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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DETERMINACIÓN DE LA CORRELACIÓN EXISTENTE ENTRE LA TASA DE
PENETRACIÓN CON LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN
DE 8 ½ PULGADAS DE POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO SACHA A
PARTIR DEL AÑO 2013”
AUTORES:
ANDRADE PARREÑO DANIEL RODRIGO
SARANGO COELLO RICARDO ANDRÉS
Quito, Mayo, 2015
ii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DETERMINACIÓN DE LA CORRELACIÓN EXISTENTE ENTRE LA TASA DE
PENETRACIÓN CON LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN
DE 8 ½ PULGADAS DE POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO SACHA A
PARTIR DEL AÑO 2013”
Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de Ingenieros de
Petróleos Grado Académico de Tercer Nivel
ANDRADE PARREÑO DANIEL RODRIGO
SARANGO COELLO RICARDO ANDRÉS
TUTOR
ING: ELÍAS CRUZ IBADANGO ANRRANGO
Quito, Mayo, 2015
iii
DEDICATORIA
A la memoria de mi madre Nora, quién fue la persona más importante de mi vida, quién
siempre me brindó su cariño y enseñanzas, y es mi mayor inspiración para poder cumplir
mis metas.
A la memoria de mi padre Carlos, quién me acompañó durante los primeros años de mi vida
y de quién siempre guardo un maravilloso recuerdo.
A mi hermano Carlos, quién me ha ayudado a sobrellevar todos mis retos con su apoyo y
confianza incondicional.
A mi abuelita Eugenia, quién con su preocupación y apoyo, ha velado siempre por mi
bienestar.
A Tania quién me brindó su apoyo con su alegría y entusiasmo y a todos mis amigos y
familiares que me apoyaron durante mi paso en la vida universitaria.
Daniel Andrade P.
DEDICATORIA
A mis padres, Washington y Ada por confiar en mí en todo momento y por su apoyo
incondicional para todo lo que he necesitado.
A mi hermana Jessica que siempre ha estado pendiente a lo largo del desarrollo del trabajo
y a mi sobrino Sergio.
A Diana por estar conmigo apoyándome, ayudándome en toda decisión que he tomado de
cómo hacer las cosas para que salgan bien.
A toda mi familia y amigos que día a día se interesaron de cómo me ha ido en la elaboración
de la tesis y en general en la universidad.
Ricardo Sarango C.
iv
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería en Geología,
Minas, Petróleos y Ambiental, por darnos la oportunidad de estudiar la carrera de
Ingeniería en Petróleos y así crecer como personas y profesionales para el bien y el
desarrollo del país. Agradecemos también a las autoridades, profesores, personal
administrativo que nos han brindado su ayuda durante todo el periodo universitario.
A la Agencia de Control y Regulación Hidrocarburífero (ARCH), por abrirnos las
puertas para la realización del presente trabajo proporcionándonos la información
necesaria, en especial a los ingenieros Marcelo Rosero y Einstein Barrera.
Al ingeniero Elías Ibadango por ayudarnos con la tutoría de nuestra tesis, de igual
manera a los ingenieros José Cóndor, Einstein Barrera y José Luis Cabezas por su
ayuda y guía durante el desarrollo del trabajo, donde hemos aprendido mucho de
ellos.
A nuestros, amigos y compañeros que nos han ayudado y dado su apoyo.
vii
INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por: Ing. Jose Luis Cabezas Llumipanta, Ing. Einstein Barrera Pijal,
Dr. José Cóndor Tarco.
DECLARAN:
Que la presente tesis denominada: “Determinación de la correlación existente entre la
tasa de penetración con los parámetros de perforación en la sección de 8 ½ pulgadas de
pozos perforados en el campo sacha a partir del año 2013”, ha sido elaborada
íntegramente por los señores Daniel Rodrigo Andrade Parreño y Ricardo Andrés Sarango
Coello, egresados de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, ha sido revisada y verificada,
dando fe de la originalidad del presente trabajo.
Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa Oral.
En la ciudad de Quito a los 25 días del mes de Mayo del 2015
viii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
ARCH: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
BLS: Barriles
BPPD: Barriles de petróleo por día.
FT: Feet
FT/H: Feet per hour
GPM: Galones por Minuto
MD: Measured Depth
PLG: Pulgadas
PSI: Pounds per Square Inch
PPG: Pounds per Gallon
PDC: Diamante Policristalino Compacto
ROP: Rate of Penetration
RPM: Revoluciones por Minuto
SPSS: Statistical Product and Service Solutions
TRIC: Broca Tricónica
TR: Tubería de Revestimiento
TVD: True Vertical Depth
WOB: Weight on Bit
ix
ÍNDICE
ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................................. viii
ÍNDICE ................................................................................................................................... ix
RESUMEN .......................................................................................................................... xvii
ABSTRACT ........................................................................................................................ xviii
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ xix
CAPITULO I ........................................................................................................................... 1
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................................ 1
1.1. ENUNCIADO DEL TEMA ..................................................................................... 1
1.2. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ........................................................................ 1
1.3. JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... 2
1.4. OBJETIVOS ............................................................................................................ 2
1.4.1. Objetivo general ............................................................................................... 2
1.4.2. Objetivos específicos ....................................................................................... 2
1.5. FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD .................................................................. 3
CAPÍTULO II .......................................................................................................................... 4
2. MARCO TEÓRICO ......................................................................................................... 4
2.1. MARCO INSTITUCIONAL ................................................................................... 4
2.2. MARCO LEGAL ..................................................................................................... 4
2.3. MARCO ÉTICO ...................................................................................................... 4
2.4. MARCO CONCEPTUAL........................................................................................ 5
2.4.1. Descripción del Campo Sacha ......................................................................... 5
2.4.1.1. Aspectos generales ....................................................................................... 5
2.4.1.2. Geología y litología del campo .................................................................... 6
2.4.2. Diagnóstico de los pozos perforados en el Campo Sacha ................................ 9
2.4.2.1. Historia de perforación 2010-2014 en el Campo Sacha ............................... 9
2.4.3. Perforación direccional de Pozos ................................................................... 10
2.4.3.1. Generalidades ............................................................................................. 10
2.4.3.3. Tipos de pozos direccionales ..................................................................... 13
2.4.3.4. Secciones en la perforación de pozos. ........................................................ 15
2.4.4. Tasa de penetración (ROP) ............................................................................ 17
2.4.5. Parámetros de perforación y su relación con el ROP ..................................... 18
2.4.5.1. Tipo y diseño de la broca ........................................................................... 18
2.4.5.2. Peso sobre la broca (WOB) ........................................................................ 18
2.4.5.3. Velocidad de rotación (RPM) .................................................................... 20
2.4.5.4. Tipo de formación ...................................................................................... 23
x
2.4.5.5. Fluido de perforación ................................................................................. 25
2.4.5.6. Torque y arrastre ........................................................................................ 30
2.5. FUNDAMENTOS BÁSICOS DE ESTADÍSTICA............................................... 31
2.5.1. Estadística descriptiva .................................................................................... 31
2.5.1.1. Histograma de distribución de frecuencias ................................................ 31
2.5.1.2. Distribución Normal .................................................................................. 32
2.5.1.4. Medidas de tendencia central o de posición ............................................... 34
2.5.1.5. Medidas de dispersión ................................................................................ 35
2.5.2. Análisis Correlacional .................................................................................... 37
2.5.3. Modelos de Regresión. ................................................................................... 37
2.5.3.1. Tipos de Regresión..................................................................................... 39
2.6. HIPÓTESIS ............................................................................................................ 39
CAPITULO III ....................................................................................................................... 40
3. DISEÑO METODOLÓGICO ........................................................................................ 40
3.1. TIPO DE ESTUDIO .............................................................................................. 40
3.2. UNIVERSO Y MUESTRA ................................................................................... 40
3.3. TÉCNICA DE RECOLECCIÓN Y PROCESAMIENTO DE LA
INFORMACIÓN. .............................................................................................................. 40
3.4. TRABAJO DE INVESTIGACIÓN ....................................................................... 41
CAPITULO IV....................................................................................................................... 42
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS .......................................................... 42
4.1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN PARA EL ANÁLISIS ............................... 42
4.1.1. Pozo Prueba 1 ................................................................................................ 42
4.1.2. Pozo Prueba 2 ................................................................................................ 45
4.1.3. Pozo Prueba 3 ................................................................................................ 46
4.1.4. Pozo Prueba 4 ................................................................................................ 48
4.1.5. Pozo Prueba 5 ................................................................................................ 50
4.1.6. Pozo Prueba 6 ................................................................................................ 52
4.1.7. Pozo Prueba 7 ................................................................................................ 54
4.1.8. Pozo Prueba 8 ................................................................................................ 56
4.1.9. Pozo Prueba 9 ................................................................................................ 58
4.1.10. Pozo Prueba 10............................................................................................... 60
4.1.11. Pozo Prueba 11............................................................................................... 62
4.1.12. Pozo Prueba 12............................................................................................... 64
4.1.13. Pozo Prueba 13............................................................................................... 66
4.1.14. Pozo Prueba 14............................................................................................... 69
xi
4.1.15. Pozo Prueba 15............................................................................................... 71
4.1.16. Pozo Prueba 16............................................................................................... 73
4.1.17. Pozo Prueba 17............................................................................................... 75
4.1.18. Pozo Prueba 18............................................................................................... 77
4.1.19. Pozo Prueba 19............................................................................................... 79
4.1.20. Pozo Prueba 20............................................................................................... 81
4.1.21. Pozo Prueba 21............................................................................................... 83
4.1.22. Pozo Prueba 22............................................................................................... 85
4.1.23. Pozo Prueba 23............................................................................................... 87
4.1.24. Pozo Prueba 24............................................................................................... 89
4.1.25. Pozo Prueba 25............................................................................................... 91
4.1.26. Pozo Prueba 26............................................................................................... 93
4.1.27. Pozo Prueba 27............................................................................................... 95
4.1.28. Pozo Prueba 28............................................................................................... 97
4.1.29. Pozo Prueba 29............................................................................................... 99
4.1.30. Pozo Prueba 30............................................................................................. 101
4.2. ANÁLISIS ESTADÍSTICO DESCRIPTIVO ...................................................... 104
4.2.1. Tasa de penetración. ..................................................................................... 106
4.2.2. Peso sobre la broca ....................................................................................... 107
4.2.3. Torque .......................................................................................................... 109
4.2.4. Velocidad de rotación .................................................................................. 111
4.2.5. Peso del fluido .............................................................................................. 113
4.2.6. Caudal de fluido ........................................................................................... 115
4.2.7. Presión en superficie .................................................................................... 117
4.3. ANÁLISIS CORRELACIONAL ......................................................................... 119
4.3.1. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el peso sobre la broca
(WOB).......................................................................................................................... 120
4.3.2. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el torque ......................... 123
4.3.3. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y la velocidad de rotación
(RPM)..... ..................................................................................................................... 127
4.3.4. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el peso de fluido ............ 130
4.3.5. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el caudal de fluido ......... 134
4.3.6. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y la presión del fluido en
superficie...................................................................................................................... 138
4.4. MODELO GENERAL CORRELACIONAL ...................................................... 141
4.5. PROPUESTA DE VALORES TEÓRICOS PARA OPTIMIZAR LOS
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS ......... 144
xii
CAPITULO V ...................................................................................................................... 148
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................... 148
5.1. CONCLUSIONES ............................................................................................... 148
5.2. RECOMENDACIONES ...................................................................................... 150
CAPITULO VI..................................................................................................................... 151
6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 151
6.1. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................. 151
6.2. WEB GRAFÍA ..................................................................................................... 152
CAPITULO VII ................................................................................................................... 153
7. APÉNDICES Y ANEXOS........................................................................................... 153
ANEXO A: GLOSARIO DE TÉRMINOS ...................................................................... 153
ANEXO B: MATRIZ DE RECOLECCIÓN DE DATOS ............................................... 156
ANEXO C: CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ....................................................... 157
ANEXO D: PRESUPUESTO .......................................................................................... 158
ANEXO E: SOFTWARE SPSS ....................................................................................... 159
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
CAPÍTULO II .......................................................................................................................... 4
Tabla 2.1. Pozos Perforados en el campo Sacha 2010-2014 ............................................... 9
Tabla 2.2. RPM y peso sobre la broca óptimo respecto al tipo de formación ................... 22
CAPITULO IV....................................................................................................................... 42
Tabla 4.1. Matriz de datos para el Pozo Prueba 1 ............................................................. 43
Tabla 4.2. Matriz de datos para el Pozo Prueba 2 ............................................................. 45
Tabla 4.3. Matriz de datos para el Pozo Prueba 3 ............................................................. 47
Tabla 4.4. Matriz de datos para el Pozo Prueba 4 ............................................................. 49
Tabla 4.5. Matriz de datos para el Pozo Prueba 5 ............................................................. 51
Tabla 4.6. Matriz de datos para el Pozo Prueba 6 ............................................................. 53
Tabla 4.7. Matriz de datos para el Pozo Prueba 7 ............................................................. 55
Tabla 4.8. Matriz de datos para el Pozo Prueba 8 ............................................................. 57
Tabla 4.9. Matriz de datos para el Pozo Prueba 9 ............................................................. 59
Tabla 4.10. Matriz de datos para el Pozo Prueba 10 ......................................................... 61
Tabla 4.11. Matriz de datos para el Pozo Prueba 11 ......................................................... 63
Tabla 4.12. Matriz de datos para el Pozo Prueba 12 ......................................................... 65
Tabla 4.13. Matriz de datos para el Pozo Prueba 13 ......................................................... 68
Tabla 4.14. Matriz de datos para el Pozo Prueba 14 ......................................................... 70
Tabla 4.15. Matriz de datos para el Pozo Prueba 15 ......................................................... 72
Tabla 4.16. Matriz de datos para el Pozo Prueba 16 ......................................................... 74
Tabla 4.17. Matriz de datos para el Pozo Prueba 17 ......................................................... 76
Tabla 4.18. Matriz de datos para el Pozo Prueba 18 ......................................................... 78
Tabla 4.19. Matriz de datos para el Pozo Prueba 19 ......................................................... 80
Tabla 4.20. Matriz de datos para el Pozo Prueba 20 ......................................................... 82
Tabla 4.21. Matriz de datos para el Pozo Prueba 21 ......................................................... 84
Tabla 4.22. Matriz de datos para el Pozo Prueba 22 ......................................................... 86
Tabla 4.23. Matriz de datos para el Pozo Prueba 23 ......................................................... 88
Tabla 4.24. Matriz de datos para el Pozo Prueba 24 ......................................................... 90
Tabla 4.25. Matriz de datos para el Pozo Prueba 25 ......................................................... 92
Tabla 4.26. Matriz de datos para el Pozo Prueba 26 ......................................................... 94
Tabla 4.27. Matriz de datos para el Pozo Prueba 27 ......................................................... 96
Tabla 4.28. Matriz de datos para el Pozo Prueba 28 ......................................................... 98
Tabla 4.29. Matriz de datos para el Pozo Prueba 29 ....................................................... 100
Tabla 4.30. Matriz de datos para el Pozo Prueba 30 ....................................................... 102
xiv
Tabla 4.31. Resumen de los valores del ROP y los parámetros de perforación .............. 105
Tabla 4.32. Estadística Descriptica ROP ........................................................................ 107
Tabla 4.33. Estadística Descriptiva WOB ....................................................................... 109
Tabla 4.34. Estadística Descriptiva Torque .................................................................... 111
Tabla 4.35. Estadística Descriptica RPM ....................................................................... 113
Tabla 4.36. Estadística Descriptica de Peso del Fluido .................................................. 115
Tabla 4.37. Estadística Descriptica del Caudal de Fluido (GPM).................................. 117
Tabla 4.38. Estadística Descriptiva Presión en superficie .............................................. 119
Tabla 4.39. Coeficiente de correlación entre ROP y WOB ............................................ 121
Tabla 4.40. Modelos de regresión entre ROP y WOB ................................................... 122
Tabla 4.41. Coeficiente de correlación entre ROP y torque ............................................ 125
Tabla 4.42. Modelos de regresión entre ROP y Torque .................................................. 125
Tabla 4.43. Coeficiente de correlación entre ROP y RPM ............................................. 128
Tabla 4.44. Modelos de regresión entre ROP y RPM ..................................................... 129
Tabla 4.45. Coeficiente de correlación entre ROP y Peso del fluido ............................. 132
Tabla 4.46. Modelos de regresión entre ROP y Peso del Fluido .................................... 132
Tabla 4.47. Coeficiente de correlación entre ROP y Caudal de fluido .......................... 135
Tabla 4.48. Modelos de regresión entre ROP y Caudal de Fluido .................................. 136
Tabla 4.49. Coeficiente de correlación entre ROP y Presión en superficie ................... 139
Tabla 4.50. Modelos de regresión entre ROP y Presión en superficie ............................ 139
Tabla 4.51. Modelo de regresión lineal múltiple entre el ROP y los parámetros de
perforación. ...................................................................................................................... 141
Tabla 4.52. Cuadro comparativo entre el ROP real y ROP calculado ........................... 143
Tabla 4.53. Promedio de los parámetros de perforación ................................................ 144
Tabla 4.54. Comparación de tasas de penetración .......................................................... 147
xv
ÍNDICE DE GRÁFICOS
CAPÍTULO II .......................................................................................................................... 4
Gráfico 2.1. Ubicación geográfica del campo Sacha .......................................................... 5
Gráfico 2.2. Partes de la broca tricónica .......................................................................... 11
Gráfico 2.3. Partes de la broca PDC ................................................................................ 12
Gráfico 2.4. Cortador PDC ............................................................................................... 12
Gráfico 2.5. Tipos de Pozos Direccionales ....................................................................... 15
Gráfico 2.6. Secciones de pozos en el campo Sacha ......................................................... 17
Gráfico 2.7. Comportamiento del ROP en relación al peso sobre la broca ....................... 19
Gráfico 2.8. Variación de la velocidad de rotación con el ROP ....................................... 20
Gráfico 2.9. ROP en función de la velocidad de penetración para distintos tipos de
formaciones ........................................................................................................................ 21
Gráfico 2.10. Elemento de formación debajo de la broca ................................................. 23
Gráfico 2.11. Efecto de la profundidad sobre la velocidad de penetración ....................... 25
Gráfico 2.12. Efecto de la densidad del fluido en la velocidad de perforación ................. 28
Gráfico 2.13. Contenido de sólidos en función de la velocidad de penetración ............... 29
Gráfico 2.14. Histograma de distribución de frecuencias ................................................. 32
Gráfico 2.15. Curva de distribución normal ...................................................................... 33
CAPITULO IV....................................................................................................................... 42
Gráfico 4.1. Diagrama Mecánico Prueba 1 ....................................................................... 44
Gráfico 4.2. Diagrama Mecánico Prueba 2 ....................................................................... 46
Gráfico 4.3. Diagrama Mecánico Prueba 3 ....................................................................... 48
Gráfico 4.4. Diagrama Mecánico Prueba 4 ....................................................................... 50
Gráfico 4.5. Diagrama Mecánico Prueba 5 ....................................................................... 52
Gráfico 4.6. Diagrama Mecánico Prueba 6 ....................................................................... 54
Gráfico 4.7. Diagrama Mecánico Prueba 7 ....................................................................... 56
Gráfico 4.8. Diagrama Mecánico Prueba 8 ....................................................................... 58
Gráfico 4.9. Diagrama Mecánico Prueba 9 ....................................................................... 60
Gráfico 4.10. Diagrama Mecánico Prueba 10 ................................................................... 62
Gráfico 4.11. Diagrama Mecánico Prueba 11 ................................................................... 64
Gráfico 4.12. Diagrama Mecánico Prueba 12 ................................................................... 66
Gráfico 4.13. Diagrama Mecánico Prueba 13 ................................................................... 69
Gráfico 4.14. Diagrama Mecánico Prueba 14 ................................................................... 71
Gráfico 4.15. Diagrama Mecánico Prueba 15 ................................................................... 73
xvi
Gráfico 4.16. Diagrama Mecánico Prueba 16 ................................................................... 75
Gráfico 4.17. Diagrama Mecánico Prueba 17 .................................................................. 77
Gráfico 4.18. Diagrama Mecánico Prueba 18 ................................................................... 79
Gráfico 4.19. Diagrama Mecánico Prueba 19 ................................................................... 81
Gráfico 4.20. Diagrama Mecánico Prueba 20 ................................................................... 83
Gráfico 4.21. Diagrama Mecánico Prueba 21 ................................................................... 85
Gráfico 4.22. Diagrama Mecánico Prueba 22 ................................................................... 87
Gráfico 4.23. Diagrama Mecánico Prueba 23 ................................................................... 89
Gráfico 4.24. Diagrama Mecánico Prueba 24 ................................................................... 91
Gráfico 4.25. Diagrama Mecánico Prueba 25 ................................................................... 93
Gráfico 4.26. Diagrama Mecánico Prueba 26 ................................................................... 95
Gráfico 4.27. Diagrama Mecánico Prueba 27 ................................................................... 97
Gráfico 4.28. Diagrama Mecánico Prueba 28 ................................................................... 99
Gráfico 4.29. Diagrama Mecánico Prueba 29 ................................................................. 101
Gráfico 4.30. Diagrama Mecánico Prueba 30 ................................................................. 103
Gráfico 4.31. Histograma de la tasa de penetración ........................................................ 106
Gráfico 4.32. Histograma del peso sobre la broca .......................................................... 108
Gráfico 4.33. Histograma del torque ............................................................................... 110
Gráfico 4.34. Histograma de la velocidad de rotación .................................................... 112
Gráfico 4.35. Histograma del peso de fluido de perforación .......................................... 114
Gráfico 4.36. Histograma del caudal de fluido de perforación ....................................... 116
Gráfico 4.37. Histograma de la presión en superficie ..................................................... 118
Gráfico 4.38. Diagrama de dispersión entre ROP y WOB .............................................. 121
Gráfico 4.39. Modelos de Regresión entre ROP y WOB ................................................ 123
Gráfico 4.40. Diagrama de dispersión entre ROP y torque ............................................. 124
Gráfico 4.41. Modelos de Regresión entre ROP y Torque ............................................. 126
Gráfico 4.42. Diagrama de dispersión entre ROP y RPM .............................................. 127
Gráfico 4.43. Modelos de Regresión entre ROP y RPM ................................................ 130
Gráfico 4.44. Diagrama de dispersión entre ROP y Peso de fluido ................................ 131
Gráfico 4.45. Modelos de Regresión entre ROP y Peso del fluido ................................. 133
Gráfico 4.46. Diagrama de dispersión entre ROP y Caudal de fluido ............................ 134
Gráfico 4.47. Modelos de Regresión entre ROP y Caudal de fluido .............................. 137
Gráfico 4.48. Diagrama de dispersión entre ROP y Presión en superficie ..................... 138
Gráfico 4.49. Modelos de Regresión entre ROP y Presión en superficie ....................... 140
xvii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DETERMINACIÓN DE LA CORRELACIÓN EXISTENTE ENTRE LA TASA DE
PENETRACIÓN CON LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN DE 8
½ PULGADAS DE POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO SACHA A PARTIR DEL
AÑO 2013”
Autores: Daniel Andrade Parreño
Ricardo Sarango Coello
Tutor: Ing. Elías Ibadango
Mayo 2015
RESUMEN
La presente tesis tiene como objetivo determinar la correlación existente entre la tasa de
penetración(ROP), con los siguientes parámetros de perforación: velocidad de rotación de la
broca (RPM), el peso sobre la broca (WOB), el torque, el peso del fluido de perforación, el
caudal de circulación (GPM) y la presión en superficie del fluido de perforación, para la
sección de 8 ½ pulgadas en los pozos que han sido perforados en el Campo Sacha, para esto
se ha realizado una recopilación y análisis y de la información obtenida de reportes finales de
perforación y se han investigado las bases teóricas necesarias en el estudio. Mediante la
correcta organización y sistematización de los datos obtenidos, se realizó un análisis
correlacional entre el ROP y los parámetros de perforación, estableciendo así cómo están
relacionadas estas variables, haciendo uso de gráficas, cuadros y ecuaciones para
interpretarlos de mejor manera. Estas correlaciones servirán para conocer de una forma
definida como está relacionado el ROP con los parámetros de perforación específicamente
en la sección de 8 ½ pulgadas; lo que ayudara a optimizar de mejor manera las operaciones
de perforación y a tener un mejor control en proyectos futuros de perforación de pozos.
