Programa De Perforación Hcy 2 215m3

REPSOL E&P BOLIVIA S.A. BLOQUE CAIPIPENDI CAMPO HUACAYA PROGRAMA DE PERFORACIÓN

POZO HUACAYA-2 HCY-2 Grupo de Perforación y Terminación

Agosto, 2015

2

Programa de Perforación Pozo Huacaya - 2

Aprobaciones PREPARADO POR:

Grupo Ingeniería de Perforación

REVISADO POR:

Eivert Raya Superintendente de Perforación

Rómulo Durán Coordinador Ingeniería de Perforación

APROBADO POR:

Walter Calderón Gerente de Perforación

( Fecha:

Diego Diaz Director Unidad Negocio Bolivia

Fecha:

Programa de Perforación Pozo Huacaya – 2

1

3

INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................... 4 1.1 DATOS BÁSICOS DEL POZO ............................................................................................................................4 1.2 SUMARIO EJECUTIVO ...................................................................................................................................6 1.3 MAPA DE UBICACIÓN DE LA LOCACIÓN ......................................................................................................7 1.4 SUMARIO GEOLÓGICO ..................................................................................................................................8 1.5 EQUIPO DE PERFORACIÓN, PREVENTORES & CABEZA DE POZO ..............................................................10 1.6 PLAN DE WELL CONTROL ............................................................................................................................12 1.6.1 E VALUACIÓN DE RIESGOS DE WELL CONTROL .................................................................................................12 1.6.2 ESTÁNDARES Y PROCEDIMIENTOS DE WELL CONTROL .......................................................................................12 1.6.3 PRUEBAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO ..................................................................................................12 1.6.4 WELL CONTROL DRILL Y ENTRENAMIENTOS .....................................................................................................13 1.6.5 PROCEDIMIENTOS ESPECIALES PARA WELL CONTROL .......................................................................................13 1.7 SECUENCIA DE OPERACIONES .....................................................................................................................14 1.8 CURVA PROFUNDIDAD VS. TIEMPO............................................................................................................15 1.9 ESQUEMA DE POZO.....................................................................................................................................16 1.10 ESTIMACIÓN DE PRESIÓN PORAL Y GRADIENTE DE FRACTURA .................................................................17 1.11 PROGRAMA DE CAÑERÍAS .........................................................................................................................19 1.12 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ................................................................................................................23 1.13 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ..............................................................................................24 1.14 PROGRAMA DIRECCIONAL ........................................................................................................................25 1.15 LISTA DE CONTRATISTAS ...........................................................................................................................29 1.16 LISTA DE OS................................................................................................................................30

2

OPERACIONES .................................................................................................................................. 33 2.1 SEGURIDAD, SALUD Y MEDIOAMBIENTE Y CALIDAD ..................................................................................34 2.2 TRANSMISIÓN DE REPORTES........................................................................................................................34 2.3 REQUERIMIENTOS PRE-MOVILIZACIÓN ......................................................................................................35 2.4 MOVILIZACIÓN ............................................................................................................................................35 2.5 PROCEDIMIENTOS PRE – INICIO DE OPERACIONES ......................................................................................35 2.6 PERFORACIÓN FASE DE 36” HASTA 98 M.......................................................................................................37 2.7 PERFORACIÓN FASE DE 24” HASTA 1500 M. .................................................................................................42 2.8 PERFORACIÓN FASE 17.1/2” HASTA LOS 3570 M ..........................................................................................51 2.9 PERFORACIÓN FASE DE 12-1/4” HASTA 4290. ............................................................................................60 2.10 PERFORACIÓN FASE 8 ½” HASTA 5700 M. .................................................................................................69

3

OPERACIONES CONTINGENCIAS ............................................................................................................ 90 3.1 ENSANCHAMIENTO FASE DE 18 1/4” HASTA +/- 2250 M. ............................................................................93 3.2 PERFORACIÓN Y ENSANCHE FASE DE 14 ¾” X 17 ½” HASTA LOS 3570M. ....................................................102 3.3 PERFORACIÓN Y ENSANCHE FASE DE 12 ¼” X 14 ¾” HASTA LOS 3770M. .....................................................111 3.4 PERFORACIÓN Y ENSANCHE FASE DE 10 5/8” X 12 ¼” HASTA 4290M. .......................................................123

4

AFE ..................................................................................................................................................... 131

5

ANEXOS ............................................................................................................................................ 134

4


REPSOL E&P BOLIVIA S.A. PROGRAMA DE PERFORACIÓN

POZO HUACAYA-2 HCY-2

1 INTRODUCCIÓN

1.1 DATOS BÁSICOS DEL POZO

5


Nombre legal del pozo Bloque País Operador Socios

Clasificación del pozo Objetivos Coordenadas de Superficie

Elevación sobre el nivel del mar Elevación de la mesa rotaria Elevacion hasta mesa rotaria Trayectoria del Pozo Profundidad Final del Pozo Programa de Cañerías

OPERACIONES NORMALES: AFE Días AFE Costos

: : : : :

HCY-2 Caipipendi Bolivia REPSOL E&P BOLIVIA S.A.

REPSOL E&P BOLIVIA S.A. (37.5%) BG Bolivia (37.5%) Panamerican Energy PAE (25%) : Desarrollo : Primarios: Huamampampa H1b; H1c y H2 : X: 425.316,22 m Y: 7’686.901,27 m UTM / PSAD 56 : 916.0 metros : 12.2 metros : 928.2 metros : Dirigido : 5900 metros (MD) : 30” 234.51 lbs X52, XLF en 98 m 20” 129.45/154.34 lbs X56, XLF en 1500 m 13 3/8” 72 lbs Q125/P110HC, TB/W523 at 3570 m 10 ¾-9 5/8” 53.50 lbs TN-140HC, TB/W523 at 4290 m 7” 32.00 lbs TN110Cr13M, TB , 4140-5700 m 16” 84# N-80 W521 / BTC 900 m (Contingencia) 11 3/4” 65# P-110 STL 300 m (Contingencia)

: 410 : $us. 67.000.000

1.2 SUMARIO EJECUTIVO

1.3 MAPA DE UBICACIÓN DE LA LOCACIÓN

8


1.4 SUMARIO GEOLÓGICO Datos Sísmicos e Interpretación Referirse a la propuesta geológica (ver anexo) Geología del Reservorio Referirse a la propuesta geológica (ver anexo) PROGNOSIS GEOLÓGICA PROGNOSIS HCY-2 (RT: 928m) Profundidad del Tope EDAD

m. MD

m. TVD

m. SS

m

0

0

0

950

TAIGUATI

950

950

-22

75

TARIJA

1025

1025

-97

725

ITACUAMI

1750

1750

-822

85

TUPAMBI

1835

1835

-907

65

FALLA

1900

1900

-972

0

TUPAMBI

1900

1900

-972

323

FALLA BORORIGUA

2223

2223

-1295

0

ESCARPMENT

2223

2223

-1295

207

TAIGUATI

2430

2430

-1502

99

TARIJA

2529

2529

-1601

161

ITACUAMI

2690

2690

-1762

110

TUPAMBI

2800

2800

-1872

267

FALLA

3067

3067

-2139

0

TUPAMBI

3067

3067

-2139

258

IQUIRI

3325

3325

-2397

245

LOS MONOS

3570

3570

-2642

628

HMP H1B

4290

4280

-3252

102

ICLA

4430

4416

-3488

281

FALLA

4581

4562

-3634

0

LOS MONOS

4581

4562

-3634

122

HMP H1C

4760

4731

-3803

147

ICLA

4880

4884

-3956

268

FALLA

5118

5068

-4680

0

LOS MONOS

5118

5068

-4680

582

HMP H2

5700

5614

-4686

150

ICLA

5850

5756

-4828

50

TD

5900

ESCARPMENT

CARBONIFERO

Espesor

FORMACION

DEVONICO


CORTE SÍSMICO DE LA SECCIÓN

9

10


1.5 EQUIPO DE PERFORACIÓN, PREVENTORES & CABEZA DE POZO Especificaciones del Equipo de Perforación Nombre del Equipo Contratista de Perforación Tipo Torre de Perforación Cuadro de Maniobras Bombas Top Drive

: : : : : : :

PTX 27 PETREX Land rig Drillmec / Rapid 2000 Model Drillmec / MAS 8000 AC Drillmec –12T1600, 1600 HP Canrig 1275 AC681– 750 ton

Cabeza de Pozo & Arreglo de Preventores Cabeza de Pozo Arreglo de Preventores Arreglo de Preventores Arreglo de Preventores

: : : :

Marca Cameron 29 1/2” MSP 500 psi 21 1/4” T3 5000 psi 13 5/8” Control Flow 10000 psi

Configuración del Arreglo de Preventores: 29 1/2” stack Annular MSP

500 psi

21 ¼” stack Annular T3 21 ¼” Pipe Rams T3 Type U Double 21 ¼” Blind Rams T3 Type U Double 21 ¼” Drilling Spool

5000 psi 5000 psi 5000 psi 5000 psi

13 5/8” stack Annular Control Flow GK Pipe Rams (variable) Control Flow Type U Single Shear Rams Control Flow Type U Double Drilling Spool Blind Rams (ciego) Control Flow Type U Single Pipe Rams Control Flow Type U Double Drilling Spool

5000 psi 10000 psi 10000 psi 10000 psi 10000 psi 10000 psi 10000 psi

11


TUBULARES

Drill Pipe 6 5/8”, 27.7 lb/ft, S-135 Drill pipe Drill Pipe 5”, 19.5 lbs/ft, Grade S – 135 Drill Pipe 5”, 25.5 lbs/ft, Grade S – 135 Drill pipe 3 1/2”, 15.5 lbs/ft, Grade S – 135 6 5/8” Heavy Weight Drillpipe 74.44 lb/pie 5” Heavy Weight Drillpipe, 50 lbs/ft 3 1/2” Heavy Weight Drillpipe, 25.1 lbs/ft 11 1/4” DC

6 5/8”

Tool t OD 8 1/2”

5”

6 5/8”

2 ¾”

NC50

3000 m

Titanium

5”

6 5/8”

2 ¾”

NC50

3000 m

Titanium

3 ½”

5”

2 1/8”

NC 38

3000 m

Titanium

6 5/8”

8 1/4”

3 1/2”

6 5/8 FH

15 ts

Titanium

5”

6 ½”

3 1/16”

NC 50

40 ts

Titanium

3 ½”

4 ¾”

2 1/8”

NC 38

40 ts

Titanium

11”

3”

8 5/8” Reg LT

12 ts

9 1/2” DC

9 ½”

3”

7 5/8” Reg

24 ts

8” DC

8 ¼”

2 7/8”

6 5/8” Reg

40 ts

6 1/2” DC

6 ¾”

2 7/8”

NC 50

40 ts

4 ¾” DC

4 ¾”

2 ¼”

NC 38

40 ts

ITEM

OD

Pin ID

CONEX.

Longitud

HARDFACING

5”

DS 65

3000 m

Titanium


12

1.6 PLAN DE WELL CONTROL 1.6.1 EVALUACIÓN DE RIESGOS DE WELL CONTROL La evaluación de riesgos de Well Control ha sido realizada de acuerdo al WCTM (Capítulo 3.10 Well Control, pág 283-353). Los riesgos de Well Control están listados en el Hazid anexo a este programa. El Supervisor de Perforación y el Jefe de Equipo de la contratista del equipo de perforación Petrex, deben completar el check list de Well Control, que está elaborado para verificar el listado básico del estado del pozo ante situaciones para control de pozos, este checklist deberá ser llenado antes del inicio del pozo y para cada cambio de fase. El check list completado y firmado, deberá ser enviado a la base de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. para su verificación y conformidad antes del inicio de la siguiente fase. Este Check List se agregó a este programa y está en el anexo. 1.6.2 ESTÁNDARES Y PROCEDIMIENTOS DE WELL CONTROL Todos los aspectos de Well Control en este Programa de Perforación, cumplen con las normas y procedimientos de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. Una revision de los BOP´s deberá realizarse para dar cumplimiento a las normas y procedimientos, los items observados en esta auditoria deberán ser cerrados antes de empezar el pozo. El manual de WCTM, deberá ser utilizado para operaciones iniciales de surgencias. Reacción inmediata de control de pozo. En el caso de un incidente de Well Control, los procedimientos del WCTM (Well Construction technical Manual) de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberán ser utilizados para manejar este incidente. REPSOL E&P BOLIVIA S.A., tiene preparado un plan de contingencia de well control (BO), el cual sera un documento importante para seguir los mandos de incidente incluyendo protocolos de notificaciones y documentos de logística.

1.6.3 PRUEBAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO Los equipamientos de Well Control, deberán ser probados de acuerdo a los procedimientos del WCTM (Well Construction Manual) utilizando los procedimientos de REPSOL E&P BOLIVIA S.A, las pruebas deberán ser realizadas de acuerdo al cuadro abajo indicado dependiendo de la capacidad de los BOP’s, que se estén utilizando.

13


Operacion

BOP’S

ITEM

Cada 14 dias y cada cambio de fase

21 ¼ - 5M

Cada 14 dias y cada cambio de fase

13 5/8 – 10M

BOP with test tool Ram preventers Blind rams Annular Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose Ram preventers Blind rams Annular Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose Standpipe manifold

Presión de Prueba (psi) Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja

300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta

5000 5000 4000 5000 5000 5000 10000 10000 4000 10000 10000 5000 5000

Duración (min)

Presión de Trabajo

low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' low 5'/high 10' Baja 5’/alta 10’

5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000 5.000

1.6.4 WELL CONTROL DRILL Y ENTRENAMIENTOS En la caseta del Perforador deberá haber una planilla de Well Control de acuerdo al WCTM, donde deberán llenarse todos los datos que allí indique y actualizarse en cada cambio de profundidades o herramientas. Certificados de cursos de Well Control son requisitos esenciales para el personal de Petrex que esté involucrado en el proyecto, desde los enganchadores hasta el nivel más alto que esté involucrado en las operaciones. Igualmente los Supervisores y Staff de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberán contar con estos certificados de Well Control. 1.6.5 PROCEDIMIENTOS ESPECIALES PARA WELL CONTROL Las siguientes técnicas y procedimientos deberán ser tomados en cuenta: 

El sistema de cierre duro será utilizado en este proyecto.



El método del Perforador, será empleado para evacuar una arremetida, a menos que las condiciones del pozo no lo permitieran. Los Flow Check serán realizados antes de sacar las herramientas a superficie, uno cerca del fondo pozo, otro en el zapato de la cañería y antes de desarmar el BHA. Cada flow check deberá observarse por 15 minutos.





El pozo debe ser controlado con la sarta tan cerca del fondo del pozo como las condiciones del pozo permitan.



Despúes de un influjo, se circulará una vuelta complete antes de comenzar a sacar a superficie.



Llenar el Check List del Well Control para equipamiento y personal, esto debe ser un procedimiento previo al empezar el pozo, y antes de los cambios de condiciones del pozo que afectan al Well control. Este check list se presenta en los anexos de este documento.

14


1.7 SECUENCIA DE OPERACIONES Nº

Operación

Duración

Total

1.

Perfora tramo 36” hasta 98m

3.7

3.7

2.

Baja y cementa cañería 30”

1.0

4.7

3.

Suelda cañería 30” y monta sistema de Diverter

2.9

7.6

4.

Perfora tramo 24” con herramientas de control verticalidad y trepanos especiales hasta 1500m

40.6

48.2

5.

Registros eléctricos

3.0

51.2

6.

Baja y cementa cañería 20”

3.0

54.2

3.0

57.2

86.5

143.7

5.0

148.7

3.0

151.7

3.0

154.7

7. 8. 9. 10. 11.

Instala Sección “A” 21 ¼”-5M tipo Slick Lock y arma BOP 21 ¼”-5M Perfora tramo 17 ½” con herramientas de control de verticalidad y trepanos especiales hasta 3570m Corre registros eléctricos Baja, cuelga en cabezal SSMC y cementa cañería 13.3/8” Aparta BOP 21 ¼”-5M. Instala Sección “B” 13.5/8”-10M Tipo SSMC. Arma BOP 13 5/8”-10M

12.

Perfora tramo 12.1/4” hasta 4290m

31.0

185.7

13.

Corre registros eléctricos

5.0

190.7

3.0

193.7

2.0

195.7

16.0

211.7

14. 15. 16.

Baja, cuelga en cabezal SSMC y cementa cañería 10 ¾-9 5/8” Empaqueta cañería 10 3/4” en sección “B” tipo SSMC, Prueba BOP 13 5/8” – 10M Perfora y toma coronas, tramo 8 ½” hasta 4300m

17.


8.0

219.7

18.

Efectúa pruebas DST HMP H1b

20.0

239.7

19.

Continuar Perforando tramo 8 ½” hasta 5700m

93.3

333.0

20.


15.0

348.0

21.

Baja, cuelga y cementa Liner 7”

5.0

353.0

22.

Reperfora cemento y prueba Liner 7”

5.5

358.5

23.

Perfora y toma coronas, tramo 6” hasta 5900m

18.3

376.8

24.

Corre registros electricos

8.0

384.8

25.

Efectua pruebas DST HMP H2

20.0

404.8

26.

Acondiciona pozo

5.0

409.8

Total días

410.0


1.8 CURVA PROFUNDIDAD VS. TIEMPO

15


1.9 ESQUEMA DE POZO

16


1.10 ESTIMACIÓN DE PRESIÓN PORAL Y GRADIENTE DE FRACTURA Grafico extraído del estudio Geomecánico

17


GRADIENTE DE TEMPERATURA ESTÁTICA

18

19


1.11 PROGRAMA DE CAÑERÍAS Intervalo (m)

Trépano (pulg)

Tamaño (pulg)

Tipo

Grado

Peso (lb/ft)

Conexión

Rev. (psi)

Colapso (psi)

Tension Cuerpo (kips)

Torque Ajuste (ft-lb)

0-98

36

30

Conductor

X-52

234.51

XLF

2280

770

3584

40000

24

20

Superficial

X-56

17.5

13 3/8

Intermedio

12.25

10 ¾ 9 5/8 9.5/8 9.5/8

Produccion

65.7 53.5 53.5 53.5

TB W523 W523 TB W523 W523

3680 3060 3680 8410 7400 12110 13870 13870 12390

2140 1450 2140 2880 3890 7920 11400 11400 10000

2540 2130 2540 2596 1633 1563 2177 1604 1432

30000 30000 30000 33740 40000 40000 29780 25000 32000

8.1/2

7

Liner Produc

32.0

TB

12460

10780

1025

13000

0-450 450-1050 1050-1500 0-1350 1350-3100 0-150 150-3400 3400-3940 3940-4290 4140-5700

Q-125 TN-110HC Q-125 TN-140HC TN-140HC TN-125Cr13 TN110Cr13M

154.34 129.45 154.34 72.0

XLF

ESPECIFICACIONES DE LAS CAÑERÍAS DE CONTINGENCIA

Intervalo (m)

Trépano (pulg)

Tamaño (pulg)

Tipo

Grado

Peso (lb/ft)

Conexión

Rev. (psi)

Colapso (psi)

Tension Cuerpo (kips)

Torque Ajuste (ft-lb)

1400-2250

18.5

16

Liner Interm

N-80

84

BTC

4330

1480

1929

43000

3470-3770

14.75

11.75

Liner Interm

P-110

65

ST-L

8750

4480

2070

11800

20


ID, Drift, OD Box, ID Pin

Intervalo (m)

Trépano (pulg)

Tamaño (pulg)

Tipo

Grado

Peso (lb/ft)

Conexión

0-98

36

30

Conductor

X-52

234.51

XLF

24

20

Superficial

X-56

154.34 129.45 154.34

XLF

17.5

13 3/8

Intermedio

12.25

10 ¾ 9 5/8 9.5/8 9.5/8

Produccion

8.1/2

7

Liner Produc

Trépano (pulg)

Tamaño (pulg)

18.5 14.75

0-450 450-1050 1050-1500 0-1350 1350-3100 0-150 150-3400 3400-3940 3940-4290 4140-5700

Q-125 TN-110HC Q-125 TN-140HC TN-140HC TN-125Cr13

ID

Drift

OD Box

ID Pin

28.50

30

28.50

18.75 18.50 18.75

18.75 18.50 18.75 12.312 12.294 9.542 8.545 8.541 8.541

12.25

12.191

9.560 8.535 8.535 8.535

9.404 8.5 8.5 8.5

20 20 20 14.252 13.602 10.966 10.626 9.834 9.834

6.094

6.0

7.732

6.063

ID

Drift

OD Box

ID Pin

65.7 53.5 53.5 53.5

TB W523 W523 TB W523 W523

13Cr110

32.0

TB

Tipo

Grado

Peso (lb/ft)

Conexión

16

Liner Interm

N-80

84

BTC

15.010

14.823

16.257

14.935

11.75

Liner Interm

P-110

65

ST-L

10.682

10.625

11.75

10.682

72.0

CONTINGENCIA Interval o (m) 14002250 34703770

21


FACTORES DE DISEÑO String

OD/Weight/Grade

Connection

MD Interval

Drift Dia.

