ingenieria_control_pozos.pdf

Cadena de Valor Negocio Regulado (ANH)

E&P

Upstream

Transporte

Refino

Downstream

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

Transporte

Distribución

Antecedentes

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

• Composición Accionaria de la empresa :

ACCIONISTA YPFB Repsol YPF Bolivia S.A. Otros Accionistas Minoritarios TOTALES

NO. ACCIONES 6.774.599 6.574.918 90.003 13.439.520

% 50,41% 48,92% 0,67% 100%

Producción de Gas Natural 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.

- 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.

Producción Condensado y Gasolina Natural 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.

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

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*.

SAL, SAN (50%)

* El 96% del área de exploración se encuentra en fuerza mayor.

Area Norte Ubicación Geográfica

Area Norte BOLIVIA LOS PENOCOS CASCABEL

PATUJU YAPACANI

SARABOOMERANG

OCEANO PACIFICO

PALACIOS ENCONADA VIBORA SIRARI

AREAS DE OPERACIÓN YPFB ANDINA S.A.

COCHABAMBA

ARGENTINA

SANTA CRUZ DE LA SIERRA LA PEÑA-TUNDY

GRIGOTÁ

RIO GRANDE

Area Centro Ubicación Geográfica

LOS PENOCOS CASCABEL

PATUJU YAPACANI

SARAArea Centro BOOMERANG PALACIOS

ENCONADA

BOLIVIA

VIBORA

SANTA CRUZ DE LA SIERRA LA PEÑA-TUNDY

GRIGOTÁ

OCEANO PACIFICO

COCHABAMBA

SIRARI

RIO GRANDE

ARGENTINA

AREAS DE OPERACIÓN YPFB ANDINA S.A.

CAMIRI CUMANDAIRENDA

CHARAGUA ITATIQUI

GUAIRUY

SANTA CRUZ CHUQUISACA

VIBORA SIRARI

COCHABAMBA

Area Sur Ubicación Geográfica

SANTA CRUZ DE LA SIERRA LA PEÑA-TUNDY

GRIGOTÁ

RIO GRANDE

Area Sur

BOLIVIA CAMIRI CUMANDAIRENDA

CHARAGUA ITATIQUI

GUAIRUY

OCEANO PACIFICO

SANTA CRUZ CHUQUISACA

ARGENTINA

TARIJA

CASTELLÓN

AREAS DE OPERACIÓN YPFB ANDINA S.A.

CAMBARI

Otros Activos Planta Absorción Produce 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%.

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 Compresión Comprime 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%.

CICLO PRODUCTIVO

PERFORACION

EXPLOTACION PETROLERA

EXPLORACION PETROLERA PRODUCCION

11

Exploración

SISTEMA PETROLERO

Perforación

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.

INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS

CONCEPTOS BASICOS EN LA INGENIERIA DE CONSTRUCCION DE POZOS

PERFORACION DE POZOS Parte aislada de un proceso

CONSTRUCCION DE POZOS Parte integrada en un proceso

INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS Integración de las principales áreas como estructura geológica subsuperficial, construcción de pozos , facilidades y MASC en la dirección de procesos del proyecto



ESTRUCTURA GEOLOGICA

WCM = Gerenciamiento de la construcción de pozos

MASC

FACILIDADES

W C M

INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS

VISUALIZACION

WCM

FASE I DISEÑO BASICO DEL POZO Generación de diferentes opciones de pozo

CONCEPTUALIZACION

FASE II INGENIERIA BASICA Obtención de la ingeniaría básica testigos y Diseño de la completación, Análisis de riesgo y las acciones de mitigación

DEFINICION

FASE III INGENIERIA DE DETALLE Obtención del diseño definitivo del pozo y el plan final de operaciones.