PALABRAS CLAVES: <PERFORACIÓN DIRECCIONAL> <ANÁLISIS
CORRELACIONAL> <PARÁMETROS DE PERFORACIÓN> <CAMPO SACHA>
<TASA DE PENETRACIÓN>
xviii
ABSTRACT
This thesis aims to determine the correlation between the rates of penetration (ROP), with
the following drilling parameters: rotational speed of the drill (RPM), weight on bit (WOB),
torque, weight drilling fluid, the flow rate (GPM) and the surface pressure of the drilling
fluid to section 8 ½ inches in wells that have been drilled in Sacha Oilfield. This research has
been done by the compilation and analysis of the information obtained from the final drilling
reports as well as investigating the necessary fundamentals and theories that support this
study. The correlational analysis between the ROP, and drilling parameters, took place
through appropriate organization and systematization of data in order to establish how these
variables are related, using graphs, charts and equations to interpret them in the best way.
This correlation will let to know how ROP is associated with drilling parameters, specifically
in the drilling section of 8 ½ inches; which will help to optimize and control the operations
in future drilling projects.
KEYWORDS: <DIRECTIONAL DRILLING> <CORRELATIONAL ANALYSIS>
<DRILLING PARAMETERS> <SACHA OILFIELD> <RATE OF PENETRATION>
xix
INTRODUCCIÓN
La única forma de comprobar la existencia de hidrocarburos en una determinada formación
es mediante la perforación, la cual es una operación costosa y que requiere de un cuidadoso
análisis para efectuarla, durante mucho tiempo se han ido desarrollando nuevas tecnologías y
avances en las herramientas utilizadas para facilitar las operaciones en este ámbito.
La perforación de un pozo depende de varios parámetros durante la operación, los cuales al
ser aplicados de manera efectiva reducirán el tiempo de la perforación y consecuentemente
los costos.
La tasa de penetración, es una variable que indica la medida de profundidad perforada en un
determinado tiempo, el cual es influenciado por distintos factores tales como la formación
que está siendo perforada, el tipo de broca utilizada, el peso sobre la broca aplicado, la
velocidad de rotación de la broca, el fluido de perforación utilizado, la hidráulica de
perforación entre otros.
La elaboración de gráficos, cuadros y ecuaciones que relacionen la tasa de penetración con
los parámetros de perforación: peso sobre la broca, torque, velocidad de rotación, peso,
caudal del fluido de perforación y presión en superficie permitirá obtener un modelo de
referencia que represente la manera más óptima de efectuar una perforación en relación a los
parámetros antes mencionados. Dicho modelo se efectuará mediante la selección de una
muestra de pozos los cuales inicialmente serán analizados individualmente, para luego
sintetizar y obtener un modelo generalizado cuyos resultados serán registrados en una matriz
final.
La ARCH que es la agencia reguladora y fiscalizadora de las operaciones de perforación será
beneficiada con la realización de la tesis ya que le permitirá realizar un control más efectivo
en las operaciones de perforación efectuadas en el campo Sacha en la sección de 8 ½
pulgadas.
1
CAPITULO I
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. ENUNCIADO DEL TEMA
“DETERMINACIÓN DE LA CORRELACIÓN EXISTENTE ENTRE LA TASA DE
PENETRACIÓN CON LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN DE 8
½ PULGADAS DE POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO SACHA A PARTIR DEL
AÑO 2013”
1.2. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
El Campo Sacha es uno de principales campos de petróleo de la Cuenca Oriente del Ecuador,
a pesar de ser un campo maduro, es uno de los campos con mayor producción en el país.
En los últimos años la empresa operadora del campo, Operaciones Rio Napo Compañía de
Economía Mixta ha puesto en marcha una campaña de perforación de pozos con el fin de
aumentar reservas y producción.
Una manera de monitorear las operaciones de perforación es mediante la tasa de penetración
(ROP), que es la velocidad a la que una broca perfora la roca al atravesar las formaciones del
subsuelo; a su vez depende de distintas variables como son: presiones en el pozo, tipo de
formación, tipo de broca y su diseño, peso aplicado sobre la broca, velocidad de rotación de
la broca, la hidráulica en la perforación, tipo y control del fluido, entre otros.1 No existen
estudios de la relación del ROP con los parámetros descritos por lo tanto el control no es
óptimo.
En las operaciones de perforación pueden existir cambios del ROP que se ha programado
inicialmente, esto ocurre debido a los parámetros que se hayan utilizado durante la
operación. Todos estos sucesos son reportados a la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero.
Para lograr un mejor control y monitoreo en las operaciones de perforación en la sección de
8½ pulgadas que se efectúen en el Campo Sacha se requiere un análisis de la relación entre
1http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-Velocidad-de-Penetracion-en-
Perforacion-Petrolera-1#scribd
2
el ROP y los parámetros de perforación, lo que hace necesario un análisis correlacional
entre estas variables.
1.3. JUSTIFICACIÓN
La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) que está encargada de velar
por la eficiencia del aprovechamiento de los recursos públicos mediante la efectiva
regulación y control de operaciones relacionadas a la industria petrolera. En el ámbito de la
perforación, y para optimizar su gestión requiere determinar la correlación del ROP con
ciertos parámetros de perforación tales como: peso sobre la broca, torque, velocidad de
rotación de la broca, peso del fluido de perforación, presión en superficie y el gasto de la
bomba, aplicables en el campo Sacha, cuyo estudio se realizará en la presente tesis. Es un
requerimiento de esta entidad del Estado, contar con este estudio que contribuiría
efectivamente al análisis de las operaciones de perforación correspondientes, atribución
contemplada en su Misión.
Adicionalmente la Universidad Central del Ecuador, se fortalece académicamente con las
investigaciones efectuadas por sus integrantes.
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. Objetivo general
Determinar la correlación existente entre la tasa de penetración (ROP) con los parámetros de
perforación peso sobre la broca, torque, velocidad de rotación, peso del fluido de
perforación, caudal del fluido de perforación y presión en superficie en la sección de 8 ½
pulgadas de pozos perforados en el Campo Sacha a partir del año 2013.
1.4.2. Objetivos específicos
Investigar los fundamentos teóricos de los parámetros de perforación más
representativos.
Recolectar la información, seleccionar una muestra de pozos para el análisis y
sistematizar la misma en función de los objetivos de estudio.
Efectuar el análisis correlacional de los parámetros de perforación con el ROP
de los pozos seleccionados para la sección de 8 ½”
Plantear propuestas de parámetros de perforación que optimicen el ROP en la
sección de 8 ½” de pozos perforados en el Campo Sacha.
3
1.5. FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD
Factibilidad
La presente tesis es factible porque se tiene el talento humano por parte de los tesistas, el
conocimiento del tema de los tutores tanto de la FIGEMPA como de la Agencia de
Regulación y Control (ARCH), se dispone de información bibliográfica necesaria para la
elaboración de la tesis, y se cuenta con los recursos económicos necesarios para finalizar este
trabajo.
Accesibilidad
Es accesible porque se cuenta con el apoyo de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH), la cual facilitará la información necesaria para la presente tesis.
4
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. MARCO INSTITUCIONAL
Misión
“Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos, propiciar el
racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión pública y de los
activos productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de precautelar los intereses de
la sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las operaciones y
actividades relacionadas.”
Visión
“La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, será reconocida como el
garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector Hidrocarburífero,
gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión transparente y a su cultura de servicio
y mejoramiento continuo.”2
2.2. MARCO LEGAL
“Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Ley de
Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular, controlar y
fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria
hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras que
ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; Adscrita al Ministerio Sectorial con
personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica, financiera, con
patrimonio propio.”
2.3. MARCO ÉTICO
El presente trabajo es realizado bajo las normativas, valores y principios de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero y del Estado, respetando tanto a las personas como a
la institución involucrada. No cometerá el delito de plagio y la información brindada por la
ARCH será utilizada únicamente para fines investigativos y beneficio de la misma.
2: http://www.arch.gob.ec/index.php/nuestra-institucion/quienes-somos.html
5
2.4. MARCO CONCEPTUAL
2.4.1. Descripción del Campo Sacha
2.4.1.1. Aspectos generales
Antecedentes3
La estructura Sacha fue descubierta por el Consorcio Texaco-Gulf y probada con el
pozo exploratorio Sacha 1, que fue perforado a partir del año de 1969, el cual alcanzó
una profundidad de 10160 ft. y produjo 1328 BPPD. de 30° API proveniente del
reservorio Hollín.
El campo Sacha comenzó a producir el 6 de Julio de 1972, con una tasa promedia para
ese mes de 29269 BPPD, la cual aumentó hasta 117591 BPPD en el mes de Noviembre
del mismo año, que es la mayor producción registrada en la historia del campo.
Ubicación geográfica4
El campo Sacha está ubicado en la provincia de Orellana en el cantón “La Joya de los
Sachas” dentro de las siguientes coordenadas 00°11’00” a 00°24’30” Latitud Sur y
76°49’40” a 76°54’16” Longitud Oeste. Los límites del Campo Sacha son al Norte con
las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista al Sur con los campos Culebra-Yulebra al
Este con los campos de Mauro Dávalos Cordero y Shushufindi-Aguarico y al Oeste por
los campos Huachito, Pucuna y Paraíso.
Gráfico 2.1. Ubicación geográfica del campo Sacha
Fuente: ARCH, Departamento de Exploración y Explotación
3 BABY & RIVADENEIRA, 2004
4 GOMEZ & ROMERO, 2010
6
2.4.1.2. Geología y litología del campo
Geología estructural del Campo Sacha5
La estructura Sacha es un anticlinal que va en dirección NNE-SSO. Se encuentra
ubicada en el flanco occidental del corredor Sacha-Shushufindi y tiene una longitud de
33 Km aproximadamente, la cual posee 4 Km de ancho al Norte y 7 Km.
aproximadamente de ancho al Centro y Sur de la estructura.
El anticlinal “Sacha Profundo” de posible edad Jurásico Inferior-Tardío a Medio se
formó bajo la estructura Sacha de edad Cretácica y fue probado con el pozo Sacha
Profundo-1 el cual no arrojó resultados positivos.
La estructura Sacha de edad Cretácica, fue formada en la primera etapa de inversión
tectónica entre el Turoniano Terminal y el Maastrichtiano, como muestra el cambio de
espesor de las formaciones Napo Superior y Tena entre el alto de la estructura y el
flanco occidental.
Descripción Litológica por formaciones6
La secuencia estratigráfica del campo Sacha está formada por las siguientes
formaciones:
Formación Indiferenciada
Va aproximadamente de 0 ft. a 5500 ft. en Profundidad Vertical (TVD). Está
formada principalmente de conglomerado intercalado con arenisca y pequeños
niveles de arcillolita en los primeros pies, seguido por una sección de arenisca
intercalada con arcillolita café rojiza, y en los últimos 4000 ft. aproximadamente
generalmente presenta un intervalo compuesto de arcillolita asociada con anhidrita,
intercalada por niveles de limolita y arenisca, tanto hacia al tope como a la base del
intervalo.
Formación Orteguaza
Va aproximadamente de 5500 ft. a 6200 ft. en TVD. En la parte superior está
formada de lutita gris verdosa y en la parte inferior de lutita intercalada con limolita
y niveles de arenisca cuarzosa blanca subtransparente hacia la base de esta sección.
5 BABY & RIVADENEIRA, 2004
6 ARCH, 2014
7
Formación Tiyuyacu
Va desde aproximadamente 6200 ft. hasta 7900 ft. y está compuesta
predominantemente por arcillolita intercalada con niveles de limolita y arenisca. La
formación Tiyuyacu está compuesta por dos secuencias. La Secuencia Superior
consiste de un conglomerado compuesto por clastos de cuarzo con intercalaciones de
arcillolita y limolita hacia la parte superior y arenisca a lo largo de todo el intervalo,
en tanto que la Secuencia Inferior Tiyuyacu está compuesta de chert intercalado con
niveles de arcillolita.
Formación Tena
Está comprendida desde aproximadamente 7900 ft. hasta 8650 ft. En la parte
superior está compuesta principalmente por arcillolita con intercalaciones de
limolita, y en la base de la formación existe una secuencia denominada Basal Tena,
compuesta generalmente por arenisca con intercalaciones de limolita, arcillolita y
finas capas de caliza.
Formación Napo
Va desde aproximadamente 8650 ft. hasta 9900 ft. y está conformada por una
secuencia intercalada de lutitas, areniscas y calizas. La formación Napo está
conformada por los siguientes miembros:
Caliza “M-1”
Tiene un espesor aproximado entre 80 y 200 ft. y está formada por calizas
intercaladas con niveles de lutitas grises oscuras.
Caliza “M-2”
Tiene un espesor aproximado de 80 y 200 ft. está compuesta por un cuerpo de caliza
con intercalaciones de lutita de color negro a gris oscuro.
Caliza “A”
Este miembro está formado predominantemente por calizas con pequeñas
intercalaciones de lutita, el espesor de este miembro varía aproximadamente entre 40
y 100 ft.
8
Arenisca “U”
Este intervalo estratigráfico está conformado por areniscas con intercalaciones de
lutitas y calizas. Se lo ha dividido en dos partes de acuerdo a las características del
reservorio, las cuales son: Arenisca “U” Superior y Arenisca “U” Inferior.
La arenisca “U” Superior está formada por lutitas con intercalaciones de lutitas y
calizas, mientras que la Arenisca “U” Inferior está formada por areniscas,
intercaladas con capas de lutita y la presencia de caliza.
Caliza “B”
Está compuesta por caliza intercalada con lutitas, con un espesor aproximado de 10 a
50 ft.
Arenisca “T”
Está formada por arenisca con intercalaciones de lutita y caliza y su espesor varía de
180 a 250 ft. De acuerdo a las características del reservorio la Arenisca “T” se
subdivide en dos niveles que son: Arenisca “T” Superior y Arenisca “T” inferior.
La Arenisca “T” Superior está formada por arenisca cuarzosa con pobre porosidad,
asociada con glauconita e intercalada con lutitas y capas de calizas.
La Arenisca “T” Inferior está formada de arenisca cuarzosa de pobre porosidad,
intercalada con capas de caolín y lutita.
Caliza “C”
Está formada generalmente de caliza gris oscura y crema, con intercalaciones de
lutitas.
Formación Hollín
La Formación Hollín está conformada principalmente por areniscas intercaladas con
niveles de lutitas, calizas y caolín hacia la parte superior. La formación Hollín está
dividida en 2 miembros: Hollín Superior y Hollín Inferior.
El miembro Hollín Superior está formado generalmente por areniscas glauconíticas
intercaladas de lutitas y finos niveles de calizas en la parte superior del intervalo.
9
El miembro Hollín Inferior está formado principalmente de arenisca cuarzosa con
pobre a regular porosidad con intercalaciones de lutita.
2.4.2. Diagnóstico de los pozos perforados en el Campo Sacha
A partir del año 2010, Operaciones Rio Napo Compañía de Economía Mixta, se hace cargo
del desarrollo del Campo Sacha, conformada por un 70% de acciones por Petroamazonas EP
y un 30% de PDVSA Ecuador S.A.
A partir de esa fecha, las operaciones de perforación han ido aumentando con el fin de
aumentar reservas y producción, lo cual se evidencia con aproximadamente 180 pozos
perforados hasta finales del 2014.
2.4.2.1. Historia de perforación 2010-2014 en el Campo Sacha
Tabla 2.1. Pozos Perforados en el campo Sacha 2010-2014
AÑO CLASIFICACIÓN Pozos Perforados
2010 DESARROLLO 10
2011 DESARROLLO 20
RE INYECTOR
(DESARROLLO)
1
2012 AVANZADA 1
DESARROLLO 47
2013 DESARROLLO 54
2014 DESARROLLO 46
2015 DESARROLLO 1
| TOTAL 180
Fuente: Agencia de Regulación y Control, Hidrocarburífero
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
10
2.4.3. Perforación direccional de Pozos
2.4.3.1. Generalidades
Definición7
La perforación direccional está definida como la práctica de controlar la desviación y
dirección de un pozo hacia un determinado objetivo en el subsuelo, siguiendo un
determinado programa establecido en términos de la profundidad, ubicación relativa del
objetivo, espaciamiento de pozos, buzamiento, entre otras.
Aplicaciones de la perforación direccional8
Los pozos direccionales se los planifica por diversas razones. Estos pueden ser previamente
programados o por presentarse problemas durante la perforación de un pozo.
En general, los casos donde se realiza una perforación direccional son los siguientes:
Domo de sal. Cuando los yacimientos se encuentran debajo de un domo de sal y por
razones operacionales no se desea atravesar el mismo
Formaciones con falla. Cuando el yacimiento está dividido por varias fallas.
Múltiples pozos con una plataforma. Cuando se perfora varios pozos desde una
misma plataforma.
Pozo de alivio. Es aquel pozo que se perfora para controlar otro pozo,
contrarrestando la presión que género el reventón.
Desarrollo múltiple. Cuando se desea producir de varias formaciones a la vez, se
realiza si es más económico que una completación múltiple.
Lugares inaccesibles. Cuando el yacimiento se encuentra debajo de sitios
inaccesibles por ejemplos ciudades o reservas ecológicas y por lo tanto no se puede
realizar un pozo vertical.
2.4.3.2. Herramientas utilizadas en la perforación direccional
Ensamblaje de Fondo (BHA)9
El BHA (bottom hole assembly), es un conjunto de herramientas de la sarta de perforación
que se encuentran localizadas entre la broca y la tubería de perforación.
7 JOHAN, 2009
8 JOHAN, 2009
9 FER, 2013
11
Brocas10
La broca es la herramienta básica en las operaciones de perforación, localizada en el
extremo inferior de la sarta de perforación (BHA). Su función principal es cortar o triturar la
formación durante el proceso de la perforación.
Tipos de Brocas
Para perforar un pozo direccional, las brocas más utilizadas son las que se detallan a
continuación:
Broca Tricónica.11
Son aquellas brocas que tienen 3 conos, los cuales se van
interfiriendo y luego limpiando entre sí, con filas de cortadores en cada cono.
Los conos son principalmente de dos tipos: de dientes tallados o de insertos de
carburo de tungsteno (Tungsten Carbide Inserts, TCI), pueden ser de varios tamaños
y durezas de acuerdo a las litologías previstas.
Gráfico 2.2. Partes de la broca tricónica
Fuente: Reporte final de brocas-Halliburton
10
NARANJO, 2012 11
LUCAS, 2012
12
Brocas PDC12
. Las brocas PDC (diamante policristalino compacto), son un tipo de
brocas de cuerpo compacto con cortadores fijos que utilizan diamantes sintéticos
como estructura de corte.
Gráfico 2.3. Partes de la broca PDC
Fuente: Reporte final de brocas-Halliburton
Los diamantes policristalinos son montados en una matriz de carburo de tungsteno, realizan
la perforación, o el corte, mientras el carburo de tungsteno los sostiene proveyéndoles de
resistencia y rigidez.
Gráfico 2.4. Cortador PDC
Fuente: Schlumberger Drill Bits
12
LUCAS, 2012
13
Motor de fondo13
Es una herramienta que permite generar potencia en la broca sin necesidad de que exista
rotación de la tubería, mediante una fuerza de torsión en el fondo generada por el fluido de
perforación que baja a través la de sarta, la cual pasa por un sistema de rotor-estator.
Martillo (Jar)14
Herramienta que permite transmitir impacto e impulso tanto en las subidas como en las
bajadas del BHA, se emplea para que la tubería pueda liberarse en caso de que el hoyo sea
ajustado o se atasque la tubería.
Herramienta de medición MWD (Measure while drilling)15
Es un instrumento, colocado en el BHA, el cual toma lecturas o mediciones en el fondo del
pozo y las envía a superficie sin necesidad de detener las operaciones de perforación.
Los parámetros que puede medir el MWD son los siguientes:
Temperatura.
Presión.
Peso en la broca.
Longitud medida.
Inclinación y azimut.
Esfuerzos axiales en la tubería.
Torque y arrastre en la tubería.
Calibración del hoyo.
Para que no exista interferencia magnética entre el campo magnético de la Tierra y el
material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los datos, se coloca en el
BHA una herramienta llamada Monel, que está hecho de una aleación que permite despreciar
la interferencia magnética.
2.4.3.3. Tipos de pozos direccionales
Los pozos direccionales se pueden clasificar de acuerdo al perfil de inclinación que toma,
existen tres formas comunes las cuales son:
Incrementar y mantener (Build and hold).
13
JOHAN, 2009 14
JOHAN, 2009 15
MUÑOZ, 2014
14
También conocido como Tipo J, se realiza cuando se perfora verticalmente desde la
superficie hasta un punto de inicio o Kickoff, a una profundidad relativamente
somera. A partir de ese punto el pozo se desviará constantemente hasta alcanzar el
ángulo máximo y la dirección deseada, luego el ángulo y la dirección que se ha
establecido se mantendrán a lo largo de la perforación hasta llegar al objetivo.
Pozo Tipo S
De igual forma que el Tipo J, este inicia con una perforación vertical hasta llegar al
primer punto de inicio, posteriormente se inicia la inclinación hasta un límite
máximo, para después mantener el ángulo y la dirección hasta alcanzar el
desplazamiento deseado. A partir de este segundo punto se disminuirá el ángulo
hasta volver a tener una dirección vertical o casi vertical.
Incremento Continuo (Continuous Build)
La trayectoria es similar a la mencionada en el Tipo J, comenzando con la primera
sección construida mediante una perforación vertical, pero, a diferencia del Tipo J, el
punto de inicio se encontrara a una mayor profundidad, a partir de este punto se
comenzara a realizar el incremento de la desviación y esta será de forma continua
hasta llegar al objetivo.
15
Gráfico 2.5. Tipos de Pozos Direccionales
Fuente: Muñoz Adrian (2014)
2.4.3.4. Secciones en la perforación de pozos.
En la Cuenca Oriente, las operaciones de perforación de pozos direccionales se han ido
realizando de una manera estandarizada, respecto a secciones que se basan en el diámetro de
la broca. Actualmente el diseño de los pozos se basa en tres secciones: 16 pulgadas, 12 ¼
pulgadas y 8 ½ pulgada, a excepción de casos especiales que la operación requiera.16
Las características detalladas a continuación son una referencia de los pozos que se han
perforado en el Campo Sacha. A partir de ellos se clasifica a las secciones de la siguiente
manera:
Sección de 16 pulgadas
Es llamada Sección Superficial, la cual se perfora generalmente y se programa las
operaciones de perforación de la siguiente manera:
16
ARCH, 2014
16
o Intervalo hasta aproximadamente 1000 pies con broca tricónica de 16
pulgadas
o Intervalo desde 1000 pies hasta 6000pies con broca PDC de 16 pulgadas
Esta sección luego de perforada es revestida con tubería de 13 3/8 pulgadas de diámetro.
