Shell Bolivia
Jaguar X6 Programa de Perforación: Versión Español
Objetivo de Programa:
Perforar Jaguar-X6
Nombre de Pozo Shell:
Equipo/Instalación:
Jaguar X6
Petrex-9
Fecha aproximada de
Inicio:
17 mayo 2018
Registro de
Revisión de
Programa
Versión
0
1
2
Fecha
Autor
M Jackson
M Jackson
M Jackson
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Versión Final
Versión Final
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
2/98
Contenido
1. Resumen Ejecutivo ........................................................................................................................ 7
1.1. Información General .......................................................................................................................................7
1.2. Objetivos de Pozo ...........................................................................................................................................7
Objetivo del pozo Jaguar X6 según las Especificaciones Funcionales del Pozo (WFS). .............................................7
1.3. Esquemático de Pozo Jaguar-X6 .....................................................................................................................8
2. Información General del Pozo ........................................................................................................ 9
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
Resumen de Operaciones ...............................................................................................................................9
Profundidades Referenciales ........................................................................................................................11
Resumen de Desviaciones.............................................................................................................................11
Incertidumbre en Profundidad .....................................................................................................................11
Presupuesto del Pozo....................................................................................................................................12
3. Estructura de Gestión .................................................................................................................. 13
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
Equipo y Experiencia .....................................................................................................................................13
Control de Pozo y Respuesta de emergencia ................................................................................................13
Objetivos Medioambientales ........................................................................................................................13
Simultaneas / Operaciones Combinadas. .....................................................................................................13
Gestión de Cambio ........................................................................................................................................13
4. Diseño de Pozo y Resumen de Control de Pozo ............................................................................ 14
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
Objetivos geologicos del pozo ......................................................................................................................14
Predicción de presión de poro y presión de fractura. ...................................................................................14
Formation Temperature Prognosis ...............................................................................................................17
Programa de adquisición de datos................................................................................................................18
5. Diseño de Pozo y Resumen de Control de Pozo ............................................................................ 19
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
5.5.
5.6.
5.7.
5.8.
5.9.
5.10.
5.11.
5.12.
Objetivos de Perforación ..............................................................................................................................19
Section TDs....................................................................................................................................................19
Resumen Direccional ....................................................................................................................................19
Detalle de Casing...........................................................................................................................................20
Pruebas de presión de cañerías ....................................................................................................................20
Anticolisión ...................................................................................................................................................20
Evaluación / Requerimiento de Survey .........................................................................................................21
Fluidos de Perforación ..................................................................................................................................21
Cementación .................................................................................................................................................22
Requerimiento Mínimo de Inventario. .........................................................................................................23
Presión Máxima Anticipada en Cabezal durante Operaciones .....................................................................23
Resumen del Equipo de Control de Pozo y Requerimientos para Prueba de Presiones ...............................23
6. Preparación y entrega de equipo ................................................................................................. 25
6.1.
Preparación General .....................................................................................................................................25
7. Perforar Sección 36” .................................................................................................................... 26
7.1.
7.2.
7.3.
7.4.
7.5.
7.6.
7.7.
7.8.
7.9.
Información general. .....................................................................................................................................26
Objetivos .......................................................................................................................................................26
Potenciales Riesgos de la Sección .................................................................................................................26
Trépanos y BHAs ...........................................................................................................................................26
Fluido de Perforación ....................................................................................................................................27
Hidráulica / Torque y Arrastre ......................................................................................................................27
Control de Pozo y Barreras ...........................................................................................................................27
Preparación ...................................................................................................................................................27
Operaciones ..................................................................................................................................................27
8. Bajar y cementar casing de 30” .................................................................................................... 29
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
3/98
8.1.
8.2.
8.3.
8.4.
8.5.
8.6.
8.7.
8.8.
8.9.
Información General / Objetivos .................................................................................................................. 29
Potenciales Riesgos ...................................................................................................................................... 29
Cabezal de pozo Interface ............................................................................................................................ 29
Información del Casing ................................................................................................................................. 29
Armado y manipuleo de casing .................................................................................................................... 29
Centralización ............................................................................................................................................... 30
Barreras ........................................................................................................................................................ 30
Preparaciones............................................................................................................................................... 30
Operaciones ................................................................................................................................................. 30
9. Perforar Sección de 24” ............................................................................................................... 32
9.1.
9.2.
9.3.
9.4.
9.5.
9.6.
9.7.
9.8.
9.9.
Información General .................................................................................................................................... 32
Objetivos ...................................................................................................................................................... 32
Potenciales Riesgos de la Sección ................................................................................................................ 32
Trépanos y BHAs .......................................................................................................................................... 33
Fluido de Perforación ................................................................................................................................... 33
Hidráulica / Torque y Arrastre ...................................................................................................................... 33
Control de Pozo y Barreras ........................................................................................................................... 33
Preparaciones............................................................................................................................................... 33
Operaciones ................................................................................................................................................. 33
10.Bajar y cementar casing de 20” .................................................................................................... 35
10.1.
10.2.
10.3.
10.4.
10.5.
10.6.
10.7.
10.8.
10.9.
Información general / Objetivos .................................................................................................................. 35
Potenciales Riesgos ...................................................................................................................................... 35
Cabezal de Pozo ........................................................................................................................................... 35
Información del Casing ................................................................................................................................. 35
Armado y manipuleo de casing .................................................................................................................... 35
Centralización ............................................................................................................................................... 36
Barreras ........................................................................................................................................................ 36
Preparaciones............................................................................................................................................... 36
Operaciones ................................................................................................................................................. 36
11.Perforar Sección de 17 ½” ............................................................................................................ 39
11.1.
11.2.
11.3.
11.4.
11.5.
11.6.
11.7.
11.8.
11.9.
Información general ..................................................................................................................................... 39
Objetivos ...................................................................................................................................................... 39
Potenciales Riesgos de la Sección ................................................................................................................ 39
Trépanos y BHAs .......................................................................................................................................... 40
Fluido de Perforación ................................................................................................................................... 40
Hidráulica / Torque y Arrastre ...................................................................................................................... 40
Control de Pozos y Barreras ......................................................................................................................... 40
Preparaciones............................................................................................................................................... 40
Operaciones ................................................................................................................................................. 40
12.Bajada y cementación del casing de 13 5/8” x 13 3/8” .................................................................. 43
12.1.
12.2.
12.3.
12.4.
12.5.
12.6.
12.7.
12.8.
12.9.
Información general / Objetivos .................................................................................................................. 43
Potenciales riesgos de la sección ................................................................................................................. 43
Cabezal de pozo ........................................................................................................................................... 43
Información del Casing ................................................................................................................................. 43
Armado y manipuleo de casing .................................................................................................................... 44
Centralización ............................................................................................................................................... 44
Barreras de Pozo .......................................................................................................................................... 44
Preparaciones............................................................................................................................................... 44
Operaciones ................................................................................................................................................. 45
13.Perforar sección de 12 1/4” ......................................................................................................... 48
13.1.
13.2.
13.3.
13.4.
13.5.
Información general / Objetivos .................................................................................................................. 48
Objetivos ...................................................................................................................................................... 48
Potenciales riesgos de la sección ................................................................................................................. 48
Trépanos y BHAs .......................................................................................................................................... 48
Fluidos de Perforación. ................................................................................................................................ 49
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
4/98
13.6.
13.7.
13.8.
13.9.
Hidráulica / Torque y Arrastre ......................................................................................................................49
Control de pozo y Barreras ...........................................................................................................................49
Preparaciones ...............................................................................................................................................49
Operaciones ..................................................................................................................................................49
14.Bajada y Cementación Casing de Producción 9 7/8”...................................................................... 51
14.1.
14.2.
14.3.
14.4.
14.5.
14.6.
14.7.
14.8.
14.9.
Información general / Objetivos ...................................................................................................................51
Potenciales Riesgos de la Sección. ................................................................................................................51
Cabezal de Pozo ............................................................................................................................................51
Tabla de Casing .............................................................................................................................................51
Armado y manipuleo de casing .....................................................................................................................51
Centralización ...............................................................................................................................................52
Barreras .........................................................................................................................................................52
Preparación ...................................................................................................................................................52
Operaciones ..................................................................................................................................................52
15.Perforar Sección 8 1/2”................................................................................................................ 55
15.1.
15.2.
15.3.
15.4.
15.5.
15.6.
15.7.
15.8.
15.9.
Información general ......................................................................................................................................55
Objetivos .......................................................................................................................................................55
Riesgos Potenciales de la sección .................................................................................................................55
Trépanos y BHAs ...........................................................................................................................................56
Fluido de Perforación ....................................................................................................................................56
Hidráulica / Torque y Arrastre ......................................................................................................................56
Control de Pozo y Barreras ...........................................................................................................................56
Preparaciones ...............................................................................................................................................56
Operaciones ..................................................................................................................................................56
16.Apéndices ................................................................................................................................... 58
16.1. Wellhead Diagram ........................................................................................................................................58
16.2. Acrónimos .....................................................................................................................................................62
16.3. AFE de perforación ........................................................................................................................................63
16.4. Curva profundidad vs. Tiempo ......................................................................................................................64
16.5. Sección Matriz TD RACI .................................................................................................................................65
16.6. Especificaciones Técnicas..............................................................................................................................66
20” Casing de Superficie .....................................................................................................................................67
13 5/8” Casing Intermedio ..................................................................................................................................68
13 3/8” Casing Intermedio ..................................................................................................................................69
11 ¾” Liner de Contingencia ...............................................................................................................................70
9 7/8”66.9# Casing de Producción ......................................................................................................................71
9 7/8”62.8# Casing de Producción......................................................................................................................72
7” Liner de Producción ........................................................................................................................................73
16.7. Especificaciones de Drill Pipe .......................................................................................................................74
5-7/8” DP.............................................................................................................................................................74
5-7/8” HWDP ......................................................................................................................................................75
5” DP ...................................................................................................................................................................76
5” HWDP .............................................................................................................................................................77
4” DP ...................................................................................................................................................................78
9 ½” x 3” DC ........................................................................................................................................................79
8” x 2 13/16” DC..................................................................................................................................................80
4 ¾” x 2 ¼” DC .....................................................................................................................................................81
16.8. BOP Configuración (provisional) ..................................................................................................................82
16.9. Borrador BHA Detalles .................................................................................................................................84
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
5/98
36” Sección ......................................................................................................................................................... 84
24” Sección ......................................................................................................................................................... 85
17 ½” Sección ..................................................................................................................................................... 88
12-1/4” Sección .................................................................................................................................................. 92
8-1/2” Sección .................................................................................................................................................... 94
16.10. Simulacros control de pozo ......................................................................................................................... 96
16.11. Contingencias de Pozo ................................................................................................................................ 96
Tolerancia insuficiente al Kick de una Prueba de Integridad de formación en el casing Intermedio. ............... 97
Reservorio Inclinado ........................................................................................................................................... 97
Desviación de pozo............................................................................................................................................. 97
Sidetrack Geológico ............................................................................................................................................ 97
Sidetrack de Perforación .................................................................................................................................... 98
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
6/98
1. Resumen Ejecutivo
1.1. Información General
Jaguar X6 es el primer pozo exploratorio en ser perforado en el prospecto Jaguar, en el bloque Huacareta. El
objetivo principal es perforar la formación Huamapampa (HMP) y encontrar una cantidad suficiente de
hidrocarburos para justificar la perforación de un segundo pozo. El pozo está diseñado para dejarlo en
producción en un caso de ser exitoso. La producción esperada es de 25-65MMScf/día.
El prospecto Jaguar es una trampa estructural triple pendiente, con una falla en una sola dirección ubicada en
la falla de San Simón. El Prospecto es una estructura elongada aproximadamente de 60km de largo y 7km de
ancho con potencial de hidrocarburos en 3 reservorios devónicos; Huamapampa, Icla y Santa Rosa.
El pozo fue designado como un pozo vertical de cuatro sartas de casing. La mayor incertidumbre está en el
grosor de la formación Los Monos y la presencia de fracturas naturales, las cuales son requeridas para tener
una producción que conlleve al proyecto a ser económicamente factible. El reservorio está clasificado como
NP/NT (8967-9389psi, 194-246degF caso base). El espesor de la formación objetivo (HMP) es de 290m.
El alcance de este programa es el de proveer los detalles del pozo y las instrucciones de perforación desde el
inicio hasta la instalación del liner no cementado de 7”. Un programa separado será entregado para
operaciones DST y operaciones de suspensión.
1.2. Objetivos de Pozo
Objetivo del pozo Jaguar X6 según las Especificaciones Funcionales del Pozo (WFS).
SERIAL NO
OBJECTIVE DETAIL
1.0
“Goal Zero” – Perforar el pozo con Cero accidentes y sin ningún incidente ambiental.
2.0
Lograr todos los objetivos según los estándares HSSE de Shell y AFE aprobado del pozo
3.0
Llegar al tope de la formación Huamampampa y perforar el reservorio.
4.0
Determinar la presencia de hidrocarburos dentro del reservorio Huamampampa. Adquirir
suficientes datos de calidad para evaluar el volumen de hidrocarburos.
Evaluar el potencial de producción del reservorio Huamampampa y derivar las propiedades del
reservorio.
Caracterizar completamente el tipo de fluidos (Muestras PVT) en la formación Huamampampa
adquiriendo toda la información del subsuelo para determinar i.) CGR y propiedades de gas ii.)
presencia y contención de gas (CO2, H2S)
Determinar la viabilidad comercial del proyecto para justificar la perforación del segundo pozo
exploratorio y líneas primarias de gas.
El objetivo principal del pozo exploratorio es la evaluación de las areniscas fracturadas de la
formación Huamapampa. Esta evaluación se llevará a cabo mediante registro, análisis de fluidos,
well testing y muestras PVT.
La confirmación de la ejecución exitosa del programa de adquisición de data mediante la
recolección de data de alta calidad es de suma importancia para establecer como un prospecto
el bloque Huacareta.
El pozo será diseñado para producir hidrocarburos a tasas comerciales.
5.0
6.0
7.0
Comentarios
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
7/98
1.3. Esquemático de Pozo Jaguar-X6
JGR-X6 - Well Status Diagram
Petrex-9
Rig:
Tree:
1434.2 m MSL
DFE:
Wellhead:
12.2m
Comments:
Air Gap:
XX°
@
XXm
Max. deviation:
XX° @ XXm
Max. dogleg:
XX"@ XXm
Minimum ID:
CASING SCHEME
Coupling
Casing Shoe
TTOC
Comments
AHD bdf (m) TVD bdf (m)AHD bdf (m)
(mud weight/type / LOT/FIT)
DTI number:
Exploration Gas
Well type:
Date spudded:
Date completed:
Date suspended:
Size
Weight
(in)
(lb/ft)
30
234.51
20
133.00
13.625
88.20
13.375
72.00
9.875
66.90
9.875
62.80
7
32.00
AHDBDFTVDBDF
(m)
(m)
Grade
X56
N80
Q125
Q125
P110
P110
Actual reading
(Date)
Production
Drilling
MASSP Min DAP
MAASP
(bar)
(bar)
(bar)
Comments
Completion Tubing Scheme
T. BlueDock
Vam Lox
Vam 21
Vam 21
Vam 21
Formation Key
Triassic
Permian
Carboniferous
Devonian
Reservoir
Vam SLIJ II
13CrM110 Vam Top HC
INC
(Deg)
Min ID
(in)
PLANNED WELL STATUS
DESCRIPTION
Formation
Top
AHDBDF TVDBDF
(m)
(m)
Predicted
Dip
DFE
WHD
82.2
1,312.2
82.2
1,312.2
0
Ipaguazu
Castellon Fault
Vitiacua
12.2
49.2
49.2
12.2
49.2
49.2
W < 10
Cangapi
San Telmo
142.2
257.2
142.2
257.2
W < 10
W < 10
Escarpment
Tarija
528.2
690.2
528.2
690.2
W < 10
W < 10
Backthrust
San Telmo
Escarpment
Tarija
843.2
843.2
983.2
1,145.2
843.2
843.2
983.2
1,145.2
W 25
W25
W25
Itacuami (T-2)
Tupambi
1,436.2
1,467.2
1,436.2
1,467.2
W25
W25
Undif f erentiated Devonian
1,655.2
1,655.2
W25
San Simon Fault
Ipaguazu
2,394.2
2,394.2
2,394.2
2,394.2
Sub-horizontal
Vitiacua
2,631.2
2,631.2
Sub-horizontal
Cangapi
2,742.2
2,742.2
Sub-horizontal
San Telmo
2,862.2
2,862.2
Sub-horizontal
Escarpment
Tarija
3,077.2
3,207.2
3,077.2
3,207.2
Sub-horizontal
Itacuami (T-2)
Tupambi
3,457.2
3,482.2
3,457.2
3,482.2
Sub-horizontal
Iquri
3,644.2
3,644.2
Sub-horizontal
Los Monos
3,855.2
3,855.2
Sub-horizontal
Huamampampa
4,077.2
4,077.2
Sub-horizontal
Icla
4,366.2
4,366.2
Sub-horizontal
W < 10
30" Shoe
0
20" Shoe
1,812.2
1,812.2
0
TOC 13 5/8 x 13 3/8"
(min 2000m, 200m above X/O)
2,212.2
2,212.2
0
X/ O 13 5/8" x 13 3/8"
Top of tail slurry
3,212.2
3,512.2
3,212.2
3,512.2
0
9-7/8" TOC
Min 200m inside shoe
0
4,012.2
4,012.2
0
4,112.2
4,112.2
0
Sub-horizontal
Sub-horizontal
13-3/8" Shoe
`
TOL 7"
9 7/8" Shoe
4,420
4,420
0
7 " liner shoe
4,429
4,429
0
Well TD
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
8/98
2. Información General del Pozo
2.1. Resumen de Operaciones
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
36.
