ingenieria_control_pozos.pdf

E&P Refino Transporte DistribuciónTransporte

Upstream Downstream

Negocio Regulado (ANH)

Cadena de Valor

Como funciona la Industria E&P?

Exploración: la búsqueda del gas y/o petróleo

Perforación: el momento de la verdad

Producción: extracción de recursos

Procesamiento de gas: recuperación del GNL

Hasta Octubre de 2008, Andina tenia suscrito con Repsol YPF Bolivia S.A., un contrato deadministración. A partir de Noviembre de 2008 y en conformidad con el nuevo Acuerdo deAccionistas suscrito entre YPFB y Repsol YPF Bolivia S.A., YPFB Andina S.A. pasa a teneruna estructura organizacional propia.

ACCIONISTA NO. ACCIONES %

YPFB 6.774.599 50,41%

Repsol YPF Bolivia S.A. 6.574.918 48,92%

Otros Accionistas Minoritarios 90.003 0,67%

TOTALES 13.439.520 100%

Antecedentes

• Composición Accionaria de la empresa :

YPFB Andina S.A. se ha consolidado como el principal productor de Gas en Bolivia, registrando

una participación promedio mayor al 39%, sobre la producción total de Bolivia.

Producción de Gas Natural

- Fuente: En base a porcentaje de participación de cada compañía, fuente Boletín mensual YPFB

Se considera la participación de YPFB Andina S.A. (50%) en los campos San Alberto y San Antonio.

- En base a porcentaje de participación de cada compañía, fuente Boletín mensual YPFB

YPFB Andina S.A. es el principal productor de crudo, condensado y gasolina en Bolivia, con

una participación promedio mayor al 32%, sobre la producción Nacional.

Producción Condensado y Gasolina Natural

Principales Activos

Andina S.A. tiene:

Un área de explotación de:

• 1.110 Km2 en campos operados

• 550 Km2 en campos no operados

Además de 3.460 Km2 en exploración*.

* El 96% del área de exploración se encuentra en

fuerza mayor.

SAL, SAN (50%)

Area Norte

AREAS DE OPERACIÓN

YPFB ANDINA S.A.

Ubicación Geográfica

Area Norte

TARIJA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

CO

CH

AB

AM

BA

LA PEÑA-TUNDY

RIO GRANDE

ITATIQUI

CAMIRI

GUAIRUY

CASCABEL

VIBORA

LOS PENOCOS

SIRARI

PATUJU

YAPACANI

ENCONADA

PALACIOS

CAMBARI

SANTA CRUZ DE LA SIERRA

SARA-

BOOMERANG

GRIGOTÁ

CUMANDAIRENDA

CHARAGUA

CASTELLÓN

TARIJA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

CO

CH

AB

AM

BA

LA PEÑA-TUNDY

RIO GRANDE

ITATIQUI

CAMIRI

GUAIRUY

CASCABEL

VIBORA

LOS PENOCOS

SIRARI

PATUJU

YAPACANI

ENCONADA

PALACIOS

CAMBARI


SARA-

BOOMERANG

GRIGOTÁ

CUMANDAIRENDA

CHARAGUA

CASTELLÓN

OC

EA

NO

PA

CIF

ICO

ARGENTINA

BOLIVIA

Area Centro

AREAS DE OPERACIÓN

YPFB ANDINA S.A.


Area CentroO

CE

AN

O P

AC

IFIC

O

ARGENTINA

BOLIVIA

TARIJA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

CO

CH

AB

AM

BA

LA PEÑA-TUNDY

RIO GRANDE

ITATIQUI

CAMIRI

GUAIRUY

CASCABEL

VIBORA

LOS PENOCOS

SIRARI

PATUJU

YAPACANI

ENCONADA

PALACIOS

CAMBARI


SARA-

BOOMERANG

GRIGOTÁ

CUMANDAIRENDA

CHARAGUA

CASTELLÓN

TARIJA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

CO

CH

AB

AM

BA

LA PEÑA-TUNDY

RIO GRANDE

ITATIQUI

CAMIRI

GUAIRUY

CASCABEL

VIBORA

LOS PENOCOS

SIRARI

PATUJU

YAPACANI

ENCONADA

PALACIOS

CAMBARI


SARA-

BOOMERANG

GRIGOTÁ

CUMANDAIRENDA

CHARAGUA

CASTELLÓN

Area Sur

AREAS DE OPERACIÓN

YPFB ANDINA S.A.


Area Sur

OC

EA

NO

PA

CIF

ICO

ARGENTINA

BOLIVIA

TARIJA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

CO

CH

AB

AM

BA

LA PEÑA-TUNDY

RIO GRANDE

ITATIQUI

CAMIRI

GUAIRUY

CASCABEL

VIBORA

LOS PENOCOS

SIRARI

PATUJU

YAPACANI

ENCONADA

PALACIOS

CAMBARI


SARA-

BOOMERANG

GRIGOTÁ

CUMANDAIRENDA

CHARAGUA

CASTELLÓN

TARIJA

CHUQUISACA

SANTA CRUZ

CO

CH

AB

AM

BA

LA PEÑA-TUNDY

RIO GRANDE

ITATIQUI

CAMIRI

GUAIRUY

CASCABEL

VIBORA

LOS PENOCOS

SIRARI

PATUJU

YAPACANI

ENCONADA

PALACIOS

CAMBARI


SARA-

BOOMERANG

GRIGOTÁ

CUMANDAIRENDA

CHARAGUA

CASTELLÓN

Otros Activos

Transierra S.A.Gasoducto que une los campos del sur con la planta de compresión.