Sección de 12 ¼ pulgadas
Es llamada Sección Intermedia, la cual se perfora en un intervalo aproximado de 6000
hasta 9000 pies, normalmente se perfora todo el intervalo con broca PDC.
La sección es revestida con tubería de 9 5/8 pulgadas de diámetro que cubre todo el pozo
hasta la superficie.
Sección de 8 ½ pulgadas
Es llamada sección de producción, que se perfora aproximadamente a partir de 9000 pies
hasta la profundidad total programada TD, que es un valor cercano a los 11000 pies.
Toda la sección es perforada con broca PDC generalmente y es revestida con un liner
que va colgado 200 pies arriba de la tubería de 9 5/8 pulgadas.
17
Gráfico 2.6. Secciones de pozos en el campo Sacha
Fuente: Reporte de perforación, ARCH
2.4.4. Tasa de penetración (ROP)
La tasa de penetración es la medida de la profundidad perforada en pies, en relación al
tiempo de perforación, es un parámetro muy importante para determinar si es necesario
18
cambiar de broca debido a que no se encuentra dentro del rango óptimo de operación.17
Este
parámetro es afectado por distintos factores tales como la formación que está siendo
atravesada, el tipo de broca utilizada en la perforación, el peso sobre la broca aplicado, el
tipo de fluido y los parámetros con los que está siendo utilizado ya sea la densidad o la
presión aplicada en superficie, las presiones del pozo y la hidráulica aplicada, el torque, entre
otros.
2.4.5. Parámetros de perforación y su relación con el ROP
2.4.5.1. Tipo y diseño de la broca18
En la perforación de un pozo, la adecuada selección del tipo de broca, es un factor muy
importante para optimizar las operaciones de perforación. La selección de la broca depende
de varios factores como el tipo y características de la formación, el fluido de perforación
utilizado, las condiciones a las que se va a operar entre otros.
2.4.5.2. Peso sobre la broca (WOB)19
La tasa de penetración aumenta al aumentar el peso sobre la broca, por lo que esta variable
puede ser modificada para ayudar a mantener condiciones óptimas en la operación de
perforación, sin embargo este factor debe tener en cuenta las recomendaciones que se
proponen en las especificaciones del fabricante, debido a que al aumentar el peso y la
velocidad de rotación puede acelerar el desgaste de los dientes y los elementos de corte de la
broca, debido a que se incrementa la vibración. Además se debe tener en cuenta una alta
eficiencia en la limpieza de los cortes en el fondo del pozo para poder optimizar las
operaciones de perforación al aumentar el WOB.
El WOB depende principalmente del tipo y dureza de la formación. Cuando se incrementa la
fuerza de compresión de la formación, se debe aumentar el peso sobre la broca y reducir la
tasa de rotación.
Si la formación presenta contenido muy abrasivo, se debe mantener o reducir el WOB y
bajar la velocidad de rotación, debido a que esto podría incrementar el desgaste de los
dientes de la broca.
17
CALISPA & VILLEGAS, 2013 18
AIPM, 2000 19
DE LA TORRE, 2008
19
Gráfico 2.7. Comportamiento del ROP en relación al peso sobre la broca
Fuente: De la Torre Pablo “Selección de brocas por correlación”
Para calcular el peso sobre la broca se debe tomar en cuenta si el pozo es vertical o
direccional.
Pozos verticales
Dónde:
: Peso sobre la broca (Lbf)
Factor de flotación
Peso del BHA en el aire (Lb)
Factor de seguridad= 1,15
Pozos direccionales
[
]
Dónde:
: Peso sobre la broca (Lbf).
20
Factor de flotación
Peso del BHA en el aire (Lb).
Ángulo de inclinación en grados
Diámetro externo de la tubería de perforación. (plg).
: Diámetro interno de la tubería de perforación (plg).
Diámetro del agujero (plg).
2.4.5.3. Velocidad de rotación (RPM)
Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en un minuto, es uno
de los factores más importantes que afectan el rendimiento de la broca, y la cantidad de RPM
depende de la dureza y abrasión de la formación, ya que con altos RPM la perforación es
más eficiente en formaciones blandas, contrariamente un RPM más bajo es eficiente en
formaciones duras y abrasivas debido a que minimiza las vibraciones y el desgaste de los
elementos de corte.20
Gráfico 2.8. Variación de la velocidad de rotación con el ROP
Fuente: De la Torre Pablo “Selección de brocas por correlación”
En formaciones suaves la velocidad de penetración es directamente proporcional a la
velocidad de rotación, es decir se relacionan linealmente, mientras que en formaciones duras
20
DE LA TORRE, 2008.
21
la velocidad de penetración y la velocidad de rotación están definidas más claramente en una
relación exponencial.21
Gráfico 2.9. ROP en función de la velocidad de penetración para distintos tipos de
formaciones
Fuente: AIPM, Barrenas e Hidráulica de perforación
Efecto combinado del peso sobre la broca y la velocidad de rotación
El peso sobre la broca y los RPM son dos variables que se relacionan, por lo que el
incremento de cualquiera de los parámetros requiere una reducción de la otra, para optimizar
económica y técnicamente una operación de perforación.22
El incremento del ROP debido al aumento del peso sobre la broca o los RPM, fueron
combinados con la reducción de la vida de la broca, para saber los límites de operación de
las brocas.
Con distintos tipos de pruebas se han demostrado que pesos moderados y altos RPM son más
efectivos en brocas de dientes de acero, para perforar rápidamente formaciones no abrasivas,
21
AIPM, 2000 22
AIPM, 2000
22
pero pesos más grandes y bajas velocidades de rotación, son mejores en formaciones
abrasivas perforadas lentamente.23
Tabla 2.2. RPM y peso sobre la broca óptimo respecto al tipo de formación
CLASIFICACIÓN DE LA
FORMACIÓN
PESO ÓPTIMO LB/FT DE
DIÁMETRO DE BROCA
VELOCIDAD DE
ROTACIÓN OPTIMA
(RPM)
Blanda 4500 250
Media 6000 60
Dura 8000 40
Fuente: http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-Velocidad-de-
Penetracion-en-Perforacion-Petrolera-1#scribd
En formaciones blandas y plásticas, la aplicación de mucho peso sobre la broca es limitada,
debido principalmente a la tendencia de la broca de dientes de acero a embolarse, una
posibilidad podría ser el aumento de la velocidad de rotación para compensar la disminución
del peso. En formaciones duras es necesario utilizar mayores pesos sobre la broca para
vencer su resistencia al corte, en este tipo de casos, velocidades de rotación grandes,
producen cargas de choque demasiado grande para los elementos de corte, y combinados con
el incremento de la abrasividad puede producir el desgaste de los dientes y cojinetes.24
Las brocas de carburo de tungsteno bajo condiciones normales de operación se desgasta muy
poco a diferencia de las brocas de dientes de acero, por lo tanto el peso sobre la broca y los
RPM permanecen constantes durante la vida de este tipo de brocas, si la formación también
permanece constante.13
En las brocas de diamante mientras tanto, es imposible determinar la más óptima
combinación de peso sobre la broca y RPM. Los factores mecánicos de hacer hoyo en este
tipo de brocas, tratan con el peso sobre broca y la repetición de mover los elementos
cortantes sobre la formación que se está perforando, por lo que para que la broca de diamante
perfore se tiene que aplicar el peso suficiente para hacer que los puntos cortantes de los
diamantes penetren la formación.25
23
http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-Velocidad-de-Penetracion-en-
Perforacion-Petrolera-1#scribd 24
http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-Velocidad-de-Penetracion-en-
Perforacion-Petrolera-1#scribd 25
http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-Velocidad-de-Penetracion-en-
Perforacion-Petrolera-1#scribd
23
2.4.5.4. Tipo de formación
La tasa de penetración que puede ser mejorada en diferentes formaciones varía inversamente
con la compresibilidad de la roca y esfuerzo de corte, pero sobre el factor de tipo de
formación que se está perforando se tiene poco control con respecto a la dureza y
condiciones abrasivas.26
Permeabilidad
La permeabilidad de la formación tiene un efecto en la perforación de la misma debido
principalmente a que tiende a aliviar las presiones impuestas por el peso de la columna de
fluido de perforación en el fondo del pozo, permitiendo que el fluido penetre dentro de los
poros de la formación.27
Gráfico 2.10.Elemento de formación debajo de la broca
Fuente: AIPM Barrenas e Hidráulica de perforación
En el gráfico 2.10. se muestra un elemento de la formación debajo de la broca, si el pozo
está lleno de fluido de perforación, la parte superior del elemento estará sometida a una a una
presión hidrostática que dependerá tanto de la densidad del fluido como de la profundidad.
De esta forma existirá una fuerza sobre el recorte de la formación perforada que trata de
mantenerlo adherido al fondo del pozo, dificultando la remoción del recorte y reduciendo la
velocidad de penetración.28
26
http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-Velocidad-de-Penetracion-en-
Perforacion-Petrolera-1#scribd 27
AIPM, 2000 28
AIPM, 2000
24
En conclusión las rocas permeables que permiten la igualación de la presión a través de la
formación en frente de la broca, son perforadas con mayor velocidad de penetración debido a
la eficiencia de la limpieza de los ripios en el fondo del pozo.29
Contenido de fluidos30
Cuando una roca está saturada de fluidos incompresibles, una pequeña cantidad de filtrado
de fluido de perforación es suficiente para alcanzar el equilibrio hidrostático de las presiones.
Si la presión de la formación es igual o mayor que la presión hidrostática de la columna de
fluido, la velocidad de penetración se incrementa, debido a que no existe una diferencial de
presión en el fondo del pozo, es decir que la velocidad de penetración se reduce cuando la
diferencial de presión entre la presión hidrostática en el pozo y la presión de formación
aumenta.
Tendencia al embolamiento31
El embolamiento de la broca es la adherencia y aglutinamiento de los fragmentos de la
formación entre los dientes de la broca, en algunos casos podría cubrir total o parcialmente la
broca hasta que no es capaz de cortar la formación, este problema se presenta debido a una
falta de limpieza del fluido de perforación tanto en el fondo del pozo como en la broca.
Existen formaciones que tienden al embolamiento de la broca debido a su composición
mineralógica, por ejemplo formaciones con alto contenido de arcillas hidratables, en
contacto con el agua del fluido de perforación forma una mezcla pegajosa que se adhiere a la
broca, trayendo como consecuencia la acción cortadora de la broca, y una reducción de la
velocidad de penetración.
Profundidad32
Una roca perforada a condiciones atmosféricas presenta características de perforabilidad
mayores que cuando la formación se encuentra a determinada profundidad, debido
principalmente a que la presión de confinamiento, dureza, resistencia a la compresión,
compactación entre otros, aumentan con la profundidad, reduciendo la velocidad de
penetración.
29
AIPM, 2000 30
AIPM, 2000 31
AIPM, 2000 32
AIPM, 2000
25
Gráfico 2.11. Efecto de la profundidad sobre la velocidad de penetración
Fuente: AIPM Barrenas e Hidráulica de perforación
2.4.5.5. Fluido de perforación
El fluido de perforación seleccionado para la operación es uno de los factores más
importantes que afectan la tasa de penetración (ROP), por lo cual una adecuada selección,
diseño y mantenimiento del mismo permitirá la aplicación de una hidráulica óptima para
obtener una mayor eficiencia en la limpieza del fondo del pozo y de la broca.33
Funciones básicas del fluido de perforación34
1. Transportar los cortes a superficie.- Es una de las funciones más importantes del fluido
de perforación, el fluido debería tener apropiadas propiedades de suspensión, para
ayudar a asegurar que los cortes y los sólidos añadidos comercialmente tales como el
peso de material de barita, no se asienten durante los intervalos estáticos. El fluido
debería tener las correctas propiedades químicas para ayudar a prevenir o minimizar la
dispersión de los sólidos perforados.
2. Prevenir problemas de control de pozos.- La columna de fluido de perforación en el
pozo ejerce una presión hidrostática en el agujero. Bajo condiciones normales de
perforación, esta presión debería estar balanceada o exceder la presión natural de la
33
AIPM, 2000. 34
LARRY & LAKE, 2006
26
formación para ayudar a prevenir un influjo de gas o fluidos de otra formación.
Cuando la presión de la formación se incrementa, la densidad de los fluidos de
perforación es aumentada para ayudar a mantener y prevenir los reventones.
3. Preservar la estabilidad del pozo.- Manteniendo una óptima densidad del fluido de
perforación no solo ayuda a contener la presión de la formación, también ayuda a
prevenir el colapso del pozo y la desestabilización de arcillas.
4. Minimizar los daños de formación.- Las operaciones de perforación exponen la
formación productiva al fluido de perforación y a cualquier sólido o químico
contenido en este fluido. Un poco de invasión de filtrado de fluido o de sólidos finos
en la formación es inevitable, sin embargo esta invasión y el potencial daño a la
formación puede ser minimizado con un cuidadoso diseño del fluido que es basado en
pruebas realizadas en núcleos de la formación de interés.
5. Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación.- La broca y la sarta giran a
relativamente altas revoluciones por minuto, durante todo o parte del tiempo de las
operaciones de perforación. La circulación del fluido de perforación a través de la
sarta y hacia arriba por el espacio anular del pozo, ayudan a reducir la fricción y
enfriar la sarta. El fluido de perforación también provee un grado de lubricación para
ayudar al movimiento de la sarta de perforación y del BHA a través de ángulos que
son creados intencionalmente por la perforación direccional y a través de espacios
estrechos que pueden resultar de la hinchazón de las arcillas.
6. Proveer información acerca del pozo.- Debido a que el fluido de perforación está en
constante contacto con el pozo, revela información importante acerca de las
formaciones que están siendo perforadas, y sirve como un conducto para mucha
información recolectada en el agujero ya sea por herramientas localizadas en la sarta o
a través de los registros de Wireline cuando la sarta de perforación esta fuera del
agujero.
Tipos de fluido de perforación35
Se pueden nombrar nueve distintas categorías de fluido de perforación incluyendo sistemas
de agua fresca, sistemas de agua salada, petróleo o sistemas de base sintética, y sistemas de
35
LARRY & LAKE, 2006
27
fluido neumático. Tres factores clave determinan el tipo de fluido seleccionado para un pozo
específico como son costo, desempeño técnico y el impacto ambiental.36
WBFs. (Water Based Fluids).- Los fluidos de base agua son usados para perforar
aproximadamente el 80% de los pozos. La base de este fluido podría ser agua fresca, agua
salada, salmuera, entre otros.37
OBFs (Oil Based Fluids).- Los fluidos base aceite en el uso actual son formulados con
diesel, aceite mineral o parafinas lineares de baja toxicidad.
La barita es utilizada para incrementar la densidad y la bentonita organofílica especialmente
tratada es el viscosificador primario en la mayoría de sistemas de fluidos de base aceite.
Fluidos de perforación de base sintética.- Los fluidos de perforación de base sintética
fueron desarrollados debido a un deseo de reducir el impacto ambiental en las operaciones de
perforación offshore, pero sin sacrificar el costo de efectividad de los sistemas de fluido base
aceite.38
Propiedades del fluido de perforación
Densidad del fluido (Presión diferencial)
La disminución en la tasa de penetración debido a las propiedades del fluido de perforación,
se origina por la presión diferencial, entre la presión hidrostática y la presión de poro de la
formación en el fondo del pozo.39
P. diferencial= Ph -Pf
Ph: Presión hidrostática
Pf: Presión de formación
La presión diferencial positiva se ejerce en sentido de la gravedad y depende principalmente
del peso de la columna de fluido, tratando de mantener los recortes generados por la broca en
el fondo del pozo.
Este efecto genera que la remoción de los recortes en el fondo se retarde, y los dientes de la
broca remuelan los ripios ya generados sin poder seguir penetrando la roca virgen,
produciendo una disminución en la velocidad de penetración.
36
LARRY & LAKE, 2006 37
LARRY & LAKE, 2006 38
LARRY & LAKE, 2006 39
AIPM, 2000
28
Gráfico 2.12. Efecto de la densidad del fluido en la velocidad de perforación
Fuente: AIPM Barrenas e Hidráulica de perforación
Viscosidad
En las operaciones de perforación se da un problema de limpieza de fondo de pozo debido al
efecto de la densidad del fluido sobre los ripios generados por la broca, por lo que el efecto
de la viscosidad de fluido sobre la velocidad de penetración puede ser enfocado como un
problema de limpieza de los ripios en el fondo.
Por lo que se concluye que la limpieza de los ripios en el fondo del pozo es mayor cuando se
utilizan fluidos de baja viscosidad en un flujo altamente turbulento, que cuando se emplea un
fluido muy viscoso fluyendo en régimen laminar.40
Contenido de sólidos
De igual forma a la densidad del fluido, la cantidad de sólidos influye de gran manera a la
velocidad de penetración, debido a que existe una relación muy estrecha entre el contenido
de sólidos con el efecto de la densidad, viscosidad, pérdida de filtrado, etc., debido a que
para aumentar el peso del fluido es necesario agregar sólidos.41
40
AIPM, 2000 41
AIPM, 2000
29
Lo que es un hecho ampliamente aceptado es que un aumento en el contenido de sólidos
reducirá el efecto de la velocidad de penetración.
Gráfico 2.13. Contenido de sólidos en función de la velocidad de penetración
Fuente: AIPM Barrenas e Hidráulica de perforación
No solamente el contenido de sólidos reduce la velocidad de penetración, sino que también
el estado y el tipo de dispersión de los sólidos, tienen un efecto muy importante.
Por lo que se ha determinado que para lograr optimizar una operación de perforación en
cuanto a la velocidad de penetración, se debe mantener el contenido de sólidos tan bajo
como sea posible.42
Gasto óptimo de operación (GPM)
Para optimizar las operaciones de perforación se debe considerar el caudal o gasto que deben
producir las bombas en superficie, dicho gasto depende de las características del fluido y sus
propiedades, diámetro de los jets, coeficiente de descarga de la broca, profundidad de
perforación, el comportamiento de flujo y sus caídas de presión en el anular.43
El gasto mínimo de operación no es conveniente reducirlo, debido a que podría producir
embolamiento y disminuir la limpieza del pozo, provocando la reducción del ROP, dando
como consecuencia el aumento del costo en las operaciones de perforación.44
42
AIPM, 2000 43
DE LA TORRE, 2008 44
DE LA TORRE, 2008.
30
La selección de la tasa de flujo y la presión de circulación, debe permitir una óptima
limpieza del pozo y una adecuada potencia de la broca, para lo cual se debe considerar:
No debe exceder la presión máxima permitida en superficie y en el espacio anular.
Si las bombas son capaces de bombear la velocidad requerida.
La tasa de flujo seleccionada no debe interferir con el funcionamiento de otras
herramientas de la sarta.
Si el gasto óptimo seleccionado es mayor a la velocidad anular crítica mínima o
menor a la velocidad anular crítica máxima.45
2.4.5.6. Torque y arrastre46
El torque es la resistencia ejercida por la tubería a girar durante la perforación, debido al
contacto de la sarta con las paredes del pozo, en comparación con los pozos verticales, en
pozos direccionales el torque se incrementa.
Cuando se perfora rotando se utiliza la mesa rotaria para ejercer los RPM a la sarta de
perforación, y cuando se perfora deslizando, la sarta se encuentra inmóvil mientras se le
ajusta la inclinación y el azimut para direccionar un pozo, utilizando el gasto del fluido y el
motor de fondo. En comparación de los 2 tipos de perforación mencionados, el torque es
mayor cuando se perfora rotando ya que toda la sarta se encuentra en movimiento.
El aumento del torque se debe principalmente a los siguientes factores:
Cambios de ángulo del pozo.
Incremento del WOB sobre la broca.
Cambios de formación.
El incremento del torque puede provocar en la broca la ruptura de aletas, el desprendimiento
de conos e incrementar el desgaste en los cortadores.
La disminución del torque se debe principalmente a los siguientes factores:
Cambios de formación.
Cambio en la velocidad de rotación.
Disminución del peso sobre la broca.
Enderezamiento del ángulo del pozo
45
DE LA TORRE, 2008. 46
DE LA TORRE, 2008.
31
2.5. FUNDAMENTOS BÁSICOS DE ESTADÍSTICA
2.5.1. Estadística descriptiva47
La estadística es una rama de la matemática, cuyo principal objetivo es organizar la
información obtenida en la investigación de campo de una muestra o población. La
estadística descriptiva es una ciencia que organiza, recopila e interpreta la información
cualitativa o numérica, para de esta manera llegar a conclusiones que expliquen el
comportamiento de los datos analizados.
Una forma común de organizar la información son las tablas de frecuencia, las cuales
sintetizan la información para poder graficarlas en un histograma de frecuencias, mediante
este tipo de diagramas se podrá analizar e interpretar la información.
2.5.1.1. Histograma de distribución de frecuencias
El histograma es una técnica gráfica utilizada para representar gran cantidad de información,
el cual puede ser: de frecuencias absolutas, de frecuencias relativas, de frecuencias absolutas
acumuladas y de frecuencias relativas acumuladas.48
El histograma es un gráfico de la distribución de frecuencias, es una representación visual de
la información en donde se evidencia principalmente 3 características: forma, tendencia
posicional y dispersión.49
El histograma es representado como una sucesión de rectángulos construidos en un diagrama
cartesiano, en el cual las bases de los rectángulos se localizan en el eje horizontal, la longitud
de la base es igual al ancho del intervalo, en el eje de las ordenadas se registra la altura de los
rectángulos y corresponden a la frecuencia de los intervalos. Las áreas de los rectángulos son
proporcionales a las frecuencias de las clases.50
47
PARRA, 2002 48
GLORIA, 2015 49
GLORIA, 2015 50
GLORIA, 2015
32
HISTOGRAMA DE FRECUENCIAS
Gráfico 2.14. Histograma de distribución de frecuencias
Fuente: http://www.if.ufrgs.br/public/ensino/vol7/n2/v7_n2_a2.html
El histograma de distribución de frecuencias facilita el análisis e interpretación de los datos,
la relación de los parámetros de tendencia central como: la mediana, la media y la moda, y la
relación de los parámetros de tendencia con los de dispersión como: la varianza, el rango y la
desviación estándar.51
El diagrama de dispersión también muestra la relación que hay entre los parámetros de
dispersión, y cómo influyen estos en su forma, teniendo gráficas simétricas o asimétricas. La
curtosis permite visualizar hacia donde se dispersan los datos.52
2.5.1.2. Distribución Normal53
La distribución de datos estadísticos conocida como distribución normal es la más
importante de las distribuciones estadísticas, es denominada como campana de Gauss,
debido a la forma de campana al representar su función en un histograma. Las principales
características de una distribución normal son: la mayoría de las distribuciones tanto
discretas como continuas se pueden aproximar por una normal bajo ciertas condiciones.
La curva normal tiene una forma de campana y un solo pico en el centro de la distribución,
de esta forma los parámetros de tendencia central como la media, la mediana y la moda son
51
PARRA, 2002 52
PARRA, 2002 53
http://www.uoc.edu/in3/emath/docs/Distrib_Normal.pdf
33
iguales y se localizan en el pico, por lo que la mitad de datos se encuentran a la derecha de
este punto central y la otra mitad a la izquierda.
La distribución normal es simétrica alrededor de su media, la curva normal decrece en ambas
direcciones a partir de su valor central, otra de las características importantes de una curva de
distribución normal es que es asintótica, lo que significa que la curva se va acercando más al
eje de las abscisas pero nunca llegan a tocarlo, por lo que las colas se extienden de manera
indefinida en ambas direcciones.
CURVA DE DISTRIBUCIÓN NORMAL
Gráfico 2.15. Curva de distribución normal
Fuente: http://www.uoc.edu/in3/emath/docs/Distrib_Normal.pdf
2.5.1.3. Intervalo de confianza54
Es un rango de valores de una muestra que está siendo analizada, en el cual se encuentra el
verdadero valor del parámetro, con una determinada probabilidad.
