UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

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1 UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE POZOS TIPO SLIM HOLE EN EL ACTIVO SHUSHUFINDI Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de Ingeniero de Petróleos Grado Académico de Tercer Nivel DIANA IRENE TRUJILLO POZO TUTOR ING. NELSON SUQUILANDA Quito, Octubre, 2015 PDF processed with CutePDF evaluation edition

2 ii DEDICATORIA A mis padres, por su esfuerzo diario, gran parte de lo que soy se lo debo a ustedes, este triunfo es nuestro papitos.

3 iii AGRADECIMIENTO A la Universidad Central Del Ecuador por su enseñanza A la empresa Schlumberger del Ecuador por la oportunidad para iniciar en la industria del petróleo, al equipo de perforación, en especial a Pablo Chica por su gran compromiso, ayuda, respaldo y consejos para realizar este proyecto A mis amigos y la gente que me quiere Gracias!

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7 vii TABLA DE CONTENIDO GENERAL DEDICATORIA...ii AGRADECIMIENTO.....iii AUTORIZACIÓN INTELECTUAL......iv INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR v APROBACIÓN DEL TRABAJO/TRIBUNAL......vi TABLA DE CONTENIDO GENERAL....vii ÍNDICE DE FIGURAS.....xi ÍNDICE DE GRÁFICAS xiii ÍNDICE DE TABLAS xv ÍNDICE DE ECUACIONES xvii ABREVIATURAS Y SIGLAS xviii RESUMEN xix ABSTRACT xxi INTRODUCCIÓN xxii 1. Planteamiento del problema Enunciado del problema Enunciado del tema Descripción del problema Objetivos Objetivo general Objetivos específicos Justificación... 3

8 viii 1.6. Factibilidad y accesibilidad Factibilidad Accesibilidad Marco teórico Marco institucional Marco referencial Generalidades del Campo Shushufindi - Aguarico Marco conceptual Perforación Slim Hole Ventajas de la perforación de pozos Slim Hole Aplicaciones de pozos tipo Slim Hole Limitaciones de la perforación de pozos tipo Slim Hole Hipótesis Diseño metodológico Tipo de estudio Universo y muestra Recolección de datos Instrumentos de recolección de datos Fuentes primarias Aspectos administrativos Análisis e interpretación de datos... 33

9 ix 4.1. Análisis de producción Análisis nodal de levantamiento artificial Identificación de pozos candidatos Análisis de la perforación Diseño de revestidores Plan direccional Programa de brocas Cabezal del pozo Fluidos de perforación Control de sólidos Cementación Liner Hanger Programa de registros eléctricos Diseño del taladro Torque y Arrastre Ecuaciones de diseño del taladro Estimación del tiempo de perforación Tiempo limpio a) Tasa de penetración en pozos Slim Hole b) Velocidad de corrida de la tubería de revestimiento en pozos Slim Hole 79

10 x Cálculo del tiempo no productivo Cálculo de la curva de aprendizaje Riesgos al perforar pozos tipo Slim Hole Análisis económico del estudio Conclusiones y recomendaciones Conclusiones Recomendaciones Referencias Bibliográficas Bibliografía Anexos Anexo A: Glosario de términos Anexo B: Cronograma de actividades Anexo C: Presupuesto Anexo D: Sartas de perforación Slim Hole Slim Hole tipo S Slim Hole tipo J Anexo E: Simulaciones de torque y arrastre del Slim Hole e hidráulica Anexo F: Diseño del taladro para pozos Slim Hole Anexo G: Detalle del tiempo limpio de cada actividad

11 xi ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.- Estado mecánico actual Figura 2.- Estado mecánico propuesto Figura 3.- Ubicación geográfica del campo Shushufindi - Aguarico. 12 Figura 4.- Formaciones productoras del campo Shushufindi - Aguarico Figura 5.- Estado mecánico convencional vs Slim Hole 15 Figura 6.- Reducción de costos de los pozos Slim Hole Figura 7.- Esquemática pozo re entry campo vecino Figura 8.- Curva de rendimiento bomba Reda DN Figura 11.- Diseño de tubería de revestimiento Slim Hole (TDAS, Schlumberger).. 45 Figura 12.- Vista vertical trayectoria Slim Hole tipo S. 49 Figura 13 Vista vertical trayectoria Slim Hole tipo J. 50 Figura 14.- Sartas de perforación para el Slim Hole tipo S Figura 15.- Sartas de perforación para el Slim Hole tipo J Figura 16.- Broca tricónica sección 16" Figura 17.- Broca PDC sección 12 1/4" Figura 18.- Broca PDC sección 8 1/2" Figura 19.- Broca PDC sección 6 1/8 56

12 xii Figura 20.- Cabezal Figura 21.- Diagrama de centralizadores para la sección de 13 3/8" Figura 22.- Diagrama de centralizadores para la sección de 9 5/8" Figura 23.- Diagrama de centralizadores para la sección de Figura 24.- Diagrama de centralizadores para la sección del liner de 5 1/2"(Well Services, Schlumberger) Figura 24.- Procedimiento para estimación del tiempo total de perforación (E. I. Schlumberger s.f.) Figura 26.- Relación entre la ROP y diámetro de la broca

13 xiii ÍNDICE DE GRÁFICAS Gráfica 1.- Histograma de producción de fluido diaria pozos de CSSF... 6 Gráfica 2.- Producción acumulada campo Shushufindi - Aguarico (Shushufindi 2012) Gráfica 3.- Histograma de producción diaria máxima de los pozos de CSSF Gráfica 4.- Histograma diferencia de la producción esperada y la producción real.. 39 Gráfica 5.- Rango de Producción para determinar posibles pozos candidatos Gráfica 6.- Posibles pozos candidatos a Slim Hole Gráfica 7.- Histograma del tipo bomba Gráfica 8.- Curva de densidades del lodo Gráfica 9.- Curva de tiempo vs profundidad del tiempo limpio pozos Slim Hole Gráfica 10.- Diferencia de tiempos limpios pozos convencionales vs Slim Holes tipo S Gráfica 11.- Diferencia de tiempos limpios pozos convencionales vs Slim Holes tipo J Gráfica 12.- Porcentaje de reducción de tiempo pozos convencionales vs Slim Holes Gráfica 13.- Histograma NPT del Taladro Hilong Gráfica 14.- Histograma NPT del taladro H&P Gráfica 15.- Curva de aprendizaje pozos tipo S CSSF Gráfica 16.- Curva de aprendizaje pozos tipo J CSSF Gráfica 17.- Curva de aprendizaje Slim Hole tipo S... 92

14 xiv Gráfica 18.- Curva de aprendizaje Slim Hole tipo J Gráfica 19.- Comparación de costos de los pozos convencionales y Slim Hole tipo S Gráfica 20.- Comparación de costos de los pozos convencionales y Slim Hole tipo J Gráfica 21.- Comparación de costos de control de sólidos Gráfica 22.- Comparación de costos por volumen de cemento Gráfica 23.- Diferencia de costos en fluidos de perforación Gráfica 24.- Reducción de costos en la corrida de casing Gráfica 25.- Reducción de costos por tipo taladro pozos Slim Hole tipo J Gráfica 26.- Reducción de costos por tipo taladro pozos Slim Hole tipo S Gráfica 27.- Diferencia en los costos de colgadores Gráfica 28.- Diferencia de costo por actividad pozo Slim Hole tipo S Gráfica 29.- Diferencia de costo por actividad pozo Slim Hole tipo J Gráfica 30.- Diferencia total de costos pozo convencional vs Slim Hole tipo S Gráfica 31.- Diferencia total de costos pozo convencional vs Slim Hole tipo J

15 xv ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.- Diferencia diámetros pozos convencionales y pozos Slim Hole... 2 Tabla 2.- Descripción de la columna litológica de la Cuenca Oriente Tabla 3.- Comparación de costos para pozos de 5000 ft en Canadá (Deguillaume 1990) Tabla 4.- Reducción de costos en la perforación de pozos tipo Slim Hole (Santos Limitada, ENG s.f.)b pág Tabla 5.- Ventajas de la perforación de pozos Slim Hole (Santos Limitada, ENG s.f.)b pág Tabla 6.- Razones de pozos tipo Slim Hole fallidos (Santos Limitada, ENG s.f.)d, pág Tabla 7.- Resultados estadísticos datos producción esperada Tabla 8.- Punto de asentamiento de la tubería de revestimiento Tabla 9.- Factores mínimos de diseño de tuberías Tabla 10.- Factores de diseño de tubería para el Slim Hole Tabla 11.- Especificaciones de la tubería de revestimiento Tabla 12.- Trayectoria pozo tipo Slim Hole tipo S Tabla 13.- Trayectoria pozo tipo Slim Hole tipo J Tabla 14.- Propiedades del lodo sección 16" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)a Tabla 15.- Propiedades del lodo sección 12 1/4" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)b Tabla 16.- Propiedades del lodo sección 8 1/2" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)c

16 xvi Tabla 17.- Propiedades del lodo sección 6 1/8" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)d Tabla 18.- Resumen diferencia de volúmenes control de sólidos (MI-SWACO Control de Sólidos de Schlumberger s.f.) Tabla 19.- Secuencia de fluidos sección 16" (Well Services, Schlumberger) Tabla 20.- Secuencia de fluidos sección 12 1/4" (Well Services, Schlumberger) Tabla 21.- Secuencia de fluidos sección 8 1/2" (Well Services, Schlumberger) Tabla 22.- Secuencia de fluidos sección 6 1/8" (Well Services, Schlumberger) Tabla 23.- Carga máxima Tabla 24.- Requerimientos del taladro de perforación pozos tipo Slim Hole Tabla 25.- Drive a utilizarse en los pozos tipo S y J del Slim Hole Tabla 26.- Comparación ROP broca 16" vs Broca 12 1/4" en Orteguaza Tabla 27.- Comparación ROP broca 12 1/4" vs broca 8 1/2" Tabla 28.- Promedio de velocidad de corrida de casing pozos convencionales Tabla 29.- Velocidad de corrida de casing Slim Hole Tabla 30.- Porcentaje de NPT del taladro Hilong Tabla 31.- Porcentaje de NPT del taladro H&P Tabla 32.- NPT relacionado con el riesgo Tabla 33.- Riesgos potenciales para la sección de Tabla 34.- Riesgos potenciales para la sección de 12 1/ Tabla 35.- Riesgos potenciales de la sección de 8 1/ Tabla 36.- Riesgos potenciales de la sección de 6 1/

17 xvii Tabla 37.- Sarta de perforación sección 12 ¼ Tabla 38.- Sarta de perforación sección 8 ½ Tabla 39.- Sarta de perforación sección 6 1/ Tabla 40.- Sarta de perforación sección 12 ¼ Tabla 41.- Sarta de perforación sección 8 ½ Tabla 42.- Sarta de perforación sección 6 1/ Tabla 43.- Datos para el diseño del Taladro Tabla 44.- Detalle actividades Tiempo Limpio Pozo tipo S Tabla 45.- Detalle actividades Tiempo Limpio Pozo tipo J ÍNDICE DE ECUACIONES Ecuación 1.- Potencia requerida por el malacate Ecuación 2.- Carga estática del gancho Ecuación 3.- Carga de la línea rápida Ecuación 4.- Potencia requerida de las bombas del taladro Ecuación 5.- Tiempo total de perforación de un pozo Ecuación 6.- Tiempo de perforación del n pozo... 88

18 xviii ABREVIATURAS Y SIGLAS API.- American Petroleum Institute BHA.- Ensamblaje de equipo de fondo BOP.- Preventor de Reventones Bbls..- Barriles BFPD.- Barriles de fluido por día DLS.- Dog leg severity ECD.- Densidad de Circulación Equivalente GPM.- Galones por minuto JHD.- Pozos direccionales de alto desplazamiento LWD: Logging white drilling. MD.- Profundidad medida en la trayectoria del hueco NPT.- Tiempo no productivo PD.- Power drive PDC.- Diamante policristalino compacto ROP.- Rata de penetración RPM.- Velocidad de rotación RSS.- Sistema de rotación continua SH.- Slim Hole (hueco reducido) TDAS.- Tubular design and analysis system TR.- Tubería de revestimiento TVD.- Profundidad vertical verdadera WOB.- Peso sobre la broca

19 xix UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE POZOS TIPO SLIM HOLE EN EL ACTIVO SHUSHUFINDI Autor: Diana Irene Trujillo Pozo Tutor: Ing. Nelson Suquilanda Octubre 2015 RESUMEN Tesis: Estudio de factibilidad para la implementación de pozos tipo Slim Hole en el activo Shushufindi. Objetivo General: Evaluar la factibilidad de perforación de pozos tipo Slim Hole en el activo Shushufindi. Problema: Todo el campo tiene la misma configuración de esquema mecánico de pozos sin importar la producción esperada. Marco Referencial: El proyecto es aplicable para todo el campo Shushufindi - Aguarico. La metodología diseñada se concentrará en los pozos perforados en el campo Shushufindi Aguarico cuya producción esperada sea menor a 1039 bbls. de fluido diarios. Marco Conceptual: Para el presente trabajo se estudiará la factibilidad técnica y económica de perforar pozos tipo Slim Hole en el campo Shufhufindi. Hipótesis: Mediante la perforación y la completación de pozos tipo Slim Hole aplicado a pozos con baja producción esperada se optimizará las operaciones de perforación en el Activo Shushufindi, lo cual implicará reducción de 10% en tiempo

20 xx y 10% en costos 1. Diseño Metodológico: Se analizará la producción para determinar los pozos candidatos, en función de aquellos cuya producción esperada sea menor a 1039 bbls. de fluido; luego, se estudiará la factibilidad técnica de perforar y completar los Slim Hole; se planeará también la curva de tiempo que se espera tener en la perforación. Finalmente, se realizará un análisis económico para determinar la factibilidad de implementar este proyecto en el futuro, a fin de optimizar la perforación de pozos y el efecto financiero en el desarrollo del campo. PALABRAS CLAVES: <Estudio> <Factibilidad> <Perforación de pozos > <Slim Hole> <Activo Shushufindi> 1 Según Abrant C, en su publicación Horizontal Slim Hole Reentries, los pozos tipo Slim Hole reducen los costos del 25% al 40%, sin embargo, en este estudio se ha preferido ser conservadores esperando obtener un 10% debido a que inicialmente se toma más tiempo en la perforación de pozos puesto que son nuevos procedimientos que se irán optimizando a medida que se obtiene experiencia.

21 xxi ABSTRACT Thesis: Feasibility study for the implementation of Slim Hole wells in the Shushufindi oilfield. General Objective: To evaluate the feasibility to drill Slim Hole wells in the Shushufindi oilfield. Problem: The whole oilfield has the same well schematic regardless of the expected production. Reference Framework: The project is applicable to the entire Shushufindi-Aguarico oilfield. The designed methodology focuses on the wells drilled in the Shushufindi-Aguarico oilfield, which are expected to produce less than barrels of fluid daily. Theoretical Framework: the technical and economic feasibility to drill Slim Hole wells in Shushufindi oilfield will be studied. Hypothesis: The use of Slim Hole drilling and well completion technology in low production wells would optimize the drilling operations at the Shushufindi oilfield. This optimization would reduce drilling time in 10% and drilling costs in 10%. Methodological Design: Wells were chosen based on production: those producing less than barrels were selected. After that technical analysis were conducted in order to see the feasibility to implement Slim Holes. It would also consider the expected learning curve for drilling. Finally, an economic analysis will be conducted to determine the feasibility of implementing this project in the future, in order to optimize the drilling and the financial effect on the development of the field. KEYWORDS: <Optimization> <Mature Oilfield> <Drilling> <Slim Hole> <Shushufindi Oilfield>

22 xxii INTRODUCCIÓN Para desarrollar un campo la Industria Petrolera sigue varios procesos, desde la exploración, perforación, completación, producción, reacondicionamiento y abandono de pozos; siendo la construcción de pozos la inversión inicial más representativa llevada a cabo en un corto período de tiempo. El objetivo de las operaciones de perforación es que la inversión sea recuperada en el menor tiempo posible para que sea rentable; por esta razón la perforación de pozos se enfoca en optimizar sus procesos para desarrollarla de una manera eficiente, en menor tiempo, más económica y amigable con el ambiente. En el año 2012 Petroamazonas EP y Consorcio Shushufindi firmaron un contrato para la optimización de la producción, actividades de recuperación mejorada, exploración y asesoramiento en la optimización de costos operativos, en el campo Shushufindi- Aguarico. El modelo contractual establece que el Consorcio Shushufindi debe realizar todas las inversiones y recibirá una cuota fija por la producción incremental. Por este motivo se busca constantemente mejorar los procesos para incrementar la producción. Desde sus inicios el Consorcio Shushufindi ha perforado en el campo Shushufindi - Aguarico alrededor de 90 pozos que siguen un estado mecánico constante, sin importar la producción esperada de los mismos. En este estudio se analizará la factibilidad de perforar pozos de diámetros menores a los convencionales como una alternativa de esquema mecánico propuesto para pozos del campo cuya producción sea menor a 2000 bbls, este valor está dado en función al máximo caudal que podría manejarse al completar este tipo de pozos Slim Hole con la tecnología actual, evitando de esta manera afectar la producción total del campo y buscando utilizar eficientemente el presupuesto destinado a la etapa de perforación

23 1 CAPÍTULO I 1. Planteamiento del problema 1.1. Enunciado del problema Es factible técnica y económicamente la implementación de pozos tipo Slim Hole en el Activo Shushufindi? 1.2. Enunciado del tema ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE POZOS TIPO SLIM HOLE EN EL ACTIVO SHUSHUFINDI 1.3. Descripción del problema El proceso de perforación de pozos es una de las principales actividades con las que se mantiene e incluso se ha aumentado la producción diaria de petróleo del país, esta actividad representa en muy corto tiempo, comparado con su vida útil, una de las inversiones más grandes de la fase de explotación del crudo. Las empresas buscan realizar menores inversiones de perforación u obtener mejores beneficios a partir del mismo monto destinado para esta operación. Actualmente en el Campo Shushufindi - Aguarico se perforan pozos direccionales tipo S, J y J de alto desplazamiento JHD, los mismos que se perforan en un tiempo promedio de 19, 20.5 y 23 días respectivamente. Todos estos pozos se perforan en cuatro secciones que no varían sin importar su producción esperada. La técnica de perforación propuesta en el presente trabajo implica la reducción de diámetros de la tubería de revestimiento como se muestra en la tabla 1:

24 2 Tabla 1.- Diferencia diámetros pozos convencionales y pozos Slim Hole Sección Tuberías Sección2 Tuberías3 Objetivo Casing Sección de Sección Casing conductor de conductor de Aislar los boulders 26 de /8 20 Sección de 16 Casing de superficie de 13 3/8 Sección de 12 ¼ Casing de Producción de 9 5/8 Arcillas reactivas de Chalcana e instalar el BOP Sección de 12 ¼ Casing de Producción de 9 5/8 Sección de 8 ½ Liner de Producción de 7 Aislar zona de conglomerados y lutitas de Napo que requieren mayor densidad de lodo Sección de 8 ½ Liner de Producción de 7 Sección de 6 1/8 Liner de Producción de 5 1/2 Aisla formaciones productoras Los pozos Slim Hole se proponen aplicados a pozos cuya producción esperada es menor a 2000 bbls. de fluido diarios (este valor está dado por la máxima producción que puede manejar este tipo de diseños con la completación propuesta y cuyo cálculo se lo mostrará como parte de este proyecto). La perforación de pozos de diámetro reducido implica minimizar costos procedentes de actividades propias de la operación como el uso de menor cantidad de tubería de revestimiento, reducción en la cantidad de cemento a utilizarse, menor volumen de fluidos de perforación, reducción del tiempo de perforación, entre otros. Lo que además conlleva a ventajas relacionadas al medio ambiente como menor volumen de ripios a tratar. Debido a esto surge la pregunta: Es factible la implementación de pozos tipo Slim Hole en el activo Shushufindi?

25 Objetivos Objetivo general Evaluar la factibilidad de la implementación de pozos tipo Slim Hole en el activo Shushufindi Objetivos específicos - Optimizar el diseño de estado mecánico de los pozos cuya producción esperada está bajo los 2000 bbls. de fluido diarios. - Reducir al menos un 10% del tiempo de perforación de pozos en Consorcio Shushufindi. - Alcanzar una reducción de al menos el 10% de los costos asociados con las operaciones de perforación en Consorcio Shushufindi. - Obtener ventajas ambientales al reducir 30% de los ripios de perforación y 20% del agua a tratar. - Definir las características mínimas requeridas por un equipo de perforación para perforar pozos Slim Hole en el Consorcio Shushufindi. - Presentar los resultados obtenidos al final del estudio en la empresa auspiciante de la investigación Justificación El diseño de un pozo comienza desde el fondo del mismo, es decir se empieza analizando la producción esperada para establecer el tipo de completación y en base a esto determinar el diámetro de la tubería necesaria. La figura 1 se puede tomar como una guía para diseñar el estado mecánico del pozo según se requiera. En ella se muestra la configuración del estado mecánico convencional utilizado por Consorcio Shushufindi en sus pozos.

26 4 Figura 1.- Estado mecánico actual Fuente: Cleardirectional, 2015 Como se puede ver en la figura 1, al completar un pozo con una tubería de producción de 3 ½ hay más opciones de diámetros de tuberías de revestimiento además del liner de 7, lo que da lugar a utilizar un liner de menor diámetro, como se muestran en la

27 5 propuesta de estado mecánico de la figura 2 donde se parte de una tubería de revestimiento de 5 ½. Figura 2.- Estado mecánico propuesto Fuente: Cleardirectional, 2015 Actualmente en el campo Shushufindi - Aguarico se completan los pozos con bombas electrosumergibles, las mismas que se ubican en el liner de 7 y en varios casos en el casing productor de 9 5/8 lo que permite que la completación del Slim Hole propuesto se pueda asentar en el liner de 7 y terminar el pozo con un liner de 5 ½.

28 Número de Pozos 6 Para confirmar esta asunción se realizó un análisis de levantamiento artificial en el que luego de un análisis nodal se concluye que es factible dejar la bomba en el liner de 7, se propone la bomba REDA D1750N y se define que el rango de producción manejable por la misma está entre 1250 a 2050 bbls. de fluido por día. Tomando como referencia este valor, se grafica la producción máxima de los pozos perforados por Consorcio Shushufindi en el campo Shushufindi - Aguarico en el histograma de la gráfica 1 y se puede observar que el 74% de los pozos perforados por Consorcio Shushufindi hasta Marzo del 2015, tienen una producción menor a 2000 bbls. de fluido diarios, significa que puede optimizarse el diseño del revestimiento en los pozos donde la producción esperada es menor al límite establecido, logrando así aprovechar eficientemente los recursos destinados a la operación de perforación y alcanzar un ahorro en la inversión inicial del pozo. Gráfica 1.- Histograma de producción de fluido diaria pozos de CSSF PRODUCCIÓN DE FLUIDO DIARIA, MARZO ,00% 100,00% 80,00% 60,00% 40,00% 20,00% 0,00% BFPD NRO. POZOS PORCENTAJE ACUMULADO

29 Factibilidad y accesibilidad Factibilidad El presente trabajo es posible realizarlo ya que se cuenta con el talento humano, el estudiante, el tutor de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central y el asesor de la empresa Schlumberger; los recursos económicos del investigador, recursos bibliográficos, páginas de internet y tecnológicos suficientes para el desarrollo del mismo. Adicionalmente existe el tiempo necesario para llevar a cabo la investigación Accesibilidad La compañía Schlumberger dará libre acceso a toda la información que el investigador considere pertinente para el desarrollo del presente trabajo.

30 8 CAPÍTULO II 2. Marco teórico 2.1. Marco institucional Universidad Central del Ecuador La Universidad Central del Ecuador, es la universidad más antigua y la segunda más grande por número de estudiantes de la República del Ecuador. Misión Crear y difundir el conocimiento científico tecnológico, arte y cultura, formar profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y crear espacios para el análisis y solución de los problemas nacionales. Visión La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural, académica, científica y administrativa del sistema nacional de educación superior, para contribuir al desarrollo del país y de la humanidad, insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus perspectivas Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental Misión Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación para el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador. Visión: Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la investigación y los servicios.