Minimum Safety Factor (Abs)

(m)

(in)

Burst

Collapse

Axial

Triaxial

Conductor Casing

30", 234.510 ppf, X-52

XLF

12.20-98.00

28.313

4.55

5.57

(5.40) C

5.85

Surface Casing

20", 154.340 ppf, X-56

XLF

12.20-450.00

18.313

2.34

3.37

1.99 C

2.96

20", 129.450 ppf, X-56

XLF

450.00-1050.00

18563

1.84 C

1.28

2.18 C

2.28

20", 154.340 ppf, X-56

XLF

1050.00-1500.00

18313

2.12

1.51

2.76 C

2.53

13 3/8", 72.000 ppf, Q-125

TBlue

12.20-1350.00

12.250 A

2.40

1.25

3.19

2.82

13 3/8", 72.000 ppf, TN110HC

W523

1350.00-3570.00

12.250 A

1.61

1.53

2.89 C

2.01

10 3/4", 65.700 ppf, Q-125

W523

12.20-150.00

9.500 A

1.86

8.65

1.92 C

2.14

9 5/8", 53.500 ppf, TN140HC

TBlue

150.00-2500.00

8.500 A

2.14 C

2.21

2.79

2.38

9 5/8", 53.500 ppf, TN140HC

W523

2500.00-3400.00

8.500 A

2.21 C

2.06

4.37 C

2.73

9 5/8", 53.500 ppf, TN140HC

W523

3400.00-3940.00

8.500 A

1.46 C

2.05

(4.27) C

1.80

9 5/8", 53.500 ppf, TN125CR13

W523

3940.00-4290.00

8.500 A

1.61

2.06

(4.91) C

1.98

7", 32.000 ppf, TN110CR13

TBlue

4140.00-5700.00

6.000 A

2.23

1.37

4.47

1.89

Intermediate Casing

Production Casing

Production Liner

C Conn Critical A Alternate Drift ( ) Compression

22


PRUEBAS DE CAÑERIAS CASING SIZE

PRESION EN SUPERFICIE

DENSIDAD DE LODO

(psi)

(ppg)

(ppg)

30

NA

8.9

NA

20

1500

9.2

Antes de perforar zapato

13.0

13 3/8

3000

10.0


16.0

9 5/8

6500

14.0


18.0

7

3500

14.0

Liner Lap Test

(inch)

PRUEBA

MINIMO LOT REQUERIDO

KICK TOLERANCE Agujero

Sección

Presiones Asumidas

Peso del Lodo

Kick Tolerance

Observaciones

bbl gas Pore Pressure ppg

LOT

Ppg

Bbl

ppg

17 ½”

1500-3570

8.4

13.5

9.9

100

Conforme a Normas

12 ¼”

3570-4290

12.5

16.5

14.5

100

Conforme a Normas

8 ½”

4290-5700

11.4

18.0

14.0

100

Conforme a Normas

6”

5700-5900

11.4

18.0

13.0

100

Conforme a Normas

23


1.12 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Diámetro (in) 30

Zapato TVD MD (m) (m) 98 98

20

1500

1500

Temperatura BHST BHCT (F) (F) 80 80 127

99

Exceso (OH) (%) 100 50

13 3/8

3570

3570

174

136

50

9 5/8

4279

4290

183

142

50

7

5612

5700

247

190

100

Lechada Tipo Principal Relleno Principal

TOC MD (m) 0 0 944

Densidad Lechada (lb/gal) 15.6 13.0 15.6

Relleno

1400

12.5

Principal

2700

15.8

Relleno Principal Principal

3470 3890 4880

16.0 16.5 16.5

24


1.13 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

INTERVALOS

1

2

3

4

5

6

Definición

Unidad

Diámetro Agujero

Pulg

36

24

17 ½

12 1/4

8½

6

Final Sección

m

90

1500

3570

4290

5700

5900

Longitud Perforada

m

90

1410

2070

720

1410

200

Diámetro Cañería

Pulg

30

20

13 3/8

9 5/8

7

OH

Washout Factor

%

30

25

20

20

20

20

Max. Desviación

°

1

2

3

15.0

20.0

20.0

Max. BHST

°F

100

120

180

210

250

280

Días Actividad

Días

4

41

87

31

109

18

Total Días

Días

8

50

98

41

163

52

Megadril

Megadril

Megadril

6000

3000

2000

PROGRAMA DE FLUIDOS Sistema Volumen a Preparar

Drilplex AR bbl

2000

Drilplex AR Drilplex AR Plus 8000

10000

PROPIEDADES RECOMENDADAS Densidad

LPG

8.5-8.6

8.6-9.2

9.2-10.0

13.5-14.8

13.5-14.0

12.5-13.0

VP

12-25

10 – 25

10-25

35-60

40-60

25-35

PC

L/100ft2

35-48

25 – 40

20-40

25-35

25-35

20-30

Lect. ( R3/R6)

L/100ft2

15/20

15/20

14/16

12/18

10/18

10/18

F.API

CC/30 MN

NA

< 10

5–8

N.A.

N.A.

N.A.

Geles

L/100ft2

25 / 35

18 / 25

15 / 20

11-18/20-40

8-22/22-35

F.HPHT

CC/30 MN

N/A

N/A

12 – 18

4–5

< 16

<3

MBT

LPB

< 25

< 15

< 10

N.A.

N.A.

N.A.

Sólidos de Perforación

%

<5

<5

<3

<3

< 2.0

<2

9.5 - 10.5

9.5 – 12.0

10 – 10.5

N.A.

N.A.

pH O/W EE Aw

Volt

N.A.

N.A.

N.A.

80-85 / 20-15 80-90 / 20-10

N.A.

N.A.

N.A.

> 1000

N.A.

N.A.

N.A.

0.7 – 0.6

800 – 1200

N.A. 80-95/20-05 > 1000

25


1.14 PROGRAMA DIRECCIONAL RANGOS DE TOLERANCIA DEL OBJETIVO Coordenadas de superficie

Huamampampa H1b

Huamampampa H1c

Huamampampa H2

TD

Tolerancia del objetivo

UTM X: UTM Y: Zt Zmr UTM X: UTM Y: TVD SS Ellipsoid Projection Datum: UTM X: UTM Y: TVD SS Ellipsoid Projection Datum: UTM X: UTM Y: TVD SS Ellipsoid Projection Datum: UTM X: UTM Y: TVD SS

425316.22 7686901.22 916 m 928.2 m 425412.98 7686819.05 -3353.00 International Hayford UTM Zone 20 S PSAD-1956 425510.50 7686731.25 -3804.00 International Hayford UTM Zone 20 S PSAD-1956 425749.34 7686516.19 -4688.00 International Hayford UTM Zone 20 S PSAD-1956 425799.34 7686471.17 -4872.48

Shape Tolerance

Circulo 50m

26


MD

Inc

Azi

TVD

NS

EW

V.Sec

Dogleg

T.Face

Build

Turn

(m)

(°)

(°)

(m)

(m)

(m)

(m)

(°/30m)

(°)

(°/30m)

(°/30m)

Section Type

0

0.00

0

0

7686901.22

425316.22

0.00

0.000

0.00

0.000

0.000

Tie Line

3400

0.00

0

3400.00

7686901.22

425316.22

0.00

0.000

0.00

0.000

0.000

Inc Azi MD

4135

13.61

130

4128.08

7686845.30

425382.74

-55.92

0.556

130.05

0.556

0.000

OPT AL DLS

4158

13.61

130

4150.47

7686841.81

425386.89

-59.41

0.000

0.00

0.000

0.000

(ditto)

4294

15.96

132

4281.65

7686819.05

425412.98

-82.17

0.530

12.89

0.519

0.430

(ditto)

4296

15.96

132

4284.00

7686818.60

425413.48

-82.62

0.040

-1.45

0.040

-0.004

4702

15.96

132

4673.88

7686743.98

425496.36

-157.24

0.000

0.00

0.000

0.000

4763

19.99

132

4732.51

7686731.25

425510.50

-169.97

1.960

0.02

1.960

0.002

4776

19.99

132

4744.23

7686728.40

425513.67

-172.82

0.010

0.05

0.010

0.000

5685

19.99

132

5598.87

7686520.32

425744.76

-380.90

0.000

0.00

0.000

0.000

(ditto)

5703

20.00

132

5615.82

7686516.19

425749.34

-385.03

0.010

-3.32

0.010

-0.002

(ditto)

5900

20.00

132

5800.68

7686471.17

425799.34

-430.05

0.000

0.00

0.000

0.000

Inc Azi MD

Target

H1b HCY-2

OPT AL DLS (ditto) (ditto)

H1c HCY2

OPT AL DLS

H2 HCY-2


VISTA LATERAL

27


VISTA EN PLANTA

28

29


1.15 LISTA DE CONTRATISTAS COMPAÑÍA Petrex Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Halliburton Halliburton Equipetrol Equipetrol Farsur Farsur Farsur NOV Tuboscope NOV Tuboscope NOV Tuboscope NOV Tuboscope Continental Weatherford Weatherford Intergas Intergas Geolog Halliburton Buhos Servapet

SERVICIO Equipo de Perforación Fluidos de Perforación Control de Solidos Perforación Direccional Control de Verticalidad Servicio Turbinas Registros electricos Cementación / Servicios de Bombeo Colgadores de Liners Servicio de cabeza de pozo, válvulas, etc Empernados y pruebas de cabezales Herramientas de Fondo Manufactura y Reparaciones Protectores de Sondeo Provision de Trepanos Planta Absorcion Termina Inspección Tubulares Manufactura y Reparaciones Inspeccion Tubular Servicio Entubacion Herramientas de Pesca Valvulas derivadoras de Flujo Protectores de Sondeo Cabina Control Geologico Trepanos pilotos / Ensanchadores Servicios de Coroneo Red contra incendios Alquiler de cisternas

30


1.16 LISTA DE OS REPSOL E&P BOLIVIA S.A.

Tel:

Nombre

++ 591 3-3660000

Posición

Ext.

Móvil

Diego Diaz Baldasso

Director Unidad Bolivia

60315

74660315

Walter Calderon

Gerente de Perforación

60246

74660246

Guillermo Fernández

Gerente de Operaciones

60150

74660150

Rómulo Durán

60233

74660233

Marcelo Mendoza

Coordinador Ingeniero de Perforación Ingeniero de Perforación

60245

74660245

Eivert Raya

Superintendente de Perforación

60249

74660249

José Luis Molina

Ingeniero de Completación

60239

74660239

Armando Gómez Gallo

Coordinador O. Wells

60238

69112412

Sarita Moreno

Certificaciones

60230

Jorge Reimers

Gerente de Compras & Contratos

60472

74660472

Alvaro Mendez

MASC Proyecto MGR

60182

74660182

Rolando Contreras

Supervisor de Seguridad

60244

Ian Moreno

Supervisor de Medio Ambiente

60180

74660180

Cristian Gumucio

Gerente de Comunicaciones

60421

74660421

Rolando Chacón

Supervisor de Comunicaciones

60404

74660404

José Hurtado

Supervisor de Almacenes

60112

74660112

Andres Cejas

Jefe de Construcciones & Obras Civiles

60329

74660329

Oficina del Company Man Inalambrico Fiscal YPFB QHSE Quimico Geologo

60891 60898 60895 60892 60893 60894 60896

31


os por Compañía

Compañía Petrex Petrex Petrex Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Schlumberger Halliburton Halliburton Halliburton NOV NOV Tuboscope Farsur Farsur Farsur

Posición

Telf. Oficina

Alquiler Equipo Perforacion

Servicio

Juan Contreras

o

Gerente

3-432424

Fax

756-48491

Movil


Rolando Berrios

Superintendente

3-432424

784-18006


Fernando Padilla

Supervisor HSE

3-432424

780-051171

Perforación Direccional

Alejandro Fernandez

Coordinador Proyecto

3-717105

3-717310

721-63689


Cesar Villegas

Ingeniero Proyecto

3-717370

3-717310

721-45635


Gerardo Vargas

Supervisor HSE

3-717112

3-717310

721-01003

Fluidos de Perforación

Jorge Moyano

Gerente General

3-531580

3-531581

766-30987


Angel Herbas

Ingeniero Proyecto

3-531580

3-531581

766-30770


Gaston Santos

Supervisor HSE

Sistema de Locación Seca

Wilfredo Rojas

Ingeniero de Proyecto

3-531580 3-717000

3-531581 3-717310

766-31007 710-39814

Sistema de Locación Seca

Pablo Alpire


3-717000

3-717310

710-39818

Trépanos

Jorge Franco


3-534046

3-534047

713-34292

Ensanchadores

Mario Bernal


3-534046

3-534047

677-03568

Turbinas - Neyrfor

Daniel Gareca


3-534046

3-534047

677-03558

Registros Electricos

Andres Muñoz


3-531580

3-531581

721-57856

Registros Electricos

David Caballero

Soporte tecnico

677-03652

Hernan Martinez

Gerente Cementacion

3-531580 3-127700

3-531581

Cementación Cementación

Roger Liaño


3-127700

721-69842

Cementación

Jose Villan

Supervisor HSE

3-127700

726-62820

Trepanos

Monica Cabrera

Coordinador de Proyecto

3-524107

716-49811

Trepanos

Christopher Ulitzka

Ingeniero de Campo

3-524107

Inspección de Tubulares

Anival Cabaleiro


3-553500

Herramientas/Manufactura

Audrey Strasser

Gerente

3-559266

3-559262

713-21019


Erika Soruco


3-559266

3-559262

716-20938


Jose Aguilar

Supervisor HSE

3-559266

3-559262

784-00801

721-51408

785-04444

32


Compañía Farsur NOV NOV NOV Geolog Weatherford Weatherford Weatherford Continental Intergas Intergas Intergas Cameron Servapet Buhos Equipetrol

Servicio

o

Posición

Telf. Oficina

Fax

Movil

NRDDP Manufactura

Roberto Peña Alvaro Rios Noya

Coordinador Proyecto Gerente de Distrito - Bolivia

3-559266 3-558550

3-559262 3-558551

716-29711 716-96198

Manufactura

Pedro Echeverría

Gerente de Producción

3-558550

3-558551

716-35011

Manufactura

Berman Pinto

Coordinador HSE

3-558550

3-558551

726-12810

Control Geologico

Juan Marcos Vasquez

Coordinador Operaciones

3-544600

3-544601

763-67675

Manejo de Tubulares

Sergio Gallo


3-598585

3-598500

780-06102

Herramientas de Pescas

Miguel Maldonado


3-598585

3-598500

780-06144

Manejo de Tubulares

Eduardo Cano

Coordinador HSE

3-598585

3-598500

Inspección de Tubulares

Sergio Rengifo


PBL / NRDP

Luis E. Rojas Gutierrez

Gerente Perforacion

3-578666 3-532000

3-554744 3-528870

780-06141 721-00971

PBL / NRDP

Mirco Guzman

Sub-Gerente Perforacion

3-532000

3-528870

763-49497

NRDDP

Miguel Stelmach

Tecnico Perforacion

3-532000

3-528870

756-37657

Servicio Cabeza Pozo

Javier Muñoz


3-711509

3-578777

721-29129

Alquiler Cisternas

Matias Dorado

Gerente

Red contra incendiio

Aldo Audivert


33416782 3-556466

3-555355

776-11196

Pruebas BOP

Javier Muñoz

Coordinador Operaciones

3-711509

3-578777

721-29129

763-49549

773-13660

33


Bloque Caipipendi

HUACAYA –2 HCY-2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN

2 OPERACIONES

34


2.1 SEGURIDAD, SALUD Y MEDIOAMBIENTE Y CALIDAD Todas las actividades deberán ser planeadas y ejecutadas tomando en cuenta la seguridad del personal, salud y protección del medio ambiente acordes a OHSAS 18001 e ISO 14001. Las Políticas y Procedimientos de Construcción de Pozos de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. serán empleadas como el documento gobernante de las operaciones a desarrollar. Los Planes de Respuestas ante Emergencias deberán ser desarrolladas teniendo en cuenta las condiciones locales de operación. Un documento conjunto será preparado uniendo las Políticas y Normas de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. Con aquellas del Contratista de Perforación. El Plan de respuesta ante Emergencias deberá incluir las siguientes situaciones:    

Plan Plan Plan Plan

de de de de

Respuesta ante Emergencias Médicas Control de Pozo Respuesta ante descontrol de pozo Respuesta ante Derrames de Petróleo

2.2 TRANSMISIÓN DE REPORTES Los siguientes reportes serán completados por el Supervisor de Perforación, trasmitidos a las oficinas en SCZ y archivados. Esta información será distribuida al Gerente de Perforación, Superintendente de Perforación e Ingenieros de Proyecto según corresponda. Los Incidentes, Casi Accidentes o Accidentes, serán notificados verbalmente al Superintendente de Perforación inmediatamente después de ocurrido el acontecimiento. Se enviará un reporte preliminar dentro de las 24 horas de ocurrido el acontecimiento y un reporte final dentro de los 10 días en caso de Accidentes e Incidentes. REPORTE

FREC.

DISTRIBUCIÓN

Aceptación Equipo

Inicio

Gerente y Superintendente de Perforación, Ingenieros de Perforación

Reporte Diario de Perforacion

Diaria

. OpenWells , Staff de Perforación, Geólogo de Proyecto, YPFB

Reportes Geológicos

Diaria

. OpenWells, Staff de Perforación, Geólogo de Proyecto, YPFB

Afternoon Report

Diaria

Staff de Perforación

Semanal

Superintendente de Perforación, Ingenieros de Perforación

Diaria


Reporte de Fallas

Eventual


Reportes de Cañerías

Eventual


Reportes de Incidentes y Accidentes

Eventual

BOL-SSA Informe (Preliminar o Final)

Inventario de Herramientas

Semanal


Pruebas LOT & FIT

Eventual


Reportes Empresas de servicio

Diaria


Diagramas Conclusión de pozo

Final


Informe Final de Perforación

Final

Staff de Perforación, YPFB

Plan Semanal de Perforación Hoja de Control de Pozo


35

2.3 REQUERIMIENTOS PRE-MOVILIZACIÓN 1.

Preparar los planes de contingencia para situaciones de emergencia.

2.

Finalizar el programa de Perforación y circularlo para revisión.

3.

Comunicar a las autoridades gubernamentales de los planes de perforación obteniendo todos los permisos relevantes.

4.

Confirmar que todos los equipamientos y materiales están en el país o tienen fecha de entrega confirmada.

5.

Entregar notificación de movilización a los contratistas.

6.

Confirmar que todas las inspecciones no destructivas han sido realizadas y revisadas antes de la movilización del equipo.

2.4 MOVILIZACIÓN PUNTOS CLAVES  Los contratistas movilizarán sus equipamientos luego de recibir notificación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. Bolivia. 

Un Supervisor de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. debe estar en locación durante el transporte del equipo.



Los contratistas serán responsables por la movilización de su equipamiento al pozo.



Repsol asistirá a los contratistas a obtener los permisos necesarios cuando sea aplicable.

2.5 PROCEDIMIENTOS PRE – INICIO DE OPERACIONES 1. La prueba de aceptación del equipo debe ser realizada antes de iniciar operaciones de perforación. Esta inspección se realizará con una compañía especializada. Para lo cual se firmará un acta de aceptación, en donde se indiquen algunos puntos pendientes con el compromiso de cumplir estos requerimientos en un plazo determinado. 2. Antes de iniciar la perforación del pozo, llenar los tanques de lodo con agua. Preparar al menos 1500 barriles de lodo y estar listos para preparar 500 barriles adicionales de lodo Drilplex para mantenimiento de volumen y baches viscosos si fueran necesarios, referirse al programa de Lodos. 3. El Supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. verificará que todos los elementos de izaje estén certificados además de las operaciones de abastecimiento de agua. 4. El Supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. verificará que las comunicaciones operen satisfactoriamente. 5. El Supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. se asegurará que todos los equipamientos que han sido auditados como “críticos” han sido corregidos. Todos los equipamientos de emergencia han sido chequeados y realizado su prueba de funcionamiento. 6. Efectuar plan de simulacros de control de pozo, incendio, derrames y accidentes, con el fin de asegurar que todo el personal está familiarizado con las alarmas y procedimientos de emergencias. 7. Una reunión de Inicio de Operaciones de Pozo será realizada en locación con la participación de todos los contratistas y personal de Repsol Bolivia. 8. Completar el formulario de autorización para perforar.


36

9. El Superintendene de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. Bolivia conjuntamente con los supervisores verificarán que el equipo y locación están en condiciones seguras de operación antes de comenzar. Esta verificación será registrada en el Reporte Diario de Perforación IADC y el Reporte Diario de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A..


37

2.6 PERFORACIÓN FASE DE 36” HASTA 98 M. Objetivos 

Perforar el agujero conductor hasta +/- 98 metros. Verificar longitudes de cañerías para definir profundidad de TD. Correr cañería 30” hasta TD. Cementar hasta superficie con sarta interna de 5” DP. Armar Diverter de 29 1/2”. Se programara efectuar cementación desde superficie por EA para asegurar buen cemento en superficie (Top Job).

Potenciales Problemas de la sección   

Altas Vibraciones de la sarta Pérdidas de circulación. Tortuosidad del pozo.

Prevención / Mitigación a posibles problemas    

Cambios de parámetros de perforación para reducir vibraciones, uso de amortiguador de vibración. Mantener material obturante en sistema. Llevar estricto control en volúmenes de cajones Control de parámetros de perforación Verificar buen funcionamiento del sifón instalado en el antepozo. (Tener otro de Back Up).

Procedimientos de Perforación 1.

Antes de iniciar la perforación, llenar las piletas con agua fresca, preparar al menos 1500 barriles de lodo Drilplex y estar en condiciones de preparar 500 bbls más para mantenimiento de volumen y píldoras viscosas si fuera necesario.

2.

Probar el sistema sifón antes de iniciar a perforar.

3.

Armar y parar en el peine del mástil 50 tiros de sondeo de 6 5/8”. Calibrar todos los tubulares antes de armar el arreglo para perforar la sección de 36”.

4.

Verificar centralización de la torre de perforación levantando un tiro de portamechas y colocándolo en el antepozo.

5.

Armar BHA con trepano 36” e iniciar la perforación a bajo caudal, peso sobre el trépano y RPM. Una vez que el estabilizador entre en la formación incrementar los parámetros de perforación. Tomar lecturas con Totco al final de la sección. Nota: Perforar con un caudal de bomba (400-500 gpm) para evitar lavado del pozo en formaciones poco consolidadas.

6.

Utilizar una pieza de 6 5/8” HWDP encima de los portamechas para propósitos de transición de la herramienta.

7.

Perforar hasta 98m  MD ó dependiendo de la longitud de cañería existente en el pozo. Cosiderar perforar 3m adicionales (rat hole). Si el torque y arrastre son altos, maniobrar la herramienta y circular píldoras viscosas.

8.

Utilizar todos los equipos de separación primaria de sólidos disponibles para mantener el peso de lodo por debajo de 8.6 lb/gal.

9.

Al final de la sección circular dos veces el volumen del pozo. Tomar lectura de Totco y realizar carrera de calibración.

38


10.

Circular pozo limpio y sacar herramienta.

11.

Alistar equipamiento para bajar cañería de 30". Nota: El caudal puede ser incrementado de acuerdo a la limpieza del pozo y el tipo de formación perforada y la no presencia de pérdidas de circulación.

Trépanos Un trépano de 36”, IADC 115, será requerido en esta sección. Diámetro del trépano Conexión Tipo (IADC) Nombre Jets RPM WOB

36” 8 5/8” API Reg 1-1-5 Sealed bearing L114 6x20 80-150 5 – 10 kips

Hidraúlica Las bombas utilizarán camisas de 7”. Parámetros hidráulicos en esta sección: Caudal Peso de lodo Boquillas Velocidad en los jets

400-500+ Gpm 8.6 lb/gal 6x20 118 ft/sec

BHA Perforacion Detalle

OD

36” Bit

36

Bit Sub

11”

12” Shock Sub 1 x 11 1/4” drill collar 36” string stab

ID 3

Longitud

Conexión Superior

1.15

8 5/8” Reg

0.89

8 5/8” Reg LT

Peso lbs/ft

Proveedor VAREL

299

PTX

12”

3

3.78

8 5/8” Reg LT

299

Farsur

11 1/4”

3

9.12

8 5/8” Reg LT

299

PTX

11”

3

2.26

8 5/8 Reg LT

350

Farsur

2 x 11 1/4” drill collars

11 1/4”

3

18.5

8 5/8” Reg LT

299

PTX

XO

11 1/4”

3

1.18

8.5/8” Reg x 7.5/8 Reg

299

PTX

3 x 9 ½” drill collars

9 ½”

3

28.5

7 5/8” Reg

229

PTX

XO

9 ½”

3

1.18

6 5/8” FH

229

PTX

3 x HWDP 6 5/8”

6 5/8”

3.5

28.5

6 5/8” FH

74.44

PTX

39


BHA Repaso Detalle

OD

ID

Longitud

Conexión Superior

1.15

7 5/8” Reg

Peso lbs/ft

Proveedor

24” Bit

24

Bit Sub

11”

3

0.89

8 5/8” Reg LT

299

PTX

12” Shock Sub 36” string stab

12”

3

3.78

8 5/8” Reg LT

299

Farsur

1 x 11 1/4” drill collar

NOV

11”

3

2.26

8 5/8 Reg LT

350

Farsur

11 1/4”

3

9.12

8 5/8” Reg LT

299

PTX

36” string stab

11”

3

2.26

8 5/8 Reg LT

350

Farsur

2 x 11 1/4” drill collars

11 1/4”

3

18.5

8 5/8” Reg LT

299

PTX

XO

11 1/4”

3

1.18

8.5/8” Reg x 7.5/8 Reg

299

PTX

3 x 9 ½” drill collars

9 ½”

3

28.5

7 5/8” Reg

229

PTX

XO

9 ½”

3

1.18

6 5/8” FH

229

PTX

3 x HWDP 6 5/8”

6 5/8”

3.5

28.5

6 5/8” FH

74.44

PTX

Propiedades del Lodo Densidad Viscosidad Plástica Yield Point pH 3 rpm 10 min. Gel Sólidos MBT Filtrado HTHP

(lb/gal) () (lbf/100ft2) () () (lbf/100ft2) (%) (lb/bbl) (ml)

8.6 - 8.8 12-18 25-50 9.5-10.5 20- 50 35 – 50 < 5.0 < 25 NA

Surveys Tomar lecturas con Totco al final de la sección. Si el máximo valor de desviación excede 1 grado, la sección debe ser repasada hasta obtener menos de 1 grado. Comunicar a las oficinas de Santa Cruz.