La probabilidad de que el verdadero valor del parámetro se encuentre en el intervalo
construido se denomina nivel de confianza y se denomina como (1-α), mientras que la
probabilidad de equivocarse se denomina nivel de significancia y se denota como α. En
general se construyen intervalos con confianza de 1-α = 95%, es decir se tiene un nivel de
significancia del 5 %.
Para construir un intervalo de confianza, se puede determinar que la distribución normal
cumple si:
54
MERINO, 2007
34
Si una variable X tiene distribución ), por lo que el 95% de las veces se cumple:
√
Despejando se obtiene:
√
√
La ecuación obtenida representa que se incluye a la el 95 % de las veces.
2.5.1.4. Medidas de tendencia central o de posición55
Las medidas de tendencia central describen las principales características de un conjunto de
datos, estas medidas son: la mediana, la media y la moda.
Mediana
Es la medida que permite identificar el valor que se encuentra en el centro de los datos, es
decir permite saber el valor que se encuentra exactamente en la mitad del conjunto de datos,
posteriormente a que la muestra ha sido ubicada en una serie ordenada. Esta medida indica
que el 50% de los datos se encuentran por debajo de este valor y el otro 50 % por encima del
mismo.
Para calcular la posición de la mediana se utiliza la siguiente fórmula:
Donde es el número de datos registrados en la muestra.
Cabe explicar que si se tiene un número impar de observaciones, la mediana dará como
resultado una de las posiciones de la serie ordenada, mientras que si se cuenta con un número
par de observaciones, se debe promediar los valores de las 2 posiciones centrales.
Media
Es la medida que se define como la suma de todos los valores observados, dividido para el
número total de observaciones.
55
BARRIOS, 2005
35
Cuando los valores representan una población la ecuación queda de la siguiente forma:
∑
Donde representa la media, N representa el tamaño de la población y representa cada
uno de los valores de la población.56
La ecuación representada anteriormente es aplicada únicamente si los datos están
desagrupados, para datos agrupados se aplica la siguiente fórmula:
∑
Donde representa el punto medio de cada observación, es la frecuencia o número de
observaciones en cada clase y es el tamaño de la muestra.
Moda57
Es la medida que nos indica el valor que más veces se repite dentro de la muestra de datos,
es posible que en ciertos casos se presenten 2 valores con la mayor frecuencia, a estos casos
se les denomina bimodal, o en casos donde existan más de 2 valores con mayor frecuencia se
denominan multimodal.
2.5.1.5. Medidas de dispersión58
Las medidas de dispersión determinan cuanto se alejan del centro los valores de distribución,
es decir permiten una visualización clara de la concentración o dispersión de los datos en
relación a los parámetros de centralización.
Rango59
Mide la amplitud de los valores de la muestra y se calcula por la diferencia entre el valor
máximo de la muestra y el valor mínimo.
56
MARTÍNEZ, 2007 57
HERNÁNDEZ, 2015 58
MARTÍNEZ, 2007 59
SIERRA, 2003
36
Varianza60
Es la medida la cual identifica la diferencia promedio entre cada uno de los valores de la
muestra analizados con respecto a su punto central, representado como la media. El
promedio es calculado elevando cada una de las diferencias al cuadrado, y posteriormente
calculando su promedio, es decir se suma todos los cuadrados de las diferencias de cada
valor con respecto a la media y se divide el resultado por el número total de observaciones.
Para calcular la varianza de una población se utiliza la siguiente fórmula:
∑
Donde representa la varianza, representa cada uno de los valores, representa la
media y es el número de observaciones o tamaño de la población. En el caso de estar
trabajando con una muestra, la ecuación que se debe emplear es la siguiente:
∑
Donde representa la varianza, representa cada uno de los valores, representa la
media de la muestra y es el número de observaciones ó tamaño de la muestra. En la
ecuación se puede observar que se le resta uno al tamaño de la muestra, esto se realiza con el
fin de aplicar una medida de corrección a la varianza, para que sea un valor más
representativo para la población.
Desviación típica o estándar61
Es la medida que permite determinar el promedio aritmético de variación de los datos de la
muestra con respecto a la media. El valor numérico resultante de la desviación estándar
representa el promedio de diferencia que hay entre los datos y la media. El cálculo de esta
medida estadística se lo realiza obteniendo la raíz cuadrada de la varianza.
√
Mientras mayor sea la desviación estándar mayor será la dispersión de la población o
muestra analizada, se la puede definir con un concepto matemático, en el que describe que la
60
MARTÍNEZ, 2007 61
MARTÍNEZ, 2007
37
desviación estándar es un promedio de las desviaciones individuales de cada una de las
observaciones con respecto al promedio de una distribución.
2.5.2. Análisis Correlacional62
El análisis de correlación es una herramienta que sirve para determinar si existe dependencia
entre 2 variables aleatorias cuantitativas.
Para conocer como varían conjuntamente 2 variables se define el término Covarianza, que es
denotado por SXY y viene dado por la siguiente expresión:
Se dice que dos variables están variando conjuntamente, y en el mismo sentido, cuando al
crecer los valores de una de las variables también aumentan los de la otra. En cambio, están
variando conjuntamente, pero en sentido contrario, cuando al aumentar los valores de una,
los de la otra disminuyen.
Para conocer la fuerza de la relación y poder realizar comparaciones entre parejas de
variables, a la covarianza se la divide entre las correspondientes desviaciones típicas,
obteniendo así, el denominado Coeficiente de correlación lineal de Pearson, que se denota
con una r minúscula:
Dicho coeficiente solo tiene potencia para analizar si la relación entre las dos variables es o
no de tipo lineal. Si el coeficiente de correlación lineal es 0, no implica que las variables sean
independientes, simplemente que la relación no es lineal.
2.5.3. Modelos de Regresión.63
La regresión estadística es un modelo que ayuda a determinar la relación o dependencia entre
dos características cuantitativas, o más de una, consideradas sobre la misma población objeto
de estudio.
62
GALINDO, 2006 63
GALINDO, 2006
38
De manera general, para ver si dos variables aleatorias están relacionadas o no, se denota con
Y a la variable dependiente, y X a la variable independiente o regresora, se toma una muestra
aleatoria de modo que para cada caso tenemos un par de valores, se representan dichos
valores en unos ejes cartesianos, dando lugar al diagrama conocido como diagrama de
dispersión o nube de puntos; de esta forma se tiene una primera idea de la forma y dispersión
de los puntos.
Gráfico 2.16. Diagramas de dispersión
Fuente:M.P.Galindo Villardón, 2006
De modo general, existe regresión de los valores de una variable con respecto a los de otra,
cuando hay alguna línea, llamada línea de regresión que se ajusta más o menos claramente a
la nube de puntos.
Si existe regresión, a la ecuación que nos describe la relación entre las dos variables la
denominará ecuación de regresión.
Para determinar esta ecuación se utiliza generalmente el método de mínimos cuadrados, que
nos dice que, la suma de los cuadrados de las distancias verticales de los puntos a la recta
debe ser lo más pequeña posible.
El porcentaje de variación que es controlado o explicado mediante el modelo, se conoce
como Coeficiente de Determinación, que se denota con R2.
Este valor está en el rango de 0< R2<1. Por tanto:
Si R2=1, habrá una dependencia funcional. Cuanto más se acerque dicho valor a la unidad,
mayor poder explicativo tendrá el modelo de regresión.
Si R2=0, X no explica en absoluto ninguna de las variaciones de la variable Y, de modo que
o bien el modelo es inadecuado, o bien las variables son independientes. Cuanto más cercano
a 0 esté dicho valor, menor poder explicativo.
39
2.5.3.1. Tipos de Regresión.64
Regresión Lineal Simple. Si las dos variables X e Y se relacionan según un modelo de línea
recta, hablaremos de: Y=a+bx
Regresión no lineal o curvilínea.65
Cuando las variables X e Y se relacionan según una
línea curva, las más utilizadas son:
Regresión parabólica. En muchos casos, es una función de segundo grado la que se
ajusta lo suficiente a la situación real dada. La expresión general de un polinomio de
2º grado es:
Y=a+bX+cX2, donde a, b y c son los parámetros.
Exponencial. El modelo de ecuación es el siguiente: Y=AeX, este modelo se puede
linealizar utilizando logaritmos.
Logarítmico. La curva logarítmica Y = a + b log X es también una recta, pero en
lugar de estar referida a las variables originales X e Y, está referida a log X y a Y
Regresión múltiple.66
Cuando tenemos más de una variable independiente (X1, X2,..., Xk), y
una sola variable dependiente Y, se puede escribir la relación como Y = f(X1, X2, ... , Xk).
La forma más usada en la práctica es aquella en la que se puede suponer que el modelo es
lineal en sus parámetros o al menos que se pueda linealizar.
Y = 0 + 1 X1 + 2 X2 + ... + k Xk
2.6. HIPÓTESIS
Existen correlaciones entre la tasa de penetración y los parámetros de perforación: peso
sobre la broca, velocidad de rotación, torque, peso del fluido de perforación, caudal y presión
en superficie, en la sección de 8 ½ pulgadas en el Campo Sacha y podrán ayudar a un mejor
control y fiscalización de la operaciones de perforación.
64
GALINDO, 2006 65
GALINDO, 2006 66
GALINDO, 2006
40
CAPITULO III
3. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. TIPO DE ESTUDIO
La presente tesis se basa en un estudio del tipo descriptivo y documental.
Es descriptivo porque analizará los parámetros de perforación y detallará como afectan en el
control y monitoreo de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas.
Es documental debido a que la recolección de información se basará en reportes de
perforación que serán facilitados por la Agencia de Regulación y Control (ARCH), con el
objetivo de brindar una herramienta que facilitará el control del ROP en futuras operaciones.
3.2. UNIVERSO Y MUESTRA
El Universo está constituido por aproximadamente 95 pozos que fueron perforados en el
campo Sacha en los años 2013 y 2014.
Para la muestra se seleccionarán 30 pozos direccionales, sin importar su estado actual, y los
problemas que se presentaron durante la perforación.
3.3. TÉCNICA DE RECOLECCIÓN Y PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN.
Para la realización del presente proyecto se utilizarán las siguientes técnicas:
Recolección de información basada en reportes de perforación los cuales serán
registrados en una matriz. (ANEXO B)
Sistematización de la información seleccionada.
Se utilizará estadística descriptiva y se aplicará el programa SPSS para realizar el
análisis correlacional entre el ROP y los parámetros de perforación seleccionados
para pozos perforados durante el 2013 y 2014 en el Campo Sacha, en la sección 8 ½
pulgadas.
Análisis de los resultados de las correlaciones obtenidas en el programa SPSS.
41
3.4. TRABAJO DE INVESTIGACIÓN
El presente trabajo se sustentara en base a una amplia información de origen bibliográfico,
web gráfico, también contando con el apoyo técnico de nuestros tutores y el talento humano
de los tesistas.
Los datos que utilizaremos para este trabajo se basarán en los reportes de perforación que
han sido entregados por parte de Operaciones Napo CEM a la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, la que nos será otorgada por los Ingenieros responsables del área,
lo cual garantiza que esta información es válida para ser aplicada al análisis.
42
CAPITULO IV
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS
4.1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN PARA EL ANÁLISIS
Los datos necesarios para el análisis, han sido tomados de los reportes finales de perforación
de la muestra de 30 pozos que han sido otorgados por la ARCH, en donde la información
tomada en cuenta se ha recopilado de los registros de brocas de perforación, del resumen
general y de los esquemas mecánicos de los pozos.
Por cuestiones de confidencialidad de la ARCH, al ser esta información reservada, se ha
decidido mantener los nombres de los pozos en reserva y en su lugar cambiarlos por “Pozo
Prueba #”, para realizar el análisis correlacional planteado.
La forma de describir cada uno de los pozos es de la siguiente forma, una descripción
general del pozo analizado, un resumen muy puntual de la perforación de la sección de 8 ½
pulgadas con su respectiva matriz de datos y un esquema mecánico final del pozo perforado.
De los registros de broca de los pozos seleccionados para el análisis se escoge la tasa de
penetración efectiva, que es la que no toma en cuenta el tiempo de para de las operaciones, y
con la cual se puede obtener un resultado más preciso.
4.1.1. Pozo Prueba 1
El pozo Prueba 1 es un pozo direccional tipo “S”, el cual ha sido diseñado con 3 secciones:
16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg. y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las secciones que
son: Superficial de 13 3/8 plg., Producción de 9 5/8 plg. y un Liner de Producción de 7 plg.
El principal objetivo del pozo de prueba 1 fue la Arenisca “Hollín” Inferior.
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La sección de 8 ½ pulgadas empieza a 8384 ft. (MD) y 7899 ft. (TVD), con BHA direccional
y broca PDC de 8 ½ pulgadas. Inicialmente se probaron las herramientas direccionales con
420 GPM y 800 psi. Se comenzó a perforar la sección 8 1/2'' con 550 gpm y 80 rpm en la
43
formación Tena y con 400 gpm y 80 rpm en la formación Napo. El ROP promedio es de 80
ft/h en Tena y 50 ft/h en Napo.
La sección terminó a 10740 pies MD / 10109 pies TVD con 1.5° de inclinación y 132° de
azimuth. Para la perforación se utilizó fluido Klastop, iniciando con una densidad de 9.7 ppg
y terminando la perforación con 9.9 ppg.
Tabla 4.1. Matriz de datos para el Pozo Prueba 1
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft Ft in
Prueba 1 Direccional 10740 10109 8384 –10740
Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11 3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
50.56 17.5 14.5 200 10 500 2100
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
44
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 1
Gráfico 4.1.Diagrama Mecánico Prueba 1
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
45
4.1.2. Pozo Prueba 2
El pozo Prueba 2 es un pozo direccional tipo “J” modificado. El pozo ha sido diseñado con
tres secciones 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: Superficial de 13 3/8 plg., Producción de 9 5/8 plg. y un Liner de
Producción de 7 plg. El principal objetivo del pozo de prueba 2 fue la Arenisca “Hollín”
Inferior.
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La sección de 8 ½ plg. se inició desde 8703 ft. (MD) y 7919 ft. (TVD), que es el punto de
asentamiento de Casing de 13 3/8". Se perforó el cuello flotador, cemento y zapata con 400
gpm y 40 rpm y se utilizó un BHA direccional con broca PDC de 8 ½ plg. Desde el inicio de
la perforación se tuvo torque fuera de fondo entre 18-22 Klb-ft el cual se mantuvo hasta el
final de la sección.
La sección de 8 ½ plg. se perfora hasta una profundidad de 11100 ft. (TD) y se termina
utilizando los siguientes parámetros: peso sobre la broca de 10 a 20 Klb, 60 a 70 RPM, 450
gpm, 2550 a 2650 psi y un torque de 18 a 30 Klbs-ft.
La sección terminó a 11100 pies MD / 10101 pies TVD con 8.7° de inclinación y 83° de
azimuth. Para la perforación se utilizó fluido Klastop, iniciando con una densidad de 9.8 ppg.
y terminando la perforación con 10.2 ppg.
Tabla 4.2. Matriz de datos para el Pozo Prueba 2
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft ft In
Prueba 2 Direccional 11100 10101 8703 - 11100 Tope Hollín
PDC
3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
46.91 16 15 181 9.9 500 2315
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
46
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 2
Gráfico 4.2. Diagrama Mecánico Prueba 2
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.3. Pozo Prueba 3
El pozo Prueba 3 es un pozo direccional tipo S de desarrollo. El pozo ha sido diseñado con 4
secciones: 26 plg., 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg. y se utilizaron 4 revestidores para recubrir
las secciones que son: Superficial de 20 plg., Intermedio de 13 3/8 plg., Producción de 9 5/8
47
plg. y un Liner de Producción de 7 plg. El principal objetivo fue evaluar reservas del
reservorio “Hollín”.
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 9019 ft. (MD), utilizando BHA
direccional con broca PDC de 8 ½ plg., se inicia la perforación de la sección perforando
desde 9019 ft (MD) hasta 9713 ft (MD) con los siguientes parámetros: un caudal de 380
gpm, presión de 1500 a 1700 psi, peso sobre la broca de 12 a 14 Klb. y 50 RPM.
Se continúa con la perforación de la sección de 8 ½ plg. desde 9713 ft. hasta 10444 ft. (TD)
sin variar los parámetros con la excepción de la formación de Hollín, la cual se perforó con
un caudal de 400 GPM.
En el inició de esta sección se utilizó el fluido de 10.4 ppg. de peso de la sección de 12¼ plg.
para perforar tapones, cemento, zapata y 10 ft de formación, luego se realizó cambio de
fluido por el fluido con peso de 9.8 ppg.
Tabla 4.3. Matriz de datos para el Pozo Prueba 3
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft ft In
Prueba 3 Direccional 10444 10141 9019 - 10444
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
45.89 16 19 189 10.3 390 1900
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
48
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 3
Gráfico 4.3. Diagrama Mecánico Prueba 3
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.4. Pozo Prueba 4
El pozo Prueba 4 es un pozo direccional tipo S de desarrollo, que llega a una profundidad
medida de 10520 ft. y una profundidad vertical de 10001 ft. El pozo ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 4 revestidores para recubrir las
secciones que son: Superficial de 20 plg., Intermedio de 13 3/8 plg., Producción de 9 5/8 plg.
49
y un Liner de Producción de 7 plg. El principal objetivo fue para evaluar reservas del
reservorio “Hollín”.
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 9243 ft. (MD), se utiliza BHA
direccional con broca PDC de 8 ½ plg., se inicia la perforación de la sección desde 9243 ft.
(MD) hasta 10150 ft. (MD), en la última parada cae el ROP y se cambian parámetros de
perforación buscando los óptimos. Se continua con la perforación de la sección de 8 ½ plg.
hasta 10212 ft. con un ROP promedio de 13.8 ft/hr
Se cambia el BHA direccional debido a ROP muy bajo y se continúa perforando desde
10212 ft. hasta 10520 ft. (TD). La sección terminó a 10520 ft. (MD) / 10001.36 ft. (TVD)
con 1.26° de inclinación y 111.69° de azimuth. Para la perforación se utilizó fluido Klastop,
iniciando con una densidad de 9.7 ppg y terminando la perforación con 10.2 ppg.
Tabla 4.4. Matriz de datos para el Pozo Prueba 4
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft ft in
Prueba 4 Direccional 10520 10001 9243 – 10520
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x12
6x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
40.71
64.17
20
15
27.5
27.5
187
182
9.7
9.9
400
400
2100
2200
50
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 4
Gráfico 4.4. Diagrama Mecánico Prueba 4
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.5. Pozo Prueba 5
El pozo Prueba 5 es un pozo direccional tipo J de desarrollo. El pozo ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
51
secciones que son: de 13 3/8 plg. de 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El principal
objetivo fue para evaluar reservas del reservorio “Hollín superior”.
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 8358 ft. (MD), se utiliza BHA
direccional con broca PDC de 8 ½ plg. La perforación de la sección se inicia desde 8358 ft.
(MD) hasta 9270 ft. (MD), con los siguientes parámetros: rotando con ROP de 50 a 100 ft/hr,
440 GPM de caudal, presión de 2100 a 2350 psi., y peso sobre la broca de 11 a 16 Klb y
deslizando con ROP de 20 a 50 ft/hr, 440 GPM de caudal, presión de 2000 a 2150 psi., y
peso sobre la broca de 18 a 21 Klb.
Se cambia BHA direccional por BHA de toma de núcleos, se continua perforando la sección
de 8 ½ plg. tomando núcleo desde 9270 ft. hasta 9302 ft. con una tasa de penetración de 1.9
ft/hr. Se cambia BHA de toma de núcleos por BHA direccional y se continúa perforando
rotando y deslizando desde 9302 ft. hasta 10325 ft. y solamente en modo rotario desde 10325
ft. hasta 10712 ft. con un ROP de 50 a 100 ft/hr., un caudal de 360 a 380 GPM y una presión
de 2100 a 2400 psi. y deslizando con rata de penetración de 20 a 40 ft/hr., caudal de 380
GPM y presión de 2100 a 2400 psi.
Tabla 4.5. Matriz de datos para el Pozo Prueba 5
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft ft in
Prueba 5 Direccional 10712 10048 8358 –10712
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x11
6x11
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
58.16
48.76
15
12.5
17.5
16.5
225
205
9.7
9.8
440
380
2600
2400
52
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 5
Gráfico 4.5. Diagrama Mecánico Prueba 5
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.6. Pozo Prueba 6
El pozo Prueba 6 es un pozo direccional tipo J de avanzada. El pozo ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg. de 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El principal
objetivo fue para evaluar reservas del reservorio “U inferior”.
53
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 9167 ft. (MD), se baja el BHA
direccional hasta 8920 ft. llenando cada 20 paradas, se continuó bajando hasta 9120 ft.
donde se apoyó con 10 Klb., se rota cemento, tapones, collar, cemento, zapato, y 10 pies de
nueva formación hasta 10177 ft., al perforar el zapato se inició el desplazamiento de fluido
viejo de 11.2 ppg. con fluido nuevo de 9.7 ppg. con 380 GPM y 1900 psi.
Se perfora con BHA direccional hasta 10614 ft. (TD), bombeando 30 bls. de píldora viscosa
cada parada y repasando la misma para garantizar la limpieza del hoyo.
Después de realizar los viajes de control, desplazar píldora viscosa y densificar el fluido, se
saca el BHA direccional desde 10614 ft. hasta superficie.
Tabla 4.6. Matriz de datos para el Pozo Prueba 6
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba 6 Direccional 10614 10220 9167 - 10614
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x11
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
55.23 16 22 195 9.8 420 2200
54
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 6
Gráfico 4.6. Diagrama Mecánico Prueba 6
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.7. Pozo Prueba 7
El pozo Prueba 7 es un pozo direccional tipo “S” de desarrollo que ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. . El pozo fue
perforado para evaluar reservas del reservorio “U inferior”.
55
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 8944 ft. (MD), se arma y baja el BHA
direccional con broca PDC de 8 ½ plg., hasta 8693 ft., donde se apoya con 10 Klb., mientras
se rota los tapones se observa fuga en el Pin de sacrificio, por lo cual se cambia, y se rota
cemento, tapones, collar, cemento, zapato y 48 ft. hasta 8944 ft. con 380 GPM y 40 RPM., se
cambia el peso de fluido de 11.3 ppg. por fluido nuevo de 9.7 ppg.
Se perfora con BHA direccional hasta 9965 ft. con un galonaje de 380 a 420 GPM, presión
en superficie de 1800 a 2400 psi. y de 60 a 80 RPM., bombeando píldora cada dos paradas.
No se observa avance por lo que se decide sacar BHA direccional hasta superficie.
En superficie se observa que el BHA sale sin broca y sin el eje del motor de fondo. Se decide
armar BHA de pesca con Short Catch de 5 ¾ plg. y se logra recuperar el pescado.
Se arma un segundo BHA direccional con broca PDC 8 ½ plg. y se baja hasta 9965 ft. con la
que se perfora hasta 10283 ft. (TD)., la perforación se inició con un peso de fluido 10.2 ppg.,
peso sobre la broca de 18 a 20 Klb., torque de 14 -22 Klb., y presión de 2500 psi. se trabajó
con una tasa de flujo inicial de 420 GPM y se la mantuvo.