EJECUCION

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

Etapa I INTRODUCCION Coordenadas en Superficie Coordenadas del target Pozos Offset Locación Infraestructura Aspecto legal

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

Prognosis Sararenda X1 (kb 1200 msnm) Formaciones

MD

Fm. Tupambi

TVDSS

SRR-X1 % de error

DIPS

0

-1200

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%

0-5E

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

Puntos de decisión

5 - 10 E

Objetivo Geológico

Corte Estructural

Fm. Iquiri

Fm. Los Monos

Fm. Huamampampa

Perforación del Subandino curva tiempo vs. Profundidad Pozos offset 70% de los pozos tienen sidetrack 0

DRILLING CURVE North Argentina-South Bolivia

1000

Depth ( m )

2000

3000

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

4000

5000

6000

0

100

200

300

400

500

600

DISEÑO DE POZO - Presiones

280

Carbonif.

Estratigrafia md

0

2

4

6

0 Tupambi 200 400 Iquiri 600

S s , S SiltSt one Mica ceos shale

500

800 960

1000

1000

F1

1200

1600

1630 1800 F2

2000

1500

S i l t s t o

10 12 14 16 18 20 22

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 utilizaron los valores de LOT :

1400 Los Monos

8

2000

2200

se

Profundidad

LOT (ppg)

854

18,83

1894

20,49

2400

2500

2490

2660

3010

Falla Mandiyuti

Tupambi

MD

Devonico

2600 2640

2800 3000

Iquiri

3200

Ss , Sil

3000

3400

3500

3600

3520

3800

FG EMW

4000

4000 Los Monos 4200

F3

4200

4315

4400

4520

4600 Huamampampa 4800

Sil ty sh al e

4500

4800 5000 Icla

5000

5200 Santa Rosa

5400

Tarabuco

5500 TD: 4800mMD

5500

PP

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 OPCIONES DE DISEÑO SIN CONTINGENCIA Opción II II Opción

Opción I I Opción 30”30” Casing Casing

Tupambi Tupambi

30” Casing 30” Casing

200200 400400 Iquiri Iquiri 600600

Tope Los Monos

26”26” Hole Hole

26” Hole 26” Hole

800800 1000 1000

20”20” Casing Casing 1000m 1000m

20” Casing 20” Casing 1000m 1000m

1200 1200 Los Monos Los Monos

1400 1400 1600 1600

F1 F1 1800 1800

17 17 1/2” Hole 1/2” Hole

17 1/2” HoleHole 17 1/2”

2000 2000 2200 2200 2400 2400

Tope Tupambi

F2 F2

Falla Mandiyuti

2600 2600 Falla Mandiyuti Falla Mandiyuti

Tupambi Tupambi

3000 3000 Iquiri Iquiri

13 13 3/8” Casing 3/8” Casing 2650m 2650m

2800 2800

3200 3200 3400 3400 3600 3600

Tope Los Monos II

9 7/8 x 14 1/4” Hole 9 7/8 x 14 1/4” Hole

11 11 3/4” Liner 3/4” Liner 3600m 3600m

13 3/8” Casing 13 3/8” Casing 2650m 2650m

12 1/4” HoleHole 12 1/4”

9 5/8” Liner 9 5/8” Liner 3600m 3600m

3800 3800 4000 4000 Los Monos Los Monos F3 F3

4200 4200 4400 4400 4600 4600

Tope Huamampampa

8 ½”8Hole ½” Hole

8 1/2 x 12 1/4” Hole 8 1/2 x 12 1/4” Hole

9 5/8” Casing 9 5/8” Casing 4500m 4500m

7” Liner 7” Liner 4500m 4500m

Huamampampa Huamampampa 4800 4800 5000 5000 IclaIcla 5200 5200

8 ½” Hopen Hole 8 ½” Hopen Hole

6” Hopen HoleHole 6” Hopen

Diseño de pozo escenarios contingencias OPCIONES DE DISEÑO CON CONTINGENCIA Opción Contingencia I

Zona incertidumbre 30” Casing

Tupambi

30” Casing

200

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”.