31 9 Carrera de Petróleos Misión Formar integralmente a los y las Ingenieros/as de Petróleos con excelencia para el desarrollo de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos, con valores éticos y comprometidos/as con el desarrollo del Ecuador, capaces de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e internacionales. Visión Ser líder en el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en el Ecuador y América Marco referencial Generalidades del Campo Shushufindi - Aguarico El campo Shushufindi Aguarico fue descubierto con la perforación del pozo Shushufindi-01 en 1969, alcanzó una profundidad total de 9772 pies, produjo inicialmente 2496 barriles de petróleo diarios de un crudo de 26.6 API en el reservorio "U" y 2621 barriles al día, de 32.5 API de la arena T. La producción comercial inició en el año 1972, con barriles de petróleo diarios. La primera campaña de perforación se realizó en los primeros cinco años de producción, incrementando la producción a 120,000 barriles de petróleo diarios, con bajo corte de agua menor al 1.5%. El Campo Shushufindi Aguarico tiene cinco formaciones productoras: Napo T Inferior, Napo T Superior, Napo U Inferior, Napo U Superior y Basal Tena. Los reservorios principales son las areniscas, Napo T Inferior y Napo U Inferior que han aportado más del 90% de la producción acumulada hasta la fecha. En estos dos reservorios el principal mecanismo de producción es la intrusión de agua o empuje hidráulico gracias a los acuíferos laterales asociados a estos niveles.

32 10 Como es característico en yacimientos con acuífero lateral, el frente de agua arribó hacia los pozos productores después de seis años de iniciada la explotación, es así que a partir del año 1978 empezó a incrementarse el corte de agua, desde 2.5 % hasta 68 % aproximadamente. En el año 2011 la producción cayó hasta barriles de petróleo diario, en vista que es un campo maduro el Gobierno Ecuatoriano decidió realizar la licitación del campo Shushufindi - Aguarico y promover una mejora en producción a través de inversión privada para la aplicación de tecnologías nuevas en el campo. En el año 2012 nace el Consorcio Shushufindi S.A, el cual consiste en una alianza conformado actualmente por Schlumberger y Tecpetrol, firmando en conjunto con Petroamazonas EP un contrato para la explotación del campo maduro, con el objetivo de optimizar la producción de petróleo en el campo Shushufindi - Aguarico donde se cita: Contrato para la provisión de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista, para la ejecución de actividades de optimización de la producción, actividades de recuperación mejorada, actividades de exploración y actividades de asesoramiento en la optimización de costos operativos variables, en el campo Shushufindi - Aguarico de la Región Amazónica Ecuatoriana, y se estipula también que: Petroamazonas EP (PAM) continúa siendo el operador del campo Shushufindi Aguarico. Todas las inversiones son a riesgo del contratista y recibirá una cuota fija por la producción incremental. (Shushufindi 2012) El Consorcio Shushufindi S.A. realiza el 100% de las inversiones necesarias para contribuir con los objetivos trazados mediante la prestación de servicios específicos para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Las inversiones se realizan en tres áreas principales que contribuyen con el fortalecimiento del proyecto: gerenciamiento de operaciones, inversión en la producción incremental y la búsqueda de nuevas fuentes de hidrocarburos.

33 11 A la fecha, los trabajos realizados por Consorcio Shushufindi han sido exitosos tal y como puede apreciarse en la gráfica 2 donde se ve el aumento de la tasa de producción del campo Shushufindi. Gráfica 2.- Producción acumulada campo Shushufindi - Aguarico (Shushufindi 2012) a) Ubicación Geográfica El campo Shushufindi - Aguarico, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos en la región amazónica del Ecuador, a 250 kilómetros al este de Quito y a 35 kilómetros al sur de la frontera con Colombia en las siguientes coordenadas de referencia: Norte m y Este m. Tiene como límite al Noreste el campo Libertador, al Suroeste al campo Sacha y al Sur el campo Limoncocha. Las ciudades más próximas al campo, son Lago Agrio ubicado a 50 km al Norte y Coca a 55 km. al Sur, respectivamente.

34 12 Figura 3.- Ubicación geográfica del campo Shushufindi - Aguarico Fuente: (Shushufindi 2012) b) Litoestratigrafía del Campo Shushufindi En la siguiente tabla se muestra la descripción litológica regional de la Cuenca Oriente: Tabla 2.- Descripción de la columna litológica de la Cuenca Oriente Formaciones Unidades Litología Chalcana Orteguaza Tiyuyacu Arcillolitas y limolitas, intercalados con finos lentes de areniscas finas. Lutitas gris verdosas, endurecidas, intercaladas con areniscas. Conglomerado Conglomerados con proporciones de areniscas y limolitas y Superior arcillolitas.

35 13 Conglomerado Conglomerados: 90% cherts rojizos, 10% de cuarzos lechosos, Inferior con proporciones de areniscas y limolitas y arcillolitas. Tena Arcillolita y limolita, firme a moderadamente firme, irregular a Tena Superior sub bloque, asociado con anhidrita, gradando a arenisca de grano fino a muy fino. Basal Tena Arenisca de color gris, cuarzoso, de grano fino a muy fino. Caliza M1 Caliza dura a moderadamente dura, ocasionalmente suave. Napo Hollín Caliza M2 Caliza A U Superior U Inferior Caliza B T Superior T Inferior Hollín Superior Caliza gris obscura, gris claro, ocasionalmente crema, moderadamente dura a dura, ocasionalmente suave, sub bloque bloque, textura packstone, wackstone. Caliza de color crema, gris oscuro, café obscura, moderadamente dura a dura, ocasionalmente suave, blocosa a subblocosa, la porosidad no es visible, ocasionalmente asociada con glauconita. Arenisca cuarzosa gris oscura, café clara, gris verdosa, blanca translucida, grano fino sub-redondeada, con inclusiones de glauconita. Arenisca cuarzosa, translucida, de grano fino a muy fino, con trazas de ámbar, carbón y pirita. Caliza gris obscura, menor gris moteada con crema, firme a moderadamente dura, subblocosa a blocosa, textura lodosa, porosidad no visible Arenisca cuarzosa, grano fino, sub-angular a sub-redondeado, matriz calcárea, con inclusiones de glauconita. Arenisca cuarzosa, translucida, transparente, grano fino a muy fino. Trazas de ámbar, carbón y pirita. Areniscas glauconiticas, lutitas y calizas. En la figura 4 se muestran las formaciones productoras del Campo Shushufindi, que son cinco: Napo T Inferior, Napo T Superior, Napo U Inferior, Napo U Superior y Basal Tena. Los reservorios principales son las areniscas, Napo T Inferior y Napo U Inferior.

36 14 FORMACIONES TENA UNIDADES BASAL TENA ARENISCA M1 REGISTRO NAPO SUPERIOR LUTITAS M1 CALIZA M1 GRUPO NAPO NAPO MEDIO NAPO INFERIOR CALIZA M2 ARENISCA M2 CALIZA A U SUPERIOR U INFERIOR CALIZA B T SUPERIOR NAPO BASAL T INFERIOR LUTUTITA CALIZA T ARENISCA BASAL HOLLIN PRE - APTIANO Figura 4.- Formaciones productoras del campo Shushufindi - Aguarico Fuente: (Baby, Rivadeneira y Barragán 2004)

37 Marco conceptual Perforación Slim Hole a) Generalidades Basado en el tamaño del agujero, los pozos de petróleo y gas pueden ser categorizados como: Pozos convencionales Pozos de diámetros reducidos Se define como Slim Hole a toda perforación en el cual los agujeros del pozo tienen dimensiones menores comparadas con la de los pozos convencionales de un proyecto. (Carroll 1994) Figura 5.- Estado mecánico convencional vs Slim Hole Fuente: (Schlumberger, TDAS)

38 16 El reto para la industria del petróleo es identificar estrategias para maximizar el ascendente potencial de las reservas descubiertas y la optimización de las inversiones futuras en las actividades de exploración y producción ya que perforar y completar nuevos pozos es costoso. Estos costos representan entre el 30% y 70% del costo del capital inicial para el desarrollo de un campo de petróleo y gas. (Pink 1992) En vista de este considerable costo, surge la alternativa de perforar pozos Slim Hole, que beneficia a la economía global del costo del pozo. Los principales ahorros provienen del uso de una plataforma más pequeña que da lugar a bajos costes de ingeniería civil, menos cargas de los camiones para el transporte, un sitio pequeño y menores costos por logística, consideraciones especialmente importantes en zonas remotas; uso de casing de superficie de menor diámetro y la sustitución del casing intermedio por un liner, uso de menor cantidad de fluidos de perforación y cemento. El diseño de los pozos tipo Slim Hole toma en consideración varios factores, en el caso de un pozo exploratorio el último diámetro programado debe permitir todas las mediciones que se obtengan en los trabajos de toma de registros y testing necesarios. Con respecto a un pozo de producción en el reservorio que se está desarrollando, el impacto final en la economía del proyecto, el diámetro mínimo aceptable para la completación de los pozos y la toma de información determinarán la viabilidad del concepto del Slim Hole. También se debe tomar en cuenta el tamaño del espacio anular, puesto que la reducción del diámetro de perforación conduce a una reducción del espacio anular, que aumenta las pérdidas de presión hidráulica que ocurren en la circulación de lodo. Stratabit menciona que el tamaño óptimo anular se deriva de la cantidad máxima de recortes que se espera sean contenida en el lodo a la tasa prevista de penetración, la velocidad vertical lineal mínima de desplazamiento del lodo para cubrir la velocidad de asentamiento y las pérdidas de presión máxima aceptable por la formación. (Stratabit 1993) Una vez que se haya determinado el mínimo diámetro del pozo, el reto es desarrollar un programa de perforación viable que resulte en una consistente reducción de costos. Siempre y cuando estos ahorros de costos tangibles vayan de la mano con reducción del tiempo esperado.

39 Ventajas de la perforación de pozos Slim Hole Una especial forma de perforación ha ganado cierta popularidad entre las compañías tratando de alcanzar metas de explotación mientras se reducen costos (Santos Limitada, ENG s.f.)b pág 2; la perforación de pozos Slim Hole ofrece atractivas ventajas relacionadas con la reducción de costos y protección al ambiente. Por su estructura, la reducción de costos al perforar un pozo tipo Slim Hole pueden ser alcanzados por las siguientes razones: - El capital de inversión es menor. - Uso de taladros de perforación más pequeños. - Menor tamaño de tuberías de revestimiento que por ende son menos costosas. - El aumento de las tasas de perforación. - Locaciones más pequeñas y ahorro de costos en construcción de pads. - Menor cantidad de ripios y agua a tratar, menor volumen de lodo, cemento y combustible necesarios. - Con estos antecedentes la reducción del impacto ambiental puede ser alcanzada. Reducción de costos por disposición de ripios Si el tamaño del Slim Hole es la mitad de un convencional, el volumen de cortes podría reducirse hasta un 25% del volumen convencional. Esto reducirá en gran medida en el costo de disposición de ripios, como se citó, el tamaño del agujero más pequeño resultó en una disminución de seis veces en volumen ripios y una reducción correspondiente en el volumen de lodo. (Murray, y otros 1993) En general, el volumen anular de un pozo angosto está en un orden de magnitud menor que el volumen convencional. Reducción del Impacto Ambiental Reducir el impacto ambiental es uno de los principales problemas al perforar pozos. La tecnología de pozos Slim Hole puede proporcionar oportunidades para minimizar el impacto ambiental general.

40 18 El tamaño relativamente pequeño de los equipos involucrados en las operaciones de pozos Slim Hole también se traduce en la reducción de transporte para la movilización y desmovilización de los equipos de perforación y ripios de perforación. Esto reduce el impacto general y el riesgo de incidentes relacionados con el transporte del equipo. Por su reducción en el diámetro perforado, en los pozos Slim Hole hay menor cantidad de agua a tratar luego de su uso en la perforación y completación del mismo. Referencias de proyectos de perforación de pozos Slim Hole exitosos La literatura muestra que la perforación de pozos tipo Slim Hole se ha utilizado de forma activa desde principios de los años Tanto los datos de investigación y de campo han demostrado que la perforación de pozos Slim Hole puede ser muy rentable. A continuación se describirán algunos casos en los que la implementación de pozos tipo Slim Hole resultó exitosa: En la década de 1950, Carter Oil Co. lanzó una iniciativa para perforar pozos Slim Hole de explotación en Utah, Louisiana, Mississippi, Arkansas, Oklahoma, Illinois, y Wyoming. La compañía llegó a la conclusión de que los pozos Slim Hole podrían ser rentables. La empresa registró un 3% a 25% de ahorro en 108 Slim Holes perforados en (Stekoll 1959) La compañía Hudson's Bay Oil and Gas perforó 36 pozos Slim Hole en un campo de Canadá por la década de 1950 hasta profundidades de a pies, utilizando sartas individuales y dobles de 2 7/8 pulgadas y cementando agujeros de 6 1/4 pulgadas. Los pozos Slim costaron 35% menos que las terminaciones convencionales. La mayor parte de los ahorros en los costos fueron producto de una reducción en los costos de materiales. Una comparación detallada de costos entre pozos Slim Hole de pies y los pozos convencionales aparece en la Tabla 3. Según los operadores, un programa de desarrollo de pozos Slim Hole cuidadosamente planeado puede resultar en 25% de ahorro en pozos productores y 30% de los pozos de inyección, en comparación con la perforación convencional y métodos de terminación. (Deguillaume 1990)

41 19 Tabla 3.- Comparación de costos para pozos de 5000 ft en Canadá (Deguillaume 1990) Slimhole, $ Conventional hole, $ Casing 1300, ,00 Tubing 5300, ,00 Wellhead 1100, ,00 Miscellaneous materials 800, ,00 (Float equipment, centralizers, etc.) Contract drilling & day work 15800, ,00 Company OverheadFxpense 900,00 900,00 Trucking 900, ,00 Outside Labor 120,00 120,00 Cementing 2800, ,00 Acid 150,00 600,00 Logging 850,00 850,00 Perforating 450,00 350,00 Fracturing 3300, ,00 Location Expens 2500, ,00 Mud 1000, ,00 Core Analysis 200,00 200,00 TOTAL 37470, ,00 savings: $14,750 or 28 % Fuente: Deguillaume, J. and Johnson, B Drilling With SemiAutomatic and Automatic Horizontal Racking Rigs, IADC/SPE Huber en una de sus publicaciones afirmó que los pozo tipo Slim Hole son perforables y en ellos se pueden realizar operaciones de pesca, registrar, completar, producir y realizar retrabajos de acondicionamiento sin dificultades. El crecimiento en la perforación de pozos Slim Hole en la industria petrolera ha servido para desarrollar herramientas especiales en la toma de registros eléctricos, cañoneo, completación y reparación de pozos incluyendo herramientas de registro especial y cañoneo. (Huber 1956) Dachary llegó a la conclusión que los pozos Slim Hole utilizan menos lodo, tuberías de revestimiento, cemento, agua, diesel; generan volúmenes menores de corte y necesitarán menos personal para operar y apoyar el sistema de perforación. Por ejemplo, si los diámetros de los agujeros se reducen en un 50%, el consumo de lodo y

42 20 recortes reducirán en un 75%, y el tamaño del sitio se reducirá en 75%. Los costos totales se reducirán de 40% a 60% (Dachary 1992) como se muestra en la figura 6. Figura 6.- Reducción de costos de los pozos Slim Hole Fuente: (Dachary 1992) Oil & Gas Journal Como se muestra en la figura 6 la reducción del tamaño de los diámetros de perforación conlleva varias ventajas las mismas que serán evaluadas a detalle más adelante. Por su parte, Santos Ltd. realizó una investigación para determinar si perforar pozos tipo Slim Hole resultaría ventajoso, dentro de su análisis realizó una encuesta a un gran número de empresas que ya habían realizado campañas de perforación de este tipo. Las tablas 4 y 5 muestra el resultado de una encuesta hecha entre 146 operadores

43 21 y compañías de servicio alrededor del mundo para identificar las ventajas de los pozos tipo Slim Hole. (Santos Limitada, ENG s.f.)b pág 5 y 8. Tabla 4.- Reducción de costos en la perforación de pozos tipo Slim Hole (Santos Limitada, ENG s.f.)b pág. 7. Preparación del sitio/transporte/logística 30% - 50% Tubería de revestimiento/cemento 20% - 40% Perforación/costos de taladro 10% - 30% Disposición/control de sólidos/lodo 10% - 30% Brocas/herramientas/motores 5% - 15% Información de pozos exploratorios 0% - 30% Completación 0% - 15% La mayor reducción de costos se ven reflejadas principalmente en transporte, logística, tuberías de revestimiento y cemento utilizado, en este estudio se prestará especial atención a estos ítems para lograr una reducción de costos significativa. Tabla 5.- Ventajas de la perforación de pozos Slim Hole (Santos Limitada, ENG s.f.)b pág. 5. Reducción de costos 77% Equipo de perforación más pequeño 19% Consideraciones medioambientales 18% Menos tubería, lodo, etc, requerido 17% Conocimiento del reservorio/formación 16% Costos de logística 12% Aplicación como Re-entry 10% Perforación más rápida 9% Ninguno 3% Otras 5% Luego de las encuestas se determinó que la principal ventaja de llevar a cabo una campaña de perforación de pozos Slim Hole es la reducción de costos. Dados estos resultados Santos Limitada, compañía operadora de Australia, llevó a cabo un ambicioso plan para cambiar la manera en que habían perforado pozos en su campo. A partir de 1996, empezó un programa de exploración de cuatro años que incluye la perforación de 140 pozos Slim Hole alcanzó el 20% a 30% de ahorro después de completar una etapa de aprendizaje razonable. (Santos Limitada, ENG s.f.)c

44 22 Como se puede ver en este resumen de ciertas campañas pozos Slim Hole, se logra alcanzar un ahorro de dinero y tiempo al perforar este tipo de pozos, el mismo que se espera obtener al aplicar una campaña similar en el campo Shushufindi Aguarico Aplicaciones de pozos tipo Slim Hole Aplicaciones típicas de pozos de diámetros reducidos incluyen pozos exploratorios en áreas remotas donde la logística puede ser un problema y operaciones de reentradas de pozos donde el pozo existente tiene un diámetro pequeño. a) Pozos Slim Hole exploratorios en áreas remotas Un sitio donde los Slim Hole llegan a ser muy beneficiosos es en áreas remotas, donde los riesgos incrementan (Walker 1989) porque en tales áreas, pueden carecer de infraestructura o una presencia establecida en la industria, donde la construcción de carreteras y la logística puede ser costoso. En esta situación, el pozo Slim Hole tiene como único objetivo evaluar el potencial de esta área por lo cual es considerado la primera opción por su bajo costo independientemente de la producción esperada de ese pozo. Total Exploración citó que una operación de perforación de pozos exploratorios Slim costaría alrededor de 30% menos que una operación convencional y tomaría menos tiempo con una nueva plataforma de perforación de pozos angostos eficiente y resistente. Exploración Total llegó a la conclusión de que el diámetro de 8 ½ convencional utilizada en la mayoría de pozos exploratorios podría ser reemplazada con una de pozos Slim Hole de 6 con la posibilidad de que un agujero de 4 ½. (Gum 1991) b) Perforación de pozos tipo Slim Hole para pozos de desarrollo de bajo costo En un campo petrolero la perforación y terminación de pozos nuevos es muy costosa, esta es una consideración especial en yacimientos con pocas reservas, donde no es

45 23 considerada económicamente factible la perforación de un pozo convencional; como solución a esto los pozos Slim Hole pueden ofrecer oportunidades de acceso al petróleo y/o el gas, proporcionando una producción barata de sus reservas. c) Reentradas en pozos existentes El uso de la perforación de pozos Slim Hole para volver a entrar en los pozos existentes que han sido abandonados por su baja producción ha proporcionado oportunidades para desarrollar las reservas de pozos en campos maduros evitando perforar nuevos pozos. Se tienen referencias de campos maduros en el Ecuador, donde el equipo de perforación de Schlumberger realizó la perforación de pozos tipo Slim Hole para reentrar en pozos prexistentes convirtiéndolos en pozos desviados que terminan en diámetros menores a los ya perforados, terminando en un liner de producción de 5 como se muestra en la figura 7. (Puga, y otros s.f.)

46 24 Liner 7 in 4535' ' 77 JTS 7", 26 P-110 BTC Liner Hanger 9 5/8" x 7" Liner 5 in 8050' ' 11 JTS 5", 18 P-110 BTC Liner Hanger 7" x 5" Máxima Inclinación: 6353' Hoyo 8 MD, 29 Deg AGUJERO ORIGINAL YCF5 TR 211' MD TR ' MD TOL ' MD TIE 4835' MD ORTEGUAZA Whipstock ' MD TOL ' MD Hoyo 6 MD, 25 Deg Liner ' MD Liner ' MD Figura 7.- Esquemática pozo re entry campo vecino Fuente: Primer reentry en un campo del Ecuador, Schlumberger La razón predominante para la realización de una reentrada en lugar de un nuevo pozo es la reducción de costos. Menos tiempo de equipo, alquiler de equipos de lodo, y los costos de perforación asociados se reducen debido a que no se requiere la perforación vertical. Además, cabezales, equipos de superficie, tuberías y equipos de medida están también en el lugar debido a la producción anterior. Otras ventajas técnicas incluyen la disponibilidad de registros de perforación y de los registros que ayudan al operador a volver a entrar al pozo. En reingreso horizontal, registros de adherencia de cemento pueden indicar las áreas donde podrían ocurrir problemas de molienda y donde las operaciones de squeeze pueden ser necesarias. Registros litológicos como rayos gamma y de neutrones puede mostrar al operador los intervalos de profundidad de las formaciones y ayudar a identificar las zonas objetivo.

47 Limitaciones de la perforación de pozos tipo Slim Hole a) Hidráulica del pozo A diferencia de la perforación de pozos convencionales, el porcentaje más alto de pérdidas de presión en un pozo tipo Slim Hole se experimenta en el anular (aproximadamente el 90%). Esta característica única hace a la hidráulica del pozo un factor muy importante en la circulación del fluido de perforación y el control de pozo. Como puede ser visto, la densidad equivalente de circulación (ECD) es muy importante cuando se decide qué tipo de fluido de perforación y tasas de flujo serán utilizados cuando se perfora cierto intervalo del hueco. Cálculos incorrectos de las pérdidas de presión en el anular pueden aumentar la posibilidad de un influjo de pozo. b) Fallas en la sarta de perforación La perforación de pozos tipo Slim Hole está asociada con diámetros menores de tubería de perforación que los convencionales. Al reducir el peso de la tubería, la sarta de perforación se vuelve mecánicamente más débil que una de mayor diámetro haciendo que la capacidad de transmitir torque sea menor. Para que no se vea comprometida la potencia, la velocidad rotacional de la broca debe ser mayor para mantener la velocidad lineal de corte puesto que el diámetro de la broca se va reduciendo. Una sarta de perforación convencional puede proveer más peso a la broca que una Slim, esta inhabilidad de transmitir eficientemente el peso reduce la capacidad de corregir los ángulos de construcción cuando sea necesario. c) Detección de patadas Una patada de pozo es una influencia de presión de la formación dentro del pozo; la detección de patadas 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

48 26 convencionales. Por ejemplo, la contención de una patada en pozos convencionales está entre 10 y 15 barriles, mientras que este mismo volumen de gas en un pozo Slim Hole podría estallar. La capacidad de detectar tempranamente una patada es por lo tanto esencial. (Bode 1989) Cualquier influjo en un pozo Slim Hole es potencialmente muy peligroso. Mc Nicoll calculó que un influjo de 560 litros en un agujero de 5 7/8" con un BHA de 4 3/4" alcanzará una altura de 50 metros, pero en un agujero de 4 1/8 con BHA de 3 1/2" una altura de 50m equivale a un influjo de 220 litros. (McNicoll, y otros 1995) Lo que demuestra que la detección temprana de una acción de patada y la eficiente acción es muy necesaria para un Slim Hole. Estas consideraciones serán analizadas durante el diseño de los pozos Slim propuestos en el presente estudio. d) Cementación Otro argumento en contra de la perforación de un pozo Slim Hole es la dificultad de cementar el pequeño orificio. Debido a las altas presiones de bomba necesarias para superar el aumento de la fricción en el pequeño anular las operaciones de cementación podrían convertirse en una dificultad. La alta presión de la bomba puede causar canalizaciones detrás de la tubería y la fracturación de las formaciones débiles. Además del bajo volumen que se requiere en comparación a pozos convencionales, esto implica un mayor riesgo de contaminación. Sin embargo, la mayor barrera para la utilización de pozos Slim Hole es que se plantean nuevos retos a superar y por ende los riesgos pueden ser sobrevalorados, frente a las ventajas que ofrece. e) Causas de falla en perforaciones de pozos tipo Slim Hole Como en cualquier proyecto de perforación, la parte más importante es la ejecución. Datos recopilados de perforaciones de pozos tipo Slim Hole en distintos campos del mundo muestran que se pueden presentar ciertas limitaciones.

