UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

Transcripción

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2 UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS TEMA: ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DE IMPLEMENTAR UN SIDETRACK O PERFORACIÓN CON VENTANA EN EL POZO CULEBRA 10H DE PETROECUADOR AUTOR: GINO PONCE PÁRRAGA. DIRECTOR DE TESIS: ING. JORGE DUEÑAS QUITO ECUADOR 2010 II

3 DECLARACIÓN Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor Gino Xavier Ponce Párraga CI III

4 INFORME DEL DIRECTOR DE TESIS En calidad de Director de Tesis certifico que la presente tesis Estudio de la factibilidad de implementar un sidetrack o perforación con ventana en el pozo Culebra 10H de Petroecuador, ha sido realizada en su totalidad por el Sr. Gino Xavier Ponce Párraga bajo mi total y completa supervisión. Ing. Jorge Dueñas Mejía DIRECTOR DE TESIS. IV

5 CARTA DE LA EMPRESA V

6 DEDICATORIA Esta tesis está dedicada en primer lugar a Dios por darme Salud y Vida para poder culminar la Carrera y por haberme mantenido firme en el camino del bien, dándome las fuerzas necesarias en cada momento de mi vida. A mis padres Italia y Gino por ser las personas que desde pequeño me inculcaron valores fundamentales para el desempeño de mi vida, y quienes supieron guiarme y motivarme para poder alcanzar todas mis metas. A todos mis seres queridos por brindarme su apoyo de manera incondicional en todo momento. Todas estas personas han sido motivo para que yo logre una de las metas más importantes de mi vida, de la cual me siento muy orgulloso. VI

7 AGRADECIMIENTOS A la Universidad Tecnológica Equinoccial por ser lumbrera de conocimiento y formar profesionales con visión de excelencia y liderazgo. Al Ing. Jorge Dueñas por estar en todo momento de manera constante dirigiendo e impartiendo sus amplios conocimientos para finalizar mi Tesis. A la empresa EP PETROECUADOR por haberme permitido realizar mi Tesis dentro de sus instalaciones brindándome todas las facilidades necesarias. A todos mis profesores y compañeros al igual que a personas particulares quienes de una u otra forma contribuyeron a que culmine mi Carrera. VII

8 ÍNDICE GENERAL DECLARACIÓN III INFORME DEL DIRECTOR DE TESIS IV CARTA DE LA EMPRESA V DEDICATORIA VI AGRADECIMIENTOS VII ÍNDICE GENERAL VIII ÍNDICE DE CONTENIDO IX ÍNDICE DE FIGURAS XI ÍNDICE DE TABLAS XII SIMBOLOGÍA XIII RESUMEN XV SUMMARY XVII VIII

9 ÍNDICE DE CONTENIDO CAPÍTULO I 1. Generalidades Introducción Planteamiento Del Problema Formulación Y Sistematización Del Problema Objetivos De La Investigación General Específicos Justificación De La Investigacion Hipótesis Variables Variable Independiente Variable Dependiente Variable Interviniente Aspectos Metodológicos... 4 CAPÍTULO II 2. Marco Teórico Introducción Aplicaciones Generales... 8 IX

10 2.3 Descripción General De Los Sistemas De Apertura De Ventana En El Casing (Whipstock) Sistema Window Master Estructura Del Corte Metal Muncher Características Y Beneficios Variables Para La Selección Del Whipstock Correcto Orientación Del Whipstock CAPÍTULO III 3. Información Del Pozo Horizontal Culebra 10hz Datos Generales: Estratigrafia Esperada (Prognosis) Programa Direccional Perfil Direccional Survey Plan De Anotaciones Detalles De Formaciones Sumario De Perforación: Culebra 10hz Sección Superficial Sección Intermedia Sección Liner Intermedio Procedimientos De Pesca X

11 CAPÍTULO IV 4. Operación De Apertura De Ventana (Sidetrack) Del Pozo Culebra 10hz Programa Direccional De Apertura De Ventana (Sidetrack) Información General De La Apertura De Ventana Perfil Direccional Survey Plan De Anotaciones Detalles De Formaciones Resumen De Apertura De Ventana (Sidetrack) Survey Final Análisis Comparativo Entre Los Planes Del Pozo Y El Plan Ejecutado CAPÍTULO V 5. Conclusiones Y Recomendaciones Conclusiones Recomendaciones ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Apertura De Una Ventana Con Whipstock... 7 Figura 2. Pasos Operativos Seguidos Por El Sistema Window Master 12 Figura 3. Ejemplos De Medida De Inclinación Del Pozo XI

12 Figura 3.1 Perfil Direccional Figura 4. Medición Del Azimuth Del Pozo.. 15 Figura 4.1 Diagrama Del Perfil Del Pozo Figura 5. Lado Alto De La Cara De La Herramienta (Tool Face) Figura 6. Herramienta Gyro.. 17 Figura 7. Herramienta De Bloqueo De Ensamblaje ÍNDICE DE TABLAS Tabla 3.1 Resumen De Operaciones De La Sección Superficial.. 33 Tabla 3.1 Survey Tabla 3.2 Plan De Anotaciones. 30 Tabla 3.2 Resumen De Perforación Del Bha No 3 De La Sección Intermedia.34 Tabla 3.3 Detalle De Formaciones Tabla 3.3 Resumen De Perforación De Los Bha 4, 5 Y 6 De La Sección Intermedia Tabla 3.4 Resumen De Perforación Del Bha 7 De La Sección De Liner Intermedio Tabla 3.5 Resumen De Perforación Del Bha 8 De La Sección De Liner Intermedio Tabla 4.1 Survey Tabla 4.2 Plan De Anotaciones Tabla 4.3 Detalles De Formaciones.. 58 Tabla 4.5 Survey Final.. 71 XII

13 SIMBOLOGÍA SÍMBOLO ROP DLS VS PDC BTC BOP DP HWDP TQ HYD DC CBL VDL GR CCL RTTS ST CIBP PPG WOB DESCRIPCIÓN Rate of penetration Dog leg severity Vertical section Polycrystalline diamond compact Buttress thread conection Blowout preventer Drill pipe Heavy weight drill pipe Torque Hydraulic Drill collars Cement bond log Variety density log Gamma Ray Casing collar locator Retrievable test treat squeeze Sidetrack Cast iron bridge plug Pound per gallon Weight on bit XIII

14 GPM RPM PSI BLS FT/HR CSG KLB SPM LPG ADR Galones por minuto Revoluciones por minuto Pound square inch Barriles Pie/hora Casing Kilolibras Stroke por minuto Libra por galón Azimutal deep resistivity XIV

15 RESUMEN La tesis señala la descripción de la apertura de ventana (sidetrack) realizada en el pozo Culebra 10H, y un análisis comparativo entre el plan programado y el ejecutado. Cuando se realiza trabajos de perforación es fundamental contar con un programa previamente detallado de las operaciones que se van a realizar en el pozo, con el fin de cumplirlo y llegar al objetivo establecido. Durante la perforación se pueden presentar diversos inconvenientes y uno de ellos es el entrampamiento de la sarta dentro del pozo (pescado) sin posibilidad de recuperación lo cual complica el avance de la operación, por esta razón se debe conocer el método de apertura de ventana (sidetrack) que permite solucionar problemas generados por la falta de inspección y pruebas a las herramientas, exceso de tensión o negligencia del perforador, entre otros. En el capítulo I se muestra el planteamiento del problema, los objetivos, justificación, hipótesis y el método por el cual se va a realizar este trabajo. El capítulo II presenta una descripción general de los sistemas de apertura de ventana, el funcionamiento operativo del sistema Window Master, las herramientas utilizadas en este tipo de operación y la orientación del Whipstock. El capítulo III muestra la información general del pozo Culebra 10Hz., la estratigrafía esperada (prognosis), programa direccional, sumario de perforación y procedimientos de pesca. XV

16 El capítulo IV presenta la operación de apertura de ventana (sidetrack) del pozo Culebra 10Hz., el programa direccional de apertura de ventana, un resumen de las operaciones realizadas en el pozo y el análisis comparativo entre lo programado y lo ejecutado. Finalmente, el capítulo V señala las conclusiones y recomendaciones en base al trabajo realizado. XVI