Control Geológico Referirse a programa geologico.

Registros Eléctricos No se realizarán perfilajes en esta sección.

Procedimientos para bajar y cementar cañería de 30” Nota: El programa de cementación final será enviado al pozo 48 hrs. antes de la operación. La cañería de 30”, 234.51 lb/pie, XLF, será corrida en agujero de 36” y cementada con método de inner string.

40


rios de la cañería:

Diámetro de cañería Peso Grado Conección Torque de ajuste Diámetro interno de la cañería OD de la cupla ID de la cupla Drift ID Reventón (psi) Cuerpo Colapso (psi) Cuerpo Capacidad de Tensión (Kips) Cuerpo/Conexión

Zapato de 30” 5 centralizadores 10 stop collars 1 Basket 30” 234.51 X-52 XLF 40,000 Lb-pie 28.50 30.000 28.50 2280 psi 770 psi 3584 / 1970

Notas:

Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en el pozo debe tener en cuenta:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  El zapato flotador de 30” debe estar enroscado y torqueado a la primera pieza de cañería, esto deberá realizarse en Santa Cruz antes del envio al pozo.  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas.  El zapato de 30” debe estar en buenas condiciones y se debe tener un back up de esta herramienta en el pozo.  Eslingas & grilletes para 15 toneladas deben ser preparados e inspeccionados para la bajada de la cañería.  El montacargas y la Grua debe estar en buenas condiciones y apto para realizar este trabajo.

Operaciones de Bajada y Cementación de la cañería 1. Efectuar Reunión de Seguridad con personal involucrado en la operación de bajada de cañería. 2. Montar equipamiento para la bajada de cañería. Levantar la primer pieza con zapato bajar a través de la mesa, agregar una segunda pieza y bajar caería al pozo, llenar con lodo y observar funcionamiento de flotador. Instalar centralizador en cada caño. Aplicar soldadura fría a las dos primeras uniones, soldar planchas para unir las conexiones. Luego bajar cañería de acuerdo a programa llenando con lodo cada pieza. Los centralizadores deben ser instalados con un stop ring y nunca en la cupla de la cañería.


41

3. Asentar la cañería de 30" lo más cerca posible al fondo antes de iniciar la cementación. Fuerza estimada de flotación hacia abajo 20 klbs. Por seguridad, preparar y soldar orejas hechizas en el último caño, los cuales deberán quedar debajo de la MR, para asegurar con tesadores. 4. Registrar peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo. 5. Armar el stinger, para la cementación con sondeo de 5”. Bajar al pozo la sarta interna bien centralizada hasta 2 metros antes del zapato flotador. 6. Armar Líneas de cementación y probrar con 1500 psi. Asegurarse de contar con suficientes chicksans para levantar 10 pies por encima del zapato flotador. 7. Romper/Probar circulación. Enchufar stinger en el zapato flotador. Llenar la cañería de 30” hasta la superficie para reducir flotación. 8. Romper circulación lentamente y circular 2 veces el volumen del pozo, acondicionar la reología del lodo por circuito corto agregando agua. El caudal de circulación debe ser lo más alto posible evitando inducir pérdidas de circulación. 9. Bombear espaciador. Preparar lechada de cemento y bombear al pozo usando dos camiones cementadores según programa de cementación. Asegurarse que la lechada retorne en superficie. 100% de exceso será usado en el diseño de la lechada. 10. Desplazar el cemento con lodo hasta el final de la sarta interna. 11. Desenchufar/Sacar la sarta interna. Circular para limpieza de sarta interna (cascara de nuez o wiper ball). 12. Desarmar las líneas/equipamiento de cementación. Esperar fragüe. Plan de Contingencia Si el zapato flotador no mantiene la presión. Sacar la sarta interna lo más rápido posible y realizar top job.

Cabezal de Pozo  

No se colocarán cabezales en esta sección. Se trabajará succionando el Fluido de Perforacion directamente desde el ante pozo hasta las zarandas mediante Sifon. Una brida de 29 1/2”- 500 psi será soldada al caño de 30” y un Diverter con un preventor anular de 29 1/2” -500 psi será armado y probado.


42


43

2.7 PERFORACIÓN FASE DE 24” HASTA 1500 M. Objetivos     

Cubrir los horizontes de agua. Aislar zonas débiles. Proveer integridad en el zapato de la cañería para perforar la siguiente sección. LOT de 13.0 LPG. Permitir la instalación de BOP. Mantener la verticalidad del pozo.

Criterio de asentamiento de cañería Esta cañería deberá ser asentada a +/- 1500 m en la formación Tarija que se encuentra a una profundidad estimada de 1025 mrkb y está compuesta de diamictitas y cuerpos de arena. Para conseguir un LOT de 13.0 LPG el zapato de 20” será asentado en el primer cuerpo de Diamictita de aproximadamente 50 metros. Nota.- Si en caso se hace dificultosa la perforacion a partir de los 1300m, por incremento de presencia de Diamictita y baja ROP, se bajara la cañería a esta profundidad.

Descripción Litológica de la Sección Las formaciones a perforarse en ésta sección son: Escarpment: Está claramente diferenciada en tres cuerpos o , que para fines interpretativos y de reconocimiento han sido denominados como Upper, Midddle y Lower, si bien existe una marcada variabilidad en los espesores de estos , son claramente diferenciables en las secciones estudiadas por las características litológicas que presentan. El cuerpo superior de esta unidad está constituido principalmente por bancos de areniscas, ocasionalmente pueden estar intercalados pequeños niveles de diamictitas y limolitas pero de muy poco espesor. El cuerpo medio está constituido mayoritariamente por diamictitas, limolitas y algunos niveles de arcillas, intercalan delgados niveles de areniscas estrato crecientes hacia la base con características similares a las del cuerpo superior. La base de esta unidad está constituida principalmente por areniscas conglomerádicas intercaladas con niveles delgados de diamictitas y limolitas. Taiguati: Esta unidad está compuesta predominantemente por diamictitas con algunas intercalaciones de areniscas y arcillas. Tarija: Esta unidad está caracterizada principalmente por la presencia de diamictitas verdosas y grisáceas intercaladas con areniscas, areniscas conglomerádicas y arcillas, es notable la diferencia de espesor de esta unidad en las secciones del subandino haciendo difícil una correcta correlación precisa entre ellas.

Consideraciones   

Mantener la tortuosidad del pozo lo más mínimo posible. DLS < 2 deg/100 ft. Mantener la inclinación del pozo por debajo de 1.5° Utilizar camisas de 7” en las bombas.


44

Problemas anticipados    

Pérdidas de circulación. Inestabilidad de las paredes del pozo: Repasos, aprisionamientos, agujero bajo calibre. Vibraciones: Altas vibraciones & cabeceo de la herramienta. Problemas para bajar cañería debido a escalones en el pozo e inestabilidad.

Prevención / Mitigación a posibles problemas     

Mantener material obturante en sistema. Llevar estricto control en volúmenes de cajones Control de parámetros de perforación. Cambios de parámetros de perforación para reducir vibraciones. Estricto control de los valores reologicos y densidades del lodo. Seguimiento y monitoreo a los volúmenes de recortes reportados por el cutting flow meter.


Preparar & tener listo para bombear al pozo un mínimo de 100 bbl de píldora viscosa con: 

10 lpb OM 800



20 lpb OM 500



30 lpb Sellante CaCO3.



5 lpb Mica fina

2.

Calibrar todos los tubulares antes de armar el arreglo de 24".

3.

Instalar el cutting flow meter en las zarandas primarias.

4.

Levantar el trépano de 24” de dientes más BHA Liso, bajar al pozo.

5.

Circular 5 metros antes de tocar el zapato, rotar cemento y el zapato con 20-30 rpm, minimo 500 gpm de caudal, contiuar perforando hasta 10 metros por debajo zapato. Circular sacar hta. Hasta superficie.

6.

Levantar el trepano de 24” Bicono mas BHA de control de verticalidad sistema Vortex y bajar al pozo, continuar perforando hasta TD de la sección 1500m  MD bajo la mesa rotaria.

7.

Tomar lecturas de survey cada 30 metros y monitorear la inclinación con medidas instantáneas del MWD. Si la inclinación del pozo es > a 1.5°, corregir.

8.

Controlar el cutting flow meter para evaluar la cantidad de recortes removidos del lodo. Bombear al pozo píldoras de baja reología combinadas con píldoras de alta viscosidad (viscosidad 150 seg) si se observa pobre remoción de sólidos, alto torque y arrastre, maniobrar la herramienta si es necesario.

9.

Al terminar de perforar la sección, circular dos fondos hasta superficie al máximo caudal mientras se rota lentamente la sarta cerca del fondo. Cuando se observa zarandas limpias realizar una carrera corta sacando 20 tiros sin circulación si es posible. Retornar al fondo, bombear píldoras viscosas, circular dos fondos arriba al máximo caudal hasta obtener zarandas limpias y sacar herramienta.

10.

Realizar carrera con arreglo de calibración para bajar cañería. Sacar y estibar el BHA.

45


Hidráulica Parámetros en esta sección: Bombas Liner Size Stroke Maxima rpm Ef. 100% Caudal Peso de lodo Caudal minimo

3 12T1600 7” 12” 120 6.00 g/strokes 1100 + Gpm 8.6/9.2 lb/gal 970 gpm

Trépanos Tamaño IADC Tipo Nombre Bearing /Cutter

24” 115 Dientes T11 Radial HNBR Roller

Conexión RPM WOB Tramos

7. 5/8” Reg 60-350 25 – 90 Kips rios

24 115T Bicono Dientes TCTi+CR Precision Sealed Roller Bearing 7. 5/8” Reg 50-280 20 – 45 Kips Control Vertic

24” 435 Bicono Inserto TCTSi18BCR Precision Sealed Roller Bearing 7. 5/8” Reg 80-300 15 – 80 Kips Control Vertic

24” 415-435 Inserto T41DH-T43DH Radial HNBR Roller 7.5/8” Reg 60-450 50-130 Repasos

BHA Con Sistema Vortex Tipo Longitud (m) Drill Pipe

OD (in)

ID (in)

Peso (ppf)

Descripcion

6.625

5.901

31.54

Drill Pipe, 6.625 in, DS65

Heavy Weight

57.14

6.625

4.499

73.5

HWDP 6 5/8 DS65

Sub

1.11

8

3

147

XO

28

8

3

147

Drill Collar, 8.000 in

Sub

1.07

8

3

147

XO

Drill Collar

28.05

9.5

3

227


Jar

9.59

9.5

3

227

Jar 9.500 in

81

9.5

3

227


Sub

3.19

9.5

3

227

Shock Sub, 9.500 in

Stabilizer

2.10

9.5

3

227

String Stabilizer, 9.500 in

MWD

8.75

9.5

5.9

177

Power Pulse 9.5 in

Stabilizer

2.10

9.5

3

227


Vertical Drilling

10.42

9.62

7.03

218

Vortex 96ERT 6:7 23.7/8 Sleeve

Vertical Drilling

4.63

11.0

5.12

359

PD 1100 X5

Bit

0.76

24

864

Bicone bit 24 in

Drill Collar

Drill Collar

46


Propiedades del lodo Density Plastic Visc. Yield Point pH Read (R3/R6) Drill solids MBT API Fluid Lost

(lb/gal) 8.6 - 9.2 () 10 – 25 (lbf/100ft2) 25 – 40 () 9.5 – 12.0 () 20/40 (%) < 5 (lb/bbl) < 20 (ml) < 12

Surveys Se tomarán lecturas de survey cada conexión con el sistema del Vortex

Control Geológico Ver Propuesta Geológica.

Registros Eléctricos  

HIGH DEFINITION INDUCTION (AIT) – CALIPER (PPC) – SONIC (MSIP Sonic Scanner) – GAMMA RAY (GR) DIPMETER (SHDT) - GAMMA RAY (HNGS)

Procedimientos de Bajada de cañería y Cementación Nota: El programa de cementación será proveído al pozo 48 hrs. antes de la operación La cañería de 20”, 129 / 154 lb/ft, XLF será bajada en agujero de 24” y cementada por el método inner string. rios de Cañeria:

Casing size Weight lb/ft Grade Connection MU torque Lb-pie ID Pipe Coupling OD Coupling ID Drift ID Burst resistance Collapse resistance Tensile strength

20” cementing shoe with ball valve 20” float collar with ball valve for stab inn 10 pcs Flexible type centralizers 20 pcs stop collars 1 basket 20” 154 129 154 X-56 X-56 X-56 XLF XLF XLF 30,000 30,000 30,000 18.50” 18.75” 18.50” 20 in 20in. 20 in 20 in. 18.75 in. 20 in. 3680 psi 1450 psi 2130 klbs

3060 psi 2140 psi 2540 klbs

3680 psi 1450 psi 2130 klbs

47


Notas:

Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en el pozo debe tener en cuenta:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  El zapato de 20” debe ser instalado en una pieza de cañería y también un collar flotador de 20” en un pieza de cañería, utilizar baker lock en ambas piezas (realizar este trabajo en SCZ)  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas.  El zapato de 20” y el collar flotador debe estar en buenas condiciones y se debe tener un back up de esta herramienta en el pozo.  Se debe contar con una cabeza de circulación de 20" XLF ó un XO de 20” XLF (P) x 20” BTC (B) para instalar la cabeza de circulación, en locación en caso de ser necesario reciprocar la cañería hacia abajo para llegar a la profundidad estimada.  Eslingas & grilletes para 15 toneladas deben ser preparados e inspeccionados para la  bajada de la cañería.  El montacargas y la grua, debe estar en buenas condiciones y apto para realizar este trabajo.

Operaciones de Bajada y Cementación de la cañería 1. Efectuar Reunión de Seguridad con personal envuelto en la operación de cañería.

bajada de

2. Montar equipamiento para la bajada de cañería. Levantar la primer pieza con zapato bajar a través de la mesa, llenar con lodo y observar funcionamiento de flotador. Colocar un centralizador en el medio de la cañería que tiene el zapato de 20”, luego un centralizador en las dos piezas siguientes y un centralizador cada tres piezas hasta el tope de cemento. Aplicar soldadura plástica a todas las conexiones entre el zapato y collar flotador (shoe track). Bajar cañería de acuerdo a programa llenando con lodo cada pieza. Los centralizadores deben ser instalados con un stop ring y nunca en la cupla de la cañería. 3. Colocar una canasta de cementación a +/- 90 metros debajo de MR. 4. Asentar la cañería de 20" lo más cerca posible al fondo antes de iniciar la cementación. 5. Registrar peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo. 6. Armar el stinger para la cementación con sondeo de 5”, colocar dos centralizadores en el sondeo de 5”, uno encima del sealing adapter y el otro una pieza más arriba del primer centralizador. 7. Bajar al pozo la sarta interna bien centralizada, hasta +/- 2 metros antes del collar flotador. 8. Armar cabeza de cementación con packer anular (Pack Off) entre sondeo y cañería. 9. Armar Líneas de cementación y probrar con 3000 psi. Asegurarse de contar con suficientes chicksan para levantar 10 pies.


48

10. Circular el volumen de la sarta interna + un 25% y enchufar en el zapato flotador. 11. Romper circulación lentamente y circular 2 veces el volumen del pozo, acondicionar la reología del lodo por circuito corto con agua. El caudal de circulación debe ser lo más alto posible evitando inducir pérdidas de circulación. 12. Bombear espaciador. Preparar lechada de cemento y bombear al pozo usando dos camiones cementadores según programa de cementación. Asegurarse que la lechada retorne en superficie. Si es observado retorno de cemento antes de bombear la lechada principal parar el bombeo de lechada de relleno y bombear la lechada principal 13. Desplazar el cemento con lodo hasta el final de la sarta interna. 14. Desenchufar/Sacar la sarta interna. Circular para limpieza de sarta interna (cascara de nuez o wiper ball). 15. Abrir válvula de descarga en la cañería de 30” y limpiar con agua limpia el arreglo de preventores de 29 1/2” y el spool. 16. Realizar top job con tubería macaroni. 17. Desarmar las líneas/equipamiento de cementación. Esperar fragüe. Plan de Contingencia Si el zapato flotador no mantiene la presión, bombear el volumen de retorno más 3 bbls de lodo a través de la válvula superior en el anular entre cañería y sondeo, desarmar la cabeza de cementación y sacar la sarta interna lo más rápido posible y realizar top job.

Procedimientos de armado y pruebas de presión de Cabeza de Pozo y arreglo de preventores 1. Esperar fragüe de cemento, desmontar el nipple campana, diverter 29 1/2” además del diverter spool. 2. Determinar la correcta altura para cortar las cañerías de 30” y 20” respectivamente para la colocación de la cabeza de pozo. Asentamiento correcto del Landing Base. 3. Realizar el corte final de la cañería de 30” y 20”. Nota:

La altura determinada del corte de la cañería de 20” por encima de la cañería de 30” debe ser medida por el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., antes de cortar la de 20”.

4. Instalar la cabeza de pozo de 20” Slip lock x 21.1/4” – 5M psi. Probar sellos (referirse al procedimiento de Cameron paginas 11 al 13). 5. Armar preventores de 21 ¼”-5M, choke, línea de matar. 6. Armar tapón de prueba para la cabeza de 21 ¼”. Bajar y asentar el tapón de prueba en la cabeza. Cerrar el preventor anular y realizar prueba de arreglo de preventores. 7. Instalar el wear bushing acorde a los procedimientos de Cameron. Revisar e inspeccionar el wear bushing en caso de daño antes de la instalación.

49


Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: ITEM BOP with test tool Ram preventers Blind rams Annular Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose

Presión (psi) low low low low low low

300 300 300 300 300 300

high high high high high high

5000 5000 4000 5000 5000 5000

Duración (min) low low low low low low

5'/high 5'/high 5'/high 5'/high 5'/high 5'/high

10' 10' 10' 10' 10' 10'

Nom. BOP rating WP 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000

Notas:

 Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Con el arreglo de perforación para el tramo siguiente por encima del collar flotador, probar la cañería con 1500psi por 10 minutos con densidad de lodo de 9.2ppg.


50


51

2.8 PERFORACIÓN FASE 17.1/2” HASTA LOS 3570 M Objetivos   

Perforar hasta el tope de la formación Los Monos y bajar cañería de 13.3/8”. Conseguir mejor calidad de hoyo para asegurar la bajada de la cañería de 13.3/8”. Asegurar buena integridad en el zapato para la siguiente sección.

Criterio de asentamiento de cañería Al tope de la formación Los Monos. En orden de conseguir un LOT (16.0 LPG) necesario para perforar Los Monos la cañería debe ser asentada cuando: o o o

La formación Los Monos ha sido alcanzada por debajo de la falla Nro 1. El incremento de presión la cual indica el ingreso a la formación Los Monos. Si por condiciones de pozo esta cañería es asentada en Iquiri I, un liner de contingencia será corrido, si se llegara a obtener bajo LOT.

Litología de la Sección Tarija: Esta subdividida en tres : En el tope un miembro Diamictítico, luego un miembro arenoso y finalmente el miembro limolítico arenoso con areniscas conglomerádicas. Tupambi: La parte superior consiste de areniscas. Luego limolitas intercaladas con diamictitas arenosas y arenas. En la base está compuesto de arenas. Iquiri: La sección superior consiste de intercalaciones de areniscas, limolitas y niveles lutíticos. El intervalo intermedio consiste de areniscas, limolitas e intercalaciones delgadas de lutitas. La base consiste de areniscas intercaladas con lutitas y limolitas.

Consideraciones      

Mantener la tortuosidad del pozo lo más mínimo posible. DLS < 2 deg/100 ft. Mantener la inclinación del pozo por debajo de 1.5° Medidas especiales serán usadas para correr la cañería de 13.3/8”. Parámetros de perforación adecuados para cumplir los tiempos estimados de la sección. La densidad de lodo debe ser monitoreada para controlar pérdidas y estabilidad de pozo. Mantener buenas propiedades del lodo de acuerdo a lo programado para esta seccion.

Problemas Anticipados       

Baja ROP Pérdidas de lodo. Inestabilidad de pozo. Vibraciones: Altas vibraciones y cabeceo de la hta. Problemas para bajar cañería debido a inestabilidad de pozos y escalones. Alta tendencia a la desviación. Abrasividad.

Prevención / Mitigación a posibles problemas   

Control de parámetros de perforación, buena selección de trepanos. Mantener material obturante en sistema. Llevar estricto control en volúmenes de cajones Control de valores reologicos y densidades del lodo


   

52

Cambios de parámetros de perforación para reducir vibraciones Carreras de repaso, bombeos de baches de limpieza Seguimiento y monitoreo a los volúmenes de recortes reportados por el cutting flow meter. Control de la desviación del pozo, si necesario corregir desviación.


Armar tiros de DP 6 5/8”, lo suficiente para esta fase. Preparar lodo tipo Drilplex para esta fase.

2.

Armar arreglo liso con trepano 17 ½” y bajar al pozo.

3.

Probar la cañería de acuerdo a los procedimientos usando el camión cementador.

4.

Perforar cemento y el zapato: o o o o

Bajar arreglo Romper circulación a +/- 5 m encima del tope de cemento Rotar la sarta con 20-30 rpm Perforar cemento – zapato y 3 metros de formación. Circular y acondicionar lodo.

5.

Levantar el arreglo dentro de la cañería.

6.

Realizar FIT (máximo 13.0ppg) usando el camión cementador, registrando las presiones en ¼ bbl. Una vez se llegue a la presión maxima apagar bombas y observar comportamiento registrando presión, luego desfogar la presión por el anular.

7.

Cambiar lodo anterior por lodo Drilplex nuevo.

8.

Armar arreglo direccional de fondo de 17.1/2” y herramienta de control de verticalidad Vortex o (calibrar todos los tubulares) y bajar al pozo.

9.