49 27 Tabla 6.- Razones de pozos tipo Slim Hole fallidos (Santos Limitada, ENG s.f.)d, pág. 6. Baja producción 32% No se alcanza PT 28% Problemas direccionales 8% Disponibilidad de Brocas 8% Geología 8% Disponibilidad/Falla de motores 4% Lenta toma de núcleos 4% Problemas de Liner 4% Otros 4% La tabla 6 hace referencia que la baja producción es el principal motivo por el que la perforación de pozos tipo Slim Hole no se consideró exitosa en ciertas campañas. Por esta razón el presente estudio está enfocado a pozos cuya tasa de producción esperada esté dentro del rango limitado por la completación. La investigación realizada por Santos Ltd. Respecto a los Slim Hole menciona que se determinó que los problemas de baja producción fueron debidos a la formación y no a las limitaciones en la sarta de producción. En cuanto a los casos de no alcanzar la profundidad total, se produjeron problemas con tubulares motores y brocas, así como las dificultades de control direccional. (Santos Limitada, ENG s.f.)e, pág Hipótesis Mediante la perforación de pozos tipo Slim Hole aplicado a pozos con baja producción esperada se optimizará las operaciones de perforación en el Activo Shushufindi, lo cual implicará reducción de 10 % en costos y 10% 2 en tiempo de perforación. 2 Según Abrant C, en su publicación Horizontal Slim Hole Reentries, los pozos tipo Slim Hole reducen los costos del 25% al 40%, sin embargo, en este estudio se ha preferido ser conservadores esperando obtener un 10% debido a que inicialmente se toma más tiempo en la perforación de pozos puesto que son nuevos procedimientos que se irán optimizando a medida que se obtiene experiencia.

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51 29 CAPÍTULO III 3. Diseño metodológico 3.1. Tipo de estudio El presente trabajo de investigación es de tipo descriptivo porque se describirán y analizarán los procesos de diseño previos a la perforación de un pozo. Además es prospectivo porque en caso de que sea factible el proyecto propuesto puede aplicarse a futuro para disminuir costos en la perforación de los pozos del Activo Shushufindi Universo y muestra El universo constituye todo el campo Shushufindi - Aguarico. La muestra está conformada por los pozos perforados por Consorcio Shushufindi cuya producción esperada y real sea menor a 2000 bbls. diarios 3. Métodos y Técnicas: Para el presente trabajo se realizará un análisis de producción para determinar un porcentaje de pozos candidatos, en función de aquellos cuya producción esperada está por debajo de 2000 bbls.; luego, se estudiará la factibilidad de realizar las operaciones de perforación sin riesgos para este nuevo esquema mecánico y la disponibilidad del equipo necesario tanto para las operaciones de perforación y completación; se planeará también la curva de tiempo que se espera tener en la perforación de los pozos tipo Slim Hole. Finalmente, una vez que se haya determinado la factibilidad técnica se realizará un análisis económico para determinar 3 Valor inicial referencial dado por la experiencia de los ingenieros especializados en la configuración de bombas Electrosumergibles de REDA.

52 30 la factibilidad de implementar este proyecto en el futuro, a fin de optimizar la perforación de pozos Recolección de datos Instrumentos de recolección de datos Para la recopilación de datos en el desarrollo del presente proyecto se utilizará la técnica de recolección primaria de información usando varias matrices Fuentes primarias Datos de perforación que serán obtenidos de la base de datos Welltrack de Schlumberger que es una aplicación donde se planean los costos de un pozo se suben los reportes de perforación diarios y el costo real del pozo; también se utilizarán las curvas de tiempo, reportes diarios y reportes finales de perforación de los pozos del campo Shushufindi Aguarico facilitados por la empresa Schlumberger. En cuanto a las fuentes secundarias será toda la información bibliográfica disponible en INTOUCH propiedad de SLB, papers de investigación de SPE (Society of Petroleum Engineers), libros, así como también información de la red. Para el diseño del pozo se utilizarán softwares de la empresa Schlumberger: DOX (Drilling Office X): es un software de diseño y ejecución de perforación de SLB consta de cuatro aplicaciones principals: Survey Management, Drilling Engineering, DD Toolbox, Data Browser DOX.

53 31 TDAS: es un software de SLB para diseño de casing y tubing. Ofrece una evaluación comprensiva de las opciones de tubulares y restricciones operacionales. TAD de K&M: software utilizado para simular torque, arrastre, buckling, hidráulica, limpieza del agujero y muchos otros análisis. TECHLOG: software de base de datos del cual se obtendrá la información de parámetros de perforación de todos los pozos perforados por Consorcio Shushufindi. DESIGN PRO: software utilizado para diseñar Bombas Electrosumergibles.

54 Aspectos administrativos Recursos humanos El trabajo de investigación consta del talento humano conformado por la tesista quien elaborará la investigación, el tutor de tesis asignado por la Facultad y consultores nacionales e internacionales del equipo de perforación de la empresa Schlumberger, los cuales servirán de guía técnica en la elaboración de la presente. Recursos técnicos Entre los recursos técnicos el estudio de factibilidad cuenta con la provisión de información de la empresa Schlumberger y Consorcio Shushufindi, también con la información bibliográfica de papers de investigación de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos y páginas web relacionadas. Recursos materiales El trabajo de investigación se realizará en las instalaciones de Consorcio Shushufindi quien proporcionará de forma confidencial y de uso exclusivo para la elaboración del proyecto la información requerida. Tiempo El presente trabajo será realizado en un periodo de seis meses, siguiendo el cronograma establecido en el Anexo B. Recursos financieros El presente trabajo de investigación será autofinanciado por los investigadores tanto para movilización como para impresiones y los rubros necesarios como se muestra enunciado en el Anexo C.

55 33 CAPÍTULO IV 4. Análisis e interpretación de datos Para este análisis se tomarán en cuenta solo los pozos perforados en el campo Shushufindi Aguarico a partir del año 2012 hasta marzo del 2015 por Consorcio Shushufindi, un total de 90 pozos Análisis de producción Análisis nodal de levantamiento artificial El presente estudio se orientará a pozos cuya producción esperada sea baja, para determinar el valor de producción considerado como bajo se empezó realizando el análisis nodal de un pozo tipo que reúne ciertas características como, que la ubicación de la bomba esté en el casing de 9 5/8 para que en el diseño Slim Hole sea ubicada en el liner de 7 y su producción esperada y real esté dentro del rango inferior de producción de los pozos del Campo Shushufindi Aguarico. Se realizó una comparación para mostrar cómo se vería afectada la producción al comparar el estado mecánico propuesto vs el actual; y en base a ello determinar el tipo de completación que se puede instalar en el Slim Hole. Junto con el equipo de Artificial Lift de Schlumberger 4 se realizó este análisis y los resultados se muestran a continuación: 4 Segmento Artificial Lift de Schlumberger:ofrece servicios de producción de pozos, encargados del diseño, optimización y monitoreo del Sistema de Bombeo Electrosumergible.

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58 36 Fuente: Información obtenida de un pozo tipo estudiado por Schlumberger y procesados por Design Pro, Software de Schlumberger. Las conclusiones del análisis mencionan que para este caso en particular donde la producción actual de líquido es menor a 2050 bbls.. la producción no se vería afectada al cambiar el estado mecánico del pozo.

59 37 De ahí que si se planea dejar la bomba en el liner de 7 para el estado mecánico propuesto en el presente estudio, se pudo definir cuál es el máximo diámetro de la bomba que se puede asentar; siendo ésta una de la serie 400, la misma que puede manejar un caudal máximo de 2050 bbls.. de fluido como se observa en la curva de eficiencia de una bomba DN1750 en la figura 8. Figura 8.- Curva de rendimiento bomba Reda DN1750 Fuente: Catálogo Bombas Reda de Schlumberger La curva de rendimiento indica que el rango óptimo operativo con el que puede trabajar la bomba va desde 1200 a 2050 bbls. Con esto se puede establecer que los pozos cuya producción sea menor a 2050 bbls. diarios serán el foco de estudio del presente trabajo Identificación de pozos candidatos Para establecer los pozos candidatos que pudieron haber sido perforados bajo el estado mecánico propuesto, se identifican a aquellos pozos perforados durante la campaña de

60 NÚMERO DE POZOS 38 perforación del Consorcio Shushufindi que tuvieron una producción real de fluido menor a 2050 bbls.; tal como se muestra en la gráfica 3: Gráfica 3.- Histograma de producción diaria máxima de los pozos de CSSF MÁXIMA PRODUCCIÓN DIARIA POZOS CSSF ,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% BFPD NRO. POZOS PORCENTAJE ACUMULADO Los datos se agrupan en el histograma de la gráfica 3, la misma muestra que según el histórico de producción, el 57% de los pozos (51 pozos) han tenido una producción máxima menor a 2050 bbls. de fluido diarios. Es decir, en primera instancia se podría afirmar que estos 51 pozos pudieron haber sido perforados con el esquema mecánico propuesto; y a lo largo del presente trabajo se definirá la validez de esta afirmación. Puesto que para iniciar el proceso de diseño de pozos, se utiliza los datos de producción esperada estimada por simulaciones del comportamiento de reservorio, son estos datos los que se deben emplear para establecer qué tipo de estado mecánico se puede aplicar a determinado pozo y en base a esto tomar en cuenta el tipo de completación que se utilizará. A lo largo de las operaciones de Consorcio Shushufindi, estos valores han tenido cierto porcentaje de diferencia con lo que realmente se produce. Del histograma de la gráfica 4 se puede concluir que la producción esperada del 46% de los pozos es menor que su producción máxima y en el 31% de los casos la producción esperada es mayor. En el 21% de los casos, se tiene que la producción

61 NUMERO DE POZOS 39 esperada coincide, dentro de un rango de +/- 20%, con los valores reales de producción obtenidos. Gráfica 4.- Histograma diferencia de la producción esperada y la producción real DIFERENCIA PRODUCCIÓN ESPERADA - PRODUCCIÓN REAL ,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% % DIFERENCIA PROD ESPERADA P90 - MAXIMA PRODUCCIÓN DEL POZO NÚMERO DE POZOS PORCENTAJE ACUMULADO Debido a esta marcada diferencia no se puede confiar que los pozos cuya producción esperada sea exactamente el valor de caudal tomado como referencia por la bomba, por lo que utilizando herramientas estadísticas calcularemos la desviación estándar para así determinar un rango de producción dentro del que haya gran probabilidad que los pozos a perforar vayan a tener un valor de producción menor a 2050 barriles de fluido en su vida productiva. En la tabla 7 se determina los valores estadísticos de los datos de producción esperada: Tabla 7.- Resultados estadísticos datos producción esperada Resultados (BFPD) Media 1829,33 Q BES 2050

62 Pozo 1 Pozo 4 Pozo 7 Pozo 10 Pozo 13 Pozo 16 Pozo 19 Pozo 22 Pozo 25 Pozo 28 Pozo 31 Pozo 34 Pozo 37 Pozo 40 Pozo 43 Pozo 46 Pozo 49 Pozo 52 Pozo 55 Pozo 58 Pozo 61 Pozo 64 Pozo 67 Pozo 70 Pozo 73 Pozo 76 Pozo 79 Pozo 82 Pozo 85 Pozo 88 Producción BFPD 40 Desviación estándar S S 3061 Gráfica 5.- Rango de Producción para determinar posibles pozos candidatos 7000 RANGO DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN ESPERADA PRODUCCIÓN REAL.-S Q BES.+S Utilizando estos valores como referencia, se toman en cuenta todos los pozos cuya producción real esté debajo del rango inferior de la desviación estándar calculada, de ahí que resulta que el 21% de los pozos que ya han sido perforados en el Campo Shushufindi - Aguarico cumplen con el criterio de producción, es decir, su producción esperada fue menor a 1039 BFPD, mostrados más a detalle en la gráfica 6. Gráfica 6.- Posibles pozos candidatos a Slim Hole

63 Producción Real BFPD POSIBLES POZOS CANDIDATOS Pozo 16 Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo Pozo PRODUCCIÓN REAL.-S Adicionalmente se realizó un análisis del tipo de completación bajada en estos 19 pozos, para determinar el tipo de bomba instalada en fondo, mostrado en el Histograma de la gráfica 7. Gráfica 7.- Histograma del tipo bomba

64 TIPO DE BOMBAS INSTALADAS EN LOS POSIBLES POZOS CANDIDATOS D460N D800N TD650 D1150N D1750N SN2600 N/D 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Núm. De Pozos Acumulado Como muestra el histograma, el 73% de los pozos tienen instaladas bombas serie 400 y series menores que manejan caudales desde 400 a 2050 BFPD y cumplen con las características para ser instaladas en el esquema mecánico Slim Hole propuesto, lo que indica que se puede completar los pozos tipo Slim Hole sin afectar a la producción Análisis de la perforación Diseño de revestidores a) Punto de asentamiento de revestidores Puesto que el objetivo de este proyecto es una evaluación técnica y económica al reducir diámetros de tubería de revestimiento, no se ha decidido proponer un cambio a los puntos de asentamiento, de ahí que una de las premisas a manejar será el aplicar los mismos criterios de asentamiento que actualmente se consideran en el proyecto Shushufindi, como se detalla en la tabla 8: Tabla 8.- Punto de asentamiento de la tubería de revestimiento

65 43 Profundidad Revestidor Od (in) Asentamiento estimada de asentamiento Objetivo (ft) Conductor 13 3/8" 216 pies desde superficie 250 Aislar boulders superficiales Superficial 9 5/8" ~ 15 pies dentro de Orteguaza 5500 Formación competente para instalar BOPs, aislar arcillas reactivas de Chalcana Producción 7" ~ 20 pies antes de Caliza A Overlap: 200 pies 9650 Aislar los conglomerados de Tiyuyacu y lutitas de Napo que requieren mayor densidad de lodo para asegurar su estabilidad Producción 5 ½ Cubrir zona productora Overlap: 200 pies Aislar formaciones que contienen las arenas de interés b) Especificaciones de la tubería de revestimiento Para determinar las especificaciones de la tubería de revestimiento que puede ser utilizada para construir los pozos tipo Slim Hole, se lleva a cabo la metodología de diseño de casing de la empresa Schlumberger que consiste en evaluar cuál es la opción más económica que tendrá factores de diseño por encima de los factores de seguridad propios de los estándares de Schlumberger. Todo esto al simular las cargas críticas a las que puede estar sometida la tubería durante la perforación y producción del pozo. Factores De Seguridad Schlumberger

66 44 Pasa asegurar que todas las operaciones sean conducidas seguramente a través del ciclo de vida útil del pozo se han diseñados factores mínimos que debe cumplir el diselo del casing, relacionando las cargas de estallido, colapso, tensión, compresión y la carga triaxial 5. (S. I. Schlumberger 2015) Tabla 9.- Factores mínimos de diseño de tuberías Fuente: (Estandar de diseño de casing y tubing de Schlumberger) En el diseño de la tubería a usarse en el Slim Hole, por medio del software TDAS, se tienen los siguientes resultados de factores de seguridad a aplicarse: Tabla 10.- Factores de diseño de tubería para el Slim Hole 5 Carga Triaxial: En este caso las todas las cargas (estallido, colapso, tensión y compresión) son analizadas en conjunto es decir, que todas sean aplicadas a la tubería al mismo tiempo.

67 45 Fuente: Datos obtenidos del Software de diseño de casing TDAS, Schlumberger Finalmente, en la figura 9 se muestra el diseño del casing a utilizarse en la construcción de los pozos tipo Slim Hole Figura 9.- Diseño de tubería de revestimiento Slim Hole (TDAS, Schlumberger) Fuente: Datos obtenidos del Software de diseño de casing TDAS, Schlumberger

68 46 Puesto a que en la sección de 6 1/8 no se puede utilizar tubería de perforación de 5 ½ se evaluó la posibilidad de instalar dos liners de producción y así poder utilizar una sarta telescópica 6 en esta sección para optimizar su perforación.. La tabla 11 muestra las propiedades de la tubería de revestimiento a utilizarse. OD (in) Gra do Tabla 11.- Especificaciones de la tubería de revestimiento lb/ft Conexió n ID (in) Drift (in) Presión interna (psi) Resiste Colapso (psi) Resistencia Tensión (klbs) Cuerpo Junta 13 3/8 K BTC /8 L BTC (L) L80 29 TBLUE (L) L80 26 TBLUE ½ (L) L80 17 TBLUE Plan direccional El perfil direccional no tiene un efecto directo en el cambio de estado mecánico propuesto; por lo que los perfiles con lo cual se trabajen, deben mantener las mismas condiciones de diseño que son aplicadas actualmente; tanto para los pozos tipo S, como para los pozos tipo J. Entre las premisas principales a mantenerse, estará el planear DLS menores a 3 deg/ 100 ft en el agujero de 8.5, puesto que en esa sección se colocará la bomba electrosumergible. 6 Sarta Telescópica: se usa tubería de perforación de distintos diámetros ubicándose en el fondo la de menor diámetro.

69 47 a) Survey Comments Tabla 12.- Trayectoria pozo tipo Slim Hole tipo S MD (ft) Incl ( ) Azim Grid ( ) TVD (ft) VSEC (ft) DLS ( /100ft) Tie-In 0,00 0,00 173,34 0,00 0,00 N/A Casing 13 3/8" 212,00 0,00 173,34 200,00 0,00 0,00 KOP 500,00 0,00 173,34 500,00 0,00 0,00 EOC #1 (3D-S) 1947,34 20,26 173, ,36 253,27 1,40 OR (Orteguaza) 5465,61 20,26 173, , ,74 0,00 Casing 9 5/8" 5480,00 20,26 173, , ,72 0,00 KOP #2 5684,58 20,26 173, , ,57 0,00 TY (Tiyuyacu) 6080,41 15,51 173, , ,12 1,20 CTYS(Conglomerado 6524,68 10,18 173, , ,87 1,20 Tiyuyacu Superior) BCTYS (Base 6593,68 9,35 173, , ,57 1,20 Conglomerado Tiyuyacu Superior) EOC #2 7373,14 0,00 173, , ,06 1,20 CTYI (Conglomerado 7401,14 0,00 173, , ,06 0,00 Tiyuyacu Inferior) TE (Tena) 7916,14 0,00 173, , ,06 0,00 BT (Basal Tena) 8643,14 0,00 173, , ,06 0,00 (OS) NA (Lutita Napo 8663,14 0,00 173, , ,06 0,00 Superior) CM1 (Caliza M1) 8937,14 0,00 173, , ,06 0,00 Liner 7" 9200,00 0,00 173, , ,06 0,00 CM2 (Caliza M2) 9212,14 0,00 173, , ,06 0,00 CA (Caliza A) 9249,14 0,00 173, , ,06 0,00 US (Arenisca U 9281,14 0,00 173, , ,06 0,00 Superior) (OS) UI (ARenisca U 9373,14 0,00 173, , ,06 0,00 Inferior) BUI (Lutita Napo 9458,14 0,00 173, , ,06 0,00 Media) CB (Caliza B) 9507,14 0,00 173, , ,06 0,00 TS (Arenisca T 9551,14 0,00 173, , ,06 0,00 Superior)(OS) TI (Arenisca T 9624,14 0,00 173, , ,06 0,00 Inferior)(OP) BTI (Lutita Napo 9700,14 0,00 173, , ,06 0,00 Basal) HS (Hollin Superior) 9787,14 0,00 173, , ,06 0,00 HI (Hollin Inferior) 9831,14 0,00 173, , ,06 0,00 TD (Liner 5 1/2") 9890,14 0,00 173, , ,06 0,00 Fuente: Generado en Drilling Office de Schlumberger

70 48 Comments Tabla 13.- Trayectoria pozo tipo Slim Hole tipo J MD (ft) Incl ( ) Azim Grid ( ) TVD (ft) VSEC (ft) DLS ( /100ft) Tie-In 0,00 0,00 166,33 0,00 0,00 N/A Marker MudLine 36,40 0,00 166,33 36,40 0,00 0,00 16" Conductor 216,00 0,00 166,33 200,00 0,00 0,00 KOP 1000,00 0,00 166, ,00 0,00 0,00 EOC #1 (3D-S) 2601,77 22,42 166, ,19 309,48 1,40 OR (Orteguaza) 5535,10 22,42 166, , ,45 0,00 9 5//8" Casing Point 5509,00 22,42 166, , ,14 0,00 TY (Tiyuyacu) 6187,43 22,42 166, , ,30 0,00 CTYS (Conglomerado Tiyuyacu Superior) BCTYS (Base Conglomerado Superior) CTYI (Conglomerado Tiyuyacu Inferior) 6666,67 22,42 166, , ,12 0, ,74 22,42 166, , ,70 0, ,77 22,42 166, , ,17 0,00 TE (Tena) 8274,23 22,42 166, , ,35 0,00 KOP #2 8879,18 22,42 166, , ,13 0,00 BT (Basal Tena) 8959,86 21,62 166, , ,38 1,00 (NA (Lutita Napo Superior) 8985,65 21,36 166, , ,83 1,00 CM1 (Caliza M1) 9307,63 18,14 166, , ,61 1,00 CM2 (Caliza M2) 9604,11 15,18 166, , ,59 1,00 Liner 7" Casing Point 9652,00 14,62 166, , ,96 1,00 CA (Caliza A) 9684,78 14,37 166, , ,16 1,00 US (Arenisca U Superior) 9732,21 13,89 166, , ,74 1,00 U Inferior 9821,66 13,00 166, , ,54 1,00 BUI (Lutita Napo Media) 9887,26 12,34 166, , ,93 1,00 CB (Caliza B) 9963,93 11,58 166, , ,82 1,00 TS (Arenisca T Superior) 9984,34 11,37 166, , ,88 1,00 TI (Arenisca T Inferior) 10085,14 10,37 166, , ,89 1,00 BTI (Lutita Napo Basal) 10180,56 9,41 166, , ,28 1,00 HS (Hollin Superior) 10254,48 8,67 166, , ,89 1,00 HI (Hollin Inferior) 10324,22 7,97 166, , ,99 1,00 5 1/2" Liner-TD 10379,83 7,29 166, , ,10 1,00 Fuente: Generado en Drilling Office de Schlumberger

71 49 b) Vista vertical Las figuras 10 y 11 muestran la vista vertical de cada tipo de pozo: Figura 10.- Vista vertical trayectoria Slim Hole tipo S Fuente: Generado en Drilling Office de Schlumberger

72 50 Figura 11 Vista vertical trayectoria Slim Hole tipo J Fuente: Generado en Drilling Office de Schlumberger

73 51 c) Sartas de perforación Para diseñar la sarta de perforación a utilizarse en los pozos tipo Slim se debe tomar en cuenta la disponibilidad de las herramientas, en este caso, la compañía Schlumberger dispone de los componentes que hacen parte de las sartas de perforación de cada sección mostradas en la figuras 12 y 13, adicionalmente en el Anexo D se muestra con más detalle cada componente de las sartas del pozo tipo S y tipo J.

74 52 SECCIÓN 12 ¼ SECCIÓN 8 ½ SECCIÓN 6 1/8 Figura 12.- Sartas de perforación para el Slim Hole tipo S Fuente: Generado en Drilling Office de Schlumberger

75 SECCIÓN 12 ¼ SECCIÓN 8 ½ SECCIÓN 6 1/8 53 SECCIÓN 12 ¼ SECCIÓ ½ SECC IÓN 6 1/8 Figura 13.- Sartas de perforación para el Slim Hole tipo J Fuente: Generado en Drilling Office de Schlumberger

76 54 Como ya se había mencionado anteriormente, para la sección de 6 1/8 se diseñó una sarta tipo telescópica que consta de tubería de perforación de 5 1/2 y 3 ½ en el fondo, para asegurar el llegar a fondo; puesto que la tubería de 5 ½ no cabe en el liner de Programa de brocas Para perforar las cuatro secciones del estado mecánico se ha diseñado un programa de brocas para cada sección: a) Sección de 16 Se propone usar una broca tricónica de dientes ideal para perforar la sección conductora que puede presentar boulders en el diferenciado; Figura 14.- Broca tricónica sección 16" Fuente: Catálogo (Smith de Schlumberger s.f.)a pág. 37 b) Sección de 12 1/4 Broca de cinco aletas con 44 cortadores de 35x19mm+4x16mm+5x13mm y 7 boquillas, que ha tenido muy buen desempeño en un campo vecino, con ratas de penetración netas de hasta 419 ft/hra.

