,977,680.703 351,585.885 0.00 2,058.820 5,700.000 37.196 40.255 4,297.169 5,077.797 1,617.38 N 1,369.45 E 9,977,694.765 351,597.791 0.00 2,119.274 5,767.649 37.196 40.255 4,351.056 5,131.684 1,648.59 N 1,395.88 E 9,977,704.279 351,605.846 0.00 2,160.170 Orteguaza Sandstone Base

5,800.000 37.196 40.255 4,376.826 5,157.454 1,663.52 N 1,408.51 E 9,977,708.828 351,609.698 0.00 2,179.728 5,893.186 37.196 40.255 4,451.056 5,231.684 1,706.51 N 1,444.92 E 9,977,721.932 351,620.794 0.00 2,236.063 13 3/8"

5,900.000 37.196 40.255 4,456.484 5,237.112 1,709.66 N 1,447.58 E 9,977,722.891 351,621.605 0.00 2,240.182 6,000.000 37.196 40.255 4,536.142 5,316.770 1,755.79 N 1,486.64 E 9,977,736.953 351,633.512 0.00 2,300.636 6,100.000 37.196 40.255 4,615.799 5,396.427 1,801.93 N 1,525.71 E 9,977,751.016 351,645.419 0.00 2,361.090 6,200.000 37.196 40.255 4,695.457 5,476.085 1,848.07 N 1,564.77 E 9,977,765.078 351,657.326 0.00 2,421.544 6,300.000 37.196 40.255 4,775.114 5,555.742 1,894.21 N 1,603.84 E 9,977,779.141 351,669.233 0.00 2,481.997 6,400.000 37.196 40.255 4,854.772 5,635.400 1,940.34 N 1,642.90 E 9,977,793.203 351,681.140 0.00 2,542.451

54

Measured TVD below Vertical Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..….Vertical Comments………………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)

6,416.677 37.196 40.255 4,868.056 5,648.684 1,948.04 N 1,649.42 E 9,977,795.549 351,683.125 0.00 2,552.533 Tiyuyacu Formation

6,500.000 37.196 40.255 4,934.429 5,715.057 1,986.48 N 1,681.97 E 9,977,807.266 351,693.047 0.00 2,602.905 6,600.000 37.196 40.255 5,014.087 5,794.715 2,032.62 N 1,721.03 E 9,977,821.329 351,704.953 0.00 2,663.359 6,621.302 37.196 40.255 5,031.056 5,811.684 2,042.45 N 1,729.35 E 9,977,824.324 351,707.490 0.00 2,676.237 Upper Tiyuyacu Congl. Top

6,700.000 37.196 40.255 5,093.745 5,874.373 2,078.75 N 1,760.10 E 9,977,835.391 351,716.860 0.00 2,723.813

6,725.498 37.196 40.255 5,114.056 5,894.684 2,090.52 N 1,770.06 E 9,977,838.977 351,719.896 0.00 2,739.228 Upper Tiyuyacu Congl. Base

6,800.000 37.196 40.255 5,173.402 5,954.030 2,124.89 N 1,799.16 E 9,977,849.454 351,728.767 0.00 2,784.267 6,900.000 37.196 40.255 5,253.060 6,033.688 2,171.03 N 1,838.23 E 9,977,863.516 351,740.674 0.00 2,844.721

7,000.000 37.196 40.255 5,332.717 6,113.345 2,217.17 N 1,877.29 E 9,977,877.579 351,752.581 0.00 2,905.174

7,100.000 37.196 40.255 5,412.375 6,193.003 2,263.30 N 1,916.35 E 9,977,891.642 351,764.488 0.00 2,965.628

7,200.000 37.196 40.255 5,492.033 6,272.661 2,309.44 N 1,955.42 E 9,977,905.704 351,776.395 0.00 3,026.082

7,300.000 37.196 40.255 5,571.690 6,352.318 2,355.58 N 1,994.48 E 9,977,919.767 351,788.302 0.00 3,086.536

7,400.000 37.196 40.255 5,651.348 6,431.976 2,401.71 N 2,033.55 E 9,977,933.829 351,800.208 0.00 3,146.990

7,500.000 37.196 40.255 5,731.005 6,511.633 2,447.85 N 2,072.61 E 9,977,947.892 351,812.115 0.00 3,207.444

7,600.000 37.196 40.255 5,810.663 6,591.291 2,493.99 N 2,111.68 E 9,977,961.954 351,824.022 0.00 3,267.898

7,700.000 37.196 40.255 5,890.320 6,670.948 2,540.12 N 2,150.74 E 9,977,976.017 351,835.929 0.00 3,328.352

7,800.000 37.196 40.255 5,969.978 6,750.606 2,586.26 N 2,189.81 E 9,977,990.080 351,847.836 0.00 3,388.805 7,884.208 37.196 40.255 6,037.056 6,817.684 2,625.11 N 2,222.70 E 9,978,001.921 351,857.863 0.00 3,439.712 Lower Tiyuyacu Chert Top

7,900.000 37.196 40.255 6,049.636 6,830.264 2,632.40 N 2,228.87 E 9,978,004.142 351,859.743 0.00 3,449.259 8,000.000 37.196 40.255 6,129.293 6,909.921 2,678.54 N 2,267.94 E 9,978,018.205 351,871.650 0.00 3,509.713

55

Measured TVD below Vertical…. Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg .Vertical Comments……………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)

8,049.917 37.196 40.255 6,169.056 6,949.684 2,701.57 N 2,287.44 E 9,978,025.224 351,877.593 0.00 3,539.890 Lower Tiyuyacu Chert Base

8,100.000 37.196 40.255 6,208.951 6,989.579 2,724.67 N 2,307.00 E 9,978,032.267 351,883.557 0.00 3,570.167 8,200.000 37.196 40.255 6,288.608 7,069.236 2,770.81 N 2,346.06 E 9,978,046.330 351,895.464 0.00 3,630.621 8,300.000 37.196 40.255 6,368.266 7,148.894 2,816.95 N 2,385.13 E 9,978,060.392 351,907.370 0.00 3,691.075 8,400.000 37.196 40.255 6,447.924 7,228.552 2,863.08 N 2,424.19 E 9,978,074.455 351,919.277 0.00 3,751.529

8,490.553 37.196 40.255 6,520.056 7,300.684 2,904.86 N 2,459.57 E 9,978,087.189 351,930.059 0.00 3,806.271 Tena Formation.

8,500.000 37.196 40.255 6,527.581 7,308.209 2,909.22 N 2,463.26 E 9,978,088.518 351,931.184 0.00 3,811.982 8,600.000 37.196 40.255 6,607.239 7,387.867 2,955.36 N 2,502.32 E 9,978,102.580 351,943.091 0.00 3,872.436 8,616.091 37.196 40.255 6,620.056 7,400.684 2,962.78 N 2,508.61 E 9,978,104.843 351,945.007 0.00 3,882.164 9 5/8"

8,700.000 37.196 40.255 6,686.896 7,467.524 3,001.50 N 2,541.39 E 9,978,116.643 351,954.998 0.00 3,932.890

8,800.000 37.196 40.255 6,766.554 7,547.182 3,047.63 N 2,580.45 E 9,978,130.705 351,966.905 0.00 3,993.344

8,900.000 37.196 40.255 6,846.211 7,626.839 3,093.77 N 2,619.52 E 9,978,144.768 351,978.812 0.00 4,053.798 8,963.829 37.196 40.255 6,897.056 7,677.684 3,123.22 N 2,644.45 E 9,978,153.744 351,986.412 0.00 4,092.385 Basal Tena ss

8,978.893 37.196 40.255 6,909.056 7,689.684 3,130.17 N 2,650.34 E 9,978,155.862 351,988.206 0.00 4,101.492 Start Drop 1.00°/100’ - M-1 Zone

8,982.659 37.158 40.255 6,912.056 7,692.684 3,131.90 N 2,651.81 E 9,978,156.392 351,988.654 1.00 4,103.767 M-1 Coal

8,992.690 37.058 40.255 6,920.056 7,700.684 3,136.52 N 2,655.72 E 9,978,157.799 351,989.846 1.00 4,109.819 M-1 Sandstone

9,000.000 36.985 40.255 6,925.892 7,706.520 3,139.88 N 2,658.56 E 9,978,158.823 351,990.713 1.00 4,114.221 9,055.089 36.434 40.255 6,970.056 7,750.684 3,165.01 N 2,679.84 E 9,978,166.483 351,997.198 1.00 4,147.150 M-1 SS Base

9,100.000 35.985 40.255 7,006.293 7,786.921 3,185.26 N 2,696.98 E 9,978,172.655 352,002.424 1.00 4,173.681 9,200.000 34.985 40.255 7,087.719 7,868.347 3,229.56 N 2,734.49 E 9,978,186.157 352,013.857 1.00 4,231.728

9,300.000 33.985 40.255 7,170.146 7,950.774 3,272.77 N 2,771.08 E 9,978,199.328 352,025.008 1.00 4,288.346

9,357.585 33.409 40.255 7,218.056 7,998.684 3,297.15 N 2,791.72 E 9,978,206.759 352,031.300 1.00 4,320.294 M-1 LS

9,400.000 32.985 40.255 7,253.548 8,034.176 3,314.88 N 2,806.73 E 9,978,212.161 352,035.874 1.00 4,343.517 9,500.000 31.985 40.255 7,337.901 8,118.529 3,355.86 N 2,841.43 E 9,978,224.654 352,046.452 1.00 4,397.223 9,600.000 30.985 40.255 7,423.178 8,203.806 3,395.72 N 2,875.18 E 9,978,236.803 352,056.739 1.00 4,449.449

56

Measured TVD below Vertical…. Local Coordinates…….. Map Coordinate Dogleg…..Vertical Comments……………………………………….... Depth Inclination (°) Azimuth (°) System (ft) Depth (ft) Northing (ft) Easting (ft) Northing (ft) Easting (ft) Rate (°/100ft) Section (ft)

9,603.356 30.951 40.255 7,426.056 8,206.684 3,397.04 N 2,876.30 E 9,978,237.205 352,057.079 1.00 4,451.176 M2-LS

9,644.081 30.544 40.255 7,461.056 8,241.684 3,412.93 N 2,889.75 E 9,978,242.048 352,061.180 1.00 4,471.997 M2-SS

9,700.000 29.985 40.255 7,509.353 8,289.981 3,434.44 N 2,907.96 E 9,978,248.604 352,066.730 1.00 4,500.179

9,760.662 29.378 40.255 7,562.056 8,342.684 3,457.36 N 2,927.37 E 9,978,255.591 352,072.647 1.00 4,530.218 A-LS

9,800.000 28.985 40.255 7,596.401 8,377.029 3,472.00 N 2,939.77 E 9,978,260.053 352,076.424 1.00 4,549.398

9,813.315 28.851 40.255 7,608.056 8,388.684 3,476.91 N 2,943.93 E 9,978,261.550 352,077.692 1.00 4,555.836 Upper U SS

9,861.158 28.373 40.255 7,650.056 8,430.684 3,494.40 N 2,958.73 E 9,978,266.880 352,082.205 1.00 4,578.747 Mid U Marker

9,874.787 28.237 40.255 7,662.056 8,442.684 3,499.33 N 2,962.91 E 9,978,268.383 352,083.478 1.00 4,585.210 Lower U Zone

9,880.398 28.181 40.255 7,667.000 8,447.628 3,501.35 N 2,964.62 E 9,978,269.000 352,084.000 1.00 4,587.862 Keep Dropping 1.00°/100’

9,880.461 28.181 40.255 7,667.056 8,447.684 3,501.38 N 2,964.64 E 9,978,269.007 352,084.006 0.00 4,587.892 Lower U SS

9,900.000 27.985 40.255 7,684.295 8,464.923 3,508.40 N 2,970.59 E 9,978,271.147 352,085.817 1.00 4,597.089

10,000.000 26.985 40.255 7,773.007 8,553.635 3,543.62 N 3,000.41 E 9,978,281.882 352,094.907 1.00 4,643.240

10,037.026 26.614 40.255 7,806.056 8,586.684 3,556.36 N 3,011.19 E 9,978,285.765 352,098.195 1.00 4,659.934 B-LS Zone

10,043.735 26.547 40.255 7,812.056 8,592.684 3,558.65 N 3,013.13 E 9,978,286.463 352,098.786 1.00 4,662.936 B-Ls

10,100.000 25.985 40.255 7,862.511 8,643.139 3,577.65 N 3,029.22 E 9,978,292.255 352,103.691 1.00 4,687.835

10,105.055 25.934 40.255 7,867.056 8,647.684 3,579.34 N 3,030.65 E 9,978,292.770 352,104.126 1.00 4,690.048 Upper T SS

10,160.524 25.379 40.255 7,917.056 8,697.684 3,597.67 N 3,046.17 E 9,978,298.357 352,108.857 1.00 4,714.064 Lower T SS

10,180.430 25.180 40.255 7,935.056 8,715.684 3,604.16 N 3,051.67 E 9,978,300.334 352,110.531 1.00 4,722.565 Lower T SS MKR

10,200.000 24.985 40.255 7,952.780 8,733.408 3,610.49 N 3,057.03 E 9,978,302.264 352,112.165 1.00 4,730.861

10,300.000 23.985 40.255 8,043.786 8,824.414 3,642.12 N 3,083.81 E 9,978,311.905 352,120.328 1.00 4,772.305

10,306.860 23.916 40.255 8,050.056 8,830.684 3,644.24 N 3,085.61 E 9,978,312.553 352,120.876 1.00 4,775.090 TD at 10306.860' MD

TABLA 5.6: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167


57

5.6.2 PROGRAMA DE BROCAS, HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Y PARÁMETROS

TABLA 5.7: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS PARA EL POZO FANNY 18B 167


No.

SIZE

BIT

TYPE DEPTH

OUT DIST

DRLD DRLG

TIME

ROP ACC

TIME

WOB

RPM MUD

WT DAYS

REMARKS

(in) (ft) (ft) (hrs) (ft/hr) (hrs) (klb) (ppg)

1 26 GTX-CG1 150 150 6.0 25.0 6.0 5 20 40 90 .3 JTS 4X16 TFA: 0.785

Control de parametros para evitar fracturar la formacion. 1.3 Set 20 in. Casing. 1 Days.

2 16 GTX-G1 500 350 18.0 19.4 24.0 5 20 40 90 2.3 JTS: 4X16 TFA: 0.785

Control de galonaje para evitar fracturar la formacion y perforar lel estrato de boulders

3 16 HCD605S 5893 5393 120.0 44.9 144 5 45 40 80 8.5 JTS: 10X11 TFA: 0.928

Maximos parametros para aprovechar la eficiencia hidráulica en esta sección. 11.5 Set 13.375 in. Casing. 3 Days.

4 12-1/4 HCD605X 8616 2723 90.0 30.3 234 5 35 40 80 16.2 JTS: 7X14 TFA: 1.052

Control de parametros en Conglomerados de Tiyuyacu Superior e Inferior 19.2 Set 9.625 in. Casing. 3 Days.

5 8-1/2 HC505ZX 10306 1690 75.0 22.5 309 5 25 40 80 23.1 JTS: 7X12 TFA: 0.773

TD del pozo.