Continuar perforando hasta el punto de asentamiento de la cañería de 13.3/8". Dejar 3m de rat hole Nota.- Si durante la perforación de esta fase, se presentara algún problema como ser pérdidas totales, parciales ó inestabilidad del pozo lo cual no permita continuar con la perforación normal. Se tratara de solucionar estos problemas con baches sellantes y obturantes (referirse al programa de fluidos para perdidas de circulación), y tapones de cemento. Si persistieran estos problemas, se aplicara el plan de contingencia para bajar un liner de 16” (este programa de contingencia se encuenta al final del presente programa, ver programas de contingencias).

10. Controlar el cutting flow meter para determinar la remoción de los recortes. Bombear píldoras con baja reología combinada con píldoras de alta viscosidad (150 seg) optimizando la limpieza de pozo. Si existe incremento del torque y arrastre maniobrar la herramienta y bombear baches viscosos hasta normalizar. 11. Mantener buenas propiedades del lodo. MBT < 15 lb/bbls y esfuerzos de gel planos. 12. Añadir agentes de puenteo en el lodo como Carbonato de Calcio al tanque de succión a 2 sks por hora o de acuerdo a las condiciones del pozo. Si se observan pérdidas parciales/totales referirse al programa de fluidos de perforación, formulaciones de materiales para cada tipo de pérdida. 13. Tomar surveys cada agregado. Monitorear la inclinación del pozo con MWD. 14. En el último BHA, se incluirá Gamma Ray. 15. Al alcanzar la profundidad final de esta sección, circular dos fondos arriba al máximo caudal permisible sin causar pérdidas, reciprocando la herramienta lentamente cerca del fondo. Cuando se observen zarandas limpias sacar 20 tiros sin circulación ni rotación de acuerdo a las condiciones del pozo. Retornar al fondo y bombear píldoras viscosas y circular hasta tener zarandas limpias.

53


Sacar herramienta. 16. Una carrera de calibración será realizada antes de bajar registros y antes de bajar cañería. 17. Correr programa de registros de acuerdo al programa.

Trépanos Tamaño IADC Tipo Bearing

17.1/2” 115 T11 Radial – Texturized 7 .5/8” Reg 60-350 20-60 Kips rios

Conexión RPM WOB Operacion

17.1/2” 515 MZi716 Matrix 7 .5/8” Reg 80-220 8-50 Kips Control Vert

17.1/2” 435 TCTSi10BODCR Sealed Precision Roller Bearing 7 .5/8” Reg 50-300 15-55 Kips Control Vert

17.1/2” Hibrido FT716 PDC-Impreg 7.5/8”Reg 50-300 15-60 Kips Contingencia

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

2500 psi @ 850 GPM 2.80 4.73 g/emboladas 800 – 1000 GPM 9.1 / 9.9 lb/gal 4x22 680 gpm

Arreglo de Fondo CON MOTOR DE FONDO Tipo Drill Pipe Heavy Weight Sub Drill Collar Sub Drill Collar Jar Drill Collar Sub Drill Collar Circulating Sub MWD Sub Stabilizer Sub Mud Motor Bit

Longitud (m) 2869.927 56 0.91 28 0.91 27.71 3.658 57 1.1 28 2.82 8.87 3.2 2.23 0.1 9.61 0.305

OD (in) 6.625 6.625 8 8 9.5 9.5 9.5 9.5 11.25 11.25 11.25 11.25 11.25 11.25 11.25 11.25 17.5

ID (in) 5.901 4.5 3 3 3 3 2.812 3 3.06 3.06 3.06 6.25 3.06 3.06 3.06 3.06

Peso (ppf) 32.4 73.5 147 147 227 227 227 227 299 299 299 299 299 299 299 314.23

Conexion DS65 6 5/8 FH 6 5/8 Reg 6 5/8 Reg 6 5/8 Reg 7 5/8 Reg 7 5/8 Reg 7 5/8 Reg 7 5/8 Reg 8 5/8 Reg LT 8 5/8 Reg LT 8 5/8 Reg LT 8 5/8 Reg LT 8 5/8 Reg LT 8 5/8 Reg LT 8 5/8 Reg LT 7 5/8 Reg

Descripcion Drill Pipe 6 5/8 in HWDP 6 5/8 in Cross Over Drill Collar 8 in Cross Over Drill Collar, 9.500 in Jar 9.5000 in Drill Collar, 9.500 in Cross Over Drill Collar, 11.000 in PBL 11.000 in MWD 11.000 in Shock Sub, 11.000 in String Stabilizer, 11 in Float Sub, 11 in DHM 11 1/4in Tri cone/PDC Bit 17 1/2in

Nota: De acuerdo a la tendencia a la desviación del pozo obtenido con este arreglo se podrán realizar algunas modificaciones del arreglo.

54


BHA CON HTA CONTROL DE VERTICALIDAD Tipo Longitud OD ID (m) (in) (in) Drill Pipe

Peso (ppf)

Descripcion

6.625

5.901

31.54

Drill Pipe, 6.625 in, DS65

Heavy Weight

57.14

6.625

4.499

73.5

HWDP 6 5/8 DS65

Sub

1.11

8

3

147

XO

Drill Collar

28.5

8

3

147


Sub

1.07

8

3

147

XO

Drill Collar

28.05

9.5

3

227


Jar

9.59

9.5

3

227

Jar 9.500 in

Drill Collar

81.6

9.5

3

227


Sub

3.19

9.5

3

227

Shock Sub, 9.500 in

MWD

8.75

9.5

5.9

177

Power Pulse 9.5 in

Stabilizer

2.10

9.5

3

227


Vertical Drilling

10.42

9.62

7.03

218

Vortex 96ERT 6:7 17.3/8 Sleeve

Vertical Drilling

4.63

9.0

6.75

158

Exceed 900 17 3/8

Bit

0.76

17.5

477

Bicone / PDC bit 17 1/2 in

Propiedades del Lodo Density Plastic Visc. Yield Point pH Read (R3/R6) F.API Drill solids MBT

(lb/gal) 9.2 – 10.0 () 10 – 25 (lbf/100ft2) 20 – 40 () 10 – 10.5 () 14/25 Cc/30min < 8.0 (%) < 5.0 (lb/bbl) < 15.0

Surveys Se tomarán medidas de inclinación en cada conexión del sistema Vortex.


Registros Eléctricos   

BOREHOLE IMAGE LOG (FMI Dipmeter Mode) – INCLINOMETER (GPIT) - SONIC SCANNER (MSIP) – CALIPER (PPC) - GAMMA RAY (GR) HIGH DEFINITION INDUCTION (AIT) -DENSITY & NEUTRON (PEX) – CALIPER (PPC) - GAMMA RAY (HNGS) VERTICAL SEISMIC PROFILE (VSP multioffset; 0 Offset & 1000m Offset) – GAMMA RAY

55


Procedimientos de bajada y cementación de la cañería de 13.3/8” Nota: El programa de cementación será proveído al Supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., 48 horas antes de la operación. rios de Cañerias:

Casing size Weight Grade Connection MU torque ID Pipe Coupling OD Drift ID Burst resistance Collapse resistance Tensile strength Cuerpo

13 3/8” type cement shoe 13 3/8” type float collar 13 3/8” centralizers 13 3/8” positive centralizers 13 3/8” stop collars 13 3/8” plug set 13 3/8” 72 lb/ft Q-125 TN-110HC TB W523 33740 40000 12.347” 12.347” 14.252” 13.602” 12.25” 12.25” 8410 psi 7400 psi 2880 psi 3890 psi 2596000lbs 2284000 lbs

Notas: Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá asegurarse de:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  Utilizar Baker lock para el shoe track y 2 piezas de cañería por encima de la posición del collar flotador.  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas. Considerar que será necesario utilizar un XO, 13 3/8” W523 (P) x 13 3/8” TB (B), el cual deberá estar en locasion, mas un buck up.  Considerar minimo tres unidades de Lifting Sub para las conexiones W523.  La herramienta para dar torque de ajuste a las cañerías debe estar en locación para dar a las conexiones de las cañerías el torque óptimo tomando en cuenta el factor de fricción.  El zapato de 13.3/8” y el collar flotador debe estar en buenas condiciones y se debe tener un back up de esta herramienta en el pozo.  Se contará con un fill up tool para la bajada de la cañería.  Los Centralizadores tipo bow spring deberán ser instalados antes de subirlos a la mesa rotaria y en un stop ring, nunca en las cuplas o entre stop rings. Colocar 2


 

56

centralizadores tipo bow spring en el zapato de 13.3/8” y uno por pieza las siguientes 5 piezas. El resto de los centralizadores deben ser distribuidos en la sarta de cañería en agujero abierto. Una exacta centralización será realizada luego de realizar los registros. Instalar un centralizador rígido en: 1 dentro de la cañería de 20” (zapato) y otro en las dos primeras piezas debajo de la cabeza de pozo. Todo el equipamiento y herramientas requeridas para instalar la cabeza de pozo de 13.5/8” x 10M debe estar en locación con herramientas de back up.

NOTA: LA CAÑERIA SERÁ BAJADA AL POZO SOLAMENTE SI LAS CONDICIONES DEL POZO SON APROPIADAS Y EXISTE CONFIABILIDAD DE QUE NO SERÁ MANIOBRADA EXCESIVAMENTE PARA LLEGAR AL FONDO.

Operaciones de bajada y cementación de la cañería 1. El supervisor de perforación realizará una reunión de seguridad y operacional con el personal involucrado en las operaciones de bajada y cementación de la cañería, antes de iniciar operaciones. 2. Recuperar wear bushing de sección “A” de cabezal de pozo. 3. Bajar la cañería de 13.3/8” con sus rios como se detalla en el programa de cementación. Dejar 3m de rathole. Realizar el siguiente control durante la bajada de la cañería: 

Velocidad de bajado de la cañería deberá ser < 30 seg por pieza (cuña a cuña).



El supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. será el encargado de controlar el tiempo de colocado y sacado de las cuñas pieza por pieza para asegurar la velocidad de bajada de la cañería.

4. Realizar una prueba de funcionamiento del zapato flotador y el collar. 5. Usar el collar de seguridad en las 10 primeras piezas de cañería. Llenar la cañería por pieza. 6. Registrar los pesos arriba y puntos clave la sarta de cañería mientras se baja al pozo. Bajar circulando la última pieza de cañería. 7. En la ultima pieza instalar el Casing Hanger 13 3/8” + landing t, para ello se deberá retirar la cupla de esta ultima pieza y enrroscar el casing hanger, bajar hasta asentar en cabezal pozo. 8. Armar la cabeza de cementación y las líneas, realizar prueba de presión con 3000 psi. 9. Establecer circulación a un máximo caudal sin inducir pérdidas. Circular el mínimo de retornos más un 50%. 10. Cementar la cañería de acuerdo al programa de cementación usando tapones superior e inferior no rotativos. Largar tapón superior y desplazar con lodo. Monitorear los retornos durante la cementación. Bajar el caudal de desplazamiento a ± 2 bbl/min cuando el tapón superior esté 5 bbls cerca del collar flotador. 11. Realizar tope tapón con 500 psi sobre la presión final. Si no se observa tope tapón no desplazar más de la mitad del volumen del shoe track. 12. Si se observa tope tapón, presurizar la cañería a 1600psi por 10 minutos. Para reducir esfuerzos por tensión en la cañería. 13. Registrar la presión de prueba en el Reporte Diario de Perforacion y en el reporte IADC.

57


14. Liberar presión y observar retorno. Si se observa devolución y falla en los elementos de flotación, cerrar la válvula de cementación en superficie y esperar fragüe. Observar el retorno cada 30 minutos hasta que no exista retorno. 15. Desmontar cabeza y líneas de cementación. 16. Completar el reporte de cementación en el OpenWells. Enviar por email los detalles a la oficina de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en SCZ

Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: 1. Liberar el Running Tool del Casing hanger, levantar y apartar. 2. Armar el Pack off assambly running tool con el pack off 13 3/8”, luego bajar y asentar el pack off encima de casing hanger, liberar running tool. referirse al procedimiento de Cameron, paginas 19-20. 3. Desempernar brida 21 ¼”-5M de sección “A”. Levantar y apartar BOP’s. 4. Instalar Seccion “B-C” Tipo SSMC (21 ¼”-5M psi bottom x 13 5/8”-10M CF 13 Fastlock Hub Top). Probar empaque secundario y espacio entre bridas. Referirse a procedimiento Cameron paginas 21 – 22. 5. Un técnico de Cameron supervisará el buen desarrollo de las operaciones de armado de la cabeza de pozo. 6. Armar y Montar el arreglo de preventores de 13 5/8” – 10M, previamente se instalará el adaptador SSMC CF 13 Fastlock en los BOP’s para conectar luego al cabezal del pozo. Referirse a procedimiento Cameron pagina 23. 7. Armar y bajar tapón de prueba acorde a la cabeza de pozo. Cerrar los rams de medida y presurizar, probar el arreglo de preventores. 8. Instalar el wear bushing de acuerdo a los procedimientos de Cameron y especial para cabezal tipos SSMC verificar que sea el adecuado para esta fase. Verificar e inspeccionar el diámetro interno del wear bushing por algún tipo de daño antes de bajarlo al pozo. 9. Completar el reporte de cabezales en el OpenWells. Enviar por email los detalles a la oficina de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en SCZ.

Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: ITEM

Presión de Prueba (psi)

BOP con tapón de prueba Rams pipe Rams ciego Rams Preventer Annular Hydril GK Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/Kelly hose

Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja

300 300 300 300 300 300 300

Alta Alta Alta Alta Alta Alta Alta

10000 10000 10000 4000 10000 10000 5000

Duración (min)


5’/alta 5’/alta 5’/alta 5’/alta 5’/alta 5’/alta 5’/alta

10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’

Presión de Trabajo BOP’s 10.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000


58

Notas:

 Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal estén abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Con el arreglo de perforación para el tramo siguiente por encima del collar flotador, probar la cañería con 3000psi por 10 minutos con un peso de lodo de 10.0ppg.


59


60

2.9 PERFORACIÓN FASE DE 12-1/4” HASTA 4290. Objetivos    

Perforar al tope de la formación Huamampampa a una profundidad aproximada de ±4290 metros y correr cañería de 9 5/8-10.3/4” hasta superficie. Cubrir la Formación de alta presión Los Monos. Permitir la perforación de la siguiente sección con menor peso de lodo. Permitir realizar en la siguiente sección las evaluaciones de las zona de interés Huamampampa H1b y las arenas del Icla: o o



Perfilaje DST en H1b

Asentar la cañería de producción de 9 5/8” de forma que permita la bajada del arreglo de producción.

Criterio de Punto de asentamiento de cañería 

Esta cañería debe ser asentada a +/- 4290 metros en la transición a Formación Huamampampa. Se perforarán ± 10 m de rate hole dentro de HMP.



Para determinar esta sección de la Formación Huamampampa se utilizarán cuttings, cromatografía y el GR en el arreglo de perforación lo más cerca del trépano, para prevenir la entrada al Huamampampa limpio y evitar problemas de pérdidas de circulación o influjos dependiendo de la profundidad del H1b.

Litología de la Sección Los Monos: Esta formación está constituida predominantemente por lutitas, limolítas y muy escasa presencia de intercalaciones de arenas de grano muy fino. Tiene un moderado contenido orgánico, sin embargo, es la principal roca madre de los hidrocarburos que se explotan en Bolivia y sus características litológicas le permiten ser un excelente sello para el reservorio Huamampampa. Consideraciones  Peso de lodo y el control de la densidad equivalente de circulación son esenciales en esta sección. Problemas anticipados  Inestabilidad de pozo, secciones altamente estresadas tectónicamente, alto torque y arrastre, aprisionamientos, break outs.  Altas presiones de formación. Altas lecturas de gas, gas en las conexiones y en los viajes.  Posibles pérdidas de circulación en el fondo de la sección al ingresar al HMP.  Alta tendencia a la desviación. Prevención / Mitigación a posibles problemas  Buen control de los parámetros reológicos del Lodo.


    

61

Efectuar seguimiento al ECD (Densidad Equivalente de Circulación). Se instalará en el BHA el GR para determinar el ingreso a las arenas del Huamampampa. Control de la desviación cada tiro, si es necesario cada pieza para seguir el plan direccional. Carreras de repaso, bombeos de baches de limpieza. Seguimiento y monitoreo a los volúmenes de recortes reportados por el cutting flow meter.

Procedimientos de Perforación 1. Preparar lodo OBM Megadril (referirse a programa de lodo). 2. Armar arreglo liso con trépano 12 ¼” y bajar hasta Collar Flotador. Circular. Armar líneas de cementación y probar casing con 3000 psi (10.0 LPG). 3. Perforar cemento, rios de flotación, zapatos y collares, con normas mínimas. Una vez perforado el zapato reducir el peso sobre el trépano y perforar 5m de agujero abierto. Circular y normalizar el lodo. 4. Sacar herramienta hasta dentro zapato cañeria 13 3/8”, cerrar rams. 5. Realizar la prueba de integridad de formacion (FIT) con camión cementador registrar presiones en incrementos de ¼ bbl. Una vez se alcance la presión en superficie, cerrar bombas y observar por 20 minutos registrando la presión cada 3 minutos, desfogar presión por anular. El valor mínimo a alcanzar es un FIT de 16 ppg, de forma que la integridad en el zapato de 13 3/8” sea suficiente para poder perforar por completo la zona sobrepresurizada de Los Monos. Nota.- Si durante la operación de FIT, se obtuviera valores por debajo de 15.5 lpg, se contemplara un plan de contingencia de un Liner de 11 ¾”, el cual esta indicado en este programa. 6. Circular y cambiar el lodo KLASHIELD anterior del pozo por lodo nuevo KLASHIELD ENVIRONTHERM (HT). 7. Sacar BHA hasta superficie. 8. Armar BHA direccional con trépano 12.1/4” y bajar hasta fondo pozo. 9. Perforar la sección monitorizando cuidadosamente señales de sobrepresión ó pérdidas, gas en el lodo, tamaño de los recortes y volumen, exponente DC, derrumbes, arrastre y relleno en las conexiones. Mantener las propiedades del lodo de acuerdo al programa de Lodos. Cumplir plan direccional. 10. Continuar perforando hasta llegar al final de la sección de 12 ¼” a ±4290m, una vez confirmada la presencia de la Formación Huamampampa (H1b). 11. Realizar una carrera corta al zapato de 13.3/8” cada 48 horas, 200 m perforados o en un bit trip. Dependiendo de la condición del agujero abierto. 12. En el punto de cañería, circular hasta tener pozo limpio y realizar una carrera corta al zapato de 13 3/8”. 13. Sacar arreglo al peine. Correr registros de acuerdo a programa. 14. Realizar carrera de calibración de pozo antes de bajar cañería de 9 5/8”.

62


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

12 ¼” 417 Inserto R03AMPC 60- 200 25-60 Drill Cement

12 ¼” M422 PDC SKH716D 80- 120 15-20 3580-3900

12 ¼” M422 PDC SKHI716D 80- 120 15-20 3900-4290

Hidráulica Parámetros de esta sección: Intervalo Caudal (gpm) Velocidad anular Peso de Lodo Presión de Bomba Velocidad en los jets HSI (hp/in^2) Caudal minimo

3570-4290 390-650 329 ft/min 13.5-14.8 ppg 2453 psi a 550 gpm 177 ft/sec 1.1 @ 550gpm 390 gpm

BHA CON POWER DRIVE Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Drill Pipe

Conexión

Descripción

6.625

5.901

31.54

DS65

Drill Pipe 6.625 in, DS65,

Heavy Weight

28.45

6.625

4.500

73.50

DS65

HWDP 6.625 in, DS65, 73.50 ppf

Sub

1.10

8.000

3.000

147

DS65

Cross Over, 8in,

Drill Collar

28.01

8.000

3.000

147

6 5/8 Reg Drill Collar, 8 in, 147.00 ppf,

Jar

9.69

8.000

3.000

147

6 5/8 Reg Jar, 8 in,

Drill Collar

54.02

8.000

3.000

147

6 5/8 Reg Drill Collar, 8in, 147.00 ppf,

Circulating Sub

2.80

8.000

3.000

147

6 5/8 Reg PBL 8 in

NMDC

9.14

8.000

3.000

147

6 5/8 Reg Monel, 8in, 147.00 ppf,

MWD

8.50

8.125

5.9

155

6 5/8 FH

RSS

4.23

9.000

5.125

181

6 5/8 Reg Power Drive 9 in

Bit

0.38

12.250

260.00

6 5/8 Reg Bit PDC 12 1/4in

Power Pulse, 8.250 in

63


Propiedades del Lodo Densidad Viscosidad Plastica Yield Point pH Lecturas (R3/R6) F.HPHT Sólidos O/W EE

(lb/gal) 13.5–14.8 () 35 – 60 (lbf/100ft2) 20 – 35 N.A. () 10/20 Cc/30min <5 (%) < 3 80/15 Volt > 1000

Surveys Seguir el plan direccional, a partir de este tramo se direccionará el pozo. Control Geológico Referirse a la propuesta geológica. Registros Eléctricos Sección OH 12 ¼” La sección Los Monos en 12 ¼”, será perforada usando la herramienta GRWD (Gamma Ray While Drilling), colocada a 6m sobre el trépano. Esto permitirá correlacionar las secciones de Los Monos de los pozos offset pudiendo pronosticar la entrada a Huamampampa.   