77 55 Figura 15.- Broca PDC sección 12 1/4" Fuente: Catálogo (Smith de Schlumberger s.f.)b c) Sección de 8 1/2 Para esta sección se propone usar una broca tipo PDC de cinco aletas, cuerpo de matriz, 5 aletas y 7 boquillas, cortadores de 27x19mm+7x16mm con cortadores de respaldo para conglomerado, gran área de desalojo para arcillas, esta broca debe ser capaz de atravesar los conglomerados tipo chert de Tiyuyacu. Figura 16.- Broca PDC sección 8 1/2" Fuente: Catálogo (Smith de Schlumberger s.f.)c.

78 56 d) Sección de 6 1/8 En esta sección se propone usar una broca PDC de cinco aletas y cortadores de 15x16mm+5x13mm y 5 boquillas. Figura 17.- Broca PDC sección 6 1/8. Fuente: Catálogo (Smith de Schlumberger s.f.)d Cabezal del pozo Se propone utilizar un tipo de cabezal de solo una sección para colgar el casing de 9 5/8 diferente al cabezal utilizado para pozos convencionales de dos secciones; la sección A que sostiene al casing de 13 3/8 y la B para el casing de 9 5/8 ; este cabezal también representa ahorro en tiempo puesto que solo se tiene que instalar una sección y su costo también es menor.

79 57 Figura 18.- Cabezal Fuente: Figura proporcionada por proveedores externos de Schlumberger

80 Fluidos de perforación Puesto que el presente proyecto buscar optimizar únicamente los diámetros de la tubería de revestimiento para los pozos del campo Shushufindi, no se prevé un cambio en el tipo de lodo que vamos a usar, ni en sus propiedades; de ahí que el perfil de densidades, aditivos y concentraciones se mantendrán intactas. El único cambio será evidentemente en el volumen de fluido a usarse.

81 Profundidad MD (Pies) 59 Gráfica 8.- Curva de densidades del lodo CURVA DE DENSIDADES ,5 Intervalo 16" 9,0 9,1 9,2 Revestidor de ' ; Dens: 9.0 lpg , ,8 Intervalo 12 1/4" , , , Revestidor de 9 5,605' ; Densidad Intervalo 8 1/2" ,4 En caso de viaje de calibre: MWT lpg ,0 9,2 Intervalo 6 1/8" Revestidor de 5 10,343'; Dens: 9.2 lpg 10.6 Revestidor de 9,530'; Dens: ,2 8,4 8,6 8,8 9,0 9,2 9,4 9,6 9,8 10,0 10,2 10,4 10,6 10,8 11,0 11,2 11,4 11,6 11,8 12,0 Densidad del Fluido de Perforación (lb/gal) Densidad Programada, lpg Fuente: Curva de peso de Lodo generada por formato MISwaco, Schlumberger

82 60 a) Sección 16 La sección de 16 tiene una litología compuesta por conglomerados, boulders, arenas y arcillas, con una profundidad de aproximadamente 250 ; el fluido utilizado en esta sección ayuda principalmente a acarrear recortes y dar estabilidad al hoyo, sus propiedades se muestran en la tabla 14. Tabla 14.- Propiedades del lodo sección 16" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)a. b) Sección 12 ¼ La sección de 12 ¼ llega aproximadamente a 5605 y su litología consta de conglomerados, arenas, arcillas y lutitas se usa un fluido útil para controlar las arcillas que al contacto con el agua se tornan plásticos y pegajosos ocasionando el embolamiento de la broca y taponamiento del a línea de flujo, en la tabla 15 se presentan sus propiedades. Tabla 15.- Propiedades del lodo sección 12 1/4" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)b.

83 61 c) Sección 8 ½ Se planea que esta sección llegue a aproximadamente 9530 atravesando una sección litológica de arcillas, conglomerados a niveles de chert, calizas, areniscas y lutitas; el objetivo de esta sección es aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Napo y las Calizas M1 y M2, dando integridad y soporte para continuar con el siguiente intervalo. Tabla 16.- Propiedades del lodo sección 8 1/2" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)c. d) Sección 6 1/8 El objetivo de esta sección es cubrir y aislar las potenciales arenas productoras: Napo U y T; se busca minimizar el daño de la formación y garantizar la producción de hidrocarburos del pozo.

84 62 Tabla 17.- Propiedades del lodo sección 6 1/8" (M-I SWACO de Schlumberger s.f.)d Control de sólidos Al perforar huecos de menor diámetro aparte de las ventajas ya mencionadas, se produce menor volumen de ripios a tratar y por ende se necesita de menos productos químicos y equipo para su tratamiento, a continuación se detalla la diferencia de volúmenes calculada para cada esquema mecánico: Tabla 18.- Resumen diferencia de volúmenes control de sólidos (MI-SWACO Control de Sólidos de Schlumberger s.f.) RESUMEN DE VOLÚMENES Pozos Convencionales Pozos Slim Hole Diferencia Total de sólidos removidos 2,215 bbl 1,199 bbl 46% Volumen total de lodo del sistema activo 16,382 bbl 12,990 bbl 21% Volumen total de agua lodosa de contrapozo, cubetos, etc. 7,264 bbl 5,508 bbl 24% Volumen total de Deshidratación: 23,646 bbl 18,499 bbl 22% Volumen total de agua a tratar: 12,760 bbl 8,550 bbl 33% Volumen total de cortes de perforación 3,726 bbl 2,021 bbl 46% Volumen total de sólidos de deshidratación del S.A. 7,125 bbl 5,041 bbl 29% Volumen total de agente fijador 103 bbl 66 bbl 36% Volumen total de cortes de otras fuentes 2,361 bbl 1,349 bbl 43% Volumen total de sólidos generados 13,315 bbl 8,478 bbl 36%

85 Cementación El cálculo del volumen de cemento necesario se realizó para un pozo tipo del campo Shushufindi aplicando el esquema mecánico propuesto, se detalla a continuación la secuencia de fluidos a bombear y sus volúmenes: a) Casing conductor de 13 3/8 Para cementar el casing conductor se planea utilizar la técnica de cementación Stab in 7 se considera un exceso anular de 100% y 3 centralizadores para central la tubería, como se muestra en la tabla 19. Se ha calculado un total de 48 bbls. a bombear como sigue: Tabla 19.- Secuencia de fluidos sección 16" (Well Services, Schlumberger) Name Volume Density Cum.Vol Inj. Temp. (bbl) (lb/gal) (bbl). (degf) Preflujo Lechada de Relleno Agua Las lechadas son de cemento clase A diseñadas para cubrir desde la zapata hasta superficie. 7 Método Utilizado cuando se necesita cementer revestidores de gran diámetro, la cementación es hecha a través de una tubería de perforación que se baja dentro del revestidor.

86 64 Figura 19.- Diagrama de centralizadores para la sección de 13 3/8" Fuente: Well Services, Schlumberger b) Casing superficial 9 5/8 Para el diseño de la cementación del casing superficial de 9 5/8 se planea usar una cabeza de cementación integral con tapones de fondo y superficie; agregar 10% de exceso; 14 centralizadores. Se ha calculado un total de 802 bbls. a bombear: Tabla 20.- Secuencia de fluidos sección 12 1/4" (Well Services, Schlumberger) Name Volume (bbl) Ann. Len (ft.) Top (ft.) Density (lb./gal) Inj. Temp. (degf) Preflujo Lechada de Relleno Lechada de Cola Lechada de Cola Agua Lodo Las lechadas se diseñan con cemento clase A. La lechada de cola cubrirá aproximadamente 500 ft en el anular desde el zapato y la lechada de relleno hasta superficie.

87 65 Figura 20.- Diagrama de centralizadores para la sección de 9 5/8" Fuente: Well Services, Schlumberger c) Liner 7 Para el diseño de la cementación del liner de 7 se planea usar cabeza de cementación, dardo, wiper plug, equipo de flotación y colgador del liner (tipo expandible); 50% de exceso 14 centralizadores, la tabla 21 muestra el detalle de los fluidos a bombear: Tabla 21.- Secuencia de fluidos sección 8 1/2" (Well Services, Schlumberger) Name Volume (bbl) Ann. Len (ft) Top (ft) Density (lb/gal) Preflujo Lechada de relleno Lechada de Cola Lechada de Cola Agua Lodo Las lechadas se diseñan con cemento clase G. La lechada de cola cubrirá aproximadamente 500 ft en el anular desde el zapato y la lechada de relleno cubrirá hasta el tope de la formación Tiyuyacu puesto que ésta presenta considerable permeabilidad y se pueden tener influjos.

88 66 Figura 21.- Diagrama de centralizadores para la sección de 7 Fuente: Well Services, Schlumberger d) Liner 5 ½ La cementación del liner productor de 5 ½ resultó un reto mayor debido a que los volúmenes que se van a usar son bajos, esto aumenta el riesgo de contaminación de la lechada por lo que se puede evaluar la posibilidad de bombear un exceso de 100%. Según lecciones aprendidas de la cementación del liner de mismo diámetro en un pozo de un campo vecino, se propone también bombear píldoras testigos con el fin de verificar el comportamiento de la presión de circulación durante el trabajo de cementación y determinar si se puede bombear el cemento sin problemas, este trabajo de cementación dió como resultado un excelente sello hidráulico a lo largo de toda la sección productora. Para esta sección se planea usar un 50% de exceso en el anular, 26 centralizadores, la secuencia de fluidos a bombear se detalla en la tabla 22:

89 67 Tabla 22.- Secuencia de fluidos sección 6 1/8" (Well Services, Schlumberger) Name Volume Ann. Len Top Density (bbl) (ft.) (ft.) (lb./gal) Preflujo Lechada de cola Lechada de relleno Espaciador Agua Lodo Se diseñan las lechadas con cemento tipo G y una lechada de mayor peso diseñada por Schlumberger para asegurar la buena cementación de la sección productora hasta el colgador. Figura 22.- Diagrama de centralizadores para la sección del liner de 5 1/2"(Well Services, Schlumberger) Liner Hanger El tipo de estado mecánico propuesto se compone de dos liner de 7 y de 5 ½, para su instalación se requiere de colgadores; luego de reuniones previas con los proveedores de este servicio se establecieron dos colgadores expandibles, el de 7 x 9 5/8 que ya se usa actualmente y uno adicional para el liner de 5 ½ de 5 x 7.

90 Programa de registros eléctricos No hay restricciones para la toma de registros eléctricos en pozos tipo Slim, puesto que la sección productora de 6 1/8 puede ser registrada con las mismas herramientas que se corren actualmente en el proyecto. Los registros actuales en el Campo Shushufindi son: a) Registro sónico resistivo Es el registro convencional que se corre en todos los pozos perforados por Consorcio Shushufindi; esta combinación de herramientas de registro permite obtener las siguientes propiedades de la formación: Resistividad: determinación de resistividad con cinco profundidades de investigación para un adecuado modelado de las propiedades petrofísicas. Litodensidad: indicador de la densidad de la formación. También se incluye un caliper de un brazo y un pad para medir microlog (indicador de permeabilidad) y micro resistividad. Neutrón de porosidad: indicador de porosidad de la formación. Rayos gamma: indicador litológico cualitativo. Curva de correlación estándar. b) Registro de resonancia magnética Esto tipo de registro eléctrico solo se corre cuando se está perforando en una zona nueva donde no se tenga información de facies permitiendo realizar un mapeo más complejo de la zona. La corrida de esta herramienta presenta cierto riesgo pues el diámetro de la misma es 6.25 por lo que tiene un porcentaje mayor de probabilidad de pega. Con esta herramienta se puede obtener datos de la formación como son: Rayos gamma: indicador litológico cualitativo. Curva de correlación estándar.

91 69 Resonancia magnética: Indicador de porosidad, viscosidad, volumen de fluido libre etc. c) Registro de toma de presiones Este tipo de registro permite tomar datos de presiones puntuales frente a la pared del yacimiento y con esto determinar el gradiente de presión; no es un registro convencional para todos los pozos puesto que solo se corre, al igual que el de Resonancia Magnética, en pozos perforados en zonas nuevas para actualizar los datos de la formación.. Esta combinación permitiría obtener las siguientes propiedades de la formación: Rayos gamma: indicador litológico cualitativo. Curva de correlación estándar. Puntos de presión: toma de puntos de presión de la formación, y cálculo de movilidad de los mismos en aquellos reservorios. Posterior interpretación del reservoristas para definir formaciones hidráulicamente conectadas, gradientes de fluidos, etc. d) Caliper de 6 brazos Utilizado para tener un dato más real del diámetro del pozo y hacer un cálculo más exacto del volumen de lechada necesaria para cementar la sección productora Diseño del taladro La selección de un taladro adecuado, es un proceso muy importante que se debe llevar a cabo en la puesta en marcha de un proyecto, el equipo que se diseña deberá garantizar la viabilidad de la construcción de pozos en términos de eficacia, seguridad y costo. (Luna David s.f.) Para escoger el mejor taladro para perforar un pozo en particular es necesario realizar un análisis del plan de perforación donde se detalla la profundidad prevista del pozo,

92 70 condiciones geológicas, el diseño de la tubería de revestimiento, y otros datos relevantes que influencien los requerimientos del taladro de perforación. La metodología para determinar qué tipo de taladro es adecuado para perforar los pozos tipo Slim Hole en el campo Shushufindi - Aguarico, consistió en llevar a cabo un proceso de diseño y planeación de un pozo tipo para establecer las cargas a las que estará sometido el equipo de perforación Torque y Arrastre Con la información del tipo de sartas de perforación y las especificaciones de la tubería de revestimiento se realizan simulaciones de la corrida de casing y la sarta de perforación en el software de torque y arrastre de Schlumberger para determinar la magnitud del arrastre y torque a alcanzarse para cada etapa. Los valores del peso obtenidos son los mostrados en la tabla 23: Tabla 23.- Carga máxima SECCIÓN PESO DE LA SARTA PESO DE TR in Klbs Klbs 12 1/ / / Como se puede observar en la tabla la carga máxima que debería soportar el sistema de levantamiento del taladro es al sacar la sarta de perforación de la sección de 8 ½ Ecuaciones de diseño del taladro Con todos estos análisis los cálculos para la selección del taladro pueden ser realizados, el objetivo es definir los principales requisitos que el taladro deba cumplir. a) POTENCIA REQUERIDA POR EL MALACATE DP = (TS HDL) 550 RE

93 71 Ecuación 1.- Potencia requerida por el malacate Dónde: DP: Potencia del malacate (HP) TS : Velocidad de viaje (ft/seg), para diseño se usa 2ft/seg (Luna David s.f.) 8 HDL: Peso de la carga más pesada en el lodo (lb) RE: Reeving efficiency (eficiencia del sistema del gancho) La eficiencia del sistema del gancho es encontrada en el capítulo F del IFP Drilling Data Handbook. b) CARGA ESTÁTICA DEL GANCHO SHL = (HAS + TB + MO) 1.25 Ecuación 2.- Carga estática del gancho Dónde: SHL: Carga estática del Gancho (lb) HAS: Peso de la sarta más pesada en el air (lb) TB: Peso del Bloque viajero (lb) MO: Margen de Overpull (lb) Factor de seguridad de Luna David, Rig Selection: Value to a Project, Intouch de Schlumberger

94 72 c) CARGA DE LA LÍNEA RÁPIDA FLL = HS N RE Ecuación 3.- Carga de la línea rápida Dónde: FLL: FAST LINE LOAD Carga de la línea rápida (lb) HS: Carga más pesada a levantar (lb) 9 N: Número de líneas RE: Reeving efficiency (eficiencia del sistema del gancho) d) POTENCIA REQUERIDA POR LAS BOMBAS Dónde: HPP = FR P 1714 Ecuación 4.- Potencia requerida de las bombas del taladro HPP: Potencia requerida de las bombas del taladro (HP) FR: Caudal (gpm) 9 La carga más pesada a levantar es determinada multiplicando el peso de la tubería de revestimiento más pesada a levantar por un factor de seguridad de 2 y el peso de la sarta más pesada por un factor de seguridad de 3, el valor más alto será el que se utilice.

95 73 P: Presión (psi) Luego de obtener todos los datos necesarios y los cálculos de hidráulica del Anexo E para el diseño del taladro, se realizan los cálculos para determinar qué tipo de taladro será necesario para perforar los pozos tipo Slim Hole. En el anexo F se detalla el proceso de cálculo y en la tabla 24 se detalla el resultado de los requerimientos del taladro de perforación. Tabla 24.- Requerimientos del taladro de perforación pozos tipo Slim Hole POTENCIA REQUERIDA POR EL MALACATE HP CARGA ESTÁTICA DEL GANCHO Lb CARGA DE LA LÍNEA RÁPIDA Lb CAPACIDAD DEL SET BACK Lb POTENCIA REQUERIDA POR LAS BOMBAS 1745 HP Como se indica en la tabla, para perforar los pozos tipo Slim Hole en el Campo Shushufindi - Aguarico se necesita un taladro que pueda generar una potencia de alrededor de 1000 HP, que pueda soportar una carga estática del gancho sobre libras y con una capacidad del set back de unas lbs y Bombas de 1750 HP. Se ha buscado en el mercado un taladro que cumpla estas características y se seleccionó un taladro de 1200 HP con tres bombas de 1000 HP cada una Estimación del tiempo de perforación Uno de los objetivos de perforar pozos tipo Slim Hole es disminuir el tiempo de perforación; para estimar el tiempo que tomará perforar este tipo de pozos se sigue un proceso establecido por el estándar de Estimación de Tiempos de Schlumberger 10 que está compuesto de los pasos mostrados en la figura Estándar IPM, 2015, Well Time Estimation, Standard Operating Procedure, Schlumberger

96 74 Adquisición de la Data Filtro de Datos Tiempo Limpio NPT del Taladro Secuencia de Eventos Tiempo Total de un pozo Curva de Eficiencia Tiempo Total de la Campaña NPT de Riesgo Figura 23.- Procedimiento para estimación del tiempo total de perforación (E. I. Schlumberger s.f.) Es decir que el tiempo total de perforación del pozo es calculado por: Tiempo Total = Tiempo Limpio + NPT Taladro + NPT Riesgo + Curva de Eficiencia Ecuación 5.- Tiempo total de perforación de un pozo A continuación se detallará cómo calcular cada sumando de la ecuación: Tiempo limpio Siguiendo los pasos del procedimiento lo primero que se debe hacer es la adquisición de la Data de perforación que se encuentra resumida en la estadística del Proyecto, se filtran los datos de acuerdo al tipo de pozo que se va a perforar y se toman en cuenta únicamente los pozos que se hayan perforado con el sistema de rotación planeado para los pozos tipo Slim Hole mostrado en la tabla 25. Tabla 25.- Drive a utilizarse en los pozos tipo S y J del Slim Hole

97 75 Pozo Tipo S Pozo Tipo J Sección Drive Sección Drive In in ¼ RSS 12 1/4 MOTOR 8 ½ Motor 8 1/2 RSS 6 1/8 Motor 6 1/8 Motor Una vez seleccionados los pozos, se procede a elaborar la secuencia de eventos de las actividades de perforación de cada una de las secciones del pozo, se asignan tiempos a cada una en base a la información obtenida de los pozos filtrados y a los análisis de tasa de penetración, velocidad de viaje al sacar y bajar la sarta de perforación, velocidad de corrida de tubería de revestimiento y demás. a) Tasa de penetración en pozos Slim Hole La literatura indica que al disminuir el diámetro de los agujeros la tasa de penetración aumenta. Según (Wilmot 2001) al perforar en la misma zona con distintos diámetros de la broca, la tasa de penetración aumenta a medida que se disminuye el diámetro de la broca hasta llegar a 8 ½ que es considerado el diámetro óptimo de perforación y después de este disminuye tal como se muestra en la figura 24.

98 76 Figura 24.- Relación entre la ROP y diámetro de la broca Fuente: The effects of Formation Hardness, Abrasiveness, Heterogenity and Hole Size on PDC Bit Performance (Wilmot 2001) SPE/IADC Para corrobora esta información se realizó un análisis de los valores de ROP tomados al perforar las mismas formaciones con distintos diámetros de brocas. La formación Orteguaza en el campo Shushufindi Aguarico se perfora con broca de 16 o con 12 según sea el tipo de pozo que se diseñe, en los pozos desviados normales Orteguaza se perfora en la sección de 12 ¼ y en los de alto desplazamiento en la de 16. En función de ello, se establecerá la comparación de ROP s al cambiar únicamente los diámetros en una misma formación:

99 77 POZO Tabla 26.- Comparación ROP broca 16" vs Broca 12 1/4" en Orteguaza COMPARACIÓN ROP BROCA 16" vs BROCA 12 1/4" BROCA 16" BROCA 12 1/4" ROP RS MOTO ROP RS NET POZO S R NETA S A ft/hra. ft/hra. MOTO R POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X POZO X PROMEDI O ft/hra DIFERENCI A 34% Al hacer una comparación de aquellos pozos que fueron perforados con un mismo sistema de rotación (motor de fondo), se tiene que la diferencia de ROP entre y 16 al perforar a una misma formación es de un 34% de mejora para la broca de Un análisis similar se realizó para determinar la diferencia en la tasa de penetración de una broca de 12 ¼ con una broca de 8 ½. Se tomaron las tasas de penetración efectiva de una broca de 8 ½ en un pozo perforado en un campo vecino para compararlas con otro perforado por una broca de 12 ¼ en el campo Shushufindi en las mismas formaciones con un motor de similares características. Se compararon estos valores como se muestra en la tabla 27.

100 78 Tabla 27.- Comparación ROP broca 12 1/4" vs broca 8 1/2" Comparación ROP broca de 12 1/4" vs broca 8 1/2" Pozo campo Shushufindi Pozo campo vecino " 8.5" Motor a962m5640xp Md from Md to Calc rop Drilling mode Diff press Motor a675m7850xp Md from Md to Calc rop Drilling mode Diff press Ft Ft Ft/h Psi Ft Ft Ft/h Psi Tiyuyacu ,86 Rotating 100 Tiyuyacu ,43 Rotating Rotating ,15 Rotating Rotating ,67 Rotating Rotating ,58 Rotating Rotating ,08 Rotating Rotating Rotating Rotating ,25 Rotating Rotating ,84 Rotating Rotating ,48 Rotating Rotating Rotating Rotating Rotating Rotating ,39 Rotating Rotating Rotating 300 Caliza M ,59 Rotating ,63 Rotating ,14 Rotating 300 Promedio ft/hra. 48,97 Caliza M1 Diferencia 13% ,61 Rotating 300 Promedio ft/hra. 56,05 En función del análisis realizado, se concluye que al perforar una misma formación con broca de 8.5 vs ; se tiene una mejora de 13% al perforar con un diámetro de 8.5. Esta conclusión soporta lo estipulado por Wilmot, quien concluye que una mayor tasa de penetración se alcanza conforme se reduce el diámetro empleado. Esta

101 79 es una ventaja adicional de los pozos Slim, puesto que al aumentar la tasa de penetración en la perforación el tiempo de la operación disminuye. b) Velocidad de corrida de la tubería de revestimiento en pozos Slim Hole Para determinar la velocidad a la que la se bajará la tubería de revestimiento en el pozo Slim Hole se tomó como referencia la velocidad de corrida en los pozos ya perforados, para esto se subdividieron los procesos según sea el tipo de pozo a perforar. Inicialmente se calculó la velocidad promedio de la corrida de los pozos desviados tipo S y J como se muestra en la tabla 28. Tabla 28.- Promedio de velocidad de corrida de casing pozos convencionales PROMEDIO DE VELOCIDAD DE CORRIDA DE CASING POZOS CONVENCIONALES DIÁMETRO DEL CASING POZOS TIPO S PROMEDIO DE VELOCIDAD DE CORRIDA DIÁMETRO DEL CASING POZOS TIPO J PROMEDIO DE VELOCIDAD DE CORRIDA In ft/hra in ft/hra , , /8 528, /8 420,12 9 5/8 648,80 9 5/8 414, LINER 510 LINER LINER 7 LINER 809 CON DP 1015 CON DP Los promedios de corrida del casing de 20 y el de 9 5/8 y liner de 7 de los pozos convencionales se conservan iguales para la corrida de la tubería de revestimiento del Slim Hole, mientras que para el liner de 6 1/8 se tomará como referencia los datos del pozo perforado en un campo vecino, como se muestra en la tabla 29.