17 SUMMARY This thesis has the description of the window opening (sidetrack) made in the well Culebra 10H, and a comparative analysis between programmed and executed plan. When performing drilling jobs is essential have an operations detailed program previously to be performed in well to get the objective. During drilling, several problems can occur and one is the trapping of the drillstring into the well (fish) without chance of recovery which complicates the progress of the operation, for this reason we must know the window opening method (sidetrack) that allows us to solve problems caused by the lack of inspection and testing tools, tension excess or negligence of the operator, among others. Chapter I contain the problem statement, objectives, justification, hypothesis and the method to get the job done. Chapter II presents a general description of the window opening system, the operational performance of Master Window System, tools used in this kind of operation and the Whipstock orientation. Chapter III contains general information of the well Culebra 10Hz. Stratigraphy expected (prognosis), directional program, drilling summary and fishing procedures. Chapter IV presents the window opening operation (sidetrack) of well Culebra 10Hz, directional opening window program, a summary of the operations in the well and the comparative analysis between planned and executed. Finally, Chapter V contains conclusions and recommendations based on the work. Ing. Jorge Dueñas Mejía DIRECTOR DE TESIS. XVII

18 CAPÍTULO I XVIII

19 CAPÍTULO I 1. GENERALIDADES Este capítulo muestra una breve introducción de lo que es la tecnología de apertura de ventanas (sidetrack), y el objetivo principal del presente trabajo. 1.1 INTRODUCCIÓN La tecnología aplicada a la apertura de ventanas en pozos revestidos es una técnica que utiliza un innovador sistema de tecnología de punta que permite la rehabilitación de pozos abandonados, unos por tubería colapsada y otros por pescado, así como incorporar otras zonas a un mismo pozo productor, siendo esta última su aplicación más importante. Además, esta técnica ha permitido usar pozos viejos para desarrollar proyectos de recuperación secundaria. Fue en los Estados Unidos donde se inició el desarrollo de la técnica de apertura de ventanas en la década de los 80 y posteriormente en Venezuela. En Ecuador ésta es aplicada desde 1997 en nuestros campos y actualmente su aplicación se ha visto incrementada. El objetivo principal de este estudio es la evaluación de la técnica de desvío de pozo (sidetrack) y continuación de la perforación para alcanzar el objetivo planteado. El viejo adagio petrolero El mejor lugar para encontrar petróleo es donde éste ya existe está siendo cada vez más tomado en cuenta por las compañías de explotación de gas y de petróleo en el Ecuador y en el mundo. En Ecuador existe una gran cantidad de pozos que 1

20 podrían ser candidatos potenciales para la aplicación de la técnica de desvío de pozo con el fin de incorporar reservas de petróleo o como pozos inyectores para recuperación secundaria o mejorada. 1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El pozo culebra 10Hz. presenta un problema de obstrucción que impide alcanzar el objetivo principal. Esta situación se presentó luego de bajar con un ensamblaje de limpieza de liner de 7. Después de muchos intentos por liberar la tubería, finalmente quedó en el pozo un pescado cuyo tope esta a 9,330. Ante esta situación se planteó abrir una ventana en el casing intermedio de 9 5/8 usando un whipstock que permita desviar el pozo mediante la perforación del hueco con broca de 8 ½ para continuar la perforación y alcanzar el objetivo propuesto. 1.3 FORMULACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Ante la imposibilidad de continuar la perforación de acuerdo al programa de perforación planteado, surge la siguiente interrogante. Existe la posibilidad de recuperar el pozo mediante alguna técnica existente en la industria petrolera? Una alternativa sería la técnica apertura de una ventana y desvío del pozo sobre el pescado dejado en el pozo. Cuál es la posibilidad de éxito en este tipo de operaciones? Existe en el mercado ecuatoriano la disponibilidad de herramientas para llevar a efecto este trabajo? 2

21 1.4 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN A continuación se describen los objetivos planteados para el desarrollo del trabajo GENERAL Estudiar la implementación de desvió del pozo y la construcción de una ventana en el pozo culebra 10Hz. para continuar la operación de perforación del pozo y cumplir el objetivo planteado ESPECÍFICOS Planteamiento del procedimiento de instalación de herramientas para producir la apertura de la ventana y desvío del pozo. Descripción de la ejecución del programa de instalación de las herramientas seleccionadas para producir el desvío y apertura de la ventana. 1.5 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN Ante la imposibilidad de continuar la perforación del pozo Culebra 10Hz. siguiendo el programa establecido. Se plantea un programa alterno que consiste en generar una ventana en el casing y desviar el pozo (Sidetrack) para continuar la perforación del mismo. Este método ha sido usado en muchas ocasiones para condiciones similares a las presentadas en el pozo Culebra 10Hz. y se han obtenido resultados positivos. 3

22 1.6 HIPÓTESIS La aplicación adecuada de la técnica de apertura de una ventana, desvío del pozo en el casing de 9 5/8 para continuar la perforación del pozo Culebra 10 Hz. es una alternativa que permitiría conseguir el objetivo planteado en el programa original de perforación. La experiencia del técnico direccional permitiría conseguir que la orientación de la herramienta deflectora y consecuentemente de la ventana sea la requerida para lograr el azimuth que el pozo necesita para llegar al objetivo. 1.7 VARIABLES Las variables del trabajo son las siguientes: VARIABLE INDEPENDIENTE Método de desvío y apertura de ventana a ser implementado VARIABLE DEPENDIENTE Inclinación y rumbo del pozo obtenidos después de la aplicación del método VARIABLE INTERVINIENTE Experiencia del técnico direccional, comportamiento de las herramientas usadas. 1.8 ASPECTOS METODOLÓGICOS El desarrollo metodológico del trabajo consiste en obtener la suficiente información de la fuente en este caso PETROPRODUCCIÓN que es la empresa operadora del campo Culebra 4

23 donde se perforó el pozo Culebra 10 Hz. El siguiente paso será organizar la información de manera secuencial para establecer las posibles causas que generaron el problema de obstrucción que terminó con un pescado en el pozo. De manera complementaria se obtendría información directamente de los actores involucrados en las operaciones. Del análisis de la información obtenida se plantea obtener observaciones y comentarios sobre la aplicación de los procedimientos y prácticas usados por la operadora para la orientación y apertura de la ventana. Finalmente, en base a un análisis post operativo se realizarán las conclusiones y recomendaciones resultantes del trabajo realizado. 5

24 CAPÍTULO II XVIII

25 CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO El siguiente capítulo nos muestra la técnica de perforación de apertura de ventana (sidetrack), sus aplicaciones generales, características y beneficios y el tipo de herramientas utilizadas en este tipo de operaciones. También nos enseña una descripción general de los sistemas de apertura de ventana en el casing (whipstock) y su funcionamiento. 2.1 INTRODUCCIÓN La apertura de ventana (sidetrack) es una técnica de perforación que consiste en la desviación del hueco sobre una obstrucción que podría ser un pescado o una corrección de la trayectoria debido a pérdidas del control direccional severo del pozo de acuerdo a la trayectoria planeada originalmente. Para llevar a efecto este tipo de trabajos se requiere de herramientas especiales y personal experimentado en el uso de tales herramientas. Esta sección presenta de manera general las herramientas y procedimientos usados en la apertura de ventanas en hueco revestido. El BHA usado normalmente está formado básicamente por el conjunto de una cuchara deflectora y un moledor de acero (Mill) conocido de manera integral como Whipstock. Una vez que este ensamblaje es direccionado en base a la lectura emitida por el Gyro, se activan las cuñas de anclaje y se procede a romper el pin de fijación del Mill y comienza la apertura de la ventana para continuar luego con la perforación de los primeros pies de formación en la dirección y el ángulo de inclinación generado por la cuchilla deflectora. Finalmente, se baja un ensamblaje con Mill y Watermelon para reacondicionar la ventana en el casing. 6

26 Después, de todo este proceso se retoma la operación normal de perforación para conseguir el objetivo planteado en el programa original. La figura 1 ilustra la apertura de la ventana y la salida del ensamblaje en la dirección planeada. Figura 1. Apertura de una ventana con Whipstock Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G. 7