Tabla 4.7. Matriz de datos para el Pozo Prueba 7
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 7 Direccional 10283 10181 8944 -10283
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x11
4x9 y 4x10
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
64.29
62.35
18
20
22
22
218
208
9.9
10.3
420
420
2200
3000
56
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 7
Gráfico 4.7. Diagrama Mecánico Prueba 7
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.8. Pozo Prueba 8
El pozo Prueba 8 es un pozo direccional tipo “J” de desarrollo y ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. . El principal
objetivo del pozo fue evaluar reservas del reservorio “U inferior”.
57
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 9390 ft. (MD). Se arma y baja el BHA
direccional con broca PDC de 8 ½ plg. inicialmente hasta 9336 ft., y se rota equipo de
flotación y 10 ft del hoyo hasta 9390 ft., con un caudal de 350 GPM y velocidad de rotación
de 40 RPM.
Se perfora con BHA direccional rotando y deslizando hasta 11030 ft. con un caudal de 380 a
550 GPM., presión de 2400 a 3200 psi. y 40 a 75 RPM. Se bombea píldora viscosa pesada de
12.5 ppg. y se circula hasta retornos limpios. Se saca BHA direccional hasta 9380 ft. y se
regresa a fondo. Se bombea píldora viscosa pesada, se circula hasta retornos limpios y se
densifica el sistema de 10 ppg. a 10.2 ppg. Por último se saca y quiebra el BHA direccional.
Tabla 4.8. Matriz de datos para el Pozo Prueba 8
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 8 Direccional 11030 10149 9390 - 11030
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x11
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
48.62 17 17.5 219 9.8 550 3200
58
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 8
Gráfico 4.8. Diagrama Mecánico Prueba 8
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.9. Pozo Prueba 9
El pozo Prueba 9 es un pozo direccional tipo “J” modificado de desarrollo, que ha sido
diseñado con 3 secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg. de diámetro, y se utilizaron 3
revestidores para recubrir las secciones que son: 13 3/8 plg. 9 5/8 plg. y un liner de
producción de 7 plg. . El principal objetivo del pozo fue evaluar reservas del reservorio “U
inferior”.
59
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 8395 ft. Para comenzar la perforación se
arma y baja un ensamblaje direccional BHA con broca PDC de 8 ½ plg. Se baja y prueba
herramientas direccionales con 400 GPM y 500 psi., se continua bajando y se apoya a 8340
ft., donde se perforan tapones, collar flotador, cemento, zapato y 10 ft. del hoyo hasta 8395
ft., con los siguientes parámetros: caudal de 380 GPM y 40 RPM de velocidad de rotación.
Se perfora la sección de 8 ½ plg. rotando y deslizando desde 8395 ft. hasta 9553 ft., se
bombea píldora espaciadora y se realiza cambio de fluido. Se continúa perforando rotando y
deslizando desde 9553 ft. hasta 11000 ft. (TD) con los siguientes parámetros caudal de 450
GPM, presión de 2600 a 2800 psi., peso sobre la broca de 20 a 24 Klb y RPM de 60 a 80.
Una vez terminado el pozo se bombeó píldoras para circular el hoyo y sacar la sarta a
superficie. Seguidamente se armó el equipo para tomar registros eléctricos y proceder a la
corrida y cementación de liner de 7 plg.
Tabla 4.9. Matriz de datos para el Pozo Prueba 9
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 9 Direccional 11000 10190 8395 - 11000
Tena
Napo
Hollín
PDC
5x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
41.32 14 17 268 9.8 600 3900
60
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 9
Gráfico 4.9. Diagrama Mecánico Prueba 9
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.10. Pozo Prueba 10
El pozo Prueba 10 es un pozo direccional tipo “J” de desarrollo, que ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg. 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. de diámetro.
61
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 8621 ft. Se perfora con BHA direccional
y broca PDC rotando la sección de 8 ½ plg. desde 8621 ft. hasta 8971 ft. con una tasa de
penetración de 38.89 ft/hr. Se bombea píldora dispersa cada parada y tándem de píldoras
cada dos paradas y se continúa perforando deslizando desde 8971ft a 8987 ft y rotando desde
8987 hasta 9410 ft. Se bombea píldora dispersa cada parada y tándem de píldoras cada 2
paradas.
Se continúa perforando deslizando desde 9410 ft. hasta 9415 ft. y rotando desde 9415 ft
hasta 9500 ft., se bombea píldora dispersa cada parada y tándem de píldoras cada dos
paradas. Se perfora rotando la sección desde 9500 ft hasta 9730 ft. y se bombea píldora
viscosa con material puenteante cada parada perforada.
Se continúa perforando rotando y deslizando desde 9730 ft. hasta 10910 ft. (TD) y
finalmente se saca BHA direccional y se quiebra en superficie.
Tabla 4.10. Matriz de datos para el Pozo Prueba 10
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 10 Direccional 10910 10003 8621 - 10910
Tena
Napo
PDC
6x13
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
39.13 13 19.5 208 9.8 500 2375
62
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 10
Gráfico 4.10. Diagrama Mecánico Prueba 10
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.11. Pozo Prueba 11
El pozo Prueba 11 es un pozo direccional tipo “J” modificado, que ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg. de diámetro, se utilizaron 3 revestidores para recubrir
las secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El objetivo
primario es recuperar reservas remanentes del reservorio “Hollín Inferior” y como objetivos
secundarios los reservorios “U Inferior” y “Basal Tena”.
63
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 8852 ft. Se perfora con BHA direccional
y broca PDC, se empieza la perforación moliendo el collar flotador y el cemento desde 8797
ft. hasta 8840 ft., a esta profundidad se muele el zapato desde 8840 ft. hasta 8842 ft., se
bombea agua fresca y se continúa perforando desde 8842 ft. hasta 8852 ft., a esta
profundidad se cambia el peso del fluido de 11.1 ppg. a 9.7 ppg.
Se continúa perforando la sección desde 8852 ft. hasta 10270 ft. (PT), con un caudal de 400
GPM, presión de 1900 psi., peso sobre la broca de 8 a 12 klb y con un ROP promedio de
42.32 ft/hr.
Tabla 4.11. Matriz de datos para el Pozo Prueba 11
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 11 Direccional 10270 10058 8852 - 10270
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x13
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
51.75 13.5 18 175 9.9 400 1707
64
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 11
Gráfico 4.11. Diagrama Mecánico Prueba 11
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.12. Pozo Prueba 12
El pozo Prueba 12 es un pozo direccional tipo “J” de desarrollo, el cual ha sido diseñado con
3 secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El objetivo
principal del pozo fue evaluar las reservas del reservorio Hollín.
65
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 9939 ft. (MD). Se baja circulando el
BHA hasta 8600 ft donde se topa tapones y se inicia a moler el equipo de flotación rotando
cemento, zapato y formación hasta 9945 ft. Se levanta la sarta para que permitir bombear
píldora espaciadora y se cambia el peso del fluido de 10.4 ppg. a 9.7 ppg.
Se perfora la sección de 8 ½” desde 9945 ft. hasta 11710 ft. (TD) con galonaje de 330 a 420
GPM., presión de 1500 a 2300 psi., peso sobre la broca de 12 a 22 klb y 50 RPM. Se bombea
píldora de limpieza y se circula hasta retornos limpios en superficie, después se incrementa
el peso de fluido a 9.9 ppg. Finalmente se saca BHA direccional y se quiebra en superficie.
Tabla 4.12. Matriz de datos para el Pozo Prueba 12
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 12 Direccional 11710 10091 9939 - 11710
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x13
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
42.75 16 22 188 9.8 420 2300
66
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 12
Gráfico 4.12. Diagrama Mecánico Prueba 12
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.13. Pozo Prueba 13
El pozo de Prueba 13 es un pozo direccional tipo “S” de desarrollo. El pozo ha sido diseñado
con 3 secciones: 26 plg., 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para
67
recubrir las secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El
objetivo principal del pozo fue evaluar las reservas del reservorio Hollín.
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 8954 ft. (MD). Utilizando BHA
direccional con broca PDC., se baja hasta profundidad de 8902 ft., donde se llega a los
tapones y se comienza a moler el equipo de flotación y cemento hasta 8940 ft. Se inicia
perforando la sección de 8 ½ plg. desde 8964 ft. hasta 9795 ft. y se bombea píldora de
limpieza y se circula hasta retornos limpios, se saca y quiebra el BHA direccional.
Se arma un segundo BHA de toma de núcleos y se baja con drill pipe de 5 plg. hasta el
fondo, circulando los últimos 20 ft. por seguridad e inicia la perforación y corte de núcleo
del reservorio "U" inferior desde 9795 ft. hasta 9825 ft. (30 ft. de núcleo), se saca el BHA de
toma de núcleos, y se quiebra.
Se arma un segundo BHA direccional de 8 ½ plg. y se continua con la perforación de la
sección desde 9825 ft. hasta 10194 ft. que es el punto programado para la toma del segundo
núcleo, se saca y se quiebra el segundo BHA direccional usado en la sección.
Se levanta y arma un segundo BHA de toma de núcleos, se baja el BHA hasta 10194 ft.
circulando los últimos 20 ft. por seguridad y se toma el núcleo de la formación Hollín. Se
saca hasta superficie el BHA y se desarma.
Se arma un tercer BHA direccional de 8 ½ plg. y se continúa con la perforación de la sección
desde 10254 ft. hasta 10420 ft. (TD), se circula hasta retornos limpios y se realiza viaje de
calibre hasta el zapato de 9 5/8 plg., y se bombea píldora de limpieza y se circula hasta
retornos limpios.
68
Tabla 4.13. Matriz de datos para el Pozo Prueba 13
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 13 Direccional 10420 10149 8954 – 10420
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x11
6x11
6x11
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
58.4
46.13
39.71
14
16
20
22
18
20
209
208
209
9.8
10.1
10.4
450
450
450
2400
2550
2550
69
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 13
Gráfico 4.13. Diagrama Mecánico Prueba 13
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.14. Pozo Prueba 14
El pozo Prueba 14 es un pozo direccional tipo “J” modificado. El pozo ha sido diseñado con
3 secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El objetivo
primario del pozo fue evaluar las reservas del reservorio Hollín y como objetivos
secundarios las arenas de “T” y “U”.
70
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½ plg. se inició a 9141 ft. (MD). Se arma BHA
direccional con broca PDC y se perfora collar flotador y cemento desde 9092 ft. hasta 9136
ft., se continúa perforando cemento, zapato de 9 5/8 plg. y 10 ft. de formación nueva desde
9136 ft. hasta 9151 ft. Se realiza el cambio de fluido del 10.7 ppg. por 9.7 ppg.
Se reinicia la perforación de la sección de 8 ½ plg. desde 9151ft. hasta 10900 ft. (TD)
rotando con los siguientes parámetros: 450 GPM, 2350 psi., peso sobre la broca de 15 a 20
klb y 60 RPM. y deslizando con 450 GPM., 2250 psi. y peso sobre la broca de 15 a 20 Klb.
Tabla 4.14. Matriz de datos para el Pozo Prueba 14
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 14 Direccional 10900 10029 9141 - 10900
Tena
Napo
Hollín
PDC
6x13
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
45.95 15 24 191 9.8 450 2370
71
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 14
Gráfico 4.14. Diagrama Mecánico Prueba 14
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.15. Pozo Prueba 15
El pozo Prueba 15 es un pozo direccional tipo “S”. El pozo ha sido diseñado con 3
secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., y se utilizaron 3 revestidores para recubrir las
secciones que son: 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. El objetivo
principal del pozo fue la Arenisca “Hollín Inferior”.
72
Resumen de la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas
La sección BHA 8½ comienza con una broca PDC de 8 ½ plg., se baja BHA desde superficie
hasta 9434 ft. A partir de esta profundidad se perfora cemento, tapones, collar flotador,
cemento hasta 9474 ft. Después de esto se muele zapato y cemento, además se bombea 30
bls. de píldora viscosa, se desplaza fluido de 11.0 ppg. por fluido de 9.7 ppg y se continúa
moliendo cemento hasta 9496 ft.
Se comienza la perforación del agujero de 8 ½ ''. rotando desde 9496 ft. hasta 10150 ft., se
continúa la perforación rotando desde 10150 ft. hasta 10910 ft., se bombea píldora viscosa
en cada parada y se sube la densidad de fluido de 9.9 ppg. a 10.2 ppg. previo al viaje a
superficie.
La sección se terminó a 10,910 ft. MD /10,107 ft. TVD con 0.5° de inclinación y 230.30° de
azimuth.
Tabla 4.15. Matriz de datos para el Pozo Prueba 15
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formaciones
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft ft ft in
Prueba 15 Direccional 10910 10107 9496 - 10910
Tena
Napo
Hollín
PDC
2x11
4x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi
50.12 20 25 272 9.7 415 1850
73
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO PRUEBA 15
Gráfico 4.15. Diagrama Mecánico Prueba 15
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.16. Pozo Prueba 16
El pozo Prueba 16 fue diseñado como un pozo de desarrollo para ser perforado en el Campo
Sacha. Este pozo fue planeado como un pozo direccional tipo “J modificado”, diseñado con
3 secciones: 16 plg, 12 ¼ plg y 8 ½ plg con 3 revestidores: Superficial de 13 3/8 plg,
74
Intermedio 9 5/8 plg y un Liner de producción de 7 plg. El objetivo Principal fue la Arenisca
“Hollín Superior”.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se perforo la sección de 8 ½ rotando y deslizando desde 8517 ft hasta 10640 ft con los
siguientes parámetros rotando: WOB: 15-25 Klb, 400 GPM, 60-65 RPM; y parámetros
deslizando: WOB: 18 Klb, 500 GPM.
En Basal Tena a 9324 ft, se realizó acondicionamiento de fluidos de 700 bls mientras se
perfora. Además se densificó y homogeneizó fluido de perforación de 9.7 a 9.9 ppg.
La sección terminó a 10640 ft MD / 10047.63 ft TVD con 0.43° de inclinación y 143.9° de
azimuth. Para la perforación se utilizó fluido klastop hasta Basal tena y Klastop Nt hasta TD,
iniciando con una densidad de 9.6 ppg y terminando la perforación con 10.2 ppg.
Tabla 4.16. Matriz de datos para el Pozo Prueba 16
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
16 Direccional 10640 10047 8517 -10640
Tena
Basal Tena
Napo
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
44.26 18 11.5 177 9.75 475 2325
Elaborado Por:Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
75
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 16
Gráfico 4.16. Diagrama Mecánico Prueba 16
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.17. Pozo Prueba 17
El pozo Prueba 17 fue diseñado como un pozo de desarrollo para ser perforado en el Campo
Sacha. Este pozo fue planeado como un pozo direccional tipo “S”, diseñado con 3 secciones:
16 plg, 12 ¼ plg y 8 ½ plg, con 3 revestidores: Superficial de 13 3/8 plg, Producción de 9 5/8
76
plg y un Liner de Producción de 7 plg. El objetivo principal fue la Arenisca “Hollín”
Superior.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se inició la perforación del agujero de 8 ½''. rotando desde 8332 ft. hasta 8390 ft. Debido a
problemas con el top drive se decidió sacar sarta a superficie. Una vez solucionado el
problema con el top drive se bajó BHA direccional hasta 8390 ft., repasando desde 8322 ft.
hasta 8390 ft. por seguridad. Se perforó hoyo de 8 ½''. rotando y deslizando desde 8390 ft.
hasta 9180 ft., adicionalmente se acondicionó fluido y se circuló. Se perforó hoyo de 8 ½''.
desde 9180 ft. hasta 10490 ft.
La sección terminó a 10490 ft MD / 10069.54 ft TVD con 0.27° de inclinación y 175.32° de
azimut. Para la perforación se utilizó fluido Klastop hasta Basal Tena y con Klastop HT
hasta el final de la sección, iniciando con una densidad de 9.7 ppg. y terminando la
perforación con 10.0 ppg.
Tabla 4.17. Matriz de datos para el Pozo Prueba 17
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
17 Direccional
10490 10069 8332-10490
Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
58.33 25 16 206 9.7 450 1975
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación,ARCH
77
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 17
Gráfico 4.17. Diagrama Mecánico Prueba 17
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.18. Pozo Prueba 18
El pozo Prueba 18 fue diseñado como un pozo de desarrollo para ser perforado en el Campo
Sacha. Este pozo fue planeado como un pozo direccional tipo “J Modificado”, diseñado con
3 secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., con 3 revestidores: Superficial de 13 3/8 plg.,
78
Producción de 9 5/8 plg. y un Liner de Producción de 7 plg. El objetivo principal fue la
Arenisca “Hollín Inferior”.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se inició la perforación del agüero de 8 ½” rotando y deslizando desde 8428 ft hasta 9359 ft,
con los siguientes parámetros rotando: WOB: 20-28 klb, Q: 500 gpm, RPM: 70, y
deslizando: WOB: 10 klb, Q: 500 gpm. Se presentó caída de la ROP hasta 30 ft/hr. A 9304 ft
cambió fluido de fluido de 9.7 ppg. por fluido con carbonato de calcio de 9.7 ppg. Se
continuó perforando desde 9359 ft. hasta 9744 ft. Se continuo evidenciando presencia de
baja ROP, por lo que aumentó lubricidad de fluido desde 1.5% a 2.5%. Con lo que el ROP
instantáneo subió hasta 60 ft/hr.
Se continuó perforando agujero de 8 ½” desde 9744 ft. hasta 10210 ft., donde se presentó
baja ROP. Se perforó 10210 ft. hasta 10306 ft. En donde se continuó con baja ROP hasta 15
ft/hr, por lo que se aumentó la lubricidad desde 2.5% a 3%. Al observar que la ROP no
mejoró lo suficiente, se sacó la broca hasta superficie para chequear el estado de
herramientas. Se armó nuevo BHA direccional con nueva broca PDC reparada de 8 ½” y
continuó perforando desde 10,401 ft hasta 10655 ft.
La sección terminó a 10800 ft MD / 10113 ft TVD con 6.35° de inclinación y 98.00° de
azimuth. Para la perforación utilizó fluido Maxdrill-G+ y Maxdrill-G+ con CaCo3, iniciando
con una densidad de 9.8 ppg y terminando la sección con 10.0 ppg.
Tabla 4.18. Matriz de datos para el Pozo Prueba 18
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
18 Direccional
10800 10113 8428-10800
Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
34.01
54.58
16
14
24
30
156
192
9.8
10.0
460
410
2300
2000
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
79
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 18
Gráfico 4.18. Diagrama Mecánico Prueba 18
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.19. Pozo Prueba 19
El pozo Sacha Prueba 19 fue diseñado como un pozo de desarrollo para ser perforado en el
Campo Sacha. Este pozo fue planeado como un pozo direccional tipo “J modificado”,
diseñado con 3 secciones: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg. con 3 revestidores: Superficial de 13
3/8 plg., Intermedio 9 5/8 plg. y un Liner de producción de 7 plg. El objetivo Principal fue la
Arenisca “T Inferior”.
80
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se dio inicio a la perforación de la sección de 8 ½” desde 9145 ft. hasta 9384 ft. con los
siguientes parámetros rotando: 500 gpm; 40 rpm; 2400 psi; WOB: 10 Klb. Mientras que la
perforación desde 9384 ft. hasta 9987 ft., se la realizo con los siguientes parámetros: 500
gpm; 50-80 rpm; 2600 psi; WOB: 15-25 Klb. A 9911 ft., se realizó cambio de fluido a 9.6
ppg. Se continuó perforando rotando hasta 11386 ft. con los siguientes parámetros: 420 gpm;
80 rpm; 2700 psi; WOB: 20 Klb.
La sección terminó a 11386 ft MD / 10089.28 ft TVD con 10.17° de inclinación y 88.59° de
azimuth. Para la perforación se utilizó fluido Klastop y Klastop Nt, iniciando con una
densidad de 9.6 ppg y terminando la perforación con 10 ppg.
Tabla 4.19. Matriz de datos para el Pozo Prueba 19
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
19 Direccional 11386 10089 9145-11386
Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
21.32
56.22
12
18
24
30
195
204
9.6
9.75
500
460
2400
2250
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
.
81
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 19
Gráfico 4.19. Diagrama Mecánico Prueba 19
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.20. Pozo Prueba 20
El pozo Prueba 20 fue diseñado como un pozo de desarrollo para ser perforado en el Campo
Sacha. Este pozo fue planeado como un pozo direccional tipo “J modificado”, diseñado con
3 secciones: 16 plg, 12 ¼ plg y 8 ½ plg con 3 revestidores: Superficial de 13 3/8 plg,
82
Intermedio 9 5/8 plg y un Liner de producción de 7 plg. El objetivo Principal fue la Arenisca
“T Inferior”.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½”se inició rotando desde 8600 ft. hasta 8616 ft. con los
parámetros rotando: 400 gpm; 40 rpm; WOB: 20/25 Klb. Se continuó perforando sección de
8 ½”. rotando y deslizando desde 8616 ft. hasta 10770 ft., con los siguientes parámetros
rotando: 420-500 gpm; 80 - 100 rpm; WOB: 20 - 35 klb, parámetros deslizando: 500 gpm;
2250 - 2350 psi; WOB: 20 - 24 Klb. A la profundidad de 9317 ft. se realizó cambio de fluido
a 9.7 ppg.
La sección terminó a 10770 ft MD / 10106.68 ft TVD con 3.59° de inclinación y 195.16° de
azimuth. Para la perforación se utilizó fluido Klastop y Klastop NT, iniciando con una
densidad de 9.6 ppg y terminando la perforación con 9.8 ppg.
Tabla 4.20. Matriz de datos para el Pozo Prueba 20
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
20 Direccional
10770 10106 8600-10770
Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
51.42 19 11 209 9.7 460 2100
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
83
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 20
Gráfico 4.20. Diagrama Mecánico Prueba 20
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.21. Pozo Prueba 21
El pozo Prueba 21es un pozo direccional tipo “J Modificado”, perforado en el Campo Sacha.
El objetivo es recuperar reservas remanentes del reservorio “Hollín Superior” como objetivo
primario y “U Inferior” “T inferior” y “Basal Tena” como objetivos secundarios. Se perforó
84
en 3 secciones16 plg. , 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron revestidas con tuberías
de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Esta sección fue perforada en el intervalo de 8280 ft. a 10398 ft. Se perforó la sección de 8
½”. desde 8280 ft. hasta 8580 ft. rotando con los siguientes parámetros: 450 a 600 GPM,
WOB: 5 a 15 Klb, 60 a70 RPM; adicionalmente se deslizó para incrementar el ángulo desde
8517 ft. hasta 8525 ft., con: 550 GPM, WOB:5 a 8 Klb. Se continuó perforando solo rotando
desde 8580 ft. hasta 10398 ft. con: 450 GPM, WOB de 15 a 30 Klb, 70 RPM.
Tabla 4.21. Matriz de datos para el Pozo Prueba 21
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
21 Direccional 10398 10087 8280-10398
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x13
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
47.84 15 18 200 9.9 450 2200
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
85
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 21
Gráfico 4.21. Diagrama Mecánico Prueba 21
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.22. Pozo Prueba 22
El pozo Prueba 22 es un pozo direccional tipo “J modificado”, perforado en el Campo Sacha.
El objetivo fue recuperar reservas remanentes del reservorio “Hollín Inferior”, como objetivo
primario, “U Inferior” “T inferior” y “Basal Tena”, como objetivos secundarios. El pozo fue
86
perforado en 3 secciones 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron revestidas con
casing de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½”, se inicia rotando de 8520 ft. hasta 8550 ft., con los
parámetros: 600 GPM, 5 a 10 Klb WOB, 50 RPM, se cambia de fluido mientras se rota,
desde 8550 ft. hasta 8572 ft., se realiza la perforación deslizando, mientras se completa
cambio de fluido a fluido a 9.7 ppg. Al presentarse problemas en la parada esta es
remplazada y se continúa perforando rotando y deslizando de 8572 ft. hasta 9325 ft., la
perforación en la formación Napo se realiza rotando desde 9325 ft. hasta 9895 ft.