Tiene una longitud de 432 Km. y un diámetro de 32 pulgadas.

La inversión fue superior a 400 Millones de dólares.

Tiene una capacidad actual de 17,6 Mm3 día, esta capacidad es

ampliable hasta 34 Mm3 día. YPFB Andina participa en el 44.5%

Planta AbsorciónProduce 260 toneladas diarias de GLP (aprox. 60ton a través de los

campos de Andina y 200ton por el Lazo sur), representa el 25% del

consumo nacional de GLP. Andina participa en el 100%.

Planta CompresiónComprime la totalidad del gas que se exporta a Brasil.

Tiene una capacidad contratada de 34 Mm3 día.

La inversión en la planta fue aprox. 50 Millones dólares.

YPFB Andina participa en el 50%.

11

CICLO PRODUCTIVO

EXPLOTACION PETROLERAPERFORACION

PRODUCCIONEXPLORACION PETROLERA

REPSOL YPF.avi

SISTEMA PETROLERO

Exploración

PERFORACIÓN

El área escogida para perforar es

producto de los estudios geológicos

y/o geofísicos hechos

anticipadamente.

La intención primordial de estos

estudios es evaluar las excelentes,

buenas, regulares o negativas

perspectivas de la existencia de

nuevos campos petrolíferos

comerciales.

Perforación

INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS

PERFORACION DE POZOSParte aislada de un proceso

CONSTRUCCION DE POZOSParte integrada en un proceso

CONCEPTOS BASICOS EN LA INGENIERIA DE CONSTRUCCION DE POZOS


MASC

FACILIDADES

ESTRUCTURA GEOLOGICA

WCM

Integración de las principales áreas como estructura geológicasubsuperficial, construcción de pozos , facilidades y MASC en ladirección de procesos del proyecto

WCM = Gerenciamiento de la construcción de pozos


EJECUCIONDEFINICIONCONCEPTUALIZACIONVISUALIZACION

FASE I

DISEÑO BASICO DEL POZO

Generación de diferentes opciones

de pozo

FASE II

INGENIERIA BASICA

Obtención de la ingeniaría básica testigos

y Diseño de la completación, Análisis de riesgo y las acciones de

mitigación

FASE III

INGENIERIA DE DETALLE

Obtención del diseño definitivo del pozo y el plan final

de operaciones.

WCM

WCP Ciclo de planificación

ETAPA I

Bases de diseño

Visualización de varias opciones conceptuales de pozo con un costo aproximado

(N5) a través de un proceso de análisis de factibilidad.

ETAPA II

Ingeniería Básica de Pozo

Obtener el Diseño del Pozo mas conveniente y definir en función de este la

información necesaria para licitar los servicios y materiales críticos.

ETAPA III

Ingeniería de detalle (Programa de Pozo)

Obtener el Diseño Definitivo de Pozo y desarrollar un procedimiento detallado

paso a paso de la construcción de mismo y dotar en tiempo y forma con los

recursos necesarios para iniciar la etapa de ejecución.

Ingeniería de Construcción de pozos

Perforación del Subandino - Aplicación

Coordenadas en Superficie

Coordenadas del target

Pozos Offset

Locación

Infraestructura

Aspecto legal

Etapa IINTRODUCCION

SUBSUPERFICIAL

•Prognosis Geológica

•Coordenadas del targets y Tolerancia

•Análisis de los Pozos Offset.

•Presiones de Formación y Fractura

•Gradientes de temperatura

DISEÑO PRELIMINAR

•Prof. de asentamiento de cañerías

•Opciones de diseño

•Selección de opciones

•Trayectoria del pozo

•Curva Profundidad vs. tiempo

•Valoración de sección de Riesgos

•Estimación de Costos

Ubicación Geográfica del pozo

Ubicación geográfica SRR-X1

PROSPECTO SARARENDA - X1 (SRR-X1)

*

Pozos de correlación

SRR-X1

Prognosis del Pozo

Puntos de decisión Objetivo Geológico

SRR-X1Prognosis Sararenda X1 (kb 1200 msnm)

Formaciones MD TVDSS % de error DIPS

Fm. Tupambi 0 -1200 5 - 10 E

Fm Iquiri 280 -920 .+ - 0,5% 0 - 10 E

Fm. Los Monos 960 -240 .+ - 0,5% 10 - 40 E

F. Fm. Los Monos 1630 430 .+ -1% 0 - 20 E

Emsiano 2490 1290 .+ -1% 0 - 10 W

Falla Mandiyuti/ (Fm. Chorro ?) 2640 1440 .+ -1% 20 - 30 W

Fm Tupambi 2660 1460 .+ -3% 0 - 5 E

Fm Iquiri 3010 1810 .+ -3% 5 - 10 E

Fm. Los Monos 3520 2324 .+ -3% 10 - 20 E

F. Fm. Los Monos 4200 3000 .+ -3% 10-20 E

Emsiano Bloque Bajo 4315 3115 .+ -3% 10-20 E

Fm. Huamampampa 4520 3320 .+ - 5% 15 -20 E

Fm Icla 4800 3600

Prof Final 4800 3600

Corte Estructural

Fm. Huamampampa

Fm. Los Monos

Fm. Iquiri

Perforación del Subandino curva

tiempo vs. Profundidad Pozos offset

70% de los pozos tienen sidetrack

DRILLING CURVE

North Argentina-South Bolivia

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 100 200 300 400 500 600

Dep

th (

m )