27 2.2 APLICACIONES GENERALES En general una apertura de ventana se realiza para: 1. Rehabilitar pozos que han sido abandonados debido a obstrucciones ó pescado. 2. Perforar alrededor de la tubería de revestimiento colapsada ó dañada. 3. Corregir la dirección del pozo. 4. Recompletación de un pozo donde las perforaciones están taponadas y las técnicas convencionales son insuficientes para restaurar la producción. 5. La aplicación más importante en la actualidad es para perforar re-entrada en los pozos, es decir, perforar pozos multilaterales para incluir otras zonas productoras. Desviación del pozo en general Si durante las operaciones de perforación ocurren problemas como, desestabilización de formaciones, empaquetamiento severo, entrampamiento de la tubería por motivos de geometría del pozo, etc. que finalmente podrían terminar con un pescado que impida continuar la perforación; se puede usar la técnica direccional para desviar el pozo sobre el pescado y llegar al objetivo propuesto. La apertura de una ventana en la tubería de revestimiento de un pozo es una perforación lateral que se realiza con instrumentación y herramientas de avanzada tecnología por personal altamente especializado. Esta ventana en la tubería revestidora se la realiza considerando la dirección que tendrá el pozo desviado después de ejecutar todo el procedimiento. 8

28 2.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS SISTEMAS DE APERTURA DE VENTANA EN EL CASING (WHIPSTOCK) El nombre genérico del sistema de apertura de ventanas es Whipstock. Sin embargo, cada compañía de servicio proveedora de estos sistemas tienen su nombre comercial normalmente asociado al término Whipstock. Un packer permanente con un sistema para fijar la orientación es corrido hasta el KOP deseado. Una vez que el packer es asentado, un mil abridor es bajado con el whipstock. El ensamblaje del whipstock es asegurado en el packer. Aplicar peso para liberar el mil abridor del whipstock, el mill abridor es usado para cortar el casing y luego es sacado del hueco. Una broca desviadora reemplaza al mill abridor. La fuerza del whipstock desvía la broca a un lado del casing, haciendo una ventana de 8 a 12 pies. Una vez fuera del casing, la misma broca perfora un hueco piloto, luego la broca es reemplazada con un taper mill y un watermelon para abrir una ventana suficientemente grande para acomodar un BHA convencional. Después que la ventana esta acondicionada el taper mill es reemplazado por una broca convencional para reasumir las operaciones normales de perforación SISTEMA WINDOW MASTER La tecnología desarrollada para la apertura de ventanas actualmente ofrece un sistema innovador de tecnología de punta que reduce sustancialmente el tiempo de utilización de taladro, es el sistema Window Master. A diferencia de sistemas convencionales, "Window Master" puede iniciar, cortar y rimar la ventana sin requerir de un cambio en el conjunto de herramientas en el pozo; por ejemplo Corte de Arranque, eliminando por lo 9

29 menos dos corridas completas. Esto hace a "Window Master" el único sistema verdaderamente de UNA SOLA CORRIDA disponible. La figura 2 presenta los pasos operativos del sistema Window Master descritos a continuación. 1. Asentar un tapón puente encima del tapón de cemento previamente ubicado sobre la obstrucción o profundidad que se presentó el problema. Este tapón puente puede ser corrido y asentado con cable eléctrico o tubería. 2. Bajar el ensamblaje del Whipstock sobre el tapón puente. 3. Bajar Gyro y orientar el whipstock en la dirección propuesta en el programa direccional del pozo y asentarlo. 4. Asentar peso de la sarta y romper el pin que fija el Mill que será usado para abrir la ventana. Iniciar la apertura de la ventana con parámetros recomendados por el especialista. 5. Incrementar el peso sobre el Mill y proceder a rimar sobre la ventana para tener un acceso y salida suave de los ensamblajes que serán usados en la perforación del pozo Estructura del corte Metal Muncher Metal Muncher es una tecnología especialmente ingeniada para cortar el metal en lugar de pulverizarlo, es efectiva incluso en aceros con alto contenido de cromo. Los cortadores del Metal Muncher producen pequeños y uniformes cortes facilitando la circulación de los desperdicios cortados a superficie. Este estilo de corte también reduce el peso requerido para cortar fuera del casing. Los requerimientos de torque en el corte y la sarta de 10

30 perforación también son reducidos, mientras la rata de penetración (ROP) aumenta, haciendo posible cortar efectivamente en pozos que presentan geometría irregular CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS Corte de ventanas en Una Corrida. Se requiere de menor tiempo de utilización del taladro. Una variedad de dispositivos se encuentran disponibles. Sistema de desviador recuperable. Característica de Anti giro para un corte controlado. La disposición del cortador de Ventana/Muñón evita el corte del desviador. Tecnología Metal Muncher. Conjunto de herramientas diseñado por computador para un mejor comportamiento de fatiga. El ángulo de desviación excéntrico entre la rampa del desviador y la tubería de revestimiento facilita el reingreso con conjunto de herramientas de pozo poco flexibles. El desviador con orificio de conexión para conexiones macho (pin) facilita el corte sin dañar el desviador. Una variedad de herramientas de pesca para recuperar el desviador 11

31 Figura 2. Pasos operativos seguidos por el sistema Window Master Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G Variables para la selección del Whipstock correcto Tipo de equipo : Rotatorio o Coil Tubing Tipo de Formación : Dura, Media o Suave Zona de objetivo Radios cortos o largos Restricciones en el pozo Recuperables o permanentes 12

32 2.3.5 Orientación del Whipstock Razones para monitorear un pozo Para evitar otros pozos Para permitir la intersección de pozos de alivio en caso de reventón Para localizar patas de perro y permitir el cálculo de las mismas Para alcanzar el objetivo geológico Para la determinación de equidad Ayudar a la ingeniería de yacimientos Para las regulaciones gubernamentales Medidas Inclinación Azimuth Toolface Highside / Magnetic / Gyro HS / Gyro MAG Opcional Temperatura Evaluación de la formación Dinámicas Angulo de inclinación magnético Intensidad del campo magnético y gravitacional Coordenadas rectangulares 13

33 Inclinación (Drift) El ángulo (en grados) entre la vertical local y la tangente al eje del pozo en un punto particular. Por la convención en operaciones de campos petroleros, 0 o es vertical y 90 o es horizontal. La figura 3 ilustra varios ejemplos de la medición de la inclinación del pozo. Figura 3. Ejemplos de medida de inclinación del pozo Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G. Azimuth (Dirección del hueco) El azimuth de un pozo en un punto es la dirección de la perforación en el plano horizontal, medido como un ángulo en sentido horario (0 o 360 o ) en referencia al norte magnético. 14

34 Todos los instrumentos magnéticos dan lecturas haciendo referencia al norte magnético, sin embargo, las coordenadas finales calculadas hacen referencia a cualquier norte verdadero o norte cuadriculado (Figura 4). Figura 4. Medición del azimuth del pozo Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G. Toolface El término "toolface" se utiliza a menudo como un acortamiento de la frase "orientación de la herramienta". Esto se puede expresar como una dirección de norte o parte superior del pozo La orientación toolface es la medición angular de una herramienta de desviación con respecto al norte o hacia la parte superior (highside). La figura 5 muestra el lado alto de 15

35 la herramienta que permite a los direccionales ocasionar desviación del pozo en una dirección determinada. Figura 5. Lado alto de la cara de la herramienta (Tool Face) Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G. Surface Readout Gyro Función Proporciona lectura en superficie de inclinación y dirección a través de la sección requerida por el pozo Proporciona lectura en superficie de orientación en ambientes magnéticos (Figura 6) 16

36 Limitaciones Necesita referencia de dirección en superficie Precisión realizada por la inclinación del Gyro Inclinación y limites de temperatura Figura 6. Herramienta Gyro Fuente: Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G. Configuración de Packer (Packer Setting) El packer del whipstock es corrido en el hueco y asentado no se requiere una herramienta de orientación. 17

37 Orientación y anclaje El ensamblaje es corrido en el hueco y colocado en el packer, el whipstock es automáticamente girado en la dirección correcta y el ancla bloquea el ensamblaje en la posición adecuada (Figura 7) Figura 7. Herramienta de bloqueo de ensamblaje 2003 Baker Hughes Incorporated Elab. Por: Ponce, G. 18

