Informe Pozo

UNIVERSIDAD ESTATAL DE LA PENÍNSULA DE SANTA ELENA CARRERA INGENIERÍA EN PETRÓLEO

COMPLETACIÓN 

CAMPO PUNGARAYACU  –  POZO  POZO IP-5b AUTOR: ANTHONY STEVEN RAMIREZ NAVARRETE

CURSO: 6/1 ING. EN PETROLEO

DOCENTE: ING. TARQUINO LOPEZ CADENA

2017

VI SEMESTRE

OBJETIVO: Determinar las zonas productoras del pozo IP-05b así como también sus características y mecanismo de producción para su mejor comprensión.

INTRODUCCIÓN: La perforación vertical es una de las técnicas más utilizadas y que amerita tecnologías  para su ejecución en la extracción de crudo pesado Un adecuado estudio de todos los parámetros como: programa de operaciones de  perforación, curva de perforación, diagrama de los pozos , Tiempos perdidos y no  productivos , fluidos de perforación, Ensamblajes de fondo de pozo corridos, Brocas, Extracción de núcleos y registro geológico que intervienen en la perforación permiti rá el diseño del estado mecánico del pozo, de los fluidos de perforación, de la eficiencia de las  brocas y la cual deberá ser realizada en conjunto con la información proporcionada por los registros eléctricos ya obtenidos y los núcleos tomados.

 Arenas con petróleo previsto Se prevé que la Arena Napo T, calizas M-1, M-2 y A, y la Arena de Hollín contengan hidrocarburos: sin embargo, cada una de estas zonas puede tener gravedades distintas de su petróleo y/o salinidades de agua que por ende requieran pruebas y muestreos diferenciados.

Programa de Perforación 

Construir una plataforma de 1.09 hectáreas de superficie.

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Movilizar y levantar el taladro de perforación y la unidad de registro de lodos.

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Mantener una reunión con el jefe de cuadrilla, cuadrilla de perforación, y el ingeniero de lodos antes de perforar.

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Perforar hueco de 13 ¾” a 130’ +/ -, se perforará el hueco para instalar casing superficial de 10 3/4”. Sacar sarta y registrar en el hueco superficial según como se especifica en la sección de registros.

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Correr registros de resistividad en el hueco superficial de acuerdo a especificaciones.

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Bajar y cementer el casing. Usar stab in y tubería de perforación para cementar el casing de 10 ¾”. Esperar no menos de 8 horas de acuerdo al programa de

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Schlumberger y luego bajar el casing, instalar un 11” x 10 ¾” SOW 3M cabezal de casing y nipple y probar el Clase III 11” x 3M BOP dotado de choke manifold. 

Perforar hueco de 9 7/8” y obtener núcleos de 8 ½” hasta 1094’ (profundidad total) de acuerdo al programa de toma de núcleos. Cuidar que el hueco se mantenga sin inclinación. Perforar el pozo con lodo base agua fresca, añadir viscosificante o una pastilla pesada para mantener la circulación si es necesario. Si se tiene una pérdida total de circulación, no gastar mucho tiempo tratando de restablecer la circulación. Perforar el pozo hasta TD sin retorno bombeando lechadas de gel según las necesidades para mantener el hueco en buenas condiciones. Se perforará hasta la base de la arena principal más 100 pies de hueco de rata. El géologo en sitio le denomina TD.

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Colocar un viscosificador o una pastilla pesada en el fondo y correr registros de acuerdo al programa de registro o la opinión del geólogo en siti o. Se requiere que el hueco contenga suficiente fluido en sitio para que se puede registrar.

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Luego de haber registrado hasta TD, circular, limpiar y salir del hueco para bajar casing.

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Correr 7” casing hasta TD y cementar hasta superficie de acuerdo al programa. Esperar no menos de 8 horas de acuerdo al programa de Schlumberger.

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Enganchar el 7” casing e instalar un 7” x 3M SOW casing flange con un 7 1/16” flange con master valve al tope. El cabezal y las válvulas serán probados para resistencia a altas temperaturas resultantes de la inyección de vapor.

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Liberar el taladro para completación.