BOREHOLE IMAGE LOG (FMI Dipmeter Mode) –SONIC (Dipolar Shear Sonic Imager) – CALIPER (PPC)- GAMMA RAY (GR) HIGH DEFENITION INDUCTION (AIT) -DENSITY-NEUTRON (PEX)-CALIPER (PPC)GAMMA RAY (HNGS) CBL-VDL-GR

Run #

3.1

Interval (m)

3570 - 4290

Open Hole section

720

Logging suite

BOREHOLE IMAGE LOG (FMI Dipmeter Mode) - SONIC (Dipolar Shear Sonic Imager) – GAMMA RAY

Mud

OBM

Run #

3.2

Interval (m)

3570 - 4290

Open Hole section Logging suite

720 HIGH DEFINITION INDUCTION -DENSITY – NEUTRON - GAMMA RAY (PEX)

Mud

OBM

64


Procedimientos de Bajada y Cementación de la cañería de 9 5/8” Nota: El programa de cementación será proveído al Supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., 48 horas antes de la operación. Una sarta combinada de cañería de 10 ¾”, 65.7 lb./ft & 9 5/8”, 53.5 lb./ft TB & W523 será corrida en agujero de 12 1/4” y cementada convencionalmente. rios de Cañerias:

9 5/8" type cement shoe 9 5/8" type float collar Centralizers & Stop Ring as requerided

Casing size Setting depth Weight Grade Connection MU torque: OD connection ID: Drift ID: Burst resistance: Collapse resistance: Tensile strength

10 ¾” 0-150m 65.7 lb/ft Q-125 W523 40000 10.966” 9.560” 9.404” 12110 psi 7920 psi 2373 KLbs

9 5/8” 150-3400m 53.5 lb/ft TN-140HC TBlue 29780 10.626” 8.535” 8.50” 13870 psi 11400 psi 2177 klbs

9 5/8” 3400-3940m 53.5 lb/ft TN-140HC W523 25000 9.834” 8.535” 8.50” 13870 psi 11400 psi 1604 klbs

9 5/8” 3940-4290m 53.5 lb/ft TN-125Cr13 W523 32000 9.834” 8.535” 8.50” 12390 psi 10000 psi 1547 klbs

Notas: Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá asegurarse de:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Se deberá revisar en locación la documentación de inspección. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  Utilizar baker lock para el shoe track y 2 piezas de cañería por encima de la posición del collar flotador.  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas. Hay que contar con los siguientes Cross Over: 1. XO, 9 5/8” W523 (P) x 9 5/8” TB (B), en locación más su back up 2. XO, 9 5/8” TB (P) x 10 3/4” W523 (B), en locación más su back up 3. XO, 10¾” W523 Pin x 10¾” W523 Pin, en locación más back up (casing hanger) 4. XO, 10¾” W523 Pin x 10¾” BTC Box, en locación (cabeza de circulación)  La herramienta para dar torque de ajuste a las cañerías debe estar en locación para dar a las cañerías el torque óptimo tomando en cuenta el factor de fricción.  El zapato flotador de 9 5/8” y el collar flotador de 9 5/8” deben estar en buenas


            

65

condiciones y deberán ser torqueados a los caños respectivos en Santa Cruz. Se debe tener un back up de estas herramientas en el pozo. Dos cross over de 10 ¾” W523 pin x TB pin deben estar en locación para colocar encima de la última pieza 10 ¾” y poder conectar el Casing Hanger. Se debe contar para conectar al landing t, con un XO de 10 3/4” W523 (P) x 10 3/4” BTC (B) para instalar la cabeza de circulación en locación. Eslingas & grilletes para 2 toneladas deben ser preparados e inspeccionados para la bajada de la cañería. Los centralizadores tipo Centek deberán ser instalados antes de subirlos a la mesa rotaria y colocados entre dos stop rings, nunca en las cuplas. Haber inspeccionado las orejas del Top Drive donde van los eslabones. Cortar cable de perforación en última maniobra con BHA de repaso. Determinar la eficiencia real de las bombas del equipo. Para ello se deberá utilizar el contador de Geolog. (Reportar a oficina SCZ y HALL para ajustar programa de cementación). Montar el sistema Over Drive Tool (Rosca 6 5/8” DS65 Box) en Top Drive. Seleccionar éste último en función de longitud de eslabones. El montacargas y la grúa, deben estar en buenas condiciones y apto para realizar este trabajo Se tendrá la grúa de Petrex para manejo inicial de cañería desde caballetes hasta piso del equipo. Se deberá tener otra grúa adicional como Back Up. Alinear el Centro del Pozo con el Top Drive. Todo el equipamiento y herramientas requeridas para instalar la cabeza de pozo 10 3/4”x10 M debe estar en locación con herramientas de back up. Todo el equipamiento y herramientas requeridas para el colgado de la cañería e instalación de los protectores de desgastes y tapones de pruebas de BOP, debe estar en locación con herramientas de back up.

Operaciones de Bajada y Cementación: 1. El supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. realizará una reunión de seguridad y operacional con todas las partes involucradas antes de proceder a la bajada y cementación de la cañería. 2. Recuperar wear bushing de sección ‘B-C’ de cabezal del pozo. 3. Montar equipamiento y materiales para la bajada de cañería. 4. Instalar centralizadores centek 12.25” x 9.625”, colocados según stand off programados. 5. Levantar la primera pieza con zapato flotador y bajar a través de la mesa, llenar con lodo y observar funcionamiento del flotador. El shoe track estará compuesto de 2 piezas. Se aplicará soldadura fría weld A a la pieza del Shoe Track y a las dos piezas encima del collar flotador. 6. Usar collarín las 10 primeras piezas. 7. Llenar la cañería cada pieza utilizando sistema Over Drive. 8. Se realizará el siguiente control mientras se baja la cañería: 

Velocidad de bajado de la cañería deberá ser al principio de 60 seg por pieza (cuña a cuña).



El supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. será el encargado de controlar el tiempo de colocado y sacado de las cuñas pieza por pieza para asegurar


66

la velocidad de bajada de la cañería. 9. Bajar cañería de acuerdo al tally 10. Dimensionar la cañería 10¾” para la instalación del colgador de cañería (Casing Hunger) el cual deberá quedar asentado en el bowl inferior de la sección ‘B-C’. 11. Cuando la cañería llegue a la profundidad del zapato de 13 3/8” romper circulación para asegurarse que los flotadores no se encuentran taponados antes de entrar en agujero abierto. 12. Registrar los pesos hacia arriba y abajo. Bajar circulando la última pieza. 13. En la ultima pieza de la cañería 10 ¾”, instalar el sustituto W523 Pin x TB Pin 10 ¾” y conectar al Casing Hanger 10 ¾” + Running Tool + Landing t +XO W523(P) 10 ¾”x. Bajar y asentar en cabezal sección “B”. Referirse al procedimiento de Cameron pagina 30. 14. Armar cabeza de cementación y armar conexiones en superficie con Y hacia las líneas de cementación al equipo de cementación y hacia el standpipe del equipo. Probar líneas con 3000 psi. 15. Cargar Tapón Inferior y Superior NR en la Cabeza de Cementación e instalar el acople rápido (Quick Latch) sobre la cupla de la cañería de 10 3/4 16. Establecer circulación al máximo caudal sin inducir pérdidas. Circular un mínimo de dos fondo arriba y acondicionar el fluido para un YP <20. 17. Cementar la cañería de acuerdo al programa de cementación utilizando tapones superior e inferior. Largar tapón superior y desplazar con lodo hasta efectuar tope tapón. El supervisor de Perforación deberá presenciar el aumento de presión cuando el tapón llegue al collar. 18. Monitorear los retornos durante la cementación. Bajar el caudal de desplazamiento a ± 2 bbl/min cuando el tapón de desplazamiento esté a +/- 5 bbls del collar flotador. 19. Realizar tope tapón con 500 psi sobre la presión diferencial final. 20. Si no se logra realizar tope, no sobredesplazar más de la mitad del volumen del shoe track. 21. Registrar la presión de prueba en el Reporte Diario de Perforacion y el reporte IADC. 22. Detener bombeo, desfogar presión, contabilizar volumen en cajones de desplazamiento del cementador y verificar la efectividad del equipo de flotación. 23. Si los elementos de flotación no funcionan, cerrar la válvula de cementación y dejar el pozo cerrado hasta que fragüe. Verificar el retorno cada 30 minutos hasta no tener retorno. 24. Desmontar cabeza de cementación y líneas. Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores 1. Liberar running tool del casing hanger, levantar y apartar mismo. 2. Armar y bajar el Wash tool para limpieza de los hombros de Casing Hanger 10 ¾”, de acuerdo a programa Cameron.

67


3. Bajar y asentar Pack off 10 ¾” encima de casing hanger, liberar running tool, levantar y apartar mismo. Referirse a programa de Cameron página 23 – 36. 4. Armar el tapón de prueba con una pieza de sondeo. Bajar y asentar de acuerdo al perfil en la cabeza de pozo. Cerrar rams y realizar prueba del arreglo de preventores (rams y válvulas acorde al cronograma abajo referido). 5. Instalar el wear bushing según procedimientos de Cameron, verificar que sea utilizado el adecuado para esta fase. Observar el diámetro interno e inspeccionar si no tiene algún daño antes de bajar y colocarlo en el cabezal. 6. Completar el reporte de cabezal en el OpenWells y enviar por email el detalle de las operaciones a SCZ. Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: ITEM BOP con tapón de prueba Rams preventers Rams ciegos Pipe rams Annular Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose

Presión de prueba (psi)

Duración (min)


10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’

300 300 300 300 300 300 300


10000 10000 10000 4000 10000 10000 5000

cada cada cada cada cada cada cada

prueba prueba prueba prueba prueba prueba prueba

WP (psi) 10.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000

Notas:  Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal estén abiertas para monitorizar alguna fuga y poder así reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Con el arreglo de fondo antes de perforar el collar flotador probar con 6500 psi por 10 minutos con un peso de lodo de 14.0 ppg.


68


69

2.10 PERFORACIÓN FASE 8 ½” HASTA 5700 M. Objetivos      

Perforar hasta atravesar la arenisca H1b Efectuar DST a esta arenisca Continuar perforando atravesando H1c, Icla y Los Monos hasta el tope de la arenisca H2 ± 5700m. Minimizar el tiempo requerido para perforar esta sección. Mantener las condiciones de pozo para una buena adquisición de datos del reservorio. Obtención de coring.

Litología de la Sección Huamampampa: Compuesta por areniscas gris claro cuarzosas, con cemento silíceo, de baja porosidad y permeabilidad. Se convierten en reservorio cuando han sido fracturadas naturalmente por efecto de la Tectónica Terciaria. Intercalan niveles de limolitas o lutitas negro grisáceas. Estas areniscas constituyen el reservorio del yacimiento Margarita – Huacaya. Icla: Lutitas y limolitas con intercalación de areniscas. Los Monos: Esta formación está constituida predominantemente por lutitas, limolítas y muy escasa presencia de intercalaciones de arenas de grano muy fino. Tiene un moderado contenido orgánico, sin embargo, es la principal roca madre de los hidrocarburos que se explotan en Bolivia y sus características litológicas le permiten ser un excelente sello para el reservorio Huamampampa. Consideraciones  Propiedades del Lodo para perforar esta sección. Problemas anticipados  Pérdidas de circulación parciales, por presencia de formaciones permeables o fracturadas.  Riesgo de aprisionamiento, por diferencial en zonas de pérdidas.  Altas lecturas de gas, gas en las conexiones y en los viajes.  Riesgos de resistencias en las maniobras. Prevención / Mitigación a posibles problemas  Mantener materiales puenteantes en todo el sistema, especialmente cuando se esté atravesando las arenas, controlar el ECD y mantenerse dentro de la ventana recomendada para evitar fracturas inducidas.  Controlar las velocidades de maniobras en los viajes para evitar pistoneo e ingreso de gas.  Llevar estricto control de los niveles de piletas y retornos.  Controlar las propiedades del Lodo.

70


Procedimientos de Perforación 1. Armar BHA con trépano 8 ½”, motor 6 ¾” circulando últimos tiros. 2.

y

DP 5”. Bajar hasta Collar Flotador,

Armar líneas de cementación y probar casing con 6500 psi en superficie (lodo: 14.0 LPG).

3. Perforar cemento, rios de flotación, zapatos y collares, con normas mínimas. Una vez perforado el zapato reducir el peso sobre el trépano y perforar 5m de agujero abierto. Circular y normalizar el lodo. 4. Sacar herramienta hasta que se encuentre dentro del zapato de la cañería. 5. Realizar la prueba de integridad de formación (FIT) con camión cementador, registrar presiones en incrementos de ¼ bbl. Una vez se alcance la presión en superficie, cerrar bombas y observar por 20 minutos registrando la presión cada 3 minutos, desfogar presión por anular. Un FIT de 18 ppg se considera un valor de integridad adecuado no siendo necesario realizar un LOT por encima de dicho valor. Cambiar lodo por KlaShield RDF. 6. Continuar perforando hasta punto de corona. El geólogo asesorará al alcanzar el punto de extracción del testigo. Puntos tentativos de corona: o o

L1: 4300-4306 m MD. L2: 4370-43706 m MD.

7. Realizar una carrera corta al zapato de 9 5/8” cada 48 horas, 200 m perforados ó un bit trip. Dependiendo de las condiciones del pozo este intervalo será modificado luego de ser consultado con las oficinas de SCZ. 8. Continuar perforando con GR a 6 m de la broca hasta más o menos hasta 4450m (Tope formación Icla ±4430). 9. Realizar registros programados y con carreras intermedias de acondicionamiento. 10. Realizar el DST de HMP dependiendo de las condiciones y aprobación desde las oficinas de Santa Cruz. El DST será realizado en el intervalo 4290-4430 m (140 m). Referirse a programa DST. 11. Continuar perforando hasta TD de esta fase ± 5700, atravesando las formaciones Icla, Los Monos, arenisca H1c repitiendo nuevamente Icla y Los Monos. Perforar hasta entrar 5 metros en la arena HMP H2. 12. Al llegar a la profundidad final, circular hasta tener pozo limpio y realizar carrera corta al zapato de 9 5/8". 13. Sacar herramienta. Correr registros eléctricos de acuerdo a programa, considerar carreras intermedias de acondicionamiento y verificación del estado del pozo. 14. Realizar carrera de calibración y acondicionar el pozo, antes de bajar Liner de 7”.

71


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

8 1/2” 417 Insertos R01APDH 60 – 200 15 – 45 Drill Cement

8 1/2” Impregnado DD4760M-A3 Turbina & PD 3 – 25 4290-4430; 4760-4880

8 ½” M442 PDC FT716 PD 4 – 35 4430-4760; 4880-5700

Hidráulica Intervalo Caudal (gpm) Velocidad anular Peso de Lodo Presión de Bomba Caudal minimo

4290-5700 220-450 370 ft/min @ 450gpm 13.5-14.0 ppg 4800 psi a 450 gpm 220 gpm

Arreglos de Fondo CON MOTOR DE FONDO Tipo

Conexión

Descripción

29.35

NC-50

DP 5in 25 ppf NC-50, S

4.276

22.60

NC-50


5.000

3.000

49.70

NC-50

HWDP 5in

28,50

6.500

2.250

99.00

NC-46

Drill Collar 6 1/2 in,

10,06

6.500

2.250

99.00

NC-46

Jar, 6.500 in,

108,00

6.500

2.250

99.00

NC-46

Drill Collar 6 1/2 in,

Stabilizer

1,53

6.500

2.250

99.00

NC-46

Stabilizer, 8 3/8 in,

Power Pulse

9,14

6.750

5.109

110.00

NC-46

MWD, 6.750 in,

Stabilizer

1,53

6.500

2.250

99.00

NC-46

Stabilizer, 8 3/8 in

Sub

0,52

6.75

2.875

99.00

NC-46

Float Sub

Mud Motor

7,62

6.250

2.750

102.00

4 1/2 Reg

DHM 6 3/4" 2:3 1.15°

Bit

0,26

8.500

400.00

4 1/2 Reg

Bit 8 1/2” PDC

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

5.000

4.000

3.000,00

5.000

Heavy Weight

55,00

Drill Collar Jar

Drill Pipe Drill Pipe

Drill Collar

72


CON POWER DRIVE Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Drill Pipe

Conexión

Descripción

5.000

4.000

29.35

NC-50


3.000,00

5.000

4.276

22.60

NC-50


55,00

5.000

3.000

49.70

NC-50

HWDP 5in

1.12

6.500

2.250

99.00

NC-50

XO

Drill Collar

27.50

6.500

2.250

99.00

NC-50

Drill Collar 6.50 in

Jar

10,06

6.500

2.250

99.00

NC-50

Jar, 6.500 in,

Drill Collar

54.00

6.500

2.250

99.00

NC-50

Drill Collar 6.50 in

MNDC

9.14

6.500

2.250

99.00

NC-46

Monel 6.50 in

Power Pulse

9,14

6.750

5.109

108.25

5.5 FH

MWD, 6.750 in,

Power Drive

6,38

6.750

3.000

102.00

4 1/2 Reg

Power Drive 6 3/4”

Bit

0,26

8.500

400.00

4 1/2 Reg

Bit 8 1/2” PDC

Drill Pipe Heavy Weight Sub

CON TURBINA Tipo

Longitud

OD

(m)

(in)

ID

Peso

(in)

Conexión

Descripción

(ppf)

Drill Pipe

1187.691

5

4

29.35

NC-50


Drill Pipe

3000

5

4.276

22.6

NC-50

DP 5in 22 ppf NC-50,

55

5

3

49.7

NC-50

HWDP 5in

Drill Collar

28.5

6.75

2.75

100.62

NC-50

DC, 6.75in

Jar

9.92

6.5

2.25

91.79

NC-50

Jar, 6.500 in,

57

6.75

2.813

100.62

NC-50

DC, 6.75in

Sub

0.91

6.75

3

97.72

NC-50

Float Sub 6 ¾”

Stabiliz

1.524

6.5

2.25

90.88

NC-50

Stab 6.5”

Turbina

9.5

6.75

4.5

99

4 1/2 Reg

Turbina 6.75” T1-MK2

0.305

8.5

400

4 1/2 Reg

Bit 8 1/2” Impreg

Heavy Weight

Drill Collar

Bit

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

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

13.5–14.0 40 – 60 25 – 35 10/18 11/30 <4 <2 80/20 800-1200


73

Surveys Seguir plan direccional. Control Geológico Referirse a la propuesta geológica. Registros Eléctricos       

BOREHOLE IMAGE LOG – DIPOLAR SONIC HIGH DEFENITION INDUCTION-GAMMA RAY-DENSITY – NEUTRON NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE FORMATION TESTER SIDEWALL CORES VERTICAL SEISMIC PROFILE VSP CBL-VDL-GR USIT

La sección de 8 ½” de Huamampampa será perforado empleando un GR a 6 m del trépano. El GR permitirá correlacionar con la zona de Huamampampa de los pozos offset, ayudando a determinar los topes de las capas L1&L2&L3 para poder seleccionar adecuadamente los puntos de coroneo e interpretar Huamampampa bajo.

Run #

4.1

Interval (m) Open Hole section

4290 – 4430

Logging suite

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

Mud

OBM

Run #

4.2


4290 – 4430

Logging suite Mud

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


Run #

4.3


4290 – 4430 140

Logging suite

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

Mud

OBM

Run #

4.4


4290 – 4430 140 FORMATION TESTER (Singel Probe XPT)– GAMMA RAY (GR)

Logging suite Mud

OBM

Run #

4.5


4290 – 4430 140 MSCT (25 SIDEWALL CORES) – GAMMA RAY (GR)

Logging suite Mud

OBM

Run #

4.6


4290 – 4430 140 VERTICAL SEISMIC PROFILE (VSP multioffset; ZVSPt & Offset to be defined based modeling sensitivities) – GAMMA RAY

Logging suite Mud

OBM

74


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

Run #

5.1


4430–TD

Logging suite

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

Mud

OBM

Run #

5.2


4430–TD

Logging suite

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

Mud

OBM

Run #

5.3


4430–TD 1270

Logging suite

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

Mud

OBM

75


Run #

5.4


4430–TD

76

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

Logging suite Mud

OBM

Run #

5.5


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

Logging suite Mud Corona

OBM

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

4300 – 4306 m MD

L2:

4370 – 4376 m MD

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


77

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

78


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

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

Diametro de cañería Tramo asentamiento Peso Grado Conexión Ajuste: OD: ID: Drift ID: Reventamiento: Colapso: Tensión:

7” 4140-5700m 32 lb/ft TN110Cr13M T BLUE 13000 ft/lbs 7.732 in 6.094 in 6.000 in 12460 psi 10780 psi 1025 KLbs

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


       

79

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

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


80

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


81

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

82


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


Duración (min)

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


10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’

300 300 300 300 300 300 300


10000 10000 10000 4000 10000 10000 5000



WP (psi) 10.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000

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


83

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

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

Consideraciones 

Propiedades del Lodo para perforar esta sección.

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


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

Prevención / Mitigación a posibles problemas     

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

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

84


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

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

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

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

6” PDC FT713 100-150 3 - 10 Contingency

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

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

85


Arreglo de Fondo BHA CON TURBINA Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Descripción

Conexión

Drill Pipe

1.771,00

5.000

4.000

29.35

NC-50

DP, 5 in, 25.5 ppf

Drill Pipe

2.000,00

5.000

4.276

22.60

NC-50

DP 5 in, 19.50 ppf

0,91

4.440

2.160

40.59

3 1/2 IF

XO

1.450,00

4.000

2.625

17.56

XT39

DP 4 in 13,3 ppf

55,61

4.000

2.625

25.29

XT39

HWDP 4 in

Sub

0,91

4.800

2.160

40.59

XT39

XO

Drill Collar

9.00

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF

Drill Collar 4 ¾ in

Jar

3,81

4.750

2.250

46.78

3 1/2 IF

Jar 4 3/4 in

72.00

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF

Drill Collar 4 ¾ in

Monel

9,14

4.750

2.813

49.00

3 1/2 IF

Monel 4 3/4 in,

Flow Sleeve Sub

0.55

4.750

2.313

49.00

3 1/2 IF

Flow Sleeve

Slim Pulse

9,30

4.750

3.250

49.00

3 1/2 IF

MWD Tool, 4.750 in,

UBHO Sub

0.96

4.750

2.312

49.00

3 1/2 IF

UBHO

Stabilizer

1,52

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF


Float Sub

0.61

4.75

2.250

49.00

3 ½ IF

Turbina

9,36

4.750

3.750

49.00

3 1/2 Reg

Turbina 4 3/4 “ T1-MK2

Bit

0,43

6.000

250.00

3 1/2 Reg

Bit Impreg 6in

Sub Drill Pipe Heavy Weight

Drill Collar

Float Sub 4 ¾”

BHA CON MOTOR DE FONDO Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Descripción

Conexión

Drill Pipe

1.771,00

5.000

4.000

29.35

NC-50

DP, 5 in, 25.5 ppf

Drill Pipe

2.000,00

5.000

4.276

22.60

NC-50

DP 5 in, 19.50 ppf

0,91

4.440

2.160

40.59

3 1/2 IF

XO

1.450,00

3.500

2.602

17.56

3 1/2 IF

DP 3 1/2 in 13,3 ppf

28,50

3.500

2.250

25.29

3 1/2 IF

HWDP 3 1/2 in

Sub Drill Pipe Heavy Weight Jar

3,81

4.750

2.250

47.00

3 1/2 IF

Jar 4 3/4 in

191,33

3.500

2.063

25.29

3 1/2 IF

HWDP 3 1/2 in

Monel

9,14

4.750

2.813

49.00

3 1/2 IF

Monel 4 3/4 in,

Flow Sleeve Sub

0.55

4.750

2.313

49.00

3 1/2 IF

Flow Sleeve

Slim Pulse

9,30

4.750

3.250

49.00

3 1/2 IF

MWD Tool, 4.750 in,

UBHO Sub

0.96

4.750

2.312

49.00

3 1/2 IF

UBHO

Stabilizer

1,52

4.750

2.250

49.00

3 1/2 IF


Mud Motor

8,90

4.750

3.750

49.00

3 1/2 Reg

DHM 4 3/4 in 2:3

Bit

0,25

6.000

250.00

3 1/2 Reg

PDC Bit 6in

Heavy Weight

86


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

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

12.5–13.0 25 – 35 20 – 30 8-18/10-20 8-22/22-35 <3 <2 80/20 1000-1200

Surveys Seguir el plan direccional de acuerdo a programa

Control Geológico Referirse a la propuesta geológica. Muestreo: Intervalo de muestras petrográficas secas y húmedas 5700 – 5900 m Ag. 6” cada 1 m. Cantidad y Destino de las muestras petrográficas secas y húmedas Recolectar una (1) muestra húmeda y tres (3) secas por intervalo; distribuir a Un juego (1) de muestras secas y húmedas para REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. S.A. Un juego (1) de muestras secas para REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. S.A. Un juego (1) de muestras secas para YPFB.