Margarita X-1 MAXUS - PARKER

Tigre X-1 PLUSPETROL - PRIDE

San Alberto X-10 PETROBRAS - H&P 123

San Pedrito X-1 YPF - PARKER

San Antonio X-1 YPF - PARKER

Aguarague XP-1 TECPETROL - PARKER

San Pedrito X-2 PAN AMERICAN - H&P 174

Itaú X-1 TOTAL - PARKER

Macueta 1002 BRIDAS - RC

Cerro Tuyunti X-1 PAN AMERICAN - H&P 177

San Alberto X-11 PETROBRAS - H&P 123

Sabalo X-1 - PETROBRAS - BRASOIL

Margarita X-2 MAXUS - PARKER

Margarita X-3 - MAXUS - PARKER

Aguarague 1001 - TECPETROL - PRIDE 310

San Alberto X-12 - PETROBRAS - PARKER 221

'Macueta 1001-Bis PAE- H&P177'

San Pedrito e-3 PAN AMERICAN - H&P 174

Itau X-2 - TOTAL - PARKER 256

San Alberto - 13 - PETROBRAS - H&P 123

San Pedrito e4 - PAE - H&P 174

SABALO X2

SABALO X3

SABALO-X4

MGR 4

DISEÑO DE POZO - Presiones

Estratigrafia

md

280 200

400

600

800

960

1000

1200

1400

1600

1630

1800

2000

2200

2400

2490

2600

2640

2660 2800

3000

3010

3200

3400

3520 3600

3800

4000

4200 4200

4315 4400

4520 4600

4800

4800

5000

5200

5400

5500

TD: 4800mMD

Icla

Santa Rosa

Tarabuco

Los Monos

F3

Huamampampa

Iquiri

Falla Mandiyuti

Tupambi

F2

Los Monos

F1

Iquiri

Carb

onif.

Tupambi

Devo

nico

Sil

ty

sh

al

e

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

MD

FG

EMW

PP

S

i

l

t

s

t

o

SiltSt

one

Mica

ceos

shale

S

s

,

S

Ss

,

Sil

Dada la cercanía del pozo Guairuy-24 se

tomará este como referencia de las presiones

porales y gradientes de fractura hasta la

formación Iquiri por debajo de la falla

Mandiyuti.

Por debajo de este Reservorio se tomará

como referencia a los campos Margarita y

Cuevo

Para los gradientes de fractura se

utilizaron los valores de LOT :

Profundidad LOT (ppg)

854 18,83

1894 20,49

Sección Inferior

Para esta sección no se encuentran pozos

cercanos en el mismo lineamiento (menos

de 20 Km.) considerándose esta sección

como exploratoria.

Dado este hecho se ha tomado como

presiones porales de Huamampampa para

el diseño las de Margarita y Cuevo.

De acuerdo a la ultima información del

pozo CVW-X2 se tiene presión de

formación 11.66ppg y presión de fractura

de 16.5ppg para la formación HMP.

DISEÑO DE POZO – Asentamiento cañerías

DISEÑO DE POZO - Escenarios

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Opción I

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

9 5/8” Liner

3600m

7” Liner

4500m

6” Hopen Hole

Opción II

26” Hole

17 1/2” Hole

9 7/8 x 14 1/4” Hole

8 1/2 x 12 1/4” Hole

26” Hole

17 1/2” Hole

12 1/4” Hole

8 ½” Hole

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Opción I

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

9 5/8” Liner

3600m

7” Liner

4500m

6” Hopen Hole

Opción II

26” Hole

17 1/2” Hole

9 7/8 x 14 1/4” Hole

8 1/2 x 12 1/4” Hole

26” Hole

17 1/2” Hole

12 1/4” Hole

8 ½” Hole

OPCIONES DE DISEÑO SIN CONTINGENCIA

Tope Los Monos

Tope Tupambi

Tope Los Monos II

Tope Huamampampa

Falla Mandiyuti

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Opción I

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

9 5/8” Liner

3600m

7” Liner

4500m

6” Hopen Hole

Opción II

26” Hole

17 1/2” Hole

9 7/8 x 14 1/4” Hole

8 1/2 x 12 1/4” Hole

26” Hole

17 1/2” Hole

12 1/4” Hole

8 ½” Hole

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Opción I

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

9 5/8” Liner

3600m

7” Liner

4500m

6” Hopen Hole

Opción II

26” Hole

17 1/2” Hole

9 7/8 x 14 1/4” Hole

8 1/2 x 12 1/4” Hole

26” Hole

17 1/2” Hole

12 1/4” Hole

8 ½” Hole

Diseño de pozo escenarios contingencias

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Opción Contingencia I

16” Casing

2000m

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

3000m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Zona incertidumbre

26” Hole 26” Hole

18 1/2” Hole

17 1/2” Hole

14 ¾ x 17” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole


16” Casing

2000m

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

3000m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Zona incertidumbre


18 1/2” Hole

17 1/2” Hole

14 ¾ x 17” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

OPCIONES DE DISEÑO CON CONTINGENCIA

Zona de incertidumbre

Si gradiente de presión es

superior a 14.5lpg, se podría

seguir profundizando hasta

atravesar la formación Tupambi II

Tener el cuidado de no entrarse

en la formación Iquiri II, el cual

se encontrara depletado, con

posibilidades de perdidas de

circulación

Si la formación Los Monos,

presenta problemas de

inestabilidad ó posible fallas

secundarias el cual no

permite continuar con la

perforación normal, se

ensanchara a 18.1/2”

y se bajara un liner de 16”.