37.
38.
39.
40.
41.
42.
Movilizar y montar el equipo de perforación PTX 9. En lo posible armar tiros de DP 5 7/8” (offline).
Iniciar operaciones de perforación. Perforar sección 36” hasta +/- 70m.
Circular hasta zarandas limpias, acondicionar el fluido y sacar herramienta a superficie.
Bajar y cementar el casing 30”.
Realizar Top Job si es requerido.
Instalar sistema diverter 29 ½” 500psi y probar el sistema con 200psi por10min.
Armar y bajar el BHA de 24”, perforar el zapato y continuar perforando sección hasta llegar a
1100m 1300m.
Circular y acondicionar el fluido de perforación para operaciones de registro.
Montar equipo de Wireline y realizar carreras de registro
Instalar diverter de 29 ½” y Realizar corte al casing 30”
Realizar carreras de acondicionamiento.
Bajar y cementar hasta superficie el casing de 20”. Esperar hasta que el cemento fragüe.
Realizar Top Job si es requerido.
Realizar corte fino al casing 20” e instalar la sección “A” del cabezal. Probar los sellos del cabezal
con 250/1300 psi por 5/10min
Montar el conjunto de BOP 21 ¼” 5000psi, niple de flujo y salida de fluido de perforación en el
cabezal del pozo utilizando un adapter spool entre cabezal y BOP.
Probar el funcionamiento de la BOP.
Probar con presión la BOP, adapter spool y conexión al cabezal utilizando un probador de copa.
Realizar prueba de presión al acumulador.
Realizar prueba de presión al casing.
Instalar wear bushing.
Armar y bajar BHA 17 1/2". Desplazar el fluido polimérico base agua de 9ppg mientras se perfora
el ultimo 1/3 del zapato.
Perforar 3m de la nueva formación y realizar prueba de Integridad de Formación (FIT).
Perforar la sección 17 ½” hasta 3315-3600m.
Circular y acondicionar el pozo para operaciones de registro.
Montar Equipo de Wireline y realizar carreras de registro.
Dependiendo del estado del pozo, realizar carreras de acondicionamiento.
Circular el pozo para su limpieza según requerimiento.
Recuperar wear bushing.
Bajar y cementar el casing 13 5/8” x 13 3/8”.
Realizar prueba de presión una vez asentado el tapón en el collar flotador. Los tapones y la cabeza
de cementación dependerán de la presión de prueba. Esperar a que el cemento fragüe.
Realizar flow check. Remover la BOP 21 ¼”.
Instalar la sección “B” del cabezal.
Montar el Spool Adaptador y el conjunto BOP 13 5/8” 10,000psi
Probar el funcionamiento de la BOP.
Probar con presión la BOP 13 5/8” 10,000psi, el Spool Adaptador, la sección “B” y las válvulas
laterales del cabezal.
Realizar prueba de presión del acumulador.
Instalar wear bushing.
Armar y bajar BHA 12 ¼”, probar con presión el casing. Desplazar a fluido base agua BOREMAX
11-15.5ppg.
Perforar el zapato y 3m de la nueva formación. Realizar una prueba de la Integridad de Formación
(FIT)
Perforar sección 12 1/4" hasta 4065m.
Acondicionar el fluido para operaciones de registro y para sacar herramienta de pozo.
Montar equipo de Wireline y realizar carreras de registro.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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43.
44.
45.
46.
47.
48.
49.
50.
51.
52.
53.
Dependiendo del estado del pozo, realizar carreras de acondicionamiento.
Recuperar wear bushing.
Bajar y cementar el casing 9 7/8”. Realizar pruebas de presión en el asentamiento del tapón si es
posible.
Instalar wear bushing.
Armar y bajar la BHA 8 ½", Desplazar a fluido base agua BARADRIL 12.7-13.7lb/gal
Perforar el zapato 9 7/8” y 3m la nueva formación. Realizar pruebas de Integridad de Formación
(FIT).
Perforar la sección 8 ½" hasta 4441m TD (Esta profundidad dependerá del espacio necesario para
bajar las herramientas de registros eléctricos y las condiciones geológicas).
Acondicionar el Fluido de Perforación según requerimiento.
Montar equipo de wireline. Realizar carreras de registro en el reservorio.
Dependiendo de las condiciones del pozo realizar carreras de acondicionamiento.
Preparar para operaciones DST. Un programa adicional para operaciones DST será entregado
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2.2. Profundidades Referenciales
Las profundidades referidas en este programa son por debajo de la mesa de rotaria (BDF) la altura sub rotaria
es de 12.2m y es de 1434.2m por encima del nivel del mar (elevación del terreno 1422m.s.n.m).
2.3. Resumen de Desviaciones
Desviaciones de diseño:
ID
Desviación
Requerimiento Manual Casing
Descripción
Mitigación Principal
2294
SHALL
CTDM
30’’
Fabricación no
calificada.
No se espera hidrocarburo en
la sección 24’’
2295
SHALL
CTDM
20’’
Conexión no calificada
CUE aprobado
2296
SHALL
CTDM
133/8’’
Conexión no calificada
CUE aprobado
2297
Shall
CTDM
9-7/8’’
NO cumple con el factor
de diseño para Early Live
Kill
Procedimiento alternativo
para ahogo.
2300
Shall
CTDM
9-7/8’’
No cumple con el factor
de evacuación completa.
Procedimiento Operativo
2309
Shall
PCM
-
No se planea hacer un
pozo de Alivio.
El diseño del casing podrá
soportar las todas las cargas
2.4. Incertidumbre en Profundidad
El pozo Jaguar-X6 tiene una incertidumbre de -200m / +700m. Todas las profundidades en este programa
cumplen como un caso base. De cualquier manera, se compró suficiente casing para alcanzar la profundidad
final en un escenario de caso profundo.
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2.5. Presupuesto del Pozo.
A continuación, se incluye de manera referencial el presupuesto del Proyecto de perforación del pozo JaguarX6, el cual incluye los presupuestos de 2017 y 2018 que han sido debidamente aprobados mediante los
correspondientes Programas de Trabajo y Presupuestos (PTP) y un estimado del presupuesto de 2019. Es
necesario recalcar que el PTP18 será enmendado en junio de 2018 sujeto al desarrollo de las actividades y esto
podrá tener repercusión en el cálculo del presupuesto de 2019. Por esta razón es necesario considerar el total
del presupuesto y no el desglose anual.
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3. Estructura de Gestión
3.1. Equipo y Experiencia
El Petrex 9 de 3000Hp será utilizado para la perforación del pozo. La contratista Petrex operara el equipo para
Shell, proporcionando los servicios relacionados durante las operaciones de perforación.
3.2. Control de Pozo y Respuesta de emergencia
En caso de una situación de control de pozo, todas las operaciones relacionadas serán llevadas a cabo según
el Manual de Shell de Control de Presiones para Perforación, Completación e Intervención de Pozo WS
38.80.31.32 – Gen Rev 2.0, bajo la dirección de un Supervisor de Perforación.
3.3. Objetivos Medioambientales
La utilización y descarga de químicos de perforación solo están permitidos si están en la lista del permiso
medioambiental.
3.4. Simultaneas / Operaciones Combinadas.
Operaciones Simultaneas/Combinadas no son permitidas
3.5. Gestión de Cambio
Cualquier cambio en lo planeado durante la fase de ejecución será sujeto a los lineamientos de cambio de
“Wells Management of Change”. Todas las enmiendas del manejo de cambio serán aprobadas, y si se desvían
de Shell DEPs serán registradas en el eMoc según lo estipulado en el proceso de entrega de pozo (Well Delivery
Process).
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4. Diseño de Pozo y Resumen de Control de Pozo
4.1. Objetivos geologicos del pozo
El pozo Jaguar-X6 está planeado como un pozo vertical que penetrara la arenisca Huamapamapa cerca de la
cima de la subestructura. El pozo tiene una tolerancia de 150m de radio del objetivo deseado, coordenadas
de objetivos deseados (Tabla 5).
La profundidad final planeada es de 4441m BDF (-200/+700m error) en la parte superior de la formación Icla.
Esto permitirá la evaluación de la sección arenisca de Huamapampa además de una profundad suficiente para
realizar una carrera wireline.
Target
Objective
X
Y
Depth
TVD BDF
(m)
Top Reservoir
(Huamampamp
a)
375580.23
7629169.41
4077m
Final TD
375580.23
7629169.41
4441m
Uncertainty
(+/-)
-200/+700m
-200/+700m
Section TD Identification Criteria
Drill minimum 5m into clean HMP
Formation
to
confirm
Los
Monos/HMP boundary.
Consult 12.25” Section TD Decision
Tree
75m into the Icla Fm. to confirm Base
HMP reservoir.
Consult 8.5” Section TD Decision Tree
4.2. Predicción de presión de poro y presión de fractura.
El régimen de presión de poro para el pozo Jaguar-X6 esta explicado extensamente en las especificaciones
funcionales del pozo y esta resumido en la parte inferior.
Se espera que el pozo sea hidrostático hasta la parte superior de los monos, aunque existe una posibilidad de
que la sobre presurización ocurra antes (1182 MD), el pozo vecino HND-X2 tuvo un aumento en la densidad
del lodo en una sección equivalente. El modelo alto de presión de poro toma en cuenta esta posibilidad.
Basándonos en densidades de lodo vecinas, se espera un incremento de presión en la formación Los Monos
hasta el reservorio Huamapampa. La presión de poro luego baja en el reservorio. La presión de poro en la
formación Icla muestra una tendencia a incrementar que se observó en MGR-7ST Icla Fm.
La presión de fractura fue calculada utilizando una relación entre la de presión y estrés para generar un rango
de gradiente de fractura. Esta utilizo valores FIT y LOT de pozos vecinos, perfiles de presiones de poro para
determinar una relación entre la presión y el estrés horizontal. La parte baja de la gradiente captura la
información limitada de LOT realizado en pozos vecinos, mientras la sección superior asegura que información
FIT fue capturada.
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Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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PP/FG Prediction
Realistic High PP Model, Low case Fracture Gradient, Depth Uncertainty Included
MW ppg
6
8
10
12
14
16
18
20
0
1000
Reasonable_High_Shallow_M
arkers
Reasonable_High_expected_
Markers
Reasonable_High_Deep_Mark
ers
Pres_Fract_Low_RL_Shallow
Depth Tvdkb (m)
2000
3000
4000
5000
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4.3. Formation Temperature Prognosis
La informacion de temperatura de los registros electricos y DSTs fueron trazados para determinar las
gradientes. Siguiendo esto, definio como máxima una gradiente de 2.25°C/100 m. La temperatura máxima
esperada en Huamampampa o profundidad esperada es de 236 °F (profundidad ML) y 265 °F con una
incertidumbre máxima (profundidad máxima).
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4.4. Programa de adquisición de datos
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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5. Diseño de Pozo y Resumen de Control de Pozo
La tolerancia del objetivo del pozo es de 150m de radio desde el centro al inicio del pozo. La verticalidad en
las secciones superiores será esencial para evitar el desgaste excesivo del casing y tortuosidad en futuras
secciones. En el caso base está permitido desalinear el pozo en la sección 12 ¼” según el radio aceptable. Se
podrá correr registro sísmico (VSP) para actualizar el modelo geológico, lo cual podría resultar en
actualizaciones del objetivo. Cualquier cambio al objetivo planeado será manejado según el procedimiento de
cambios (Wells Management of Change).
5.1. Objetivos de Perforación
La tolerancia del objetivo del pozo es de 150m de radio desde el centro al inicio del pozo. La verticalidad en
las secciones superiores será esencial para evitar el desgaste excesivo del casing y tortuosidad en futuras
secciones. En el caso base está permitido desalinear el pozo en la sección 12 ¼” según el radio aceptable. Se
podrá correr registro sísmico (VSP) para actualizar el modelo geológico, lo cual podría resultar en
actualizaciones del objetivo. Cualquier cambio al objetivo planeado será manejado según el procedimiento de
cambios (Wells Management of Change).
5.2. Section TDs
Sección
36”
Caso
Profundidad
Somero
Esperada
mAHBDF
mAHBDF
70-80
70-80
Caso
Profundo
mAHBDF
70-80
24”
11001300
1100-1300
11001300
17 ½”
33603500
3360-3600
33603600
12 ¼”
~3900
~4100
~4800
8 ½”
4229
4429
5129
CriterioTD
5-10m dentro de las primeras formaciones
consolidadas. Estudios realizados durante la
etapa de trabajos civiles indican que la
formación consolidad está por debajo de los
60m. Se determinará la formación consolidada
según la ROP.
50m dentro de la primera formación
competente. Después de los 1100mAHBDF. La
formación competente será determinada según
recortes, GR y ROP.
50m dentro de una formación competente
después de haber llegado a los 3315mAHBDF
con la opción de llegar a los 3600m. Formación
competente será determinada según recortes,
GR y ROP. Si las formaciones se encuentran
someras, el TD será definirá al encontrar la
formación Iquiri.
Un mínimo de 5m dentro de Huamapampa
limpia (Para confirmar que no es una arena
Devónica) será determinado según GR
75m dentro de la formación Icla o bolsillo de
registro en caso de un HMP con falla.
5.3. Resumen Direccional
En el caso base Jaguar-X6 es un pozo vertical. En el caso de que la revisión a la prognosis geológica indique
que el pozo penetrara HMP con una inclinación excesiva, el pozo se podría desviar. Si el pozo se desvía durante
la sección 17 ½”, se puede recuperar la inclinación en alrededor 400m levantando un Angulo máximo de 15
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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de. Si se toma como punto de Kick off debajo del zapato de 13 5/8” x 13 3/8” solo lograría alcanzar alrededor
de 200m. El kick off se puede lograr con un motor de fondo o un RSS.
Trabajo adicional es requerido antes de seguir con esta opción que esta fuera del alcance del programa, un
programa enmienda sería entregado.
5.4. Detalle de Casing
Sección
Casing
36”
24”
30” Conductor
20” Superficial
13 ⅝” x
13 3/8” Intermedio
17 ½”
12 ¼”
9 ⅞” Producción
8 ½”
12 1/4"x 14
3/4"
7” Liner de Producción
11 ¾” Liner de
Contingencia
Largo
Comprado
(m)
100
1430
2420
1430
3630
1643
700
Peso
(Lb/ft)
Grado
Cupla
234.51
133.00
88.20
72.00
66.90
62.80
32.00
X56
N80
Q125
Q125
P110
P110
13CrM110
T-H Blue Dock
VAM®LOX
VAM®21SC80
VAM®21
VAM®21
VAM®SLIJ-II
VAM TOP HC
1100
65.00
P110
T-H Wedge 513®
5.5. Pruebas de presión de cañerías
Tamaño de
cañeria
Profundidad
(mAHBDF)
Peso de lodo
(ppg)
Presión de
prueba
(psi)
Presión de
estallido
(psi)
Presión de
colapso
(psi)
30”
20”
13 5/8” x
13 3/8”
9 7/8” 66.9lb/ft
9 7/8” 62.8 lb/ft
70-80
1100-1300
2200
3360-3600
NA
9.9
10.5
NA
1200
2700
15
5400
2600
4450
10030
8410
13390
12180
770
1600
4800
2880
11810
10290
~4077
5.6. Anticolisión
Jaguar-X6 está planeado como un pozo exploratorio vertical, con el pozo más cercano a 300 metros de
distancia en superficie. Por lo que el riesgo de colisión es muy bajo. Sin embargo, la información de los surveys
será ingresada diariamente a Compass y el factor anticolisión monitoreado.
•
Los pozos más cercanos: Honduras-X2 y Honduras-X1 están ubicados a 298m y 567m de la ubicación
superficial de Jaguar-X6.
•
El riesgo de colisión contra todos los pozos cercanos fue verificado en el plano del pozo Jaguar-X6
utilizando un modelo error de survey ISCWSA con un nivel de confianza sigma 3.