Registros Eléctricos    

BOREHOLE IMAGE LOG-DIPOLAR SONIC HIGH DEFENITION INDUCTION-GAMMA RAY-DENSITY – NEUTRON NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE FORMATION TESTER

Corona Una operación de corona está planeada en esta sección de 6”. Un barril saca coronas de 6 metros será corrido. El objetivo primario de la corona es la formación Huamampampa H2. Barriles saca testigos anti acuñamientos serán usados para realizar esta operación. El proveedor de la corona proveerá de un ingeniero de campo especializado en este tipo de operaciones. Para el reservorio H2 se ha programado la obtención de un testigo orientado en la capa L2,


87

el punto de coroneo no es definitivo y dependerá de la profundidad a la cual se alcance al reservorio. L2:

5760 – 5766 m MD

Figura.- Intervalo de Coronas propuestos para el Reservorio H2.


88

Operaciones para cada punto de corona. 1. Circular y acondicionar el lodo para sacar arreglo de perforación de 6”. Continuar circulando hasta normalizar el lodo. Un margen de viaje de 200-psi será aplicado si la presión de la formación es conocida. 2. Sacar herramienta. Calibrar el trépano por daño y calibre. Si tiene mucho desgaste al calibre o numerosos dientes rotos, realizar una carrera de calibración con un trépano full gauge. Vaciar el junk basket si se decide bajarla al pozo en el arreglo. Dependiendo de lo recuperado en el junk basket se realizará otra carrera de embolsillado. 3. Armar arreglo estabilizado con el barril saca testigos. Colocar estabilizadores con el gauge adecuado, debe espaciarse/dimensionar adecuadamente el barril en el arreglo. Arreglo saca testigos: Cabeza de corona 6" Barril saca Testigos estabilizado X/Over Estabilizador de 5 7/8” Drill Collars de 4 ¾” (requeridos) Procedimientos 1. Bajar arreglo saca testigos lentamente. Utilizar limpiadores de sondeo todo el tiempo (wiper rubber). Reciprocar/Rimar la herramienta si es necesario. Circular a máximo caudal con bajas RPM y bajo WOB. Si se observa altas condiciones de rimado, sacar arreglo y realizar carrera de calibración con trépano de 6”. 2. Bajar circulando el ultimo tiro. Tocar el fondo con máximo caudal, lavar el fondo del pozo sin rotación. Espaciar la herramienta para maximizar la continua operación de Coroneo sin agregar una conexión. 3. Circular hasta limpiar pozo, normalizar el lodo. 4. Largar bolita para obtener circulación en el barril. Esperar que se asiente. Tomar SCR's y registrar presiones on y off bottom. 5. Cortar corona de 6 metros si las condiciones del pozo lo permiten. 6. Circular hasta normalizar el lodo, libre de gas. 7. Sacar herramienta sin rotación. 8. Recuperar corona. Al manipulear el barril, se utilizará una abrazadera de seguridad todo el tiempo. 9. Apartar el barril, quebrar todas las conexiones.


89

MANEJO DE DESECHOS DE LA PERFORACIÓN Locación Seca Para el control de sólidos de perforación y desechos líquidos será utilizado un Sistema de Locación Seca. No se utilizarán fosas. Referirse al programa de Manejo de Desechos en la información de Soporte. Generación de Sólidos de Perforación Todos los sólidos generados en cada una de las secciones serán separados primeramente en los equipos primarios de separación sólidos / líquidos, luego estos serán separados completamente por las zarandas de secado y las centrífugas. Estos sólidos de perforación y los generados por el sistema de dewatering serán recibirlos en contenedores para luego transportarlos al lugar de tratamiento previamente seleccionado. Dewatering y Tratamiento de Fluidos Residuales Todos los fluidos generados serán dirigidos a la unidad de dewatering para iniciar el proceso de separación sólido / líquido. Una vez separados los fluidos estos serán transferidos al sistema de tratamientos de aguas (tanques australianos). Disposición de Recortes La disposición final de recortes será realizada mezclando los recortes con suelo fresco en un área designada por REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en una proporción apropiada para luego ser depositada y compactada apropiadamente para así favorecer el crecimiento de vegetación.

90


Bloque Caipipendi

HUACAYA –2 HCY-2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN

3

OPERACIONES CONTINGENCIAS


91

Este anexo es para complementar el programa de las fases que se está considerando como contingencias al programa original normal.

DIAGRAMA NORMAL Y CON CONTINGENCIAS


ESQUEMA POZO CON CONTINGENCIAS

92


93

3.1 ENSANCHAMIENTO FASE DE 18 1/4” HASTA +/- 2250 M. Si durante la perforación de la fase de 17 ½”, se presentara algún problema operativo como perdidas totales de circulación ó inestabilidad del pozo, se tratara de solucionar estos problemas, las perdidas con baches con sellantes y obturantes, tapones de cemento. Si luego de estas operaciones, persisten los problemas, se aplicara el presente programa de contingencia para bajar el Liner de 16” y aislar las zonas débiles.

Objetivos    

Aislar zonas débiles, que posiblemente se encuentren por debajo del zapato de la cañería de 20”. Por lo cual será necesario aislar con liner de 16”. Proveer integridad en el zapato de la cañería para perforar la siguiente sección. LOT de 13.0 LPG. Bajar Liner de 16” para aislar zonas con problemas. Permitir continuar perforando la siguiente fase para lograr llegar al TD programado y no perder diámetro.

Criterio de asentamiento de Liner Este Liner deberá ser asentada a +/- 2250m ó donde se vea conveniente atravesando las zonas con posibles problemas de perdidas o zonas inestables con el objetivo de aislar los mismos. Estas posibles zonas con problemas se estima encontrarlas atravesando zonas de conglomerados en la formacion Tarija. Descripción Litológica de la Sección Las formaciones a perforarse en ésta sección son: Tarija: Esta unidad está caracterizada principalmente por la presencia de diamictitas verdosas y grisáceas intercaladas con areniscas, areniscas conglomerádicas y arcillas, es notable la diferencia de espesor de esta unidad en las secciones del subandino haciendo difícil una correcta correlación precisa entre ellas. Tupambi: La parte superior consiste de areniscas. Luego limolitas intercaladas con diamictitas arenosas y arenas. En la base está compuesto de arenas.

Consideraciones   

Mantener la tortuosidad del pozo lo más mínimo posible. DLS < 2 deg/100 ft. Mantener la inclinación del pozo por debajo de 1.5° Utilizar camisas de 6 ½” en las bombas.


Pérdidas de circulación. Estabilidad de las paredes del pozo: Reaming, aprisionamientos, agujero bajo calibre. Vibraciones: Altas vibraciones & cabeceo de la herramienta. Problemas para bajar liner debido a escalones en el pozo y estabilidad.

94


Procedimientos de Perforación 1. Una vez perforado con trepano de 17 ½” y encontrado zonas con problemas de perdidas, inestabilidad u otro problema y es necesario aislar las mismas con liner, tratar de perforar hasta atravesar estas zonas de problemas. Sacar herramienta hasta superficie. 2. Armar BHA con trépano de 17.1/2” & ensanchador Rhino 18 ¼” tipo 14250 ó 16000, continuar armando el resto del BHA, bajar al pozo. 3. Ensanchar tramo perforado anteriormente hasta obtener 18 ¼” hasta el TD de la sección  2250m MD bajo la mesa rotaria. 4. Controlar el cutting flow meter para evaluar la cantidad de recortes removidos del lodo. Bombear al pozo píldoras de baja reología combinadas con píldoras de alta viscosidad (viscosidad 150 seg) si se observa pobre remoción de sólidos, alto torque y arrastre, maniobrar la herramienta si es necesario. 5. Al terminar de perforar la sección, circular dos fondos hasta superficie al máximo caudal mientras se rota lentamente la sarta cerca del fondo. Cuando se observa zarandas limpias realizar una carrera corta sacando 20 tiros sin circulación si es posible. Retornar al fondo, bombear píldoras viscosas, circular dos fondos arriba al máximo caudal hasta obtener zarandas limpias y sacar herramienta. 6. Realizar carrera con arreglo de calibración para bajar Liner 16”. Sacar y estibar el BHA.

Hidráulica Parámetros en esta sección: Bombas 3 12T1600 Liner Size 7” Stroke 12” Maxima rpm 120 Ef. 100% 6.00 g/strokes Caudal 1100 + Gpm Peso de lodo 9.1/9.5 lb/gal

Trépanos Tamaño IADC Tipo Bearing

17.1/2” 115 T11 Radial –Texturized

17.1/2” 515 MZi716 Matrix

Conexión RPM WOB

7 .5/8” Reg 60-350 20-60 Kips

7 .5/8” Reg 80-220 8-50 Kips

Ensanchadores Tipo Serie OD cuerpo OD ampliación OD min piloto ID cuerpo Caudal max

Rhino XS reamer 14250 14 ¼” 15 ¾ a 18 1/4" 14 ½” 3” 1700 gpm

17.1/2” 435 TCTSi10BODCR Sealed Precision Roller Bearing 7 .5/8” Reg 50-300 15-55 Kips

95


Presión max Presión operativa Cortador PDC

3000 psi 800 psi 13 y 16 mm

Tipo Serie OD cuerpo OD ampliación OD min piloto ID cuerpo Caudal max Presión max Presión operativa Cortador PDC

Rhino XS reamer 16000 x 20 16” 17 1/2 a 20" 16 ½” 3.40” 1700 gpm 3000 psi 800 psi 13 y 16 mm

BHA Tipo

Descripción

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

to superf

6.625

5.901

32.40

DS65

Heavy Weight

54.500

6.625

4.500

73.50

6 5/8 FH

Heavy Weight 6 5/8 in

Cross over Sub

0.910

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

XO

Drill Collar

28.500

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar 8 in

Cross over Sub

0.910

9.500

3.000

227.00

6 5/8 Reg

XO

Drill Collar

28.500

9.500

3.000

227.00

7 5/8 Reg


Jar

4.950

9.500

2.812

227.00

7 5/8 Reg

Jar, 9.500 in

Drill Collar

55.000

9.500

3.000

227.00

7 5/8 Reg


Stabilizer

1.524

11.000

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Stabilizer 15 7/8"

Drill Collar

9.167

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg


16000 Rhino Reamer

4.42

16.000

3.400

229.00

7 5/8 Reg

Hole Opener 16.00

Near Bit Stabilizer

1.524

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Stabilizer 15 7/8"

Bullnose

0.62

17.500

7 5/8 Reg

Bullnose 17 1/2"

Drill Pipe

Conexión


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

9.2 - 9.6 20 - 30 30 - 35 10 – 11 18/20 < 10.0 < 4.0 < 15.0

Drill Pipe 6 5/8 in, 27.7 ppf

96


Surveys Ya se tiene registrado los survey cuando se perforo el piloto con trepano de 17 ½”


Registros Eléctricos: en la sección de 17 ½”  


Procedimientos de Bajada de Liner y Cementación Nota: El programa de cementación será proveído al pozo 48 hrs. antes de la operación La cañería de 16”, 84 lb/ft, BTC será bajada en agujero de 18 1/4” y cementada por el método liner. rios de Cañerias:

16” cementing shoe with ball valve 16” float collar with ball valve for stab inn 10 pcs Flexible type centralizers 20 pcs stop collars

Casing size Weight lb/ft Grade Connection MU torque Lb-pie ID Pipe Coupling OD Coupling ID Drift ID Burst resistance Collapse resistance Tensile strength

16” 84 N-80 BTC 43,000 15.010” 17.00in. 14.935” 4330 psi 1480 psi 1929 klbs

84 N-80 W521 43.3000 15.010” 16.257” 14.935” 14.823” 4330 psi 1480 psi 1929 / 1331 klbs

Notas:

Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en el pozo debe tener en cuenta:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  El zapato de 16” debe ser instalado en una pieza de cañería y también un collar flotador de 16” en un pieza de cañería, utilizar baker lock en ambas piezas (realizar este trabajo en SCZ)  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías


    

97

deben ser limpiadas e inspeccionadas. Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas. El zapato de 16” y el collar flotador debe estar en buenas condiciones y se debe tener un back up de esta herramienta en el pozo. Se debe contar con una cabeza de circulación de 16" W521 en locación en caso de ser necesario para circular. Eslingas & grilletes para 15 toneladas deben ser preparados e inspeccionados para la bajada de la cañería. El montacargas debe estar en buenas condiciones y apto para realizar este trabajo.

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


98

15. Revise que el colgador (Liner Hanger) no tenga ningún daño y registre el peso del liner. Baje el ensamblaje del colgador (Liner Hanger Assy) a través de la mesa rotaria y coloque las cuñas en el niple de maniobra de 5”. No ponga las cuñas en la camisa de asentamiento (Setting Sleeve) 16. Continúe bajando con HWDP 5” y barras de sondeo 5”. Coloque la goma limpia-barras mientras esté bajando para evitar caída de algún objeto extraño al pozo. Calibre todas las barras cortas (pup ts) y los sencillos que se levanten de la planchada. Nota: Espaciar la sarta de tal manera que la cabeza de cementación quede ± 3-4 m por encima la mesa rotaria cuando el zapato esté en fondo. 17. Circule antes de salir a hueco abierto (dentro el zapato de cañería de 20” @ 1400m) mínimo un retorno y registre presiones normales de circulación a diferentes tasas de flujo. 18. Registre el peso hacia arriba (pick up weight) y hacia abajo (slack off weight) con y sin circulación. Arme el equipo de superficie y las líneas chicksan antes de entrar en hueco abierto. Si se requiere instale las líneas para circulación por inversa. 19. Baje por hueco abierto a velocidad moderada. 20. Faltando ±3m para llegar al fondo (2250 m Fondo Pozo), marque la tubería de trabajo. Tome los pesos hacia abajo y hacia arriba. Toque el fondo y levante ± 2m por fuera de la profundidad de asentamiento, es decir peso estabilizado hacia arriba más 2 metros. 21. Inicie circulación lentamente. Acondicione el pozo, circulando al menos el contenido del liner y del sondeo para levantar los recortes encima del colgador (Liner Hanger). Circule hasta que el pozo esté limpio. Registre presiones normales de circulación. 22. Pruebe las líneas de cementación con 5000 psi (presión máxima de trabajo) durante 5-10 minutos. 23. Deje caer la bola de asentamiento (Setting Ball) de 2¼” y déjela gravitar hasta el asiento del landing collar (velocidad de caída: 130 m/min.), si es necesario bombee a 2-3 bpm para ayudar a caer la bola con una presión máxima de 700 psi. No permita que la bola impacte el asiento del landing collar. 24. Cuando la bola asiente, lentamente incremente la presión hasta 1500 psi para asentar el colgador. Libere o desfogue presión hasta 500 psi, baje la herramienta dejando perder el peso del liner más 50,000 lbs de peso y marque la tubería de trabajo (el peso del liner se debería perder antes que el zapato llegue al fondo). Descargue la presión a 0 psi. Nota: Si 1500 psi no fueron suficientes para asentar el colgador, levante y aumente la presión en incrementos de 200 psi, verifique la herramienta después de cada incremento. 25. Una vez el liner esté colgado, mantenga 50,000 lbs de peso sobre el colgador y presurice hasta 3500 psi para romper el asiento de bola. Reestablezca la circulación y compare los parámetros con los establecidos antes de asentar el colgador, registre los nuevos pesos. 26. Pare la bomba y proceda a liberar la herramienta de corrida (HR Setting Tool), realice una marca vertical en la tubería, rote la sarta 4 vueltas a la derecha pare y libere lentamente el torque, rote nuevamente 10 vueltas a la derecha o hasta que observe un incremento de torque, pare la rotaria y libere lentamente el torque (con 10 vueltas efectivas a la profundidad del colgador se debería liberar la herramienta ), levante el sondeo para verificar que el peso del liner se perdió y que la herramienta de asentamiento tipo HR (HR Setting Tool) se encuentre libre.

99


Nota: No levantar más de 1 metro. 27. Si la Herramienta de Asentamiento (Setting Tool) se ha liberado, asentar 40,000 lbs de peso (posición de cementación del stinger) y reestableza circulación normal lentamente. Circule el pozo para iniciar la cementación del pozo. 28. Mezcle y bombee espaciadores/lavadores y cemento de acuerdo al programa. 29. Libere el tapón limpiador de sondeo (Drill Pipe Pump Down Plug). Bombee espaciadores (si hay) y desplace de acuerdo al Programa de Cementación. Baje el caudal a 2 bpm 510 bbl antes que el tapón Limpiador de sondeo (Drill Pipe Pump Down Plug) llegue al tapón limpiador de liner (Liner Wiper Plug). La presión de bomba se incrementará cuando el tapón limpiador de sondeo (Drill Pipe Pump Down Plug) encastre en el tapón limpiador de liner (Liner Wiper Plug). El tapón limpiador de liner (Liner Wiper Plug) se romperá con 300-700 psi encima la presión de circulación. Continúe desplazando de acuerdo a Programa de Cementacion. Verifique la eficiencia de la bomba y ajuste los cálculos de desplazamiento si fuera necesario. Bombee lentamente los últimos 5 bbl del desplazamiento total. Asiente los tapones con 1000 psi por encima la presión final de desplazamiento. Nota: Si no observa asentamiento de los tapones, use el volumen teórico solamente. No sobredesplace tratando de forzar el asentamiento. 30. Libere la presión y verifique retornos determinando funcionamiento apropiado de los elementos de flotación. Si hay retorno, presurice para ver si los tapones pueden ser reasentados 31. Levante la herramienta lentamente. 32. Saque 10 tiros inmediatamente, circule inversa al menos dos capacidades del sondeo para eliminar el exceso de cemento-baches y dejar limpio internamente el sondeo. Reciproque el sondeo durante la circulación (tener previamente todas las conexiones listas para la inversa). 33. Saque todo el sondeo y desarme las herramientas de corrida del liner.

Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: ITEM BOP with test tool Ram preventers Blind rams Annular Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose

Presión (psi) low low low low low low

300 300 300 300 300 300

high high high high high high

5000 5000 4000 5000 5000 5000

Duración (min) low low low low low low

5'/high 5'/high 5'/high 5'/high 5'/high 5'/high

10' 10' 10' 10' 10' 10'

Nom. BOP rating WP 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000

Notas:

 Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.


100

 Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Luego de ingresar hasta el Landing Collar, probar cañeria 16” y colgador liner con 1500 psi.


101


102

3.2 PERFORACIÓN Y ENSANCHE FASE DE 14 ¾” X 17 ½” HASTA LOS 3570M. Objetivos  

Perforar y ensanchar al tope de la formación Los Monos y bajar cañería de 13.3/8”. Conseguir el mejor agujero para asegurar la bajada de la cañería de 13.3/8”.

Criterio de asentamiento de cañería Al tope de la formación Los Monos. En orden de conseguir un LOT necesario para perforar Los Monos la cañería debe ser asentada cuando: o o

La formación Los Monos ha sido alcanzada, aislar la falla Bororigua. EL incremento de presión la cual indica el ingreso a la formación Los Monos.

Consideraciones     

Mantener la tortuosidad del pozo lo más mínimo posible. DLS < 2 deg/100 ft. Medidas especiales serán usadas para correr la cañería de 13.3/8”. Parámetros de perforación adecuados para cumplir los tiempos estimados de la sección. La densidad de lodo debe ser monitoreada para controlar pérdidas y estabilidad de pozo. Mantener buenas propiedades del lodo. MBT < 15 lb/bbls y gel strength planos.

Litología de la Sección Tupambi: La parte superior consiste de areniscas. Luego limolitas intercaladas con diamictitas arenosas y arenas. En la base está compuesto de arenas. Iquiri: La sección superior consiste de intercalaciones de areniscas, limolitas y niveles lutíticos. El intervalo intermedio consiste de areniscas, limolitas e intercalaciones delgadas de lutitas. La base consiste de areniscas intercaladas con lutitas y limolitas.


Baja ROP Pérdidas de lodo. Estabilidad de pozo. Vibraciones: Altas vibraciones y cabeceo de la hta. Problemas para bajar cañería debido a estabilidad de pozos y escalones. Alta tendencia a la desviación. Abrasividad

Procedimientos de Perforación 1. Armar y bajar arreglo con trepano de 17 ½”, bajar hasta tope de liner de 16”, si necesario perforar cemento encima de boca liner, circular normalizar lodo, sacar herramienta. 2. Armar arreglo de fondo con trepano 14 ¾” y arreglo convencional (calibrar todos los tubulares) y bajar al pozo, atravesar boca liner con cuidado e ir hasta landing collar. 3. Probar liner de 16” de acuerdo a los procedimientos usando el camión cementador. 4. Perforar cemento y el zapato: o

Bajar arreglo


o

Romper circulación a +/- 5 m encima del tope de cemento

o

Rotar la sarta con 20-30 rpm

o

Perforar cemento – zapato y 3 metros de formación. Circular y acondicionar lodo.

103

5. Levantar el arreglo dentro de la cañería. 6. Realizar FIT usando el camión cementador, registrando las presiones. (Dequivalente 13.0ppg). 7. Continuar perforando formación, lo suficiente para siguiente BHA Direccional. 8. Sacar herramienta hasta superficie. 9. Armar arreglo con trepano impregnado de 14 ¾”, Turbina, MWD, bajar hasta fondo pozo. 10. Continuar perforando hasta el punto de asentamiento de la cañería de 13.3/8" (3570m), controlando desviacion pozo, si necesario corregir. 11. Controlar el cutting flow meter para determinar la remoción de los recortes. Bombear píldoras con baja reología combinada con píldoras de alta viscosidad (150 seg) optimizando la limpieza de pozo. Si existe incremento del torque y arrastre maniobrar la herramienta y bombear baches viscosos hasta normalizar. 12. Mantener buenas propiedades del lodo. MBT < 15 lb/bbls y esfuerzos de gel planos. 13. Añadir agentes de puenteo en el lodo como Carbonato de Calcio al tanque de succión a 2 sks por hora o de acuerdo a las condiciones del pozo. Si se observan pérdidas parciales/totales referirse al programa de fluidos de perforación, formulaciones de materiales para cada tipo de pérdida. 14. Tomar surveys cada 30metros. Monitorear la inclinación del pozo con MWD. 15. Alcanzando el tope de la sección devónica se correrá MWD con Gamma Ray. 16. Al alcanzar la profundidad final de esta sección, circular dos fondos arriba al máximo caudal permisible sin causar pérdidas, reciprocando la herramienta lentamente cerca del fondo. Cuando se observen zarandas limpias sacar 20 tiros sin circulación ni rotación de acuerdo a las condiciones del pozo. Retornar al fondo y bombear píldoras viscosas y circular hasta tener zarandas limpias. Sacar herramienta. 17. Una carrera de calibración será realizada antes de bajar registros. 18. Correr programa de registros de acuerdo al programa. 19. Armar trepano de 14 ¾” ó Bull Nose de 14 ¾” & Ensanchador Rhino Tipo 14250, hasta debajo del zapato del Liner de 16”. 20. Ensanchar a 17 ½” desde Zapato del Liner de 16” hasta el punto de asentamiento de la cañería de 13 3/8” (3570m). 21. Al alcanzar la profundidad final de esta sección, circular dos fondos arriba al máximo caudal permisible sin causar pérdidas, reciprocando la herramienta lentamente cerca del fondo. Cuando se observen zarandas limpias sacar 20 tiros sin circulación ni rotación de acuerdo a las condiciones del pozo. Retornar al fondo y bombear píldoras viscosas y circular hasta tener zarandas limpias. Sacar herramienta. 22. Una carrera de calibración con Trep 14 ¾” y Rhino será realizada antes de bajar la cañería de 13 3/8”. 23. Correr registros de acuerdo al programa.