Se continúa perforando rotando en la formación Napo, en los siguientes tramos: desde 9895
ft. hasta 10200 ft., desde 10200 ft. hasta 10420 ft. Y finalmente en el tramo desde 10420 ft
hasta la profundidad total 10700 ft.
Tabla 4.22. Matriz de datos para el Pozo Prueba 22
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
22 Direccional
10700 10077 8520-10700
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x14
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
48.53 12 24 217 9.9 544 2373
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
87
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 22
Gráfico 4.22. Diagrama Mecánico Prueba 22
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.23. Pozo Prueba 23
El pozo Prueba 23 es un pozo direccional tipo “S”, perforado en el campo Sacha. El objetivo
fue recuperar reservas remanentes del reservorio “Hollín Superior” como objetivo primario,
“T inferior” y “U Inferior” como objetivos secundarios, este pozo fue perforado en 3
88
secciones, 16 plg, 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron revestidas con casing de 13
3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
La etapa inicial de la perforación de esta sección se la realiza desde 8320 ft. hasta 9155 ft.
con los siguientes parámetros rotando: 480-500 gpm, 70-80 rpm, WOB 15-25 Klb. A una
profundidad de 9155 ft., se realiza cambio de fluido de perforación por fluido nuevo con
carbonato de 9.6 ppg. hasta circular fondo arriba. Se continúa perforando la sección de 8 ½”.
desde 9155 ft. hasta 10439 ft. con los siguientes parámetros, rotando: 400 gpm (desde 9155
ft. hasta 9343 ft.), es importante mencionar que esta perforación se usaron 480 gpm, 70-80
rpm, WOB 15-25 Klb.
Tabla 4.23. Matriz de datos para el Pozo Prueba 23
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
23 Direccional 10439 10062 8320-10439
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x11
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
38.04 12.5 16 219 9.7 480 2350
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
89
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 23
Gráfico 4.23. Diagrama Mecánico Prueba 23
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.24. Pozo Prueba 24
El pozo Prueba 24 es un pozo direccional tipo “J”, perforado en el Campo Sacha como un
pozo de desarrollo. El objetivo fue recuperar reservas remanentes del reservorio “Hollín
Superior”, “T inferior” y “U Inferior”, este pozo fue perforado en 3 secciones, 16 plg., 12 ¼
90
plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron revestidas con casing de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner
de 7 plg. respectivamente.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se perfora la sección de 8 1/2”. Con BHA direccional, desde 8486 ft. hasta 9359 ft. rotando
con los siguientes parámetros: 400 gpm, 40 rpm, 25 klb peso sobre la broca, mientras que la
perforación deslizando se la realiza con los siguientes parámetros: 400 gpm, 6-10 klb peso
sobre la broca. Napo: 9328 ft MD / 8757 ft TVD. Se continúa perforando desde 9359 ft.
hasta 10005 ft. rotado y deslizado, se continúa perforando rotando desde una profundidad de
10005 ft. hasta 10680 ft., siendo esta ultima la profundidad total (TD) del pozo.
Tabla 4.24. Matriz de datos para el Pozo Prueba 24
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
24 Direccional 10680 10021 8439-10680
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x12
6x32
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
37.33 19 13.5 240 9.8 475 2250
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
91
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 24
Gráfico 4.24. Diagrama Mecánico Prueba 24
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.25. Pozo Prueba 25
El pozo Prueba 25 fue diseñado como un pozo de desarrollo para ser perforado en el Campo
Sacha. Este pozo fue planeado como un pozo direccional tipo “S”, diseñado con 3 secciones:
16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg. con 3 revestidores: Superficial de 13 3/8 plg, Intermedio 9 5/8
92
plg y un Liner de producción de 7 plg. El objetivo Principal fue la Arenisca “Hollín
Superior”.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se dio inicio a la perforación del hoyo de 8 ½’’. rotando y deslizando desde 8224 ft. hasta
10390 ft. con los siguientes parámetros, rotando: WOB: 10-18 Klb, 420-450 GPM, 60-80
RPM y parámetros deslizando: WOB: 10 Klb, 500 GPM. A 10390 ft., complementario a esto
se densificó y homogeneizó fluido de perforación de 9.7 ppg. a 9.9 ppg.
La sección terminó a 10390 pies MD / 10075 pies TVD con 0.55° de inclinación y 245.43°
de azimuth. Para la perforación se utilizó fluido Klastop hasta Basal Tena y Klastop Nt hasta
TD, iniciando con una densidad de 9.6 ppg y terminando la perforación con 10.0 ppg.
Tabla 4.25. Matriz de datos para el Pozo Prueba 25
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft ft in
Prueba
25 Direccional
10390 10075 8224-10390
Tena
Basal Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
70.85 16 11.4 180 9.75 450 1750
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
93
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 25
Gráfico 4.25. Diagrama Mecánico Prueba 25
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.26. Pozo Prueba 26
El pozo Prueba 26 es un pozo direccional tipo “S”, perforado en el Campo Sacha. El objetivo
fue recuperar reservas remanentes del reservorio “Hollín Superior” objetivo primario, “T
inferior” y “U Inferior” como objetivos secundarios.
94
El pozo Prueba 26 fue perforado en 3 secciones, 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas
que fueron revestidas con casing de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación del hoyo 8 ½‘’ se inició rotando y deslizando desde 9395 ft. hasta 10866 ft.
Con los siguientes parámetros rotando: 400 gpm, 1900-2000 psi, 80 rpm, WOB 10-12 Klb,
torque de 15-18 klb -ft, presión diferencial de 300-350 psi. Mientras que los parámetros
deslizando son: 400 gpm, 1700 psi, WOB 8-10 klb, presión diferencial de 150 psi.
Tabla 4.26. Matriz de datos para el Pozo Prueba 26
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
26 Direccional 10866 10062 9395-10866
Tena
Basal Tena
Napo
Hollín
PDC 3x11
3x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
59.85 13 16 185 9.8 400 1900
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
95
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 26
Gráfico 4.26. Diagrama Mecánico Prueba 26
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.27. Pozo Prueba 27
El pozo Prueba 27 fue es un pozo direccional tipo “S”, perforado en el Campo Sacha. El
objetivo fue recuperar reservas remanentes del reservorio “U inferior” objetivo primario, y
“Basal Tena” como objetivo secundario.
96
El pozo fue perforado en 3 secciones, 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron
revestidas con casing de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente; y
adicionalmente, se perforó una sección paralela (sidetrack 1) con broca de 8 ½ plg y
revestida con liner de 7 plg.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
La perforación de la sección de 8 ½’’ se realiza rotando y deslizando desde 10880 ft. hasta
11579 ft. Parámetros rotando: 400gpm, 1700-1900 psi, 40 rpm, WOB 15-20 Klb, torque de
12-14 klb-ft, presión diferencial de 300-400 psi. Parámetros deslizando: 400 gpm, 1700-
1900 psi, WOB 5-8 klb, presión diferencial de 50-100 psi.
Tabla 4.27. Matriz de datos para el Pozo Prueba 27
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
Ft Ft ft in
Prueba
27 Direccional
11579 10103 10880-11579
Tena
Napo
Hollín
PDC 3x15
4x16
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
44.47 13 17.5 132 9.2 400 2000
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
97
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 27
Gráfico 4.27. Diagrama Mecánico Prueba 27
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.28. Pozo Prueba 28
El pozo Prueba 28 en un pozo direccional tipo “S”, perforado en el Campo Sacha. El
objetivo fue recuperar reservas remanentes del reservorio “U” objetivo primario, “T” y
“Hollín” como objetivos secundarios.
98
El pozo Prueba 28 fue perforado en 3 secciones, 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas
que fueron revestidas con casing de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Sección de 8 ½ plg. perforada en un intervalo 8697 ft. – 10890 ft. La perforación inicia desde
8696 ft. hasta 9533 ft. con parámetros rotando: 550-590 gpm, 80-90 rpm, WOB 15-24 Klb,
parámetros deslizando: 550-590 gpm, WOB 4-16 Klb. A una profundidad de 9533 ft. se
realiza cambio de fluido de perforación de 9.7 ppg. por fluido nuevo con carbonato de 9.7
ppg.
Se continúa perforando desde 9533 ft. hasta 10165 ft. rotando y deslizando, a partir de 10165
ft. hasta 10890 ft. (PT) la perforación se realiza con rotación y circulación.
Tabla 4.28. Matriz de datos para el Pozo Prueba 28
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
28 Direccional
10890 10048 8697-10890
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
25.61 12.5 14.5 265 9.9 390 3350
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
99
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 28
Gráfico 4.28. Diagrama Mecánico Prueba 28
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.29. Pozo Prueba 29
El pozo Prueba 29 es un pozo direccional tipo “S modificado”, perforado en el Campo
Sacha. El objetivo fue recuperar reservas remanentes de la formación Napo. Se perforaron 3
secciones, 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron revestidas con casing de 13
3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
100
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Se inicia la perforación dela sección de 8 ½’’rotando desde 8193 ft. hasta 8240ft., con los
parámetros ROP: 13.42 ft/h con 550-580 gpm, 2841 psi, 60 rpm, tq: 8/10 klb-ft, WOB: 20-
35 klb. Se continuó con la perforación rotando y deslizando desde 8240 ft. hasta 9002 ft.
Adicionalmente, se realizó cambio de fluido a 9.7 ppg, se continuó con la perforación
rotando y deslizando desde 9002 ft hasta 10415 ft.
Tabla 4.29. Matriz de datos para el Pozo Prueba 29
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
29 Direccional
10415 10060 8193-10415
Napo
PDC 6x12
6x32
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
38.54 20 10.5 194 9.7 490 2300
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
101
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 29
Gráfico 4.29. Diagrama Mecánico Prueba 29
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
4.1.30. Pozo Prueba 30
El pozo Prueba 30 es un pozo perforado en el Campo Sacha, fue diseñado como pozo tipo "
J”, modificado, hasta 10907.311 ft., cuyo objetivo es Tope Hollín Inferior, se han perforado
3 secciones en el pozo: 16 plg., 12 ¼ plg. y 8 ½ plg., las mismas que fueron revestidas con
casing de 13 3/8 plg., 9 5/8 plg. y liner de 7 plg. respectivamente.
102
Resumen de la perforación en la sección de 8 ½ pulgadas
Para iniciar la perforación de la sección de 8 ½’’Se arma BHA direccional y se empieza la
perforación del mismo desde 8572 ft, a partir de 8595 ft, esta se inicia con la inclinación
rotando y deslizando, a 9430 ft. se desplaza fluido de 9.7 ppg., a 9443 ft. se continúa
perforando deslizando hasta 9600 ft., mientras se perfora rotando hasta llegar a la
profundidad total de 10880 ft.
Tabla 4.30. Matriz de datos para el Pozo Prueba 30
DATOS GENERALES DEL POZO DATOS SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Pozo Tipo de pozo
Profundidad Intervalo
Perforado Formación
Brocas
MD TVD Tipo
Boquilla
ft Ft ft in
Prueba
30 Direccional 10880 10064 8572-10880
Tena
Napo
Hollín
PDC 6x12
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN SECCIÓN 8 1/2 PULGADAS
ROP WOB Torque RPM
Fluido de Perforación
Peso Galonaje
Presión en
Superficie
ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm psi
45.57 17.5 19 210 9.8 450 2000
Elaborado Por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH
103
ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 30
Gráfico 4.30. Diagrama Mecánico Prueba 30
Fuente: Reportes finales de perforación, ARCH
104
4.2. ANÁLISIS ESTADÍSTICO DESCRIPTIVO
Antes de realizar un análisis correlacional entre la tasa de penetración y las variables de
perforación, mediante la estadística descriptiva se examinará individualmente cada una de
las variables, utilizando información recopilada en las matrices de los 30 pozos de muestra
obteniendo una sola base de datos, lo que servirá para las respectivas correlaciones.
Los datos a utilizarse se resumen en la Tabla 4.31, donde no se han tomado en cuenta los
nombres de los pozos debido a que el análisis y los resultados obtenidos son realizados con
un enfoque general para el Campo Sacha en el intervalo perforado de 8 ½ pulgadas.
105
Tabla 4.31. Resumen de los valores del ROP y los parámetros de perforación.
Tasa de
penetración
(ROP)
ft/h
Peso sobre
la broca
(WOB)
Klb
Torque
Klb-ft
Velocidad
de rotación
(RPM)
Rpm
Peso del
Fluido
ppg
Caudal
del fluido
gpm
Presión en
Superficie
psi
50,56 17,5 14,5 200 10 500 2100
46,91 16 15 181 9,9 500 2315
45,89 16 19 189 10,3 390 1900
40,71 20 27,5 187 9,7 400 2100
64,17 15 27,5 182 9,9 400 2200
58,16 15 17,5 225 9,7 440 2600
48,76 12,5 16,5 205 9,8 380 2400
55,23 16 22 195 9,8 420 2200
64,29 18 22 218 9,9 420 2200
62,35 20 22 208 10,3 420 3000
48,62 17 17,5 219 9,8 550 3200
41,32 14 17 268 9,8 600 3900
39,13 13 19,5 208 9,8 500 2375
51,75 13,5 18 175 9,9 400 1707
42,75 16 22 188 9,8 420 2300
58,40 14 22 209 9,8 450 2400
46,13 16 18 208 10,1 450 2550
39,71 20 20 209 10,4 450 2550
45,95 15 24 191 9,8 450 2370
50,12 20 25 272 9,7 415 1850
44,26 18 11,5 177 9,75 475 2325
58,33 25 16 206 9,7 450 1975
34,01 16 24 156 9,8 460 2300
54,58 14 30 192 10,0 410 2000
21,32 12 24 195 9,6 500 2400
56,22 18 30 204 9,75 460 2250
51,42 19 11 209 9,7 460 2100
47,84 15 18 200 9,9 450 2200
48,53 12 24 217 9,9 544 2373
38,04 12,5 16 219 9,7 480 2350
37,33 19 13,5 240 9,8 475 2250
70,85 16 11,4 180 9,75 450 1750
59,85 13 16 185 9,8 400 1900
44,47 13 17,5 132 9,2 400 2000
25,61 12,5 14,5 265 9,9 390 3350
38,54 20 10,5 194 9,7 490 2300
45,57 17,5 19 210 9,8 450 2000
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
106
4.2.1. Tasa de penetración.
El Gráfico 4.31. representa el histograma de distribución de las tasas de penetración (ROP),
donde se puede observar que los valores están distribuidos casi uniformemente siguiendo
una distribución normal, existiendo también valores extremos. De igual manera se aprecia
que el promedio es 48.05 pies por hora.
Gráfico 4.31. Histograma de la tasa de penetración
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.32. muestra el resumen estadístico de la variable tasa de penetración (ROP), en
donde se pueden encontrar las principales medidas y valores de dicha variable.
107
Tabla 4.32. Estadística Descriptica ROP
Descriptivos
Estadístico
Tasa de Penetración Media 48,0454
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 44,5554
Límite superior 51,5354
Media recortada al 5% 48,3212
Mediana 47,8400
Varianza 109,565
Desv. típ. 10,46735
Mínimo 21,32
Máximo 70,85
Rango 49,53
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
En las operaciones de perforación en el Campo Sacha, la tasa de penetración (ROP) en esta
muestra oscila entre 21.32 ft/h y 70.85 ft/h, siendo el promedio de esta 48.04 ft/h. La
mayoría de pozos de la muestra han tenido un ROP cercano al del promedio.
En general para construir intervalos se utilizan niveles de confianza del 95%, con esta
asunción se construye el intervalo de confianza en relación al ROP promedio, entre 44.55
ft/h y 51.54 ft/h, esto indica que los valores de ROP en este rango tienen el 95% de ser
válidos, por lo tanto se puede asumir un ROP óptimo máximo de 51.54 ft/h., debido a que no
se tiene un valor referencial de tasa de penetración óptima.
4.2.2. Peso sobre la broca
El gráfico 4.32 representa el histograma de distribución de los valores del peso sobre la
broca (WOB), donde se observa que los valores no se encuentran distribuidos
uniformemente y el promedio de los valores de peso sobre la broca es de 16.14 Klb.
108
Gráfico 4.32. Histograma del peso sobre la broca
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.33. muestra el resumen estadístico del peso sobre la broca, en donde se encuentran
las principales medidas y valores de esta variable.
109
Tabla 4.33. Estadística Descriptiva WOB
Descriptivos
Estadístico Error típ.
WOB
Media
16,1351
,48539
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 15,1507
Límite superior 17,1196
Media recortada al 5% 16,0000
Mediana 16,0000
Varianza 8,717
Desv. típ. 2,95251
Mínimo 12,00
Máximo 25,00
Rango 13,00
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Durante las operaciones de perforación del campo Sacha, analizando las muestras
recolectadas en las matrices, se puede observar que los valores de WOB varían entre 12 y 25
Klb. y se aplicó un peso promedio sobre la broca de 16.14 Klb. La desviación típica obtenida
en la tabla es de 2,95, lo cual representa que los valores tienden a alejarse 2.95 Klb del
promedio. La mediana representa el valor central de la nube de puntos, es decir el 50% de los
datos es mayor a este valor y el otro 50% menor.
4.2.3. Torque
El gráfico 4.33 representa el histograma de uniformidad de los valores del torque. Los datos
se encuentran distribuidos con ligera uniformidad y el promedio de los valores es de 19.28
Klb-ft. La mayoría de los datos se encuentran ligeramente por debajo del promedio y
además se puede visualizar que la mayoría de los datos se encuentra en la parte central, es
decir cercanos al promedio.
110
Gráfico 4.33. Histograma del torque
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.34.muestra el resumen estadístico del torque, en donde se encuentran las
principales medidas y valores de esta variable.
111
Tabla 4.34. Estadística Descriptiva Torque
Descriptivos
Estadístico Error típ.
TORQUE Media 19,2811 ,84445
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 17,5685
Límite superior 20,9937
Media recortada al 5% 19,1607
Mediana 18,0000
Varianza 26,384
Desv. típ. 5,13657
Mínimo 10,50
Máximo 30,00
Rango 19,50
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Durante las operaciones de perforación del campo Sacha, analizando las muestras
recolectadas en las matrices, se puede observar que los valores del torque varían entre 10.5 y
30 Klb-ft. y se aplicó un torque promedio de 19.28 Klb-ft. La desviación típica obtenida en
la tabla es de 5.13, lo cual significa que los valores tienden a alejarse 5.13 Klb-ft. del
promedio. La mediana de la muestra es de 18 Klb-ft., y representa el valor central del
conjunto de datos analizados.
4.2.4. Velocidad de rotación
El Gráfico 4.34. representa el histograma de distribución de las velocidades de rotación de la
broca (RPM), donde se puede observar que los valores se encuentran distribuidos
uniformemente a pesar que existen pocos valores extremos. De igual manera se observa que
la velocidad de rotación promedio es 203.19 revoluciones por minuto.
112
Gráfico 4.34. Histograma de la velocidad de rotación
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.35. muestra el resumen estadístico de la variable velocidad de rotación (RPM), en
donde se pueden encontrar las principales medidas y valores de dicha variable.
113
Tabla 4.35. Estadística Descriptica RPM
Descriptivos
Estadístico
Velocidad de Rotación Media 203,19
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 193,97
Límite superior 212,41
Media recortada al 5% 202,81
Mediana 204,00
Varianza 764,380
Desv. típ. 27,647
Mínimo 132
Máximo 272
Rango 140
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
En el Campo Sacha, la velocidad de rotación utilizada para la perforación de pozos oscila
entre 132 rpm y 272 rpm, siendo el promedio de esta 203.19 rpm, sin embargo más de la
mitad de pozos tuvieron este parámetro con un valor superior al promedio.
Tomando un intervalo de confianza del 95% los valores promedio para una velocidad de
rotación estándar se encontrarían dentro del intervalo de 194 rpm hasta 212 rpm.
4.2.5. Peso del fluido
El Gráfico 4.35. representa el histograma de distribución de los pesos del fluido utilizados en
la perforación de pozos, donde se puede observar que el peso de fluido promedio utilizado es
9.84 ppg, además se visualiza que la mayoría de valores están cercanos al promedio con
excepción de pocos que se encuentran en los extremos.
114
Gráfico 4.35. Histograma del peso de fluido de perforación
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.36. muestra el resumen estadístico de la variable peso de fluido de perforación, en
donde se pueden encontrar las principales medidas y valores de dicha variable.
115
Tabla 4.36. Estadística Descriptica de Peso del Fluido
Descriptivos
Estadístico
Peso sobre la Broca Media 9,8365
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 9,7678
Límite superior 9,9052
Media recortada al 5% 9,8329
Mediana 9,8000
Varianza ,042
Desv. típ. ,20604
Mínimo 9,20
Máximo 10,40
Rango 1,20
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El peso de fluido utilizado en las operaciones de perforación en el campo Sacha está dentro
del rango de 9.2 ppg hasta 10.4 ppg, siendo el promedio utilizado 9.84 ppg. Los valores de
peso de fluido se encuentran muy cercanos entre sí, encontrándose la mayor cantidad de
datos bajo el promedio: La diferencia no es muy grande debido a que los pesos de los fluidos
utilizados son estándares para la perforación de los pozos.
4.2.6. Caudal de fluido
El Gráfico 4.36. representa el histograma de distribución los caudales de fluido de
perforación utilizados en las operaciones: Se observa que los valores varían mucho entre sí,
existiendo pocos datos de caudal de fluido alto. El caudal de fluido de perforación promedio
se observa que es 451.32 gpm.
116
Gráfico 4.36. Histograma del caudal de fluido de perforación
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.37. muestra el resumen estadístico de la variable caudal de fluido de perforación
(GPM), en donde se pueden encontrar las principales medidas y valores de dicha variable.
117
Tabla 4.37. Estadística Descriptica del Caudal de Fluido (GPM)
Descriptivos
Estadístico
Caudal de Fluido Media 451,32
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 434,99
Límite superior 467,66
Media recortada al 5% 448,05
Mediana 450,00
Varianza 2401,281
Desv. típ. 49,003
Mínimo 380
Máximo 600
Rango 220
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El caudal de fluido de perforación utilizado en las operaciones de perforación en el campo
Sacha se encuentra entre 380 gpm y 600 gpm, siendo el promedio 451.32 gpm. Los valores
de caudal de fluido se encuentran distribuidos de una manera casi igual en relación a su
promedio, pero existe gran variación de los valores entre sí.
El intervalo de caudales de fluido de perforación promedio tomando en cuenta un intervalo
de confianza del 95%, comprende el rango desde 434.99 gpm hasta 467.66 gpm.
4.2.7. Presión en superficie
El gráfico 4.37. representa el histograma de distribución, donde se puede observar que los
valores no se encuentran distribuidos uniformemente. La mayoría de los datos se encuentran
en la parte izquierda del histograma, es decir tienen valores menores al promedio. El valor
promedio de los datos analizados es de 2325,41 psi.
118
Gráfico 4.37. Histograma de la presión en superficie
Fuente: Software SPSS
La tabla 4.38. muestra el resumen estadístico de la presión en superficie, en donde se
encuentran las principales medidas y valores de esta variable.
119
Tabla 4.38. Estadística Descriptiva Presión en superficie
Descriptivos
Estadístico Error típ.