•
Durante las operaciones Shell y la compañía de perforación direccional monitorearan el factor
anticolisión independientemente. La información de los surveys será ingresada en la base de datos EDM
Compass y se verificará el riesgo de colisión.
Factores de Separación:
Pozo
Jaguar-X6
Profundidad (m)
Factor Mínimo de
Separación
Distancia de centro a
centro (m)
Honduras-X2
2628
12.78
516.78
Honduras-X1
2022
25.89
563.91
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5.7. Evaluación / Requerimiento de Survey
•
MWD será la principal fuente de adquisición de información direccional, esta información será
suministrada diariamente al Ingeniero de campo por la compañía contratista de perforación direccional.
•
Durante las operaciones Shell y la compañía de perforación direccional monitorearan
independientemente el factor anticolisión. Surveys serán ingresados a la base de datos EDM Compass
y el riesgo de colisión será revisado.
•
Se intentará tomar un Survey en un intervalo de cada tiro, este intervalo puede aumentar según el
criterio del Ingeniero Direccional y el DSV. Si hay complicaciones en la toma de surveys, se seguirá
perforando y se tomará el survey en el próximo tiro, con la excepción de tramos de riesgo.
•
La verticalidad será clave en las secciones superiores para evitar desgaste excesivo en las secciones
subsecuentes.
5.8. Fluidos de Perforación
La siguiente tabla es un resumen de la estrategia de fluido de perforación para cada sección. Mas detalles como
la reológica, LCM etc. pueden ser encontrada en el programa de fluidos
Sección
Tipo de Fluido
Peso de Fluido
36”
Bentonita
Extendida
WBM
8.6 - 8.8 ppg
24”
Bentonita
Extendida
WBM
9.0 – 9.9 ppg
17 ½”
Polimérico
WBM
9.5 – 10.5 ppg
12 ¼”
BOREMAX
WBM
11.0-15.5 ppg
Riesgo de Sección y Mitigaciones
Embotamiento de trépano: Píldora caustica, píldora concentrada con
cascara de nuez 0.5ppg CON DET
Limpieza de pozo: Mantener Tau0 > 10 lb / 100ft2
Perdida de circulación: Mantener ECD < 9.5ppg, realizar tratamiento
Inestabilidad de pozo: Agregar CaCO3 M al sistema activo(16ppb)
Embotamiento de trépano: Píldora caustica, píldora concentrada con
cascara de nuez 1.0ppg CON DET
Limpieza de pozo: Mantener Tau0 > 10 lb / 100ft2, mantener 950gpm
Perdida de circulación: Mantener ECD <10.0ppg, realizar tratamiento
Inestabilidad de Pozo: Agregar CaCO3 C al sistema activo (15ppb)
Contaminación de Anhidrita: Tratar el fluido con soda ash, diluir
Embotamiento:
Píldora concentrada
de nuez
0.5ppg CON
Anhydrite Contamination:
Treat fluidcon
withcascara
soda ash,
dilution
DET
Ensanchamiento de pozo: Usar CLAYSEAL PLUS para minimizar el
aumento arcilla/lutita
Limpieza de pozo: Mantener Tau0 > 5 lb / 100ft2
Perdida de circulación: Seguir el árbol de decisiones para perdida en el
programa de fluido.
Inestabilidad de Pozo: Agregar CaCO3 M/C al Sistema actico (20ppb),
mantener
CLAYSEAL
at + / -con
5ppb
Embotamiento:
No esPLUS
esperado
Boremax, píldora concentrada
con cascara de nuez
Ensanchamiento de pozo: Usar CLAYSEAL PLUS, CLAY GRABBER y
BORE-HIB para minimizar el aumento arcilla/lutita
Limpieza de pozo: Mantener Tau0 > 5 lb / 100ft2
Perdida de circulación: Seguir el árbol de decisiones para perdida en el
programa de fluido, evitar fibras orgánicas para prevenir el desarrollo
de bacterias en el fluido.
Inestabilidad de Pozo: Monitorear el fluido mediante titulación,
minimizar la filtración HPHT por 12 cc / 30min
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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8 ½”
BARADRIL-N
WBM
12.5 - 13.5 ppg
Pozo apretado: Utilizar CLAYSEAL plus como estabilizante de arcilla
para minimizar la hidratación de matriz de la arena, minimizar la
filtración del fluido API< 5
Inestabilidad de Pozo: Mudcake con agente de puenteo, tapón- EZ en
4ppb, monitorear por astilla de arcilla, CLAYSEAL plus 6ppb
Ensanchamiento de pozo: CLAYSEAL plus para minimizar el lavado de
arena.
Limpieza de pozo: Mantener Tau0 > 6, baches viscosos de 25bbl cada
300ft perforados o antes de alcanzar el ECD
Daño a Formación: Mudcake con agente de puenteo según el
programa de fluidos, aumentando 4 ppb EZ-PLUG
5.9. Cementación
La siguiente tabla es un resumen de las operaciones de cementación. Mas detalles serán proporcionados en
el programa de cementación de cada operación.
Tamaño
de casing
(in)
Método de
Cementación
Densidad
(ppg)
Tipo
30”
Stinger
14.5
Clase
G
Stinger
Relleno
14.5
Principal
15.8
Sujeto a
revisión
Clase
G
20”
13 5/8” x
13 3/8”
Tapón
Exceso
(Volumen
Anular)
Pozo abierto
+100%
50% 0-800m
100% 8001300m
Hueco
abierto: 50%
Relleno
14.5
Principal
15.8
Clase
G
O según
datos de
calibre
TOC
Superficie
Soporte estructural
Superficie
1. Soporte estructural
2. Kick Tolerance
3. Protección contra
Corrosión
1800m.
Mínimo 200m
por encima del
X/O 13 5/8” x
13 3/8”
Hueco
abierto: 10%
9 7/8”
Tapón
15.8
7” Liner
No lleva
cemento
-
Clase
G
-
O según
datos de
calibre
-
Objetivo
3200m
-
1. Reducir el riesgo de
colapso del casing de 13
3/8”.
2. Aislar zonas de agua
con distinta salinidad.
3. Tolerancia contra
Kick.
4. Aislar posibles zonas
de Perdida de la sección
17 ½”
1. Proveer suficiente
margen para bullhead
según CTDM.
2. Aislar potenciales
zonas de perdidas en la
sección de 17 ½”.
3. Tolerancia contra
Kick.
-
Método de
Verificación
Reporte
Cemento
Reporte
Cemento
Reporte
Cemento
CBL-USIT
Reporte
Cemento
CBL
-
Las propiedades del cemento y caudal de bombeo propuestos en el programa final de cementación, aprobado
y producido por “Production Chemistry, Shell LCWE” y la empresa contratista tomara precedencia sobre los
valores establecidos en este programa. Si se decide cementar el liner de 7” un programa de cementación
separado será proporcionado.
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5.10.
Requerimiento Mínimo de Inventario.
Aunque no hay un requerimiento mínimo de inventario para pozos NPNT, se tendrá suficiente material
densificante para asegurar que sea posible incrementarla la densidad del fluido de todo el sistema activo por
1ppg en cualquier momento.
5.11.
Sección
Presión Máxima Anticipada en Cabezal durante Operaciones
Zapato de
Casing
Previo
Presión de
Poro o
Intensidad
de Suaveo
TD (m
TVDBDF)
Caso
Profundo
Flujo de
Hidrocar
buro
Esperado
Presión
Máxima en
Superficie
(psi)
36”
N/A
24”
N/A
17 ½”
20”
0.5ppg
3500
No
3340
12 ¼”
13 5/8” x
13 3/8”
0.5ppg
4794
Posible
8527
8 1/2"
9 7/8”
0.5ppg
5200
No
9435
5.12.
MASP Racional
Tomando en cuenta un EMW de 10.32ppg (incl.
0.5ppg KI, gradiente de gas 0.11psi/ft) la presión
máxima esperada en superficie, limitada por
16.1ppg FG EMW en el zapato del casing de 20”
(máximo 1400m) es 3340psi. Se aplico una
sensibilidad con 17.7ppg FG EMW en el zapato
del casing de 20" (máximo 1400m) validando la
presión máxima de 3720psi que el casing puede
aguantar.
Tomando en cuenta un PP EMW de 12.46ppg PP
(incl. 0.5ppg KI, 0.13psi/ft gradiente de gas) la
máxima presión en superficie esperada es de
8527psi.
Tomando en cuenta un PP EMW de 12.46ppg
(incl. 0.5ppg KI, 0.11psi/ft gradiente de gas en la
formación Icla) la máxima presión de superficie
esperada es de 9435psi.
Resumen del Equipo de Control de Pozo y Requerimientos para Prueba de Presiones
La perforación del pozo Jaguar-X6 requiere dos conjuntos de BOP y un diverter. Para la sección de 24” y el
casing superficial se utilizará un diverter de 29 1/2”. Para la sección de 17 ½” y casing intermedio se utilizará
un conjunto de BOP 21 1/4” – 5000psi. Este último BOP será remplazado por un conjunto de BOP 13 5/8” 10,000psi. Las siguientes configuraciones de BOP serán utilizados:
21 1/4” BOP – Presión de trabajo 5,000psi
Tipo
Preventor Anular
Ram 1: 5 7/8” Ram
Fijo
Ram 2: Ram Ciego
5,000
Stump test
pressure
(psi)
5,000
5,000
5,000
14 - 21 días
5,000
5,000
14 - 21 días
Rango de
Presión (psi)
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Frecuencia de Prueba
de Presiones*
14 - 21 días
23/98
13 5/8” BOP – Presión de Trabajo 10,000 psi
Una vez el casing intermedio fue instalado, la siguiente configuración será armada:
Tipo
Hydril GK Preventor Anular
Ram 1: 4 1/2 – 7” Ram
Variable
Ram 2: Rams Ciego
Ram 3: 5 7/8” Ram Fijo
Rango de
Presión (psi)
Stump test
pressure
(psi)
Frecuencia de
Prueba de
Presiones *
10,000
10,000
10,000
10,000
14 - 21 días
14 - 21 días
10,000
10,000
10,000
10,000
14 - 21 días
14 - 21 días
* Las pruebas de presión subsecuentes se realizarán al valor del MASP mas el margen para bullhead, no se
realizarán pruebas a la presión de trabajo.
El ram variable será remplazado por casing rams para el casing y liner de producción. Para el modelamiento
de la sección de 8 ½” se está evaluando el uso de DP de 5” o 5 7/8”.
*El conjunto de BOPs deberán ser probados cada 21 días luego de haber pasado la prueba en el stump skid.
Se deberá realizar una prueba de funcionamiento del conjunto de BOP´s cada 7 días.
Simulacros de control de pozo serán realizados y registrados durante las operaciones. Para detalles ver
Apéndice 16.7.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
24/98
6. Preparación y entrega de equipo
6.1. Preparación General
1.
El taladro Petrex 9 fue seleccionado para perforar el pozo Jaguar-X6. Este es un taladro de 3000HP con
experiencia previa en Bolivia.
2.
El taladro será movilizado desde Colombia mediante el Puerto en Arica, Chile. Pasará por aduana en
Santa Cruz antes de ser movilizado a locación.
3.
Antes de Montar el equipo, se debe hacer un documento de recepción de locación (entre el
departamento Civil y Perforación). Cualquier trabajo durante esta etapa debe de ser gestionado de
manera apropiado y una entrega formal debe ser realizada antes de la salida del equipo Ingeniería Civil.
4.
Durante la etapa de montaje del equipo se debe realizar una serie de inspecciones y prueba de
aceptación. Estos procedimientos están fuera del alcance del programa.
5.
Petrex proveerá el siguiente drillpipe:
•
•
•
•
5000m de 5 7/8” 26.3# S-135 XT57 rango 2
2000m de 5” 25.6# S-135 NC50 rango 2
3000m de 5” 19.5# S-135 NC50 rango 2
1000m de 4” 14# S-135
•
•
•
Petrex proveerá los siguientes HWDP:
20 x piezas 5 7/8” 55# XT57 rango 2
40 x piezas 5” 47.3# NC50
30 x piezas 4” 29.82#
•
•
•
•
Petrex proveerá los siguientes DCs espiralados:
12 x piezas 11” x 3”, 8 5/8” Reg LT
20 x piezas 9 ½” x 3”, 7 5/8” Reg
30 x piezas 8” x 2 13/16”, 6 5/8” Reg
30 x piezas 6 ½” x 2 13/16”, NC-46
6.
7.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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7. Perforar Sección 36”
7.1. Información general.
El caño conductor de 40” ha sido instalado y cementado 3m por debajo del antepozo. Existe un segundo caño
conductor pre instalado en caso de problemas superficiales, se deberá tener cuidado de cubrir el caño que no
se utilice durante la operación.
• OD es 40” con espesor de pared de 14mm
El nivel de acuífero se espera en el rango de los 80m por debajo del nivel del suelo (92.2mAHBDF). El fluido de
perforación y los aditivos fueron elegidos para eliminar la potencial contaminación del acuífero. La sección de
36” será perforada de manera vertical usando un trépano tricono de 36” y un arreglo convencional.
El TD de la sección se planea que se encuentre entre 5-10m dentro de la primera formación competente, la
cual de la investigación realizada durante la fase obras civiles se espera que este a +/- 72.2mAHBDF. Según la
matriz en la sección 16.2, el departamento de subsuelo será consultado para el TD de la sección.
Un conjunto de prácticas de perforación será considerado antes de perforar cada sección. Estas prácticas se
enfocarán en los problemas críticos para tener éxito, incluyendo propiedades del fluido de perforación,
limpieza del pozo y parámetros de perforación.
Los parámetros de perforación serán monitoreados 24 horas al día por el equipo de RTOC. Buena
comunicación entre la locación, equipo de operaciones y el equipo RTOC será crítico, para mayores detalles
ver el documento “Plan de Comunicaciones”.
7.2. Objetivos
•
•
Mantener verticalidad del pozo.
Aislar potenciales formaciones no consolidadas.
7.3. Potenciales Riesgos de la Sección
Potenciales Riesgos
Probabilidad
Mitigaciones
Manejo de equipos pesados (BHA)
Media
Pre armar los arreglos para reducir la cantidad de
izajes y manipuleo hacia el piso de trabajo.
Perdida de fluido en las secciones
someras del pozo. (Entre el nivel
del suelo hasta el nivel del
acuífero).
Media
Estrategias para controlar perdida de fluidos,
como ser:
a) Fluido de perforación amigable con el medio
ambiente.
b) Estrategia de LCM y árbol de decisión en caso
de pérdidas a ser incluida en el programa de
fluidos.
c) Pileta de agua a ser llenada antes de comenzar
la perforación.
Alto Angulo de buzamiento podría
aumentar la inclinación
Media
Drill collars de 11” y BHA empacado. Perforación
con parámetros controlados.
7.4. Trépanos y BHAs
La sección será perforada con un trépano triconico de Smith (IADC 115). La ubicación del Shock sub será
modelado con el grupo de Mecánica de perforación.
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Para ayudar a mitigar la excesiva vibración se deberá: usar el Z-torque, colocar el shock sub en un lugar optimo
y comenzar la perforación con parámetros controlados.
El principal trépano para la primera carrera será un trépano Smith triconico de 36” (IADC 115 – S/N RG4197).
No se dispone de un segundo trépano de 36”.
Al momento de escribir el programa, el BHA de la sección se encuentra en BORRADOR, antes de las
operaciones revisar el ultimo BHA presentado por el personal de Direccional. El BHA en BORRADOR está
disponible en la sección de Anexos 16.6 para referencia.
7.5. Fluido de Perforación
Esta sección será perforada con fluido de perforación base agua (WBM) usando un sistema de Bentonita
Extendida con un peso de 8.6-8.8ppg.
7.6. Hidráulica / Torque y Arrastre
Durante la perforación de la sección de 36” los parámetros de perforación serán controlados para evitar el
lavado del pozo
7.7. Control de Pozo y Barreras
•
Esta sección será perforada a pozo abierto. No se espera presencia de hidrocarburos en esta
sección.
Diagrama de barreras no aplica para esta sección.
•
7.8. Preparación
•
Asegurarse que la piscina de agua se encuentre llena.
•
Asegurarse que el sifón y su back-up se encuentren funcionales.
•
Preparar todo el fluido de perforación bentónico extendido por adelantado, usar solo lo necesario
para la sección. Confirmar que el material LCM y el plan de contingencia se encuentre disponible
incluyendo las estrategias para embotamiento de trépano.
•
Compilar con precisión diagramas de BHA/Pesca, preparar los XO necesarios para el BHA.
•
Revisar las rejillas / barreras alrededor del antepozo.
•
Armar y dejar parados tiros de Drill Pipe de 5 7/8” en lo posible hacerlo en la ratonera (offline).