104


Trépanos Tamaño IADC Tipo Bearing Conexión RPM WOB

14.3/4” 435X G10B Sellos Metal-Metal 7 .5/8” Reg 50-280 15-50 Kips

14.3/4” M842 K505 Impregnado 7 .5/8” Reg Turbina & PDM 6-50 Kips

Ensanchadores Tipo Serie OD cuerpo OD ampliación OD min piloto ID cuerpo Caudal max Presión max Presión operativa Cortador PDC

Rhino XS reamer 14250 14 ¼” 15 ¾ a 18 1/4" 14 ½” 3” 1700 gpm 3000 psi 800 psi 13 y 16 mm

Hidráulica para tramo piloto Presión Bombas HHP/SI Eficiencia Bombas 100% Caudal Peso de Lodo Vel Boquillas Boquillas Trépanos

3500 psi @ 800 GPM 2.5 5.17 g/emb 800 – 1000 GPM 9.5/9.9 lb/gal 340ft/seg 4x22/32”

105


Arreglo de Fondo BHA PARA HOYO PILOTO CON IMPREGNADO Y TURBINA Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

Descripción

Conexión

(m)

(in)

(in)

(ppf)

to superf

6.625

5.901

32.40

DS65

Heavy Weight

28,10

6.625

4.500

73.50

6 5/8 FH


Cross Over Sub

0.9

8.000

3.000

147.00

6 5/8 FH

XO

28.500

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar 8 in

Cross over Sub

0,91

9.500

3.000

227.00

6 5/8 Reg

XO

Drill Collar

28,50

9.500

2.810

227.00

7 5/8 Reg


Jar

4,95

9.500

2.812

227.00

7 5/8 Reg

Jar, 9.500 in

Drill Collar

56,00

9.500

2.810

227.00

7 5/8 Reg


USS

0,40

9.250

2.813

227.00

7 5/8 Reg

USS

PowerPulse

11,50

9.500

6.250

227.00

7 5/8 Reg

Power Pulse

LSS

0,40

9.500

2.813

227.00

7 5/8 Reg

LSS

Float sub

0,90

9.500

3.000

227.00

7 5/8 Reg

Float Sub

Stabilizer

2,10

9.500

3.000

227.00

7 5/8 Reg

Stabilizer 14 5/8”

Turbine

13,50

9.500

3.000

227.00

7 5/8 Reg

Turbine T1 MK2

Bit

0,90

14.750

7 5/8 Reg

Impreg Bit 14 3/4"

Drill Pipe

Drill Collar


BHA SOLO PARA ENSANCHE, DESPUES DE PERFORAR PILOTO Tipo

Descripción

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

to superf

6.625

5.901

32.40

DS65

Heavy Weight

28,10

6.625

4.500

73.50

6 5/8 FH


Cross Over Sub

0.9

8.000

3.000

147.00

6 5/8 FH

XO

Drill Pipe

Drill Collar

Conexión


28.500

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar 8 in

Cross over Sub

0,91

9.500

3.000

227.00

6 5/8 Reg

XO

Drill Collar

28,50

9.500

2.810

227.00

7 5/8 Reg


Jar

4,95

9.500

2.812

227.00

7 5/8 Reg

Jar, 9.500 in

Drill Collar

55,00

9.500

2.810

227.00


Stabilizer

1,52

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg 7 5/8 Reg

229.00

7 5/8 Reg


299.00

7 5/8 Reg

Hole Opener 14.250

229.00

7 5/8 Reg

Stabilizer 14 1/8"

7 5/8 Reg

Bull Nose / Bit 14 ¾”

Drill Collar 14250 Rhino Reamer

9,17 4.42

9.500 14.250

Near Bit Stabilizer

1.52

9.500

Bull Nose / Bit

0.62

14.750

3.000 3.400 3.000

Stabilizer 14 1/8"

Nota: De acuerdo a la tendencia a la desviación del pozo obtenidas con este arreglo se podrán realizar algunas modificaciones del arreglo.

106



(lb/gal) 9.6 – 10.0 () 20 - 30 (lbf/100ft2) 30 - 35 () 10 – 11 () 18/20 Cc/30min < 10.0 (%) < 4.0 (lb/bbl) < 15.0

Surveys Se tomarán medidas de inclinación en cada conexión con MWD.


Registros Eléctricos: para sección 14 ¾”  


Procedimientos de bajada y cementación de la cañería de 13 3/8” Nota: El programa de cementación será proveído al Supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., 48 horas antes de la operación. rios de Cañerias:


13 3/8" type cement shoe 13 3/8" type float collar 13 3/8" centralizers (11pcs) 13 3/8" positive centralizers (3 pcs) 13 3/8" stop collars (50 pcs) 13 3/8" plug set (2 sets) 13 3/8” 72 lb/ft Q-125 P-110HC TB W523 33740 40000 12.347” 12.347” 14.252” 13.602” 12.25” 12.25” 8410 psi 7400 psi 2880 psi 3890 psi 2596000lbs 2284000 lbs

Notas: Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá asegurarse de:




       

 

107

Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación. El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso. Utilizar baker lock para el shoe track y 2 piezas de cañería por encima de la posición del collar flotador. Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas. Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas. La herramienta para dar torque de ajuste a las cañerías debe estar en locación para dar a las conexiones de las cañerías el torque óptimo tomando en cuenta el factor de fricción. El zapato de 13.3/8” y el collar flotador debe estar en buenas condiciones y se debe tener un back up de esta herramienta en el pozo. Se contará con un fill up tool para la bajada de la cañería. Los Centralizadores tipo bow spring deberán ser instalados antes de subirlos a la mesa rotaria y en un stop ring, nunca en las cuplas o entre stop rings. Colocar 2 centralizadores tipo bow spring en el zapato de 13.3/8” y uno por pieza las siguientes 5 piezas. El resto de los centralizadores deben ser distribuidos en la sarta de cañería en agujero abierto. Una exacta centralización será realizada luego de realizar los registros. Instalar un centralizador rígido en: 1 dentro de la cañería de 20" (zapato) y otro en las dos primeras piezas debajo de la cabeza de pozo. Todo el equipamiento y herramientas requeridas para instalar la cabeza de pozo de 13.5/8” x 10M debe estar en locación con herramientas de back up.

NOTA: LA CAÑERIA SERÁ BAJADA AL POZO SOLAMENTE SI LAS CONDICIONES DEL POZO SON APROPIADAS Y EXISTE CONFIABILIDAD DE QUE NO SERÁ MANIOBRADA EXCESIVAMENTE PARA LLEGAR AL FONDO.

Operaciones de bajada y cementación de la cañería 1. El supervisor de perforación realizará una reunión de seguridad y operacional con el personal involucrado en las operaciones de bajada y cementación de la cañería, antes de iniciar operaciones. 2. Recuperar wear bushing de sección “A” de cabezal pozo. 3. Bajar la cañería de 13.3/8” con sus rios como se detalla en el programa de cementación. Dejar 3m de rathole. Realizar el siguiente control durante la bajada de la cañería: 4. Velocidad de bajado de la cañería deberá ser < 30 seg por pieza (cuña a cuña). 5. El supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. será el encargado de controlar el tiempo de colocado y sacado de las cuñas pieza por pieza para asegurar la velocidad de bajada de la cañería. 6. Realizar una prueba de funcionamiento del zapato flotador y el collar después de armados. 7. Usar el collar de seguridad en las 10 primeras piezas de cañería. 8. Llenar la cañería por pieza. 9. Registrar los pesos arriba y puntos clave la sarta de cañería mientras se baja al pozo. Bajar


108

circulando la última pieza de cañería. 10. En la ultima pieza instalar el Casing Hanger 13 3/8” + landing t, para ello se deberá retirar la cupla de esta ultima pieza y enrroscar el casing hanger, bajar hasta asentar en cabezal pozo. 11. Armar la cabeza de cementación y las líneas, realizar prueba de presión con 3000 psi. 12. Establecer circulación a un máximo caudal sin inducir pérdidas. Circular el mínimo de retornos más un 50%. 13. Cementar la cañería de acuerdo al programa de cementación usando tapones superior e inferior no rotativos. Largar tapón superior y desplazar con lodo. Monitorear los retornos durante la cementación. Bajar el caudal de desplazamiento a ± 2 bbl/min cuando el tapón superior esté 5 bbls cerca del collar flotador. 14. Realizar tope tapón con 500 psi sobre la presión diferencial final. 15. Si no se observa tope tapón no desplazar más de la mitad del volumen del shoe track. 16. Si se observa tope tapón, presurizar la cañería a 1600psi por 10 minutos. Para reducir esfuerzos por tensión en la cañería. 17. Registrar la presión de prueba en el Open Well y en el reporte IADC. 18. Liberar presión y observar retorno. Si se observa devolución y falla en los elementos de flotación, cerrar la válvula de cementación en superficie y esperar fragüe. Observar el retorno cada 30 minutos hasta que no exista retorno. 19. Desmontar cabeza y líneas de cementación. 20. Completar el reporte de cementación en el Open Well. Enviar por fax los detalles a la oficina de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en SCZ

Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: 1. Liberar el Running Tool del Casing hanger, levantar y apartar. 2. Armar el Pack off assambly running toll con el pack off 13 3/8”, luego bajar y asentar el pack off encima de casing hanger, liberar running tool. referirse al procedimiento de Cameron, paginas 19-20. 3. Desempernar brida 21 ¼”-5M de sección “A”. Levantar y apartar BOP’s. 4. Instalar Seccion “B” Tipo SSMC (21 ¼”-5M psi bottom x 13 5/8”-10M CF 13 Faslock Hub Top). Probar empaque secundario y espacio entre bridas. Referirse a procedimiento Cameron paginas 21 – 22. 5. Un técnico de Cameron supervisará el buen desarrollo de las operaciones de armado de la cabeza de pozo. 6. Armar y Montar el arreglo de preventores de 13 5/8” – 10M, previamente se instalara el adaptador SSMC CF 13 Faslock en los BOP’s para conectar luego al cabezal del pozo. Referirse a procedimiento Cameron pagina 23. 7. Armar y bajar tapón de prueba acorde a la cabeza de pozo. Cerrar los rams de medida y presurizar, probar el arreglo de preventores. 8. Instalar el wear bushing de acuerdo a los procedimientos de Cameron y especial para cabezal tipos SSMC verificar que sea el adecuado para esta fase. Verificar e inspeccionar el diámetro interno del wear bushing por algún tipo de daño antes de bajarlo al pozo.

109


9. Completar el reporte de cabezales en el Open Well. Enviar por email los detalles a la oficina de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. en SCZ.


BOP con tapón de prueba Rams Rams ciego Annular Hydril GK Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose


Baja Baja Baja Baja Baja Baja

300 300 300 300 300 300

Alta Alta Alta Alta Alta Alta

5000 5000 4000 10000 10000 5000

Duración (min)

Baja Baja Baja Baja Baja Baja

5'/alta 5'/alta 5'/alta 5'/alta 5'/alta 5'/alta

10' 10' 10' 10' 10' 10'

Presión de Trabajo BOP’s 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000

Notas:

 Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Con el arreglo de perforación para el tramo siguiente por encima del collar flotador, probar la cañería con 3000psi por 10 minutos con un peso de lodo de 10.0ppg.


110


111

3.3 PERFORACIÓN Y ENSANCHE FASE DE 12 ¼” X 14 ¾” HASTA LOS 3770M. Objetivos 



Si al perforar dentro de la formación Los Monos, debajo del zapato de la cañería de 13 3/8” no se consigue buena integridad, lo cual es necesario para incrementar densidades de lodo hasta 15.0ppg, será necesario aislar y dar mayor integridad con un liner de 11 ¾”. Conseguir la mejor integridad en el zapato para poder densificar al perforar formación Los Monos.

Criterio de asentamiento de Liner Una vez atravesado zona con baja integridad de Los Monos. En orden de conseguir un LOT necesario para perforar Los Monos la cañería debe ser asentada cuando: o o

La formación Los Monos se ha perforado hasta lograr alcanzar buena integridad. El incremento de presión la cual indica el ingreso a la formación Los Monos con alta integridad.

Consideraciones     

Mantener la tortuosidad del pozo lo más mínimo posible. DLS < 2 deg/100 ft. Medidas especiales serán usadas para correr el liner de 11 3/4”. Parámetros de perforación adecuados para cumplir los tiempos estimados de la sección. La densidad de lodo debe ser monitoreada para controlar pérdidas y estabilidad de pozo. Mantener buenas propiedades del lodo. MBT < 15 lb/bbls y gel strength planos.

Litología de la Sección Iquiri: La sección superior consiste de intercalaciones de areniscas, limolitas y niveles lutíticos. El intervalo intermedio consiste de areniscas, limolitas e intercalaciones delgadas de lutitas. La base consiste de areniscas intercaladas con lutitas y limolitas. Los Monos: Esta formación está constituida por lutitas, limolitas y muy escasa presencia de arenas de grano muy fino. Tiene un moderado contenido orgánico, sin embargo, es la principal roca madre de los hidrocarburos que se explotan en Bolivia y sus características litológicas le permiten ser un excelente sello para el reservorio Huamampampa.


Baja ROP Pérdidas de lodo. Estabilidad de pozo. Vibraciones: Altas vibraciones y cabeceo de la hta. Problemas para bajar cañería debido a estabilidad de pozos y escalones. Alta tendencia a la desviación. Abrasividad


112

Procedimientos de Perforación 1. Preparar lodo OBM Megadril (referirse a Programa de Fluidos). 2. Armar arreglo liso con trépano 12¼” y bajar hasta collar flotador, bajar últimos tiros con circulación, normalizar lodo. Armar líneas de cementación y probar casing con 3500 psi (densidad equivalente 10.0 ppg). 3. Perforar tapones, cemento y rios de flotación con normas mínimas. Una vez perforado el zapato reducir el peso sobre el trépano y perforar 5 m de agujero abierto. Circular y normalizar el lodo. 4. Sacar herramienta hasta dentro zapato cañería 13.3/8”, cerrar rams. 5. Realizar la prueba de integridad de formación (FIT) con camión cementador, registrar presiones en incrementos de ¼ bbl. Una vez se alcance la presión en superficie, cerrar bombas y observar por 20 minutos registrando la presión cada 3 minutos, desfogar presión por anular. El valor mínimo a alcanzar es un FIT de 16.0 ppg, de forma que la integridad en el zapato de 13.3/8” sea suficiente para poder perforar por completo la zona sobrepresurizada de Los Monos. Nota: Si durante la operación de FIT, se obtuvieran valores por debajo de 15.5 ppg, se contemplará un plan de contingencia con liner de 11¾”, el cual está indicado en este programa. 6. Si se observa baja integridad en el zapato, continuar perforando con trépano 12¼” lo suficiente para el siguiente BHA con ensanchador. Circular y cambiar el lodo Drilplex anterior del pozo por lodo nuevo megadril OBM. 7. Armar arreglo con trepano de 12 ¼”, Power Drive, MWD & ensanchador Rhino tipo 11625, bajar hasta fondo pozo. 8. Continuar perforando y ensanchando hasta el punto de asentamiento del Liner de 11 ¾”, lugar donde se tenda buena integridad para incrementar densidad lodo en el siguiente tramo. 9. Controlar el cutting flow meter para determinar la remoción de los recortes. Bombear píldoras con baja reología combinada con píldoras de alta viscosidad (150 seg) optimizando la limpieza de pozo. Si existe incremento del torque y arrastre maniobrar la herramienta y bombear baches viscosos hasta normalizar. 10. Mantener buenas propiedades del lodo. MBT < 10 lb/bbls y esfuerzos de gel planos. 11. Añadir agentes de puenteo en el lodo como Carbonato de Calcio al tanque de succión a 2 sks por hora o de acuerdo a las condiciones del pozo. Si se observan pérdidas parciales/totales referirse al programa de fluidos de perforación, formulaciones de materiales para cada tipo de pérdida. 12. Tomar surveys cada 30metros. Monitorear la inclinación del pozo con MWD. 13. Al alcanzar la profundidad final de esta sección, circular dos fondos arriba al máximo caudal permisible sin causar pérdidas, reciprocando la herramienta lentamente cerca del fondo. Cuando se observen zarandas limpias sacar hasta zapato de cañerías sin circulación ni rotación de acuerdo a las condiciones del pozo. Retornar al fondo y bombear píldoras viscosas y circular hasta tener zarandas limpias. Sacar herramienta.


14. Una carrera de calibración será realizada antes de bajar registros y antes de bajar cañería. 15. Correr programa de registros de acuerdo al programa.

113


114

115



12 ¼” Dientes QH1RC 80- 120 15-20 Drill Cement

12 ¼” PDC FX65R 80- 120 15-20 3150-3400


Rhino XS reamer 11625 11.63” 13 a 15" 12 1/8” 3” 1700 gpm 3000 psi 800 psi 13 mm

Hidráulica Parámetros de esta sección: Intervalo Caudal (gpm) Velocidad anular Peso de Lodo Presión de Bomba Velocidad en los jets HHP/SI

3150-3400 600-800 154 ft/min 13.5-14.5 ppg 4000 psi a 800 gpm 498 ft/sec 5.84

12 ¼” PDC FX65D 80- 120 15-20 3150-3400

116


Arreglo de Fondo BHA CON POWER DRIVE Y ENSANCHADOR RHINO 11625 Tipo

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

Drill Pipe

Conexión

Descripción

6.625

5.901

32.40

DS65


Sub

0.910

8.250

4.500

73.50

NC-50

Cross Over

Heavy Weight

55.000

6.625

4.500

73.50

6 5/8 FH

HWDP 6 5/8 in, 73.50 ppf

Sub

0.910

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Cross Over, 8in,

Drill Collar

28.000

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar, 8 in, 147.00 ppf,

Sub

0.910

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Cross Over, 8in,

Drill Collar

28.500

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Drill Collar, 9.5in, 229.00 ppf,

Jar

4.720

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Jar, 9.5 in,

Drill Collar

56.000

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Drill Collar, 9.5in, 229.00 ppf,

Stabilizer

1.524

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Estab 11 1/2”

Ensanchador

4.420

11.625

3.400

299.00

7 5/8 Reg

Rhino tipo 11625

Stabilizer

1.524

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Estab 11 1/2”

Power Pulse

9.500

9.500

6.250

229.00

7 5/8 Reg

MWD Tool, 9.5”

Stabilizer

1.524

9.500

3.000

229.00

7 5/8 Reg

Estab 11 1/2”

Power Drive

6.330

9.000

5.125

229.00

7 5/8 Reg

Power Drive 900 BA

Bit

0.620

12.250

565.00

6 5/8 Reg

Bit PDC 12,1/4in

Nota: De acuerdo a la tendencia a la desviación del pozo obtenido con este arreglo se podrán realizar algunas modificaciones del arreglo.

117


Propiedades del Lodo Densidad (lb/gal) 13.0 – 14.0 Viscosidad Plastica () 30 – 40 Yield Point (lbf/100ft2) 25 – 35 pH 9.5-10.5 Lecturas (R3/R6) () 14/16 F.HPHT Cc/30min < 12 Sólidos (%) <3 MBT (lb/bbl) < 10

Surveys Se tomarán medidas de inclinación en cada conexión con MWD.



BOREHOLE IMAGE LOG (FMI Dipmeter Mode) - SONIC (Dipolar Shear Sonic Imager) – CALIPER (PPC) - GAMMA RAY (GR) HIGH DEFINITION INDUCTION (AIT) - DENSITY & NEUTRON (PEX) - CALIPER (PPC) - GAMMA RAY (HNGS)

Procedimientos de bajada y cementación del Liner 11 ¾” Nota: El programa de cementación será proveído al Supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., 48 horas antes de la operación. rios de Cañerias:


11 ¾” type cement shoe 11 ¾” type float collar 11 ¾” type landing collar 11 ¾” plug set (2 sets) 11 ¾ 65 lb/ft P-110 ST-L 11800 10.682” 11.75” 10.625” 8750 psi 4480 psi 2070 / 1217 klbs


118

Notas: Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá asegurarse de:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  Utilizar baker lock para el shoe track y 2 piezas de cañería por encima de la posición del collar flotador.  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas.  La herramienta para dar torque de ajuste a las cañerías debe estar en locación para dar a las conexiones de las cañerías el torque óptimo tomando en cuenta el factor de fricción.  El zapato de 11 3/4”, el collar flotador y el landing collar debe estar en buenas condiciones y se debe tener un back up de esta herramienta en el pozo. NOTA: LA CAÑERIA SERÁ BAJADA AL POZO SOLAMENTE SI LAS CONDICIONES DEL POZO SON APROPIADAS Y EXISTE CONFIABILIDAD DE QUE NO SERÁ MANIOBRADA EXCESIVAMENTE PARA LLEGAR AL FONDO.