400 Iquiri 600

26” Hole

26” Hole

800 1000

20” Casing 1000m

20” Casing 1000m

1200 Los Monos

1400

18 1/2” Hole

Zona de incertidumbre

1600 F1 1800

16” Casing 2000m

17 1/2” Hole

2000

Si gradiente de presión es superior a 14.5lpg, se podría seguir profundizando hasta atravesar la formación Tupambi II

2200

14 ¾ x 17” Hole 2400 F2 2600 Falla Mandiyuti

Tupambi

2800 3000

Iquiri

13 3/8” Casing 2650m 13 3/8” Casing 3000m 9 7/8 x 14 ¼” Hole 9 7/8 x 14 ¼” Hole

3200 3400 3600

11 3/4” Liner 3600m

11 3/4” Liner 3600m

Tener el cuidado de no entrarse en la formación Iquiri II, el cual se encontrara depletado, con posibilidades de perdidas de circulación

3800

Zona de incertidumbre

4000

8 ½” x 12 ¼” Hole

Los Monos F3

8 ½” x 12 ¼” Hole

4200 4400 4600

9 5/8” Casing 4500m

9 5/8” Casing 4500m

Huamampampa 4800 5000 Icla 5200

8 ½” Hopen Hole

8 ½” Hopen Hole

DISEÑO DEL POZO-TIEMPOS 42

Opción Contingencia I

Zona incertidumbre

Sararenda Curva de Avance con contingencias 30” Casing

30” Casing

Tupambi 200

0

OPCION I

400 Iquiri 600

CONTINGENCIA 16"

20” Casing 1000m

20” Casing 1000m

OPCION 13 3/8" EN TUPAMBI

1000

1200 Los Monos

OPCION II

500

800 1000

26” Hole

26” Hole

1400

18 1/2” Hole 1600

1500

F1 1800

17 1/2” Hole

16” Casing 2000m

2000

2000

2200

14 ¾ x 17” Hole 2400 F2 2600 Falla Mandiyuti

Tupambi

2500

2800 3000

Iquiri

13 3/8” Casing 2650m

13 3/8” Casing 3000m 9 7/8 x 14 ¼” Hole

3000 9 7/8 x 14 ¼” Hole

3200 3400 3600

11 3/4” Liner 3600m

11 3/4” Liner 3600m

3500

3800 4000

8 ½” x 12 ¼” Hole

Los Monos F3

4000

8 ½” x 12 ¼” Hole

4200 4400 4600

9 5/8” Casing 4500m

4500

9 5/8” Casing 4500m

Huamampampa 4800 5000 Icla 5200

8 ½” Hopen Hole

8 ½” Hopen Hole

5000

0

50

100

150

200

250

300

350

Diseño de la trayectoria

Corte vertical

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

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 en Planta

Tie Line

Costo preliminar OPCION I

OPTION I SRR X-1

OPCION II Days

Days

TD HUAMAMPAMPA - EXPLORACION-DRY HOLE AFE(OPTION I)

JUSTIFICATION

COST

273

229

M$US.

M$US.