7.9. Operaciones
1.
Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2.
Armar arreglo de perforación con trépano de 36” (S/N RG4197), bit sub, shock sub, estabilizador 36” y
1 x 11” DC.
3.
Comenzar a perforar mientras se va armando el resto de componentes del BHA.
•
•
•
•
Perforar con parámetros controlados para evitar el lavado del hoyo:
o Bajo WOB
o 300gpm
o 40-50 rpm
Asegurarse que el XO de 8 5/8” Reg a 7 5/8” Reg sea usado entre los DC y los DP. Esta es una
lección aprendida de pozos offset donde se vio altos esfuerzos de flexión al colocar el XO directo.
Sifón de ante pozo y su back up disponibles y funcionales.
Tener los medios listos para diluir los recortes en el antepozos en caso de ser necesario.
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•
4.
Perforar hasta el TD de la sección con los retornos al antepozo. Asegurarse de:
•
•
•
•
•
•
•
•
5.
Aumentar los parámetros de perforación gradualmente hasta:
o 10-15klbs WOB
o 600gpm
o 40-60rpm
Armar líneas para enviar los retornos hacia las zarandas y la fosa de recortes.
En pozos offset se observó el problema embotamiento del trépano.
En los pozos offset se observó un distinto cambio en la litología desde Ipaguazu hasta Vitiacua –
de una formación suave a dura y de arcilla roja a caliza.
En caso se observe vibraciones severas, variar parámetros según requerimiento.
Si se tiene vibraciones axiales, variar parámetros para estar en el “mejor punto” de acuerdo con
el modelo de vibraciones axiales.
Para evitar el lavado del antepozo controlar el caudal de bombeo a máximo 600 gpm.
Bombear 50 bbl de baches viscosos de limpieza de acuerdo con el programa de fluidos.
El TD de la sección estará entre 5-10m dentro de la formación competente la cual esta pronosticada de
encontrarse a los 70-80mAHBDF. Asegurarse de dejar por lo menos un 1m rathole para la cementación
del casing. La formación competente se definirá por la reducción en ROP y en conjunto con el geólogo
en locación.
•
•
•
•
6.
El guardia de la locación deberá monitorear si en caso se tiene algún hundimiento / lavado de la
locación.
Optimizar el TD de acuerdo con el tally del casing y dejar por lo menos 1m de rathole.
Bombear una píldora viscosa de limpieza.
Circular a 600gpm 2 fondos arriba o hasta que las zarandas estén limpias a 600gpm. Asegurarse
de no inducir perdidas de fluidos.
Durante el tiempo de circulación se puede comenzar a montar los equipos de corrida de casing de
30”.
Balancear 25bbl de píldora pesada en fondo de pozo y sacar herramienta.
•
•
•
Preparar equipos para bajar casing de 30”
Una carrera de acondicionamiento será realizada en caso las condiciones del pozo lo dicten.
Monitorear el nivel de fluido en el antepozo para confirmar alguna perdida de fluido.
7.
Dependiendo del nivel de vibración observado durante la perforación, considerar de realizar una
inspección DROPs al mástil.
8.
Desarmar y apartar el trépano de 36” bit, estabilizadores
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8. Bajar y cementar casing de 30”
8.1. Información General / Objetivos
El objetivo del casing de 30” es de aislar las formaciones someras no consolidadas Vitiacua / Cangapi. El casing
de 30” es una sarta del mismo peso y grado. El zapato será posicionado proveyendo por lo menos 1m de
rathole.
8.2. Potenciales Riesgos
Riesgo
Método de Control
Manipuleo de las piezas de
casing
Solo se utilizará equipo de izaje certificado. Solo personal
requerido en el área. Se seguirá el procedimiento del taladro de
perforación para el manipuleo del casing.
8.3. Cabezal de pozo Interface
El Diverter será montado sobre el casing de 30”. La sección “A” del cabezal de pozo no será montada hasta
que el casing de 20” sea instalado.
8.4. Información del Casing
SECCION
TOPE (m)
30" Casing
FONDO (m)
Superficie
PESO
244.2#
nominal
234.5#
70
SECCION
GRADO
CONEXION
CUPLA OD / CASING ID /
CASING Drift
(pulgadas)
X56
THD BlueDock
32.563 / 28.500 / 28.021
M/U Loss
Valores de M/U Torque
Min / Opt / Max
9.409"
55,500 / 60,000 / 65,500 ft.lb
30", 244.2# Casing
8.5. Armado y manipuleo de casing
El siguiente equipo para bajada de casing será provisto por Weatherford:
Ítem
Qty
Descripción
1
2
Surgrip belt tong SCT 2036 for 30", Capacity – 140,300 ft-lb.
2
1
Gauge torque.
3
1
OTC Casing Elevator - 400 tons for 30”
4
1
22ft Bails 500 tons
5
1
Single Joint Elevator (Standard API Bore), Capacity – 5 ton. for 30”
6
1
OTC Casing Spider 400 ton for 30”
7
1
Safety Clamp Type C. for 30”
8
1
StabMaster for 30”
9
1
Adapter base plate (for stinger)
10
1
Bowl (for stinger)
11
1
Hand slip (for stinger)
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8.6. Centralización
•
Según programa de cementación.
8.7. Barreras
•
No aplica para esta sección.
8.8. Preparaciones
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Toda pieza de casing rechazada debe ser claramente marcada.
Antes de bajar el casing se deberá remover la grasa de almacenaje y colocar nueva grasa. El
responsable del cambio de grasa será Weatherford. La grasa para la bajada de casing será Jet Lube
Seal Guard ECF, esta será provista por Weatherford.
Asegurarse que el equipo adecuado para el manipuleo de casing se encuentre en el piso de trabajo
para minimizar los tiempos de montaje.
Asegurarse de disponer centralizadores entre el casing de 30” y 40”
Asegurarse que las llaves de back up se encuentren en un lugar fácil de acceder en caso las llaves
primarias fallen durante la bajada de casing.
Pre instalar 2 bolas de espuma en un pup joint de DP.
El tally de la cañería a ser corrida en el pozo debe estar revisado y aprobado por el Co.Man antes
de empezar con las operaciones.
Los accesorios de flotación deberán ser enviados al pozo ya torqueados en los caños requeridos.
Esta operación se debe realizar en base Santa Cruz.
El tipo de cemento Clase G elegido para la cementación de esta sección está basado en el
procedimiento de circulación con hesitación. Este mismo esta descrito en el programa detallado de
la compañía de servicio Halliburton.
8.9. Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Apartar melas y elevadores de Petrex. Montar equipos de bajada de casing de 30” (Weatherford) según la
lista de equipos expuesta anteriormente.
•
•
•
Armar y probar líneas de cementación + Side entry Sub + 2 x FOSV con 250/3000psi durante
5/10min.
Armar stab in sub con un tiro de 5” HWDP + X/O a 5 7/8” XT57
Remover los recortes del antepozo
3. Levantar el shoe track incluyendo el zapato flotador (doble flotador) y stab in sub. Colocar soldadura
plástica a las conexiones del zapato flotador y la segunda conexión del casing de 30”. Asegurarse que se
coloquen los centralizadores de acuerdo con el programa de cementación.
•
•
Valores de torque para el casing conductor: mínimo 55k ft.lbs, optimo 60k ft.lbs, máximo 65k ft.lbs
Soldar primera conexión con soldadura plástica
4.
Confirmar visualmente desde el piso de trabajo que el flotador está soportando desde abajo corriendo el
casing vacío.
5.
Levantar casing y confirmar que el flotador esta drenando desde arriba de la válvula.
6. Bajar el casing de 30” según el tally. Llenar cada pieza usando el top drive.
•
Asegurarse que los centralizadores sean instalados de acuerdo con el programa de cementación.
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7. Armar pieza de maniobra para asentar el casing de 30” en las cuñas. Asegurarse de dejar 1m de rat hole.
8. Soldar centralizadores en el casing de 30”.
9. Cambiar equipos de corrida de tubulares a DP de 5” DP. Armar mesa falsa.
•
Weatherford proveerá la mesa falsa y las plataformas de trabajo.
10. Bajar stab-in sub + 1 tiro de 5” HWDP + X/O a 5 7/8” DP hasta la pieza de casing de 30” con el zapato
flotador.
•
•
Realizar verificación visual de los sellos del stinger antes de bajar al pozo.
Halliburton proveerá un centralizador de 5” x 28”. Confirmar que el centralizador se encuentre
asegurado al HWDP.
11. Conectar TDS y lavar hasta el zapato flotador. Realizar espaciamiento de la sarta y asentar 5-10klbs para
confirmar el enchufe del stinger y así evitar desconexión durante el bombeo de cemento.
12. Circular por lo menos dos capacidades anulares.
•
•
•
Verificar la correcta vía de circulación.
Asegurarse que las líneas para dilución en el antepozo en caso sean necesarias se encuentren armadas.
Asegurarse que las bombas del antepozo (sifones) se encuentren funcionando.
13. Cerrar la FOSV superior y entrampar 500psi para proteger el TDS.
14. Abrir la valvular lo-torq y bombear cemento de acuerdo con el programa de cementación.
•
•
•
•
•
Los retornos de cemento se enviarán a la fosa de desechos para ser mezclados con los recortes de
perforación para ayudar a la estabilización del land farming.
Para asegurar buen cemento en zapato se dejarán 2.5bbl de cemento dentro el casing.
Asegurarse de tomar muestras del agua de mezcla y del cemento.
El caudal de bombeo será reducido una vez se observe retornos de cemento en superficie.
En caso no se tenga retornos de cemento en superficie, se realizará un top job con mangueras flexibles
de 1” 1000psi la cual se considera instalar al bajar el casing de 30”.
15. Verificar devolución de fluido en la unidad de cementación.
16. En caso de que no se observe devolución de fluido en la unidad de cementación, desenchufar sarta del
zapato flotador y visualmente verificar que no haya devolución de fluido. Asentar la sarta en las cuñas
y desfogar la presión entrampada en el TDS. Apartar side entry sub y agregar un pup joint de DP con las
bolas de espuma pre instaladas.
•
En caso se observe devolución de fluido luego de desenchufar la sarta de DP, bombear 2bbl de fluido
a alto caudal para sacudir los flotadores y continuar con el diagrama de flujo del programa de
cementación.
17. Bombear las dos bolas de espuma con alto caudal. Circular dos fondos/arriba.
18. Sacar a superficie el stinger de cementación. Desarmar la mesa falsa y los equipos de cementación.
19. Instalar el elevador de 30” y aplicar tensión al casing de 30”.
20. Luego de esperar tiempo de fragüe suficiente, cortar el casing de 30” según el requerimiento para montar
el diverter.
21. Desmontar los equipos de bajada de casing de 30”.
22. Instalar diverter de 29 ½” 500psi.
23. Instalar riser y niple de flujo.
24. Armar líneas de desfogue del diverter hasta la fosa de quema.
Probar el diverter con 200psi por 10min. Esta prueba de presión es requerida para la dispensación del casing.
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9. Perforar Sección de 24”
9.1. Información General
La sección de 24” sección será perforada con trépanos Kymera (hibrido PDC/tricono). Se usará el mismo
arreglo para perforar el zapato flotador y continuar perforando la nueva sección. En esta sección se perforará
formaciones del Carbonífero con posible contenido de Diamictitas (Formaciones Escarpment y Tarija), estas
formaciones requerirán el uso de las mejores prácticas de perforación en formaciones duras para optimizar la
ROP.
El TD de la sección está planeado que sea 50m dentro de la primera formación competente por debajo de
1100mAHBDF, la cual de acuerdo con la prognosis es la formación Tarija. De acuerdo con la matriz de TD
expuesta en la sección 16.2 el equipo de subsuelo será responsable para definir el TD de la sección. En caso se
observe una buena ROP y no se tenga perdidas de fluido significativas entonces habrá una potencial
oportunidad para continuar perforando la sección y de esta manera reducir la longitud de agujero abierto de
la siguiente sección. Se tendrá disponible 1300m de casing de 20” más 260m de contingencia, tomar en cuenta
que se requerirán 4 piezas para el shoe track (primario / back up).
9.2. Objetivos
•
•
Mantener la verticalidad del pozo.
Aislar la mayor cantidad de formaciones del carbonífero que se encuentran potencialmente
fracturadas
9.3. Potenciales Riesgos de la Sección
Potenciales Riesgos
Probabilidad
Mitigaciones
Alta vibración mientras se perfora
los carbonatos someros
Media
Se instalará Z-torque en el taladro de perforación.
Ubicación optima del shock sub con asistencia del
equipo de mecánica de perforación. Optimizar los
parámetros de perforación para controlar la
vibración excesiva. Trépanos Kymera son menos
propensos a la vibración. Inspecciones DROPS se
realizarán antes, durante y después de perforar la
sección.
Perdida de fluido en las secciones
someras del pozo. (Entre el nivel
del suelo hasta el nivel del
acuífero).
Alta
Estrategias para controlar perdida de fluidos,
como ser:
a) Fluido de perforación amigable con el medio
ambiente.
b) Estrategia de LCM y árbol de decisión en caso
de pérdidas a ser incluida en el programa de
fluidos.
c) Pileta de agua a ser llenada antes de comenzar
la perforación.
Incremento de la inclinación
podría llevar a desgaste del
casing.
Media
Inclinación será monitorea de manera minuciosa
con MWD. RSS estará disponible en caso se
observe un incremento brusco en la inclinación.
Baja ROP y desgaste excesivo en el
BHA
Media
Solo usar RSS con aletas tipo VI. Todos los
hardfacing deberán ser por lo menos HF4000.
Usar máximo caudal y WOB para mejorar la ROP
(dependiendo de pérdidas de fluido y vibración)
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9.4. Trépanos y BHAs
Esta sección será perforada con un trépano Kymera de Baker Hughes, se compraron cuatro trépanos Kymera
y un triconico de Schlumberger el cual se usará para las carreras de limpieza/acondicionamiento. La posición
del Shock sub será modelada por el equipo de Mecánica de Perforación.
Para ayudar a mitigar la excesiva vibración se deberá: usar el Z-torque, colocar el shock sub en un lugar optimo
y comenzar la perforación con parámetros controlados.
El arreglo primario para esta sección es el trépano Kymera y motor de fondo para perforar el zapato de 30” y
el nuevo hoyo. Las carreras siguientes podrán ser con arreglo empacado o con RSS dependiendo del
rendimiento observado anteriormente.
Al momento de escribir el programa el BHA de la sección se encuentra en BORRADOR, antes de las operaciones
revisar el ultimo BHA presentado por el personal de Direccional. El BHA en BORRADOR está disponible en la
sección de Anexos 16.6 para referencia.
9.5. Fluido de Perforación
Esta sección será perforada con fluido de perforación base agua (WBM) usando un sistema de Bentonita
Extendida con un peso de 9.0-9.9ppg.
9.6. Hidráulica / Torque y Arrastre
Los modelos serán provistos antes de cada sección.
9.7. Control de Pozo y Barreras
•
•
•
La barrera primaria será el fluido de perforación base agua.
Se tendrá instalado un diverter el cual fue probado con 200psi.
No se espera tener presencia de hidrocarburos en esta sección somera. Se observó presencia de
gas en los pozos offset, pero parece que fue debido a una mala calibración de los sensores de gas
y el fluido de perforación OBM utilizado en esos pozos.
9.8. Preparaciones
•
•
•
•
•
•
Asegurarse de tener la pileta llena de agua.
Confirmar que el material LCM y el plan de contingencia estén disponibles en locación.
Compilar con precisión diagramas de BHA/Pesca, preparar los XO necesarios para el BHA.
Preparar bache viscoso.
Revisar las rejillas / barreras alrededor del antepozo.
Armar y dejar parados tiros de Drill Pipe de 5 7/8” en lo posible hacerlo en la ratonera (offline).
9.9. Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Armar BHA de 24” con trépano 24” Kymera y motor de fondo de acuerdo con el BHA expuesto en el anexo
16.6.
3. Bajar BHA con DC de 9 ½” hasta una pieza por encima del tope de cemento (TOC)
4. Conectar TDS y lavar pozo hasta tocar el TOC, registrar en el Reporte diario.
5. Reperforar el zapato flotador y el rathole con parámetros reducidos.
•
•
•
Caudal de acuerdo con el motor de fondo
50-70rpm en el motor de fondo y 10-20rpm en el TDS.
5-15klbs WOB.
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•
•
•
Asegurarse que el límite de torque se encuentre establecido.
Levantar herramienta hasta el zapato de 30” después de cada metro perforado para asegurarse
que la herramienta se encuentra libre.
Repasar el tramo del zapato flotador dos veces para asegurarse que todo el cemento sea removido.
6. Perforar sección de 24” con parámetros reducidos hasta que el estabilizador superior se encuentre por
debajo del zapato de 30” para evitar lavar la zona debajo del zapato.