38 CAPÍTULO III XVIII

39 CAPÍTULO III 3. INFORMACIÓN DEL POZO HORIZONTAL CULEBRA 10Hz El pozo de avanzada Culebra 10Hz se encuentra en el bloque CEPHI 18-SW-12c dentro del campo Culebra de la Cuenca Oriente. Es un pozo tipo horizontal ubicado en una trampa anticlinal y una posición geológica de un alto estructural, la profundidad programada es de 9,690 pies TVD y el objetivo es la formación U inferior. Está localizado en el cantón Orellana dentro de la provincia que lleva el mismo nombre. 3.1 DATOS GENERALES: POZO: Culebra 10Hz BLOQUE: CEPHI 18-SW-12c CAMPO: Culebra CLASIFICACION DEL POZO: Avanzada CUENCA DEL POZO: Oriente FECHA DE INICIO DE PERFORACIÓN: 2 de Julio del 2009 TIPO DE POZO: Horizontal TIPO DE TRAMPA: Anticlinal OBJETIVO: U inferior MD: 10,677 TVD: 9,657 19

40 PROVINCIA: Francisco de Orellana CANTON: Francisco de Orellana Coordenadas UTM: X Y Superficie: ,10 m ,37 m Inicio de Sección Horizontal: ,896 m ,639 m OBJETIVO: ,90 m ,62 m LONGITUD CONDUCTOR: LATITUD CONDUCTOR: LONGITUD: LATITUD: 76 o W 00 o S 76 o W 00 o S Elevación del Terreno (pies): 937 Elevación de la mesa rotaria (pies): 974 Ángulo Máximo de Desviación: 90 Distancia al pozo más cercano (pies): 2,152 de Culebra 2 Espaciamiento entre pozos: 1700 Posición Geológica: Alto estructural 20

41 3.2 ESTRATIGRAFIA ESPERADA (PROGNOSIS) FORMACIÓN / RESERVORIO MD (pies) TVD (pies) Orteguaza 5,721 5,702 Tiyuyacu 6,509 6,490 Conglomerado Tiyuyacu Inferior 7,749 7,722 Tena 8,201 8,149 Tope basal Tena 9,156 8,946 Napo 9,183 8,966 Tope Caliza M-2 9,814 9,374 Tope Caliza A 10,055 9,488 U Inferior 10,677 9,657 T Inferior Base T Inferior Hollin Superior Hollin Inferior PT 12,341 9,690 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. Compañía Operadora Compañìa/Torre Hp/Sperry Drilling Services B.J./Hughes/Dowell Schlumberger/Halliburton/Baker Atlas Baker/Q.Max/Baroid Datalog/Petrokem/Tuboscop Nov Brandt Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. Petroproducción Servicio Perforación/Direccional Cementación Registros Eléctricos Fluidos De Perforación Control Geológico Tratamiento Y Disposición De Desechos 21

42 3.3 PROGRAMA DIRECCIONAL El pozo Culebra 10Hz está planeado ser un pozo Horizontal, con un desplazamiento de al tope del reservorio Arenisca U Inferior. Este pozo será el octavo a ser perforado en el Well Pad Culebra, donde ya se encuentran perforados Culebra 1 vertical, Culebra 2 direccional, Culebra 3 direccional, Culebra 4 direccional, Culebra 5 direccional, Culebra 6 direccional y Culebra 7 direccional. El pozo se perforará en cuatro secciones: Sección de 16 : En esta sección se usará el BHA direccional # 1, donde se realizará el 300, se construirá curva a razón de 1.25 /100 hasta alcanzar 10.5 de inclinación en una dirección de 56.3, mantener tangente de 400 para luego disminuir inclinación con DLS de 0.75 /100 hasta alcanzar la verticalidad y mantener hasta asentar el revestimiento de 13 5,921.4 MD/5,902.2 TVD (200 MD dentro de la formación Orteguaza). Sección de 12 ¼ : Se iniciara esta sección con el BHA direccional # 2, se continuará manteniendo verticalidad por 1,105.8 MD, a partir de donde se comenzará a construir curva a razón de 2.0 /100, si fuese necesario se utilizara el BHA direccional # 3 para perforar el Conglomerado de Tiyuyacu, luego se utilizara el BHA # 4 para perforar Tena construyendo curva a razón de 2.0 /100 hasta alcanzar los 43.1 de inclinación en una dirección de 56.3, se seguirá construyendo curva hasta alcanzar los 47.9 de inclinación donde se asentara el revestimiento de 9 9,452.4 MD/9,157.6 TVD (20 MD dentro de la Caliza M1). 22

43 Sección de 8 ½ : Se usará el BHA direccional # 5, para seguir construyendo curva a razón de 2.87 /100 hasta alcanzar los 85.1 de inclinación donde se asentará el liner de 10,767.8 MD/9,666.2 TVD (Arenisca U Inferior). Sección de 6 1/8 : Se usará el BHA direccional # 6, para construir curva a razón de 0.84 /100 hasta alcanzar el punto de entrada (Entry 90 Inc), construir horizontal manteniendo tangente de 1,000 MD hasta alcanzar el punto de llegada (Exit 90 Inc). La profundidad total del pozo será de 12,340.6 MD/9,690.2 TVD donde se ubicara el liner de 5. La figura 3.1 muestra el perfil en profundidad y vista en planta del pozo horizontal PERFIL DIRECCIONAL El perfil direccional muestra en primer lugar la profundidad vertical verdadera (TVD) Vs Sección vertical (VS) que permita monitorear el avance en profundidad del pozo. Luego se muestra la vista en planta para seguir el progreso en función del rumbo o dirección del pozo. 23

44 Figura 3.1 Perfil direccional Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 24

45 3.3.2 SURVEY El survey del pozo representa el resumen del plan direccional del pozo cada 100 pies, este permite llevar un control durante la perforación de cada parada de tubería para confirmar el normal desarrollo del plan propuesto o corregir desviaciones que podrían presentarse. La tabla 3.1 muestra todos los parámetros que constituyen el survey de un pozo PLAN DE ANOTACIONES La tabla 3.2 resume el plan de construcción del pozo iniciando con el punto de desvío KOP, rata de construcción de ángulo, intervalo de mantenimiento de ángulo, rata de caída de ángulo hasta conseguir la vertical y mantenimiento de la vertical, inicio del segundo KOP, segundo intervalo de mantenimiento de ángulo, rata de construcción de ángulo hasta aterrizar el pozo, mantenimiento de la sección horizontal hasta terminar el pozo DETALLES DE FORMACIONES La tabla 3.3 muestra los topes y bases de las principales formaciones a ser perforadas tanto en profundidad medida MD y profundidad vertical verdadera TVD. Además, el buzamiento correspondiente. 25

46 Tabla 3.1 Survey Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 26

47 Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 27

48 Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 28

49 Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 29

50 Tabla 3.2 Plan de Anotaciones Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 30

51 Tabla 3.3 Detalles de formaciones Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 31

52 3.4 SUMARIO DE PERFORACIÓN: CULEBRA 10Hz. A continuación se describe las operaciones de perforación en el pozo Culebra 10Hz Sección Superficial Taladro H&P-138 inicia operaciones el 02 de Julio del 2009 a las 12H00. Baja BHA #1 con broca tricónica de 16, perfora hasta 141, saca BHA #1 hasta 47 por presencia de lodo en contrapozo, baja sarta hasta 140, bombea píldora obturante, saca BHA hasta 40. Cía. BJ realiza tapón de cemento con 40 Bls, Pf=300 psi, espera fraguado de cemento. Muele cemento desde 44 hasta 141, perfora hasta : inclinación , azimuth 252,47 0 ), saca BHA #1 hasta superficie. Baja BHA #2 direccional con broca PDC de 16" hasta 800'. Bombea píldora viscosa y circula. Continúa perforando sección de 16". Bombea píldora viscosa, circula. Saca BHA #2 hasta superficie, puntos apretados a 4,972', 4,890', 4,834', 4,790', 4,659'. Limpia estabilizador, broca y camisa de motor. Baja nuevamente BHA #2 hasta 5,921, bombea píldora viscosa-pesada, circula y saca hasta superficie sin problema. Corrida de casing de 13-3/8 : 158 tubos, C-95, 72 lb/pie, BTC, 12 centralizadores, collar 5,843' y 5,921'. Cía. BJ cementa casing. 32