58

PROGRAMA DE BROCAS POR SECCIÓN


Para perforar el hueco de 26” dentro de la formación Terciario indiferenciado se recomienda

el uso de una broca tricónica de dientes para atravesar los conglomerados aluviales.

A continuación se presenta mediante una imagen la broca GTX-CG1 de 660.4 mm para el

hueco de 26” y las especificaciones de la misma.

GRÁFICO 5.5: BROCA TRICÓNICA DE 26”


TABLA 5.8: ESPECIFICACIONES BROCA TRICÓNICA DE 26”


59

A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca tricónica anteriormente mencionada, hasta 150 ft:

TABLA 5.9: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 26” PARA EL POZO FANNY 18B 167


60


Para perforar la sección de 16” dentro de la formación Terciario indiferenciado se usó una

broca tricónica de dientes (Para aislar litología abrasiva) y para perforar parte del Terciario

indiferenciado (Arcilla, Limos y arenas) hasta Orteguaza se usa una broca PDC.

CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA 5.6.2.2.1

Se perfora con esta broca hasta una profundidad de 350ft una vez que se atraviese en su

totalidad el conglomerado superficial se procederá al cambio de broca.

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA TRICÓNICA 5.6.2.2.2

o Mejor eficiencia de la perforación gracias a su estructura de corte y dientes

condensados de acero relevado, dientes agresivos.

o Un cuarto chorro se coloca en el centro de la broca y se utiliza para prevenir

la acumulación de residuos (ripios de perforación) en la broca que puede

producir atascamiento de los conos.

o Cuenta con rodamientos sellados antifricción permitiendo perforar a altas

RPM, sin generar calor que acelera el desgaste de las superficies de

contacto internas.

o Excelente aplicación para la zona de Cantos Rodados (Boulders Zone)

debido al efecto de paleo de sus dientes.

61

A continuación se presenta mediante una imagen la broca tricónica GTX-G1 de 406.4 mm

para la sección de 16”, y las especificaciones de la misma.



TABLA 5.10: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA TRICÓNICA DE 16”


62

A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca tricónica anteriormente mencionada, hasta 5000 ft:

TABLA 5.11: BROCA HIDRÁULICA TRICÓNICA 16” PARA EL POZO FANNY 18B 167


63

CORRIDA DE LA BROCA PDC 5.6.2.2.3

Para la sección de 16” en donde se realiza el trabajo direccional se corrió una broca

policristalina (PDC) la cual tiene un alto desempeño debido: a su gran estabilidad reflejada

en la buena respuesta direccional construyendo, manteniendo y tumbando ángulo y en sus

altas ROP obtenidas con desgaste leve.

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC 5.6.2.2.4

o Las brocas de PDC son la solución probada para la complejidad cada vez

mayor de aplicaciones direccionales y formaciones más duras. Las brocas

PDC ofrecen un mayor rendimiento y mejor control direccional.

o Se utiliza un software para diseñar y asegurar el equilibrio óptimo entre el

flujo, refrigeración del corte y evacuación del corte.

o El tamaño de los cortadores, junto con la gran área de desalojo sumado al

diseño hidráulico permite optimizar la ROP al máximo posible.

A continuación se presenta mediante dos imágenes la broca PDC HCD605S de 406.4 mm

para la sección de 16”, y las especificaciones de la misma.

64

GRÁFICO 5.7: BROCA PDC DE 16”


TABLA 5.12: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 16”


65

A continuación se presenta una tabla con la hidráulica de perforación de la broca PDC anteriormente mencionada, hasta 5893 ft:

TABLA 5.13: BROCA HIDRÁULICA PDC 16” PARA EL POZO FANNY 18B 167


66

5.6.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼”

Para perforar la sección de 12 ¼” dentro de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena; se

usará 1 broca PDC con cuerpo de matriz.

CORRIDA BROCA PDC 5.6.2.3.1

Broca diseñada para mejorar la perforabilidad en las arcillas de Tiyuyacu por sus cortadores

de alta resistencia al impacto incrementando la durabilidad de la estructura de corte.

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE 5.6.2.3.2

CUERPO DE MATRIZ

Las brocas PDC son la solución probada para el mejoramiento continuo en el avance de

perforación dando apoyo a las diferentes aplicaciones involucradas en el desarrollo de un

pozo, debido a su alta resistencia, estabilidad y tecnología continua.

El diseño de la LGC (longitud, geometría y estructura de corte) se ha optimizado para

minimizar las patas de perro. LGC y su diseño ofrece altas velocidades de penetración, para

la construcción sin comprometer la calidad del agujero.

A continuación se presenta mediante dos imágenes la broca PDC HCD605X de 311.2mm

para la sección de 12 ¼”, y las especificaciones de la misma.

67

GRÁFICO 5.8: BROCA PDC DE 12 1/4”


TABLA 5.14: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 12 ¼”


68


TABLA 5.15: BROCA HIDRÁULICA PDC 12 ¼ PARA EL POZO FANNY 18B 167


69

5.6.2.4 SECCIÓN DE 8 ½”


El diseño de la broca permite desarrollar altas tasas de penetración en formaciones poco

consolidadas (tena, basal tena y Napo).

A continuación se presenta mediante dos imágenes la broca PDC HC505ZX de 215.9mm

para la sección de 8 ½”, y las especificaciones de la misma.



70

TABLA 5.16: ESPECIFICACIONES DE LA BROCA PDC DE 8 ½”


71


TABLA 5.17: BROCA HIDRÁULICA PDC 8 ½ PARA EL POZO FANNY 18B 167


72

5.6.3 ENSAMBLAJES DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS

5.6.3.1 HUECO DE 26”

Para perforar el hueco de 26” con un casing superficial de 20”, se usa un BHA

CONVENCIONAL (BHA 1).

El BHA # 1 Convencional se utilizará para perforar desde la superficie hasta 150 ft MD y

tiene como objetivo atravesar los cantos rodados (boulders) y mantener la verticalidad del

pozo.

BHA 1 5.6.3.1.1

26” Tricone bit

Bit sub w/ported float

2 x 8” DC

Cross Over

2 x 5” HWDP


Para perforar el agujero de 16” usando un casing de 13 3/8” hasta 5893 ft se usaron los

siguientes BHA:

73

BHA 2 5.6.3.2.1

El BHA No. 2 es un ensamblaje rotatorio, está diseñado para perforar verticalmente hasta +/-

350 ft.

TABLA 5.18: BHA 2 DIRECCIONAL


BHA 3 5.6.3.2.2

El BHA 3, es un ensamblaje direccional, diseñado para alcanzar el KOP a 1000 ft, y levantar

una inclinación de 37,19° y 40,2° de azimut, hasta los 4000 pies de profundidad o 40 horas

de perforación.

COMPONENT DATA

Item # Description

OD ID Stiff ID Gauge Weight Top

Connection

Length Total Location

(in) (in) (in) (in) (lbpf) (ft) (ft) (ft)

1 16" PDC 8.000 3.000 16.000 147.22 P 7-5/8" REG 1.35

2 9 5/8" SperryDrill Lobe 3/4 - 6.0 stg 9.625 6.212 6.212 167.42 B 7-5/8" REG 28.93 30.28

Stabilizer 15.750 4.26

3 Flex Float Sub 9.600 4.800 4.800 185.01 B 6-5/8" REG 2.94 33.22

4 14 3/4" Integral Blade 8.000 3.125 3.125 14.750 145.17 B 6-5/8" REG 6.30 39.52 35.97

5 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 71.53

6 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.22 74.75

7 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 901.75

8 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.49 932.24

9 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 153.55 1085.79

Total: 1085.79

TABLA 5.19: BHA 3


COMPONENT DATA

Item

#

DESCRIPTION

OD ID Stiff ID Gauge Weight Top Connection



1 16" Tricone 8.000 3.000 16.000 147.22 P 7-5/8" REG 1.35

2 Bit Sub + Float Valve + Totco Ring 8.500 3.000 2.930 169.30 4.12 5.47

3 1 x 8" Drill Collar 8.000 3.000 146.90 28.40 33.87

4 15 1/2'' Integral Blade Stabilizer 8.000 3.125 3.125 15.500 145.17 B 6-5/8" REG 7.07 40.94 36.82

5 2 x 8" Drill Collar 8.000 3.000 146.90 61.08 102.02

6 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 128.89 P 4-1/2" IF 3.30 105.32

7 11 x 5" HWDP 5.000 3.000 42.83 244.15 349.47

Total: 349.47

74

BHA 4 5.6.3.2.3

El BHA 4 es un ensamblaje direccional, diseñado para mantener la inclinación y dirección

hasta alcanzar el punto del casing de 13 3/8” a 5893 ft (MD) - 5231 ft (TVD)

COMPONENT DATA

Item #

Description OD ID Stiff ID Gauge Weight Top

Connection Length Total Location


1 16" PDC 8.000 3.000 16.000 147.22 P 7-5/8" REG 1.35



3 Flex Float Sub 9.600 4.800 4.800 185.01 B 6-5/8" REG 2.94 33.22

4 Pony Collar 8.000 3.000 147.22 5.14 38.36

5 14 3/4" Integral Blade 8.000 3.125 3.125 14.750 145.17 B 6-5/8" REG 6.30 44.66 41.11

6 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 76.67

7 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.22 79.89

8 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 906.89

9 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.49 937.38

10 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 153.55 1090.93

Total: 1090.93

TABLA 5.20: BHA 4


5.6.3.3 SECCIÓN 12 ¼”

Para perforar la seccion de 12 ¼” con un casing de 9 5/8” se uso los siguiente BHA”s:

BHA 5 y BHA 6 5.6.3.3.1

El BHA 5 y el BHA 6 son ensamblajes direccionales, diseñados para mantener la inclinacion

y dirección hasta alcanzar el punto del casing de 9 5/8” a 8616 ft (MD) – 6620 ft (TVD).

TABLA 5.21: BHA 5


COMPONENT DATA

Item #

Description OD ID Stiff ID Gauge Weight Top

Connection



1 12-1/4" PDC 8.000 3.000 12.250 147.22 P 6-5/8" REG 0.91

2 8" SperryDrill Lobe 6/7 - 4.0 stg 8.000 5.250 5.250 123.16 B 6-5/8" REG 26.03 26.94


3 8" Flex Float Sub 8.000 3.000 3.000 147.22 B 6-5/8" REG 4.04 30.98

4 11 1/4" Stabilizer 7.750 2.875 2.875 11.250 138.64 B 6-5/8" REG 5.44 36.42 33.48

5 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 68.43

6 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.51 71.94

7 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 898.94

8 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.72 929.66

9 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 155.00 1084.66

Total: 1084.66

75

COMPONENT DATA

Item #

Description


Connection



1 12-1/4" PDC 8.000 3.000 12.250 147.22 P 6-5/8" REG 0.91

2 8" SperryDrill Lobe 6/7 - 4.0 stg 8.000 5.250 5.250 123.16 B 6-5/8" REG 26.03 26.94


3 8" Flex Float Sub 8.000 3.000 3.000 147.22 B 6-5/8" REG 4.04 30.98

4 Pony Collar 8.000 3.000 147.22 4.62 35.60

5 11 1/4" Stabilizer 7.750 2.875 2.875 11.250 138.64 B 6-5/8" REG 5.44 41.04 38.10

6 8" HOC 7.840 3.250 2.810 136.25 B 6-5/8" REG 32.01 73.05

7 X-Over Sub 7.560 3.000 3.000 147.22 B 4-1/2" IF 3.51 76.56

8 27 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 827.00 903.56

9 6 1/2" Jar 6.500 2.750 2.750 92.85 B 4-1/2" IF 30.72 934.28

10 5 x 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 155.00 1089.28

Total: 1089.28

TABLA 5.22: BHA 6


5.6.3.4 SECCIÓN 8 ½”

Para perforar la sección de 8 ½” con liner de 7” de 8616 ft hasta 10307 ft se usó los

siguientes BHA.

BHA 7 5.6.3.4.1

El BHA 6 es un ensamblaje direccional, diseñado para controlar la inclinación y dirección

hasta alcanzar la profundidad total de 10306 ft (MD) – 8050 ft (TVD).

COMPONENT DATA

Item #

Description


Connection



1 PDC 6.750 3.000 8.500 97.86 P 4-1/2" REG 0.77



3 Float Sub on the Motor 6.750 3.000 3.000 97.86 B 4-1/2" IF 2.83 27.99

4 Pony Collar 6.750 3.000 97.86 5.54 33.53

5 7 1/2" Integral Blade 6.719 3.000 3.000 7.500 96.74 B 4-1/2" IF 4.28 37.81 34.63

6 6 3/4" HOC 6.750 3.000 2.810 97.86 B 4-1/2" IF 32.50 70.31

7 27 X 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 830.48 900.79

8 6-1/2" Sledgehammer Jar 6.500 2.500 2.500 88.24 B NC 50 31.01 931.80

9 5 X 5" HWDP 5.000 3.000 49.30 153.99 1085.79

Total: 1085.79

TABLA 5.23: BHA 7


76

5.6.4 PROGRAMA DE LODOS

5.6.4.1 ESTADO MECÁNICO

TABLA 5.24: ESTADO MECÁNICO DEL POZO


5.6.4.2 DISEÑO DE CASING

Descripción Fin MD

(ft) CSG ID (in) CSG OD (in)

Tamaño de Broca

(in)

CSG 13 3/8 5893 12.347 13.375 16

CSG 9 5/8 8616 8.681 9.625 12.25

LINER 7” 10306 6.276 7.000 8.5

TABLA 5.25: DISEÑO DE CASING


5.6.4.3 PROGRAMA DE FLUIDOS

Sección Tipo de Fluido Densidad (ppg) Galonaje

(gpm)

16” AQUAGEL – CALCIUM NITRATE 8.4 – 10.6 900 – 1000

12 ¼” EZ MUD DP – CLAYSEAL 9.7 – 10.5 750 – 900

8 ½” BARADRIL – N 9.7 – 10.3 450 – 600

TABLA 5.26: PROGRAMA DE FLUIDOS


Sección Inicio MD (ft) Fin MD (ft) Tamaño de broca (in) Profundidad (ft)

16” 0 5893 16 5893

12 ¼” 5893 8616 12.25 2723

8 ½” 8616 10306 8.5 1690

77

5.6.4.4 PROPIEDADES DEL FLUIDO

SECCION DE 16” 5.6.4.4.1

Superficie – 5893 ft (MD).