102 80 Tabla 29.- Velocidad de corrida de casing Slim Hole PROMEDIO DE VELOCIDAD DE CORRIDA DE CASING SLIM HOLE Slim Hole Tipo S Promedio de velocidad de corrida Slim Hole Tipo J Promedio de velocidad de corrida Diámetro del casing Diámetro del casing In ft/hra in ft/hra 13 3/8 140, /8 140,00 9 5/8 649,00 9 5/8 415, Liner 7 6 1/8 510 Liner Liner con 7 Liner con 809 DP 1015 DP 261 Liner 261 Liner Liner con 6 1/8 Liner con 1037 DP 1037 DP En función del análisis mostrado tanto para ROP, como corrida de casing y la evaluación de tiempos limpios durante la campaña de perforación en el campo Shushufindi, se tiene el tiempo de cada etapa de perforación para cada tipo de pozo, el cual se encuentra detallado en el Anexo G, este será el tiempo limpio del pozo pues solo se toman en cuenta actividades propias de la perforación que forman parte del tiempo productivo del pozo. El tiempo limpio es calculado y representado en una curva de tiempo versus profundidad de la gráfica 9:

103 Profundidad [Pies] 81 Gráfica 9.- Curva de tiempo vs profundidad del tiempo limpio pozos Slim Hole 0 CURVA DE TIEMPO LIMPIO vs. PROFUNDIDAD Slim Hole Tipo S Slim Hole Tipo J ,33 16, Tiempo de Perforación [Días] El tiempo limpio calculado para cada tipo de pozo es menor que el tiempo limpio de los pozos que han sido perforados en el campo Shushufindi - Aguarico con la misma configuración de sartas; en las gráficas 10 y 11 se muestra esta diferencia para cada tipo de pozo permitiéndonos establecer el porcentaje de tiempo que se disminuye al perforar pozos tipo Slim Hole. Gráfica 10.- Diferencia de tiempos limpios pozos convencionales vs pozos Slim Hole tipo S

104 Profundidad [Pies] TIEMPO LIMPIO vs. PROFUNDIDAD Pozo 1, Días, 9/2014 Pozo 2, Días, 2/2014 Pozo 3, Días, 3/2014 Pozo 4, Días, 6/2014 SLIM HOLE, Días Tiempo de Perforación [Días] Fuente: Información proporcionada por la fuente de datos de perforación de Schlumberger El promedio de los tiempos limpios de perforación para los pozos convencionales tipo S es de días, que comparado con el tiempo limpio de días planeado para los pozos Slim Hole tipo S, implica un diferencia en tiempo del 18%. Gráfica 11.- Diferencia de tiempos limpios pozos convencionales vs Slim Holes tipo J

105 Profundidad [Pies] TIEMPO LIMPIO vs. PROFUNDIDAD Pozo 1, Días, 12/2013 Pozo 3, Días, 12/2014 Pozo 4, Días, 4/2015 Pozo 2, Días, 4/2014 SLIM HOLE, Días Tiempo de Perforación [Días] Fuente: Información proporcionada por la fuente de datos de perforación de Schlumberger De igual manera, como se muestra en la gráfica 11, el promedio de tiempo limpio para los pozos convencionales tipo J es de días, que comparado con el tiempo limpio planeado de los pozos Slim Hole tipo J de días da como resultado una reducción del 14.5% en tiempo. Los valores finales son expresados en la gráfica 12. Gráfica 12.- Porcentaje de reducción de tiempo pozos convencionales vs Slim Holes

106 ,49 19,62 16, , CONVENCIONAL TIPO S SLIM HOLE TIPO S CONVENCIONALSLIM HOLE TIPO TIPO J J Cálculo del tiempo no productivo Según el estándar de Estimación de tiempo de pozo de Schlumberger, el tiempo no productivo con sus siglas NPT en inglés, es cualquier y todas las interrupciones a la secuencia de operaciones que dan lugar a retrasos de tiempo. El NPT se divide en dos categorías principales, NPT relacionado con el taladro y el NPT relacionado con el riesgo. El NPT relacionado con el equipo de perforación incluye las perturbaciones causadas por la falla del taladro y el NPT relacionado con el riesgo incluye potenciales problemas a presentarse en la superficie y en el fondo del pozo tales como la espera de órdenes, pega de tubería, pérdida de circulación, fallas operaciones, humanas o eventos geológicos etc. (Tellez 2015). Para determinar el tiempo total que tomará la perforación del pozo se debe tomar en cuenta el tiempo no productivo que puede ocurrir, para esto se calcula, según el estándar, el promedio de tiempo no productivo del taladro y riesgo que se ha tenido en el proyecto de perforación en el campo Shushufindi Aguarico durante los últimos pozos. Específicamente se han tomado los últimos 10 pozos que corresponden al 2015 y en los cuales ya se ha superado la curva de aprendizaje y el proceso de perforación está controlado con eventos aislados de NPT. A continuación su detalle:

107 85 a) Tiempo no productivo relacionado con el taladro Para el cálculo del NPT del taladro se promedió el tiempo que se retrasaron las operaciones de perforación debido a fallas del taladro, en Consorcio Shushufindi están operativos dos taladros a los que se realizó el análisis. De los reportes diarios de perforación se tabulan los tiempos no productivos y se clasifican los tiempos relacionados a las fallas de cada taladro. Hilong TIPO DE FALLA UNI DA D Tabla 30.- Porcentaje de NPT del taladro Hilong POZO Núm Bombas hrs 27, ,5 0 Top drive hrs ,5 8 1,5 1,5 0 Otras Fallas del Taladro hrs Fallas del BOP y Acumuladore hrs ,5 0 0 s Fallas del Sistema hrs , Circulatorio Problemas del Flow Line hrs Fallas Eléctrica hrs Malacate hrs % NPT RIG por pozo % 5,46 1,71 0,00 6,81 0,00 0,21 1,20 1,08 1,37 0,00 Tiempo Real Días 21,0 19,5 17,8 17,1 3 16,15 19,75 27,79 19,35 21,3 18,5 Fuente: Información proporcionada por la fuente de datos de perforación de Schlumberger La principal falla que ha tenido el taladro es el daño en las Bombas del sistema de circulación como se puede ver en el histograma de la gráfica 13. El promedio de NPT del taladro es de 1,78%. Gráfica 13.- Histograma NPT del Taladro Hilong

108 PUMPS TOP DRIVE - ROTARY TABLE OTHER RIG FAILURES BOP'S TEST FAILURE & ACCUMULATOR OTHERS - CIRCULATING FLOWLINE PROBLEMS ELECTRIC FAILURE HORAS NPT TALADRO HILONG HORAS DE NPT H&P 176 TIPO DE FALLA Tabla 31.- Porcentaje de NPT del taladro H&P UNID AD Pozo Núm Bombas hrs ,5 7 3,5 Top drive hrs 0 1, , ,5 4 0,5 Otras Fallas del Taladro hrs Fallas del BOP y Acumuladores hrs , ,5 Fallas del Sistema hrs ,5 3,5 Circulatorio Problemas del Flow Line hrs Fallas Eléctrica hrs , ,5 Malacate hrs % NPT RIG por pozo % 0,20 2,10 6,57 0,85 11,3 0,27 0,78 0,44 2,57 1,60 Tiempo Real Días 21,3 18,9 30,5 22,1 21,2 23,1 21,4 19,2 21,9 24,8 Fuente: Información proporcionada por la fuente de datos de perforación de Schlumberger La principal falla que ha tenido el taladro es el daño en el Top Drive como se puede ver en el histograma de la gráfica 14. El promedio de NPT del taladro es de 2.67%. Gráfica 14.- Histograma NPT del taladro H&P

109 TOP DRIVE - ROTARY TABLE PUMPS OTHERS - CIRCULATING OTHER RIG FAILURES BOP'S TEST FAILURE & ACCUMULATOR DRAW WORKS FLOWLINE PROBLEMS ELECTRIC FAILURE HORAS 87 NPT TALADRO H&P HORAS DE NPT Promediando los dos tiempos se obtiene que el tiempo no productivo relacionado al taladro en el proyecto de perforación en el Campo Shushufindi Aguarico es 2,22%. Como se pudo observar en las tablas los problemas que mayor incidencia tienen los taladros están relacionados con fallas en el Top Drive y Bombas de taladro. b) Tiempo no productivo relacionado con el riesgo En el tiempo no productivo relacionado con el riesgo se toman en cuenta las interrupciones de tiempo causadas en la formación como problemas al meter o sacar tubería donde se realicen maniobras de reaming o backreaming, pérdidas de circulación, influjos, gasificación, y problemas operacionales como pegas de tuberías, trabajos de pesca y de reentrada de pozos. Estos valores han sido clasificados y agrupados para cada pozo y así determinar un porcentaje de NPT. Para este análisis se tomaron en cuenta todos los pozos perforados en el Tabla 32.- NPT relacionado con el riesgo POZO UNIDAD TIEMPO TOTAL HOLE NPT H % NPT POZO 1 hrs POZO 2 hrs. 387,5 0 0 POZO 3 hrs POZO 4 hrs

110 88 POZO 5 hrs POZO 6 hrs POZO 7 hrs POZO 8 hrs POZO 9 hrs ,5 0, POZO 10 hrs POZO 11 hrs Fuente: Información proporcionada por la fuente de datos de perforación de Schlumberger Como se puede ver en la tabla 32, en los pozos perforados en 2015 no ha habido mayores interrupciones relacionadas con el riesgo de la formación o problemas operacionales por lo que se calcula un valor de 1% de NPT relacionado con el Riesgo Cálculo de la curva de aprendizaje La curva de eficiencia, también conocida como Curva de Aprendizaje, describe matemáticamente la capacidad de las organizaciones para mejorar su desempeño en el tiempo. Este concepto que se aplica a la fase de perforación de la industria petrolera, se introdujo en 1986 en SPE Las siguientes ecuaciones fueron el resultado de este trabajo: t n = C1 e (1 n) C2 + C3 Ecuación 6.- Tiempo de perforación del n pozo C1 = t 1 C3 Dónde: tn: es el tiempo tomado perforar un pozo "n". t1: es el tiempo requerido para perforar el primer pozo en la campaña. n: es el número del pozo (secuencial). C1: es una constante que refleja cuánto más tiempo tomó en perforar el primer pozo en comparación al pozo ideal.

111 89 C2: es una constante que refleja la tasa de aprendizaje de una organización (0,0-1,0). C2 = 0.32, Valor común en la Industria 0.34 < C2 < 0.50, Promedio de la Industria 0.50 < C2 < 1.00, Desempeño sobre expectativas 1.00 < C2, Excelente desempeño C3: es una constante que refleja el tiempo mínimo del pozo ideal (Tiempo Limpio) Referencia: (J.F. Brett and K.K. Millheim 1986) Para determinar qué tipo de curva de aprendizaje se aplicará a los Slim Hole, se calculó la curva de aprendizaje de los pozos tipo J y S perforados por Consorcio Shushufindi desde 2012, aplicando las ecuaciones descritas y determinando los valores C1 y C2 a usarse para el cálculo de la curva de aprendizaje de los pozos tipo Slim Hole. El parámetro C3 implica los tiempos limpios ya calculados. A continuación se muestra la gráfica de la curva de aprendizaje actual del Consorcio Shushufindi.

112 DpP - Días por Pozo # "n" Gráfica 15.- Curva de aprendizaje pozos tipo S CSSF Curva de aprendizaje pozos tipo S Curva de aprendizaje: t(n)=20.6 e^((1 n) 0.38) Pozo 2 BRETT, J. F., MILLHEIM, K. K., The Drilling Performance Curve: A Yardstick for Judging Drilling Performance, SPE C3 Pozo 4 Pozo 8 LC ( C2=0.4) Pozo LC ( C2=0.32) Pozo 3Pozo 5 Pozo 14 Pozo 27 Pozo 16 LC ( C2=0.38) Pozo 26 Pozo Pozo 10 Pozo Pozo 28 Pozo 24 Pozo 30 Pozo 1 Pozo 9 Pozo 19 Pozo 38 Pozo 7 Pozo 13 Pozo 15Pozo 18Pozo 20 Pozo 22 LC ( C2=0.25) Pozo 37 Pozo Pozo Pozo 21 Pozo 39 17,9 Pozo 40 Pozo Pozo Pozo 23Pozo 25 17,9 Pozo 44 Pozo n - Número de pozos (en secuencia)

113 DpP - Días por Pozo # "n" Gráfica 16.- Curva de aprendizaje pozos tipo J CSSF Curva de aprendizaje pozos tipo J Learning Curve: t(n)=20.1 e^((1 n) 0.38) BRETT, J. F., MILLHEIM, K. K., The Drilling Performance Curve: A Yardstick for Judging Drilling Performance, SPE Pozo 2 Pozo 1 Pozo 3 LC ( C2=0.4) Pozo 5 Pozo 7 Pozo 4 Pozo 8 Pozo 6 LC ( C2=0.2) C2=0.25) Pozo 11 Pozo 9 Pozo 13 Pozo 10 Pozo 12 LC ( C2=0.32) Pozo 15 Pozo 14 Pozo 18 Pozo 19 Pozo 17 LC Pozo ( C2=0.3) C2=0.38) 20 Pozo 28 Pozo 32 Pozo 22 Pozo 30 Pozo 31 Pozo 24Pozo 27 Pozo 21 Pozo 25 Pozo 26 Pozo 23 Pozo 29 Pozo 33 Pozo 37 Pozo 35 Pozo 36 Pozo 34 C n - Número de pozos (en secuencia)

114 DpP - Días por pozo # "n" 92 El valor de C2 que se ajusta a las curvas de eficiencia de los pozos perforados en el Campo Shushufindi es el de 0.38; valor ubicado dentro del rango promedio de la Industria y el C1 vendrá de la curva cuyo comportamiento sea similar a la curva de aprendizaje vista en el Consorcio. Las curvas de aprendizaje de los Slim Holes, considerando las variables calculadas, se muestran en las gráficas 17 y 18. Gráfica 17.- Curva de aprendizaje Slim Hole tipo S Curva de Aprendizaje Slim Hole tipo S Learning Curve: t(n)=c1 e^((1 n) 0.38)+14.3 BRETT, J. F., MILLHEIM, K. K., The Drilling Performance Curve: A Yardstick for Judging Drilling Performance, SPE n - Número de pozo (en secuencia)

115 DpP - Días por pozo # "n" 93 Gráfica 18.- Curva de aprendizaje Slim Hole tipo J 21 Curva de Aprendizaje Slim Hole tipo J Learning Curve: t(n)=c1 e^((1 n) 0.38)+16.8 BRETT, J. F., MILLHEIM, K. K., The Drilling Performance Curve: A Yardstick for Judging Drilling Performance, SPE n - Número de pozo (en secuencia) Se tiene que el tiempo total para los pozos tipo S, incluyendo la curva de aprendizaje es 17 días. Lo cual implica que conforme se adquiera mayor experiencia en la perforación de los mismos, se podría alcanzar su tiempo limpio de días. De igual forma para los pozos tipo J, se tiene un tiempo total con la curva de aprendizaje de 20 días; pero una meta de días conforme se adquiera experiencia en las operaciones y el proyecto alcance la madurez respectiva Riesgos al perforar pozos tipo Slim Hole Los riesgos son muy parecidos que al perforar pozos convencionales en el campo Shushufindi exceptuando por desventajas ya mencionadas tales como: pérdidas de presión en el anular, altas ECD s cementación del Liner de 5 ½, dificultad para detectar influjos y la pobre transmisión de peso sobre la broca en la sección más

116 94 delgada. Los riesgos de cada sección son identificados y se da para cada uno métodos de prevención y mitigación presentando cada uno de ellos en las tablas Tabla 33.- Riesgos potenciales para la sección de 16 Riesgos Cantos rodados, embolamiento (Perforación) Pega de tubería por empaquetamie nto (Perforación) Pérdida de circulación (Circulación) La tubería no llegue a fondo (Bajar TR 13 3/8 ) Pérdidas de circulación (Cementación) Profundid ad (ft) Prevención Perforar con caudal entre gpm y bombear píldoras viscosas. Píldora viscosa final de la sección Controlar RPM los primeros 100 ft. Bombear píldoras viscosas Usar bombas jet para limpiar el cellar cuando exista ROP <10 ft/hr Píldora viscosa al final de la sección RPM los primeros 100 ft Disponer de tubería macarroni Perforar con bajo caudal y RPM los primeros 100 ft Contar con suficiente material anti-pérdida y cemento antes de comenzar la perforación. Realizar viaje de calibración Colocar píldora viscosa en último viaje antes de correr TR Tubería macarroni para efectuar Top Job. Mitigación Reducir parámetros de perforación Bombear píldoras de control de pérdida y de limpieza Uso de Surfactante para desembolamiento Bajar con tubería macarroni y limpiar el agujero Trabajar sarta con bombas y rotación Bombear píldora de limpieza Contar con suficiente material anti-perdida y cemento antes de comenzar la perforación Evaluar cementar Trabajar TR Agregar fibra a lechada. Tabla 34.- Riesgos potenciales para la sección de 12 1/4 Riesgos Lavar el tubo conductor (Perforación) Profundid ad (ft) +/- 216 Prevención Iniciar la perforacion con bajo caudal de hasta 750 gpm y bombear píldoras viscosas Mitigación Contar con Jet cellar o bombas eléctricas antes de comenzar la perforación

117 95 Riesgos Cantos rodados, embolamiento (Perforación) Profundid ad (ft) Prevención Perforar con caudal aproximado de hasta 750 gpm y bombear píldoras viscosas Píldora viscosa final de la sección Controlar RPM los primeros pies. Mitigación Reducir parámetros de perforación Bombear píldoras de control de pérdida y de limpieza Uso de Surfactante para desembolamiento Fracturamiento y comunicación de cellars y formaciones (Perforación) Taponamiento del flow line (Perforación) Embolamiento de Broca (perforación) Hoyo apretado/ Pega de tubería (Perforación) Formación de ojo de llave (Perforación) Perforar con parámetros controlados hasta 1000 ft. Bombear píldoras viscosas cada parada. Jets en el flow line con la tercera bomba del taladro Limpieza adecuada del agujero Control de ROP Mantener óptimo caudal y óptimas condiciones del fluido de perforación Bombear píldoras dispersa Monitoreo T&D Fluido disperso circular con máximo caudal WSS y AWSS con experiencia. Viajes de calibración Monitoreo de T&D Material anti pérdida/ controlar parámetros Limpieza del flow line en sitio, continuar con ROP controlada hasta poder manejar los retornos en superficie Bombear píldoras desembolantes Sacar broca y estabilizar para limpieza Trabajo de la sarta Procedimiento/difusión de prácticas operacionales para perforar Uso de martillo de perforación Trabajo de la sarta Procedimiento/difusión de prácticas operacionales en caso de potenciales eventos de pega de tubería Anillamiento de broca al perforar formación Orteguaza Tendencia a disminuir el ángulo (Perforación) Reducir RPM en superficie Trayectoria direccional 15 ft por encima del plan Análisis de tendencia de BHA de pozos vecinos a construir con facilidad más de 1deg/100ft y mantener tangente. Sacar sarta a superficie Perforar en slide mode para continuar con plan direccional BHA de contingencia

118 96 Riesgos Hoyo apretado/ Pega de tubería (Viaje de Calibración) Riesgo de colisión con pozos vecinos (Perforación) Hoyo apretado (T&D) (Viaje de Calibración) TR no llegue a fondo (Bajar TR 9 5/8 ) Profundid Prevención ad (ft) Viaje de acondicionamiento. Erosionar la formación con máximo caudal para realizar el viaje Reducción en el número de HWDP s Fluido disperso Toma de Gyro mientras se tiene interferencia magnética. Seguimiento de trayectoria planeada con evaluación de anticolisión en ejecución Erosionar la formación con máximo caudal para realizar el viaje Fluido dispersos Seguimiento de T&D. Viaje de calibración si el pozo lo requiere. Incrementar densidad de lodo para compensar ECD antes de bajar TR Dejar píldora con estabilizador de lutitas para cubrir toda la formación de Orteguaza. Trabajar apoyos con circulación Tripping load análisis No circular mientras se atraviesa lutitas inestables de Orteguaza. Mitigación Trabajo de la sarta Procedimiento/difusión de prácticas operacionales para viajes Uso de martillo en BHA Sidetrack Trabajo de la sarta Procedimiento/difusión de prácticas operacionales para viajes BHA simulado (misma configuración de BHA de perforación). Evaluar cementar TR Sacar TR y realizar viaje de calibración Evaluar TR de contingencia

119 97 Tabla 35.- Riesgos potenciales de la sección de 8 1/2 Riesgos Profund idad (ft) Prevención Mitigación Pega de tubería por cemento verde 5509 Bajar las últimas 2 paradas con circulación y rotación Usar accesorios no rotativos Trabajar sarta Martillo de perforación Pega de tubería (FIT) Prueba no exitosa (FIT) Problemas de limpieza de agujero Variación en las presiones de circulación, real vs estimada Realizar FIT con broca dentro del zapato No sobre desplazar el cemento Colocar 2 tubos de TR entre zapato y cuello flotador. Diseño de hidráulica Bombeo de tren de píldoras Circular con máxima rotación permitida. Trabajar sarta Realizar cementación remedial Viajes de calibración y si es necesario realizar backreaming Revisión de ID de la sarta de perforación del rig. Realizar prueba de eficiencia de Reducir tasa de flujo bombas. Verificar propiedades Reológicas Pc / Vp / Densidad Lodo. Anillamiento de la broca (conglomerado Superior) Disminuir ROP 30 ft antes del tope del conglomerado sup. Well site geologist. Cambio de broca Trayectoria no se ajusta a plan direccional Pérdida de Target Shocks & vibrations (falla hta direccional) (conglomerado) Perforar toda la sección tangente de la etapa de 8 ½ por arriba de la trayectoria planeada Controlar parámetros basado en prueba de perforabilidad. En caso de caída abrupta de inclinación, bajar una sarta tipo fulcrum Modificar parámetros (de acuerdo a matriz de D&M) Incrementar lubricidad a un 3%

120 98 Riesgos Profund idad (ft) Prevención Mitigación Dificultad para continuar plan direccional (Conglomerado Superior) Shocks & Vibrations/ Baja ROP (Perforación) Stick & Slip (Perforación) Altos valores de torque (Perfil direccional) (Perforación) Arrastres y apoyos (Viaje de calibración) Diseño de plan direccional para disminuir sección de conglomerados a perforar. Discutir las medidas preventivas para reducción de S&V con el WSS, principalmente para la zona de conglomerados inferiores. Reducción de S&V con el WSS, principalmente para la zona de conglomerados inferiores. Óptimos parámetros de perf. Levantar sarta parar rotaria y recomenzar la perforación modificando los parámetros. Monitorear valores de T&D. Repasar cada junta perforada con circulación y rotación. Optimizar la limpieza del agujero. Bombeo de píldoras de limpieza. Limpieza de agujero. Reducir velocidad de viaje antes de entrar a conglomerados. Identificar camas de recortes Mantener el filtrado de acuerdo al programa de lodos. Bajar MF para perforar. Modificar parámetros (de acuerdo a matriz de D&M) Modificar parámetros (de acuerdo a matriz de D&M) Incrementar lubricidad hasta un 3% Lubricantes en fluido (máx. 3.0%) Cambio de BHA Modificar parámetros operacionales Reaming & backreaming. Utilizar BHA simulado. Inestabilidad del hueco por formaciones reactivas Agregar Inhibidores de hidratación de Arcillas. Pruebas de reactividad de la formación. Trabajar la sarta con bombas y rotación. Anillamiento de la broca por conglomerados Asegurar base de los conglomerados inferiores 10 ft dentro de la formación TENA. Cambiar broca.

121 99 Riesgos Profund idad (ft) Prevención Mitigación Liner no llegue a fondo (Correr Liner 7 ) Pérdida de circulación durante la cementación (Liner 7 ) Mala cementación (Cementación Liner 7 ) Pega de tubería en intercalaciones entre Conglomerado Inferior y Tena ~ WSS Geologist, a cargo de la descripción litológica. Parámetros de perforación controlados. Viaje de calibración en caso de ser necesario Incrementar densidad de fluido para compensar ECD previo a la corrida. Trabajar apoyos con circulación. Análisis de tortuosidad y velocidad de bajada de Liner. Tripping load análisis Uso de centralizadores rígidos. Monitorear volúmenes de la cementación todo el tiempo. Evaluar el uso de material sellante o anti-pérdida en la lechada de cemento. Prácticas operativas y programa de cementación Monitorear presiones de circulación y NO cementar hasta estabilizar presiones (según estimadas) Realizar prueba de eficiencia a las bombas. Realizar el bombeo de píldoras sellantes/estabilizadoras/lubrica ntes cada parada durante el conglomerado hasta tener muestras 100% arcilla. No mantener la tubería estacionaria en esta zona, si por algún motivo no se puede continuar la perforación ni sacar a zapata anterior, circular y reciprocar la sarta con rotación. Evaluar cementar Liner. Sacar Liner y realizar viaje de calibración. Evaluar Liner de contingencia. Reducir gastos durante el trabajo de cementación al mínimo. Correr registro de cementación y evaluar cementación remedial Dependiendo del escenario bombeo de píldoras lubricantes, dispersas, antiembolamiento o diesel. Trabajo de sarta. Uso de martillo de perforación. Desplazamiento dinámico de agua. Sidetrack.