Programa de Casing Se perfora un hueco de 13 ¾” a 130’ +/-, se perforará el hueco para instalar casing superficial de 10 3/4”. Se asienta el casing superficial de 10 3/4 pulgadas, 40.50 lb/pie, K-55 se fijará a una  profundidad de 130 pies. Se perfora un hueco de 9 7/8”  y se asienta un casing de 7 pulgadas se fijará a una  profundidad total de 1094 pies. Una profundidad total de perforación de 1094 pies deberá dejar 30 pies de ratonera para lograr una cobertura completa de registros y casing en todas

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las zonas de interés. En adición al casing de superficie de 10 ¾” ar riba mencionado, se ha  previsto casing será de 7 pulgadas, 23 lb/pie, K55, BTC cementado hasta la profundidad total. La completación implicara la perforación en arenas individuales según se justifique. Cada zona será limpiada de fluidos, pistoneada o bombeada para darle el mejor rendimiento en la extracción de agua, petróleo, o ambos. Luego de suficiente tiempo de fraguado del cemento (72 horas como mínimo de acuerdo al programa de Schlumberger), con empresa de wireline correr registros CBL / VDL / CCL / GR desde el TD hasta la superficie para asegurarse buena calidad e integridad del cemento a través de los intervalos propuestos. Planificar una cementación forzada si es necesario. Programar tener listo líneas de flujo con material aislante, tanques calentados y otros equipos. Esto evitará que el petróleo se torne muy viscoso y difícil de bombear durante las pruebas de producción.

E quipo BOP Un BOP Clase III 11” x 3M con un manifold de cierre se instalará y probará después de que el casing de 10 3/4 pulgada haya sido cementado desde los 130 pies de profundidad hasta la superficie. Equipo de monitoreo de fluidos del hueco también estará con el BOP

Programa de broca

Ilustración 1: Cuadro de Brocas

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Diagrama del pozo:

I lustración 2: Pozo IP-5b

Mecanismos de producción Se ha propuesto los métodos de Inyección continua de vapor y de Inyección cíclica de vapor para la recuperación de crudo somero; una vez que este crudo este en superficie se deberá tratarlo en las facilidades en una planta termoquímica en la cual por crackeo se convierte el petróleo pesado en petróleo liviano (tecnología HTL Heavy to light.)

Presión del Reservorio, Temperatura y Peligros Se espera la ocurrencia de un gradiente de presión de 0.433 psi/ft desde la superficie. Una temperatura de 95 °F a la profundidad total, también se espera.

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La presencia del gas H2S es posible que ocurra, su monitoreo será constante y se tomarán las debidas precauciones de acuerdo a los estándares internacionales de exposición.

Extracción convencional de núcleos Cuatro núcleos convencionales se tomarán: 8-1/2” OD x 4” ID x 30’ longitud. Un núcleo será cortado en la arena Napo “T” de 540 ft hasta 570 ft. (30 ft). En tres intervalos  de la arena Hollín se tomarán núcleos de 750 ft hasta 780 ft, de 780 ft hasta 810 ft y de 870 ft hasta 900 ft.

PARAMETROS DE LA FORMACIÓN HOLLÍN:  = 0.45  = 0.55  = 830   = 1.09 /  = 757   = 2,61   = 0,385   = 3243  ∅ = 22.4%   = 4 − 12

CONCLUSIONES: A pesar de la información recabada de la estructura del

IP-5b, dado su ambiente

depositacional y su estructura, los pozos que perforo Ivanhoe hace posible visualizar datos importantes para la perforación de nuevos pozos: en el caso de los dos pozos, la detección de una zona de caliza dura localizada en la Formación Napo y en su parte final el  buzamiento, fueron de utilidad para optimizar la trayectoria del pozo IP 5b. En general la información petrofísica, perfeccionara en tiempo real el modelo de cada pozo ampliando la visión para perforaciones futuras en la estructura del Campo Pungarayacu.

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RECOMENDACIONES: En las condiciones actuales, tanto de demanda de petróleo mundial, como de descubrimiento de nuevas reservas, Campo Pungarayacu (IP-15 y IP-5B) permite ampliar las ya existentes, con la perforación de pozos problemáticos, con beneficios implícitos en el modelamiento y re- modelamiento del reservorio, lo que repercute en el desarrollo de nuevas zonas aumentando el potencial del campo.

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