TABLA 5.27: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 16”


SECCION DE 12 ¼ 5.6.4.4.2

5893 ft - 8616 ft (MD)

EZ MUD DP – CLAYSEAL

Properties Units Min Max Properties Units Min Max

Density Ppg 9.7 10.5 Sand % 0 1

Funnel Viscosity sec/qt 28 50 MBT ppb eq. < 25

Plastic Viscosity Cp 5 15 Ph 9.0 10

Yield Point lbf/100_ft2 12 28

API / HPHT

Filtrate mL/30min

<10

Tiyuyacu

< 8 / 18 Tena

TABLA 5.28: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 12 ¼”


AQUAGEL MUD

Propiedades Unidades Min Max Propiedades Unidades Min Max


Funnel Viscosity sec/qt 28 45 MBT ppb eq. N/C

Plastic Viscosity cP 3 15 Ph 7.0 9.0

Yield Point lbf/100_ft2 5 20 API Filtrate mL/30min <15 Orteguaza

78

SECCION DE 8 ½” 5.6.4.4.3

8616 ft – 10306 ft (MD)

EZ MUD DP – CLAYSEAL

Properties Units Min Max Properties Units Min Max


Funnel Viscosity sec/qt 35 60 MBT ppb eq. < 10

Plastic Viscosity Cp 15 20 Ph 9.0 10

Yield Point Lbf/100_ft2 18 28 API / HPHT, PPT Filtrate mL/30min

< 8 Tena

< 5/18, 18 Napo

TABLA 5.29: PROPIEDADES DEL FLUIDO SECCION 8 ½”


79

5.6.4.5 GRÁFICO DE DENSIDAD

GRÁFICO 5.10: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (PERFORACIÓN CONVENCIONAL)

Fuente: Andes Petroleum Company Ltd.

8,5 8,6

8.8

9

9,2

9,4

9,5

9,6

9,8

10

10.1

10,3 10,6 9,7 9,7

9,8

9,9

10

10,2 10,5 9,7 9,8

9,8

9,9

10

10,1 10,3

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

11000

8,4 8,6 8,8 9 9,2 9,4 9,6 9,8 10 10,2 10,4 10,6 10,8 11 11,2P

RO

FU

ND

IDA

D (

ft)

DENSITY - MW [ppg] FANNY 18B 167

Liner 7" @

Casing 9 5/8" @

Casing 13 3/8" @ 5893'

80

5.6.5 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

5.6.5.1 CASING CONDUCTOR

INFORMACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.1.1

GEOMETRÍA DEL POZO

HUECO 26"

HUECO 26" 0 - 110 ft (MD)

DIÁMETRO INTERNO 26.000 in

EXCESO DE TRABAJO 100 %

TABLA 5.30: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 26”


CASING 20"

CASING 20" 0 - 110 ft (MD)

DIÁMETRO EXTERNO 20.000 in


PESO TUBULAR 94 lbm/ft

GRADO CASING N-80

TABLA 5.31: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20”


81

2 MACARONI STRING 1.5 "

2 MACARONI STRING 1.5 " 0 - 60 ft (MD)



TABLA 5.32: GEOMETRÍA DEL POZO, MACARONI STRING 1,5”


RECOMENDACIONES DE TRABAJO 5.6.5.1.2

Fluid 1: Water based spacer

Water

Density: 8.3 [lbm/gal]

Volume: 5 [bbl]

Fluid 2: Halcem A

Standard – Class A


Slurry Yield: 1.18 ft

3/sk

Total Mixing Fluid: 4.92 Gal/sk

Top of Fluid: 0 ft

Calculated Fill: 60 ft

Volume: 95 bbl

Calculated Sacks: 445 sks

Proposed Sacks: 450 sks

TABLA 5.33: RECOMENDACIONES DE TRABAJO


82

PROGRAMA DE INGENIERÍA 5.6.5.1.3

POSICIONES DE FLUIDOS:

GRÁFICO 5.11: GRÁFICO DE POSICIONES DE FLUIDOS


83

5.6.5.2 CASING SUPERFICIAL 13 ⅜”

OBJETIVO 5.6.5.2.1

Proporcionar aislamiento y la zona de 13 ⅜ " y casing superficial y a los equipos de

superficie para ser instalado con el fin de perforar siguiente sección.

LA EXPERIENCIA DE CAMPO EN EL BLOQUE 5.6.5.2.2

TARAPOA

TABLA 5.34: EXPERIENCIA EN EL BLOQUE TARAPOA


84

RIESGOS OPERATIVOS 5.6.5.2.3

TABLA 5.35: RIESGOS OPERATIVOS


Parámetro Consecuencia Medidas

Preventivas

Medidas Correctivas

Zapato lavado por

sobredesplazamiento

- Ausencia de cemento en anular.

- Mal aislamiento zonal en las

zonas productoras.

- Correcto cálculo de

desplazamiento.

- Evaluación de presiones de

bombeo vs diseño.

- Manipulación correcta de

tapones.

- Medir físicamente volumen de

desplazamiento.

- Nunca bombear más allá del volumen

teórico más la mitad del shoe track.

No se asienta tapón. - Gran longitud de cemento dentro

de casing.

- Viaje adicional con broca

tricónica

- Pérdida de tiempo de taladro por

perforación de cemento.

- Correcto cálculo de

desplazamiento.

- Evaluación de presiones de

bombeo vs diseño.

- Manipulación correcta de

tapones

- Medir físicamente volumen de

desplazamiento.

- Uso de antiespumante en el

lodo de desplazamiento.

- En caso de no asentar el tapón y que se

haya visto enganche de tapones,

desplazar la mitad del shoe track..

Pérdida de circulación - Presiones anormalmente altas.

- Estallido de casing.

- Fractura y pérdida de cemento a

formación.

- Correcto diseño de

cementación bajo gradiente de

fractura.

- Circulación y limpieza del

pozo, al menos 2 fondos

arriba.

- Circulación al mismo caudal

que el de desplazamiento

- Verificación de límite de

presión del sistema.

- Bajar el caudal de desplazamiento para

reducir el ECD y evitar o disminuir las

pérdidas.

Empaquetamiento anular - Presiones anormalmente altas

- Pérdida de circulación

- Gran longitud de cemento dentro

de casing.

- Fractura

- Circulación y limpieza del

pozo, al menos 2 fondos arriba

y verificar retornos en

barandas.

- Verificación de parámetro

correctos del lodo para

circulación.

- Circulación al mismo caudal

que el de desplazamiento.

- Bombeo y circulación de

píldora de Tuned Spacer.

- Si el empaquetamiento se da durante la

cementación, bombear hasta asentar

tapón a mínimo caudal posible. Presión

máxima de bombeo 80% de presión de

estallido del casing.

Canalización del cemento - Mal aislamiento zonal.

- Cementación remedial requerida.

- Acondicionamiento del lodo.

- Jerarquía reológica

- Centralización adecuada.

- N/A

Tapones no liberados de la

cabeza

- Sobredesplazamiento, zona del

zapato lavado

- Cemento tail contaminado con

lodo.

- Pobre o nula integridad del zapato

- Armado de cabeza en

presencia de Ingeniero de

Cementación y COMAN

- Correcta manipulación al

momento de armado.

- Correcto manipulación al

momento de liberar dardo.

- En caso de no observar enganche de

tapones, desplazar únicamente el

volumen teórico.

Falla en abastecimiento de

cemento

- Demoras en la operación para

corregir el desperfecto.

- Parada en el bombeo de cemento.

- Revisar el sistema neumático y

los silos antes de la operación.

- Airear el silo.

- Reducir el caudal al mínimo mientras se

corrige el problema. Priorizar la

densidad adecuada del cemento que se

envía al pozo.

Falla en abastecimiento de

lodo.

- Bajo caudal de desplazamiento.

- Mala remoción de lodo.

- Parada en el bombeo.

- Buena comunicación con el

personal del taladro.

- Probar abastecimiento antes de

la operación.

- Estar preparados con un tanque con

agua. En caso de no tener

abastecimiento de lodo, continuar con

agua.

Canal en el cemento entre

zonas con diferente presión

de poro (cross flow)

- Mal aislamiento zonal.

- Cementación remedial puede ser

requerida.

- Uso de packers hinchables

para aislar zonas.

- Diseño de cemento con tiempo

de transición controlado.

- N/A

Incertidumbre de tamaño del

aguejo (no tener registro de

caliper).

- El cemento Tail puede llegar al

setting tool del colgador y

quedrse cementado.

- El cemento Tail no alcanza a

cubrir el objetivo superior y no se

logra un buen cemento en esta

zona.

- Diseño de traslape para dar

holgura suficiente a la lechada

Tail para no alcanzar al

colgador.

- Simulación de posición de

fluidos con varios diámetros

de agujero y verificar

condiciones seguras.

- Se sugiere tener un registro de caliper

mecánico.

85


GEOMETRÍA DEL POZO

CASING 20"

POFUNDIDAD CASING 20" 0 – 110 ft (MD)




GRADO CASING K-55

TABLA 5.36: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 20”


HUECO 16”

TABLA 5.37: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO 16”


CASING 13 ⅜"

PROFUNDIDAD CASING 13 ⅜" 0 – 5920 ft (MD)




GRADO CASING K-55

TABLA 5.38: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 13 3/8”


PROFUNDIDAD HUECO 16” 0 – 5920 ft (MD)



DIÁMETRO EQUIVALENTE 16.48 in

86

GRÁFICO 5.12: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 16” CEMENTADA (3D)


RECOMENDACIÓN DE TRABAJO 5.6.5.2.5


Dual Spacer

Density: 12 [lbm/gal]

Volume: 50 [bbl]

Fluid 2: Flush

Mud Flush


Volume: 20 [bbl

Fluid 3: Econocem A


87




Slurry Yield: 1.65 ft3/sk


Top of Fluid: 0 ft


Volume: 453 bbl



Fluid 4: Halcem A





Top of Fluid: 4920 ft


Volume: 102 bbl



Fluid 5: Water

Water


Volume: 10 [bbl]

Fluid 6: Mud

Mud


Volume: 865 [bbl]

88





89

5.6.5.3 CASING INTERMEDIO 9 ⅝”

OBJETIVO 5.6.5.3.1

Proporcionar aislamiento zonal y apoyo a casing intermedio 9⅝ " y equipos de superficie

para ser instalado con el fin de perforar siguiente sección.

EXPERIENCIA DE CAMPO 5.6.5.3.2



90


CASING SUPERFICIAL 13 ⅜ "

GEOMETRÍA DEL POZO

CASING 13⅜"

CASING 13⅜" 0 – 5893 ft (MD)




GRADO CASING K-55



HUECO 12 ¼”

HUECO 12 ¼” 5893 – 8616 ft (MD)




TABLA 5.41: GEOMETRÍA DEL POZO, CASING 12 ¼”


91

CASING 9 5/8"

CASING 9 5/8" 0 – 8616 ft (MD)




GRADO CASING N-80



GRÁFICO 5.14: GRÁFICO DE LA SECCIÓN DE 12 ¼” CEMENTADA (3D)


92



Dual Spacer


Volume: 60 [bbl]


Mud Flush III


Volume: 20 [bbl]

Fluid 3: Econocem A







Volume: 194 bbl



Fluid 4: Halcem A







Volume: 84 bbl



93

Fluid 5: Water

Water


Volume: 10 [bbl]

Fluid 6: Mud

Water


Volume: 615 [bbl]





94



95

5.6.5.4 LINER DE PRODUCCIÓN 7”

OBJETIVO 5.6.5.4.1

Proporcionar aislamiento zonal a T inferior y areniscas M1.

EXPERIENCIA DE CAMPO 5.6.5.4.2



96


LINER DE PRODUCCIÓN 7 “

GEOMETRÍA DEL POZO

CASING 9 5/8"

CASING 9 5/8" 0 – 8619 ft (MD)




GRADO CASING N-80



DP 5"

DP 5" 0 – 7423 ft (MD)



PESO TUBULAR 19.50 lbm/ft

GRADO CASING S-135

TABLA 5.46: GEOMETRÍA DEL POZO, DP 5””


97

HWDP 5"

HWDP 5" 7423 – 8376 ft (MD)



PESO TUBULAR 49.7 lbm/ft

GRADO CASING S-135

TABLA 5.47: GEOMETRÍA DEL POZO, HWDP 5””


LINER 7"

LINER 7" 8376 – 10238 ft (MD)




GRADO CASING N-80

TABLA 5.48: GEOMETRÍA DEL POZO, LINER 7”


HUECO ABIERTO

HUECO ABIERTO 8619 – 10238 ft (MD)

DIÁMETRO DE LA BROCA 8.5 in

DIÁMETRO DEL CALIPER 10.0 in



TABLA 5.49: GEOMETRÍA DEL POZO, HUECO ABIERTO


98

GRÁFICO 5.16: GRÁFICO DE POZO CEMENTADO (3D)




Mud Flush III


Volume: 10 [bbl]

99


Water based spacer

MCA@ 12%


Volume: 15 [bbl]


Mud Flush III


Volume: 10 [bbl]


Tuned Spacer III


Volume: 70 [bbl]


Mud Flush III


Volume: 10 [bbl]


Mud Flush III


Volume: 20 [bbl]

Fluid 7: Lead Cement – VersaCem

Premium - Class G Dyckerhoff






Volume: 20 bbl


Proposed Sacks: 100 Sks

100

Fluid 10: Mud

Mud


Volume: 140 [bbl]



Fluid 8: Tail Cement – ExpandaCem GS

Premium - Class G Dyckerhoff






Volume: 64 bbl


Proposed Sacks: 325 S

Fluid 9:Displacement

Water


Volume: 68 [bbl]

101


POSICIONES DE FLUIDOS



102

5.7 PERFORACIÓN DEL POZO FANNY APLICANDO LA TECNOLOGÍA

SLIM HOLE

5.7.1 PROGRAMA PERFIL DIRECCIONAL

El presente plan direccional del pozo Fanny 18b-167 fue diseñado para la aplicación de la

tecnología SLIM HOLE

EL PLAN DIRECCIONAL SE RESUME:

5.7.1.1 SECCIÓN DE 12 ¼”

(0’ - 8503,07 ’ MD)

En esta sección se inició la perforación vertical hasta 1000 pies donde se define el KOP, el

objetivo principal de esta sección es levantar la inclinación hasta 37° y 40.25 ° de Azm con

DLS de 1.5 ° / 100 ft-, posterior a esto se mantiene la inclinación y dirección hasta alcanzar

el punto de asentamiento del revestidor de 9 5/8"@7310,63 ft (TVD); 8503,07 ft (MD).

5.7.1.2 SECCIÓN DE 8 ½”

(8503,07’- 10.306,86’ MD)

En esta sección el objetivo general es mantener la inclinación y dirección hasta 7690 ft

(TVD), 8979 ft (MD), (formación Zona M1), con DLS de 1,0 ° / 100’. Hasta llegar al

objetivo: Arenisca U Inferior @ 9,880.39 'MD. Se continua bajando hasta la profundidad

total 10.306,86 @ 'MD / 8,830.68' TVD, punto de asentamiento de liner de 7 “

103

5.7.1.3 PROGRAMA DIRECCIONAL

GRÁFICO 5.18: PROGRAMA DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)


TVD (ft)

N.Offset (ft)

Project:TARAPOA

Site: FANNY 150 PAD

Well: FANNY 18B 167

Wellbore: FANNY 18B 167

PLAN FANNY 18B 167

-1800

FANNY 18B 167

GLE: 749.29 ft

RT: 31.34 ft

RKB: 780.63 ft

40.3°

40.3°

0 2000

0.0° KOP @ 1000' MD / TVD

1800

40.3° 0

FANNY 18B - 167

37.2° EOB @ 3480' MD / 3309' TVD

3600

Orteguaza Shale Top

-2000

-2000 0 2000 4000

E.Offset (ft)(Scale:2000ft/inch)

Orteguaza Sandstone Top

Orteguaza Sandstone Base

5400

Tiyuyacu Formation

Upper Tiyuyacu Congl. Top

Upper Tiyuyacu Congl. Base

Lower Tiyuyacu Chert Top

Lower Tiyuyacu Chert Base

7200

Tena Formation.