Presión Media 2325,4054 72,07821
Intervalo de confianza para
la media al 95%
Límite inferior 2179,2240
Límite superior 2471,5868
Media recortada al 5% 2285,2252
Mediana 2300,0000
Varianza 192224,914
Desv. típ. 438,43462
Mínimo 1707,00
Máximo 3900,00
Rango 2193,00
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Durante las operaciones de perforación efectuadas en el campo Sacha, mediante el análisis
estadístico de las muestras recolectadas en las matrices, se puede observar que los valores de
la presión en superficie varían entre 1707 psi. a 3900 psi. y se utilizó un valor promedio de
presión de 2325.41 psi. La desviación típica es de 438.43, lo que significa que los valores
tienden a alejarse 438.43 psi. del valor promedio. La mediana de la muestra es de 2300 psi.,
y representa el valor central del conjunto de datos analizados.
4.3. ANÁLISIS CORRELACIONAL
La realización del análisis correlacional tiene ciertas limitaciones y asunciones:
Aunque la relación entre la tasa de penetración con cada uno de los parámetros de
perforación sea débil, se obtendrá un modelo de regresión con su respectiva ecuación
que las relacione.
Los modelos de regresión a utilizarse serán: exponencial, lineal, cuadrático y
logarítmico, debido a que son los modelos más usados generalmente.
Para un modelo de regresión que relacione el ROP con todos los parámetros, el
modelo más utilizado para este análisis es el de regresión lineal múltiple, este
modelo asume que los parámetros se encuentran relacionados linealmente con el
ROP.
Para proponer la optimización de los parámetros de perforación, se utilizará el ROP
de 51.54 ft/h., este es el límite máximo del intervalo de confianza, obtenido mediante
análisis estadístico descriptivo de la tasa de penetración
120
La tasa de penetración (ROP) indica el tiempo empleado para perforar una cantidad de pies,
en cuestión de costos, el tiempo es un factor de mucha importancia, para lo cual los distintos
parámetros a ser analizados juegan un papel fundamental en la aplicación de un ROP óptimo.
Mediante análisis correlacional, se quiere establecer una relación de los parámetros que
pueden ser variados y la tasa de penetración, para de esta forma poder fiscalizar si se están
realizando las operaciones de perforación de una manera óptima.
Para relacionar el ROP con los parámetros de perforación, se analizó el comportamiento de
la tasa de penetración al variar cada uno de los parámetros, utilizando la información
recolectada en los pozos perforados y escogidos para el campo de estudio.
4.3.1. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el peso sobre la broca (WOB)
Teóricamente se conoce que al aumentar el peso sobre la broca aumenta la tasa de
penetración, sin embargo se deben tomar en cuenta las especificaciones de operación
propuestas por el fabricante para evitar el desgaste de los elementos de la broca.
Para determinar un modelo correlacional que se ajuste a los datos recolectados, se procede a
realizar un gráfico de dispersión, de esta forma se podrá observar la tendencia de los puntos.
Se coloca en el eje Y la variable dependiente que es la que variará, al cambiar algún
parámetro, en este caso la variable es la rata de penetración y en el eje X la variable
independiente, que en este caso es el peso sobre la broca, debido a que su variación no
dependerá de la otra variable.
121
Gráfico 4.38. Diagrama de dispersión entre ROP y WOB
Fuente: Software SPSS
En el gráfico de dispersión se puede observar que los puntos no tienen una tendencia clara de
comportamiento, debido a que la tasa de penetración también va a depender de otros
parámetros, y al variar cualquiera de ellos, el ROP cambiará, aunque la mayoría de los datos
se encuentran concentrados en la parte izquierda del diagrama.
Para el análisis se requiere determinar efectivamente la relación de las 2 variables, sin tomar
en cuenta los factores externos que puedan afectarlas.
Tabla 4.39. Coeficiente de correlación entre ROP y WOB
Correlaciones
ROP WOB
ROP Correlación de Pearson 1 ,217
Sig. (bilateral) ,197
N 37 37
WOB Correlación de Pearson ,217 1
Sig. (bilateral) ,197
N 37 37
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
122
El coeficiente de correlación es 0.217, este valor indica que existe una relación débil entre
los 2 parámetros, el signo positivo indica que las 2 variables se relacionan directamente es
decir al aumentar el peso sobre la broca, la tasa de penetración tiende a aumentar.
Determinación del modelo de correlación entre el ROP y WOB
Para determinar el ajuste más apropiado se analizarán los modelos lineal, logarítmico,
cuadrático, exponencial y del análisis de estos modelos se seleccionará el que más se ajuste a
los parámetros y del modelo de ajuste seleccionado se propondrá una ecuación que relacione
los 2 parámetros.
Para determinar si la nube de puntos se ajusta a un modelo, mediante regresión se aplica, una
estimación curvilínea.
Tabla 4.40. Modelos de regresión entre ROP y WOB
Resumen del modelo y estimaciones de los parámetros
Variable dependiente: ROP
Ecuación
Resumen del modelo Estimaciones de los parámetros
R cuadrado Sig. Constante b1 b2
Lineal ,047 ,197 35,635 ,769
Logarítmica ,055 ,161 9,831 13,818
Cuadrático ,063 ,331 3,998 4,585 -,111
Exponencial ,061 ,139 33,738 ,020
La variable independiente es WOB.
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
R cuadrado representa el coeficiente de determinación y es el porcentaje de cuanto cambia
una variable cuando lo hace la otra.
En los modelos seleccionados se debe escoger el R cuadrado más alto, debido a que expresa
como están relacionadas las 2 variables proporcionalmente. En la sección de Estimaciones de
los parámetros se puede visualizar los valores de la ecuación para cualquier modelo que se
quiera seleccionar.
Analizando los resultados de la tabla se puede determinar que existe una correlación débil de
las 2 variables en todos los modelos. Esto se debe principalmente a que el ROP puede variar
con la modificación de cualquiera de los otros parámetros, lo que incide en la determinación
de un modelo de correlación óptimo entre los parámetros. Se selecciona un modelo de ajuste
cuadrático que es el que más relaciona las variables analizadas.
123
El modelo que más se ajusta a la nube de puntos es el cuadrático.
Gráfico 4.39. Modelos de Regresión entre ROP y WOB
Fuente: Software SPSS
La ecuación propuesta con el modelo que mejor se ajusta para los casos analizados, la cual
relaciona las dos variables queda de la siguiente manera:
Ecuación cuadrática general:
Se reemplazan los valores obtenidos en la tabla 4.40., en la sección estimaciones de los
parámetros, en la ecuación general y la ecuación resultante queda de la siguiente manera:
(Ec.1)
4.3.2. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el torque
El torque puede ser incrementado en ciertas circunstancias como cuando se incrementa el
peso sobre la broca o se cambia de formación al perforar. El incremento o decremento de
este debe estar relacionado a obtener una tasa de penetración óptima durante la perforación.
124
La relación de estas 2 variables será analizada sin tomar en cuenta factores externos que
puedan afectarlas. El análisis correlacional del ROP y el torque permitirá tener una idea del
comportamiento de ambos parámetros y como se relacionan durante la perforación.
Se procede a realizar un gráfico de dispersión para observar la tendencia de los puntos y de
esta forma ajustar a un modelo correlacional con los datos recolectados.
En el eje Y se coloca la variable dependiente, que es el parámetro que cambia. Al ser
cambiado otro parámetro, que en este caso es el ROP y en el eje X la variable independiente,
que en este caso es el torque, que es el parámetro en el que su variación no depende del otro
parámetro analizado.
Gráfico 4.40.Diagrama de dispersión entre ROP y torque
Fuente: Software SPSS
La nube de puntos representada por el gráfico de dispersión 4.40., indica que no se puede
definir visualmente una tendencia clara de comportamiento, en general la nube de puntos se
encuentra dispersa a lo largo del diagrama, razón por la cual se realizará el análisis mediante
el programa para determinar el modelo óptimo al que se ajustan los puntos.
125
Tabla 4.41.Coeficiente de correlación entre ROP y torque
Correlaciones
ROP Torque
ROP Correlación de Pearson 1 ,092
Sig. (bilateral) ,590
N 37 37
Torque Correlación de Pearson ,092 1
Sig. (bilateral) ,590
N 37 37
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El coeficiente de correlación es 0.092, lo cual indica que existe una muy débil relación entre
los 2 parámetros. El signo positivo indica que las 2 variables se relacionan directamente, es
decir al aumentar el torque, la tasa de penetración tiende a aumentar.
Determinación del modelo de correlación entre el ROP y Torque
Para determinar el ajuste de la nube de puntos a los modelos, se lo realizará mediante el
programa SPSS, y de esta forma se podrá obtener el modelo correlacional más óptimo entre
los 2 parámetros.
Para determinar si la nube de puntos se ajusta a un modelo, mediante regresión, se aplica una
estimación curvilínea representada en la tabla 4.42.
Tabla 4.42.Modelos de regresión entre ROP y Torque
Resumen del modelo y estimaciones de los parámetros
Variable dependiente: ROP
Ecuación
Resumen del modelo Estimaciones de los parámetros
R cuadrado Sig. Constante b1 b2
Lineal ,008 ,590 44,446 ,187
Logarítmica ,005 ,671 39,979 2,758
Cuadrático ,024 ,663 60,464 -1,525 ,043
Exponencial ,006 ,661 43,739 ,004
La variable independiente es Torque.
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El coeficiente de determinación más alto, el cual indica el modelo que mayor se ajusta a la
nube de puntos, es el cuadrático, aunque en sí la correlación de las variables es débil. Este
es el mejor modelo y el que debe ser seleccionado para proponer la ecuación.
126
Gráfico 4.41. Modelos de Regresión entre ROP y Torque
Fuente: Software SPSS
Como se puede observar, la nube de puntos del gráfico de dispersión 4.41., tiene lo valores
muy expandidos a través del diagrama. Como se ha explicado el ROP depende también de
los otros parámetros, razón por la cual la correlación de los mismos es incierta ya que los
puntos no presentan una tendencia clara.
El gráfico de dispersión presenta una tendencia positiva, es decir al aumentar el torque
aumenta la tasa de penetración.
La tendencia de la nube de puntos se ajusta a un modelo cuadrático.
La ecuación propuesta con el modelo cuadrático para los casos analizados que relaciona las
dos variables queda de la siguiente manera:
Ecuación cuadrática general:
Los resultados obtenidos en la tabla 4.42se reemplazan en la ecuación.
(Ec. 2)
127
4.3.3. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y la velocidad de rotación
(RPM)
Se puede decir que la velocidad de rotación de la sarta de perforación depende de la dureza
de la formación para un efectivo ROP. En teoría se conoce que altos RPM son efectivos en
formaciones blandas, existiendo una relación lineal y por el contrario un RPM bajo es más
eficiente para formaciones duras, existiendo una relación con tendencia exponencial.
En el Gráfico 4.42. se muestra la distribución de los valores de ROP y RPM, siendo ROP la
variable dependiente colocada en el eje Y, mientras el RPM es la variable independiente
colocada en el eje X.
Gráfico 4.42. Diagrama de dispersión entre ROP y RPM
Fuente: Software SPSS
Se observa que la nube de puntos aparentemente no presenta relación alguna, esto es debido
a que el resto de parámetros de estudio se consideran constantes, sin embargo, es posible
obtener una relación que mejor se ajuste entre el ROP y RPM.
Utilizando el coeficiente de correlación de Pearson para dos variables, se tiene una idea de la
relación que existe entre el ROP y RPM, la cual se muestra en la tabla 4.43.
128
Tabla 4.43.Coeficiente de correlación entre ROP y RPM
Correlaciones
Tasa de
Penetración
Velocidad de
rotación
Tasa de Penetración Correlación de Pearson 1 -,136
Sig. (bilateral) ,423
N 37 37
Velocidad de rotación Correlación de Pearson -,136 1
Sig. (bilateral) ,423
N 37 37
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El coeficiente de correlación entre el ROP y RPM es -0.136, el cual es un valor de
correlación bastante bajo que indica una relación muy débil para las 2 variables. Al ser este
factor negativo se dice que la relación entre las variables es inversa al aumentar el RPM, el
ROP disminuye y viceversa.
Determinación del modelo de correlación entre el ROP y RPM
Para determinar el ajuste más apropiado se analizarán los modelos lineal, logarítmico,
cuadrático, exponencial y del análisis de estos modelos, se seleccionará el que más se ajuste
a los parámetros y del modelo de ajuste seleccionado se propondrá una ecuación que
relacione las 2 variables.
La tabla 4.44. indica los modelos con sus respectivos parámetros y valores para estructurar
las ecuaciones de regresión entre el ROP y RPM.
129
Tabla 4.44.Modelos de regresión entre ROP y RPM
Resumen del modelo y estimaciones de los parámetros
Variable dependiente: Tasa de Penetración
Ecuación
Resumen del modelo Estimaciones de los parámetros
R cuadrado Sig. Constante b1 b2
Lineal ,018 ,423 58,485 -,051
Logarítmica ,011 ,542 90,119 -7,931
Cuadrático ,080 ,241 -25,104 ,761 -,002
Exponencial ,020 ,401 60,261 -,001
La variable independiente es Velocidad de rotación.
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Basándose en el factor R cuadrado, que representa el coeficiente de determinación y el
porcentaje de cuanto cambia una variable cuando lo hace la otra, se observa que los 4
modelos indican una débil relación entre el ROP y RPM, sin embargo el modelo de regresión
cuadrático presenta el valor más alto de R cuadrado y por consiguiente será el que mejor
relacione las 2 variables.
La representación gráfica de los modelos de regresión entre el ROP y RPM se muestra a
continuación en el Gráfico 4.43.
130
Gráfico 4.43. Modelos de Regresión entre ROP y RPM
Fuente: Software SPSS
A pesar de ser una correlación débil se puede proponer una ecuación con el modelo que
mejor se ajustó para los casos analizados, en este caso el ajuste cuadrático, relacionando así
el ROP con el RPM quedando la ecuación de la siguiente manera:
Ecuación cuadrática general:
Reemplazando los valores obtenidos en la tabla 4.44 en la ecuación general, la ecuación
resultante queda de la siguiente manera:
(Ec. 3)
Con esta ecuación queda establecida la correlación entre el ROP y el RPM.
4.3.4. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el peso de fluido
La tasa de penetración en la perforación de un pozo depende del peso del fluido de
perforación debido a la presión diferencial que puede existir entre la formación y el fluido,
131
por eso se debe seleccionar correctamente el peso del fluido para que no existan
inconvenientes al momento de realizar la perforación.
En el Gráfico 4.44. se muestra la distribución de los valores de ROP y el Peso de fluido,
siendo ROP la variable dependiente colocada en el eje Y, mientras el Peso de fluido es la
variable independiente colocada en el eje X.
Gráfico 4.44. Diagrama de dispersión entre ROP y Peso de fluido
Fuente: Software SPSS
Se observa que la nube de puntos se encuentra distribuida de una forma irregular con valores
muy cercanos. Esto se debe por el peso del fluido que no varía mucho, mientras la tasa de
penetración cambia. Luego de determinar los modelos de regresión se apreciara mejor la
tendencia y relación de estas 2 variables.
En la tabla 4.45. se muestra el coeficiente de correlación de Pearson para dos variables,
donde se obtendrá la tendencia que relaciona al ROP con el peso de fluido de perforación.
132
Tabla 4.45.Coeficiente de correlación entre ROP y Peso del fluido
Correlaciones
Tasa de
Penetración Peso del Fluido
Tasa de Penetración Correlación de Pearson 1 ,126
Sig. (bilateral) ,456
N 37 37
Peso del Fluido Correlación de Pearson ,126 1
Sig. (bilateral) ,456
N 37 37
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El coeficiente de correlación entre el ROP y Peso de Fluido es 0.126, es un valor bajo que
indica una correlación débil para las 2 variables. Por otro lado, este valor es positivo lo que
indica que existe relación directa entre el ROP y el Peso de Fluido. Siendo así, al aumentar
el Peso del Fluido en la perforación, aumentara la tasa de penetración.
Determinación del modelo de correlación entre el ROP y Peso del Fluido
Para determinar el ajuste más apropiado se analizarán los modelos lineal, logarítmico,
cuadrático, exponencial y del análisis de estos modelos se seleccionará el que más se ajuste a
los parámetros y del modelo de ajuste seleccionado se propondrá una ecuación que relacione
las 2 variables.
La tabla 4.46. indica los modelos con sus respectivos parámetros y valores para estructurar
las ecuaciones de regresión entre el ROP y Peso del Fluido.
Tabla 4.46.Modelos de regresión entre ROP y Peso del Fluido
Resumen del modelo y estimaciones de los parámetros
Variable dependiente: Tasa de Penetración
Ecuación
Resumen del modelo Estimaciones de los parámetros
R cuadrado Sig. Constante b1 b2
Lineal ,016 ,456 -15,143 6,424
Logarítmica ,017 ,448 -99,248 64,436
Cuadrático ,026 ,641 -1129,802 232,293 -11,437
Exponencial ,020 ,409 9,316 ,164
La variable independiente es Peso del Fluido.
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Basándose en el factor R cuadrado, que representa el coeficiente de determinación y el
porcentaje de cuanto cambia una variable cuando lo hace la otra, los modelos expuestos en la
133
tabla indican que existe poca relación entre las variables ROP y Peso del fluido.
Comparando entre los 4 modelos, el modelo de regresión cuadrático presenta el valor más
alto de R cuadrado y por consiguiente será el que mejor se ajusta para relacionar las
variables.
La representación gráfica de los modelos de regresión entre el ROP y Peso del Fluido se
muestra a continuación en el Gráfico 4.45.
Gráfico 4.45. Modelos de Regresión entre ROP y Peso del fluido
Fuente: Software SPSS
Finalmente una vez escogido el modelo cuadrático de regresión, siendo este el que más se
ajusta y relaciona las variables ROP y Peso del fluido, se ha planteado la ecuación que
relaciona estas 2 variables, lo que se muestra a continuación:
Ecuación cuadrática general:
Reemplazando los valores obtenidos en la tabla 4.46 en la ecuación general, la ecuación
resultante queda de la siguiente manera:
(Ec. 4)
134
Con esta ecuación queda establecida la correlación entre el ROP y el Peso del fluido de
perforación.
4.3.5. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y el caudal de fluido
Para una eficiente operación, que es reflejada en la tasa de penetración (ROP), el caudal de
fluido de perforación (GPM) necesario depende de varios factores como la limpieza de
ripios, presión máxima permitida, entre otras, lo que limita el caudal de fluido a utilizarse
mediante criterios técnicos.
Teóricamente, si existe mayor flujo de lodo en la perforación, existirá mejor limpieza y la
tasa de penetración aumentara, pero en la práctica este comportamiento puede variar debido
a que el ROP no depende exclusivamente del Caudal de Fluido.
En el Gráfico 4.46 se muestra la distribución de los valores de ROP y el Caudal de Fluido,
siendo ROP la variable dependiente colocada en el eje Y, mientras el Caudal de Fluido es la
variable independiente colocada en el eje X.
Gráfico 4.46. Diagrama de dispersión entre ROP y Caudal de fluido
Fuente: Software SPSS
135
El Gráfico indica una distribución de puntos dispersa, pero se puede apreciar que los puntos
siguen una tendencia, existiendo también valores más alejados.
En la tabla 4.47. se muestra el coeficiente de correlación de Pearson para dos variables,
donde se obtendrá la tendencia que relaciona al ROP con el caudal de fluido de perforación.
Tabla 4.47.Coeficiente de correlación entre ROP y Caudal de fluido
Correlaciones
Tasa de
Penetración
Caudal de
Fluido
Tasa de Penetración Correlación de Pearson 1 -,255
Sig. (bilateral) ,128
N 37 37
Caudal de Fluido Correlación de Pearson -,255 1
Sig. (bilateral) ,128
N 37 37
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El coeficiente de correlación entre el ROP y Caudal de Fluido -0.255, indican una
correlación débil entre las variables y a su vez el signo negativo da una idea de que existe
una relación inversa entre la tasa de penetración y el caudal de fluido, pudiendo decirse así
que a mayor caudal de fluido se obtendrá menor tasa de penetración y viceversa.
Determinación del modelo de correlación entre el ROP y Caudal de Fluido
Para determinar el ajuste más apropiado se analizarán los modelos lineal, logarítmico,
cuadrático, exponencial y del análisis de estos modelos se seleccionará el que más se ajuste a
los parámetros y del modelo de ajuste seleccionado se propondrá una ecuación que relacione
las 2 variables.
La tabla 4.48. indica los modelos con sus respectivos parámetros y valores para estructurar
las ecuaciones de regresión entre el ROP y Caudal de Fluido.
136
Tabla 4.48.Modelos de regresión entre ROP y Caudal de Fluido
Resumen del modelo y estimaciones de los parámetros
Variable dependiente: Tasa de Penetración
Ecuación
Resumen del modelo Estimaciones de los parámetros
R cuadrado Sig. Constante b1 b2
Lineal ,0649 ,128 72,613 -,054
Logarítmica ,063 ,134 201,119 -25,066
Cuadrático ,0654 ,317 57,694 ,009 -6,733E-5
Exponencial ,052 ,174 77,826 -,001
La variable independiente es Caudal de Fluido.
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Basándose en el factor R cuadrado, que representa el coeficiente de determinación y el
porcentaje de cuanto cambia una variable cuando lo hace la otra, el resultado de este valor en
la tabla indica una baja relación entre ROP y Caudal del fluido. Al comparar los 4 modelos
se tiene que la regresión cuadrática presenta el coeficiente mayor aunque casi similar al
modelo lineal.
La representación gráfica de los modelos de regresión entre el ROP y Caudal de Fluido se
muestra a continuación en el Gráfico 4.47.
137
Gráfico 4.47. Modelos de Regresión entre ROP y Caudal de fluido
Fuente: Software SPSS
Se observa en la gráfica que los 4 modelos tienen una tendencia similar pero
matemáticamente el modelo de regresión cuadrático es el que mejor se ajusta para la relación
entre el ROP y el Caudal de Fluido (GPM), asimismo se ha planteado la ecuación que
relaciona dichas variables partiendo de la ecuación general cuadrática que se muestra a
continuación:
Ecuación cuadrática general:
Reemplazando los valores obtenidos en la tabla 4.48. en la ecuación general, la ecuación
resultante queda de la siguiente manera:
(Ec. 5)
Con esta ecuación queda establecida la correlación entre el ROP y el Caudal de fluido de
perforación.
138
4.3.6. Correlación entre la tasa de penetración (ROP) y la presión del fluido en
superficie
La presión del fluido en superficie combinado con el caudal y el peso deben ser propuestos
para que permitan una limpieza en el pozo y también para que proporcionen una potencia a
la broca, la cual ayudará a la eficiencia en la perforación obteniendo un aumento de la tasa
de penetración, si las condiciones de operación del fluido son las adecuadas.
Mediante los valores recolectados en las matrices se procede a realizar el análisis
correlacional.
Para observar la tendencia del comportamiento de los parámetros que están siendo
analizados se realiza el gráfico de dispersión 4.48.
En el eje Y se representa la variable dependiente que es la tasa de penetración (ROP), la cual
varia al cambiar algún parámetro que la afecte y en el eje X se coloca la variable
independiente que es la presión en superficie, la cual puede ser cambiada
independientemente.
Gráfico 4.48. Diagrama de dispersión entre ROP y Presión en superficie
Fuente: Software SPSS
139
La nube de puntos representada en el gráfico muestra una tendencia negativa, es decir al
disminuir la presión en superficie aumenta la tasa de penetración. Cabe destacar que la
presión en superficie depende también del peso del fluido utilizado y del caudal de las
bombas en superficie.
Tabla 4.49.Coeficiente de correlación entre ROP y Presión en superficie
Correlaciones
ROP Presión
ROP Correlación de Pearson 1 -,319
Sig. (bilateral) ,054
N 37 37
Presión Correlación de Pearson -,319 1
Sig. (bilateral) ,054
N 37 37
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
El coeficiente de correlación es de -0.319, que representa una relación media entre los
parámetros analizados. El signo negativo indica una relación inversa entre los parámetros, es
decir al disminuir la presión en superficie el ROP tiende a aumentar.