7. Perforar la sección de 24” aumentado los parámetros de perforación para alcanzar un ROP óptima.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
950-1200gpm
100-120rpm
25-70klbs WOB según la vibración lo permita.
En caso se observe vibraciones severas, variar parámetros según requerimiento.
Si se tiene vibraciones axiales, variar parámetros para estar en el “mejor punto” de acuerdo con el
modelo de vibraciones axiales.
Bombear baches de limpieza de acuerdo con el programa de fluidos.
Tomar survey por lo menos cada tiro perforado.
Si la inclinación incrementa, sacar BHA a superficie y cambiar por BHA con RSS.
Asegurarse de que los baches estén fuera del pozo antes de realizar una nueva conexión.
La densidad del fluido de perforación incrementara naturalmente.
Los recortes de perforación serán enviados a la fosa de desechos.
8. Perforar la sección hasta TD (1100-1300m) 50m dentro de la primera formación competente luego de
1100m. La profundidad de la sección deberá ser optimizada de acuerdo con el tally del casing y el
espaciamiento de la sarta para realizar la cementación con stinger. El geólogo de campo deberá confirmar
la formación competente. Hay una opción de extender el TD de la sección si en caso se observa altas ROP
y mínimos problemas de pozo, esto será conversado con el equipo de operaciones en la oficina.
9. Tomar survey y bombear bache viscoso.
10. Circular hasta zarandas limpias con por lo menos 2 fondos/arriba al mismo caudal de perforación y 40-60
rpm dependiendo en las perdidas de fluidos y los recortes.
11. Sacar BHA a superficie dejando los DC de 9 ½” parados en el peine. Desarmar y apartar los equipos de
altos costos de alquiler y optimizar para posible carrera de limpieza / acondicionamiento.
12. Montar equipos de wireline.
13. Correr registros eléctricos según programa
•
•
•
•
GR – Espectral - Dipmeter (caliper incl.)
VSP
El tiempo por cada carrera de registro eléctrico se espera que sea de 7 horas.
Confirmar que los sifones funcionen y estén alineados para tomar los retornos durante los viajes de
acondicionamiento/limpieza y durante la bajada del casing.
14. Desmontar equipos de wireline.
15. Desamar y apartar el diverter.
16. Cortar casing de 30” según requerimiento para instalar el plato base. La altura del corte será confirmada
por el DSV y el operador de Cameron. La longitud desde el tope del casing de 30” al corte fino del casing
de 20” deberá ser 23.25” de acuerdo con el procedimiento de corrida del cabezal (BORRADOR). La versión
final tendrá prioridad sobre este paso.
17. Realizar Carrera de acondicionamiento con un BHA empacado (3 estabilizador)
•
Intentar pasar sin bombas y/o rotación.
18. Bombear bache viscoso y circular hasta pozo limpio tomando los retornos del antepozo.
19. Sacar y desarmar BHA de acondicionamiento.
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10. Bajar y cementar casing de 20”
10.1.
Información general / Objetivos
El objetivo del casing de 20” es aislar la mayor cantidad posible de las formaciones del Carbonífero las cuales
se encuentran naturalmente fracturadas y proveer suficiente fuerza para poder perforar la sección de 17 ½”
hasta la profundidad programada. El casing de 20” es una sarta simple con un solo peso y grado. El zapato
flotador deberá posicionarse dejando 2m de rat hole.
10.2.
Potenciales Riesgos
Riesgo
Método de Control
Manipuleo de las piezas de
casing
Solo se utilizará equipo de izaje certificado. Solo personal
requerido en el área. Se seguirá el procedimiento del taladro de
perforación para el manipuleo del casing.
Colapso del casing durante la
cementación
Se modelará la densidad de la lechada para asegurarse de no
sobrepasar la carga de colapso del casing.
10.3.
Cabezal de Pozo
Se instalará la sección “A” del cabezal de pozo una vez el casing de 20” este cementado. La sección “B” del
cabezal de pozo no se instalará hasta que el casing intermedio se encuentre cementado. Para la instalación
del cabezal de pozo seguir la secuencia operativa de Cameron.
10.4.
Información del Casing
SECCION
TOPE (m)
FONDO (m)
PESO
GRADO
CONEXION
Cupla OD / Casing ID /
Casing Drift
(Pulgadas)
20" Casing
Superficie
1100-1300
133#
N80
VAM LOX
21.000 / 18.730 / 18.543
SECCION
20”
10.5.
M/U Loss
Valores de M/U Torque
Min / Opt / Max
8.071"
60,500 / 64,000 / 67,500 ft.lb
Armado y manipuleo de casing
El siguiente equipo para bajada de casing será provisto por Weatherford:
Item
Cant.
Descripción
1
1
Power Tong 26-100 with jaws for 20" casing - Geometric torque
(100 K ft – lb)
2
1
Joint analysis Make-up (JAMPro System)
3
1
Petol Chain tong SCT 2036 for 20” casing, Capacity – 111,900 ft-lb.
4
1
Single Joint Elevator (Standard API Bore), Capacity – 5 ton.
6
1
24-500 Casing Elevator for 20”
7
1
24-500 Casing Spider for 20”
8
1
Interlock Safety Interface System (IS system)
9
1
Fill up & Circulation Tool dressed for 20”
10
1
StabMaster for 20”
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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10.6.
•
10.7.
•
•
•
10.8.
•
•
•
•
•
•
•
•
10.9.
11
1
Safety Clamp Type C. for 20”
12
1
Adapter base plate (for stinger)
13
1
Bowl (for stinger)
14
1
Hand slip (for stinger)
Centralización
Según programa de cementación.
Barreras
No se espera presencia de hidrocarburos en esta sección somera. Esto se confirmará durante la
perforación del agujero de 24”.
Una vez se confirme el TD de la sección se desarmará el diverter.
El fluido de perforación WBM proveerá un sobre balance contra la presión de formación.
Preparaciones
Toda pieza de casing rechazada debe ser claramente marcada.
Antes de bajar el casing se deberá remover la grasa de almacenaje y colocar nueva grasa. El
responsable del cambio de grasa será Weatherford. La grasa para la bajada de casing será BOL
4010NM, esta será provista por Weatherford.
Asegurarse que el equipo adecuado para el manipuleo de casing se encuentre en el piso de trabajo
para minimizar los tiempos de montaje.
Asegurarse que las llaves de back up se encuentren en un lugar fácil de acceder en caso las llaves
primarias fallen durante la bajada de casing.
Pre instalar 2 bolas de espuma en un pup joint de DP.
El tally de la cañería a ser corrida en el pozo debe estar revisado y aprobado por el Co.Man antes
de empezar con las operaciones.
Los accesorios de flotación deberán ser enviados al pozo ya torqueados en los caños requeridos.
Esta operación se debe realizar en base Santa Cruz.
El tipo de cemento Clase G elegido para la cementación de esta sección está basado en el
procedimiento de circulación con hesitación. Este mismo esta descrito en el programa detallado de
la compañía de servicio Halliburton.
Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Apartar melas y elevadores de Petrex. Montar equipos de bajada de casing de 20” (Weatherford) según la
lista de equipos expuesta anteriormente.
•
Armar y probar líneas de cementación + Side entry Sub + 2 x FOSV con 250/3000psi durante
5/10min.
• Armar stab in sub con un tiro de 5” HWDP + X/O a 5 7/8” XT57
• Remover los recortes del antepozo
3. Armar el zapato flotador de 20” (válvula simple).
•
Colocar soldadura plástica en la conexión entre el zapato flotador y la pieza de casing. Asegurarse
que los centralizadores sean instalados de acuerdo con el programa de cementación.
• Valores de torque para el casing conductor: mínimo 60.5k ft.lbs, optimo 64k ft.lbs, máximo 67.5k
ft.lbs
4. Confirmar visualmente desde el piso de trabajo que el flotador está soportando desde abajo corriendo el
casing vacío al pozo.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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5. Levantar casing y confirmar que el flotador esta drenando desde arriba de la válvula.
6.
Bajar casing de 20” según tally, llenar la sarta de casing cada segunda pieza en pozo.
•
Asegurarse que los centralizadores sean instalados según el programa de cementación.
•
Se considerará el uso de instalar mangueras de 1” durante la bajada del casing para realizar trabajo
de top job dependiendo de los resultados de la cementación del casing de 30”.
7. Armar pieza de maniobra para asentar el casing de 20” en las cuñas. Asegurarse de dejar 1m de rat hole.
8. Cambiar equipos de corrida de tubulares a DP de 5” DP. Armar mesa falsa.
•
Weatherford proveerá la mesa falsa y las plataformas de trabajo.
9. Bajar stab-in sub + 1 tiro de 5” HWDP + X/O a 5 7/8” DP hasta la pieza de casing de 30” con el zapato
flotador.
•
•
Realizar verificación visual de los sellos del stinger antes de bajar al pozo.
Halliburton proveerá un centralizador de 5” x 18.730”. Confirmar que el centralizador se encuentre
asegurado al HWDP.
10. Conectar TDS y lavar hasta el zapato flotador. Realizar espaciamiento de la sarta y asentar 5-10klbs para
confirmar el enchufe del stinger y así evitar desconexión durante el bombeo de cemento.
11. Circular por lo menos dos capacidades anulares.
•
•
•
Verificar la correcta vía de circulación.
Asegurarse que las líneas para dilución en el antepozo en caso sean necesarias se encuentren armadas.
Asegurarse que las bombas del antepozo (sifones) se encuentren funcionando.
12. Cerrar la FOSV superior y entrampar 500psi para proteger el TDS.
13. Abrir la valvular lo-torq y bombear cemento de acuerdo con el programa de cementación.
•
•
•
•
•
Los retornos de cemento se enviarán a la fosa de desechos para ser mezclados con los recortes de
perforación para ayudar a la estabilización del land farming.
Para asegurar buen cemento en zapato se dejarán 2bbl de cemento dentro el casing.
Asegurarse de tomar muestras del agua de mezcla y del cemento.
El caudal de bombeo será reducido una vez se observe retornos de cemento en superficie.
En caso no se tenga retornos de cemento en superficie, se realizará un top job con mangueras flexibles
de 1” 1000psi la cual se considera instalar al bajar el casing de 20”.
14. Verificar devolución de fluido en la unidad de cementación.
15. En caso de que no se observe devolución de fluido en la unidad de cementación, desenchufar sarta del
zapato flotador y visualmente verificar que no haya devolución de fluido. Asentar la sarta en las cuñas y
desfogar la presión entrampada en el TDS. Apartar side entry sub y agregar un pup joint de DP con las
bolas de espuma pre instaladas.
•
En caso se observe devolución de fluido luego de desenchufar la sarta de DP, bombear 2bbl de fluido
a alto caudal para sacudir los flotadores y continuar con el diagrama de flujo del programa de
cementación.
16. Bombear las dos bolas de espuma con alto caudal. Circular dos fondos/arriba.
17. Sacar a superficie el stinger de cementación. Desarmar la mesa falsa y los equipos de cementación.
18. Instalar el elevador de 20” y aplicar tensión al casing de 20”.
19. Luego de suficiente tiempo de fragüe realizar el corte fino del casing de 20”.
•
El corte final del casing será según el procedimiento de instalación del cabezal provisto por Cameron.
Provisionalmente la distancia de corte es de 23.25” por encima del casing de 30”.
20. Desmontar los equipos de bajada del casing de 20”.
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21. Instalar plato base.
22. Instalar sección “A” del cabezal según el procedimiento de Cameron.
•
Para la inyección de sellos P seguir el procedimiento de Cameron.
23. Probar los sellos P al 80% del valor de colapso del casing. Esta prueba se realizará por el puerto ubicado
en la parte inferior de la brida. Las pruebas se realizarán con 250/1300psi durante 5/10min.
24. Anclar las cuñas de asentamiento de casing.
25. Instalar spool espaciador.
26. Armar BOP de 21 ¼” e instalar riser.
27. Realizar prueba de función del conjunto de BOP´s.
28. Bajar probador de copa por debajo de las válvulas laterales del cabezal de pozo. Realizar prueba de presión
del conjunto de BOP, brida adaptadora y las conexiones al cabezal de pozo usando el probador de copa.
• La prueba se deberá realizar a ambas válvulas laterales del cabezal de pozo.
• El conjunto de BOP tendría que haber sido probada en el stump skid a 250/5000psi por 5/10min.
• El choke manifold y las válvulas de control de pozo deberán ser probadas offline.
• Se dispondrá de tapones para aislar las válvulas laterales en caso de observar fugas de presión.
29. Recuperar y apartar probador de copa.
30. Cerrar RAM ciego y presurizar por kill line para probar el casing de 20”.
31. Realizar prueba al acumulador de presión.
32. Instalar wear bushing.
•
•
El personal de Equipetrol deberá coordinar con personal del taladro el procedimiento para instalar y
recuperar el wear bushing y el ajustado de los pines de aseguramiento.
Seguir los procedimientos de Cameron para enchufar las ranuras de tipo J e instalar los pines de
aseguramiento del cabezal.
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11. Perforar Sección de 17 ½”
11.1.
Información general
La parte superior de esta sección atravesara las mismas formaciones que el pozo Honduras X-2 hasta antes de
cruzar la falla San Simón donde se espera que el agua cambie de agua fresca a salada. Por debajo de la falla
hay una repetición de formaciones Triásicas, Pérmicas y Carboníferas, no se sabe exactamente el tope de cada
formación debido a que el modelo geológico se encuentra basado en sísmica 2D y geología estructural.
El TD de la sección está planeado que sea 50m dentro de una formación competente por debajo 3315mAHBDF,
la cual según la prognosis seria la formación Tarija. De acuerdo con la matriz de TD en la sección 16.2 el equipo
de subsuelo será responsable de definir el punto de TD. En caso se observe buena ROP y no se observe pérdidas
significativas de fluido de perforación entonces potencialmente se podría perforar más profundo dentro de la
formación Iquiri para poder aislar la parte inferior del carbonífero y reducir la probabilidad de tener pérdidas
de fluido de perforación al incrementar el peso en la rampla de presión en la formación Los Monos. Se dispone
de suficiente casing para colocar el zapato a 3500m y se cuenta con un adicional de 350m en caso de
contingencia.
11.2.
•
•
•
Objetivos
Mantener la verticalidad del pozo.
Aislar la mayor cantidad de formaciones del carbonífero que se encuentran potencialmente
fracturadas.
Optimizar la ROP, especialmente en la parte superior de la sección.
11.3.
Potenciales Riesgos de la Sección
Potencial Riesgo
Probabilidad
Mitigaciones
Pega de tubería podría llevar a
sidetracks
Media
Mantener altos caudales de bombeo. Asegurarse
que las propiedades del fluido sean las correctas.
Realizar carrera de acondicionamiento de acuerdo
con el estado del pozo. Monitorear la inclinación
y DLS minuciosamente. Usar RSS en caso se
requiera. Usar DP 5 7/8” con alto grado de
tensión. Minimizar el tiempo estático de la sarta
cuando se encuentre en pozo abierto.
Perdida de fluido de perforación
debido a las fracturas naturales.
Alta
Estrategias para controlar perdida de fluidos,
como ser:
a) Estrategia de LCM y árbol de decisión en caso
de pérdidas a ser incluida en el programa de
fluidos.
b) Mantener el peso del fluido de perforación
cerca al valor de la hidrostática.
c) Perdidas de fluidos menores se observe en los
pozos offset.
Inestabilidad del fluido de
perforación debido a las arcillas
Media
Asegurarse que el fluido de perforación se
encuentre dentro de propiedades e inhibido
Formaciones presurizadas hidrostáticamente –
menos propensas a inestabilidad
Se realizo pruebas al Sistema de fluido de
perforación con muestras de los pozos offset.
Baja ROP y excesivo desgaste del
BHA
Medio
Solo usar RSS con aletas tipo VI. Todos los
hardfacing deberán ser por lo menos HF4000.
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Usar máximo caudal y WOB para mejorar la ROP
(dependiendo de pérdidas de fluido y vibración)
11.4.
Trépanos y BHAs
Esta sección se perforará con un trépano para direccional, el contrato de estos trépanos es con Schlumberger.
Se tendrá disponible tres tipos de trépanos: Stingblade y combinaciones entre Stingblade y Axeblade.
El arreglo primario para esta sección es el trépano PDC y motor de fondo para perforar el zapato de 20” y el
nuevo hueco. Las carreras siguientes podrán ser con arreglo empacado o con RSS dependiendo del
rendimiento observado anteriormente.
Al momento de escribir el programa el BHA de la sección se encuentra en BORRADOR, antes de las operaciones
revisar el ultimo BHA presentado por el personal de Direccional. El BHA en BORRADOR está disponible en la
sección de Anexos 16.6 para referencia.
11.5.