Basal Tena ss

M-1 Coal

M-1 Sandstone

M-1 SS Base

M-1 LS

37.20° Csg 9 5/8" @ 8503' MD / 7311' TVD

37.2° DOP @ 8979' MD / 7690' TVD

9000

Casing Point Information:

Name MD Inc TVD

True

Grid

Grid Convergence: 0.00°

M2-LS

M2-SS

A-LS

Upper U SS

Mid U Marker

Lower U Zone

B-Ls

B-LS Zone

Upper T SS

Lower T SS

Lower T SS MKR

28.2°

23.9° TD @ 10307' MD / 8831' TVD

Liner 7" @ 10307' MD

10800

(feet) (°) (feet)

9 5/8 in 8503.07 37.20 7310.63

7 in 10306.80 23.92 8830.61

Mag

Mag Declination: -4.34°

Bearing:

True = Mag - 4.34°

Grid = True - 0.00°

-1800 0 1800 3600 5400 7200 9000 10800

VS (ft)(Bearing:40.26° Scale:1800ft/inch)

Field: TARAPOA

Map Unit: Metres Vertical Reference Datum (VRD): Mean Sea Level

Projected Coordinate System: PSAD56 / UTM zone 18S

Slot: FANNY 18B-167

Position:

Offset is from Site centre

+N/-S: -95.27ft Northing: 9977201.79m Latitude: 0°-12'22.3"

+E/-W: 49.01ft Easting: 351180.38m Longitude: -76°20'14.1"

Elevation Above VRD: 749.29ft

Well: FANNY 18B-167

Type: Main-Well

File Number:

Plan Point Information:

DogLeg Severity Unit: °/100.00ft Position offsets from Slot centre

MD Inc Az TVD +N/-S +E/-W Northing Easting VSec DLS

(feet) (°) (°) (feet) (feet) (feet) (m) (m) (feet) (DLSU)

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 9977201.79 351180.38 0.00 0.00

1000.00 0.00 0.00 1000.00 0.00 0.00 9977201.79 351180.38 0.00 0.00

3479.72 37.20 40.26 3309.17 593.01 502.11 9977382.54 351333.43 777.03 1.50

8978.83 37.20 40.26 7689.61 3130.16 2650.34 9978155.86 351988.21 4101.48 0.00

9880.40 28.18 40.26 8447.61 3501.37 2964.65 9978269.00 352084.01 4587.88 1.00

10306.80 23.92 40.26 8830.61 3644.23 3085.62 9978312.55 352120.88 4775.08 1.00

Formation Point Information:

Name TVD TVDss MD

(feet) (feet) (feet)

Orteguaza Shale Top 4753.63 -3973.00 5293.06

Orteguaza Sandstone Top 4923.63 -4143.00 5506.48

Orteguaza Sandstone Base 5131.63 -4351.00 5767.59

Tiyuyacu Formation 5648.63 -4868.00 6416.63

Upper Tiyuyacu Congl. Top 5811.63 -5031.00 6621.25

Upper Tiyuyacu Congl. Base 5894.63 -5114.00 6725.45

Lower Tiyuyacu Chert Top 6817.63 -6037.00 7884.16

Lower Tiyuyacu Chert Base 6949.63 -6169.00 8049.87

Tena Formation. 7300.63 -6520.00 8490.51

Basal Tena ss 7677.63 -6897.00 8963.79 Plan Folder: P1 Plan: Plan Fanny 18B 167 v.1

Vertical Section: Position offset of origin from Slot centre:

+N/-S: 0.00ft Azimuth: 40.16°

M-1 Coal 7692.63 -6912.00

REALIZED BY: DAMIÁN PÉREZ M-1 Sandstone 7700.63 -6920.00

M-1 SS Base 7750.63 -6970.00

8982.62

8992.65

9055.05 +E/-W: 0.00ft

Magnetic Parameters: M-1 LS 7998.63 -7218.00

M2-LS 8206.63 -7426.00 9357.55

9603.32

Model: Field Strength: Declination: Dip: Date: M2-SS 8241.63 -7461.00 9644.04 BGGM 29036(nT) -4.34° 21.45° 2013-11-18 A-LS 8342.63 -7562.00 9760.62

REALIZED BY: DAMIÁN PÉREZ Upper U SS 8388.63 -7608.00 9813.28

Mid U Marker 8430.63 -7650.00 9861.12

Lower U Zone 8442.63 -7662.00 9874.75

B-LS Zone 8586.63 -7806.00 10036.99

Created by: J. Mckee B-Ls 8592.63 -7812.00 10043.70

Reviewed by: D. Moscoso Date: Upper T SS 8647.63 -7867.00 10105.01

Reviewed by: A. Ortega Date: Lower T SS 8697.63 -7917.00 10160.48

Approved by: V. Carrera Date: Lower T SS MKR 8715.63 -7935.00 10180.39

© 2015 Weatherford. All Rights Reserved.

104

5.7.1.4 PLAN DIRECCIONAL

TOPES FORMACIONALES

Nombre MD TVD

(ft) (ft)

Orteguaza Shale Top 5293,06 4753,63

Orteguaza Sandstone Top 5506,48 4923,63

Orteguaza Sandstone Base 5767,59 5131,63

Tiyuyacu Formation 6416,63 5648,63

Upper Tiyuyacu Congl. Top 6621,25 5811,63

Upper Tiyuyacu Congl. Base 6725,45 5894,63

Lower Tiyuyacu Chert Top 7884,16 6817,63

Lower Tiyuyacu Chert Base 8049,87 6949,63

Tena Formation. 8490,51 7300,63

Basal Tena ss 8963,79 7677,63

M-1 Coal 8982,62 7692,63

M-1 Sandstone 8992,65 7700,63

M-1 SS Base 9055,05 7750,63

M-1 LS 9357,55 7998,63

M2-LS 9603,32 8206,63

M2-SS 9644,04 8241,63

A-LS 9760,62 8342,63

Upper U SS 9813,28 8388,63

Mid U Marker 9861,12 8430,63

Lower U Zone 9874,75 8442,63

B-LS Zone 10036,99 8586,63

B-Ls 10043,7 8592,63

Upper T SS 10105,01 8647,63

Lower T SS 10160,48 8697,63

Lower T SS MKR 10180,39 8715,63

TABLA 5.51: TOPES FORMACIONALES


Puntos de Casing:

CASING MD Inc TVD

(ft) (°) (ft)

9 5/8 in 8503,07 37,2 7310,63

7 in 10306,8 23,92 8830,61

TABLA 5.52: PUNTOS DE ASENTAMIENTO DE CASING (SLIM HOLE)


105

TABLA 5.53: PUNTOS ESPECÍFICOS (SLIM HOLE)


Puntos Específicos

Comment

MD Inc Az TVD TVDss N.Offset E.Offset Northing Easting Latitude Longitude DLS T.Face B.Rate T.Rate VS

(ft) (°) (°) (ft) (ft) (ft) (ft) (m) (m) (° ' '') (° ' '') (°/100 ft) (°) (°/100 ft) (°/100 ft) (ft)

0 0 0 0 780,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

KOP @ 1000' MD / TVD 1000 0 0 1000 -219,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

EOB @ 3480' MD / 3309' TVD 3479,72 37,2 40,25 3309,17 -2528,54 593,01 502,11 9977382,54 351333,43 0°-12'16.45" -76°20'9.11" 1,5 40,26 1,5 0 777,03

DOP @ 8979' MD / 7690' TVD 8978,83 37,2 40,25 7689,61 -6908,98 3130,16 2650,34 9978155,86 351988,21 0°-11'51.27" -76°19'47.93" 0 0 0 0 4101,49

9880,4 28,18 40,25 8447,61 -7666,98 3501,37 2964,65 9978269 352084,01 0°-11'47.59" -76°19'44.83" 1 180 -1 0 4587,89

TD @ 10307' MD / 8831' TVD 10306,8 23,92 40,25 8830,61 -8049,98 3644,23 3085,62 9978312,55 352120,88 0°-11'46.17" -76°19'43.64" 1 180 -1 0 4775,09

106

PLAN DIRECCIONAL

Comentario MD Inc Az TVD TVDss N.Offset E.Offset Northing Easting Latitude Longitude DLS T.Face B.Rate T.Rate VS

(ft) (°) (°) (ft) (ft) (ft) (ft) (m) (m) (° ' '') (° ' '') (°/100 ft) (°) (°/100 ft) (°/100 ft) (ft)

0 0 0 0 780,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

100 0 0 100 680,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

200 0 0 200 580,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

300 0 0 300 480,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

400 0 0 400 380,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

500 0 0 500 280,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

600 0 0 600 180,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

700 0 0 700 80,63 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

800 0 0 800 -19,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

900 0 0 900 -119,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

KOP @ 1000' MD / TVD 1000 0 0 1000 -219,37 0 0 9977201,79 351180,38 0°-12'22.33" -76°20'14.06" 0 0 0 0 0

1100 1,5 40,25 1099,99 -319,36 1 0,85 9977202,09 351180,64 0°-12'22.32" -76°20'14.05" 1,5 40,25 1,5 0 1,31

1200 3 40,26 1199,91 -419,28 4 3,38 9977203,01 351181,41 0°-12'22.29" -76°20'14.02" 1,5 0 1,5 0 5,23

1300 4,5 40,25 1299,69 -519,06 8,99 7,61 9977204,53 351182,7 0°-12'22.24" -76°20'13.98" 1,5 0 1,5 0 11,77

1400 6 40,26 1399,27 -618,64 15,97 13,52 9977206,66 351184,5 0°-12'22.18" -76°20'13.92" 1,5 0 1,5 0 20,92

1500 7,5 40,26 1498,57 -717,94 24,94 21,12 9977209,39 351186,82 0°-12'22.09" -76°20'13.85" 1,5 0 1,5 0 32,68

1600 9 40,25 1597,54 -816,91 35,89 30,39 9977212,73 351189,64 0°-12'21.98" -76°20'13.76" 1,5 0 1,5 0 47,03

1700 10,5 40,25 1696,09 -915,46 48,81 41,33 9977216,67 351192,98 0°-12'21.85" -76°20'13.65" 1,5 0 1,5 0 63,96

1800 12 40,26 1794,16 -1013,53 63,7 53,94 9977221,2 351196,82 0°-12'21.70" -76°20'13.53" 1,5 0 1,5 0 83,47

1900 13,5 40,26 1891,7 -1111,07 80,55 68,2 9977226,34 351201,17 0°-12'21.53" -76°20'13.38" 1,5 0 1,5 0 105,54

107

2000 15 40,25 1988,62 -1207,99 99,33 84,1 9977232,06 351206,02 0°-12'21.35" -76°20'13.23" 1,5 0 1,5 0 130,15

2100 16,5 40,25 2084,86 -1304,23 120,05 101,64 9977238,38 351211,36 0°-12'21.14" -76°20'13.05" 1,5 0 1,5 0 157,3

2200 18 40,25 2180,36 -1399,73 142,68 120,81 9977245,28 351217,2 0°-12'20.92" -76°20'12.87" 1,5 0 1,5 0 186,95

2300 19,5 40,25 2275,05 -1494,42 167,21 141,58 9977252,75 351223,53 0°-12'20.67" -76°20'12.66" 1,5 0 1,5 0 219,09

2400 21 40,25 2368,86 -1588,23 193,62 163,94 9977260,8 351230,35 0°-12'20.41" -76°20'12.44" 1,5 0 1,5 0 253,71

2500 22,5 40,26 2461,74 -1681,11 221,9 187,89 9977269,42 351237,65 0°-12'20.13" -76°20'12.20" 1,5 0 1,5 0 290,76

2600 24 40,25 2553,62 -1772,99 252,03 213,39 9977278,61 351245,42 0°-12'19.83" -76°20'11.95" 1,5 0 1,5 0 330,23

2700 25,5 40,25 2644,43 -1863,8 283,98 240,45 9977288,34 351253,67 0°-12'19.52" -76°20'11.69" 1,5 0 1,5 0 372,1

2800 27 40,26 2734,12 -1953,49 317,73 269,03 9977298,63 351262,38 0°-12'19.18" -76°20'11.40" 1,5 0 1,5 0 416,33

2900 28,5 40,25 2822,61 -2041,98 353,26 299,11 9977309,46 351271,55 0°-12'18.83" -76°20'11.11" 1,5 0 1,5 0 462,89

3000 30 40,25 2909,86 -2129,23 390,55 330,69 9977320,83 351281,18 0°-12'18.46" -76°20'10.80" 1,5 0 1,5 0 511,75

3100 31,5 40,25 2995,8 -2215,17 429,57 363,73 9977332,72 351291,25 0°-12'18.07" -76°20'10.47" 1,5 0 1,5 0 562,88

3200 33 40,26 3080,37 -2299,74 470,3 398,21 9977345,13 351301,76 0°-12'17.67" -76°20'10.13" 1,5 0 1,5 0 616,24

3300 34,5 40,25 3163,51 -2382,88 512,7 434,11 9977358,06 351312,7 0°-12'17.25" -76°20'9.78" 1,5 0 1,5 0 671,79

3400 36 40,25 3245,17 -2464,54 556,74 471,4 9977371,48 351324,06 0°-12'16.81" -76°20'9.41" 1,5 0 1,5 0 729,51

EOB @ 3480' MD / 3309' TVD 3479,72 37,2 40,25 3309,17 -2528,54 593,01 502,11 9977382,54 351333,43 0°-12'16.45" -76°20'9.11" 1,5 0 1,5 0 777,03

3500 37,2 40,25 3325,33 -2544,7 602,37 510,03 9977385,39 351335,84 0°-12'16.36" -76°20'9.03" 0 0 0 0 789,29

3600 37,2 40,25 3404,98 -2624,35 648,51 549,1 9977399,45 351347,75 0°-12'15.90" -76°20'8.64" 0 0 0 0 849,75

3700 37,2 40,25 3484,64 -2704,01 694,65 588,16 9977413,52 351359,65 0°-12'15.44" -76°20'8.26" 0 0 0 0 910,2

3800 37,2 40,25 3564,3 -2783,67 740,78 627,23 9977427,58 351371,56 0°-12'14.98" -76°20'7.87" 0 0 0 0 970,66

3900 37,2 40,25 3643,96 -2863,33 786,92 666,29 9977441,64 351383,47 0°-12'14.52" -76°20'7.49" 0 0 0 0 1031,11

4000 37,2 40,25 3723,61 -2942,98 833,06 705,36 9977455,7 351395,38 0°-12'14.07" -76°20'7.10" 0 0 0 0 1091,57

4100 37,2 40,25 3803,27 -3022,64 879,19 744,42 9977469,77 351407,28 0°-12'13.61" -76°20'6.72" 0 0 0 0 1152,02

108

4200 37,2 40,25 3882,93 -3102,3 925,33 783,49 9977483,83 351419,19 0°-12'13.15" -76°20'6.33" 0 0 0 0 1212,47

4300 37,2 40,25 3962,59 -3181,96 971,47 822,55 9977497,89 351431,1 0°-12'12.69" -76°20'5.95" 0 0 0 0 1272,93