TOTAL

TOTAL

229

273 0

0.00

0.00

1500000

1,500,000.00

1,500,000.00

35000

9,684,741.50

6,973,546.75

1000

296,706.90

252,451.56

FUEL AND WATER

500

148,353.45

126,225.78

INSURANCE & OVERHEAD

500

148,353.45

126,225.78

1500

404,560.35

338,177.34

360

93,764.48

77,832.56

504,401.73

429,167.65

2,516,765.52

2,381,361.25

CEMENT MATERIALS SERVICES & ACCESORIES

847,000.00

847,000.00

OPEN HOLE LOGS

835,000.00

835,000.00

3,998,776.47

3,164,332.05

DRLG SITE/ACC. ROAD/ PERMITS MOB/DEMOB DRLG FOOTAGE/TURNKEY/DAYWORK CAMP & CATERING

GEOLOGICAL & MUD LOG WELLSITE GEOLOGIST RIG SUPERVISION & ENGINEERING MUD MATERIAL/CHEMICAL/ENGINEERING

DRILL BITS DRILL TOOLS RENTALS & SERVICES

546,851.97

454,073.32

5,138,323.99

5,000,552.90

FLUIDS & CUTTINGS MANAGEMENTS

954,042.60

843,890.44

TESTING DST AND PRODUCTION

600,000.00

600,000.00

98,890.11

80,619.66

570,000.00

613,000.00

450,000.00

450,000.00

169,785.78

144,180.90

88,037.07

74,760.47

MISCELLANNEOUS

466,457.46

445,878.72

Casing (PRE-AFE)

3,297,350.0

3,049,050.0

WELL HEAD CHRISTMAS TREE

290,000.00

290,000.00

LINER HANGERS PRODUCTION PACKERS

250,000.00

150,000.00

33,898,162.8 36,904,244.1

29,247,327.1 31,823,154.9

DIRECTIONAL DRILLING

TUBULAR INSPECTION AND REDRESS TUBULAR HANDLING FREIGHT/TRANSPORTATION AIR SUPPORT

78.13

Communications & Radios Communications & Radios

TOTAL TOTAL W/ contingency

2

300

Conceptualización del proyecto

Etapa II

DATOS DE ENTRADA PDDP Documento (Etapa I) Documento de análisis de riesgo

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

Asesoramiento al análisis de Riesgo Planes de Contingencia Estudios adicionales

Perforación en el Subandino Ddescripción Carbonífero 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

Caracterización:

Problemas Potenciales:

•Altos Buzamientos

•Estabilidad de pozo

•Sistema de Esfuerzos

•Perdidas

•Abrasividad

•Baja ROP

•Alta resistencia a la compresión

•Desviación

•Bajos Gradientes de Fractura

•Break outs

•Diámetros de Perforación 26” y 17 ½”

•Alta solicitación de Herramientas.

Perforación en el Subandino Descripción Devonico – Los Monos 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:

Problemas Potenciales:

•

Altos Buzamientos

•

•

Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip

Inestabilidad del pozo debido a fuerzas tectónicas, micro fracturas.

•

Alta presión de formación

•

Desarrollo de esfuerzos de corte en las paredes del pozo.

•

Formación altamente microfracturadas y frágil en planos de estratificación

•

Inestabilidad debido a prolongados tiempos de hueco abierto.

•

Lutitas dispersibles

•

Lutitas dispersables laminadas

•

Diámetros de Perforación 12 ¼”.

Perforación en el Subandino Descripción Devonico – Huamampampa

•El principal reservorio de gas en el Subandino •Areniscas de muy baja porosidad 2% a 3% •Altamente fracturadas

Caracterización:

Problemas Potenciales:

•

Altos Buzamientos

•

Estabilidad de pozo

•

Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip

•

Breack outs

•

Alta presión de formación

•

Abrasividad

•

Formación altamente fracturadas

•

Aprisionamientos de trepanos Impregnados

•

Se debe perforar conjuntamente con lower Los Monos

•

Diámetros de Perforación 8 1/2”.

DISEÑO DE POZO Presiones porales y de Fractura •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

Pozo GRY-x24

Densidad (lpg) Csg 20"

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

0 250 Csg 13.3/8"

500 750 848m

1000 Csg 9.5/8"

Profundidad (m)

1250 1500 1750

Tie Back 7" 1880m

2000 Liner 7"

2250 2500 2750

2714m

Liner 5"

3000 3250 3500 3750

3275m Tramo 4.1/8" en 3450m

20.0

22.0

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.