53 511 Bls de lechada de 13.5 lpg, 115 Bls de cola de 15.8 lpg. Desplaza con 865 bls de lodo. Presión final de desplazamiento = 1400 psi, Presión de asentamiento de tapón = 1900 psi. Back flow, 5 Bls. Desplaza 70 bls de cemento a superficie. Espera fraguado de cemento, suelda medias lunas. Instala y prueba sección "A" de cabezal, arma BOP, prueba ok. La tabla 3.1 muestra el resumen de operaciones de la sección superficial. Tabla 3.1 Resumen de operaciones de la sección superficial BROCA Nº DIAMETRO PDC 1 16" PROFUNDIDAD DESDE HASTA MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES ,47 0,65 K.O.P , " 3,407 5,921 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G ,11 0,51 1,259 1,258,6 51,97 4,34 1,637 1,634,57 56,01 8,33 2,110 2,102,73 56,05 7,92 2,678 2,666,45 53,24 5,2 3,151 3,137,91 50,9 3,92 3,340 3,326,52 46,93 16,4 3,434 3,420,37 41,64 3,4 3,812 3,797,75 63,58 2,97 4,474 4,459,46 135,51 0,7 4,947 4,932,41 118,88 1,05 5,325 5,310,39 202,07 0,72 5,921 5,906,3 259,75 1,02 Máximo ángulo de 8,5º a 2,015' Bombea píldora viscosa a 1,983' Bombea píldora viscosa a 2,263' Bombea píldora viscosa a 2,751' y 3,126' Perfora hasta 3,407', saca BHA#2 hasta superficie, limpia broca, estabilizador y camisa de motor. Baja hasta 3,407', bombea píldora dispersa, continúa perforando Punto de casing de 13-3/8" a 5,921'. 33

54 3.4.2 Sección Intermedia Baja BHA #3 direccional con broca PDC de 12-1/4" hasta 5,843' (tope de collar flotador). Perfora collar flotador y cemento hasta 5,900', prueba casing con 1000 psi, ok. Muele cemento, zapato y perfora 10' de formación hasta 5,931', cambia lodo Aquagel por lodo nuevo EZMUD Clay seal, realiza prueba de integridad de formación con 769 psi, ok. Continúa perforando como se muestra en la tabla 3.2. Tabla 3.2 Resumen de perforación del BHA No 3 de la Sección intermedia BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD DESDE HASTA PDC /4" 5,931 7,912 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES 6,021 6,006,28 251,45 1,59 6,588 6,572,9 315,43 3,17 6,966 6,950,32 41,05 4,46 7,438 7,419,79 63,02 8,03 7,722 7,699,26 63,81 11,86 Bombea píldora viscosa a 6,565' Realiza viaje corto hasta zapato a 5,900' Continúa perforando hasta 7,789', bombea píldora viscosa, circula. Saca BHA direccional, quiebra broca PDC de 12-1/4", cambia estabilizador y motor direccional. Baja BHA direccional #4 con broca tricónica de 12-1/4" y nuevo motor hasta 7,789', bombea píldora dispersa. Continúa perforando hasta 8,194' (inclinación a 8,101': 20.03º, azimuth: 61,36º), saca BHA direccional, puntos apretados a 8,060', 8,005', 7,780', bombea píldora pesada a 7,400', continúa sacando hasta superficie. Cambia broca y motor. Baja BHA direccional #5 con broca PDC de 12-1/4" y nuevo motor hasta 8,194', bombea píldora dispersa. Continúa perforando hasta 8,544' (inclinación a 8,500': 28.79º, azimuth: 34

55 56,38º), saca BHA direccional con back reaming desde 8,060' hasta 7,600', continúa sacando BHA hasta superficie, cambia broca. Baja BHA direccional #6 con nueva broca PDC de 12-1/4" hasta 8,540', bombea píldora dispersa. Continúa perforando deslizando hasta 8,575', bombea píldora desembolante a 8,554', continúa perforando como se muestra en la Tabla 3.3. Tabla 3.3 Resumen de perforación de los BHA 4, 5 y 6 de la Sección intermedia BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD DESDE HASTA MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES PDC /4" , PDC /4" ,582 8,497,63 55,33 32,27 PDC /4" 8,544 9,458 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 8,864 8,722,62 56,08 39,81 9,148 8,936,6 56,15 40,89 9,338 9,076,32 55,74 43,96 9,458 9,161,92 55,81 45 Bombea píldora desembolante a 8,835' Realiza viaje corto hasta zapato a 5,900' Punto de casing de 9-5/8" Bombea píldora viscosa, lanza carburo para calibrar agujero, diámetro de hoyo: 16". Bombea píldora pesada - lubricante, saca BHA sin problema. 35

56 Corrida de casing de 9 5/8 : 243 tubos + 1 csg cortado, C-95, 47 lb/pie, BTC, 12 centralizadores, collar 9,380' y 9,459'. Cía. BJ cementa casing: 184 Bls de lechada de 13.5 lpg, seguidos de 71 Bls de cola de 15.8 lpg. Desplaza con 677 bls de lodo. Presión final de desplazamiento = 1200 psi, Presión de asentamiento de tapón = 1650 psi. Back flow: 4 Bls. No hay retorno de cemento a superficie. Bisela casing de 9-5/8", instala sección "B" de cabezal, prueba ok. Arma BOP, prueba ok Sección Liner Intermedio Baja BHA #7 direccional con broca PDC de 8-1/2" hasta 9,380' (tope de collar flotador). Perfora collar flotador y cemento hasta 9,448', prueba casing con 800 psi, ok. Muele cemento, zapato y perfora 10' de formación hasta 9,468', cambia lodo EZ MUD por lodo nuevo Clayseal, realiza prueba de integridad de formación con 570 psi, ok. Continúa perforando como se muestra en la tabla 3.4. Tabla 3.4 Resumen de perforación del BHA 7 de la Sección de Liner Intermedio BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD DESDE HASTA PDC 7 8-1/2" 9,458 10,185 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES 9,557 9,228,99 57,2 49,08 9,842 9,395,17 55,03 59,23 10,032 9,482,26 57,26 65,91 10,185 9,539,41 55,5 68,97 Trabaja punto apretado a 10,093' 36

57 Continúa perforando hasta 10244', bombea píldora viscosa-pesada. Saca BHA direccional hasta superficie por desfase en orientación de herramientas (60º de desfase), quiebra broca y motor. Baja BHA direccional #8 con broca PDC 7R de 81/2" y nuevo motor hasta 10,048', tubería atascada, trabaja sarta para liberar tubería con éxito, sube sarta hasta 9,991', bombea píldora viscosa-pesada, baja con bomba y rotación hasta 10,244', continúa perforando de la siguiente manera: Tabla 3.5 Resumen de perforación del BHA 8 de la Sección de Liner Intermedio BROCA No DIAMETRO PROFUNDIDAD DESDE HASTA PDC 7R 8-1/2" 10,244' 10,745 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. MD TVD AZIMUT INCLINACION OBSERVACIONES 10,315 9,582,18 55,05 73,02 10,599 9,644,91 55,7 78,94 10,745 9,665,45 56,24 83,51 Bombea píldora viscosa-pesada, circula. Saca BHA direccional hasta superficie, quiebra broca y herramientas direccionales. Baja BHA convencional #9 con broca PDC de 8-1/2" hasta 10,480', sarta se atasca, circula para liberar tubería con éxito, bombea píldora viscosa-pesada, continúa bajando sarta con rotación y bomba hasta 10,745', bombea píldora viscosa-pesada y píldora puenteante, realiza prueba de calibre de agujero, diámetro del hoyo: 10.07". Saca BHA hasta superficie sin problemas, quiebra broca y herramientas. 37