4400 37,2 40,25 4042,24 -3261,61 1017,61 861,62 9977511,95 351443 0°-12'12.23" -76°20'5.56" 0 0 0 0 1333,38

4500 37,2 40,25 4121,9 -3341,27 1063,74 900,68 9977526,02 351454,91 0°-12'11.78" -76°20'5.18" 0 0 0 0 1393,84

4600 37,2 40,25 4201,56 -3420,93 1109,88 939,75 9977540,08 351466,82 0°-12'11.32" -76°20'4.79" 0 0 0 0 1454,29

4700 37,2 40,25 4281,21 -3500,58 1156,02 978,81 9977554,14 351478,73 0°-12'10.86" -76°20'4.41" 0 0 0 0 1514,75

4800 37,2 40,25 4360,87 -3580,24 1202,16 1017,88 9977568,2 351490,63 0°-12'10.40" -76°20'4.02" 0 0 0 0 1575,2

4900 37,2 40,25 4440,53 -3659,9 1248,29 1056,95 9977582,27 351502,54 0°-12'9.95" -76°20'3.64" 0 0 0 0 1635,66

5000 37,2 40,25 4520,19 -3739,56 1294,43 1096,01 9977596,33 351514,45 0°-12'9.49" -76°20'3.25" 0 0 0 0 1696,11

5100 37,2 40,25 4599,84 -3819,21 1340,57 1135,08 9977610,39 351526,35 0°-12'9.03" -76°20'2.87" 0 0 0 0 1756,56

5200 37,2 40,25 4679,5 -3898,87 1386,7 1174,14 9977624,46 351538,26 0°-12'8.57" -76°20'2.48" 0 0 0 0 1817,02

Orteguaza Shale Top : 5293,06 37,2 40,25 4753,63 -3973 1429,64 1210,49 9977637,54 351549,34 0°-12'8.15" -76°20'2.12" 0 0 0 0 1873,28

5300 37,2 40,25 4759,16 -3978,53 1432,84 1213,21 9977638,52 351550,17 0°-12'8.11" -76°20'2.10" 0 0 0 0 1877,47

5400 37,2 40,25 4838,81 -4058,18 1478,98 1252,27 9977652,58 351562,07 0°-12'7.66" -76°20'1.71" 0 0 0 0 1937,93

5500 37,2 40,25 4918,47 -4137,84 1525,12 1291,34 9977666,64 351573,98 0°-12'7.20" -76°20'1.33" 0 0 0 0 1998,38

Orteguaza Sandstone Top : 5506,48 37,2 40,25 4923,63 -4143 1528,1 1293,86 9977667,55 351574,75 0°-12'7.17" -76°20'1.30" 0 0 0 0 2002,3

5600 37,2 40,25 4998,13 -4217,5 1571,25 1330,4 9977680,71 351585,89 0°-12'6.74" -76°20'0.94" 0 0 0 0 2058,84

5700 37,2 40,25 5077,79 -4297,16 1617,39 1369,47 9977694,77 351597,8 0°-12'6.28" -76°20'0.56" 0 0 0 0 2119,29

Orteguaza Sandstone Base : 5767,59 37,2 40,25 5131,63 -4351 1648,58 1395,87 9977704,27 351605,84 0°-12'5.97" -76°20'0.30" 0 0 0 0 2160,15

5800 37,2 40,25 5157,44 -4376,81 1663,53 1408,53 9977708,83 351609,7 0°-12'5.82" -76°20'0.17" 0 0 0 0 2179,74

5900 37,2 40,25 5237,1 -4456,47 1709,67 1447,6 9977722,89 351621,61 0°-12'5.37" -76°19'59.79" 0 0 0 0 2240,2

6000 37,2 40,25 5316,76 -4536,13 1755,8 1486,66 9977736,96 351633,52 0°-12'4.91" -76°19'59.40" 0 0 0 0 2300,65

6100 37,2 40,25 5396,42 -4615,79 1801,94 1525,73 9977751,02 351645,42 0°-12'4.45" -76°19'59.02" 0 0 0 0 2361,11

109

6200 37,2 40,25 5476,07 -4695,44 1848,08 1564,79 9977765,08 351657,33 0°-12'3.99" -76°19'58.63" 0 0 0 0 2421,56

6300 37,2 40,25 5555,73 -4775,1 1894,22 1603,86 9977779,14 351669,24 0°-12'3.54" -76°19'58.24" 0 0 0 0 2482,02

6400 37,2 40,25 5635,39 -4854,76 1940,35 1642,92 9977793,21 351681,14 0°-12'3.08" -76°19'57.86" 0 0 0 0 2542,47

Tiyuyacu Formation : 6416,63 37,2 40,25 5648,63 -4868 1948,02 1649,42 9977795,55 351683,12 0°-12'3.00" -76°19'57.80" 0 0 0 0 2552,52

6500 37,2 40,25 5715,04 -4934,41 1986,49 1681,99 9977807,27 351693,05 0°-12'2.62" -76°19'57.47" 0 0 0 0 2602,92

6600 37,2 40,25 5794,7 -5014,07 2032,63 1721,05 9977821,33 351704,96 0°-12'2.16" -76°19'57.09" 0 0 0 0 2663,38

Upper Tiyuyacu Congl. Top : 6621,25 37,2 40,25 5811,63 -5031 2042,43 1729,35 9977824,32 351707,49 0°-12'2.06" -76°19'57.01" 0 0 0 0 2676,23

6700 37,2 40,25 5874,36 -5093,73 2078,76 1760,12 9977835,4 351716,87 0°-12'1.70" -76°19'56.70" 0 0 0 0 2723,83

Upper Tiyuyacu Congl. Base : 6725,45 37,2 40,25 5894,63 -5114 2090,51 1770,06 9977838,97 351719,9 0°-12'1.59" -76°19'56.61" 0 0 0 0 2739,22

6800 37,2 40,25 5954,02 -5173,39 2124,9 1799,18 9977849,46 351728,77 0°-12'1.25" -76°19'56.32" 0 0 0 0 2784,29

6900 37,2 40,25 6033,67 -5253,04 2171,04 1838,25 9977863,52 351740,68 0°-12'0.79" -76°19'55.93" 0 0 0 0 2844,74

7000 37,2 40,25 6113,33 -5332,7 2217,18 1877,31 9977877,58 351752,59 0°-12'0.33" -76°19'55.55" 0 0 0 0 2905,2

7100 37,2 40,25 6192,99 -5412,36 2263,31 1916,38 9977891,65 351764,49 0°-11'59.87" -76°19'55.16" 0 0 0 0 2965,65

7200 37,2 40,25 6272,64 -5492,01 2309,45 1955,44 9977905,71 351776,4 0°-11'59.41" -76°19'54.78" 0 0 0 0 3026,11

7300 37,2 40,25 6352,3 -5571,67 2355,59 1994,51 9977919,77 351788,31 0°-11'58.96" -76°19'54.39" 0 0 0 0 3086,56

7400 37,2 40,25 6431,96 -5651,33 2401,73 2033,57 9977933,83 351800,21 0°-11'58.50" -76°19'54.01" 0 0 0 0 3147,01

7500 37,2 40,25 6511,62 -5730,99 2447,86 2072,64 9977947,9 351812,12 0°-11'58.04" -76°19'53.62" 0 0 0 0 3207,47

7600 37,2 40,25 6591,27 -5810,64 2494 2111,7 9977961,96 351824,03 0°-11'57.58" -76°19'53.24" 0 0 0 0 3267,92

7700 37,2 40,25 6670,93 -5890,3 2540,14 2150,77 9977976,02 351835,94 0°-11'57.13" -76°19'52.85" 0 0 0 0 3328,38

7800 37,2 40,25 6750,59 -5969,96 2586,28 2189,83 9977990,08 351847,84 0°-11'56.67" -76°19'52.47" 0 0 0 0 3388,83

Lower Tiyuyacu Chert Top : 7884,16 37,2 40,25 6817,63 -6037 2625,11 2222,71 9978001,92 351857,86 0°-11'56.28" -76°19'52.14" 0 0 0 0 3439,71

7900 37,2 40,25 6830,24 -6049,61 2632,41 2228,9 9978004,15 351859,75 0°-11'56.21" -76°19'52.08" 0 0 0 0 3449,29

8000 37,2 40,25 6909,9 -6129,27 2678,55 2267,96 9978018,21 351871,66 0°-11'55.75" -76°19'51.70" 0 0 0 0 3509,74

110

Lower Tiyuyacu Chert Base : 8049,87 37,2 40,25 6949,63 -6169 2701,56 2287,44 9978025,22 351877,6 0°-11'55.52" -76°19'51.51" 0 0 0 0 3539,89

8100 37,2 40,25 6989,56 -6208,93 2724,69 2307,03 9978032,27 351883,56 0°-11'55.29" -76°19'51.31" 0 0 0 0 3570,19

8200 37,2 40,25 7069,22 -6288,59 2770,82 2346,09 9978046,33 351895,47 0°-11'54.84" -76°19'50.93" 0 0 0 0 3630,65

8300 37,2 40,25 7148,87 -6368,24 2816,96 2385,16 9978060,4 351907,38 0°-11'54.38" -76°19'50.54" 0 0 0 0 3691,1

8400 37,2 40,25 7228,53 -6447,9 2863,1 2424,22 9978074,46 351919,28 0°-11'53.92" -76°19'50.16" 0 0 0 0 3751,56

Tena Formation. : 8490,51 37,2 40,25 7300,63 -6520 2904,86 2459,58 9978087,19 351930,06 0°-11'53.51" -76°19'49.81" 0 0 0 0 3806,28

8500 37,2 40,25 7308,19 -6527,56 2909,24 2463,29 9978088,52 351931,19 0°-11'53.46" -76°19'49.77" 0 0 0 0 3812,01

PUNTO CASING 9 5/8 in 8503,07 37,2 40,25 7310,63 -6530 2910,65 2464,48 9978088,95 351931,56 0°-11'53.45" -76°19'49.76" 0 0 0 0 3813,87

8600 37,2 40,25 7387,85 -6607,22 2955,37 2502,35 9978102,59 351943,1 0°-11'53.00" -76°19'49.39" 0 0 0 0 3872,47

8700 37,2 40,25 7467,5 -6686,87 3001,51 2541,42 9978116,65 351955,01 0°-11'52.55" -76°19'49.00" 0 0 0 0 3932,92

8800 37,2 40,25 7547,16 -6766,53 3047,65 2580,48 9978130,71 351966,91 0°-11'52.09" -76°19'48.62" 0 0 0 0 3993,37

8900 37,2 40,25 7626,82 -6846,19 3093,79 2619,55 9978144,77 351978,82 0°-11'51.63" -76°19'48.23" 0 0 0 0 4053,83

Basal Tena ss : 8963,79 37,2 40,25 7677,63 -6897 3123,22 2644,47 9978153,74 351986,42 0°-11'51.34" -76°19'47.99" 0 0 0 0 4092,39

DOP @ 8979' MD / 7690' TVD 8978,83 37,2 40,25 7689,61 -6908,98 3130,16 2650,34 9978155,86 351988,21 0°-11'51.27" -76°19'47.93" 0 0 0 0 4101,49

M-1 Coal : 8982,62 37,16 40,26 7692,63 -6912 3131,9 2651,82 9978156,39 351988,66 0°-11'51.25" -76°19'47.91" 1 180 -1 0 4103,78

M-1 Sandstone : 8992,65 37,06 40,26 7700,63 -6920 3136,52 2655,73 9978157,8 351989,85 0°-11'51.21" -76°19'47.87" 1 180 -1 0 4109,83

9000 36,98 40,26 7706,5 -6925,87 3139,9 2658,59 9978158,83 351990,72 0°-11'51.17" -76°19'47.85" 1 180 -1 0 4114,25

M-1 SS Base : 9055,05 36,43 40,26 7750,63 -6970 3165,01 2679,85 9978166,48 351997,2 0°-11'50.92" -76°19'47.64" 1 180 -1 0 4147,16

9100 35,98 40,26 7786,9 -7006,27 3185,28 2697,01 9978172,66 352002,43 0°-11'50.72" -76°19'47.47" 1 180 -1 0 4173,71

9200 34,98 40,26 7868,33 -7087,7 3229,58 2734,52 9978186,16 352013,86 0°-11'50.28" -76°19'47.10" 1 180 -1 0 4231,76

9300 33,98 40,26 7950,75 -7170,12 3272,79 2771,11 9978199,33 352025,02 0°-11'49.85" -76°19'46.74" 1 180 -1 0 4288,38

M-1 LS : 9357,55 33,41 40,26 7998,63 -7218 3297,15 2791,74 9978206,76 352031,3 0°-11'49.61" -76°19'46.53" 1 180 -1 0 4320,3

9400 32,98 40,25 8034,16 -7253,53 3314,89 2806,76 9978212,17 352035,88 0°-11'49.44" -76°19'46.39" 1 180 -1 0 4343,55

111

9500 31,98 40,25 8118,51 -7337,88 3355,88 2841,46 9978224,66 352046,46 0°-11'49.03" -76°19'46.04" 1 180 -1 0 4397,25

9600 30,98 40,25 8203,79 -7423,16 3395,73 2875,21 9978236,81 352056,75 0°-11'48.63" -76°19'45.71" 1 180 -1 0 4449,48

M2-LS : 9603,32 30,95 40,25 8206,63 -7426 3397,04 2876,31 9978237,2 352057,08 0°-11'48.62" -76°19'45.70" 1 180 -1 0 4451,18

M2-SS : 9644,04 30,54 40,25 8241,63 -7461 3412,93 2889,77 9978242,05 352061,18 0°-11'48.46" -76°19'45.57" 1 180 -1 0 4472,01

9700 29,98 40,25 8289,96 -7509,33 3434,45 2907,99 9978248,61 352066,74 0°-11'48.25" -76°19'45.39" 1 180 -1 0 4500,21

A-LS : 9760,62 29,38 40,25 8342,63 -7562 3457,36 2927,39 9978255,59 352072,65 0°-11'48.02" -76°19'45.20" 1 180 -1 0 4530,23

9800 28,98 40,25 8377,01 -7596,38 3472,01 2939,8 9978260,06 352076,43 0°-11'47.88" -76°19'45.07" 1 180 -1 0 4549,42

Upper U SS : 9813,28 28,85 40,25 8388,63 -7608 3476,91 2943,94 9978261,55 352077,7 0°-11'47.83" -76°19'45.03" 1 180 -1 0 4555,84

Mid U Marker : 9861,12 28,37 40,25 8430,63 -7650 3494,4 2958,75 9978266,88 352082,21 0°-11'47.66" -76°19'44.89" 1 180 -1 0 4578,75

Lower U Zone : 9874,75 28,24 40,25 8442,63 -7662 3499,33 2962,92 9978268,38 352083,48 0°-11'47.61" -76°19'44.85" 1 180 -1 0 4585,22

9880,4 28,18 40,25 8447,61 -7666,98 3501,37 2964,65 9978269 352084,01 0°-11'47.59" -76°19'44.83" 1 180 -1 0 4587,89