122 100 Riesgos Profund idad (ft) Prevención Mitigación Realizar monitoreo de limpieza del agujero. Se requiere al menos buena limpieza. Realizar seguimiento de torque y arrastre monitoreando repasos y evaluar tendencias con respecto a la trayectoria ejecutada. Seguir plan de fluidos para el pozo. No se asienta colgador de Liner 7 Hacer una inspección del colgador en la base Adecuado transporte del colgador hacia el equipo Bajar un stub con juego de sellos No se libera Setting Tool Hacer una inspección del colgador en la base Adecuado transporte del colgador hacia el equipo Activar le mecanismo de liberación de emergencia Tabla 36.- Riesgos potenciales de la sección de 6 1/8 Riesgos Inestabilidad de agujero/ Pega de tubería (Perforación) Profundid ad (ft) Prevención Estudio de geomecánica referencial para establecer ventana operacional y dirección de esfuerzos Monitoreo de T&D Diseño de fluido de perforación Mitigación Prácticas operacionales Monitoreo de recortes Pega diferencial (Perforación) Mantener la sarta en movimiento Disminuir tiempo de conexión. Control de la densidad del fluido Monitoreo de T&D Limpieza de agujero y HW. Uso de Drill collar tipo espiral Diesel Martillo de perforación Sidetrack

123 101 Riesgos Altos valores de torque (Perforación) Pérdida de circulación (Yacimientos con alta permeabilidad y baja presión) Atrapamiento de la hta (por pega diferencial) /No alcanzar TD Liner no llegue a fondo Profundid ad (ft) Prevención Monitorear valores de T&D Repasar cada junta perforada con circulación y rotación Optimizar la limpieza del agujero Bombeo de píldoras de limpieza Monitorear ECD y SPP Mantener buena limpieza del pozo. Mantener en buen estado las propiedades del lodo de perforación. No bombear píldoras pesadas con EMW > ECD de perforación. Punto de asentamiento del liner 7. Previo a la corrida de registros, se llevará a cabo un análisis detallado de viajes y se definirá un plan detallado de riesgos y profundidades a las que se llevará a cabo los registros. Evaluar el acondicionar el agujero previo a correr registros eléctricos Se llevará a cabo viaje de calibración previo a la corrida de registro de presión. Evaluar la configuración de las herramientas. Tener localizada la herramienta para liberar/registrar con tubería. Tener backup de las herramientas Longitud de hta < 100 ft. Mitigación Reductores de torque Lubricantes en fluido Cambio de BHA Modificar parámetros operacionales Bombear píldoras con material anti pérdida. Trabajo de la herramienta de Registros Pesca enhebrada (disponibilidad de herramientas antes de realizar trabajo). Viaje de calibración. Viaje de calibración Plan es llegar con la densidad Evaluar cementar Liner final y no incrementarlo para Sacar Liner y realizar viaje registros y liner; sin embargo, se de calibración evaluará en conjunto en función de los viajes si se requiere

124 102 Riesgos Profundid ad (ft) Prevención compensar ECD previo a la corrida de liner. Trabajar apoyos con circulación Análisis de tortuosidad y velocidad de bajada de TR. Tripping load analysis (WE). Mitigación No se asienta colgador de Liner 5 1/2 No se libera Setting Tool Mala Cementacion Riesgo de influjo Dificultad para identificar un influjo Hacer una inspección del colgador en la base Adecuado transporte del colgador hacia el equipo Hacer una inspección del colgador en la base Adecuado transporte del colgador hacia el equipo Porcentaje de exceso definido según caliper y pozos ejecutados previamente en la zona. Evaluación de reduccion de espaciador. Realizar prueba de eficiencia de las bombas, prueba de líneas y volumetría del agujero. Monitoreo de PVT, presiones y volumetría durante la ejecución. Evaluación de envío de píldora con fibra o inclusión en lechada. Aumentar el volumen de exceso durante la planeación del trabajo Calcular las velocidades de sacada de la sarta (swab & surge) Chequeo de flujo previo a sacar sarta a superficie Llenado adecuado de la hoja de viajes Incrementar la frecuencia de simulacros de detección de influjo Asegurar la adecuada calibración de los equipos de detección de influjo Bajar un stub con juego de sellos Activar le mecanismo de liberación de emergencia Squeeze Realizar el primer ciclo del método del perforador circulando Controlar y matar el pozo

125 103 Riesgos Problemas en la transmisión de peso sobre la broca Alto ECD (pérdidas de circulación) Profundid ad (ft) Prevención Evaluar el incremente de DPHW en la sarta de perforación Evitar trabajo de sliding en la zona productora Maximizar la rotación Evaluar el uso de sartas telescópicas Mitigación Cambiar sarta direccional y evaluar el uso de sistema rotatorio Evaluar la reducción de la densidad del lodo Cambio de sarta por una menos robusta

126 104 CAPÍTULO V 5. Análisis económico del estudio Uno de los objetivos de este estudio es determinar la factibilidad económica de realizar este proyecto, para esto se realiza un análisis económico del costo de la perforación de cada tipo de pozo con la configuración Slim y luego de esto compararlo con el costo de la perforación del mismo tipo de pozos convencionales determinando así en cada actividad realizada el porcentaje de diferencia de costos; esta diferencia dependerá en parte del tiempo en el que se planea la perforación de cada tipo de pozo. De aquí que, la planificación hecha por el Consorcio Shushufindi para definir el presupuesto del 2016, contempla entre sus premisas que el tiempo de perforación será 19,2 días y 20,5 días para los pozos tipo S y J respectivamente. Por otro lado, para planear los pozos tipo Slim propuestos en el presente estudio se empleará para el análisis económico, el tiempo de 17 y 20 días respectivamente; aunque una vez que se supere la curva de aprendizaje, se espera reducir los tiempo a días para los tipo S y días para los tipo J. En cuanto a la reducción de materiales, como ha sido explicado en el marco teórico de este estudio con base a la bibliografía investigada, en las actividades que mayor ahorro se tendrá al perforar pozos tipo Slim Hole son el costo del casing, control de sólidos, volumen de cemento, entre otros, como se detallará a continuación. Para este análisis, el item que generó mayor diferencia fueron los costos de la tubería de revestimiento, esto se debe a que al perforar diámetros menores, se necesita menor cantidad de tubería en cuanto a diámetro y peso, las gráficas 19 y 20 muestra la

127 105 comparación de costos 11 entre los pozos convencionales del campo Shushufindi y los pozos tipo Slim Hole propuestos en relación al costo de casing empleado: Gráfica 19.- Comparación de costos de los pozos convencionales y Slim Hole tipo S $ ,00 COSTOS DEL CASING $ ,00 $ ,02 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,05 $ ,00 $ ,00 $0,00 TR POZOS CONVENCIONALES TR SLIM HOLES 11 Se ha aplicado un factos de corrección a todos los costos para mantener la confidencialidad de la información, pero poder evaluar la relación de costos y la diferencia entre lo propuesto vs lo actual.

128 106 Gráfica 20.- Comparación de costos de los pozos convencionales y Slim Hole tipo J $ ,00 $ ,00 COSTOS DEL CASING $ ,41 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,07 $ ,00 $ ,00 $0,00 TR POZOS CONVENCIONALES TR SLIM HOLES Los costos han sido calculados para la misma longitud de tubería de revestimiento, tomando en cuenta un overlap de 200 pies en cada liner y 3 juntas extra en cada sección; como se puede ver hay un 49% de ahorro en los pozos tipo Slim Hole. Otra actividad que generó un porcentaje de ahorro es el control de sólidos, puesto que se tiene menores cantidades de ripios a tratar y menor cantidad de agua. Gráfica 21.- Comparación de costos de control de sólidos COSTOS POR CONTROL DE SÓLIDOS $ ,00 $ ,00 $ ,59 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,83 $ ,00 $ ,00 $50.000,00 $0,00 Pozos Convencionales Slim Hole

129 107 Para el caso de control de sólidos, se puede observar que se disminuyen porcentajes de 42%, estos costos se deben principalmente a las reducciones de volúmenes mostrados en la tabla 18 de la sección referente a Control de Sólidos del capítulo 4 de este estudio. En relación al volumen de cemento utilizado, también se observó una reducción del costo debido a que se requiere de menor cantidad, como se muestra en las gráficas de comparación de costos con los pozos convencionales. Gráfica 22.- Comparación de costos por volumen de cemento $ ,00 COSTOS POR VOLUMEN DE CEMENTO $ ,00 $ ,70 $ ,00 $ ,08 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $0,00 Pozos Convencionales Slim Hole Al igual que el volumen de cemento, el volumen de fluidos de perforación también disminuye en 26%:

130 108 Gráfica 23.- Diferencia de costos en fluidos de perforación COSTOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN $ ,00 $ ,00 $ ,02 $ ,00 $ ,00 $ ,56 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $0,00 Pozos Convencionales Slim Hole Para el caso en especial del diseño de casing de los pozos del campo Shushufindi, en la corrida del casing de 9 5/8 para los pozos tipo J se necesita de una zapata rotatoria y anillos de torque para poder rotar la sarta en caso de que el casing tenga obstrucciones al ser bajado, esto implica un valor extra de $106,400.00; este valor representa un ahorro para pozos Slim porque se propone usar un liner de 7 del tipo Tenaris Blue que tiene la capacidad de rotar, por lo que ya no se requerirán de anillos de torque, con esto se consigue una reducción de 71% en el costo total de la corrida del casing aplicada a ambos tipos de pozo por igual: Gráfica 24.- Reducción de costos en la corrida de casing

131 109 DIFERENCIA EN LA CORRIDA DE CASING POZO TIPO J $ ,00 $ ,00 $ ,79 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $80.000,00 $60.000,00 $40.000,00 $45.057,74 $20.000,00 $0,00 Pozos Convencionales Slim Hole Por otro lado, en los pozos tipo S, no se requiere de zapata rotatoria puesto que la sección de 9 5/8 es casi vertical; el porcentaje de ahorro en los Slim Hole tipo S es de 39%. En el caso de utilizar un taladro con las características calculadas en este estudio en el capítulo 4, la tarifa diaria a pagar disminuiría en 20% de los convencionales trayendo en consecuencia una reducción del costo total del pozo de 28% para los tipo J y 29% para los S; como se muestra en la gráfica 25 y 26 respectivamente; para este caso se realiza la diferencia entre un taladro utilizado en el Campo Shushufindi con uno de 1200 HP.

132 110 Gráfica 25.- Reducción de costos por tipo taladro pozos Slim Hole tipo J $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $- TALADRO CONVENCIONAL TALADRO 1200 HP Gráfica 26.- Reducción de costos por tipo taladro pozos Slim Hole tipo S $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $- TALADRO CONVENCIONAL TALADRO 1200 HP Una actividad que, a diferencia de todas las tratadas anteriormente, aumentó de costo es la referente a los Colgadores, por su diseño, los pozos tipo Slim necesitan de dos colgadores de liner lo que trae como consecuencia el incremento de 81% en esta inversión. Gráfica 27.- Diferencia en los costos de colgadores

133 111 DIFERENCIA EN EL COSTO DE COLGADORES $ ,00 $ ,00 $ ,32 $ ,00 $ ,00 $ ,50 $ ,00 $50.000,00 $0,00 Pozos Convencionales Slim Hole Los costos por brocas y registros eléctricos tienen un costo fijo sin importar el tipo de estado mecánico del pozo; por otro lado, actividades como cargos por Ingeniería, combustible, herramientas direccionales, análisis de litología, martillos y aceleradores y otros costos dependerán del tiempo que se tome perforar cada pozo, lo que hace reducir su costo puesto que la perforación Slim Hole se planea en menor tiempo. Las gráficas 28 y 29 muestran el resumen de la diferencia total de costos en la perforación de pozos Slim tipo S y J respectivamente, al ser perforados con el mismo taladro: Gráfica 28.- Diferencia de costo por actividad pozo Slim Hole tipo S

134 WCI ENGINEERING WIRELINE WELL SERVICES DRILLING & MEASURMENTS RIG DRILLING RIG FUEL SOLIDS CONTROL DRILLING FLUIDS MUD LOGGING DRILL BITS JARS & ACCELERATOR CASING CASING RUNNING WELL HEAD LINER HANGER OTHER COSTS Savings $ WCI ENGINEERING WIRELINE WELL SERVICES DRILLING & MEASURMENTS RIG DRILLING RIG FUEL SOLIDS CONTROL DRILLING FLUIDS MUD LOGGING DRILL BITS JARS & ACCELERATOR CASING CASING RUNNING WELL HEAD LINER HANGER OTHER COSTS Savings $ 112 Diferencia de costo por actividad pozo Slim Hole tipo S $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $- $( ,00) $( ,00) Gráfica 29.- Diferencia de costo por actividad pozo Slim Hole tipo J Diferencia de Costo por actividad pozo Slim Hole tipo J $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $0,00 -$ ,00 -$ ,00

135 113 Finalmente, como resumen general del costo total de cada tipo de pozo, se planea obtener el 24% de reducción de costos en los pozos tipo S y 19% en los pozos tipo J como se muestra en las gráficas: Gráfica 30.- Diferencia total de costos pozo convencional vs Slim Hole tipo S REDUCCIÓN DE COSTOS POZOS TIPO S $ ,00 $ ,00 $ ,68 $ ,00 $ ,97 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $0,00 Pozos Convencionales Slim Hole Gráfica 31.- Diferencia total de costos pozo convencional vs Slim Hole tipo J REDUCCIÓN DE COSTOS POZOS TIPO J $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $- $ ,33 POZO CONVENCIONAL $ ,07 SLIM HOLE

136 114 CAPÍTULO VI 6. Conclusiones y recomendaciones 6.1. Conclusiones Con base a los resultados obtenidos del estudio se concluye que la perforación de pozos tipo Slim Hole en el Campo Shushufindi Aguarico es factible técnica y económicamente. Según los datos de producción analizados, se determinó que el 57% del total de los 90 pozos estudiados tienen una producción menor a 2050 bbls. de fluido diarios. Se observó también que hay una diferencia significativa entre la producción esperada de los pozos y la producción real, tal es que, el 46% de los pozos se subestima su producción, el 31% ésta es sobreestimada y el 21% concuerda, dentro de un rango de +/- 20%, entre lo real y planeado. Para perforaciones futuras, los pozos cuya producción esperada sea menor a 1039 BFPD serán pozos a los que se puede construir como tipo Slim Hole. Luego de un análisis de producción en estos pozos se concluye que el 21% de los pozos, es decir, 19 pozos, pudieron haber sido candidatos para aplicarse el esquema mecánico propuesto en este estudio. Se puede establecer que el 73% de estos 19 pozos tienen instaladas bombas que manejan un rango de caudal entre 400 y 2050 BFPD y cumplen con las características para ser instaladas en el esquema mecánico Slim Hole sin que sea afectada la producción. Se obtuvo una reducción de tiempo de 18% para los pozos tipo S que se planean en 14,33 días y de 14,5% para los pozos tipo J planeados en 16,77 días comparando con el promedio de tiempo limpio de los pozos convencionales ya perforados que es 17,49 y 19,62 días para los pozos tipo S y J respectivamente; este tiempo calculado para los pozos Slim Hole es el tiempo ideal a alcanzar luego de que se llegue a condiciones óptimas de operación; por lo que cabe

137 115 resaltar que luego de aplicar la curva de aprendizaje a cada pozo se estableció un tiempo inicial de 17 y 20 días para los pozos tipo S y J respectivamente. En tanto a los costos, se logró una reducción de 24% para los pozos tipo S, de este 24% de ahorro el 36% se obtuvo del casing, 18% en herramientas direccionales, 9% en control de sólidos, 8% cementación, 7% fluidos de perforación, 5% en el taladro y 16% en otros; para el pozo tipo J se obtuvo 19% de ahorro de los cuales el 45% se debe al casing, 17% fluidos de perforación, 11% cementación, 9% corrida del casing, 6% control de sólidos, 4% herramientas direccionales y 9% en otros. De acuerdo al diseño del taladro elaborado, se estableció que el taladro de perforación óptimo para perforar los pozos tipo Slim Hole en el campo Shushufindi es un taladro de 1200 HP. Sin embargo, con la condición actua de los contratos vigentes se puede seguir utilizando los mismos taladros para evitar gastos de movilización, esto no afectaría en gran medida el ahorro puesto que el mayor porcentaje del mismo está relacionado a consumibles como el casing. En cuanto a la ventaja Ambiental se obtuvo una reducción de 46% de ripios y 33% de agua tratada, lo cual representa una medida de ahorro para la compañía Schlumberger, debido al menor volumen de recortes a tratarse; y una ventaja competitiva del Consorcio Shushufindi, ya que muestra su compromiso con el cuidado del medio ambiente. Entre las desventajas principales de este esquema mecánico se tienen el riesgo de contaminación de la lechada de 5 1/2, por lo que las medidas de prevención establecidas en el análisis de riesgo deben ser aplicadas, tales como un mayor porcentaje de exceso y seguir prácticas aplicadas en otros campos. Otra de las desventajas que se tienen para este tipo de proyectos es en general la corrida de registros eléctricos, puesto que el diámetro de las herramientas son las mismas que se usan para agujero de 8.5, pero esta vez serán corridas en agujero de 6 1/8. Ante lo cual, se debe maximizar la alerta durante la operación y como alternativa evaluar la opción de correr registros LWD. Este tipo de pozos Slim propuestos en el presente proyecto, requiere dos liner hangers en su estado mecánico. Debido a la alta tasa de fallas que se tuvo al inicio del proyecto con los colgadores de liner, evidentemente se tiene un

138 116 riesgo adicional en este tipo de pozos al correr DOS liners. De ahí que las medidas de prevención y mitigación de riesgos que son implementadas actualmente para la corrida del liner de 7, deberá continuar en este tipo de pozos Slim Recomendaciones Se recomienda realizar análisis más rigurosos en la estimación de la producción esperada; ya que esta información es de vital importancia para el diseño del pozo. En general, según la data analizada se encontró gran diferencia en cuanto a los valores esperados y los reales; y la consecuencia directo de ello es el sobre diseño de las Bombas Electrosumergibles. Se recomienda que se evalúe la posibilidad de implementar nuevas tecnologías, tales como brocas bicónicas y brocas con tecnología stinger on blade que pueden mejorar las tasas de penetración; las mismas que se están empezando a usar en los pozos convencionales. De tal forma que se replique el modelo exitoso llevado a cabo en el proyecto Shushufindi, el costo de las herramientas en mayor, pero se justifica con el tiempo de perforación que disminuye. Se recomienda aplicar las lecciones aprendidas de pozos Slim similares analizados en este estudio y perforados en otros campos de la cuenca amazónica ecuatoriana; para que de tal forma se pueda optimizar la curva de aprendizaje prevista. Se recomienda evaluar la posibilidad de que Consorcio Shushufindi contrate los servicios de un taladro de características similares al propuesto en este estudio. Se recomienda que Consorcio Shushufindi, en caso de que considere la opción de implementar este proyecto, realice nuevas negociaciones con los proveedores de servicios, puesto que los precios expresados en este trabajo son referenciales a la fecha en la que se enviaron y pueden estar sometidos a negociaciones posteriores una vez que se confirme la ejecución del trabajo. La curva de aprendizaje de la perforación de un pozo, depende en gran medida de las lecciones aprendidas y las experiencias ganadas a lo largo del proceso

139 117 de planeación, ejecución y evaluación, por lo que se puede asignar al personal que ha participado en la planeación de estos pozos, junto a personal con experiencia en la perforación del campo Shushufindi, para poder reducir los tiempos totales. Se recomienda perforar pozos Slim Hole en el campo Shushufindi - Aguarico aplicados a pozos donde la producción esperada sea baja y se puede tomar como referencia los datos desarrollados en este trabajo de investigación.

140 118 CAPÍTULO VII 7. Referencias Bibliográficas 7.1. Bibliografía Arnold, J.W «Slimholes Compete with Big Rigs.» En Oil & Gas Journal, de J.W. Arnold, Baby, Patrice, Marco Rivadeneira, y Roberto. Barragán La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo. Francia: (Primera Edición). Anne-Marie Brougére. Bode, D.J., No&, RB. y Nickens Well Control Methods and Practices in Small- Diameter Wellbores. San Antonio: Paper SPE Carroll, Tao Zhu and Herbert «A REVIEW OF SLIMHOLE DRILLING.» «cleardirectional.» 29 de Junio. Dachary, J. and Vighetto, R «Slimhole Drilling Proven in Remote Exploration Project.» Oil and Gas Journal. Deguillaume, J. and Johnson, B Drilling With SemiAutomatic and Automatic Horizontal Racking Rigs. Houston, Texas: IADC/SPE Erick Puga, Giovanny Carrillo, Diego Patino, Paul Silva, Pablo Chica. s.f. «First Re entry well on Yuralpa Field-Ecuador.» Grove, G A and Vervloet, A W Slimhole Drilling Saves Dollars in Thermal Injectors. Paper SPE Gum, K.B «Well Cored to ft in Paraguay.» Oil 8 Gas ]ournaz 51. Huber, T.A «Development of Services and Equipment for Small Holes.» Journal of PdroZeum

141 119 J.F. Brett and K.K. Millheim The Drilling Performance Curve: A Yardstick for Judging Drilling Performance. Society of Petroleum Engineers. Journal, oil and Gas «Oil Field Slimhole Drilling Technology Improving.» oil and Gas Journal, Vol Luna David. s.f. Rig Selection: Value to a Project. Intouch de Schlumberger. McNicoll, R.M., * Baker Hughes INTEQ, Georg Schneider and P. Marquardt, Deutag, David Martin, BPB Wkeline Services, and D. Skekel, y Baker Hughes INTEQ Slim Hole Drilling Package Proves Cost Effective in Remote Location. SPE/lADC M-I SWACO de Schlumberger. s.f. «Programa de Fluidos de Perforación.» MI-SWACO Control de Sólidos de Schlumberger. s.f. Murray, P, P Spicer, R E Jantzen, S 0 Syrstad, y M R Taylor Slimhole Exploration: A Case for Partnership in The Nineties. Amsterdam: IADC/SPE Pink, M J Trends in Explbration Technology--Review gaper Maximizing Exploration. Stavanger: paper presented at the 10th Offshore Northern Seas Int Conf. Pittard, F J, Weeks, R D and Wasson, M R «Slimhole Horizontal Reentries Provide Alternative to New Drills.» Petroleum Engineer International Puga, Erick, Giovanny Carrillo, Diego Patino, PaulSilva, y Pablo Chica. s.f. «First Re entry well on Yuralpa Field-Ecuador.» Santos Limitada, ENG s.f. «Drlling slim Hole Wells.» Schlumberger. 28 de Agosto. Schlumberger Oilfield Glossary. 24 de Septiembre.