Zona de incertidumbre

DISEÑO DEL POZO-TIEMPOS

42

Sararenda Curva de Avance con contingencias 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 50 100 150 200 250 300 350

OPCION I

OPCION II

CONTINGENCIA 16"

OPCION 13 3/8" EN TUPAMBI

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole


16” Casing

2000m

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

3000m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Zona incertidumbre


18 1/2” Hole

17 1/2” Hole

14 ¾ x 17” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F1

F2

Falla Mandiyuti

Tupambi

Iquiri

Los Monos

F3

Huamampampa

Icla

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

2650m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole


16” Casing

2000m

30” Casing

20” Casing

1000m

13 3/8” Casing

3000m

11 3/4” Liner

3600m

9 5/8” Casing

4500m

8 ½” Hopen Hole

Zona incertidumbre


18 1/2” Hole

17 1/2” Hole

14 ¾ x 17” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

9 7/8 x 14 ¼” Hole

8 ½” x 12 ¼” Hole

Diseño de la trayectoria

MD (m) Inc

(deg) Azi

(deg) TVD (m) NS (m) EW (m)

V.Sec (m)

Dogleg (deg/30m) CL (m) Section Type Target

0 0 0 0 0 0 0 0 Tie Line

3000 0 0 3000 0 0 0 0 3000 Straight MD

4523.18 6.42 85.96 1520 6 85.03 85.24 0.12 1523.18 BT6 Curve Huamamp

4803.77 6.42 265.96 280 6 85.03 85.24 1.37 280.59 DT6 Curve TD

Corte vertical

Corte en Planta

Costo preliminar

OPTION I Days

273

M$US.

JUSTIFICATION COST TOTAL

273DRLG SITE/ACC. ROAD/ PERMITS 0 0.00

MOB/DEMOB 1500000 1,500,000.00

DRLG FOOTAGE/TURNKEY/DAYWORK 35000 9,684,741.50

CAMP & CATERING 1000 296,706.90

FUEL AND WATER 500 148,353.45

INSURANCE & OVERHEAD 500 148,353.45

GEOLOGICAL & MUD LOG 1500 404,560.35

WELLSITE GEOLOGIST 360 93,764.48

RIG SUPERVISION & ENGINEERING 504,401.73

MUD MATERIAL/CHEMICAL/ENGINEERING 2,516,765.52

CEMENT MATERIALS SERVICES & ACCESORIES 847,000.00

OPEN HOLE LOGS 835,000.00

DRILL BITS 3,998,776.47

DRILL TOOLS RENTALS & SERVICES 546,851.97

DIRECTIONAL DRILLING 5,138,323.99

FLUIDS & CUTTINGS MANAGEMENTS 954,042.60

TESTING DST AND PRODUCTION 600,000.00

TUBULAR INSPECTION AND REDRESS 98,890.11

TUBULAR HANDLING 570,000.00

FREIGHT/TRANSPORTATION 450,000.00

AIR SUPPORT 78.13 2 169,785.78

Communications & Radios 88,037.07

Communications & Radios 300

MISCELLANNEOUS 466,457.46

Casing (PRE-AFE) 3,297,350.0

WELL HEAD CHRISTMAS TREE 290,000.00

LINER HANGERS PRODUCTION PACKERS 250,000.00

TOTAL 33,898,162.8

TOTAL W/ contingency 36,904,244.1

SRR X-1 TD HUAMAMPAMPA - EXPLORACION-DRY HOLE AFE(OPTION I)

Days

229

M$US.

TOTAL

2290.00

1,500,000.00

6,973,546.75

252,451.56

126,225.78

126,225.78

338,177.34

77,832.56

429,167.65

2,381,361.25

847,000.00

835,000.00

3,164,332.05

454,073.32

5,000,552.90

843,890.44

600,000.00

80,619.66

613,000.00

450,000.00

144,180.90

74,760.47

445,878.72

3,049,050.0

290,000.00

150,000.00

29,247,327.1

31,823,154.9

OPCION I OPCION II

OPTION I Days

273

M$US.



MOB/DEMOB 1500000 1,500,000.00


CAMP & CATERING 1000 296,706.90









DRILL BITS 3,998,776.47








AIR SUPPORT 78.13 2 169,785.78







TOTAL 33,898,162.8



Days

229

M$US.

TOTAL

2290.00

1,500,000.00

6,973,546.75

252,451.56

126,225.78

126,225.78

338,177.34

77,832.56

429,167.65

2,381,361.25

847,000.00

835,000.00

3,164,332.05

454,073.32

5,000,552.90

843,890.44

600,000.00

80,619.66

613,000.00

450,000.00

144,180.90

74,760.47

445,878.72

3,049,050.0

290,000.00

150,000.00

29,247,327.1

31,823,154.9

OPTION I Days

273

M$US.



MOB/DEMOB 1500000 1,500,000.00


CAMP & CATERING 1000 296,706.90









DRILL BITS 3,998,776.47








AIR SUPPORT 78.13 2 169,785.78







TOTAL 33,898,162.8



Days

229

M$US.