9900 27,98 40,26 8464,9 -7684,27 3508,41 2970,61 9978271,15 352085,82 0°-11'47.52" -76°19'44.77" 1 180 -1 0 4597,12

10000 26,98 40,25 8553,62 -7772,99 3543,63 3000,43 9978281,89 352094,91 0°-11'47.17" -76°19'44.48" 1 180 -1 0 4643,26

B-LS Zone : 10036,99 26,61 40,26 8586,63 -7806 3556,35 3011,21 9978285,76 352098,2 0°-11'47.04" -76°19'44.37" 1 180 -1 0 4659,94

B-Ls : 10043,7 26,55 40,25 8592,63 -7812 3558,65 3013,15 9978286,46 352098,79 0°-11'47.02" -76°19'44.35" 1 180 -1 0 4662,94

10100 25,98 40,25 8643,12 -7862,49 3577,66 3029,25 9978292,26 352103,7 0°-11'46.83" -76°19'44.19" 1 180 -1 0 4687,86

Upper T SS : 10105,01 25,93 40,25 8647,63 -7867 3579,34 3030,67 9978292,77 352104,13 0°-11'46.81" -76°19'44.18" 1 180 -1 0 4690,05

Lower T SS : 10160,48 25,38 40,25 8697,63 -7917 3597,67 3046,19 9978298,36 352108,86 0°-11'46.63" -76°19'44.02" 1 180 -1 0 4714,07

Lower T SS MKR : 10180,39 25,18 40,25 8715,63 -7935 3604,15 3051,68 9978300,33 352110,53 0°-11'46.57" -76°19'43.97" 1 180 -1 0 4722,57

10200 24,98 40,25 8733,39 -7952,76 3610,5 3057,05 9978302,27 352112,17 0°-11'46.50" -76°19'43.92" 1 180 -1 0 4730,88

10300 23,98 40,26 8824,4 -8043,77 3642,13 3083,83 9978311,91 352120,33 0°-11'46.19" -76°19'43.65" 1 180 -1 0 4772,33

TD @ 10307' MD / 8831' TVD 10306,8 23,92 40,25 8830,61 -8049,98 3644,23 3085,62 9978312,55 352120,88 0°-11'46.17" -76°19'43.64" 1 180 -1 0 4775,09

TABLA 5.54: PLAN DIRECCIONAL DEL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)


112


PARÁMETROS

PARA LA SECCIÓN DE 16” Y PARA LA SECCIÓN DE 12 1/4!” Y 8 ½”

GRÁFICO 5.19: PROGRAMA GENERAL DE BROCAS (SLIM HOLE)


16

•

•

•

15 60 500 Blades & Noz 25 80 450 EDL features

PLAN DE BROCAS– FANNY 18B-167 MD

0

500

1000

1500

2000

Formation

Lithology Size (inch)

Bit

Type

QH1RC

IADC

Code

Depth Out

(Ft-MD)

Footage

(Ft-MD)

HRS ROP AVG

(ft / hr)

WOB

(Klb)

5 - 15

RPM Flow (gpm)

40-90 200-500

Design

12 ¼” QH1RC

• Estructura

Corte: 67

Dientes

• Cojinetes

Sellados /

Protección en

Calibre

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

Terciario

Indif.

Orteguaza

5293’

12 1/4

FX56s S123

15 80

40 90

900

1000

12 ¼” FX56s

• Cutting Structure: 52 (19, 16

and 13mm)

• Blades: 5

• Jets: 7

• Protecction: Anti – balling

Coating, Impact Arrestors

12 1/4” MME56D

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500 10000 10500

CSG 9 5/8” @

8503’ MD TD” @ 10306’ MD

LINER 7”

Tiyuyacu

6416’

Cong. Inf.

7884’

Tena

8490’

M1 Coal

8982’

M2 Ls

9663’

8 1/2

MME56D M323 20 35

MME65 M322

40 700

90 900

• Cutters 80 (19, 16 y 13mm)

• Blades 5

• Doble estructura corte

• Protección TSP y PDC en Gauge.

8 ½” MME65

Cutters: 46 (16 y 13

mm)

zles: 6

• Proteccion TSP

113


Para perforar la sección de 16” dentro de la formacion terciario indiferenciado compuesto de

cantos rodados, areniscas, limolita y arcillolita se recomienda el uso de un broca tricónica de

dientes XT1GSC.

CORRIDA DE LA BROCA TRICONICA XT1GSC 5.7.2.1.1

Se perforará con esta broca hasta una profundidad de 110 ft, se debe trabajar con galonaje

moderado para evitar fracturar formaciones superficiales, colocar pesos sobre la broca

moderados y altas RPM para mantener la verticalidad del hoyo.


Extensión optima de dientes- mejora limpieza y remoción de cortes

Recubrimiento de Hard facing (Carburo de tungsteno) en la estructura de corte,

minimiza adherencia de arcilla.

Dientes planos en el área del calibre, lo cual brinda mayor resistencia al desgaste

Jet central, mejora la hidráulica y remoción de recortes.



114

5.7.2.2 SECCIÓN DE 12 1/4” (PRIMER INTERVALO)

Para perforar la sección de 12 1/4” dentro de la formación Terciario indiferenciado,

Formación Orteguaza, Formación Tiyuyacu y Conglomerado Inferior se recomienda el uso

de tres brocas una tricónica y dos PDC

CORRIDA CON LA BROCA TRICÓNICA QH1RC 5.7.2.2.1

Se perforará con esta broca hasta una profundidad de 350ft, una vez que se atraviese en su

totalidad el conglomerado superficial se procederá al cambio de broca.


o Mejor eficiencia de la perforación gracias a su estructura de corte y dientes

condensados de acero relevado, dientes agresivos.

o Un cuarto chorro se coloca en el centro de la broca y se utiliza para prevenir

la acumulación de residuos (ripios de perforación) en la broca que puede

producir atascamiento de los conos.

o Cuenta con rodamientos sellados antifricción permitiendo perforar a altas

RPM, sin generar calor que acelera el desgaste de las superficies de

contacto internas.

o Excelente aplicación para la zona de Cantos Rodados (Boulders Zone)

debido al efecto de paleo de sus dientes.

115

A continuación se presenta una imagen de la broca tricónica anteriormente dicha, y sus

operaciones recomendadas

GRÁFICO 5.21: BROCA TRICÓNICA DE 12 1/4”


RECOMENDACIÓN OPERACIONAL:

WOB: 5-15 Klb

RPM: 40-90

GPM: 200-500

BROCAS PDC

5.7.2.3 SECCIÓN DE 12 ¼” (SEGUNDO INTERVALO)

Para perforar la sección de 12 ¼” dentro de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena; se

usará 2 brocas PDC de cuerpo de matriz siendo estas:

1. BROCA FX56S

2. BROCA MME56D

116


Broca diseñada para mejorar la perforabilidad en las arcillas de Tiyuyacu por sus cortadores

de alta resistencia al impacto incrementando la durabilidad de la estructura de corte.

CARACTERÍSTICAS DE LA BROCA PDC DE 5.7.2.3.2

CUERPO DE MATRIZ

BROCA FX56S:

Diseñada para perforar el terciario indiferenciado hasta una profundidad de 5000 ft. Su

característica principal es su cuerpo de acero con cortadores de 19 mm, brindando mayor

remoción de material y su área de desalojo permite un mejor avance y limpieza en la

perforación.

RECOMENDACIÓN OPERACIONAL:

WOB: 15-40 Klb

RPM: 80-90

GPM: 900-1000



117

BROCA MME56D:

Diseñada para perforar las formaciones:

Orteguaza a 5293 ft

Tiyuyacu a 6416 ft

Conglomerado inferior a 7854 ft

Formación Tena a 8490 ft

Su principal característica es su doble estructura de corte con cortadores Selectcuter

resistentes al impacto, abrasión e integridad termo mecánicas, que permiten mayor ROP en

zonas arcillosas y mantener la resistencia requerida en conglomerados.

Esta broca es diseñada para perforar hasta alcanzar el punto de asentamiento del revestidor

del casing de 9 5/8” a 8503 ft (MD).

RECOMENDACIÓN OPERACIONAL

WOB: 20-35 Klb

RPM: 40-90

GPM: 700-900



118

5.7.2.4 SECCIÓN DE 8 1/2”

En esta sección se usara una broca MME65 para perforar desde 8700 ft (MD) hasta 10306 ft

(MD) punto en el cual se asienta el liner de 7”; atravesando las siguientes formaciones:

Caliza M1 a 8982 ft (MD)

Caliza M2 a 9663 ft (MD).


El diseño de la broca permitirá desarrollar altas tasas de penetración en formaciones poco

consolidadas.



119

5.7.3 PROGRAMA DE LODOS

5.7.3.1 SECCIÓN DE 16” Y SECCIÓN DE 12 1/4”

SECCIÓN DE 16” (0 ft -110 ft) Y SECCIÓN DE 12 1/4” (110 ft – 8503 ft)

TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO 5.7.3.1.1

INTERVALO (ft) 0 - 110 110 – 8503

SECCIÓN SECCIÓN 16” SECCIÓN 12 ¼”

DIÁMETRO DEL POZO 16 Pulg 12 1/4 Pulg

PROFUNDIDAD ft 110 ft ft 110-5000 ft 5000 ft 5000-8503 ft

OD CASING: CSG 13 3/8” CSG 9 5/8” CSG 9 5/8”

SISTEMA DE FLUIDO SPUD MUD CALCIUM NITRATE GAP

VOLUMEN-SUPERFICIE 300 550 550 PROFUNDIDAD 110 ft 5000 ft 8503 ft VOL. LAST CASING 17 bl 19,50 plg 16 bl 19,20 plg 16 bl 12,415 plg

HOLE VOLUME 72 bl 729 bl 1240 bl DILUTION 22 bl ,20 bl/ft 1500 bl ,30 bl/ft 1051 bl ,30 bl/ft

RE-USED VOLUME LAST SECTION 0 0 800 VOLUMEN TOTAL 411 bl 2795 bl 2057 bl 4852 bl

TABLA 5.55: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO PARA LA SECCIÓN DE 16” Y 12 ¼” (SLIM HOLE)


PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES 5.7.3.1.2

ESTIMADAS

a) SECCIÓN DE 16”

(0 ft -110 ft)

Mediante la siguiente tabla que se muestra a continuación se indica la cantidad y la

concentración de bentonita a ser utilizada para el hueco de 16” que va desde superficie (0 ft)

hasta (110 ft).

SECCIÓN 16” CONCENTRACIÓN CANTIDAD

PROFUNDIDAD 0 - 110 0 - 110

BENTONITA 55 Lbs 11,00 12,00 85,00

TABLA 5.56: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 16” (SLIM HOLE)


120

b) SECCIÓN DE 12 1/4”

(110 ft – 8503 ft)

En la sección de 12 ¼”, se recomienda realizar el trabajo en dos intervalos, el primer

intervalo desde 110 ft hasta el tope de la formación Orteguaza en el cual se perfora con

nitrato de calcio, y un segundo intervalo desde el tope de la Formacion Orteguaza hasta la

Formación Tena en la cual se utilizara un sistema GAP para la perforación.

INTERVALO I: De 110 ft hasta 5000 ft

INTERVALO I: DE 110 ft a 5000 ft

Mediante la siguiente tabla se indica la cantidad y la concentración de Nitrato de Calcio a ser

utilizada para la sección de 12 ¼” que va desde (110 ft) hasta (5000 ft).

SECCIÓN DE 12 ¼” CONCENTRACIÓN CANTIDAD

110-5000 110-5000

CALCIUM NITRATE 50 Lbs 10,00 11,00 586,00

CCDC PPC 441 Lbs 0,00 0,00 0,00

BARITA 100 Lbs 30,00 40,00 978,00

CAUSTIC SODA 55 Lbs 0,00 0,00 0,00

CCDC XC HV 55 Lbs 0,20 0,30 12,00

CALCIUM CARBONATE 325 110 Lbs 0,00 0,00 0,00

CALCIUM CARBOINATE 200 110 Lbs 0,00 0,00 0,00


CCDC-PAC-HV 55 Lbs 0,00 0,00 0,00

CCDC-PAC LV 55 Lbs 0,50 0,50 25,00

CCDC-SMP-1 55 Lbs 0,75 1,00 44,00

CCDC-XCS III 441 Lbs 0,00 0,00 0,00

CCDC-NRH 55 Lbs 0,00 0,00 0,00

ALL COARSE 55 Lbs 0,20 0,40 15,00

CCDC-K PAM 55 Lbs 0,00 0,00 0,00

CCDC-XY 27 55 Lbs 0,00 0,00 0,00

CCDC - AP1 441 Lbs 0,00 0,00 0,00

TABLA 5.57: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼” INTERVALO I

(SLIM HOLE)


121

INTERVALO II: Desde 5000 ft hasta 8503 ft de profundidad

INTERVALO II: DE 5000 ft a 8503 ft

Mediante la siguiente tabla se indica la cantidad y la concentración de GAP a ser utilizado

para la sección de 12 ¼” que va desde (5000 ft) hasta (8503 ft).

SECCIÓN DE 12 1/4 CONCENTRACIÓN CANTIDAD

5000-8503 5000-8503

CALCIUM NITRATE 50 Lbs - - -

CCDC PPC 441 Lbs 2,00 2,00 9

BARITA 100 Lbs 20,00 30,00 514

CAUSTIC SODA 55 Lbs 0,20 0,30 9

CCDC XC HV 55 Lbs 0,50 0,75 23

CALCIUM

CARBONATE 325

110 Lbs 30,00 40,00 654

CALCIUM

CARBOINATE 200

110 Lbs 10,00 15,00 233

CALCIUM

CARBONATE 100

110 Lbs 3,00 5,00 74

CCDC-PAC-HV 55 Lbs 0,50 0,75 23

CCDC-PAC LV 55 Lbs 1,50 1,50 56

CCDC-SMP-1 55 Lbs 1,50 1,50 56

CCDC-XCS III 441 Lbs 2,00 2,00 9

CCDC-NRH 55 Lbs 2,00 2,00 74

ALL COARSE 55 Lbs 0,75 0,75 28

CCDC-K PAM 55 Lbs 1,75 2,00 70

CCDC-XY 27 55 Lbs 1,00 1,00 37

CCDC - AP1 441 Lbs 1,00 1,00 4

TABLA 5.58: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 12 ¼” INTERVALO II

(SLIM HOLE)


PROPIEDADES DE FLUIDOS 5.7.3.1.3

PROPIEDADES PROGRAMA Mud Density, ppg 8.4 - 10.5 / 10,6 Wiper Trip 10,8 Casing

30 - 45 Chalcana 40 - 60 Orteguaza / Tiyuyacu Funnel Viscosity, sec/qt

Plastic Viscosity, cP 6 – 9

6 –15 Chalcana 15 - 21 Orteguaza / Tiyuyacu Yield Point, lb/100 ft2

Gels, lb/100 ft2 4 / 5 -12 / 14 API Filtrate, cc/30 min NC

MBT, ppb NC

Calcium 1000 - 1800 ppm TABLA 5.59: PROPIEDADES DE FLUIDOS (SLIM HOLE)


122

5.7.3.2 SECCIÓN DE 8 1/2”

(8503 ft -10307 ft)

Para perforar esta sección se usa un Sistema GAP, este sistema está diseñado para zonas de

arcillas y lutitas debido a su bajo contenido en sólidos y productos amistosos con la

formación; esto garantizara una mínima invasión y buena limpieza en la cara del pozo, y

reduce la posibilidad de crear washout a la formacion debido a su reología.

TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO 5.7.3.2.1

PROFUNDIDAD (ft) 8503 – 10307

SECCIÓN 8 1/2”

HOLE DIAMETER 8 1/2 Pulg

INTERVALO 8503 ft 10757 ft

FLUID SYSTEM GAP Dril N

SURFACE VOLUME 550

LONG. LAST CASING 8503 Ft 0

LONG. LINER LAST SECTION 0 Ft

HOLE LONG. 2254 ft

VOL. LAST CASING 622 bl 8,681 plg

VOL. LINER LAST SECTION

HOLE VOLUME 1398 bl

DILUTION 113 bl ,05 bl/ft

RE-USED VOLUME LAST SECTION 800

TOTAL VOLUME 1883 bl

TABLA 5.60: TIPO DE FLUIDO Y VOLUMEN ESTIMADO, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE)


PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES 5.7.3.2.2

ESTIMADAS

SECCIÓN 8 ½” CONCENTRACIÓN CANTIDAD

INTERVALO 8503 – 10307 8503 - 10307

CAUSTIC SODA 55 Lbs 0,20 0,30 8,00

CCDC XC HV 55 Lbs 1,50 1,50 51,00


CALCIUM CARBOINATE 200 110 Lbs 20,00 22,00 359,00


CCDC-PAC-HV 55 Lbs 1,25 1,50 47,00

123

CCDC-PAC LV 55 Lbs 1,50 1,50 51,00

CCDC-SMP-1 55 Lbs 1,00 1,50 42,00

CCDC-XCS III 441 Lbs 3,00 3,00 12,00

CCDC-NRH 55 Lbs 1,00 1,00 34,00

ALL COARSE 55 Lbs 0,00 0,00 0,00

CCDC-K PAM 55 Lbs 1,00 1,00 34,00

CCDC-XY 27 55 Lbs 0,50 0,50 17,00

CCDC - AP1 441 Lbs 1,00 1,00 4,00

TABLA 5.61: PRODUCTOS Y CONCENTRACIONES ESTIMADAS, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE)


PROPIEDADES DE FLUIDOS 5.7.3.2.3

PROPIEDADES PROGRAMA

Density, ppg 10,0 - 10,1 Napo

10,3 Wiper Trip and Liner

Funnel Viscosity, sec/qt 40 – 65

Plastic Viscosity, cp 15 – 18

Yield Point, lbf/100^2 24 – 32

MBT, ppb Less than 15

Ph 8 -9,5

API Filtrate, cc/30 min < 6 cc

TABLA 5.62: PROPIEDADES DE FLUIDOS, SECCIÓN 8 ½” (SLIM HOLE)


124

5.7.3.3 GRÁFICO DE DENSIDAD

GRÁFICO 5.25: CURVA DE DENSIDAD POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)


125

5.7.4 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

5.7.4.1 CASING SUPERFICIAL 9 5/8

La cementación del casing superficial de 9 5/8” tiene como objetivo proporcionar

aislamiento zonal y dar apoyo a los equipos de superficie a ser instalados con el fin de

perforar siguiente sección.


OPERACIONAL.

TABLA 5.63: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, CASING SUPERFICIAL 9 5/8” (SLIM HOLE)


CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA 5.7.4.1.2

Frac 14 psi at 110.0 ft

Pore 29 psi at 110.0 ft

Collapse 3338 psi at 8428.9 ft

Burst 8150 psi at 0.0 ft

Csg.Pump out 96 ton Check Valve Diff Press 1381 psi

TABLA 5.64: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, CASING SUPERFICIAL 9 5/8” (SLIM HOLE)


FLUIDO VOLUMEN DENSIDAD CAUDAL COMENTARIO DESCENSO DEL TAPON INFERIOR

MUD PUSH II 70 12,5 ppg 4-5 bpm Premezclado

Lead Slurry 441 13,5 ppg 4-5 bpm Mezclado sobre la marcha

Tail Slurry 61 15,6 ppg 4-5 bpm Mezclado sobre la marcha

DESCENSO DEL TAPON SUPERIOR

DESPLAZAMIENTO

Agua 20 8,4 ppg

5 bpm Ws pumps

Lodo 575 10,1 ppg 8,5 bpm Rig pumps

Lodo 22 10,1 ppg 4 bpm Rig pumps

Desplazamiento total 617

Contingency (1/2 shoe track)= 5.0 bbls/2= 2,25 bbls

126



GRÁFICO 5.26: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)-CASING

9-5/8”


5.7.4.2 LINER DE PRODUCCIÓN 7”

La cementación del liner de 7” tiene como objetivo proporcionar aislamiento zonal a T

inferior y areniscas M1.

127


OPERACIONAL.

TABLA 5.65: RECOMENDACIONES DE CEMENTACIÓN, LINER 7” (SLIM HOLE) Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd

CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA 5.7.4.2.2

Frac 1253 psi at 10306.0 ft

Pore 878 psi at 8503.0 ft

Collapse 4407 psi at 10226.0 ft

Burst 8150 psi at 10226.0 ft

Csg.Pump out 80 ton Check Valve Diff Press 871 psi

TABLA 5.66: CONTROLES DE SEGURIDAD ESTÁTICA, LINER 7” (SLIM HOLE)


128



GRÁFICO 5.27: POSICIONES DE FLUIDOS PARA EL POZO FANNY 18B 167 (SLIM HOLE)-LINER 7”


5.8 ANÁLISIS ECONÓMICO COMPARATIVO DE LA PERFORACIÓN

CONVENCIONAL CON LA PERFORACIÓN SLIM HOLE

A fin de conocer el ahorro significativo en costos, se elaborara cuadros comparativos y

gráficos de las dos técnicas de Perforación: Perforación Convencional y Perforación Slim

Hole, el método de comparación es mediante el uso de un AFE, el cual detalla el costo de

cada compañía que entra a realizar el trabajo en el pozo.

5.8.1 PERFORACIÓN CONVENCIONAL

A continuación se presenta el AFE para el pozo Fanny 18 B-167 aplicando la técnica de

perforación Convencional; dando como costo total un monto de 2.639.219 Dólares.

129

5.8.1.1 AFE DE LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL:

TABLA 5.67: AFE PERFORACIÓN CONVENCIONAL


5.8.2 PERFORACIÓN APLICANDO LA TECNICA SLIM HOLE

A continuación se presenta el AFE para el pozo Fanny 18B-167 aplicando la técnica de

perforación Slim Hole, dando como costo total un monto de 1.920.000 Dólares.

Discipline Description Object Subsid Remarks

Tangible Cost 885.893

Wellhead Equipment 8735 780 21.728 0,8%

20" Surface Casing & Accessories 8735 746 6.000 0,2%

13-3/8" Surface Casing & Accessories 8735 775 310.983 11,8%

10-3/4" Surface Casing & Accessories 8735 775 0,0%

9-5/8" Intermediate Casing & Accessories 8735 775 331.978 12,6%

7" liner & Accesories 8735 775 37.586 1,4%

7" Liner Hanger & Accessories (As Contingency) 8735 656 95.062 Baker BOT 3,6%

Screen Equipment & Services 8715 654 0,0%

Drilling Bits 8715 634 82.555 Smith Bits 3,1%

Intangible Cost

Daywork Charges ( Drilling ) 8715 346 655.430 25 operative days 24,8%

Camp / Crew / Catering 8715 355 37.493 25 days 1,4%

Mobilization / Demobilization 8715 338 43.775 Trucking divided by 4 wells 1,7%

Third Party Services

Directional Drilling Equipment & Services 8715 628 188.655 Directional services by Halliburton 7,1%

Wellbore Surveying Equipment & Services 8715 628 0,0%

Mud / Fluid Services & Chemicals 8715 354 190.100 Baroid 7,2%

Solids Control Materials, Equipment & Services 8715 666 130.013 Baroid 4,9%

Drilling Waste Disposal / Landfarming Services 8715 648 69.902 Baroid 2,6%

Rig Fuel 8715 352 7.057 25 days 0,3%

Cementing Service, Cement & Additives 8715 618 186.108 by Halliburton 7,1%

Casing Running Services 8715 616 36.483 Green Tools 1,4%

Frac/Acidize/ Stimulate 8715 370 0,0%

Wellhead Services ( Welding ) 8715 757 - 0,0%

Tubular Testing / Inspection / Repair 8715 842 4.007 0,2%

Wireline Logging / LWD 8715 658 56.350 TLC Logging 2,1%

Geological Data / Mud Logging 8715 660 15.600 21 days 0,6%

Coring Equipment and Services 8715 624 0,0%

Security Services & Subsistence 8715 590 6.574 0,2%

Fishing Equipment & Services 8715 344 0,0%

Rental

Downhole Rental Tools ( Jars ) + Reductors of friction 8735 760 10.749 25 days 0,4%

Surface Rental Equipment ( Frac Tanks & Campers ) 8715 358 11.040 25 days 0,4%

Site

Lease / Road Maint/ Prep 8715 330 4.272 0,2%

Personnel

Supervision 8715 376 41.712 25 days 1,6%

Transport

Trucking 8715 360 47.451 25 days 1,8%

Personnel Transport ( Crewbus & Utility Vehicle ) 8715 378 - 25 days 0,0%

Aviation ( Charter Flights & Helicopter ) 8715 602 0,0%

Other

Spill Control & Cleanup 8715 334 0,0%

Safety 8715 384 556 0,0%

Miscellaneous Services / Materials 8715 358 0,0%

Service Fees for ARCH 8715 326 10.000 0,4%

REALIZED BY DAMIÁN PÉREZ

COSTO TOTAL2.639.219 100%

JDE ACCOUNT Cost Estimate

130

5.8.2.1 AFE DE LA PERFORACIÓN SLIM HOLE:

TABLA 5.68: AFE PERFORACIÓN SLIM HOLE


A continuación se procede a realizar gráficos comparativos de los AFE de las dos técnicas de

perforación, para conocer la diferencia económica entre estas dos técnicas.

Discipline Description Object Subsid Remarks

Tangible Cost 591.000

Wellhead Equipment 8735 780 35.000 MULTIBOWL 1,8%

20" Surface Casing & Accessories 8735 746 - 0,0%

13-3/8" Surface Casing & Accessories 8735 775 9.000 0,5%

10-3/4" Surface Casing & Accessories 8735 775 0,0%

9-5/8" Intermediate Casing & Accessories 8735 775 332.000 17,3%

7" liner & Accesories 8735 775 45.000 2,3%

7" Liner Hanger & Accessories (As Contingency) 8735 656 110.000 TIW 5,7%

Screen Equipment & Services 8715 654 0,0%

Drilling Bits 8715 634 60.000 Halliburton 3,1%

Intangible Cost

Daywork Charges ( Drilling ) 8715 346 450.000 15 operative days 23,4%

Camp / Crew / Catering 8715 355 18.000 15 days 0,9%

Mobilization / Demobilization 8715 338 15.000 Skidding system 0,8%

Third Party Services

Directional Drilling Equipment & Services 8715 628 140.000 Directional services by Halliburton 7,3%

Wellbore Surveying Equipment & Services 8715 628 0,0%

Mud / Fluid Services & Chemicals 8715 354 190.000 Baroid 9,9%

Solids Control Materials, Equipment & Services 8715 666 72.000 Baroid 3,8%

Drilling Waste Disposal / Landfarming Services 8715 648 54.000 Baroid 2,8%

Rig Fuel 8715 352 9.000 15 days 0,5%

Cementing Service, Cement & Additives 8715 618 160.000 by Halliburton 8,3%

Casing Running Services 8715 616 60.000 Green Tools 3,1%

Frac/Acidize/ Stimulate 8715 370 0,0%

Wellhead Services ( Welding ) 8715 757 3.000 0,2%

Tubular Testing / Inspection / Repair 8715 842 5.000 0,3%

Wireline Logging / LWD 8715 658 60.000 TLC Logging 3,1%

Geological Data / Mud Logging 8715 660 15.000 8 days 0,8%

Coring Equipment and Services 8715 624 0,0%

Security Services & Subsistence 8715 590 6.000 0,3%

Fishing Equipment & Services 8715 344 0,0%

Rental

Downhole Rental Tools ( Jars ) + Reductors of friction 8735 760 13.000 15 days 0,7%

Surface Rental Equipment ( Frac Tanks & Campers ) 8715 358 4.000 15 days 0,2%

Site

Lease / Road Maint/ Prep 8715 330 8.000 0,4%

Personnel

Supervision 8715 376 15.000 15 days 0,8%

Transport

Trucking 8715 360 20.000 15 days 1,0%

Personnel Transport ( Crewbus & Utility Vehicle ) 8715 378 - 15 days 0,0%

Aviation ( Charter Flights & Helicopter ) 8715 602 0,0%

Other

Spill Control & Cleanup 8715 334 0,0%

Safety 8715 384 2.000 0,1%

Miscellaneous Services / Materials 8715 358 0,0%

Service Fees for ARCH 8715 326 10.000 0,5%

REALIZED BY DAMIÁN PÉREZ

COSTO TOTAL1.920.000 100%

JDE ACCOUNT Cost Estimate

131

5.8.3 ANÁLISIS COMPARATIVO:

TABLA 5.69: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TANGIBLES


PERFORACIÓN CONVENCIONAL PERFORACIÓN SLIM HOLE

COSTOS TANGIBLES

21.728 6.000

310.983 331.978

37.586

95.062 82.555

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

35.000 - 9.000

332.000

45.000

110.000

60.000

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

132

TABLA 5.70: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS INTANGIBLES Fuente: Andes Petroleum Ecuador Ltd


COSTOS INTANGIBLES

655.430

37.493 43.775

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

Daywork Charges (Drilling )

Camp / Crew / Catering Mobilization /Demobilization

450.000

18.000 15.000

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

Daywork Charges (Drilling )

Camp / Crew / Catering Mobilization /Demobilization

133

TABLA 5.71: ANÁLISIS COMPARATIVO, THIRD PARTY SERVICES



THIRD PARTY SERVICES

188.655 190.100

130.013

69.902

7.057

186.108

36.483

- 4.007

56.350

15.600 6.574

- 20.000 40.000 60.000 80.000

100.000 120.000 140.000 160.000 180.000 200.000

140.000

190.000

72.000 54.000

9.000

160.000

60.000

3.000 5.000

60.000

15.000 6.000

- 20.000 40.000 60.000 80.000

100.000 120.000 140.000 160.000 180.000 200.000

134

TABLA 5.72: ANÁLISIS COMPARATIVO, PERSONEL



PERSONNEL

41.712

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

1

15.000

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1

135

TABLA 5.73: ANÁLISIS COMPARATIVO, COSTOS TOTALES



COSTOS TOTALES

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

PERFORACIÓNCONVENCIONAL

PERFORACIÓN SLIM HOLE

2633219

1920000

$ 2.639.219

$ 1.920.000

136

CAPITULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

De acuerdo a datos de pozos vecinos, a través de una prognosis geológica, se

determina que no existe presencia de gas ni acuíferos en zonas superficiales, lo cual

permite realizar la perforación de la primera sección del hoyo reducido (Slim Hole)

sin necesidad de usar un BOP.