Fluido de Perforación
Esta sección se perforará con un Sistema de fluido de perforación WBM polimérico con un peso de fluido de
perforación de 9.5 – 10.5ppg.
11.6.
Hidráulica / Torque y Arrastre
Los modelos serán provistos antes de cada sección.
11.7.
•
•
Control de Pozos y Barreras
La barrera primaria será el fluido de perforación con un peso mínimo de 9.5ppg
Se barrera secundaria será el casing de 20”, sección “A” y el conjunto de BOP, los cuales ya fueron
probados anteriormente.
11.8.
Preparaciones
•
Asegurarse de tener la pileta llena de agua.
•
Confirmar que el material LCM y el plan de contingencia estén disponibles en locación.
•
Compilar con precisión diagramas de BHA/Pesca, preparar los XO necesarios para el BHA.
•
Preparar bache viscoso
•
Revisar las rejillas / barreras alrededor del antepozo.
11.9.
Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Armar BHA de 17 1/2” con trépano 17 1/2” StingBlade/AxeBlade PDC y motor de fondo de acuerdo con el
BHA expuesto en el anexo 16.6.
•
•
Usar los tiros de DC de 9 ½” y 8” DC usados en la sección de 24”.
El uso de Motor Vs. RSS será evaluado basado en el rendimiento e inclinación observada en la sección.
3. Bajar BHA con DP 5 7/8” hasta una pieza por encima del TOC.
4. Conectar TDS y lavar pozo hasta tocar el TOC, registrar en el Reporte diario.
5. Reperforar el zapato flotador y el rathole con parámetros reducidos.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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•
•
•
•
•
•
•
•
Caudal de bombeo 600-700gpm
60-100rpm
5-15klbs WOB
Asegurarse que el límite de torque se encuentre establecido
Levantar herramienta hasta el zapato de 20” después de cada metro perforado para asegurarse
que la herramienta se encuentra libre.
Repasar el tramo del zapato flotador dos veces para asegurarse que todo el cemento sea removido.
Cambiar de fluido a WBM polimérico de 9ppg durante el último tercio del shoetrack
Divergir el fluido de perforación de la sección de 24” al tanque de desechos.
6. Continuar perforando 3m de nueva formación con parámetros reducidos.
7. Circular hasta que el pozo este limpio y el fluido homogenizado (densidad de entrada/salida igual).
8. Levantar herramienta hasta que el BHA se encuentre dentro del casing de 20”.
9. Cerrar BOP y alinear bombas para el anular y la tubería.
10. Realizar FIT hasta 13.2 ppg
11. Desfogar presión y verificar el volumen devuelto, registrar en el reporte diario.
12. Abrir BOP y realizar flow check por 15min.
13. Continuar perforando sección de 17 ½” con parámetros reducidos hasta que el estabilizador superior se
encuentre por debajo del zapato de 20” para evitar lavado de la zona alrededor del zapato.
14. Perforar la sección de 17 ½” hasta el tope de la formación indiferenciada del Devónico, la cual se estima
se encuentra entre 1543-1743mAHBDF.
•
•
•
•
•
Incrementar el caudal de bombeo hasta 1200gpm, mínimo 850gpm para buena limpieza de pozo
30-60klbs WOB
90-150 rpm
Tomar surveys mínimamente cada tiro perforado, en caso se observe un incremento excesivo de
inclinación cambiar a RSS.
Bombear baches de limpieza de acuerdo con el programa de fluidos.
15. Perforar la sección de 17 1/2" hasta pasar la falla San Simón, la profundidad estimada es entre 22822482m.
•
•
•
•
•
•
Incrementar el caudal de bombeo hasta 1100-1400gpm, mínimo 850gpm para tener buena limpieza
de pozo.
30-60klbs WOB.
90-150 rpm.
Esta sección consiste en capas de arcilla/arena, asegurarse que las propiedades del fluido de
perforación se encuentren según programa de fluidos y revisar las zarandas para verificar en caso se
tenga insuficiente inhibición de las arcillas.
Hay un potencial de tener pérdidas de fluido al atravesar la falla San Simón, esto no se observó en los
pozos offset.
Monitorear las propiedades del fluido al atravesar la falla San Simón debido a que se tendrá un cambio
en la salinidad del agua.
16. Continuar perforando la sección de 17 ½” hasta TD.
•
TD va depender de las formaciones y el estado del pozo, optimizar con el tally de casing y dejar 4m de
rathole.
17. Tomar survey y bombear bache viscoso.
18. Circular hasta zarandas limpias con por lo menos 2 fondos/arriba al mismo caudal de perforación y 40-60
rpm dependiendo en las perdidas de fluidos y los recortes.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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19. Sacar BHA a superficie dejando los DC de 9 ½” parados en el peine. Desarmar y apartar los equipos de
altos costos de alquiler y optimizar para posible carrera de limpieza / acondicionamiento. Realizar Flow
check por 15min antes de que el BHA pase por la BOP.
20. Montar equipos de wireline.
21. Correr registros eléctricos según programa
•
•
Spectral GR - Sonic (P&S) - Borehole Imaging (Resistivity)
El tiempo estimado de registros eléctricos en la región es de 7 horas por carrera.
22. Desmontar equipos de wireline
23. Realizar Carrera de acondicionamiento con un BHA empacado (3 estabilizador)
•
Intentar pasar sin bombas y/o rotación.
24. Bombear bache viscoso y circular hasta pozo limpio tomando los retornos del antepozo.
25. Sacar y desarmar BHA de acondicionamiento.
•
Apartar DC de 9 ½”
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12. Bajada y cementación del casing de 13 5/8” x 13 3/8”
12.1.
Información general / Objetivos
El objetivo del casing de 13 5/8” x 13 3/8” es proveer suficiente Kick tolerance para perforar la sección de 12
¼” para permitir el incremento de peso al fluido de perforación en la zona sobre presurizada de la formación
Los Monos y aislar la mayor cantidad posible de las formaciones naturalmente fracturadas del Carbonífero.
Esta sarta de casing será doble, la cual estará compuesta de casing de 13 5/8” y 13 3/8”. El zapato de casing
deberá ser instalado dejando 3m de rathole.
12.2.
Potenciales riesgos de la sección
Riesgo
Método de Control
Problemas del hoyo abierto
que podrían llevar a
aprisionamiento del casing
Asegurarse que el pozo se encuentre en buenas condiciones
antes de bajar casing. Realizar carrera de acondicionamiento
desde correr los registros eléctricos. Lavar pozo con OverDrive
en caso sea necesario.
Potencial riesgo de HSSE al
correr una larga sarta de
casing: exposición, exceso de
confianza
Personal limitado en la zona de peligro, asegurarse de tener la
supervisión apropiada. Rampla hidráulica. Uso de OverDrive.
No cumplir con los
requerimientos de abandono
(TOC 150m por encima de la
falla San Simón)
Uso de modelos para las lechadas de relleno principal. Se
añadirá fibra a las lechadas. Se correrá registros de calibre para
determinar el volumen de pozo.
No cumplir con requerimiento
de tener el TOC 200m por
encima del X/O de 13 5/8” a 13
3/8”
Uso de modelos para las lechadas de relleno principal. Se
añadirá fibra a las lechadas. Se correrá registros de calibre para
determinar el volumen de pozo.
12.3.
Cabezal de pozo
La sección “B” del cabezal será montada sobre el casing de 13 5/8” x 13 3/8” una vez este cementado. Para la
instalación del cabezal se deberá seguir el procedimiento detallado de Cameron.
12.4.
Información del Casing
SECCION
TOPE (m)
FONDO (m)
PESO
GRADO
CONEXION
Cupla OD / Casing ID /
Casing Drift
(Pulgadas)
13 5/8"
Superficie
2200
88.2#
Q125
VAM 21
14.441 / 12.375 / 12.250
13 3/8”
2200
3500
72.0#
Q125
VAM 21
14.286 / 12.347 / 12.250
M/U Loss
Valores de M/U Torque
Min / Opt / Max
13 5/8"
6.425"
45,900 / 51,300 / 56,700 ft.lb
13 3/8”
5.555”
39,400 / 43,800 / 48,150 ft.lb
SECCION
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12.5.
Armado y manipuleo de casing
El siguiente equipo para bajada de casing será provisto por Weatherford:
12.6.
•
12.7.
Item
Cant
Descripción
1
1
Electric hydraulic power unit c/w 100 ft and hydraulic lines
2
1
OverDrive System 750 ton dressed for 13-3/8” and 13-5/8” with
crossover (box).
3
1
Joint analysis Make-up (JAMPro System)
4
1
20-1000 Casing Spider for dressed for 13-3/8”
5
1
Slips Set for 20-1000 Casing Spider dressed for 13 5/8”
6
1
Interlock Safety Interface System (IS system)
7
1
Petol Chain tong SCT614 for 13-3/8" and 13-5/8”, Capacity-90,900 ft-lb
8
1
Single Joint Elevator for 13-3/8” (Standard API Bore), Capacity – 5 ton.
9
1
Single Joint Elevator for 13-5/8” (Standard API Bore), Capacity – 5 ton.
10
1
Stabbing Guide for 13-3/8”.
11
1
Stabbing Guide for 13-5/8”.
12
1
Safety Clamp dressed for 13-3/8" Type C.
Centralización
Según programa de cementación.
Barreras de Pozo
•
La barrera primaria será el fluido de perforación WBM polimérico de 9.5 – 10.5ppg
•
Las barreras secundarias serán el casing de 20” y el conjunto de BOP 21 ¼” 5K probadas.
12.8.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Preparaciones
Toda pieza de casing rechazada debe ser claramente marcada.
Antes de bajar el casing se deberá remover la grasa de almacenaje y colocar nueva grasa. El
responsable del cambio de grasa será Weatherford. La grasa para la bajada de casing será API, esta
será provista por Weatherford.
Asegurarse que el equipo adecuado para el manipuleo de casing se encuentre en el piso de trabajo
para minimizar los tiempos de montaje.
Asegurarse que las cabezas de circulación estén revisadas.
Asegurarse que los segundos sistemas de sujeción del elevador estén revisados.
Asegurarse de tener una separación clara de los casing de 13 5/8” y 13 3/8” en los caballetes.
Realizar prueba de presión de las líneas de cementación (offline).
Vaciar los silos de cemento según requerimiento.
Instalar los centralizadores de casing en los caballetes antes de bajar los casing al pozo.
La máxima velocidad de bajada se determinará con el calcula de suaveo y pistoneo.
El tally de la cañería a ser corrida en el pozo debe estar revisado y aprobado por el Co.Man antes
de empezar con las operaciones.
Los accesorios de flotación deberán ser enviados al pozo ya torqueados en los caños requeridos.
Esta operación se debe realizar en base Santa Cruz.
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•
Realizar prueba de presión del conjunto de BOP 13 5/8” 10K en el stump skid con 250/10,000psi
por 5/10min.
o Asegurarse que todos los ram´s, preventor anular y las válvulas internas y externas sean
probadas.
12.9.
Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Recuperar wear bushing, asegurarse de que los pines de aseguramiento se encuentren correctamente
retractados
3. Montar equipos de bajada de casing de 13 3/8” (Weatherford) incluyendo OverDrive según la lista de
equipos expuesta anteriormente. Oportunidades offline:
•
•
Armar y probar líneas de cementación con 250/3000psi durante 5/10min.
Revisar que la cabeza de cementación se encuentre cargada con los tapones correctamente –
deberá ser presenciado por el DSV
4. Armar el zapato flotador de 13 3/8” (flotador simple) y una pieza de casing, usar soldadura plástica.
5. Armar el collar flotador de 13 3/8” en la pieza del zapato flotador, usar soldadura plástica. Asegurarse que
los centralizadores se encuentren instalados de acuerdo con el programa de cementación.
•
Valores de torque para el casing de 13 3/8”: mínimo 39.4k ft.lbs, optimo 43.8k ft.lbs, máximo
48.15k ft.lbs
6. Confirmar visualmente desde el piso de trabajo que el flotador está soportando desde abajo corriendo el
casing vacío al pozo.
7. Levantar casing y confirmar que el flotador esta drenando desde arriba de la válvula.
8. Bajar el casing de 13 3/8” según el tally hasta aproximadamente 1300m. Llenar la sarta cada cinco piezas
de casing.
• Asegurarse que los centralizadores se encuentren instalados de acuerdo con el programa de
cementación.
• Torquear cada pieza con el valor de torque óptimo.
• Cada 500m verificar circulación.
• Revisar el casing de 13 3/8” remanente en locación antes de empezar a bajar el casing de 13 5/8”
• La velocidad de bajada del casing no deberá exceder los cálculos de pistoneo de pozo.
• Cuando el casing de 13 3/8” se encuentre en el zapato de 20” circular y registrar pesos de la sarta
(arriba/abajo)
• El ingeniero de datos deberá registrar los pesos y graficarlos con los pesos simulados.
9. Cambiar equipos para bajada de casing de 13 5/8”.
10. Continuar bajando el casing de 13 5/8” según el tally.
•
•
•
•
•
•
Llenar la sarta mínimamente cada 5 piezas.
Cada 500m verificar circulación.
Reducir la velocidad de bajada en las ultimas 5 piezas.
Monitorear el desplazamiento de fluido en el trip tank.
En caso se necesite lavar el pozo para alcanzar TD, bombear a bajo caudal e incrementar lentamente
para evitar inducir Perdida de fluido de perforación.
Minimizar el tiempo estático de la sarta para evitar aprisionamiento.
11. Armar el ensamble de asentamiento con: colgador de casing, running tool y pieza de maniobra.
•
•
Luego de levantar la última pieza de casing realizar conteo de piezas remanentes en superficie para
verificar el tally.
Aplicar una capa de aceite/grasa al cuello del colgador y a los sellos de la running tool.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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12. Asentar el colgador de casing en la sección “B”
13. Usando el overdrive circular de acuerdo con el requerimiento del programa de cementación. Acondicionar
fluido de perforación de acuerdo con el programa de cementación.
•
•
Verificar las presiones de circulación y considerar abrir las válvulas laterales del cabezal de pozo.
Oportunidad Offline – circular con la cabeza de circulación mientras se desmonta el OverDrive.
14. Instalar la cabeza de cementación.
15. Alinear hacia la unidad de cementación, confirmar las vías de flujo.
16. Bombear los colchones espaciadores por delante de la lechada de acuerdo con el programa de
cementación.
17. Largar el tapón inferior – Presenciado por el DSV
18. Mezclar y bombear cemento de acuerdo con el programa de cementación.
•
Asegurarse de tomar muestras del agua de mezcla y de las lechadas
19. Largar el tapón superior – Presenciado por DSV.
20. Bombear el espaciador por detrás de la lechada.
21. Desplazar la lechada con fluido de perforación WBM usando las bombas del taladro de perforación.
•
Asegurarse de desfogar cualquier presión entrampada por debajo del TDS.
22. Reducir el caudal de bombeo según el programa de cementación para las etapas finales y asentar el tapón.
•
Si no se observa asentamiento del tapón, máximo sobre desplazar ½ volumen del shoe track y luego
parar el bombeo.
23. La presión final de circulación estará en + / - 1450psi. Observar asentamiento del tapón e incrementar la
presión 500psi por encima de la presión final de circulación, mantener la presión por 3-5min para
confirmar que el tapón este sosteniendo presión.
24. Alinear a la unidad de cementación y ecualizar presión.
25. Incrementar presión en etapas y realizar prueba de presión al casing.
•
Al momento de escribir el programa aún se tiene que confirmar el rango de presión de la cabeza de
cementación, tapones y flotadores de cementación.
• Registrar volumen bombeado.
26. Desfogar presión y verificar por devolución de fluido.
• Registrar el volumen devuelto y comparar con el volumen bombeado.
27. Desarmar y apartar la cabeza de cementación.
28. Recuperar el running tool del colgador de casing y la pieza de maniobra con aproximadamente 16 vueltas
en sentido horario.
29. Desarmar la pieza de maniobra y running tool del colgador de casing.
30. Desmontar los equipos de bajada de casing.
31. Bajar jetting tool y lavar el cabezal de pozo y el conjunto de BOPs.
32. Armar el conjunto de sellos y running tool del conjunto de sellos.
33. Instalar el conjunto de sellos y asegurar todos los tornillos de fijación.
34. Desenchufar running tool del conjunto de sellos girando ¼ de vuelta en sentido contra horario. Sacar a
superficie.
35. Bajar con running tool de colgador de casing.
•
Reemplazar los O-rings antes de bajar.