Operaciones de bajada y cementación de la cañería 1. El supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. realizará una reunión de seguridad y operacional con todas las pares involucradas antes de proceder a la bajada y cementación del liner. 2. Recuperar wear bushing de sección “B-C” del cabezal pozo. 3. Verifique el número total de piezas de Liner de 11 3/4” y barras de sondeo en la planchada. 4. Asegúrese que las barras de sondeo hayan sido calibradas con un conejo de mínimo 2-3/4” de OD. 5. Se recomienda bajar con el siguiente ensamblaje: Zapato Pieza # 1 Pieza #2 Cuello Autollenable Roscado Pieza #3 Landing Collar Usar soldadura plastica en todas estas conexiones. Nota: debido a que en este sistema se esta usando un collar de autollenado (collar diferencial) verificar si este esta permitiendo el llenado interno del liner. 6. Verificar los elementos de flotación subiendo y bajando el liner después del primer


119

llenado. 7. Usar collarín las 10 primeras piezas. 8. Baje el Liner de acuerdo al programa 9. Controlar el peso y desplazamiento a medida que se corre cañería. 10. Mientras se baja cañería se deberá controlar la velocidad de bajada de cada pieza (1 pieza/30 seg, cuña a cuña) aumentando si el pozo lo permitiera. 11. Levante el Ensamblaje con el Colgador (Liner Hanger) y conéctelo al Liner, aplicando el torque apropiado. 12. Dejando las cuñas asentadas en el Liner, levante 1m para chequear si la herramienta de asentamiento (Setting Tool) y las otras conexiones fueron realizadas apropiadamente. Si es así retire las cuñas. 13. Revisar que el Colgador (Liner Hanger) y el Top Packer (Liner Top Packer) no tengan ningún daño y registre el peso del Liner. Baje el Ensamblaje del Colgador (Liner Hanger Assy) a través de la mesa rotaria y coloque las cuñas en el Niple de Maniobra de 5”. No ponga las cuñas en la Camisa de Asentamiento (Setting Sleeve). Mantener centrado el liner hanger packer cuando este pasando a través de las BOP’s. 14. Baje dos tiros de HWDP. 15. Conecte la válvula de llenado (Hyflo Valve) 4 ½” IF pin x box. 16. Continúe bajando con HWDP y barras de sondeo. Coloque la goma limpia-barras mientras este bajando para evitar caída de algún objeto extraño al pozo. Espaciar la sarta de tal manera que la Cabeza de Cementación quede +/- 3-4 m por encima de la mesa rotaria cuando el zapato este en fondo. Calibre todas las barras cortas (pup ts) y los sencillos que se levanten de la planchada 17. Circule antes de salir a hueco abierto (dentro de la zapata de cañería de 13 3/8” @ 3150m) mínimo un retorno y registre presiones normales de circulación a diferentes tasas de flujo También registre el peso estabilizado hacia arriba (pick up weight) y hacia abajo (slack off weight) con y sin circulación. Arme el equipo de superficie de Baker y las líneas chicksan antes de entrar en hueco abierto. Si se requiere instale las líneas para circulación por inversa 18. Registre peso estabilizado hacia arriba (pick up weight) y hacia abajo (slack off weight) con y sin circulación. Arme el equipo de superficie y las líneas chicksan antes de entrar en hueco abierto. Si se requiere instale las líneas para circulación por inversa. 19. Baje por hueco abierto a velocidad moderada. 20. Faltando +/-3m para llegar al fondo (+/-3400m m Fondo Pozo), marque la tubería de trabajo. Tome los pesos hacia abajo y hacia arriba. Toque el Fondo Levante +/- 2m por fuera de la profundidad de asentamiento (es decir peso estabilizado hacia arriba mas 2m). 21. Lance la bola de 1 ¾” desplace la hasta que llegue al asiento dentro de la válvula Hyflo. Presurice lentamente con 340 psi y 1,400 psi para cerrar la válvula Hyflo, esta misma bola convertirá el collar autollenado en collar flotador. 22. Inicie circulación lentamente. Acondicione el pozo, circulando al menos el contenido del liner y del sondeo para levantar los recortes encima del Colgador (Liner Hanger). Circule hasta que el pozo este limpio. Registre presiones normales de circulación.


120

23. Pruebe las líneas de cementación con 5000 PSI (Presión máxima de trabajo). 24. Deje caer la Bola de Asentamiento (Setting Ball) de 2-1/4” y déjela gravitar hasta el asiento del Landing Collar (Velocidad de caída: 130 m/min.), si es necesario bombee a 23 BPM para ayudar a caer la bola con una presión máxima de 700 psi. No permita que la bola impacte el asiento del Landing Collar. 25. Cuando la bola asiente, lentamente incremente la presión hasta 1,500 PSI para asentar el Colgador. Libere o desfogue presión hasta 500 PSI, baje la herramienta dejando perder el peso del Liner mas 50,000 Lbs de peso y marque la tubería de trabajo (el peso del Liner se debería perder antes de que el zapato llegue al fondo). Descargue la presión a 0 PSI. Nota.- Si 1,500 PSI no fueron suficientes para asentar el Colgador, levante y aumente la presión en incrementos de 200 PSI, chequee después de cada incremento. 26. Una vez el Liner este colgado, mantenga 20,000 Lbs de peso de barras sobre el Colgador y presurice hasta 3,500 PSI para romper asiento de bola, Reestablezca la circulación y compare los parámetros con los establecidos antes de asentar el colgador ( Tome Nota). 27. Pare la Bomba y proceda a liberar la herramienta de corrida Setting tools 2RH , Realice una marca Vertical en la tubería , Rote la sarta 4 vueltas a la derecha pare y libere lentamente el torque , Rote nuevamente 10 Vueltas a la derecha o hasta que observe un incremento de torque , pare la rotaria libere lentamente el torque (con 10 vueltas efectivas a la profundidad del colgador se debe liberar la herramienta ), levante el sondeo para verificar que el peso del liner se perdió y que la Herramienta de Asentamiento tipo 2RH (RH Setting Tool) se encuentre libre. 28. Si la Herramienta de Asentamiento tipo 2RH (2RH Setting Tool) se ha liberado, asentar 40,000 Lbs. de peso (Posición de Cementación del Stinger). peso de barra de sondeo para iniciar y durante la cementación del pozo. 29. Mezcle y bombee espaciadores / lavadores (si hay) y el cemento de acuerdo al programa. 30. Libere el Tapón Limpiador de Barras (Drill Pipe Pump Down Plug). Bombee espaciadores (si hay) y desplace de acuerdo a programa de cementacion. Baje el caudal a 2 BPM 5-10 BBL antes de que el Tapón Limpiador de Barras (Drill Pipe Pump Down Plug) llegue al Tapón Limpiador de Liner (Liner Wiper Plug). La presión de bomba se incrementará cuando el Tapón Limpiador de Barras (Drill Pipe Pump Down Plug) enganche el Tapón Limpiador de Liner (Liner Wiper Plug). El Tapón Limpiador de Liner (Liner Wiper Plug) se romperá a 300-700 PSI. Continúe desplazando de acuerdo a programa de cementacion. Verifique la eficiencia de la bomba y ajuste los cálculos de desplazamiento si fuera necesario. Bombee lentamente los últimos 5 BBL del desplazamiento total. Asiente los tapones con 1,000 PSI por encima de la presión final de desplazamiento. 31. Libere la presión y chequee retornos determinando el apropiado funcionamiento de los elementos de flotación. Si hay retorno, presurice para ver si los tapones pueden ser reasentados. 32. Levante la herramienta lentamente active el setting dog sub y asiente el Top Packer aplicando 60,000 lbs de peso. Repita esta operación 3 veces. 33. Saque 10 tiros inmediatamente sin perder tiempo. Circule inversa al menos dos capacidades del sondeo para eliminar el exceso de cemento y dejar limpio internamente el sondeo. Reciproque el sondeo durante la circulación. (Tener previamente todas las

121


conexiones listas para la inversa). 34. Saque todo el sondeo y desarme las Herramientas de Corrida del Liner.


BOP con tapón de prueba Rams Preventer Rams ciego Pipe rams Annular Hydril Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose



300 300 300 300 300 300 300


10000 10000 10000 5000 10000 10000 5000

Duración (min)


5’/alta 5’/alta 5’/alta 5'/alta 5'/alta 5'/alta 5'/alta

10’ 10’ 10’ 10' 10' 10' 10'

Presión de Trabajo BOP’s 10.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000

Notas:

 Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Con el arreglo de perforación para el tramo siguiente por encima del landing collar, probar la cañería con 1500psi por 10 minutos con un peso de lodo de 14.0ppg.


122


123

3.4 PERFORACIÓN Y ENSANCHE FASE DE 10 5/8” X 12 ¼” HASTA 4290M. Objetivos    

Perforar y ensanchar al tope de la formación Huamampampa a una profundidad aproximada de 4290 metros y correr cañería de 9 5/8-10.3/4” hasta superficie. Cubrir la sección de alta presión en Los Monos. Permitir la perforación de la siguiente sección con menor peso de lodo. Permitir efectuar un DST en Huamampampa H1b.

Criterio de Punto de asentamiento de cañería Esta cañería debe ser asentada a +/- 4290 metros en el Huamampampa Sucio. Para determinar este punto será corrido un Gamma Ray en el arreglo de perforación y así evitar una situación de descontrol o pérdidas de circulación dependiendo de la profundidad actual del H1b. Litología de la Sección Los Monos: Esta formación está constituida por lutitas, limolitas y muy escasa presencia de arenas de grano muy fino. Tiene un moderado contenido orgánico, sin embargo, es la principal roca madre de los hidrocarburos que se explotan en Bolivia y sus características litológicas le permiten ser un excelente sello para el reservorio Huamampampa.

Puntos Claves 

Peso de lodo y el control de la densidad equivalente de circulación son esenciales en esta sección.

Problemas    

Estabilidad de pozo, secciones altamente estresadas tectónicamente, alto torque y arrastre, aprisionamientos, break outs. Altas presiones de formación. Altas lecturas de gas, gas en las conexiones y en los viajes. Posibles pérdidas de circulación en el fondo de la sección. Alta tendencia a la desviación.

Procedimientos de Perforación 1. Armar arreglo liso con trepano 12 ¼” y bajar hasta tope liner de 11 ¾”, si necesario perforar cemento que se encuentre encima del boca liner, circular, sacar herramienta hasta superficie. 2. Armar arreglo con trépano 10 5/8” y bajar hasta Landing Collar, Circular. Armar líneas de cementación y probar liner con 1500 psi (14.5 LPG). 3. Perforar cemento, rios de flotación, zapatos y collares, con normas mínimas. Una vez perforado el zapato reducir el peso sobre el trépano y perforar 5m de agujero abierto. Circular y normalizar el lodo. 4. Sacar herramienta hasta que se encuentre dentro del zapato de la cañería. 5. Realizar la prueba de integridad de formación (FIT) con camión cementador, registrar presiones en incrementos de ¼ bbl. Una vez se alcance la presión en superficie, cerrar bombas y observar por 20 minutos registrando la presión cada 3 minutos, desfogar presión por anular. El valor mínimo a alcanzar es un FIT de 16.0 ppg, de forma que la integridad en el zapato del liner 11¾” sea suficiente para poder perforar por completo la zona sobrepresurizada de Los Monos

124


6. Continuar perforando lo suficiente para siguiente BHA con ensanchador. 7. Largar Totco (multishot). Sacar BHA registrando hasta superficie. 8. Armar BHA direccional con trépano 10 5/8”, Power Drive, MWD & Ensanchador Rhino tipo 10000 y bajar hasta fondo pozo. 9. Perforar y ensanchar la sección monitoreando cuidadosamente señales de sobrepresión ó pérdidas, gas en el lodo, tamaño de los recortes y volumen, exponente DC, derrumbes, arrastre y relleno en las conexiones. Mantener las propiedades del lodo de acuerdo al programa de Lodos. 10. Continuar perforando y ensanchando hasta llegar al final de la sección de 10 5/8” 12 1/4” a +/- 4290m. 11. Realizar una carrera corta al zapato de 11 3/4” cada 48 horas o en un bit trip. Dependiendo de la condición del agujero abierto esta sección será modificada luego de consultar con las oficinas de SCZ. 12. En el punto de cañería, circular hasta tener pozo limpio y realizar una carrera corta al zapato de 11 3/4”. 13. Sacar arreglo al peine. Correr registros de acuerdo a programa. 14. Realizar carrera de calibración de pozo antes de bajar cañería de 9 5/8”.


10 5/8” PDC MSi813 80- 120 5-40 3400-3990


Rhino XS reamer 10000 10” 11 a 12 1/2" 10 1/2” 2.5” 1200 gpm 3000 psi 800 psi 13 mm

Hidráulica Parámetros de esta sección: Intervalo Caudal (gpm) Velocidad anular Peso de Lodo Presión de Bomba Velocidad en los jets HHP/SI

3570-3770 500-600 110 ft/min 14-14.5 ppg 3500 psi a 600 gpm 350 ft/sec 5.50

125


Arreglo de Fondo BHA CON POWER DRIVE Y ENSANCHADOR RHINO 10000 Tipo

Descripción

Longitud

OD

ID

Peso

(m)

(in)

(in)

(ppf)

6.625

5.901

32.40

DS65


Drill Pipe

Conexión

Sub

0.910

8.250

4.276

97.72

NC-50

Cross Over

Drill Pipe

400.00

5.000

4.276

25.50

NC-50

Drill Pipe 5 in, 25.5 ppf

Heavy Weight

55.000

5.000

3.000

50.00

NC-50

HWDP 5 in, 50 ppf

Sub

0.910

6.500

2.250

99.00

NC-50

Cross Over, 6.5in,

Drill Collar

28.000

6.500

2.250

99.00

NC-50

Drill Collar, 6.5 in,

Sub

0.910

8.000

3.000

147.00

NC-50

Cross Over, 8in,

Drill Collar

28.000

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar, 8 in, 147.00 ppf,

Jar

6.100

8.000

3.000

106.06

6 5/8 Reg

Jar, 8 in,

Drill Collar

85.000

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar, 8in, 147.00 ppf,

Stabilizer

1.524

8.000

3.000

147.01

6 5/8 Reg

Stabilizer 9 7/8in

Drill Collar

9.000

8.000

3.000

147.00

6 5/8 Reg

Drill Collar, 8in,

Ensanchador

2.000

10.000

2.500

147.00

6 5/8 Reg

Rhino tipo 10000

Stabilizer

1.524

8.000

3.000

147.01

6 5/8 Reg

Stabilizer 9 7/8in

Power Pulse

8.600

8.000

5.900

150.00

6 5/8 Reg

MWD Tool, 8in,

Stabilizer

1.524

8.000

3.000

147.01

6 5/8 Reg

Stabilizer 9 7/8in

Power Drive

4.144

8.250

3.000

147.01

6 5/8 Reg

Power Drive 8 1/4in

Bit

0.305

10.625

565.00

6 5/8 Reg

Bit PDC 10 5/8in

Propiedades del Lodo Densidad (lb/gal) 14.0 – 15.0 Viscosidad Plastica () 20 – 30 Yield Point (lbf/100ft2) 25 – 35 pH 9.5-10.5 Lecturas (R3/R6) () 14/16 F.HPHT Cc/30min < 12 Sólidos (%) <3 MBT (lb/bbl) < 10

Surveys Seguir el plan direccional, apartir de este tramo se direccionara el pozo.

Control Geológico Referirse a la propuesta geológica.

126



BOREHOLE IMAGE LOG (FMI Dipmeter Mode) - SONIC (Dipolar Shear Sonic Imager) – CALIPER (PPC) - GAMMA RAY (GR) HIGH DEFINITION INDUCTION (AIT) - DENSITY & NEUTRON (PEX) - CALIPER (PPC) - GAMMA RAY (HNGS)

Procedimientos de Bajada y Cementación de la cañería de 9 5/8” Nota: El programa de cementación será proveído al Supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A., 48 horas antes de la operación. Una sarta combinada de cañería de 10 ¾”, 65.7 lb./ft & 9 5/8”, 53.5 lb./ft TB & W523 será corrida en agujero de 12 1/4” y cementada convencionalmente. rios de Cañerias:

9 5/8" type cement shoe 9 5/8" type float collar Centralizers & Stop Ring as requerided

Casing size Setting depth Weight Grade Connection MU torque: OD connection ID: Drift ID: Burst resistance: Collapse resistance: Tensile strength

10 ¾” 0-150m 65.7 lb/ft Q-125 W523 40000 10.966” 9.560” 9.404” 12110 psi 7920 psi 2373 KLbs

9 5/8” 150-3400m 53.5 lb/ft TN-140HC TBlue 29780 10.626” 8.535” 8.50” 13870 psi 11400 psi 2177 klbs

9 5/8” 3400-3940m 53.5 lb/ft TN-140HC W523 25000 9.834” 8.535” 8.50” 13870 psi 11400 psi 1604 klbs

9 5/8” 3940-4290m 53.5 lb/ft TN-125Cr13 W523 32000 9.834” 8.535” 8.50” 12390 psi 10000 psi 1547 klbs

Notas: Antes de proceder a bajar cañería el supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá asegurarse de:  Contar con el personal & equipamiento para la bajada de cañería en el pozo. Todo el equipamiento (también el equipamiento de back up) deberá ser probado apropiadamente y verificado su correcto funcionamiento. Los rios de Cementación deben ser compatibles con el equipo de flotación.  El stabbing board deberá ser chequeado y estar en condiciones para su uso.  Utilizar baker lock para el shoe track y 2 piezas de cañería por encima de la posición del collar flotador.  Toda la cañería debe ser calibrada antes de bajar al pozo. Las Conexiones de las cañerías deben ser limpiadas e inspeccionadas.  Realizar el tally de la cañería verificando correctamente las medidas. Hay que contar con los siguientes cross overs:


    

127

5. XO, 9 5/8” W523 Pin x 9 5/8” TB Box, en locación más back up 6. XO, 9 5/8” TB Pin x 10¾” W523 Box, en locación más back up 7. XO, 10¾” W523 Pin x 10¾” W523 Pin, en locación más back up (casing hanger) 8. XO, 10¾” W523 Pin x 10¾” BTC Box, en locación (cabeza de circulación) La herramienta para dar torque de ajuste a las cañerías debe estar en locación para dar a las conexiones de las cañerías el torque óptimo tomando en cuenta el factor de fricción. El zapato de 9 5/8” y el collar flotador debe estar en buenas condiciones y se debe tener back up de estas herramientas en el pozo. Dos cross overs de 9 5/8” TBlue pin x 10 ¾” W523 box deben estar en locación y estar calibrados. Se contará con un fill up tool para la bajada de la cañería. Todo el equipamiento y herramientas requeridas para instalar la sección C, 13 5/8” 10M tubing spool, debe estar en locación con herramientas de back up.

Operaciones de Bajada y Cementación: 25. El supervisor de perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. realizará una reunión de seguridad y operacional con todas las partes involucradas antes de proceder a la bajada y cementación de la cañería. 26. Recuperar wear bushing de sección “B-C” de cabezal pozo. 27. Montar equipamiento y materiales para la bajada de cañeria. 28. Bajar cañería de 9 5/8” con el zapato y el collar flotador. 29. Levantar una pieza y revisar el funcionamiento de los elementos de flotación. 30. Utilizar safety collar para levantar las primeras diez piezas de cañerías. 31. Llenar la cañería cada pieza. 32. Se realizará el siguiente control mientras se baja la cañería: 

Velocidad de bajado de la cañería deberá ser < 30 seg por pieza (cuña a cuña).



El supervisor de Perforación de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. será el encargado de controlar el tiempo de colocado y sacado de las cuñas pieza por pieza para asegurar la velocidad de bajada de la cañería.

33. Bajar cañería de acuerdo al tally. 34. Dimensionar la cañería 10¾” para la instalación del colgador de cañería (Casing Hunger) el cual deberá quedar asentado en el bowl inferior de la sección ‘B-C’. 35. Cuando la cañería llegue a la profundidad del zapato de 13 3/8” romper circulación para asegurarse que los flotadores no se encuentran taponados antes de entrar en agujero abierto. 36. Registrar los pesos hacia arriba y abajo. Bajar circulando la última pieza. 37. En la ultima pieza de cañería 10¾”, instalar el XO 10¾” W523 Pin x 10¾” TB Pin y conectar al casing hanger 10¾”, agregar el running tool, landing t y el XO 10¾” W523 Pin x 10 ¾” BTC Box. Bajar y asentar colgador en cabezal sección ‘B-C’. Referirse al procedimiento de Cameron página 30. 38. Armar cabeza de cementación y armar conexiones en superficie con ‘Y’ hacia las líneas


128

de cementación del equipo de cementación y hacia el standpipe del equipo. Probar líneas con 3000 psi. 39. Cargar tapón inferior y superior (non-rotating) en la cabeza de cementación e instalar el acople rápido (Quick Latch) sobre la cupla BTC de la cañería de 10¾”. 40. Establecer circulación al máximo caudal sin inducir pérdidas. Circular un mínimo de dos fondos arriba y acondicionar el fluido para un YP<20 lb/100ft2. 41. Cementar la cañería de acuerdo al programa de cementación utilizando tapones superior e inferior. Largar tapón superior y desplazar con lodo hasta efectuar tope tapón. El Supervisor de REPSOL E&P BOLIVIA S.A. deberá presenciar el aumento de presión cuando el tapón superior asiente en el tapón inferior. 42. Monitoriear los retornos durante la cementación. Bajar el caudal de desplazamiento a ± 2 bbl/min cuando el tapón de desplazamiento esté a ± 5 bbls del collar flotador. 43. Realizar tope tapón con 500 psi sobre la presión final. 44. Si no se logra realizar tope, no sobredesplazar más de la mitad del volumen del shoe track. 45. Registrar la presión de prueba en el Reporte Diario de Perforación y el reporte IADC. 46. Detener bombeo, desfogar presión, contabilizar volumen en cajones de desplazamiento del cementador y verificar la efectividad del equipo de flotación. 47. Si los elementos de flotación no funcionan, cerrar la válvula de cementación y dejar el pozo cerrado hasta que el cemento fragüe. Verificar el retorno cada 30 minutos hasta no tener retorno. 48. Desmontar cabeza de cementación y líneas.

Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores 1. Liberar running tool del casing hanger, levantar y apartar mismo. 2. Armar y bajar el Wash tool para limpieza de los hombros de Casing Hanger 10 ¾”, de acuerdo a programa Cameron. 3. Bajar y asentar Pack off 10 ¾” encima de casing hanger, liberar running tool, levantar y apartar mismo. Referirse a programa de Cameron pagina 32 – 35. 4. Armar el tapón de prueba con una pieza de sondeo. Bajar y asentar de acuerdo al perfil en la cabeza de pozo. Cerrar rams y realizar prueba del arreglo de preventores (rams y válvulas acorde al cronograma abajo referido). 5. Instalar el wear bushing según procedimientos de Cameron, verificar que sea utilizado el adecuado para esta fase. Observar el diámetro interno e inspeccionar si no tiene algún daño antes de bajar y colocarlo en el cabezal. 6. Completar el reporte de cabezal en el Open Well y enviar por email el detalle de las operaciones a SCZ.

129


Presión de Prueba de la cabeza de Pozo y Arreglo de preventores: ITEM BOP con tapón de prueba Rams preventer Rams ciegos Pipe rams Annular Choke manifold (upstream) Choke/Kill line Standpipe manifold/kelly hose


Duración (min)


10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’ 10’

300 300 300 300 300 300 300


10000 10000 10000 4000 10000 10000 5000



WP (psi) 10.000 10.000 10.000 5.000 10.000 10.000 5.000

Notas:

 Registrar las pruebas gráficamente en el medidor de presión, luego en el reporte diario de perforación y el reporte IADC de la compañía contratista.  Asegurarse que las válvulas laterales del cabezal abiertas para monitorear alguna fuga para reemplazar los sellos del tapón de prueba. Prueba de presión de la cañería: Si la cañería fue probada luego que el tapón de desplazamientos realizó el tope tapón, no es necesario realizar otra prueba, caso contrario con el arreglo de fondo antes de perforar el collar flotador probar con 5500 psi por 10 minutos con un peso de lodo de 15.0 ppg.


130

131


Bloque Caipipendi

HUACAYA - 2 HCY-2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN

4 AFE


132


133

134


Bloque Caipipendi

HUACAYA - 2 HCY-2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN

5

ANEXOS

Programa De Perforación Hcy 2 215m3

Overview 6h3y3j

More details h6z72

Related Documents 543cg

Programa De Contabilidad 2 6o1y29

4535 Hcy Guard 53s6y

Programa Ibc 2 4m6a6t

Programa Higiene (2) 2y3569

Vacunaccion - Programa Interactivo (2) 5a6w1a

Programa De Lectura Integral 2.pdf 2h654b

More Documents from "Daniel Delgado" 3v5b29

Flavio-venturini-ceu-de-santo-amaro.pdf 6p211w

Como Hacer Un Muro Verde.pdf 6u1l56

Libro Pet 223 125m33

11482j

11482j

11482j