58 Corrida de casing de 7": 38 tubos, C-95, 26 lb/pie, BTC, 10 centralizadores, collar 10,701', 10,743', colgador TIW de 10,663'. Cía. BJ cementa casing con 15 Bls de lechada 13 lpg, 95 Bls de cola de 16 lpg. (Clase G). Desplaza con 210 bls de lodo. Presión final de desplazamiento = 680 psi, Presión de asentamiento de tapón = 1300 psi. Back flow: 1,5 Bls. Se observa 50 bls de lodo contaminado con cemento a superficie. Circula, saca tubería hasta superficie. Baja BHA #10 de limpieza con broca de 6-1/8" hasta 10,657' (tope de cemento), existe pérdida de presión, saca BHA hasta 3,550', observa martillo roto en el cuerpo, queda pescado 3,004,8' del BHA de limpieza. 3.5 PROCEDIMIENTOS DE PESCA Se arma BHA con herramientas de pesca (Junk Mill, Basket, Bit Sub, 5 HWDP), y se baja hasta el tope del pescado con 5 7,651. Se trabaja la cabeza del pescado con un Junk Mill desde 7,651 hasta 7,659 con 350 gpm, 50 rpm, 900 psi, y TQ 4. A continuación se saca la sarta hasta superficie y se quiebra el Junk Mill, basket y Bit Sub La Cía. Weatherford realiza reunión de seguridad y arma BHA de pesca con overshot, baja la sarta de pesca en 5 DP desde 234 hasta 7,651 38

59 Se pesca herramienta con 7,651 y se trabaja martillo hacia arriba over pull de Klb, se suelta el pescado y se intenta pescar nuevamente pero sin éxito. Se saca la sarta de pesca desde 7,651 hasta 6,200, se saca la sarta con overshot desde 5,900 hasta superficie. A continuación se espera las herramientas de pesca con nuevo overshot. Se arma el BHA de pesca # 3 con (overshot con grampa de 3 7/8, Bumper Sub, fishing Jar, 6 x 5 HWDP y Jar Slinger) y se baja la sarta de pesca con 5 DP hasta 7,651, pesca con 7,651 y se tensiona hasta 300 k-lbs., con éxito en la operación. Se espera el equipo de wire line de la Cía. Baker y se realiza reunión de seguridad y arma equipo de wire line. Baja herramienta de punto libre (free point) con wire line y se trabaja la sarta a 220 klb (80 klb de over pull) y 2 vueltas a la derecha, registra cada 1,000 hasta 7,000. Se suelta el pescado. Intenta pescar nuevamente si éxito en la operación. Se saca wire line desde 7,000 hasta superficie. Saca BHA de pesca # 3 desde 7,651 hasta 4,200, continúa viaje de tubería fuera del pozo desde 4,200 hasta superficie. Se cambia la grapa en el over shot y se baja BHA de pesca hasta 7,651. Realiza reunión de seguridad y se arma el equipo de wire line para fijar el punto libre, baja herramienta de wire line para registrar punto libre y se trabaja la sarta abajo con 280 klb, arriba con 400 klb en 3 tiempos, se libera torque con 9 vueltas a la izquierda. 39

60 Se saca wire line con herramienta de punto libre y se desarma. Realiza reunión de seguridad, se arma herramienta con detonante para realizar back off. Baja herramienta de back off con wire line hasta 9,760 Trabaja tubería para realizar back off, arriba con 370 klb abajo con 280 klb en 3 tiempos se da 7 vueltas a la izquierda y se trabaja la tubería arriba-abajo. Cía. Baker acciona detonante y no se observa cambios en el indicador de peso, se trabaja la tubería arriba con 350 klb y abajo con klb, en 5 tiempos se observa variación de peso y se levanta 7, se trabaja con 260 klb arriba y 220 klb abajo, produciéndose un back off exitoso. Se saca y se desarma la herramienta de back off con wire line, y saca tubería desde 7,651 hasta 233. Desarma BHA de pesca y se espera herramienta de pesca desde la base Coca, realiza reunión de seguridad y arma BHA de pesca con over shot, Bumper, Jar, Fishing, 6 HW, Jar Slinger, baja BHA de pesca con 5 DP desde 223 hasta 8,919. Pesca con over 8,919, trabaja sarta martillando con 400 klb arriba y 150 klb abajo, se realiza reunión de seguridad, se arma equipo de wire line para fijar punto libre, se levanta equipo de wire line, se cuelga poleas en la torre de la Cía. Baker. Baja herramienta para determinar punto 9,550, tensiona tubería hasta 400 klb, se intenta bajar con herramienta de punto libre sin ningún éxito, y se procede a sacar y quebrar la herramienta. Se baja con wire line la herramienta para back 9,550, se trabaja tubería varias veces arriba la máxima tensión es 400 klb, y abajo 200 klb, con 3 vueltas a la izquierda en dos ocasiones se dispara el detonante, se observa señal de back off en el indicador de peso, se 40

61 saca wire line con herramienta de back off hasta superficie, se retira poleas y equipo de wire line, se saca la tubería con pescado desde 8,919 hasta 500. Continúa viaje fuera del pozo desde 500 hasta la superficie. Se cambia grapa en el overshot, y se arma BHA # 6 de pesca, bajan 12 paradas de tubería hasta 1,350. Se realiza reunión de seguridad y se procede a cortar 10 de cable de perforación. Continúa bajando BHA # 6 de pesca desde 1,350 hasta 9,236. Pescan con over shot a 9,236, se trabaja sarta martillando hacia arriba con 400 klb y hacia abajo con 150 klb. Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,236 hasta 233, quiebra BHA de pesca, sin éxito. Desarma overshot, se cambia nueva grapa de 4 15/16 y se arma nuevamente. Arma BHA de pesca con overshot, Bumper Sub, Fishing Jar. Continúa bajando BHA de pesca con tubería de 5 desde 233 hasta 9,236, se rompe la circulación por 5 minutos con 150 gpm a 300 psi de manera correcta. Realiza trabajo de pesca, e introduce overshot dentro del pescado con 70 klb, peso sobre de 220 klb a 150 klb y poca rotación, lectura de torque 5 klb correcta. Trabaja tubería martillando hacia arriba por 4 tiempos con tensión de 400 klb, se realiza back off mecánico y se observa tubería libre hacia arriba. Se saca tubería con posible pescado desde 9,236 hasta 3,500, continúa sacando tubería desde 3,500' hasta 233', quiebran BHA de pesca incluido 94.81' de pescado 3x3-1/2" DP, levanta y arma BHA #7 de pesca con screw in sub, 3x3-1/2" HW, x-over, bumper, jar, slinger, 6x5" HW. 41

62 Continúa bajando BHA #7 con 5" DP desde 327' hasta 9,330', pesca con screw in sub, martilla hacia arriba con 300 klb y hacia abajo con 150 klb, colocándose a 260 y dando torque de 10 a 350 klb realiza por 10 tiempos, se observa variante en peso de 300 a 260 klb back off. Realiza viaje fuera del pozo desde 9,330' hasta 327', desarma BHA de pesca, conociendo que la pesca se realizo sin éxito. Arma BHA #8 de pesca con overshot, 3x3-1/2" HW, x-over, bumper sub, HYD jar, 6x5" HW, jar sl total 327'. Continúa bajando BHA #8 con 5" DP desde 327' hasta 9,330'. Introduce overshot hasta enganchar el pescado con lenta rotación a la derecha con un peso abajo de 200 klb tq 10 klb con éxito, trabaja sarta arriba con 350 klb y abajo con 280 klb, 3 vueltas a la izquierda por 5 tiempos, realiza maniobra por 2 veces dando como resultado un back off sin éxito. Pesca nuevamente, se trabaja la sarta arriba abajo por varios tiempos y se desconecta el over shot de pescado hasta que se decide sacar la tubería Se saca la parada de 5" DP y se observa flujo por la tubería debido al desbalance en la columna de lodo, y se circula fondo arriba 35 bls de píldora pesada con 400 gpm y 1050 psi Saca tubería desde 9,330' hasta 6,704', continúa sacando tubería desde 5,500' hasta 327', quiebran BHA #9 de pesca con jar slinger, HYD jar, bumper, 3x3-1/2" HW, overshot. Cambia grapa en el overshot, levanta y arma BHA #10 de pesca con overshot, 3x3-1/2" HW, bumper, jar slinger, 6x5" HW, total 327' de BHA #10, continúa bajando BHA #10 de 42