36. Enchufar al colgador de casing con 12 vueltas en sentido horario.
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
46/98
37. Cerrar BOP.
38. Realizar prueba de presión al ensamble de sellos presurizando por kill line.
39. Desfogar presión y abrir conjunto de BOP.
40. Recuperar y apartar running Tool con 12 vueltas en sentido horario.
41. Desmontar conjunto de BOP 21 ¼” 5K.
42. Instalar cabezal de pozo compacto 21 ¼” x 13 5/8” 10,000psi (Sección “B”)
•
Realizar prueba de presión a los sellos de la sección “B”
43. Instalar adaptador 13 5/8” 10K Fastlock x 13 5/8” 10K API bridado.
44. Montar conjunto de BOP 13 5/8” 10,000psi.
45. Montar niple de flujo y salida de fluido de perforación.
46. Realizar prueba de funcionamiento de BOP.
47. Realizar prueba de presión al conjunto de BOP y cabezal de pozo utilizando un tapón de prueba.
48. Recuperar tapón de prueba.
49. Realizar prueba de presión a las válvulas laterales del cabezal de pozo.
50. Realizar prueba de presión al acumulador. Registrar resultados en EDM.
51. Instalar wear bushing.
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47/98
13. Perforar sección de 12 1/4”
13.1.
Información general / Objetivos
Esta sección atravesara la parte inferior del Devónico donde se espera tener una zona sobre presurizada en la
formación Los Monos. El caso base de la prognosis espera encontrar la formación Los Monos con un espesor
de 200m, esta sección es la que tiene el mayor grado de incertidumbre geológica por lo que el espesor de la
formación Los Monos puede llegar a ser 900m.
El TD de la sección está planeado de estar por lo menos 5m dentro de la parte limpia de la formación HMP,
según la prognosis se estima que la profundidad sea entre 4000-4100mTVDBDF. De acuerdo con la matriz de
TD en la sección 16.2 el equipo de subsuelo será responsable para definir el punto de TD. Es importante no
perforar una longitud excesiva dentro de la formación HMP para evitar daños a la formación debido a la
cementación y también para reducir el riesgo de tener perdida de fluido debido a la regresión de presión
esperada en esta formación.
13.2.
•
•
Objetivos
Mantener las propiedades del fluido de perforación para tener una adecuada inhibición de las arcillas
en la formación Los Monos.
Identificar la parte limpia de la formación HMP para reducir el peso del fluido de perforación en la
sección del reservorio.
13.3.
Potenciales riesgos de la sección
Potencial Riesgo
Insuficiente kick tolerance para
perforar hasta el tope de HMP
Probabilidad
Medio
Mitigación
La gradiente de fractura pronosticada se
encuentra basada en FIT de los pozos offset, por
lo tanto, la gradiente de presión estática de la
formación tendría que ser mayor.
Liner de 11 ¾” disponible en caso de contingencia.
Inestabilidad del pozo durante la
perforación de la formación Los
Monos
Medio
El Sistema de fluido de perforación está diseñado
para dar la suficiente inhibición a la formación.
Para asegurar que el fluido se encuentre dentro
de las propiedades establecidas en el programa se
enviara un probador adicional.
Usar peso del fluido de perforación de acuerdo
con
las
recomendaciones
del
modelo
geomecanico.
Incapacidad de identificar el tope
de HMP lo cual podría resultar una
excesiva longitud dentro del
reservorio ocasionando daño a la
formación e induciendo perdida
de fluido de perforación.
13.4.
Medio
Examinar los datos de GR para identificar las
arenas.
Uso de bio-estratigrafía para identificar la
transición Los Monos / HMP.
Trépanos y BHAs
La sección será perforada principalmente con un trépano Smith PDC Stingblade-AxeBlade. Trepanos de
Schlumberger también estarán disponibles.
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La sarta principal constara de un trépano y un motor para perforar el zapato del casing de 13 5/8” x 13 3/8”.
El arreglo para las carreras subsecuentes la selección del arreglo se basará en el rendimiento visto en carreras
pasadas. Las opciones de RSS, turbina o arreglo empacado serán consideradas.
Al momento de escribir el programa el BHA de la sección se encuentra en BORRADOR, antes de las operaciones
revisar el ultimo BHA presentado por el personal de Direccional. El BHA en BORRADOR está disponible en la
sección de Anexos 16.6 para referencia.
13.5.
Fluidos de Perforación.
Esta sección será perforada utilizando un sistema de fluido base agua BOREMAX con densidad
11.0 – 15.5ppg.
13.6.
Hidráulica / Torque y Arrastre
Modelos serán proporcionados al taladro antes de cada sección.
13.7.
•
•
13.8.
•
•
•
•
•
•
13.9.
Control de pozo y Barreras
La principal barrera será el fluido de perforación base agua con una densidad mínima de 11.0ppg
La barrera secundaria será el casing cementado y el zapato, con un cabezal probado además del
BOP de 13 5/8” de 10,000psi.
Preparaciones
Confirmar que el material LCM y el plan de contingencia estén disponibles.
Confirmar que material LCM sea compatible con el fluido de perforación.
Compilar con precisión el diagrama del BHA/Pesca, preparar los XO necesarios para el BHA.
Revisar las rejillas / barreras alrededor del antepozo.
Preparar píldoras viscosas.
Asegurase de que el personal conozca el procedimiento de titulación requerido.
Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Armar BHA de 12 1/4” con trépano 12 1/4” StingBlade/AxeBlade PDC y motor de fondo de acuerdo con el
BHA expuesto en el anexo 16.6.
3. Bajar BHA con DP 5 7/8” hasta una pieza por encima del TOC.
4. Conectar TDS y lavar pozo hasta tocar el TOC, registrar en el Reporte diario.
5. Reperforar el zapato flotador y el rathole con parámetros reducidos.
• Asegurar el limitador de torque.
• Levantar herramienta hasta el zapato después de cada metro perforado para asegurarse que la
herramienta se encuentra libre.
• Repasar el tramo del zapato flotador dos veces para asegurarse que todo el cemento sea removido.
• Cambiar de fluido a WBM polimérico de 11ppg BOREMAX mientras se perfora la parte inferior del
zapato.
6. Continuar perforando 3m de nueva formación con parámetros reducidos.
7. Circular hasta que el pozo este limpio y el fluido homogenizado (densidad de entrada/salida igual).
8. Levantar herramienta hasta que el BHA se encuentre dentro del zapato del casing 13 3/8”.
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9. Cerrar BOP y alinear bombas para el anular y la tubería utilizando la unidad de cementación.
10. Realizar FIT hasta 16.2 ppg
11. Desfogar presión y verificar el volumen devuelto, registrar en el reporte diario.
12. Abrir BOP y realizar flow check por 15min.
13. Continuar perforando con parámetros reducidos hasta que el estabilizador superior se encuentre por
debajo del zapato de 13 3/8” para evitar lavado de la zona alrededor del zapato.
14. Perforar la sección de 12 1/4” hasta el la base Iquiri Fm. Considerar fortalecer el pozo antes de elevar la
densidad del lodo.
15. Incrementar la densidad del lodo a 15 – 15.5 ppg mientras se perfora Iquiri Fm.
16. Perforar 12 1/4” hasta el tope de Huamampampa Fm (ver criterio TD para mas Información)
•
•
•
•
•
Caudal de bombeo 700-900gpm, mínimo 383gpm para buena limpieza de pozo
20-40klbs WOB
Variar parámetros de perforación para optimizar la ROP
Asegurar el monitoreo constante de las propiedades del lodo para inhibir las posibles arcillas
Asegurar el análisis de las muestras lo antes posible para determinar el tope de Huamampampa.
17. Tomar survey y bombear bache viscoso.
18. Circular hasta que el pozo este limpio y el fluido homogenizado (densidad de entrada/salida igual) con
valores de 40-60rpm dependiendo de las pérdidas y recortes.
19. Realizar flow check por 15min.
•
Rotar la sarta a 20rpm durante el flow check
20. Sacar BHA a superficie dejando los DP 5 7/8” parados en peine.
21. Realizar flow check en casing 20” durante 15min.
22. Sacar BHA a superficie dejando los DC parados en el peine.
•
Desarmar y apartar los equipos de altos costos de alquiler.
•
Realizar Flow check por 15min antes de que el BHA pase por la BOP.
23. Montar equipos de wireline.
24. Correr registros eléctricos según programa
25. Realizar carreras de acondicionamiento con arreglo packeado.
•
•
Intentar pasar sin bombas y/o rotación.
Montar equipos de bajada de casing en lo posible offline
26. Bombear bache viscoso y circular hasta pozo limpio tomando los retornos del antepozo.
27. Sacar y desarmar BHA 12 ¼” de acondicionamiento.
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14. Bajada y Cementación Casing de Producción 9 7/8”
14.1.
Información general / Objetivos
El objetivo de la sección de 9 7/8” es asilar la sobrepresión de las formaciones Los Monos y permitir bajar la
densidad del fluido para perforar el reservorio, evitando provocar pérdidas y dañar la formación. El zapato
será posicionado para tener un bolsillo mínimo de 4m. El casing tiene un solo OD, pero dos pesos y conexiones
distintas. Los casing inferiores tienen una conexión flush y están diseñado para ser corridos a través del liner
de contingencia de 11 ¾”.
14.2.
Potenciales Riesgos de la Sección.
Riesgos
Método Control
Problemas que lleven a
atrapamiento de casing.
Asegura que el pozo este en buenas condiciones antes de bajar
el casing. Realizar carreras de acondicionamiento después de
realizar registros wireline. Lavar con overdrive cuando sea
requerido.
Riesgo Potencial de HSSE
durante las operaciones.
Limitar el personal en la zona roja, para asegurar su
supervisión. Rampla Hidráulica. Usar overdrive.
No llegar al requerimiento de
diseño de TOC para satisfacer
cargas bullhead de producción
según CTDM.
Modelaje hidráulico del cemento.
Fibra será agregada a la mezcla. El registro de calibre
determinara el volumen actual del pozo.
14.3.
Cabezal de Pozo
La sección B del cabezal fue instalada en el casing 13 5/8” x 13 3/8”. El casing de producción será asentado en
el colgador del casing. Se seguirá el procedimiento detallado de Cameron para el armado del cabezal con
casing.
14.4.
Tabla de Casing
TOP (m)
FONDO (m)
PESO
GRADO
CONEXION
CUPLA OD / CASING ID /
Casing Drift
(inches)
9 7/8"
SUPERFICIE
3300
66.9#
P110
VAM 21
11.010 / 8.539 / 8.500
9 7/8”
3300
4100
62.8#
P110
VAM SLIJ-II
10.151 / 8.625 / 8.500
SECCION
M/U Loss
Valores de M/U Torque
Min / Opt / Max
9 7/8"
5.398"
42,050 / 46,750 / 51,400 ft.lb
9 7/8”
6.421”
26,000 / 28,900 / 31,800 ft.lb
SECCION
14.5.
Armado y manipuleo de casing
El siguiente equipo para bajada de casing será provisto por Weatherford:
Programa de Perforación JGR-X6 Programa de Perforacion_SPANISH Version Rev4
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14.6.
•
14.7.
Item
Cant
Descripción
1
1
Electric hydraulic power unit c/w 100 ft and hydraulic lines
2
1
OverDrive System 750 ton dressed for 9-7/8” with crossover (box).
3
1
Joint analysis Make-up (JAMPro System)*
4
1
20-1000 Casing Spider for dressed for 9-7/8”
5
1
Interlock Safety Interface System (IS system)
6
1
Petol Chain tong SCT614 for 9-7/8", Capacity-87,400 ft-lb
7
1
Single Joint Elevator for 9-7/8” (Standard API Bore), Capacity – 5 ton.
8
1
Stabbing Guide for 9-7/8”.
9
1
Safety Clamp dressed for 13-3/8" Type C.
Centralización
Según programa de cementación.
Barreras
•
La barrera principal será el fluido de perforación base agua BOREMAX
•
La Barrera secundaria es el casing intermedio 13 5/8” probado con 10,000psi.
14.8.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Preparación
Toda pieza de casing rechazada debe ser claramente marcada. Calibrar todas las piezas.
Instalar casing rams de 9 7/8”
Antes de bajar el casing se deberá remover la grasa de almacenaje y colocar nueva grasa. La grasa
para la bajada de casing será API, esta será provista por Weatherford.
Asegurarse que el equipo adecuado para el manipuleo de casing se encuentre en el piso de trabajo
para minimizar los tiempos de montaje
Asegurarse de separar los casing 66.9# VAM 21 de los casing 62.8# VAM SLIJ-II en los caballetes
Probar líneas de cemento
Limpiar y Volver rellenar los silos.
Verificar el registro de toneladas – milla antes de bajar casing, considerar correr y cortar cable de
perforación.
Instalar centralizadores de casing en los caballetes
Realizar cálculos para determinar velocidad máxima de bajada de casing.
Asegurarse de que los elevadores para casings con conexiones flush estén disponibles.
El tally de la cañería a ser corrida en el pozo debe estar revisado y aprobado por el Co.Man antes
de empezar con las operaciones.
Los accesorios de flotación deberán ser enviados al pozo ya torqueados en los caños requeridos.
Esta operación se debe realizar en base Santa Cruz.
•
14.9.
Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Recuperar Wear Bushing. Verificar que los pernos de sujeción se encuentren retraídos.
3. Montar el equipo de Weatherford para la bajada del casing 9 7/8” incluyendo el overdrive según tabla de
equipo. Tareas que se pueden realizar offline:
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•
•
Armar y probar líneas de cementación.
Verificar que la cabeza de cementación se encuentre cargada correctamente– Debe de ser
presenciado por CoMan.
4. Levantar el zapato flotador 9 7/8” incluyendo el flotador.
5. Levantar el collar flotador 9 7/8” y conectar a la pieza con el zapato flotador, usar soldadura plástica en
estas conexiones. Asegurarse de que los centralizadores estén posicionados según el programa de
cementación.
•
Valores de torque para el casing 9 7/8” 62.8#: min 26.0k ft.lbs, optimo 28.9k ft.lbs, máximo 31.85k
ft.lbs.
6. Confirmar visualmente desde el piso de trabajo que el flotador está soportando desde abajo corriendo el
casing vacío al pozo.
7. Levantar casing y confirmar que el flotador esta drenando desde arriba de la válvula.
8. Bajar casing 9 7/8” según el tally hasta aproximadamente 800m. Llenar cada 5 pieza usando el top drive.
•
•
•
•
•
•
Asegurarse que los centralizadores sean instalados de acuerdo con el programa de cementación.
Armar conexiones según torque óptimo.
Parar circulación cada 500m.
Verificar el tally del casing 9 7/8” 62.8# sobrante en caballete antes de bajar casing 9 7/8” 66.9#.
Verificar que la velocidad de bajada no sea excedida.
Ingeniero de Data debe registra los pesos y plotearlos contra la simulación de pesos.
9. Cambiar el equipo de manipulación según requerimiento.
10. Continuar bajando casing 9 7/8” 62.8# según el tally.
• Llenar casing cada 5 piezas.
• Parar circulación cada 500m.
• Reducir la velocidad para las ultimas 5 piezas.
• Monitorear el flujo de retorno en el Trip Tank.
• Si se requiere lavado, arrancar las bombas lentamente para evitar provocar pérdidas.
• Minimizar el tiempo estacionario para evitar atrapamiento de casing.
11. Montar el arreglo del colgador de casing, running tool y landing joint.
•
•
Una vez levantada la última pieza, hacer un conteo para corroborar el tally.
Aplicar una capa delgada de aceite/grasa al cuello del colgador y los O-rings del running tool.
12. Asentar el colgador del casing en el perfil del colgador.
13. Circular utilizando el sistema overdrive según el requerimiento del programa de cementación.
Acondicionar el fluido de perforación según programa.
•
•
Verificar presiones y considerar abrir válvulas laterales.
Oportunidad Offline – Circular con cabeza de circulación mientras se desmonta el overdrive.
14. Instalar la cabeza de cemento al casing y probar las líneas de presión.
15. Alinear la unidad de cementación y confirmar la vía de circulación.
16. Bombear espaciador según programa de cementación.
17. Bajar el tapón de fondo– CoMan debe presenciar.
18. Mezclar y bombear cemento según el programa de cementación.
•
Verificar que se tome una muestra de la lechada y del agua de mezcla.
19. Bajar tapón superior – CoMan debe presenciar.
20. Bombear fluido espaciador.
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21. Desplazar cemento con fluido base agua, utilizando las bombas del equipo.
•
Desfogar cualquier presión atrapada por debajo del TDS.
22. Reducir las tasas de bombeo según el programa de cementación para las etapas finales de bombeo.
•
Si no se observa el incremento de presión, solo se permite sobre desplazar la mitad del volumen del
shoe track.
23. Asentar el tapón e incrementar la presión, con 500psi por encima de la presión final de circulación y
mantener la presión por 3-5min para confirmar que la presión sea estable y el tapón este sellando.
24. Alinear la unidad de cementación y ecualizar la presión.
25. Incrementar presión en etapas para probar el casing.
•
El rango de presión del Wiper plug /flotador y cabeza de cementación será confirmado en el siguiente
programa.