TOTAL

2290.00

1,500,000.00

6,973,546.75

252,451.56

126,225.78

126,225.78

338,177.34

77,832.56

429,167.65

2,381,361.25

847,000.00

835,000.00

3,164,332.05

454,073.32

5,000,552.90

843,890.44

600,000.00

80,619.66

613,000.00

450,000.00

144,180.90

74,760.47

445,878.72

3,049,050.0

290,000.00

150,000.00

29,247,327.1

31,823,154.9

OPCION I OPCION II

Etapa II

DATOS DE ENTRADA

PDDP Documento (Etapa I)

Documento de análisis de

riesgo

Asesoramiento al análisis de Riesgo

Planes de Contingencia

Estudios adicionales

INGENIERIA BASICA

•Criterios de asentamiento de cañerías.

•Diseño direccional, trayectoria del pozo

•Programa de Cañerías.

•Diseño de Cabeza de Pozo

•Diseño de fluidos de perforación

•BHA / Hidráulica / Torque & Drag

•Requerimientos mínimos del equipo de perforación

•Bajada de Cañería y programa de cementación

•Programa de trépanos

•Programa de evaluación de formación

•Control de sólidos y manejo de desechos

•Curva tiempo vs. Profundidad (P10,P50,P90)

•AFE

Conceptualización del proyecto

Muy difícil de describir debido a los ambientes deposicionales.

Abruptos cambios de facies en cortas distancias, las cuales han sido documentadas por afloramientos,

pozos y la sísmica 2D – 3D.

Litología: Conglomerados, Areniscas, Diamictitas, Lutitas, Arcilitas

Problemas Potenciales:

•Estabilidad de pozo

•Perdidas

•Baja ROP

•Desviación

•Break outs

•Alta solicitación de Herramientas.

Caracterización:

•Altos Buzamientos

•Sistema de Esfuerzos

•Abrasividad

•Alta resistencia a la compresión

•Bajos Gradientes de Fractura

•Diámetros de Perforación 26” y 17 ½”

Perforación en el Subandino Ddescripción

Carbonífero

Esta formación es la Roca Madre y Sello en la zona Subandina.

Conformada por limolitas y lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas.

Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.

Caracterización:

• Altos Buzamientos

• Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip

• Alta presión de formación

• Formación altamente micro-

fracturadas y frágil en planos de

estratificación

• Lutitas dispersables laminadas

• Diámetros de Perforación 12 ¼”.


• Inestabilidad del pozo debido a fuerzas

tectónicas, micro fracturas.

• Desarrollo de esfuerzos de corte en las

paredes del pozo.

• Inestabilidad debido a prolongados tiempos

de hueco abierto.

• Lutitas dispersibles

Perforación en el Subandino

Descripción Devonico – Los Monos

•El principal reservorio de gas en el Subandino

•Areniscas de muy baja porosidad 2% a 3%

•Altamente fracturadas


• Estabilidad de pozo

• Breack outs

• Abrasividad

• Aprisionamientos de trepanos

Impregnados

Caracterización:

• Altos Buzamientos

• Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip

• Alta presión de formación

• Formación altamente fracturadas

• Se debe perforar conjuntamente con

lower Los Monos

• Diámetros de Perforación 8 1/2”.

Perforación en el Subandino

Descripción Devonico – Huamampampa

DISEÑO DE POZO Presiones porales y de Fractura

Pozo GRY-x24

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

3250

3500

3750

4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0

Densidad (lpg)

Pro

fun

did

ad

(m

)

Csg 20"

Csg 13.3/8"

Csg 9.5/8"

Liner 7"

Liner 5"

Tie Back 7"

Tramo 4.1/8"

en 3450m

3275m

2714m

1880m

848m

PRESION DE FORMACION Y GRADIENTE DE FRACTURA

POZO GRY-X24

Como se menciono el pozo Guairuy x-24 se encuentra

ubicado a escasos 120 metros hacia el norte y 16m al oeste.

El mismo alcanzo la profundidad de 3450 mbbp

investigando hasta el bloque bajo de la falla Mandiyuti en la

Formación Iquiri (considerando la profundización posterior

también).

En este pozo no se tomaron registros de presiones a pozo

abierto, realizándose 9 pruebas de producción desde 3231 a

2985 metros correspondiente a la Formación Iquiri. La

misma arrojo un presión subnormal de 3952 psi a 2935

metros. Y en la etapa de profundización se efectuó 7

pruebas, 3 en agujero abierto y 4 en liner de 5”.

Para los tramos superiores se tomaron las presiones

porales basadas en el calculo de exponente dc.

Para los gradientes de fractura se utilizaron los valores de

LOT :

Profundidad LOT (ppg)

854 18,83

1894 20,49

Nota: en el zapato de la cañería de 7” no se realizo prueba

de LOT

Comentarios : se puede observar en la grafica de presiones

porales un gradiente de sobrepresión para la formación los

monos y un gradiente subnormal para la formación Iquiri

por debajo de la falla Mandiyuti.