63 pesca con 5" DP desde 327' hasta 9,330', conecta overshot al tope del pescado y tensiona hasta 300 klb, se gira la sarta de pesca con 9 vueltas hacia la izquierda con lbt/ft de torque, baja hasta 150 klb y tensiona con 350 klb por 5 ocasiones, se desconecta la sarta sobre el overshot y se trabaja la sarta para reconectar de manera exitosa, y se libera overshot. Saca tubería desde 9,330' hasta 327', desarma BHA #10 de pesca, cambia 3-1/2" HW, levanta y arma BHA #11 de pesca, continúa bajando BHA #11 de pesca con 5" DP desde 327' hasta 9,330'. Realiza trabajos de pesca con overshot, trabaja la sarta martillando hacia arriba klb y abajo 350 klb, arriba con una máxima tensión de 400 klb, saca BHA de pesca en tubería DP de 5" desde 8,000' hasta 327', quiebra BHA de pesca con overshot, 3-1/2" HW, bumper, HYD jar, 6x5" HW, jar slinger, quiebra exceso de tubería 3-1/2" HW, 4-3/4" DC que se encuentra en la torre. Se realiza reunión operativa para toma de decisiones acerca de coiled tubing a realizar. Realiza reunión de seguridad, levanta y arma BHA de pesca con overshot, 3x3-1/2" DP, x- over, bumper sub, HYD jar, 6x5" HW, jar slinger total de 330' de BHA, baja con tubería de 5" desde 330' hasta 9,330'. Se intenta enganchar over shot en cabeza de pescado. Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,330' hasta superficie, quiebra BHA de pesca con overshot, 3x3-1/2" DP, bumper, HYD jar, 6x5" HW, jar slinger 43

64 Se arma BHA de pesca con punta libre, 3x3-1/2" DP, bumper, HYD jar, 6x5" HW, jar slinger, y se continua bajando tubería dentro del pozo con BHA de pesca con 5" DP desde 327' hasta 9,020'. Se corta y recorre 105' de cable de perforación, y se realiza inspección visual, continúa bajando tubería dentro del pozo desde 9,020 hasta 9,330', conecta tubería al pescado y se verifica si se encuentra bien enroscado arriba con 320 klb y abajo con 150 klb, levanta y arma herramienta para calibrar la tubería a cargo de la Cía. Petrotech. Corre calibrador de tubería de 2.25" con unidad de slick line, baja hasta 9,037 donde no pasa la herramienta, saca y cambia calibrador a 1.75" de diámetro de calibre, baja hasta 9,380' donde no pasa y se decide sacar la herramienta hasta superficie. Se trabaja tubería arriba y abajo, realizando back off con 8 vueltas a la izquierda, se trabaja la tubería con un peso arriba de 350 klb y abajo con 200 klb de manera eficiente. Realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,320' hasta 327', quiebra BHA de pesca punta libre y se observa un tubo menos de 3-1/2" DP en el BHA, se quedo pescado al realizar el back off. Levanta y arma BHA con 8-1/2", broca tricónica, 9-5/8" rotary scraper, bit sub, x-over 6x5" HW, total 200' Continúa bajando BHA con 9-5/8" scraper, 5" DP desde 200' hasta 9,257', tope de liner, se trabaja scraper arriba abajo en 2 tiempos desde 9,257' hasta 9,227' con 30 rpm tq 5 klb, circula con 500 gpm a 1200 psi. 44

65 Se realiza reunión de seguridad y realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,257' hasta superficie, quiebra broca tricónica, scraper, bit sub, x-over. Realiza reunión de seguridad, instala shoting nipple, Cía. Shlumberger sube y arma herramienta de registros eléctricos, corren registros de evaluación de cemento con wire line CBL - VDL - GR- CCL, se observa una pobre calidad de cemento de 8,950' a 9,250', quiebra herramienta de registros y equipo de wire line propiedad de la Cía. Shlumberger, levanta y arma 9-5/8" tapón de cemento ez-drill para squezze y setting tool, 3-1/2" if/ 2-7/8" eue x-over, 4-1/2" if / 3-1/2" if x-over. Baja tapón de cemento ez drill en tubería 5" DP desde 9' hasta 3,500', baja midiendo la tubería parada por parada dando un total de 110 stands, continúa bajando tapón de cemento ez drill con tubería 5" DP desde 3,500' hasta 9,250', se circula y se asienta el tapón ez 9,250' con 260 klb, 35 vueltas a la derecha, tensiona en 5 tiempos hasta 320 klb hasta romper los seguros. Verifica asentamiento del tapón con peso abajo hasta 200 klb y prueba con 600 psi por 5 minutos. Realiza viaje fuera del pozo desde 9,250' hasta 5,205', realiza viaje dentro del pozo desde 5,205' hasta 9,243', se desplaza lodo viejo por agua fresca con 700 gpm a 2000 psi y 8085 STK, saca tubería fuera del pozo desde 9,243' hasta superficie y quiebra setting tool. Cía. Halliburton realiza reunión de seguridad e instala shooting nipple, sube y arma herramientas de wire line, Cía. Halliburton continua armando cañones, baja una corrida con GR CCL, correlaciona y cañonea el intervalo del disparo desde 9,214' hasta 9,218' total 2 disparos por pie 45

66 Baja dos corridas correlaciona y cañonea el intervalo del disparo desde 9,170' hasta 9,174' total 2 disparos por pie, saca cañones y baja herramienta de wire line de la Cía. Halliburton y saca shooting nipple. Levanta y arma 9-5/8" barcatcher, 3-1/2" / 2-7/8" x-over, 3-1/2" / 4-1/2" x-over, 4-1/2" rtts packer, baja 9-5/8" barcatcher en 5" DP desde 16.24' hasta 1,618', continúa viaje dentro del pozo con 9-5/8", coloca packer desde 1,618' hasta 9,150', asienta packer con 4 vueltas a la derecha y 20 klb y prueba presión en el anular con 600 psi con éxito. Sube y arma líneas de alta presión a cargo de la Cía. Halliburton, prueba líneas con 4000 psi por 5 minutos, abre by pass en el packer y circula, bombea 15 bls de lavador y desplaza a la punta. Efectúa prueba de admisión a la formación con bpm y 3500 psi. Abre by pass y mezcla aditivos para tratamiento ácido, bombea 12 bls de hcl al 15% y desplaza a la punta e inyecta 0.4 bpm con una presión inicial de 3400 psi y una presión final de 3000 psi manteniendo 600 psi en anular, realiza prueba de admisión a la formación: caudal final psi con un total bombeado de 10 bls. Desconecta líneas y manifold de circulación y saca tubería desde 9,150' hasta superficie, desarma BHA y packer RTTS. Levanta y arma ez drill, setting tool, 2-7/8" eue / 3-1/2" if x- over y 3-1/2" if / 4-1/2" if x-over, baja ez drill en 5" DP desde 9' hasta 9,150', asienta retenedor de 9,150' con 35 vueltas a la derecha, se chequea el peso arriba de 300 klb y abajo de 240 klb. Chequea la circulación con 240 gpm a 200 psi. Sube e instala líneas de alta presión de la Cía. Halliburton. 46