142 120 Schlumberger, Estándar IPM de. s.f. «Estándar de Estimación de Tiempos.» Intouch de Schlumberger. Schlumberger, Standar IPM de «Estandar de diseño de Casing y Tubing.» Enero. Shields, J.A. and Taylor, M.R Slimhole Kick Detection: Options and Answers. ThirdAnnual IADC European Well June 3rd4th. Shushufindi, Consorcio Ecuador. Smith de Schlumberger. s.f. «Catálogo de Brocas.» Stekoll, M.H. and Hodges, W.L «Use of Small Diameter Casing Reduces Well Costs.» En World Oil, de M.H. and Hodges, W.L. Stekoll, Stratabit, D. Dupuis / FORASOUFORAMER - Ph. Fanuel / D.B Well Cost Systems Approach: Achieving Well Cost Reduction Through Slim Hole Drilling With a Purpose Built Drillstring. IADC/SPE Tellez, Peery «IPM Well Time Estimation Standard Operating Procedure.» Schlumberger, Febrero. Traonmilin, E. and Newman, K «Coiled tubing Used for Slimhole Reentry.» Oil and Gus Journal Walker, S.H. and Millheim, KK An Innovative Approach to Exploration and Exploitation Drilling: The Slimhole Speed Drilling System. San Antonio, TX: paper SPE Wilmot, Graham Mensa The effects of Formation Hardness, Abrasiveness, Heterogenity and Hole Size on PDC Bit Performance. SPE/IADC

143 121 CAPÍTULO VIII 8. Anexos 8.1. Anexo A: Glosario de términos Análisis Nodal: se utiliza para optimizar el diseño de la terminación con el fin de que se adecue a la capacidad de producción del yacimiento y para identificar las restricciones o límites presentes en el sistema de producción y cualquier mecanismo de mejoramiento de la eficiencia de la producción. (Schlumberger 2015) Curvas de Eficiencia de Bombas Electrosumergibles: ayudan a determinar el rango operativo recomendado y así poder mantener a las bombas en balance para evitar fallas en su funcionamiento. Empuje descendente Balanceado Empuje Ascendente El eje Y, lado izquierdo representa la altura de elevación (Head), mientras que el lado derecho representa la potencia consumida y la eficiencia del sistema. El eje X representa en B/D el caudal de cada etapa. Tres son las curvas características: Altura de Elevación (azul), Potencia Consumida (rojo) y Eficiencia del Sistema (negro). La

144 122 curva de Altura de Elevación (Head), es la capacidad de elevación de cada etapa en función del caudal. La curva de Consumo (HP), nos indica los HP que requiere cada etapa en función del caudal producido. La curva de eficiencia nos da un porcentaje de cuán eficiente es la transformación de la energía mecánica en energía hidráulica, en función del caudal, para cada etapa. Cementación STAB IN: Este método se aplica cuando se necesita cementar revestidores de gran diámetro (conductores y revestidores de superficie principalmente), cuando se requieren largos períodos de tiempo para la colocación del cemento y se necesita trabajar con grandes volúmenes de cemento. En tales casos, la cementación puede ser hecha a través de la tubería de perforación que se baja dentro del revestidor para reducir el tiempo de contacto y el volumen. Wipper plug: un dispositivo isntalado en la cabeza de cementación que se corre en el casing delante del cemento para remover restos de lodo de las paredes de la tubería y prevenir la contaminación de cemento. Campo maduro: campo que ya ha pasado de su pico máximo de producción y está en su etapa de declinación. Arcillolita: es una roca sedimentaria compacta sin fisilidad que está formada por partículas muy pequeñas < 0,0039mm. Limolita: roca sedimentaria no fisible formada por partículas de 1/16-1/256 mm. Arenisca: roca sedimentaria constituida por partículas de tamaño de arena consolidada de mm, porosa y permeable que sirve de reservorio de hidrocarburos. Conglomerado: roca sedimentaria formada por clastos mayores a 2mm de diámetro. Chert: roca sedimentaria silícea de dureza 7 en la escala de Mohs. Anhidrita: mineral compuesto de Sulfato de Calcio Anhidro SO4Ca de aspecto fibroso de color blanco o traslúcido.

145 123 Caliza: roca sedimentaria compuesta principalmente por Carbonato de Calcio Ca2CO3 caracterizada por presentar efervescencias al entra en contacto con ácidos disueltos. Glauconita: mineral de color azul verdoso de forma redondeada del grupo de las micas. Pirita: mineral compuesto por Sulfuro de Hierro de color amarillo brilloso. Pozo exploratorio: pozo que se perfora en un campo para determinar la presencia de hidrocarburos. Tubería de revestimiento: tubería de acero que se coloca a medida que se perfora un pozo de hidrocarburos para evitar que las paredes se derrumben. Recortes: residuos de rocas trituradas al perforar un pozo de hidrocarburos. Pozos inyectores: pozos utilizados para inyectar agua y químicos a los reservorios productores de hidrocarburos. Cañoneo: utilización de cargas explosivas para perforar la tubería de revestimiento y parte de la formación comunicando al reservorio con la superficie. Densidad equivalente de circulación: densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la formación, es un parámetro para evitar golpes de presión y pérdidas. Tasa de penetración: medida de la velocidad con la que se perfora un pozo expresada términos de longitud en el tiempo. Pozos tipo S: pozos de trayectoria en forma de S, de sección vertical menor a 2000 pies, llegan en forma vertical con DLS bajos al objetivo. Pozos tipo J: pozos de trayectoria en forma de J, de sección vertical menor a 4000 pies, tienen mayor área de contacto con la formación. Pozos tipo J HD: pozos de alto desplazamiento, de sección vertical mayor a 4000 pies.

146 124 Arcillas reactivas: arcillas que aumenta de volumen al estar en contacto con el agua. Eficiencia del sistema de gancho: considera las pérdidas en las poleas. Es calculada por la fórmula: h= (kn 1) /(n*(k 1) *kn); donde h es la eficiencia del sistema de gancho, k el factor de fricción y n el número de líneas. Carga estática del gancho: es el máximo peso en condiciones estáticas (no viajando) que el mástil y la subestructura pueden soportar. Se calcula mediante la ecuación: SHL = (HAS + TB + MO) * 1.25; dónde, SHL es la carga estática en el gancho, HAS la carga más pesada en el aire, TB el peso del Bloque viajero, MO el margen de overpull y 1.25 un factor de seguridad, todos estos valores en lbs. Carga de la línea rápida: El principal parámetro para calcular el tamaño de la línea de perforación es la carga de la línea rápida. La línea rápida es el final de la línea de perforación que se enrrolará sobre el tambor del malacate. Capacidad del Set Back: la carga de la sarta más pesada que será colocada en el mástil. Suaveo: El efecto de suaveo se refiere a la acción que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo, cuando se mueve hacia arriba a una velocidad mayor que la del lodo. Surgencia: Es el ingreso de un fluido de formación al pozo, debido a que la presión de los fluidos de formación supera a la presión generada por la columna hidrostática del fluido de perforación. Esto puede ocurrir debido a que se está perforando con una inyección cuyo peso específico no es el adecuado para generar una presión hidrostática (PH) igual o superior a la presión de formación. Se puede detectar por aumento de la tasa de penetración, disminución de la presión de bombeo (aumento de las emboladas) y aumento de la velocidad de retorno. Tiempo Limpio: todo el tiempo operacional como se define en la secuencia de operaciones que contribuye a la perforación o de completar un pozo, con exclusión de todos los tiempos no productivos y las ineficiencias operativas. Tiempo no Productivo: con sus siglas NPT en inglés, es cualquier y todas las interrupciones a la secuencia de operaciones que dan lugar a retrasos de tiempo. El

147 125 NPT se divide en dos categorías principales, NPT relacionado con el taladro y el NPT relacionado con el riesgo. El NPT relacionado con el equipo de perforación incluye las perturbaciones causadas por la falla del taladro y el NPT relacionado con el riesgo incluye potenciales problemas a presentarse en la superficie y en el fondo del pozo tales como la espera de órdenes, pega de tubería, pérdida de circulación, fallas operaciones, humanas o eventos geológicos etc Secuencia de operaciones: El desglose por actividad cronológico necesario para construir el pozo desde el inicio al final. Curva de aprendizaje: Metodología para dar cuenta de la reducción en el tiempo total del pozo debido a la mejora del rendimiento, la optimización de la eficiencia, la reducción del NPT, aprender de la experiencia, etc. Patada: una patada o kick de pozo es una influencia de presión de la formación dentro del pozo.

148 Anexo B: Cronograma de actividades ACTIVIDAD MES 1 MES 2 CAPÍTULO I. PLANTEAMIENTO DEL X PROBLEMA CAPÍTULO II.MARCO X TEÓRICO CAPÍTULO III. DISEÑO X METODOLÓGICO CAPÍTULO IV. CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE POZOS TIPO SLIM HOLE CAPÍTULO V. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ESTUDIO CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ENTREGA DE INFORME FINAL PRESENTACIÓN ORAL MES 3 MES 4 MES 5 MES 6 MES 7 X X X X X X

149 Anexo C: Presupuesto RUBRO CANTIDAD UNIDAD VALOR UNITARIO (USD) VALOR TOTAL (USD) RUBROS ADMINISTRATIVOS Derechos de Tutor y Tribunal 1 Unidades Derechos por Notas 1 Semestres 5 5 Derecho de Capa 1 Unidades Certificado de Biblioteca 1 Unidades 2 2 Certificado de Bodega 1 Unidades Papel Universitario 30 Unidades 1 30 SUBTOTAL 617 MATERIALES Y SUMINISTROS Impresiones 1500 Unidades Empastado 6 Unidades CD 6 Unidades SUBTOTAL 144 SERVICIOS GENERALES Alimentación 7 Meses Internet y teléfono 7 Meses Transporte 7 Meses SUBTOTAL 840 Imprevistos 150 Asesoramiento de expertos 3000 Servicios Generales 500 TOTAL 4490

150 Anexo D: Sartas de perforación Slim Hole Slim Hole tipo S Field Name Structure Name Well Name /4" PDC Desc. 2 PD 900 X6 Slick CC /4"-12" Receiver Sub/ String Stab 11 3/4-12" 4 Pony Monel 5 Telescope 825 HF 8 2 x 8.25" DC (2 joints) 11 Hydro Mechanical Jar Shushufindi Field Slim Hole tipo S Manu. 6 Float Sub + 5F6R Float Valve Schlumberger 7 Non Magnetic Drill Collar 9 Crossover (2 joints) x 5" HWDP (24 joints) 12 9 x 5" HWDP (9 joints) 13 Crossover (2 joints) /2 " DPS, Premium Tabla 37.- Sarta de perforación sección 12 ¼ Borehole Name BHA Name OD (in) ID (in) Max OD (in) BHA#2_12.25in_PD900 Bot Size (in) Top Size (in) Bot Type Top Type Bot Gender Top Gender Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft) FN OD (in) FN Length (ft) Smith Bits REG Pin Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Serial Number REG Box REG Box REG Pin FH Box FH Pin FH Box FH Pin REG Box REG Pin REG Box REG Pin REG Box Reg Pin Reg Box REG Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box NC50 Pin HLST54 Box HLST54 Pin HLST54 Box Total Length (ft) BHA Comments Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 lbm) Weight in Air Below Jar (1000 lbm) Length (ft) Cum. Length (ft) Cum. Weight (1000 lbm) Mud Properties Mud Weight (lbm/gal) Mud Type PV (cp) YP (lbf/100ft2) WBM Sensor Offset from Bit (ft) D+I Blade Mid-Pt to Bit (ft) Stabilizer Summary Blade OD (in) Blade Length (ft) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (ft) BHA Nozzle Summary Bit Nozzle Reamer Nozzle Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle TFA (in2) (1/32 in) Date Designed By Approved By 06Aug2015 DIR\OLemus Fuente: Drilling Office de Schlumberger

151 129 Field Name Structure Name Well Name 3 Float Sub 5 8 1/4" String Stabilizer 8 Monel Desc /2 " PDC Bit 2 A675M w/ 8 3/8" Sleeve Stab; 0.78 BH 4 Pony Monel 6 Pony Monel 7 Telescope 675 NF 9 21 x 5" HWDP (21 joints) 10 Hydraulic Jar 11 9 x 5" HWDP (9 joints) 12 Crossover (2 joints) /2 " DPS, Premium Tabla 38.- Sarta de perforación sección 8 ½ Shushufindi Field Slim Hole tipo S Manu. Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Serial Number Borehole Name BHA Name OD (in) ID (in) Max OD (in) BHA#3_8.5in_Motor Bot Size (in) Top Size (in) Bot Type Top Type Bot Gender Top Gender Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft) FN OD (in) FN Length (ft) REG Pin REG Box IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin HLST54 Box HLST54 Pin HLST54 Box 0.00 Length (ft) Cum. Length (ft) Cum. Weight (1000 lbm) Total Length (ft) BHA Comments Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 lbm) Weight in Air Below Jar (1000 lbm) Mud Properties Mud Weight (lbm/gal) Mud Type PV (cp) YP (lbf/100ft2) WBM Sensor Offset from Bit (ft) Stabilizer Summary BHA Nozzle Summary MWD Gamma Ray Blade OD Blade Length Bit Nozzle Reamer Nozzle Blade Mid-Pt to Bit (ft) D+I (in) (ft) Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle TFA (in2) (1/32 in) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (ft) Date 06Aug Designed By DIR\OLemus Approved By Fuente: Drilling Office de Schlumberger

152 130 Field Name Structure Name Well Name Stab 5 7/8" Tabla 39.- Sarta de perforación sección 6 1/8 OD (in) ID (in) Bot Size (in) Top Size (in) Bot Type Top Type Bot Gender Top Gender FN OD (in) FN Length (ft) SMITH REG Pin REG Box NC38 (3 1/2 IF) Box IF Pin IF Box NC38 (3 1/2 IF) Pin " Crossover Schlumberger C NC35 Pin ShortPulse 6 6 1/8 " PDC MOi516WBPX; IADC=M223 A475M7838XP; Sleeve Stab 5 7/8"; 1.5 bend; 0.58rpg; float valve 30 x 3-1/2 " DPS, New (30 joints) 8 Hydraulic Jar 9 18 x 3 1/2" HWDP (17 joints) 10 Crossover Desc x 3 1/2" HWDP (23 joints) 5-1/2 " DPS, 10% 11 Wear Shushufindi Field Slim Hole tipo S Manu. Schlumberger Schlumberger Schlumberger Serial Number E9223 Borehole Name BHA Name Max OD (in) Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft) NC35 Box NC38 (3 1/2 IF) Box NC38 (3 1/2 IF) Pin NC38 (3 1/2 IF) Box NC38 (3/12 IF) Pin NC38 (3/12 IF) Box NC38 (3/12 IF) Pin NC38 (3/12 IF) Box NC38 (3/12 IF) Pin NC38 (3/12 IF) Box NC38 (3 1/2 IF) Pin XT54 Box XT54 Pin XT54 Box Total Length (ft) BHA Comments Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 Weight in Air Below Jar (1000 lbm) Length (ft) Cum. Length (ft) Cum. Weight (1000 lbm) Mud Properties Mud Weight (lbm/gal) Mud Type PV (cp) YP (lbf/100ft2) 9.00 Sensor Offset from Bit (ft) Stabilizer Summary BHA Nozzle Summary Impulse Resistivity Blade OD Blade Length Bit Nozzle Reamer Nozzle Blade Mid-Pt to Bit (ft) D+I (in) (ft) Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) Impulse Gamma Ray TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle TFA (in2) (1/32 in) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (ft) Date 28Aug Designed By Approved By Fuente: Drilling Office de Schlumberger

153 Slim Hole tipo J Tabla 40.- Sarta de perforación sección 12 ¼ Field Name Structure Name Well Name " Pony Monel 11 Hydro Mechanical Jar 13 Crossover Desc. 12 1/4" PDC MSi519LMHSBPXX A825M7840XP W/11 3/4" Sleeve Stab, 1.15BH 3 Float Sub (2 joints) /4" String Stabilizer 6 Telescope 825 HF 7 Non Magnetic Drill Collar 8 2 x 8.25" DC (2 joints) 9 Crossover (2 joints) x 5" HWDP (24 joints) 12 9 x 5" HWDP (9 joints) /2 " DPS, Premium Shushufindi Field Slim Hole tipo J Smith Manu. Schlumberge r Schlumberge r Schlumberge r Schlumberge r Schlumberge r Schlumberge r Serial Number Borehole Name BHA Name OD (in) ID (in) Max OD (in) BHA#1_12.25in Motor + MWD Bot Size (in) Top Size (in) Bot Type Top Type Bot Gender Top Gender Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft) FN OD (in) FN Length (ft) REG Pin REG Box REG Box REG Pin REG Box REG Pin REG Box REG Pin REG Box REG Pin REG Box REG Pin REG Box Reg Pin Reg Box REG Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin IF Box IF Pin HLST54 Box HLST54 Pin HLST54 Box 0.00 Length (ft) Cum. Length (ft) Cum. Weight (1000 lbm) Total Length (ft) BHA Comments Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 lbm) Weight in Air Below Jar (1000 lbm) Mud Properties Mud Weight (lbm/gal) Mud Type PV (cp) YP (lbf/100ft2) WBM Sensor Offset from Bit (ft) D+I Stabilizer Summary BHA Nozzle Summary Blade Mid-Pt to Bit (ft) Blade OD Blade Length Bit Nozzle Reamer Nozzle (in) (ft) Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle TFA (in2) (1/32 in) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (ft) Date 06Aug Designed By DIR\OLemus Approved By Fuente: Drilling Office de Schlumberger Tabla 41.- Sarta de perforación sección 8 ½

154 132 Field Name Structure Name Well Name Shushufindi Field Slim Hole tipo J Borehole Name BHA Name BHA#4_8.5in_Xceed Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft) Desc /2" PDC Smith Bit 2 Xceed /8" Stabilizers Manu. Smith Schlumberger 3 Telescope 675 NF Schlumberger 4 NMDC (5 joints) Schlumberger 5 2 x 6.75" Drill Collar (2 joints) 6 Crossover 7 18 X 5" HWDP (18 joints) 8 Hydraulic Jar 9 15 X 5" HWDP (15 joints) 10 Acelerador Schlumberger 11 3 X 5" HWDP (3 joints) 12 Crossover 5-1/2 " DPG, 10% 13 Wear Serial Number OD (in) ID (in) Max OD (in) Bot Size (in) Top Size (in) Bot Type Top Type Bot Gender Top Gender FN OD (in) FN Length (ft) REG Pin REG Box REG Pin REG Box NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 (4 1/2 IF) Pin NC50 (4 1/2 IF) Box NC50 Pin HLST54 Box HLST54 Pin HLST54 Box 0.00 Length (ft) Cum. Length (ft) Cum. Weight (1000 lbm) Total Length (ft) BHA Comments Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 lbm) Weight in Air Below Jar (1000 lbm) Mud Properties Mud Weight (lbm/gal) Mud Type PV (cp) YP (lbf/100ft2) Sensor Offset from Bit (ft) Stabilizer Summary BHA Nozzle Summary D+I Blade OD Blade Length Bit Nozzle Reamer Nozzle Blade Mid-Pt to Bit (ft) Gamma Ray (in) (ft) Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) D+I TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle TFA (in2) (1/32 in) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (ft) Date 06Aug Designed By DIR\OLemus Approved By Fuente: Drilling Office de Schlumberger

155 133 Field Name Structure Name Well Name Stab 5 7/8" Tabla 42.- Sarta de perforación sección 6 1/8 OD (in) ID (in) Bot Size (in) Top Size (in) Bot Type Top Type Bot Gender Top Gender FN OD (in) FN Length (ft) SMITH REG Pin REG Box NC38 (3 1/2 IF) Box IF Pin IF Box NC38 (3 1/2 IF) Pin " Crossover Schlumberger C NC35 Pin ShortPulse 6 6 1/8 " PDC MOi516WBPX; IADC=M223 A475M7838XP; Sleeve Stab 5 7/8"; 1.5 bend; 0.58rpg; float valve 30 x 3-1/2 " DPS, New (30 joints) 8 Hydraulic Jar 9 18 x 3 1/2" HWDP (17 joints) 10 Crossover Desc x 3 1/2" HWDP (23 joints) 5-1/2 " DPS, 10% 11 Wear Shushufindi Field Slim Hole tipo J Manu. Schlumberger Schlumberger Schlumberger Serial Number E9223 Borehole Name BHA Name Max OD (in) Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft) NC35 Box NC38 (3 1/2 IF) Box NC38 (3 1/2 IF) Pin NC38 (3 1/2 IF) Box NC38 (3/12 IF) Pin NC38 (3/12 IF) Box NC38 (3/12 IF) Pin NC38 (3/12 IF) Box NC38 (3/12 IF) Pin NC38 (3/12 IF) Box NC38 (3 1/2 IF) Pin XT54 Box XT54 Pin XT54 Box Total Length (ft) BHA Comments Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 Weight in Air Below Jar (1000 lbm) Length (ft) Cum. Length (ft) Cum. Weight (1000 lbm) Mud Properties Mud Weight (lbm/gal) Mud Type PV (cp) YP (lbf/100ft2) 9.00 Sensor Offset from Bit (ft) Stabilizer Summary BHA Nozzle Summary Impulse Resistivity Blade OD Blade Length Bit Nozzle Reamer Nozzle Blade Mid-Pt to Bit (ft) D+I (in) (ft) Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) Impulse Gamma Ray TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle TFA (in2) (1/32 in) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (ft) Date 28Aug Designed By Approved By Fuente: Drilling Office de Schlumberger

156 Anexo E: Simulaciones de torque y arrastre del Slim Hole e hidráulica a) ARRASTRE AL PERFORACIÓN SECCIÓN 12 ¼ Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

157 135 b) TORQUE AL PERFORAR SECCIÓN 12 1/4 Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

158 136 c) ARRASTRE AL CORRER CASING 9 5/8 Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

159 137 d) ARRASTRE AL PERFORACIÓN SECCIÓN DE 8 ½ Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

160 138 e) TORQUE AL PERFORAR SECCIÓN 8 ½ Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

161 139 f) BUCKLING SECCIÓN 8 ½ Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

162 140 g) ARRASTRE AL CORRER LINER 7 Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

163 141 h) ARRASTRE AL PERFORACIÓN SECCIÓN 6 1/8 Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

164 142 i) TORQUE AL PERFORAR SECCIÓN 6 1/8 Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

165 143 j) BUCKLING SECCIÓN 6 1/8 Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

166 144 k) ARRASTRE CORRIDA DE LINER 5 ½ Fuente: TDAS, software de diseño de Tubería de Schlumberger

167 145 l) HIDRAULICA SECCION 12 ½ Company Name: Shushufindi Mud Properties Pressure Drop Summary Field: Shushufindi Field Type: Water-based mud (inhibitive) Surf. Eqpt: 126 psi Structure: Mud Wt: lbm/gal Inside Drillstr psi Well: Slim Hole API PV: 18.0 cp Tools: 330 psi Location: API YP: 23.0 lbf/100ft2 Motor: 1140 psi Borehole: Model: Herschel Bulkley RSS / Turbine: 0 psi Operator: H-B K: eq.cp Flow Restrictor: 0 psi District: H-B n: Bit Nozzles: 384 psi BHA Data: BHA#12.25in Motor H-B YS: 7.3 lbf/100ft2 Annulus*: 61 psi Wellbore Data: WBG_Tipo J P-T: NoDataAvailable Chokeline: 0 psi Survey Data: Fann 3: 8.9 lbf/100ft2 Hyd. Imbalance: -48 psi Activity: 12.25" BHA Run Fann 6: 10.0 lbf/100ft2 Ann. Back-Pres: 0 psi Depth In: ft Fann 100: 24.3 lbf/100ft2 TOTAL: 3256 psi Depth Out: ft Fann 200: 33.5 lbf/100ft2 (Actual): Fann 300: 41.0 lbf/100ft2 *Including cutting weight & tool joint Report Date: Fann 600: 59.0 lbf/100ft2 Tool Joint: 10 % (length) Flowrate: gal/min Bit MD: ft ECD at Bit: lbm/gal ROP: ft/h Bit TVD: ft ECD at Shoe: lbm/gal RPM: 50.0 Casing Shoe: ft ECD at 5509ft: lbm/gal BHA Description Borehole description Element Length ID OD Cum Len Press Drop Element Length ID Cum Len ft in in ft psi ft in ft 12 1/4" PDC MSi519LMHSB Air /4" PDC MSi519LMHSB Sea Water A825M7840XP W/11 3/4" S " Casing R Float Sub (tubular) " BHA Run /4" String Stabilizer " Pony Monel MWD Non Magnetic Drill Collar x 8.25" DC Crossover x 5" HWDP Hydro Mechanical Jar x 5" HWDP Crossover /2 " DPS, Premium Nozzle Details RSS Details: Bit RSS Flowrate: Type: PDC RSS Actuator Flow: % Hole Size: in Flow Restrictor Diameter: TFA: in Pad Pressure Drop: Nozzles: 1/32 in 3 x 15 5 x 14 Motor Details: A800M7840XP Nozzle Optimization Differential Pressure: psi Bit On-Bottom RPM: Nozzle Flowrate: gal/min DTOR: ft.lbf Nozzle Pressure Drop: psi WOB: lbf Jet Velocity: ft/s Power-Section Flowrate: gal/min Jet Imp.Force: lbf Rotor Nozzle Flowrate: 0.0 gal/min Hydraulic Power: hhp Bearing Flowrate: 52.8 gal/min HSI: hp/in2 1.6 Maximum WOB: lbf Maximum Overpull: lbf *On-Bottom RPM exclude drillstring surface RPM Cuttings Hole Cleaning Cuttings Diameter: 0.07 in Critical Rate: gal/min Quality Control: Date: Cuttings Density: 2.60 g/cm3 Annular Flow: gal/min Created By: Cutt. Concentration: 0.74 % by vol Critical MD: ft Checked By: Cuttings Weight: 21 psi Hole Inclination: 21.1 deg Bit ECD Increase: 0.08 lbm/gal Riser Boost Flow: 0.00 gal/min Fuente: Drilling Office de Schlumberger