•Escenario de cañerías

•Escenario normal y de contingencias

•Incertidumbre con respecto a la presión poral

Gradiente de presión y temperatura

•Contingencia en la profundidad de asentamiento

•Consideración del Kick Tolerance

Diseño de Cañería de revestimiento

SARTA OD/PESO/GRADO CONEX TD PROF (m)DRIFT

(in)

FACTORES DE DISEÑO DE DISEÑO

REV COLAP AXIAL TRIAX

Conductor Casing 30", 196.08 lbm/ft, X-60 XLF 9.6-60.0 28.75 4.35 5.04 11.23 4.79

Surface Casing 20", 133.00 lbm/ft, K-55 BTC 9.6-800.0 18.543 1.34 L 1.17 3.08 F 1.90

20”, 147.00 lbm/ft, K-55 BTC 800.0-1000.0 18.395 1.19 L 1.44 (5.36) F 1.9

Intermediate

Casing 13 3/8", 72.000 ppf, Q-125 TB 9.20-800.00

12.250

A 1.75 1.46 5.29 1.95

13 3/8", 72.000 ppf, HC P110 ANJO 800.00-3000.00

12.250

A 1.63 1.38 (2.40) C 1.73

Drilling Liner 11 3/4", 65.000 ppf, T-140_IMP1 HD-L

2850.00-

3600.00

10.625

A 3.32 2.26 4.73 C 1.37

Production Casing 10 ¾", 65.700 ppf, Q-125 ANJO 9.20-150.00 9.500 A 1.46 7.10 2.42 C 1.62

9 5/8", 53.500 ppf, T-140 TB 150.00-2350.00 8.500 A 1.97 1.95 3.06 1.85

9 5/8", 53.500 ppf, T-140 ANJO

2350.00-

4500.00 8.500 A 2.01 1.15 (1.51) C 1.47

Production Liner 7", 32.00 lbm/ft, HC-110 TB 3850.0-4400.0 6.000 A 2.52 1.45 6.90 1.82

Estado Subsuperficial

CSG 20in; K-55; 133ppf;

BTT; 1240m

CSG 13.3/8in; P110; 72ppf;

SPECIAL DRIFT; NJO;

ID 12,347in 2993m

CSG 10.3/4; 65.7ppf; P110; NJO; 0-338,48m

CSG 9.5/8in; 53,5ppf; P110; AMS; 338,48-1376.75m

CSG 9.5/8in; 53,5ppf; P110; NJO; 1376.75-4136m

CSG SHOE @4136m

CSG 30in, X-65;

101ppf; 55m

LINER 7in; P110; 32ppf; SPECIAL

DRIFT; SEC; CSG shoe 5037m, LINER

HANGER 3918.64m, ECP 4592m

BOTTOM HOLE 5445m

BALEOS 4140 ‘4365m

FORMACION HUAMAMPAMPA

AGUJERO ABIERTO 6in 5130-5445m

FORMACION SANTA ROSA

AGUJERO ABIERTO 8.1/2in

HASTA 5130m

SSSV: 4.1/2” – 10K @ 51m

Tapón #1: 2.7/8” ‘PX’ @ 4974.7m

Tapón #2: 3.1/2” ‘PX’ @ 4960.4m

Tapón #3: 3.1/2” ‘X’ @ 3820m

HYD PKR PHL 9.5/8” 7.5K @ 3837m

7” PERMA SERIES PKR @ 4953m

CSG 20in; K-55; 133ppf;

BTT; 1240m

CSG 13.3/8in; P110; 72ppf;

SPECIAL DRIFT; NJO;

ID 12,347in 2993m

CSG 10.3/4; 65.7ppf; P110; NJO; 0-338,48m

CSG 9.5/8in; 53,5ppf; P110; AMS; 338,48-1376.75m

CSG 9.5/8in; 53,5ppf; P110; NJO; 1376.75-4136m

CSG SHOE @4136m

CSG 30in, X-65;

101ppf; 55m

LINER 7in; P110; 32ppf; SPECIAL

DRIFT; SEC; CSG shoe 5037m, LINER

HANGER 3918.64m, ECP 4592m

BOTTOM HOLE 5445m

BALEOS 4140 ‘4365m

FORMACION HUAMAMPAMPA

AGUJERO ABIERTO 6in 5130-5445m

FORMACION SANTA ROSA

AGUJERO ABIERTO 8.1/2in

HASTA 5130m

SSSV: 4.1/2” – 10K @ 51m

Tapón #1: 2.7/8” ‘PX’ @ 4974.7m

Tapón #2: 3.1/2” ‘PX’ @ 4960.4m

Tapón #3: 3.1/2” ‘X’ @ 3820m

HYD PKR PHL 9.5/8” 7.5K @ 3837m

7” PERMA SERIES PKR @ 4953m

Diseño de Cañería Intermedia 13 3/8”

Diseño de cañerías de revestimiento

Diseño del cabezal de pozo

El diseño del la cabezal de

pozo va de acuerdo a las

condiciones de Pozo y las

cargas durante la

perforación de cada

sección de pozo.

Arquitectura del cabezal de

pozo en base al diseño de

la cañería.

Las especificaciones del

cabezal de pozo debería

cubrir las necesidades del

pozo.

Section “A”

21 1/4in 5M x 20in

SlipLock

118in (3.00m)

43.06in (1.09m)

32in (0.81m)

30.5in (0.78m)

10in (0.25m)

Section “B”

21 1/4in 5M x 21

1/4in 5M

Section “C”

21 1/4in 5M x 13

5/8in 10M

32in (0.81m)

Section “D”

13 5/8in 10M x 11in

10M

11.8in (0.30m)

Section “A”

21 1/4in 5M x 20in

SlipLock

118in (3.00m)

43.06in (1.09m)

32in (0.81m)

30.5in (0.78m)

10in (0.25m)

Section “B”

21 1/4in 5M x 21

1/4in 5M

Section “C”

21 1/4in 5M x 13

5/8in 10M

32in (0.81m)

Section “D”

13 5/8in 10M x 11in

10M

11.8in (0.30m)