67 Prueba líneas con 4500 psi por 5 minutos, prueba punto neutro con 3500 psi por 5 minutos, prueba presión en el anular con 800 psi y realiza prueba de admisión a la formación en intervalos 9,170' 9,174', 9,214' 9,218' con 2.4 bpm a 3400 psi con un total inyectado de 7 bls. Realiza cementación forzada (squeeze) de acuerdo al programa. Bombea 31 bls de lechada: 150 sks de cemento "g ", 716 gal de agua, 7 lb scr-100, 15 gls halad 400l y 45 gal halad 2 bpm 31 bls a 1000 psi, se desplaza el 3 bls de la punta con 128 bls de agua chocando el anular con 700 psi. Conecta stinger e inicia inyección de cemento con una presión 0.5 bpm a 3200 psi, y se observa presión 3050 psi. Se detiene el bombeo con una presión de cierre de 3500 psi y un volumen inyectado de 32 bls, 5 bls en la cámara y 24 bls en la formación. Desconecta stinger, ecualiza presiones y reversa bpm con 1150 psi, dando como retornos observados 2 bls de contaminado mas 2 bls de cemento. Quiebra líneas de alta presión y manifold de la Cía. Halliburton, realiza viaje de tubería fuera del pozo desde 9,150' hasta superficie y quiebra setting tool más x-over. Levanta ensamblaje de prueba e instala tapón de 9-5/8" en la sección "B" del cabezal y prueba BOP, preventor anular con 300 psi en baja y 1200 psi en alta rams y válvulas con 300 psi en baja y 2400 psi en alta. Recupera tapón de prueba y quiebra ensamblaje de prueba. Levanta y arma BHA moledor de 8-1/2" con broca tricónica, scraper 9-5/8" bit sub, x-over y 30x5" HWDP. 47

68 Baja BHA moledor de 8-1/2" en 5" HWDP, se llena la tubería cada 2,000' desde 12' hasta 8,945' y se espera fraguado de cemento por 8,945'. Continúa bajando BHA moledor en 5" DP desde 8,945' tope de 9,132'. Perfora cemento y tapón ez drill con 550 gpm, 40 rpm a 1000 psi tq 6 klb wob klb desde 9,132' hasta 9,160', se bombea 60 bls de píldora viscosa y se continua perforando cemento con 560 gpm, 40 rpm a 1200 psi tq 5-6 klb wob klb desde 9,160' hasta 9,247', se repasa con scraper arriba-abajo tres veces con rotación, bombea 50 bls de píldora viscosa y circula 2 fondos arriba con 560 gpm a 1200 psi. Saca tubería desde 9,247' hasta superficie e instala shooting nipple, sube herramientas de wire line y prueba con 800 psi, Baker atlas corre registros eléctricos con wire line CBL - VDL CCL, se observa CBL del squeeze con +/- 15 mv no apto para abrir ventana. Quiebra herramientas de wire line y shooting nipple y se espera cañones de Cía. Baker, realiza reunión de seguridad y levanta herramienta de wire line, Cía. Baker arma cañones, baja pfc y 4-1/2" cañón. Se posiciona, se correlaciona la profundidad y se dispara el intervalo 9,188' 9,194' (total 6') equivalente a 4 dpp. Quiebra herramienta de wire line y quiebra shooting niple. Realiza reunión de seguridad, levanta y arma BHA con 9-5/8" sqs pkr de Cía. Weatherford, baja sqs pkr de Cía. Weatherford en 5" DP desde 13' hasta 5,390', baja sqs packer de 9 5/8" de Cía. Weatherford desde 5,390 hasta 9,150, circula fondo arriba con: 500 gpm y 700 psi. 48

69 Asienta packer de 9 5/8" con 4 vueltas a la izquierda y 20 klbs y prueba la presión en el anular con 800 psi exitosamente, Cía. Halliburton realiza reunión de seguridad e instala líneas de 2" de alta presión y prueba con 4500 psi con éxito. Realiza prueba de admisión a la formación con 3500 psi sin resultado, instala pup joint, asienta 9,165 y prepara 5 bls de acido hcl al 15%, abren camisa del packer y circula. Bombea 5 bls de acido y desplaza hasta la punta con: 5 bpm y 300 psi, cierra by pass y presuriza anular con 700 psi, forza acido a la formación con 0.2 bpm hasta 3450 psi, con una admisión baja. Espera que actúe acido, la presión cae 650 psi desde 3450 psi hasta 2800 psi en 30 minutos, se realiza nueva prueba de admisión sin resultado, no se establece caudal de admisión. Se quiebra las líneas de 2" de Halliburton, desasienta packer, quiebra pup joint y válvula Kelly, saca tubería desde 9,150 hasta superficie, quiebra packer y x-over. Arma BHA de limpieza (broca tricónica y scraper de 9 5/8" hasta 948, baja sarta de limpieza desde 948 hasta 4,820', llena tubería cada 20 paradas y prueba ez-drill 9,247 con 5 klbs, 10 klbs, 15 klbs, 20 klbs con éxito. Bombea 70 bls de píldora viscosa y circula hasta el pozo limpio con: 500 gpm y 800 psi, saca sarta de limpieza desde 9,247 hasta superficie, quiebra broca, scraper, bit sub y x- over. 49

70 CAPÍTULO IV XVIII

71 CAPÍTULO IV 4. OPERACIÓN DE APERTURA DE VENTANA (SIDETRACK) DEL POZO CULEBRA 10Hz Este capítulo tiene el objetivo de presentar el plan direccional de apertura de ventana del pozo horizontal Culebra 10Hz. y un resumen técnico de la ejecución de la perforación. Es importante mencionar que durante las operaciones de limpieza de cemento del liner de 7 pulgadas de presentó un problema en la sarta de perforación y quedó la sección inferior del ensamblaje con parte del martillo. Aunque se realizaron muchos intentos no fue posible su recuperación. Esto originó cambios en los planes y se decidió realizar una ventana o sidetrack sobre el pescado para continuar la perforación. Sin embargo, debido a que en la sección de la ventana se determinó la existencia de una conexión del casing no recomendada para este tipo de operaciones se decidió realizar una nueva ventana en la parte superior. Parte de este capítulo presenta el desarrollo de todas estas actividades y al final se realiza un análisis comparativo de los programas o planes direccionales versus trabajos ejecutados. 50

72 4.1 PROGRAMA DIRECCIONAL DE APERTURA DE VENTANA (SIDETRACK) Apertura de ventana (Sidetrack) utilizando whipstock para abrir la ventana en el revestimiento de 9 5/8 desde el pozo Culebra 10Hz. a una profundidad de 9,195 MD en la formación Napo. El objetivo es salir del hueco original con un Dog Leg Severity de 6.5º/100 orientando con un Tool Face de 40º R. Side Track en sección 8 ½ : BHA # 1 con broca tricónica para pasar fácilmente a través de la ventana y tratar de realizar el Side Track desde el hueco inicial, basados en que no existe buena calidad de cemento se torna complicado salir a formación nueva y una broca tricónica ayudaría a tener mejores resultados. Sección de 8 ½ : Se usará el BHA direccional # 2 una vez alejados del hueco inicial se construirá la curva a razón de 1.5º/100 en el Napo Shale, luego se continuara construyendo a razón de 2.95º/100 hasta alcanzar los 84.8º de inclinación donde se asentara el liner de 10, MD/9, TVD (Arenisca U Inferior). BHA # 3 Rotario para limpiar cemento y zapato rotario. Luego perforar de de formación, realizar cambio de lodo y las pruebas de integridad correspondientes. Sección de 6 1/8 : Se usará el BHA direccional # 4 con Geopilot, para construir curva a razón de 0.88º/100 hasta alcanzar el punto de entrada con 89.52º Inc., luego se navegará hasta alcanzar el punto de llegada con 89.58º Inc. La profundidad total del pozo será de 12, MD/9,697.5 TVD donde se ubicara el liner de 5. 51

73 Logging BHA # 5: de acuerdo a los requerimientos de Geología es necesario que este BHA pueda obtener datos de resistividad, gamma, densidad y porosidad Información General de la apertura de ventana Coordenadas de Superficie (UTM) Norte Este Sistema de Coordenadas Grid Elevación Kelly Bushing Elevación Kelly Bushing Objetivo Principal Arena U Inferior Entry ST TVD Norte Este Arena U Inferior Exit ST TVD Norte Este 9 946, m 288, m La Canoa PSAD 1956, Zona 18 Sur (CM 285), Ecuador 937,215 sobre el nivel del mar 37 sobre el terreno 9, TVD 9 946, m 289, m 9,697.5 TVD 9 947, m 289, m Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 52

74 4.1.2 PERFIL DIRECCIONAL A continuación se muestra el perfil direccional del pozo Culebra 10Hz_ST Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 53

75 Figura 4.1 Diagrama del perfil del pozo Fuente: HALLIBURTON - PETROPRODUCCIÓN Elab. Por: Ponce, G. 54