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

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

2850.003600.00

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

2350.004500.00

8.500 A

2.01

1.15

(1.51) C

1.47

7", 32.00 lbm/ft, HC-110

TB

3850.0-4400.0

6.000 A

2.52

1.45

6.90

1.82

Intermediate Casing

Production Liner

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

Estado Subsuperficial CSG 30in, X-65; 101ppf; 55m

SSSV: 4.1/2” – 10K @ 51m

CSG 20in; K-55; 133ppf; BTT; 1240m

Tapón #3: 3.1/2” ‘X’ @ 3820m CSG 13.3/8in; P110; 72ppf; SPECIAL DRIFT; NJO; ID 12,347in 2993m

HYD PKR PHL 9.5/8” 7.5K @ 3837m

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

BALEOS 4140 ‘4365m FORMACION HUAMAMPAMPA

7” PERMA SERIES PKR @ 4953m Tapón #2: 3.1/2” ‘PX’ @ 4960.4m LINER 7in; P110; 32ppf; SPECIAL DRIFT; SEC; CSG shoe 5037m, LINER HANGER 3918.64m, ECP 4592m

AGUJERO ABIERTO 8.1/2in HASTA 5130m

AGUJERO ABIERTO 6in 5130-5445m FORMACION SANTA ROSA

BOTTOM HOLE 5445m

Tapón #1: 2.7/8” ‘PX’ @ 4974.7m

Diseño de cañerías de revestimiento Diseño de Cañería Intermedia 13 3/8”

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.

32in (0.81m) 11.8in (0.30m)

Section “D” 13 5/8in 10M x 11in 10M

30.5in (0.78m)

Section “C” 21 1/4in 5M x 13 5/8in 10M

32in (0.81m) 118in (3.00m)

Section “B” 21 1/4in 5M x 21 1/4in 5M

43.06in (1.09m) Section “A” 21 1/4in 5M x 20in SlipLock 10in (0.25m)

Diseño de Fluidos de Perforación

PROPOSAL SUMMARY Definition Hole Size Section TD PLANNED WELL FOOTAGE Casing Size Casing Top Depth Set Footage Drilled Washout Factor Max. Deviation Max.BHST Drilling Days Total Days PLANNED DRILLING FLUIDS Recommended Fluid System

Units (in) (m)

Interval 36 60.0

26 1000.0

17 1/2 2650.0

14 1/4 3600.0

12 ¼ 4500

(in) (m) (m) (m) (%) (deg) (degF) (days) (days)

30 0.0 60.0 60.0 75.0 1.0 98.0 4.0 7.0

20 0.0 800.0 740.0 40.0 2.0 110.0 26.0 32.0

13 3/8 0.0 2830.0 2030.0 15.0 2.0 152.0 71.0 78.0

11 ¼ 2500.0 3600.0 950.0 15.0 2.0 174.0 57.0 63.0

9 5/8 0 4500.0 900.0 15.0 3.0 174.0

7 4350 4800 300.0 15.0 6.0 200

Bent.Ext

Base Agua

OBM

OBM

OBM

Drill in

3500.0

4500.0

4000.0

3500.0

2500.0

8.8 – 10.0 20 - 25 40 – 50 30/32 < 15 N/A 10 -17 3–4 N/A 11 – 11.5

14.5 - 15.5 25 – 35 25 – 35 19/20 N/A 4–8 N/A 3–4 >1500 N/A

9.5 – 10.0 20 – 25 20 - 25 15/17 N/A 4–8 N/A 3–4 >1500 N/A

14 – 14.3 25 – 35 25 – 35 19/20 N/A 4–8 N/A 3–4 >1500 N/A

Volume to build (bbl) 1400.0 RECOMMENDED DRILLING FLUID MAIN PROPERTIES Density (lb/gal) 8.6 - 8.8 Plastic Visc. (cp) 12 – 18 Yield Point (lbf/100ft2) 20 – 25 Lect. (R3/R6) () 20/25 Filtrado API (cc/30min) N/A Filtrado HPHT (cc/30min) N/A MBT (ppb) < 15 Drill Solids (%) 3–4 Stability () N/A PH () 9 – 10.5

8½ 4800

13.0 25 – 35 30 – 40 22/24