Diseño de Fluidos de Perforación

PROPOSAL SUMMARY

Definition Units Interval

Hole Size (in) 36 26 17 1/2 14 1/4 12 ¼ 8 ½ Section TD (m) 60.0 1000.0 2650.0 3600.0 4500 4800

PLANNED WELL FOOTAGE

Casing Size (in) 30 20 13 3/8 11 ¼ 9 5/8 7 Casing Top (m) 0.0 0.0 0.0 2500.0 0 4350 Depth Set (m) 60.0 800.0 2830.0 3600.0 4500.0 4800 Footage Drilled (m) 60.0 740.0 2030.0 950.0 900.0 300.0

Washout Factor (%) 75.0 40.0 15.0 15.0 15.0 15.0 Max. Deviation (deg) 1.0 2.0 2.0 2.0 3.0 6.0

Max.BHST (degF) 98.0 110.0 152.0 174.0 174.0 200 Drilling Days (days) 4.0 26.0 71.0 57.0

Total Days (days) 7.0 32.0 78.0 63.0

PLANNED DRILLING FLUIDS

Recommended Fluid System Bent.Ext Base Agua OBM OBM OBM Drill in

Volume to build (bbl) 1400.0 3500.0 4500.0 4000.0 3500.0 2500.0

RECOMMENDED DRILLING FLUID MAIN PROPERTIES

Density (lb/gal) 8.6 - 8.8 8.8 – 10.0 14.5 - 15.5 9.5 – 10.0 14 – 14.3 13.0 Plastic Visc. (cp) 12 – 18 20 - 25 25 – 35 20 – 25 25 – 35 25 – 35

Yield Point (lbf/100ft2) 20 – 25 40 – 50 25 – 35 20 - 25 25 – 35 30 – 40 Lect. (R3/R6) ( ) 20/25 30/32 19/20 15/17 19/20 22/24

Filtrado API (cc/30min) N/A < 15 N/A N/A N/A <6 Filtrado HPHT (cc/30min) N/A N/A 4 – 8 4 – 8 4 – 8 <14

MBT (ppb) < 15 10 -17 N/A N/A N/A <15 Drill Solids (%) 3 – 4 3 – 4 3 – 4 3 – 4 3 – 4 2 – 3

Stability ( ) N/A N/A >1500 >1500 >1500 N/A PH ( ) 9 – 10.5 11 – 11.5 N/A N/A N/A 10 – 11

Diseño Hidráulico

Peso de

lodo (lpg)

Q (gpm) Presión de bomba (psi)

Caída presión sarta (psi)

Caída presión anular (psi)

Caída presión

trepano (psi)

10.5 400 1199 845 143 113

520 1756 1322 143 191

640 2386 1852 145 290

760 3100 2445 147 408

880 3896 3100 149 547

1000 4764 3807 151 707

Diseño Cementación

Agujero

(pulg)

Casing Size

(pulg)

Prof. Zapato

m

Tope Cemento

m

Altura

Cemento

m

Densidad Cemento

ppg

Verificación

36 30 60 0 60 15.6

26 20 1000 0

500

700

300

9.6

15.6

PT

17 ½ 13 3/8 3000 1000 2000 16.0 PT

14 1/4 11 3/4 3600 2850 750 13.0 PT

12 ¼ 9 5/8 4500 3200 1300 16.0 PT

ITEM TIPO DE FLUIDO

FLUIDO DENSIDAD

(ppg)

CAUDAL

(bbl/min)

VOLUMEN

(bbls)

1 Espaciador Mus Flush 8.4 5.0 60.0

2 Espaciador Gelled Flush 12.0 5.0 40.0

3 Cemento Lechada Remov. 9.6 5.0 647.0

4 Cemento Lechada Principal 15.6 5.0 396.0

5 Lodo Agua 8.3 5.0 36.0

Cementación de una Cañería de 20”

Diseño de Trépanos

Intervalo de Pozo

Tipo Trépano Formacion Observaciones Alternativas

36” Dientes Tupambi IADC 115

26” Triconos Inserto Tupambi/Iquiri IADC 1-1-5/4-1-5/4-3-5

17 ½” Triconos Inserto, PDC

Los Monos C/Motor IADC 4-1-5/4-4-5

M433 / M323

9 7/8” x

14 ¼”

Inserto, PDC,

Impregnado

Tupambi/Iquiri C/Motor, Turbina Ensanchadores

8 ½” x

12 ¼”

Triconos Inserto,

PDC

Los Monos Opcional 12 ¼”

(RWD)

Ensanchadores

8 ½” Triconos Inserto, Impregnados

Huamampampa C/Motor ó turbina IADC 5-1-7/5-3-7

M841 / M842

Registros Eléctricos

Phase Logs Secuencia Operacional

26”

850m

AIT-GR-BGL AIT-GR-BGL

17 ½”

3000m

PEX-DSI-FMI-NGT

PEX

FMI-DSI-NGT

- DSI se correrá en modo P&S.

14 ¼"

3600m

PEX-DSI-FMI-NGT PEX

FMI-NGT-DSI

-DSI se correra en modo P&S, Upper Dipole, Stoneley & Cross-

Dipole modes.

12 ¼”

4500m

PEX-DSI-FMI-NGT PEX

FMI-NGT-DSI

-DSI se correra en modo P&S, Upper Dipole, Stoneley & Cross-

Dipole modes.

8 ½”

4800m

PEX-DSI-FMI-CMR-

MDT

FMI-DSI

PEX

CMR

MDT

- FMI será corrido para proveer datos confiables de las condiciones de pozo antes de bajar htas. Como el PEX.