• Registrar el volumen bombeado.
26. Desfogar presión y verificar devolución de fluido.
• Registrar volumen de retorno y compararlo con el volumen bombeado.
27. Desarmar líneas de cementación
28. Recuperar y Apartar el colgador de casing, running tool y landing joint.
29. Desmontar equipo para bajada de casing
30. Bajar jetting tool. Lavar cabezal de pozo y BOPs.
31. Instalar el ensamble de sellos
32. Desenchufar running tool y sacar herramienta a superficie.
33. Instalar anillo de aseguramiento
34. Probar el ensamble de sellos.
35. Probar válvulas laterales del cabezal
36. Instalar wear bushing.
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15. Perforar Sección 8 1/2”
15.1.
Información general
Esta sección perforara el reservorio Huamampampa (HMP) y atravesara la formación Icla. Una regresión en
presión es esperada en la formación Los Monos hasta la formación Huamampampa, por lo que es esencial
poder reducir la densidad del fluido de perforación, antes de perforar la formación Huamampampa. Hay
distintos escenarios de contingencia sin embargo estos están cubiertos en su respectiva sección de
contingencias y un programa enmienda será expedido.
Según planificación el TD de la sección esta 75m dentro de la formación Icla +/- 4429mTVDBDF TD. Esto es
para poder tener un bolsillo de registro. Según la matriz del TD en la sección 16.2, el equipo de subsuelo son
los responsables para determinar el TD.
15.2.
•
•
Objetivos
Perforar la sección del reservorio hasta TD minimizando el daño a la formación.
Obtener información del reservorio corriendo registros eléctricos.
15.3.
Riesgos Potenciales de la sección
Riesgos Potenciales
Regresión significativa en presión
de poro en la formación
Huamampampa podría ocasionar
posibles pérdidas y afectar
negativamente el reservorio.
Probabilidad
Media
Mitigaciones
El casing 9 7/8” será posicionado en la parte
superior del reservorio para poder reducir la
densidad del fluido de perforación.
El fluido de perforación está diseñado para tener
un efecto mínimo en la formación.
Estrategia de utilizar un LCM no dañino para el
reservorio.
Posible kick debido a presión de
poro mayor a la esperada,
Media
Está planificado que la densidad del fluido de
perforación tenga un sobre balance de 200psi
debido a la alta presión de poro.
Como el casing será 9 7/8” puesto dentro de la
formación Huamampampa, esto indicará el caso
modelo y este indicará el caso modelo de presión
de poro, reduciendo la incertidumbre del
subsuelo.
BOP rated a 1000psi por encima del MAWHP
Shear rams disponibles.
Simulacros de control de pozo serán realizados
antes de comenzar a perforar la sección del
reservorio.
Se realizará pruebas de presión al equipo de
control de pozo.
Problemas
de
registro
significativos
fueron
experimentados
en
pozos
cercanos
(atrapamiento
de
herramienta, data de mala
calidad, problemas QA/QC)
Media
Contratista de registro será auditada por Shell PP
Asegurar buen planeamiento por parte de la
empresa contratista de registro y Shell PP.
Utilizar equipo preferido.
Optimizar fluido de perforación para toma de
registro.
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15.4.
Trépanos y BHAs
La sección será perforada con un trépano PDC hecho a medida. Se tendrán trépanos disponibles de Baker
Hughes y Halliburton.
El BHA principal constara de trépano y motor para perforar el zapato del casing de 9 7/8”. Para las carreras
subsecuentes la selección del arreglo se basará en el rendimiento visto en carreras pasadas. Las opciones de
RSS, turbina o arreglo empacado serán consideradas.
Al momento de escribir el programa el BHA de la sección se encuentra en BORRADOR, antes de las operaciones
revisar el ultimo BHA presentado por el personal de Direccional. El BHA en BORRADOR está disponible en la
sección de Anexos 16.6 para referencia.
15.5.
Fluido de Perforación
Esta sección será perforada utilizando un sistema de fluido base agua BARADRIL con densidad 12.7-13.7ppg
15.6.
Hidráulica / Torque y Arrastre
Modelos serán proporcionados al taladro antes de cada sección.
15.7.
•
•
Control de Pozo y Barreras
La principal Barrera será el fluido de perforación base agua con una densidad mínima de 12.7ppg.
La barrera secundaria será el casing cementado y el zapato, con un cabezal probado además del
BOP de 13 5/8” de 10,000psi.
15.8.
Preparaciones
•
Confirmar que el material LCM y el plan de contingencia estén disponibles.
•
Compilar con precisión el diagrama del BHA/Pesca, preparar los XO necesarios para el BHA.
•
Revisar las rejillas / barreras alrededor del antepozo.
•
Preparar píldoras viscosas.
15.9.
Operaciones
1. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación.
2. Armar BHA de 8 1/2” según hoja BHA
3. Bajar BHA con DP 5 7/8” o 5” (todavía no está determinado) hasta una pieza por encima del TOC.
4. Conectar TDS y lavar pozo hasta tocar el TOC, registrar en el Reporte diario.
5. Reperforar el zapato flotador y el rathole con parámetros reducidos.
•
•
•
•
Asegurar el limitador de torque.
Levantar herramienta hasta el zapato después de cada metro perforado para asegurarse que la
herramienta se encuentra libre.
Repasar el tramo del zapato flotador dos veces para asegurarse que todo el cemento sea removido.
Cambiar de fluido BRADRIL WBM antes de perforar el zapato.
6. Continuar perforando 3m de nueva formación con parámetros reducidos.
7. Circular hasta que el pozo este limpio y el fluido homogenizado (densidad de entrada/salida igual).
8. Levantar herramienta hasta que el BHA se encuentre dentro del zapato del casing 9 7/8”.
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9. Cerrar BOP y alinear bombas para el anular y la tubería utilizando la unidad de cementación.
10. Realizar FIT hasta 17ppg
11. Desfogar presión y verificar el volumen devuelto, registrar en el reporte diario.
12. Abrir BOP y realizar flow check por 15min.
13. Continuar perforando con parámetros reducidos hasta que el estabilizador superior se encuentre por
debajo del zapato para evitar lavado de la zona alrededor del zapato.
14. Perforar la sección de 8 1/2” atravesando la formación Huamampampa.
•
•
•
Caudal de bombeo 500-600gpm, mínimo 185gpm para buena limpieza de pozo
15-30klbs WOB
Variar parámetros de perforación para optimizar la ROP
15. Perforar 8 1/2” hasta TD 4429m profundidad medida, (Criterio TD dependerá del bolsillo de registro y
condiciones geológicas).
•
•
•
Caudal de bombeo 500-600gpm, mínimo 185gpm para buena limpieza de pozo
15-30klbs WOB
Variar parámetros de perforación para optimizar la ROP
16. Tomar survey y bombear bache viscoso.
17. Circular hasta que el pozo este limpio y el fluido homogenizado (densidad de entrada/salida igual) con
valores de 40-60rpm dependiendo de las pérdidas y recortes.
18. Realizar flow check por 15min.
•
Rotar la sarta a 20rpm durante el flow check
19. Sacar BHA a superficie.
20. Realizar flow check en casing 9 7/8” durante 15min.
21. Sacar BHA a superficie dejando los DC parados en el peine para posible carrera de limpieza.
•
Desarmar y apartar los equipos de altos costos de alquiler.
•
Realizar Flow check por 15min antes de que el BHA pase por la BOP.
22. Montar equipos de wireline.
23. Correr registros eléctricos según programa.
24. Desmontar equipo de wireline.
*** Fin del programa de perforación para el pozo Jaguar-X6 ***
* Un programa adicional para el bajar el liner de producción de 7”, limpieza de pozo, DST y operaciones en
suspensión será emitido.
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16. Apéndices
16.1.
Wellhead Diagram
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16.2.
Acrónimos
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16.3.
AFE de perforación
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16.4.
Curva profundidad vs. Tiempo
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16.5.
Sección Matriz TD RACI
CRITERIO TD
WE
SS
PT
5-10m dentro de las primeras
formaciones consolidadas. Surveys
realizados durante la etapa de trabajos
civiles indican que la formación
consolidad está por debajo de los 60m.
Se determinará la formación
consolidada según el ROP
50m dentro de la primera formación
competente. Después de los
1100mAHBDF. La formación
competente será determinada según
recortes, GR y ROP.
RA
C
I
A
R
I
17 ½”
50m dentro de una formación
competente después de haber llegado
a los 3315mAHBDF con la opción de
llegar a los 3500mTVDBDF.
A
R
I
12 ¼”
Un mínimo de 5m dentro de
Huamapampa limpia (Para confirmar
que no es una arena Devónica) Sera
determinado según GR
75m dentro de la formación Icla o
bolsillo de registro en caso de un HMP
con falla.
R
A
I
R
A
C
SECCION
36”
24”
8 ½”
Key
WE = Well Engineering
SS = Subsurface
PT = Production Technology
R = Responsable
A = Revisado
C = Consultado
I = Informado
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16.6.
Especificaciones Técnicas
30” Casing
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20” Casing de Superficie
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13 5/8” Casing Intermedio
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13 3/8” Casing Intermedio
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11 ¾” Liner de Contingencia
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9 7/8”66.9# Casing de Producción
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9 7/8”62.8# Casing de Producción
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7” Liner de Producción
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16.7.
Especificaciones de Drill Pipe
5-7/8” DP
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5-7/8” HWDP
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5” DP
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5” HWDP
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4” DP
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9 ½” x 3” DC
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8” x 2 13/16” DC
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4 ¾” x 2 ¼” DC
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16.8.
BOP Configuración (provisional)
21-1/4” BOP
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13-5/8” BOP Draft Stack up
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16.9.
Borrador BHA Detalles
36” Sección
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24” Sección
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17 ½” Sección
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89/98
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90/98
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91/98
12-1/4” Sección
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8-1/2” Sección
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16.10.
Simulacros control de pozo
Simulacros control
de pozo para
cuadrilla.
Simulacro Diverter
Simulacro BOP
Simulacro de
Ganancia en
Tanques
Simulacro armado
de sarta
Simulacro Choke
Simulacro Strip
Frecuencia
esperada.
Comentarios
Durante el montaje Los simulacros deben de ser
del taladro con realizados
en
intervalos
todas las cuadrillas. apropiados para asegurar que
todo el personal sea capaz de
reaccionar rápidamente y
competentemente
ante
cualquier situación en la que se
utilice el diverter.
Semanales – con El simulacro debe ser repetido
todas las cuadrillas hasta que cada cuadrilla cierre
el pozo en un lapso de 2
minutos. A partir de entonces
el simulacro debe de ser
repetido semanalmente para
mantener competencia.
Semanales
con El supervisor que inicie el
todas las cuadrillas. simulacro debe registrar el
tiempo de respuesta.
Cada sacada
trepano
Posibilidad de combinar con el
simulacro de BOP.
de Simulacros realizados mientras
se arma la sarta una vez que
esta esté dentro del casing.
Durante flow check del pozo.
Tiempo esperado de
respuesta.
<2 Minutos – Diverter
cerrado
< 2 Minutes - BOP
cerrado
<
1
minuto
de
respuesta combinado.
<3 minutos - Cerrar
BOP
< 2 minutes - cerrar
FOSV combinado
< 4 minutes – cerrar
BOP
Una por pozo para Simulacros del Choke deben N/A
todas las cuadrillas. realizarse antes de perforar el
casing superficial y cada casing
subsecuente a este.
Una por pozo para Una por cuadrilla antes de
todas las cuadrillas. entrar
a
zonas
hidrocarburiferas.
Simulacros deben de ser registrados en los reportes diarios y un reporte del personal involucrado y su
desempeño de estar disponible en locación. Las siguientes acciones deben ser reportadas:
1. Tipo de simulacro, tipo de situación y como fue simulada (Ej. un kick durante la perforación detectado
por ganancia en tanques)
2. Tiempo de reacción desde el momento en el que se simula el kick, hasta que la cuadrilla designada
esté lista para comenzar el procedimiento de cierre.
3. Tiempo de funcionamiento del equipo, cuando este es aplicable.
4. Tiempo total para complete el simulacro.
16.11.
Contingencias de Pozo
Jaguar-X6 es un pozo exploratorio debajo de la falla San Simón, cuenta con una gran incertidumbre geológica
y una incertidumbre vertical de -200 / +700m en TD.
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Debido a esto y las limitaciones del mapeo sísmico 2D, distintos escenarios de contingencia fueron planificados.
Cada una de estas contingencias resultaría en un programa actualizado o una enmienda al programa emitido.
De esa forma esta sección tiene el objetivo de resaltar algunos de los posibles escenarios y niveles pasos
operativos que serían tomados en cada caso.
Tolerancia insuficiente al Kick de una Prueba de Integridad de formación en el casing Intermedio.
En este caso la sección 12 ¼” será perforada y simultáneamente o subsecuentemente se ensanchará a 14 ¾”.
Esto podría requerir un BHA adicional con componentes como under-reamers. Modelos adicionales serian
realizados por el equipo de Drilling Mechanics Group para modelar operaciones simultaneas de perforación y
la utilización de under-reaming según la visión Shell para tecnología de reamers.
Después de realizar under-reaming un liner 11 ¾” 65# P110 THS Wedge 513 será posicionado en el casing
utilizando un liner expandible y top packer un top packer de Haliburton. Este colgaría dentro del casing
intermedio 13 5/8” x 13 3/8” y luego sería cementado en su sitio. Modelos adicionales serán requeridos para
este trabajo de cementación debido a la poca tolerancia. Se considerará utilizar un equipo flotador auto-fill.
Este liner también podría bajarse si el casing intermedio es posicionado en una posición somera debido a
complicaciones operativas.
Reservorio Inclinado
Existen escenarios de reservorios con fallas en pozos cercanos en el campo Caipipendi. Si el pozo cruza una
falla durante la perforación del reservorio Huamapampa, el reservorio podría ser mucho más delgado de lo
especulado en la prognosis. Si este es el caso habría, se considera como opción seguir perforando y entrar a
una repetición de la formación Los Monos y perforar nuevamente Huamapampa.
Debido al diferencial en presión entre Los Monos y Huamapampa, lo más probable es bajar el liner de 7” como
liner de perforación para evitar perforar el Huamapampa inferior con el fluido de densidad alta requerido para
perfora Los Monos y causar daño a la formación.
El drift especial entre el liner de 7” liner y el liner hanger de 6” asegura la posibilidad de perforar la sección 6”
para esta sección se utilizará 0. 4” drillpipe de 0. 4” y trépanos de 6” serán requeridos.
Desviación de pozo.
El modelo del subsuelo revisado recientemente muestra que hay una posibilidad de que cresta de la estructura
de haya desplazado 600m al Este del modelo original. Esto significaría que el plan actual podría intersecar
Huamapampa 200m por debajo de la cresta en inclinación.
Un VSP podría llevarse a cabo en la sección superior del pozo (sección 24” o 17 ½”) para permitir poder calibrar
el modelo. Una vez se haya procesado esta data, se podría tomar la decisión de desviar el pozo hacia el objetivo,
el tope de cresta estructural.
Esto requeriría la utilización de RSS (potencialmente el Sistema Xceed) y modelos geomecánicas adicionales
para examinar la inclinación de la formación y la dirección del esfuerzo. Esto también podría reducir la ROP
esperada debido al límite de ROP durante el control direccional.
Dependiendo del tiempo de procesamiento de la data sisma del VSP, puede haber la necesidad de taponear
una parte del pozo utilizando un tapo de cemento o un whipstock mecánico y realizar un sidetrack.
Sidetrack Geológico
En el caso de que, al penetrar la formación, esta esté water wet o la inclinación estructural sea muy alta. Se
podría aplicar un tapón en la sección 17 ½” para realizar un sidetrack.
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En este caso de que las formaciones Huamapampa e Iquiri portan gases. Se deberá aplicar un tapón y
abandonar con cemento en los tapones bridge o cementar los retenedores. El casing intermedio 13 5/8” x
13 3/8” y casing 9 7/8” casing deberán ser cortados por debajo de la profundidad kick-off y recuperados.
Un tapón de cemento kick off o un whipstock serán utilizados para salir del pozo original por debajo del
zapato de 20”. La nueva sección desviada 17 ½” será perforada utilizando casing intermedio adicional de 12
¼” y para la sección 8 ½”, se requerirá un liner de producción.
Sidetrack de Perforación
En el caso de que debido a problemas operativos ya no sea posible seguir perforando el pozo original, se
tomara la decisión de realizar un sidetrack. Esto podría ocurrir debido a distintas situaciones como, pero no
limitadas a inestabilidad de pozo, pegas, perdidas etc.
En esta eventualidad el pozo original deberá ser abandonado y un tapón kick off o un whipstock serán
utilizados para salir del pozo original y seguir perforando hasta llegar a TD.
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