168 146 M) HIDRAULICA SECION 8 1/2 HYDRAULICS - SUMMARY Company Name: Shushufindi Mud Properties Pressure Drop Summary Field: Shushufindi Field Type: Water-based mud (inhibitive) Surf. Eqpt: 51 psi Structure: Mud Wt: lbm/gal Inside Drillstr. 777 psi Well: API PV: 14.0 cp Tools: 269 psi Location: API YP: 24.0 lbf/100ft2 Motor: 0 psi Borehole: Model: Herschel Bulkley RSS / Turbine: 111 psi Operator: H-B K: eq.cp Flow Restrictor: 0 psi District: H-B n: Bit Nozzles: 611 psi BHA Data: BHA#8.5in Xceed H-B YS: 7.8 lbf/100ft2 Annulus*: 382 psi Wellbore Data: WBG_Tipo J P-T: NoDataAvailable Chokeline: 0 psi Survey Data: Fann 3: 9.8 lbf/100ft2 Hyd. Imbalance: -58 psi Activity: 8.5" BHA Run Fann 6: 11.0 lbf/100ft2 Ann. Back-Pres: 0 psi Depth In: ft Fann 100: 24.0 lbf/100ft2 TOTAL: 2143 psi Depth Out: ft Fann 200: 32.0 lbf/100ft2 (Actual): Fann 300: 38.0 lbf/100ft2 *Including cutting weight & tool joint Report Date: Fann 600: 52.0 lbf/100ft2 Tool Joint: 10 % (length) Flowrate: gal/min Bit MD: ft ECD at Bit: lbm/gal ROP: ft/h Bit TVD: ft ECD at Shoe: lbm/gal RPM: 50.0 Casing Shoe: ft ECD at 9652ft: lbm/gal BHA Description Borehole description Element Length ID OD Cum Len Press Drop Element Length ID Cum Len ft in in ft psi ft in ft 8 1/2" PDC Smith Bit (nozz Air /2" PDC Smith Bit (shan Sea Water Xceed /8" Stabilizer " Casing Ru Xceed /8" Stabilizer " BHA Run Periscope Telescope 675 NF NMDC x 6.75" Drill Collar Crossover X 5" HWDP Hydraulic Jar X 5" HWDP Acelerador X 5" HWDP Crossover /2 " DPG, 10% We Nozzle Details RSS Details: Xceed /8" Stabilizers Bit RSS Flowrate: gal/min Type: PDC RSS Actuator Flow: 0.0 % Hole Size: in Flow Restrictor Diameter: 0 1/32 in TFA: in Pad Pressure Drop: 0.0 psi Nozzles: 1/32 in 6 x 12 Motor Details: Nozzle Optimization Differential Pressure: Bit On-Bottom RPM: Nozzle Flowrate: gal/min DTOR: Nozzle Pressure Drop: psi WOB: Jet Velocity: ft/s Power-Section Flowrate: Jet Imp.Force: lbf Rotor Nozzle Flowrate: Hydraulic Power: hhp Bearing Flowrate: HSI: hp/in2 3.5 Maximum WOB: Maximum Overpull: *On-Bottom RPM exclude drillstring surface RPM Cuttings Hole Cleaning Cuttings Diameter: 0.07 in Critical Rate: gal/min Quality Control: Date: Cuttings Density: 2.60 g/cm3 Annular Flow: gal/min Created By: Cutt. Concentration: 0.54 % by vol Critical MD: ft Checked By: Cuttings Weight: 29 psi Hole Inclination: 22.4 deg Bit ECD Increase: 0.06 lbm/gal Riser Boost Flow: 0.00 gal/min Fuente: Drilling Office de Schlumberger

169 Anexo F: Diseño del taladro para pozos Slim Hole Tabla 43.- Datos para el diseño del Taladro DISEÑO DEL TALADRO PARA LOS POZOS SLIM HOLE SECCIÓN 1 SECCIÓN 2 SECCIÓN 3 PROFUNDIDAD DE ft HASTA ft DIÁMETRO DEL AGUJERO in 12 1/4 8 1/2 6 1/8 DIÁMETRO DEL CASING in 9 5/ /2 PESO lb/ft GRADO L-80 L-80 L-80 LONGITUD ft PESO TOTAL DE CASING EN EL AIRE lb HIDRAÚLICA DENSIDAD DEL LODO lpg FACTOR DE FLOTACIÓN CAUDAL gpm PRESIÓN psi PESO TOTAL DE CASING EN EL LODO lb COMPONENTES DE LA SARTA DIÁMETRO DRILL COLLARS EXTERNO in 8 1/4 6 3/4 4 3/4 INTERNO in 3 1/4 2 4/5 1 3/4 PESO lb LONGITUD ft PESO TOTAL EN EL AIRE lb HWDP DIÁMETRO in 5 1/2 5 1/2 3 1/2 PESO lb LONGITUD ft PESO TOTAL EN EL AIRE lb DRILL PIPE DIÁMETRO in 5 1/2 5 1/2 5 1/2 3 1/2 PESO lb /2 LONGITUD ft PESO TOTAL EN EL AIRE lb PESO DE LA SARTA EN EL AIRE lb PESO DE LA SARTA EN EL LODO lb VELOCIDAD DE VIAJE ft/min NÚMERO DE LÍNEAS PESO DEL BLOQUE VIAJERO lb MARGEN DE OVERPULL lb EFICIENCIA DE SISTEMA DE GANCHO FACTOR DE SEGURIDAD RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN CARGA MÁS PESADA SARTA lb CASING lb RESULTADOS POTENCIA REQUERIDA POR EL MALACATE HP CARGA ESTÁTICA DEL GANCHO lb CARGA DE LA LÍNEA RÁPIDA lb CAPACIDAD DEL SET BACK lb POTENCIA REQUERIDA POR LAS BOMBAS 1745 HP

170 Anexo G: Detalle del tiempo limpio de cada actividad Tabla 44.- Detalle actividades Tiempo Limpio Pozo tipo S Descripción de la Operación Secciones del Pozo Tiempo LIMPIO Planeado IPM Tiempo Estimado Tiempo Planeado Profundidad Acumulad Planeada o IPM ROP ROP / V. VIAJE Promedio Estimado IPM [hrs] [días] [pies] [pies/hr] MOVIMIENTO DE EQUIPO REUNION DE SEGURIDAD 0,50 0,02 0 ARMAR BHA CON BARRENA TRICONICA 16" 1,50 0,08 41 PERFORAR HOYO 213 FT 5,73 0, CIRCULAR 1,50 0, SACAR Y LIMPIAR BROCA 0,00 0, REALIZAR VIAJE DE CALIBRACIÓN A TD Y SACAR. 1,50 0, REALIZAR REUNIÓN DE SEGURIDAD PARA CORRER TR 13 3/8" 0,50 0, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER TR 13 3/8" 2,00 0, CORRER TR 13 3/8" 1,52 0, CIRCULAR 1,00 0, BAJA DP CON CONECTOR AL STAB-IN 1,00 0, DESARMAR EQUIPO PARA CORRER TR 13 3/8 1,00 0, INSTALAR EQUIPO DE CEMENTACION - REUNION DE SEGURIDAD 1,50 0, CIRCULAR Y PROBAR LÍNEAS 0,50 0, CEMENTAR TR 13 3/8 1,00 0, RETIRAR CABEZA DE CEMENTACION Y LINEAS 1,50 0, RETIRAR EQUIPO DE TR 1,00 0, CORTA Y BISELA TR 13 3/8" 3,00 1, INSTALA Y SUELDA TUBO CAMPANA 1,00 1, PLATICA PARA ARMAR BHA DIRECCIONAL 12 1/4 0,50 1, ARMA Y BAJA BARRENA HASTA CIMA DE CEMENTO 4,00 1, BAJAR BHA Y CIRCULAR LA ULTIMA PARADA 1,00 1, REBAJAR CEMENTO Y ACCESORIOS 1,00 1, PERFORAR HOYO 12 FT MD 2,00 1, CIRCULAR + TOMAR GYRO 1,00 1, PERFORAR HOYO FT MD 2,09 1, CIRCULAR + TOMAR GYRO 1,00 1, PERFORAR HOYO FT MD 3,62 1, CIRCULAR + TOMAR GYRO 1,00 1, PERFORAR HOYO FT MD 27,18 2, CIRCULA HASTA RETORNOS LIMPIOS 2,00 3, PERFORAR HOYO 12 1/4" HASTA TD 5,45 3, CIRCULAR A RETORNOS LIMPIOS 2,00 3, VIAJE CORTO DE CALIBRACIÓN 0,00 3, SACA BHA A SUPERFICIE + QUEBRAR BHA 5,48 3, RECUPERAR BUJE DE DESGASTE 1,00 3, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER TR 9 5/8" 2,00 3, CORRER TR 9 5/8 8,45 4, DESARMAR EQUIPO PARA CORRER TR 9 5/8 1,50 4, INST. CABEZAL DE CEMENTACION, PROBAR BOMBAS Y CIRCULAR 1,50 4, CEMENTAR TR 9 5/8 2,50 4, RETIRAR CABEZA DE CEMENTACION Y LINEAS 1,50 4, CORTA Y BISELA TR 9 5/8" Y 13 3/8" 3,00 4, INSTALA SECCION 'A' SLIP LOCK 4,00 4, INSTALA Y PRUEBA BOPS 4,00 4, INSTALA NIPLE CAMPANA + FLOW LINE + CHOKE MANIFOLD 2,00 4, INSTALA BUJE DE DEGASTE 0,50 4, PLATICA PARA ARMAR BHA 0,50 4, ARMA BHA PD CON BROCA PDC 4,00 5, BAJA BROCA HASTA TOC 5,48 5, DESLIZA Y CORTA CABLE DE PERFORACION 2,00 5, CIRCULAR 1,00 5, REBAJAR CEMENTO Y ACCESORIOS, PROBAR TR 1,50 5, PERFORAR 15 ft DE NUEVA FORMACION, CIRCULAR FONDO LIMPIO 1,00 5, CIRCULA Y CAMBIA LODO NATIVO DE PERFORACION POR KLASTOP 1,50 5, LEVANTAR TUBERIA Y REALIZAR FIT 1,00 5, PERFORAR 8 1/2 HASTA +/- 50 FT ANTES DEL CST" 9,70 6, CONTROLAR PARAMETROS 50 ft ANTES DEL CST Y 50 FT DESPUES 1,79 6, CONTINUAR PERFORANDO HASTA 50 FT ANTES DEL CIT 8,65 6, CIRCULAR RETORNOS LIMPIOS 2,00 6, CONTROLAR PARAMETROS PERFORANDO HASTA 50 ft DENTRO DE TENA 12,84 7, CIRCULACION INTERMEDIA 2,00 7, SACA BHA A SUPERFICIE Y CAMBIA BROCA PDC 0,00 7, BAJA BHA A FONDO 0,00 7, CONT. PERFORANDO 8620 FT MD 50 ft ANTES DE BASAL TENA 11,53 7, CONTROL DE PARAMETROS EN BASAL TENA HASTA 50 ft en napo 1,15 7, CONT. PERFORANDO 9210 FT MD 11,92 8, CIRCULAR RETORNO LIMPIO 2,00 8, VIAJE CORTO DE CALIBRACION 6,00 8, CIRCULACION INTERMEDIA 2,00 8, SACAR BHA HASTA SUPERFICIE 10,96 9, RECUPERAR BUJE DE DESGASTE 1,00 9, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER TR 7 2,00 9, CORRER LINER 7 6,43 9, INSTALAR COLGADOR DE LINER 1,00 9, CONTINUAR BAJANDO LINER 7" CON TUBERIA DE ASENTAMIENTO 6,23 9, ASENTAR LINER 7 0,50 9, CIRCULA DOS FONDOS ARRIBA O RETORNOS LIMPIOS 2,00 9, ELIMINAR EQUIPO PARA CORRER TR 7 1,00 9, INSTALAR CABEZAL DE CEMENTACION, CIRCULAR Y PLATICA DE SEG. 2,00 10, CEMENTAR TR 7 2,50 10, RETIRAR CABEZA DE CEMENTACION Y LINEAS 2,00 10, INSTALA PACK OFF 2,00 10, INSTALA BUJE DE DEGASTE 1,00 10, ARMAR DP 3 1/2" 10,00 10, PLATICA DE SEGURIDAD, ARMAR BHA DIRECCIONAL 6 1/8 Y PRUEBA 4,00 10, BAJAR BROCA HASTA COPLE FLOTADOR 6,14 11, CIRCULAR Y PROBAR TR 1,50 11, REBAJAR CEMENTO, ACCESORIOS. PROBAR TR 1,50 11, CIRCULA Y CAMBIA FLUIDO DE PERFORACION 3,00 11, PERFORAR 15 ft FORMACION, CIRCULAR FONDO LIMPIO 1,00 11, LEVANTAR TUBERIA Y REALIZAR FIT 1,00 11, PERFORAR HOYO FT MD 14,78 12, CIRCULAR RETORNO LIMPIO 2,00 12, VIAJE DE CALIBRACIÓN A LA ZAPATA, 3,40 12, CIRCULAR RETORNO LIMPIO Y BOMBEAR BACHE PESADO 2,00 12, SACAR BARRENA HASTA SUPERFICIE 8,24 12, ARMAR EQUIPO DE REGISTROS WIRELINE, PLATICA DE SEGURIDAD 1,50 12, CORRER AIT-PEX 6,00 13, DESARMAR EQUIPO DE REGISTROS WIRELINE 1,50 13, RECUPERAR BUJE DE DESGASTE 0,50 13, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER LINER 5 1/2 1,00 13, CORRER LINER 5 1/2 2,61 13, INSTALAR COLGADOR DE LINER 1,00 13, CONTINUAR BAJANDO LINER 5 1/2" CON TUBERIA DE ASENTAMIENTO 8,88 13, ASENTAR LINER 5 1/2 0,50 13, ELIMINAR EQUIPO PARA CORRER LINER 5 1/2 1,00 13, INSTALAR CABEZAL DE CEMENTACION Y CIRCULAR 1,00 13, CEMENTAR LINER 5 1/2 1,50 13, ASENTAR TOP PACKER Y PRUEBA DE ASENTAMIENTO 1,00 13, LEVANTA TUBERÍA Y CIRCULA 2,00 14, SACA TUBERÍA CON SETTING TOOL A SUPERFICIE 6,59 14, EXTRA POR QUIEBRE DE TUBERIA 0,00 14, INSTALA CABEZAL DE PRODUCCION 0,00 14, TOTAL 14,33

171 149 Tabla 45.- Detalle actividades Tiempo Limpio Pozo tipo J Descripción de la Operación Secciones del Pozo Tiempo Planeado IPM Tiempo Estimado Tiempo Planeado Acumulado IPM Profundidad Planeada ROP ROP / V. VIAJE Promedio Estimado IPM [hrs] [días] [pies] [pies/hr] MOVIMIENTO DE EQUIPO REUNION DE SEGURIDAD + ARMAR TUBERIA 0,50 0,02 0 ARMAR BHA CON BARRENA TRICONICA 16" 1,50 0,08 45 PERFORAR HOYO 219 FT 7,25 0, CIRCULAR 1,00 0, SACAR Y LIMPIAR BROCA 1,00 0, REALIZAR VIAJE DE CALIBRACIÓN A TD Y SACAR. 1,50 0, REALIZAR REUNIÓN DE SEGURIDAD PARA CORRER TR 13 3/8" 0,50 0, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER TR 13 3/8" 2,00 0, CORRER TR 13 3/8" 1,75 0, CIRCULAR 1,00 0, BAJA DP CON CONECTOR AL STAB-IN 1,00 0, DESARMAR EQUIPO PARA CORRER TR 13 3/8 1,00 0, INSTALAR EQUIPO DE CEMENTACION - REUNION DE SEGURIDAD 1,50 0, CIRCULAR Y PROBAR LÍNEAS 0,50 0, CEMENTAR TR 13 3/8 1,00 0, RETIRAR CABEZA DE CEMENTACION Y LINEAS 1,50 1, RETIRAR EQUIPO DE TR 1,00 1, CORTA Y BISELA TR 13 3/8" 3,00 1, INSTALA Y SUELDA TUBO CAMPANA 1,00 1, PLATICA PARA ARMAR BHA DIRECCIONAL 12 1/4 0,50 1, ARMA Y BAJA BARRENA HASTA CIMA DE CEMENTO 4,00 1, BAJAR BHA Y CIRCULAR LA ULTIMA PARADA 1,00 1, REBAJAR CEMENTO Y ACCESORIOS 1,00 1, PERFORAR HOYO FT MD 29,55 2, CIRCULA HASTA RETORNOS LIMPIOS 2,00 2, PERFORAR HOYO FT MD 10,73 3, CIRCULAR A RETORNOS LIMPIOS 2,00 3, VIAJE CALIBRACIÓN CORTO A SUPERFICIE 0,00 3, SACA BNA A SUPERFICIE + QUEBRAR BHA 5,51 3, RECUPERAR BUJE DE DESGASTE 1,00 3, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER TR 9 5/8" 2,00 3, CORRER TR 9 5/8 13,27 4, DESARMAR EQUIPO PARA CORRER TR 9 5/8 1,50 4, INST. CABEZAL DE CEMENTACION, PROBAR BOMBAS Y CIRCULAR 1,50 4, CEMENTAR TR 9 5/8 2,50 4, RETIRAR CABEZA DE CEMENTACION Y LINEAS 1,50 4, CORTA Y BISELA TR 9 5/8" Y 13 3/8" 3,00 4, INSTALA SECCION 'A' SLIP LOCK 5,00 4, INSTALA Y PRUEBA BOPS 5,00 5, INSTALA NIPLE CAMPANA + FLOW LINE + CHOKE MANIFOLD 2,00 5, INSTALA BUJE DE DEGASTE 0,50 5, PLATICA PARA ARMAR BHA 0,50 5, ARMA BHA PD CON BROCA PDC 4,00 5, BAJA BROCA HASTA TOC 5,51 5, DESLIZA Y CORTA CABLE DE PERFORACION 2,00 5, CIRCULAR Y PROBAR TR 1,00 5, REBAJAR CEMENTO Y ACCESORIOS, PROBAR TR 1,50 5, PERFORAR 15 ft DE NUEVA FORMACION, CIRCULAR FONDO LIMPIO 1,00 5, CIRCULA Y CAMBIA LODO NATIVO DE PERFORACION POR KLASTOP 1,50 5, LEVANTAR TUBERIA Y REALIZAR FIT 1,00 5, PERFORAR 8 1/2 HASTA +/- 50 FT ANTES DEL 6666 FT MD 10,97 6, CONTROLAR PARAMETROS 50 ft ANTES DEL CST Y 50 FT DESPUES 3,61 6, CONTINUAR PERFORANDO HASTA 50 FT ANTES DEL 7662FT MD 11,86 7, CIRCULAR RETORNOS LIMPIOS 2,00 7, CONTROLAR PARAMETROS PERFORANDO HASTA DETECTAR CIMA REAL DEL CIT 19,27 7, CIRCULAR RETORNOS LIMPIOS CON FULL GASTO Y RPM 2,00 8, CONT. PERFORANDO CIT HASTA 50 FT DENTRO DE TENA 10,22 8, CIRCULAR RETORNOS LIMPIOS CON FULL GASTO Y RPM 2,00 8, SACAR BHA EN AGUJERO ABIERTO 5,14 8, CIRCULACION INTERMEDIA 3,00 8, SACA BHA A SUPERFICIE 4,59 9, CAMBIAR BROCA PDC Y ARMAR MOTOR DE FONDO 4,00 9, BAJAR BHA HASTA ZAPATA 3,67 9, CONTINUAR BAJANDO BHA HASTA EL FONDO 5,14 9, CONT. PERFORANDO 8909 FT MD 50 ft ANTES DE BASAL TENA 1,10 9, CONTROL DE PARAMETROS EN BASAL TENA 2,95 9, CONT. PERFORANDO 9652 FT TD 14,02 10, CIRCULAR RETORNO LIMPIO Y VIAJE CORTO DWE CALIBRACION 10,00 10, SACA BHA DEL FONDO A ZAPATA 6,37 11, CIRCULACION INTERMEDIA 2,00 11, SACAR BHA HASTA SUPERFICIE 4,59 11, RECUPERAR BUJE DE DESGASTE 1,00 11, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER TR 7 2,00 11, CORRER LINER 7 7,14 11, INSTALAR COLGADOR DE LINER 1,00 11, CONTINUAR BAJANDO LINER 7" CON TUBERIA DE ASENTAMIENTO 6,26 12, ASENTAR LINER 7 0,50 12, CIRCULA DOS FONDOS ARRIBA O RETORNOS LIMPIOS 2,00 12, ELIMINAR EQUIPO PARA CORRER TR 7 1,00 12, INSTALAR CABEZAL DE CEMENTACION, CIRCULAR Y PLATICA DE SEG. 2,00 12, CEMENTAR TR 7 2,50 12, RETIRAR CABEZA DE CEMENTACION Y LINEAS 3,00 12, INSTALA PACK OFF 2,00 12, INSTALA BUJE DE DEGASTE 1,00 12, ARMAR DP 3 1/2" 10,00 13, PLATICA DE SEGURIDAD, ARMAR BHA DIRECCIONAL 6 1/8 Y PRUEBA 4,00 13, BAJAR BROCA HASTA COPLE FLOTADOR 6,43 13, CIRCULAR Y PROBAR TR 1,50 13, REBAJAR CEMENTO, ACCESORIOS. PROBAR TR 1,50 13, CIRCULA Y CAMBIA FLUIDO DE PERFORACION 3,00 13, PERFORAR 15 ft FORMACION, CIRCULAR FONDO LIMPIO 1,00 13, LEVANTAR TUBERIA Y REALIZAR FIT 1,00 13, PERFORAR HOYO /2 FT MD 15,84 14, CIRCULAR RETORNO LIMPIO 2,00 14, VIAJE DE CALIBRACIÓN A LA ZAPATA, 3,64 14, CIRCULAR RETORNO LIMPIO Y BOMBEAR BACHE PESADO 2,00 14, SACAR BARRENA HASTA SUPERFICIE 8,65 15, ARMAR EQUIPO DE REGISTROS WIRELINE, PLATICA DE SEGURIDAD 1,50 15, CORRER REGISTROS AIT-PEX 6,00 15, DESARMAR EQUIPO DE REGISTROS WIRELINE 1,50 15, RECUPERAR BUJE DE DESGASTE 0,50 15, INSTALAR EQUIPO PARA CORRER LINER 5 1/2 2,00 15, CORRER LINER 5 1/2 2,79 15, INSTALAR COLGADOR DE LINER 1,00 15, CONTINUAR BAJANDO LINER 5 1/2" CON TUBERIA DE ASENTAMIENTO 9,31 16, ASENTAR LINER 5 1/2 0,50 16, ELIMINAR EQUIPO PARA CORRER LINER 5 1/2 1,00 16, INSTALAR CABEZAL DE CEMENTACION Y CIRCULAR 2,00 16, CEMENTAR LINER 5 1/2 1,50 16, ASENTAR TOP PACKER Y PRUEBA DE ASENTAMIENTO 1,00 16, LEVANTA TUBERÍA Y CIRCULA 2,00 16, SACA TUBERÍA CON SETTING TOOL 6,92 16, CIERRA OPERACIONES DE PERFORACIÓN TOTAL 16,77 16, ,00

172 Datos Personales NOMBRE FECHA DE NACIMIENTO LUGAR DE NACIMIENTO DOCUMENTO DE IDENTIDAD DIRECCIÓN TELÉFONO Trujillo Pozo Diana Irene 20 Diciembre 1991 Lago Agrio, Sucumbíos, Ecuador Edén del Valle / Perfil Ingeniera en Petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Vicepresidenta del capítulo estudiantil American Association of Petroleum Geologists. Miembro del grupo SPE capítulo Universidad Central del Ecuador Formación Académica Primarios: Estudios Secundarios: Idioma Extranjero: Informática Escuela FAE Puerto Aguarico, LagoAgrio Escuela Consejo Provincial, Lago Agrio Colegio Fiscomisional Pacífico Cembranos, Lago Agrio. Bachillerato Físico Matemática. Suficiencia de Inglés, Centro de Idiomas Universidad Central del Ecuador 8 niveles de Inglés, Centro de Idiomas de la Escuela Politécnica Nacional Certificado de Suficiencia Informática en la Universidad Central del Ecuador, sobre el manejo de office, windows e internet.