- MDT será corrido para tomar muestras y gradientes de presión. - Será considerado corer el CMR si existen detecciones de

hidrocarburos durante la perforación acorde a las condiciones del pozo y evaluación de registros standards.

Requerimientos de equipo de Perforación

Requerimientos

mínimos de

capacidad para

el Equipo de

perforación para

operaciones de

perforación

HOLE AND CASING PLAN

Hole Diameter, inch 36 26 17.5 9 7/8 x 14 1/2" 8 1/2" x 12 1/4" 8.5

Expected maximum total depth meters 1100 2650 3600 4500 4800

Mud weight lpg 10 15 10 14.3 13

Casing to be run in 20" 13 3/8" 11 3/4" 9 5/8" 7"

Weight of string in air lbs 493640 625824 473878 795662 327508

Buoyancy factor 0.85 0.77 0.85 0.78 0.80

Weight of casing string in mud 418307 482565 401560 622025 262534

Dynamic load 2 179993 97440 87966 72403 43307

Traveling Ass 80000 80000 80000 80000 80000

Overpull 200000 200000 200000 200000 200000

Combined Load lbs 878299 860005 769527 974429 585840

DRILL STRING PREFERRED

Drill string weight in air 226106 368301 419881 473890 503246

Drill string weight in mud 191601 283993 355804 370473 403407

Overpull 250000 250000 250000 250000 250000

Traveling Ass 80000 80000 80000 80000 80000

Hook load lbs 521601 613993 685804 700473 733407

DRAW WORKS

REQUIREMENTS

Load Velocity ft/min 50 50 50 50 50

Hook horsepower at

maximum weight and

minimum velocity hp 1331 1303 1166 1476 1111

Eff. 0.78-0.85-0.85

DERRICK REQUIREMENTS

Critical hook load lbs 878299 860005 685804 974429 733407

TOP DRIVE REQUIREMENTS

Continuos Torque lb-ft 21000 21000 21000 21000 21000

RPM 130 130 130 130 130

HP output 520 520 520 520 520

HP Requirements 650 650 650 650 650

Load Requirements Drill Pipe 521601 613993 685804 700473 733407

Casing 878299 860005 685804 974429 733407

HYDRAULICS NEEDS

Flow rate gpm 1100 900 700 700 420

Surface pressure psi 3000 3500 3000 3600 3200

Hydraulic Horse power hhp 1925 1838 1225 1470 784

Pumps in line Required 2 2 2 2 1

ROTARY NEEDS

Table bore inch 37"

Load Capacity lbs 598299 580005 489527 694429 305840

SUBSTRUCTURE NEEDS

Max. Pipe setback capacity 226106 368301 419881 473890 503246

Rotary beams capacity 598299 580005 489527 694429 305840

Total Load lbs 824406 948307 909408 1168319 809086

DRILL PLAN ANALISYS

Maximum horsepower motor

required 2361 2312 2069 2620 1972

DRAW WORKS

Maximum Input HP 3000 hp

Hoisting Capacity 1,400,000 lbs

MAST

Maximum Rated static Hook load 1,400,000 lbs

Mast Racking Capacity 6000 m 5” DP

SUBSTRUCTURE

Height under Rotary Beams 25 ft

Max. Set back load 880,000 lbs

Rotary beam capacity 1,400,000 lbs

TOP DRIVE

Load rating 650 ton

HP 1000 hp

Stem Speed 175 rpm

Torque 29,000 lbs/ft

MUD PUMPS

quantity 3 ea

Maximum Input Power 1600 hp

Requerimientos de equipo de Perforación

CAUDAL vs PRESION 16 lpg

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

600 700 800 900 1000 1100 1200

CAUDAL (gpm)

PR

ES

ON

(psi)

6 5/8" DP

5 7/8" DP

5 1/2" DP

5" DP

Presupuesto preliminar pozo

DRILLING CURVE

SRR-X1 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 50 100 150 200 250 300

RUN 30" CASING

RUN 20" CASING

RUN 13 3/8" CASING

OPTION I Days

273

M$US.



MOB/DEMOB 1500000 1,500,000.00


CAMP & CATERING 1000 296,706.90









DRILL BITS 3,998,776.47








AIR SUPPORT 78.13 2 169,785.78







TOTAL 33,898,162.8



Etapa III

Datos de entrada

Etapa II Documento de

WCM

Documento de análisis de

Riesgo

Detalle de ingeniería

(Programa de perforación)

•Operaciones de Perforación por sección

•Programa detallada para Empresas de servicio.

•Directiva para Control de Pozos y BOP’s.

•Planes de contingencia (MEDEVAC, Derrames,

Fuego, Transporte, Caminos carreteros)

•Master Plan



PERFORACION EN EL SUBANDINO

EJECUCION

ULTIMOS POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS EN EL SUBANDINO

CVW x2 - HYC x1

PRINCIPALES DIFICULTADES



Ejecución del proyecto

GERENCIA DE PERFORACION

GERENTE PERFORACION

Y WO

ASISTENTE

GERENCIA

ASISTENTE

TECNICO DFW

INGENIERIA PERFORACION

INGENIERIA WO

SUPERINTENDENCIA

PERFORACION Y WO

SUPERVISORES

DE PERFORACION

SUPERVISORES DE

WO Y TERMINACIONINGENIEROS

ANALISTA PERFORACION

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