En la perforación de un pozo reducido (Slim Hole), se reemplaza el uso de un

conductor de 20” por uno de 13 3/8” dando como resultado un ahorro en dinero.

Para la perforación de un pozo convencional se usa un casing superficial de 13 3/8,

mientras que en la perforación utilizando la técnica Slim Hole se utiliza un casing

superficial de 9 5/8, resultando un ahorro en tiempo y económico (ver anexos 2 y 3).

Comparando las dos técnicas de perforación, y debido a la reducción del diámetro

del hoyo y por lo tanto de espacio anular entre el tamaño del hoyo y la sarta de

perforación, existe un ahorro en la cantidad de volumen de química a ser usado, por

lo que el costo por pies perforados de estos servicios son menores. De igual manera

que se reducen las lechadas de cemento a ser desplazadas.

En la perforación de hoyo reducido (Slim Hole) se tiene un ahorro en tiempo, broca

y por ende viaje a superficie con relación a un pozo convencional, debido a que usa

una broca de 12 ¼, la misma que llega hasta Tena.

Mediante los análisis comparativos se llega a la conclusión que en la técnica de

perforación slim hole existe un ahorro significativo en tiempo y En costos; en tiempo

se tiene un ahorro de 10 días aproximadamente, y en costos un ahorro de 719.219

dólares.

El diseño de un plan direccional de un pozo en dos sartas no es aplicable a pozos de

gran alcance, debido a que al perforar la primera sección en una longitud muy larga

no se tiene estabilidad en las paredes del hoyo

137

6.2 RECOMENDACIONES

Considerar el uso de un Diverter para controlar una arremetida de pozo si no se

dispone de una prognosis geológica de pozos aledaños ya perforados, y se desea

realizar la perforación de un pozo Slim Hole en dos sartas.

Mantener estaciones de circulación en zonas estables para optimizar la limpieza del

pozo y evitar atrapamiento de la tubería.

Planificar un cambio de lodo considerando el tipo de formacion a ser atravesadas en

la perforación de la sección superficial.

Planificar el uso de dos tipos de grado de casing en caso de que la primera sección

sea más profunda, debido a las capacidades del punto de estallido y punto de colapso

del revestidor.

Diseñar un cambio de fluido durante la perforación de la sección superficial, ya que

se puede atravesar formaciones profundas que requieran propiedades de fluidos

diferentes a las formaciones superficiales en la perforación de un pozo usando la

técnica Slim Hole, y de acuerdo a la caracterización del campo

138

CAPITULO VII

7. BIBLIOGRAFÍA Y WEBGRAFÍA

7.1 BIBLIOGRAFÍA

1. Andes Petroleum Ecuador Limited (Departamentos de Perforación, Departamento de

Geología, Departamento de Producción)

2. Baker Hughes (Departamento de Brocas).

3. CCDC Company (Departamento de Fluidos de Perforación).

4. Gustavo Enrique Atahualpa Moreta, Efecto de la glauconita en las propiedades

petrofísicas del reservorio arenisca “T” superior del bloque Tarapoa. Quito, 2013.

5. Halliburton Company (Departamento de perforación direccional, Departamento de

Cementación, Departamento de Brocas, Departamento de Fluidos de Perforación).

6. López Cesar & Sua Holman, Análisis comparativo entre una perforación

Convencional y una perforación Slim Hole, Santander 2011.

7. López A., Lorena M. ; Zuleta E., Sandy M. Estado del arte de tecnología de

construcción de pozos de diámetros reducidos (SLIM HOLES) visto desde la perspectiva costo / producción, 2011

8. Marcela Fernanda Garzón Torres – Claudia Fernanda Leal Contreras – Samuel

Santafe Páez, Tecnología Slim Hole, Facultad Ingeniería Fisicoquímicas,

Bucaramanga, 2010

9. Oscar Polivio Arias Pilaquinga, Análisis técnico de alternativas innovadoras para el

control de agua de formación del yacimiento “M-1” y “U inferior” del campo

Fanny Bloque Tarapoa, Andes Petroleum Limited. Quito, 2013.

10. Perforación de pozos tipo Slim Hole en la cuenca Cauca-Patía con recuperación de

núcleos y toma de registros, Informe final Universidad Industrial de Santander,

Diciembre 2011.

11. SAAVEDRA M. ROCIO, Plan de relaciones públicas comunitarias que permita

fortalecer la vinculación de Andes Petroleum Ecuador ltd. y la comunidad de

Tarapoa, provincia de Sucumbíos.

12. Schlumberger Ecuador Limited (Departamento de Cementación)

13. Weatherford Company (Departamento de Perforación Direccional).

7.2 WEBGRAFÍA

http://www.andespetro.com


http://www.andespetro.com/

139

CAPITULO VIII

8. ANEXOS

8.1 ANEXO 1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL TALADRO DE ANDES

PETROLEUM.

TALADRO DE PERFORACIÓN

ÍTEM ESPECIFICACIÓN

MALACATE

Potencia de entrada 2000 HP

Capacidad de elevación. 1,000,000 lbs

GATO HIDRÁULICO

Gato Hidráulico 2

Presión de trabajo 16Mpa(2320PSI)

MASTIL

Gancho de carga 1,000,000 lbs

Número de líneas 12

BLOQUE CORONA

Capacidad nominal 1,000,000 lbs

TOP DRIVE

Capacidad nominal 500 Ton

Potencia de salida 800 HP

GENERADORES

Cantidad 4sets

Capacidad 4×1900 KVA

Potencia de salida 4×1200kw（4×1632HP）

Velocidad de rotación 1500rpm

140

8.2 ANEXO 2: TIEMPO AHORRADO EN ASENTAMIENTO DE CASING

SUPERFICIAL.

8.3 ANEXO 3: COSTO TOTAL DE AHORRO, CUANDO SE REDUCE EL

CASING SUPERFICIAL 13 3/8 PARA LA PERFORACIÓN SLIM HOLE.

TIEMPO

(HORAS)

PROCEDIMIENTO PARA ASENTAR CASING SUPERFICIAL

PARTIENDO DESDE QUE SE ALCANZA EL PUNTO DE

ASENTAMIENTO

3 Circular para limpieza de pozo

6 Viaje de Calibración

3 Circular para limpieza de pozo

7 Sacando ensamblaje

18 Viaje de limpieza

14 Bajando Casing

8 Cementación del Casing Superficial

13 Armada de cabezal y BOP

72 TOTAL DE HORAS PARA REALIZAR EL PROCEDIMIENTO

Casing superficial de 13 3/8 310.000,00$

Daywork Charges ( Drilling ) 90.000,00$

Catering 4.500,00$

Equipos y servicios de perforacion direccional 23.000,00$

Bajada de casing de 13 3/8 20.000,00$

Inspección de casing 13 3/8" 3.000,00$

Geología 4.500,00$

Servicios de seguridad 800,00$

Renta de martillos 1.300,00$

Equipos de superficie- camper 1.325,00$

Supervision 5.000,00$

Trucking 5.700,00$

COSTO TOTAL DE AHORRO 469.125,00$

TRANSPORTE

COSTOS TANGIBLES

COSTOS INTANGIBLES

SERVICIO DE TERCERAS COMPAÑIAS

RENTA

PERSONAL

1

CURRICULUM VITAE

DATOS PERSONALES:

NOMBRES: JOSÉ DAMIÁN

APELLIDOS: PÉREZ SALGUERO

LUGAR DE NACIMIENTO: SALCEDO – COTOPAXI - ECUADOR

FECHA DE NACIMIENTO: 17/02/1991

NACIONALIDAD: ECUATORIANA

ESTADO CIVIL: SOLTERO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 1724971682

LIBRETA MILITAR No: 1724971682

DIRECCIÓN DOMICILIARIA: QUITO: Urb. LA PAMPA

TELÉFONO DOMICILIARIO: 026008023 – 023490200 - 0999710836. MOVISTAR

TELÉFONO CELULAR: 0979010769. MOVISTAR

EMAIL: [email protected], [email protected]

ESTUDIOS PRIMARIOS:

ESCUELA FISCAL GONZALES SUÁREZ, SALCEDO- ECUADOR

ESTUDIOS SECUNDARIOS:

COLEGIO EXPERIMENTAL E IPED “JUAN MONTALVO” QUITO – ECUADOR

ESPECIALIDAD: FÍSICO MATEMÁTICO

ESTUDIOS SUPERIORES:


ESPECIALIDAD: INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

2

CURSOS ACADÉMICOS:

HALLIBURTON: Jornadas técnicas Halliburton Bloque 43; (8 horas de capacitación)

PETROAMAZONAS EP: Jornadas técnicas SPE-UCE Bloque 43; (8 horas de capacitación)

SCHLUMBERGER: Jornadas técnicas Schlumberger Bloque 43; (8 horas de capacitación)

WEATHERFORD: Jornadas técnicas Weatherford Bloque 43; (8 horas de capacitación)

SPE: Curso de capacitación sobre Recuperación Mejorada de Petróleo organizado por la

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Universidad Central del

Ecuador SPE Student Chapter y Enhanced Oil Recovery Ecuador Community (40 horas de

capacitación continua).

HALLIBURTON: Armado de BHA Convencional y Direccional para la perforación de pozos

Direccionales de 2 y 3 Sartas, y para la perforación de pozos Horizontales con GEOPILOT.

SCHLUMBERGER: Cementación para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas, y pozos

Horizontales.

CCDC: Fluidos de perforación para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos Horizontales.

CNLC: Control de sólidos para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos Horizontales.

TIW: Hanger Liner para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos Horizontales.

WEATHERFORD: Corrida de casing para pozos Direccionales de 2 y 3 sartas y pozos

Horizontales.

CURSOS ACADÉMICOS:

Tratamiento para la Deshidratación de Crudo y Control de la Corrosión en la Industria Petrolera.

Escuela Politécnica Nacional 2012, Quito-Ecuador (24 Horas).

V Oil and Gas International Expo and Congress Ecuador

JW. Marriot 2012, Quito-Ecuador (24 Horas).

SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, November 2015.

3

OTROS CONOCIMIENTOS:

INFORMATICA: office Windows/ Excel Windows/ multimedia e internet (Suficiencia

del centro de Informática de la Universidad Central del Ecuador).

PROGRAMACIÓN: Fortran / Visual Basic

HERRAMIENTAS GRÁFICAS: AutoCAD / ZWCAD

SOFTWARE DE PRODUCCIÒN: OFM /Black Oil / Flowpat 2.6 / DPDL / DPDL

system / Nodal Analysis Program / Hoja Electrónica propia para Diseño de Bombeo

Electro Sumergible y Bombeo Hidráulico.

SOFTWARE DE DISEÑO Y EVALUACIÓN DE EQUIPO BES: Pipe Sim / Sub Pump

SOFTWARE DE ANALISIS DE IPR ACTUALES Y FUTUROS DE PRODUCCIÓN:

PPS / Voguel IMP / Hoja electrónica propia.

SOFTWARE EVALUACION DE POZOS: PETREL / INTERACTIVE

PETROPHYSICS

SOFTWARE PARA PERFORACIÓN DE POZOS: Compass / Techlog.

HABILIDADES:

ANALIZAR, SINTETIZAR Y DAR SOLUCIÓN A LOS PROBLEMAS PROPIOS

APLICAR CON SOLTURA LOS CONOCIMIENTOS PARA DAR SOLUCIÓN A

PROBLEMAS CONCRETOS

TRABAJAR EN EQUIPO Y PARTICIPAR EN LOS GRUPOS

INTERDISCIPLINARIOS CONFORMADOS ENTRE OTROS PROFESIONISTAS,

POR INGENIEROS GEÓLOGOS, GEOFÍSICOS, MECÁNICOS, CIVILES

QUÍMICOS, ETC

ESTABLECER LA COMUNICACIÓN Y EL INTERCAMBIO DE IDEAS.

PLANEAR ACTIVIDADES Y ORGANIZAR EL TRABAJO.

TOMAR DECISIONES CON RAPIDEZ Y ASERTIVIDAD.

4

DESTREZAS:

ADAPTARME AL TRABAJO Y RESIDIR EN DISTINTOS MEDIOS Y

CONDICIONES.

ACEPTAR EL HORARIO EN QUE LA EMPRESA LO REQUIERA DENTRO O

FUERA DE LA CIUDAD

DESARROLLAR Y APLICAR MODELOS, ADEMÁS DE ANALIZAR E

INTERPRETAR RESULTADOS.

OBJETIVOS:

Asimilar y desarrollar nuevas tecnologías que requieren las disciplinas de la Ingeniería

Petrolera para: Diseñar, Conducir y Evaluar experimentos que permitan optimizarlos.

Impartir, y Adquirir los conocimientos que me permiten llevar a cabo, con excelencia

técnica, la Programación, la Ejecución y la Dirección de los Procesos Hidrocarburiferos,

a fin de redituar Beneficios Económicos al país y prever los posibles Daños ecológicos

al medio ambiente.

REFERENCIAS PERSONALES:

Msc. MOISES CEVALLOS – GERENTE DE PERFORACIÓN

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.

TELÉFONO: 0987223228

Msc. VICENTE CARRERA GARCÍA – DRILLING MANAGER



CARLOS SILVA – COMPANY MAN PERFORACIÓN Y

REACONDICIONAMIENTO



5

Ing. JOSÉ VALERO – COMPANY MAN PERFORACIÓN Y

REACONDICIONAMIENTO



Ing. JAIME JIMMY MORENO PIÑA – COORDINADOR DE TALADROS –

PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO



THAMRIN SAMOSIR – SENIOR DIRECTIONAL DRILLING SUPERVISOR

HALLIBURTON SPERRY ECUADOR.

TELÉFONO: +628129355503 (INDONESIA) / +59399912409 (ECUADOR)

EMAIL: [email protected] / [email protected]

MANUEL GONZAGA CUEVA – RIG MANAGER

CCDC COMPANY


Msc. FÉLIX GARCÍA – SENIOR FLUIDOS DE PERFORACIÓN

CCDC DRILLING FLUIDS


Ing. DANIELA ORELLANA OSPINA – M/LWD FIELD ENGINEER


TELÉFONO: +593995112893

EMAIL: [email protected]

Ing. HUGO LEONARDO MIRANDA – DIRECTIONAL FIELD ENGINEER


TELÉFONO: 09982433807

EMAIL: [email protected]

Ing. ANDREA VERA – CEMENTING FIELD ENGINEER

SCHLUMBERGER CEMENTING SERVICE


mailto:[email protected]




6

ING. DAYCI DEL CARMEN PÉREZ SALGUERO – SUPERVISOR REGIONAL

DE VENTAS IIASA CATERPILLAR QUITO – ECUADOR

TELÉFONOS: 0984488772

IIASA CATERPILLAR: 0995137387

ING. EVELYN NATALY PÉREZ SALGUERO – COORDINADORA DE LA

PRESIDENCIA ADMINISTRATIVA DEL CEACES QUITO —ECUADOR


DAMIÁN PÉREZ S.

Damián Pérez Salguero

Cl.172497168-2

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