Determinación del modelo de correlación entre el ROP y Presión de fluido en superficie
Para estimar el modelo de ajuste más apropiado mediante regresión se realiza una estimación
curvilínea utilizando el programa. Los valores y parámetros de ajuste entre las 2 variables es
representada en la tabla 4.50.
Tabla 4.50.Modelos de regresión entre ROP y Presión en superficie
Resumen del modelo y estimaciones de los parámetros
Variable dependiente: ROP
Ecuación
Resumen del modelo Estimaciones de los parámetros
R cuadrado Sig. Constante b1 b2
Lineal ,102 ,054 65,770 -,008
Logarítmica ,116 ,039 210,178 -20,957
Cuadrático ,129 ,096 104,412 -,038 5,567E-6
Exponencial ,106 ,049 71,031 ,000
La variable independiente es: Presión.
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
140
R cuadrado indica el grado de correlación de los parámetros analizados, en este caso el
modelo cuadrático se ajusta de mejor forma a la nube de puntos de los datos. La correlación
de los parámetros es media y supera ligeramente a los demás modelos.
Gráfico 4.49. Modelos de Regresión entre ROP y Presión en superficie
Fuente: Software SPSS
La mayoría de puntos en el gráfico 4.49. se encuentran agrupados en la parte superior
izquierda, la tendencia de la nube de puntos es negativa, lo que significa que al disminuir la
presión en superficie la tasa de penetración aumenta.
La tendencia de la nube de puntos se ajusta a un modelo cuadrático.
La ecuación propuesta con el modelo cuadrático para los casos analizados, la cual relaciona
las dos variables queda de la siguiente manera:
Ecuación cuadrática general:
Se reemplazan los resultados obtenidos en la sección estimación de los parámetros de la
tabla 4.50. en la ecuación.
141
(Ec.6)
4.4. MODELO GENERAL CORRELACIONAL
Para relacionar en un modelo general, la correlación entre la tasa de penetración (ROP) y los
parámetros de perforación analizados, con la ayuda del software SPSS se utiliza la
herramienta de regresión lineal múltiple, que es el modelo de regresión multivariable
comúnmente más utilizado. Este modelo de regresión permite proponer una ecuación lineal
que relaciona todas las variables en estudio, la cual puede ser visualizada en la tabla 4.51.
Tabla 4.51.Modelo de regresión lineal múltiple entre el ROP y los parámetros de
perforación.
Coeficientesa
Modelo
Coeficientes no
estandarizados
Coeficientes
tipificados
Sig. B Beta
1 (Constante) -3,628 ,968
Peso sobre la broca ,560 ,158 ,380
Torque ,099 ,049 ,781
Velocidad de rotación -,002 -,004 ,982
Peso del Fluido 6,643 ,131 ,468
Caudal de Fluido -,022 -,101 ,613
Presión en Superficie -,006 -,261 ,260
a. Variable dependiente: Tasa de Penetración
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Tomando los coeficientes no estandarizados B, se deduce la ecuación general de regresión
lineal, quedando expresada de la siguiente manera:
Ecuación general de regresión lineal múltiple:
Ecuación de regresión lineal entre la tasa de penetración y los parámetros de perforación:
(Ec. 7)
142
Para conocer las variables que más inciden en el cambio de la tasa de penetración se utiliza
el coeficiente tipificado Beta para obtener la ecuación de regresión estandarizada con las
variables en una misma dimensión para poder ser comparadas.
Esta ecuación indica que el Peso Sobre la Broca es el parámetro que mayor afecta en
relación directa con la tasa de penetración, mientras la Presión en Superficie es el parámetro
que mayor afecta en relación inversa con la tasa de penetración.
Para validar la ecuación general propuesta (Ec. 7), se reemplazan en la misma los valores de
los parámetros de perforación obtenidos de las matrices de recolección de datos, para de esta
forma comparar la tasa de penetración con la que se perforó el pozo y la tasa de penetración
calculada mediante la ecuación. Con el fin de encontrar un error porcentual promedio se
excluyeron los valores atípicos, que es una práctica recomendable en los análisis estadísticos,
como se puede apreciar en la Tabla 4.52.
143
Tabla 4.52. Cuadro comparativo entre el ROP real y ROP calculado
ROP ROP calculado
Error
ft/h ft/h %
50,56 50,0375 1,03
46,91 47,3307 0,90
45,89 55,2779 20,46
64,17 50,8962 20,69
58,16 45,2116 22,26
48,76 46,9369 3,74
55,23 49,7814 9,87
64,29 51,5197 19,86
62,35 50,5169 18,98
48,62 40,9879 15,70
41,32 33,8604 18,05
39,13 45,0179 15,05
51,75 52,0877 0,65
42,75 49,1954 15,08
58,4 46,7734 19,91
46,13 48,5923 5,34
45,95 47,7474 3,91
50,12 53,7101 7,16
44,26 47,60575 7,56
58,33 54,2311 7,03
54,58 52,208 4,35
56,22 50,16325 10,77
51,42 49,4001 3,93
47,84 48,8197 2,05
48,53 44,5937 8,11
38,04 44,2951 16,44
70,85 50,46985 28,77
59,85 49,7674 16,85
44,47 45,4361 2,17
38,54 48,0806 24,76
45,57 50,8344 11,55
Promedio 11.71
En esta tabla se muestran las tasas de penetración reales de la muestra de pozos y las tasas de
penetración calculadas con el modelo de regresión lineal multivariable. El error promedio es
11.71%, esto indica que la ecuación planteada es bastante buena para la estimación de tasas
de penetración en la sección de 8 ½ pulgadas en el Campo Sacha.
144
4.5. PROPUESTA DE VALORES TEÓRICOS PARA OPTIMIZAR LOS
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS
Utilizando los valores promedios de los parámetros de perforación de la muestra de pozos,
que se muestran en la Tabla 4.53., y utilizando la ecuación 7 se determina la tasa de
penetración promedio en función de dichos parámetros.
Tabla 4.53.Promedio de los parámetros de perforación
Estadísticos
Peso sobre la
broca (Klb)
Torque
(Klb-ft)
Velocidad de
rotación (RPM)
Peso del Fluido
(PPG)
Caudal de
Fluido (GPM)
Presión en
Superficie (psi)
N Válidos 37 37 37 37 37 37
Perdidos 0 0 0 0 0 0
Media 16,1351 19,2811 203,19 9,8365 451,32 2325,41
Fuente: Software SPSS
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Ecuación 7
Reemplazando los valores promedios en la ecuación 7
Para optimizar los parámetros de perforación se tomara en cuenta el valor de la tasa de
penetración más alta de intervalo de confianza al 95% tomado de la tabla 4.32. Dicho valor
es 51.54 ft/h, el cual será reemplazado en los modelos de regresión de cada uno de los
parámetros.
Para Peso sobre la broca
Ecuación 1
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
145
El modelo cuadrático no permite utilizar el valor de 51.54 ft/h para el ROP. En su
lugar se utilizara el modelo exponencial que es el modelo que más se ajusta después
del cuadrático basándose en los resultados de la tabla 4.40.
Ecuación de regresión exponencial:
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
21.19
Para Torque
Ecuación 2
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
T
Para Velocidad de Rotación
Ecuación 3
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
El modelo cuadrático no permite utilizar el valor de 51.54 ft/h para el ROP. En su
lugar se utilizara el modelo exponencial que es el modelo que más se ajusta después
del cuadrático basándose en los resultados de la tabla 4.44.
Ecuación de regresión exponencial:
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
146
Para Peso de Fluido
Ecuación 4
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
El modelo cuadrático no permite utilizar el valor de 51.54 ft/h para el ROP. En su
lugar se utilizara el modelo exponencial que es el modelo que más se ajusta después
del cuadrático basándose en los resultados de la tabla 4.46.
Ecuación de regresión exponencial
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
Para Caudal de Fluido
Ecuación 5
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h
147
Para presión en superficie:
Ecuación 6
Reemplazando ROP = 51.54 ft/h.
=
Finalmente, los valores de los parámetros optimizados se reemplazan en la ecuación general
(Ec. 7):
59.84 ft/h.
La tasa de penetración resultante es de 59.84 ft/h, utilizando los parámetros optimizados que
han sido calculados mediante las ecuaciones propuestas.
Tabla 4.54. Comparación de tasas de penetración
COMPARACIÓN DE TASAS DE PENETRACIÓN
ROP con los parámetros promedio (ft/h) 48.37
ROP con los parámetros optimizados propuestos (ft/h) 59.84
Incremento de eficiencia al optimizar (%) 23.71
Elaborado por: Daniel Andrade, Ricardo Sarango
Como se muestra en la tabla 4.54. el ROP se incrementó en un 23.71%, utilizando los
parámetros optimizados, el incremento de la tasa de penetración permitirá un ahorro en
tiempo y por ende en costos durante las operaciones de perforación en la sección de 8 ½ plg.,
enfocándolo de una forma general para el Campo Sacha.
148
CAPITULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Durante los años 2013 y 2014 han sido perforados 95 pozos en el Campo Sacha. Se
tomó una muestra de 30 pozos direccionales y se realizó el análisis correlacional
entre la tasa de penetración (ROP) y cada uno de los parámetros de perforación
seleccionados (peso sobre la broca (WOB), torque (TQ), velocidad de rotación de la
broca (RPM), peso del fluido de perforación (PF), caudal de fluido de perforación
(GPM) y presión en superficie (PS)), determinándose que existe una correlación
lineal débil que se confirma en el siguiente cuadro.
Relación Correlación
Coeficiente Relación
ROP y WOB 0.217 Directa
ROP y TQ 0.092 Directa
ROP y RPM -0.136 Inversa
ROP y PF 0.126 Directa
ROP y GPM -0.255 Inversa
ROP y PS -0.319 Inversa
A partir del análisis correlacional efectuado, se plantearon modelos de regresión que
mejor se ajustan entre el ROP y los 6 parámetros de perforación considerados. Los
resultados fueron los siguientes:
Relación Regresión
Modelo Ecuación
ROP y WOB Cuadrático
ROP y TQ Cuadrático
ROP y RPM Cuadrático
ROP y PF Cuadrático
ROP y GPM Cuadrático
ROP y PS Cuadrático
Adicionalmente se propuso un modelo general de regresión entre la tasa de
penetración con los 6 parámetros de perforación, mediante el uso de la herramienta
149
de Regresión Lineal Múltiple, dando resultado una sola ecuación lineal que relaciona
todas la variables:
La ecuación presentó un porcentaje de error promedio del 11.7 %, al comparar el
ROP real con el ROP calculado por la ecuación obtenida; lo que demuestra que este
modelo será de gran ayuda para realizar estimaciones de tasa de penetración en la
sección de 8 ½ pulgadas del campo Sacha, contribuyendo así, con una herramienta
importante para el control y fiscalización de las operaciones de perforación.
Mediante el análisis estadístico de la tasa de penetración (ROP) con un intervalo de
confianza del 95% resultante de [44.5 - 51.54], se planteó un ROP teórico de 51.54
ft/h, seleccionando el mayor valor del intervalo de confianza, este fue reemplazado
en las ecuaciones de regresión que relacionan la tasa de penetración con cada uno de
los parámetros de perforación, obteniéndose los siguientes valores:
Peso sobre la broca
(Klb)
Torque (Klb-ft)
Velocidad de rotación
(RPM)
Peso del Fluido (PPG)
Caudal de Fluido (GPM)
Presión en Superficie
(psi)
21.2
28.1
156
10.4
377
1945
Los valores obtenidos representan los parámetros de perforación teóricos
optimizados que se han propuesto para la sección de 8 ½ pulgadas en el Campo
Sacha.
El ROP optimo calculado a partir del modelo de regresión multvariable para la
sección de 8 ½ pulgadas en el Campo Sacha es de 59.84 ft/h, que comparándolo con
el ROP promedio de la muestra de 48.37 ft/h, indica que hubo un incremento en la
eficiencia de la tasa de penetración de 23.71%.
150
5.2. RECOMENDACIONES
Realizar un análisis más profundo para lo cual se requeriría una muestra de datos
mayor, para así obtener resultados más confiables. Adicionalmente, la fuente
utilizada para la investigación como son los reportes finales de perforación, los
reportes de la broca, entre otros, deben ser claros y confiables.
Considerar variables adicionales que afectan a los parámetros de perforación
analizados, tales como litología, presiones de la formación, etc, para fortalecer el
modelo propuesto.
Utilizar los parámetros teóricos optimizados en el presente estudio para un mejor
control y optimización de las operaciones de perforación en la sección de 8 ½
pulgadas en el Campo Sacha.
Considerar el presente estudio como una herramienta de apoyo para fiscalizar las
operaciones de perforación de la sección de 8 ½ pulgadas en el Campo Sacha, mas
no como una ley que siempre se cumplirá.
Se recomienda realizar un análisis de sensibilidad exhaustivo, comparando la tasa de
penetración con los parámetros de perforación, para obtener resultados de mayor
confiabilidad.
151
CAPITULO VI
6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
6.1. BIBLIOGRAFÍA
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero (ARCH). 2014. Reportes finales
de Perforación Campo Sacha.
AIPM, Asociación de Ingenieros Petroleros de México. 2000. “Un siglo de la
Perforación en México. Tomo 4. Barrenas e Hidráulica de Perforación.” México:
Pemex Exploración y Producción
Baby, Rivadeneira, Barragán. 2004. “La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo”.
Ecuador
Calispa Mantilla, Villegas Vélez. “Análisis Técnico Para La Optimización De Los
Parámetros Y Variables De Perforación En La Cuenca Oriente”. Tesis de Ingeniería.
FIGEMPA. 2013.
De la Torre González, “Selección de barrenas por correlación” Tesis de Ingeniería.
UNAM. 2008.
Galindo M. 2006. “Introducción a la Estadística”, Salamanca. Departamento de
estadística
Larry W., Lake. 2006. “Petroleum Engineering Handbook Volume III, Drilling
Engineering”. Editor in Chief
Muñoz Adrian. “Guía básica de perforación direccional con aplicación en un pozo”
Tesis de Ingeniería. UNAM. 2014.
Naranjo, Gabriel. “Análisis de las propiedades mecánicas de los elastómeros de los
motores de fondo durante las operaciones de perforación en la sección 12 ¼” y en
los períodos de almacenamiento”. Tesis de Ingeniería. FIGEMPA 2012
Parra Juan. 2002 “Estadística descriptiva e inferencial I” Colegio de Bachilleres
Romero Arias, Gomez Soto “Estudio de los efectos de la inyección de agua en los
yacimientos “U” y “T” de la formación Napo del campo Sacha” Tesis de Ingeniería.
EPN. 2010.
152
6.2. WEB GRAFÍA
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http://www.spssfree.com/spss/analisis2.html ;
http://www.spssfree.com/spss/analisis1.html
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http://www.uoc.edu/in3/emath/docs/Distrib_Normal.pdf
ARCH. 2013. “Quienes Somos”. http://www.arch.gob.ec/index.php/nuestra-
institucion/quienes-somos.html
Cristian Fernando Heras Salazar. 2013. “Factores que afectan la velocidad de
Perforacion”.http://es.scribd.com/doc/172162616/Factores-Que-Afectan-La-
Velocidad-de-Penetracion-en-Perforacion-Petrolera-1#scribd”
Fer Mugrabi. 2013. “Partes de la Sarta de Perforación”
Gloria, Henry. 2015. “Estadística descriptiva Capítulo I”. Marzo.
http://www.virtual.unal.edu.co/cursos/ciencias/2001065/html/un1/cont_114_14.html
Johan, Carlos. 2009. “Perforación direccional.”
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José Sierra, Luis García. 2003. “Bioestadística” Mayo.
http://nutriserver.com/cursos/Bioestadistica/Bioestadistica.html
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http://www.tuveras.com/estadistica/estadistica02.htm
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http://es.scribd.com/doc/94369752/Brocas-dePerforacion#scribd
Luis Barrios. 2005. “Unidad didáctica estadística. Distribuciones
Unidimensionales.”.
http://recursostic.educacion.es/descartes/web/materiales_didacticos/unidimensional_
lbarrios/pdispersion_est.htm.
Merino Tomás. 2007. “Intervalos de confianza”
http://escuela.med.puc.cl/recursos/recepidem/epianal9.htm
153
CAPITULO VII
7. APÉNDICES Y ANEXOS
ANEXO A: GLOSARIO DE TÉRMINOS
ANEXO A: GLOSARIO DE TÉRMINOS
Azimuth.- Ángulo desde el norte, en dirección de las agujas del reloj, de la desviación del
hoyo.
Barril.- Unidad utilizada en la industria petrolera, para medir el volumen del petróleo y sus
derivados, equivale a 42 galones (US.)
Buzamiento.- Es el ángulo entre el plano de estratificación de la formación y el plano
horizontal medido en un plano perpendicular al rumbo.
Campo.- Es un área geográfica donde hay abundancia de pozos de los que se extrae petróleo
del subsuelo.
Caudal.- Es la cantidad de fluido que avanza en una unidad de tiempo. En la industria
petrolera se utiliza muy comúnmente la unidad de Barriles por día.
Collar flotador.-Dispositivo de acoplamiento especial que se inserta una o dos juntas por
encima de la parte inferior de la tubería de revestimiento que contiene una válvula de
retención para permitir que el fluido pase hacia abajo pero no hacia arriba a través de la
tubería.
Cortes.- También conocidos como ripios, son fragmentos de roca que son cortados por la
broca de un taladro de perforación y que son sacados a superficie mediante el fluido de
perforación.
Densidad.- Magnitud que representa la masa de una substancia entre el volumen que esta
ocupa. En la industria se utiliza principalmente la medida de peso por galón.
Fluido Klastop.-Aditivo líquido utilizado en la perforación de polímero base y fluidos de
perforación, propiedad de Mi Swaco. Este aditivo inhibe lutitas o arcillas de hidratación y
reduce al mínimo el potencial de embolamiento de las brocas.
154
Formación.- Es un intervalo geológico que se encuentra limitado por un tope y una base,
que cuenta con características geológicas y litológicas predefinidos mediante estudio.
Gravedad API.- Medida estandarizada que indica la calidad del crudo, mientras mayor sea
el valor de gravedad API del crudo, mayor es la calidad y su costo.
Landing collar.-Componente instalado cerca de la parte inferior de la tubería de
revestimiento a donde llega el cemento durante la operación de cementación primaria.
Liner.-Cualquier sarta de revestimiento en la que el extremo superior no se extiende hasta la
superficie sino que se encuentra suspendido desde el interior de la sarta de revestimiento
previa.
Núcleo.- Son muestras cilíndricas de roca, se pueden tomar empujando tubos de acero hacia
adentro de la roca. Para obtener testigos de roca dura se utilizan brocas huecas especiales,
denominados “trépanos saca testigos” o “broca para extracción de núcleos”. A medida que la
broca corta la roca, el testigo llena un tubo dentro de la barra de perforación. Los testigos de
roca se extraen hacia la superficie a intervalos regulares mediante un cable de acero que
corre dentro de la tubería de perforación hueca.
Parada.-Expresión que se utiliza para definir el número de tuberías unidas que se encuentran
en la torre listas para ser utilizadas, en la perforación de pozos una parada equivale a 3
tuberías de perforación juntas.
Perforar deslizando.-Técnica de perforación que permite ir direccionando la sarta sin que la
broca este rotando, de manera que permita crear ángulo o direccionar la sarta de perforación
según el plan del Pozo
Perforar rotando.-Técnica de perforación que permite perforar el hoyo por la energía
proporcionada en la broca al girar contra la formación.
Permeabilidad.- Es la capacidad que tiene la roca de permitir el flujo de fluidos a través de
los poros que se encuentran interconectados.
Pozo de avanzada.-Es el que se perfora con el fin de delimitar un yacimiento parcialmente
desarrollado. Se considera dentro de la clasificación de pozo exploratorio.
Pozo.- Es una obra de ingeniería desarrollada mediante la perforación, con la finalidad de
poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie. Los pozos pueden ser
verticales, direccionales y horizontales, en los cuales se emplean distintos mecanismos y
herramientas para su construcción.
155
Presión de formación.- Es la presión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los
espacios porosos de las rocas en el subsuelo.
Presión Hidrostática.- En la industria petrolera se define como la presión ejercida por una
columna de fluido en el fondo del pozo.
Profundidad medida (MD).-Es la distancia o longitud del hoyo. Representa la distancia de
la trayectoria del pozo o la medición de la tubería en el hoyo. En los pozos verticales
convencionales, esto coincide con la profundidad vertical verdadera, pero en direccionales u
horizontales pozos, especialmente los que utilizan perforación de alcance extendido, los dos
pueden diferir en gran medida.
Profundidad vertical (TVD).-Es la proyección de la profundidad medida en la vertical.
Representa la distancia vertical de cualquier punto del hoyo al sistema de referencia.
Revestimiento.-Tramos de tubería que se cementan dentro del pozo, las cuales varían su
diámetro y número de acuerdo a las diferentes áreas perforadas, las profundidades y las
características productoras del pozo.
Sarta de perforación.- Es la tubería encargada de transmitir la fuerza generada por la mesa
rotaria o el top drive a la broca en el fondo del pozo y que también proporciona un medio
para circular el fluido de perforación.
Top drive.-El Sistema Top Drive es un motor eléctrico o hidráulico que se suspende en
cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación. Esta herramienta se encarga de hacer
rotar la sarta de perforación y el trépano. El sistema de top drive reemplaza las funciones de
una mesa rotaria, permitiendo rotar la sarta de perforación desde el tope, usando una cabeza
de inyección propia, además el sistema se maneja a control remoto desde la consola del
perforador.
Viscosidad.- Es una característica que se refiere a una magnitud física que mide la
resistencia interna del flujo de un fluido.
Zapata.-Componente que se encuentra con frecuencia en el extremo inferior de una sarta de
revestimiento. El dispositivo guía la tubería de revestimiento hacia el centro del pozo y
minimiza los problemas asociados con los golpes contra los resaltos rocosos o los derrumbes
del pozo durante la bajada de la tubería de revestimiento.
157
ANEXO C: CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
ACTIVIDADES
DIC.
2014
ENER.
2015
FEBR.
2015
MARZ.
2015
ABRIL
2015
MAYO
2015
SEMANA 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
CAPITULO I X X
CAPITULO
II
X
X
X
X
X
X
CAPITULO
III
X
X
CAPITULO
IV
X
X
X
X
X
X
CAPITULO
V
X
CAPITULO
VI
X
CAPITULO
VII
X
INFORME
FINAL
X
X
DEFENSA
DE TESIS
X
158
ANEXO D: PRESUPUESTO
RUBRO CANTIDAD VALOR
UNITARIO (USD)
VALOR
TOTAL (USD)
Papel universitario 20 1 20
Certificado de Biblioteca 2 2 4
Certificado de Bodega 2 2 4
Derecho por notas 2 5 10
Empastados 8 20 160
Impresiones 300 0,02 6
CD 6 0,50 3
Transporte 2 80 160
Alimentación 2 50 100
TOTAL 467
159
ANEXO E: SOFTWARE SPSS
Programa SPSS
SPSS es un programa estadístico informático que tiene la capacidad para trabajar con
grandes bases de datos y cuenta con un sencillo interface para la mayoría de los análisis. El
programa consiste en un módulo base y módulos anexos que se han ido actualizando
constantemente con nuevos procedimientos estadísticos. Cada uno de estos módulos se
compra por separado.
El sistema de módulos de SPSS, como los de otros programas (similar al de algunos
lenguajes de programación) provee toda una serie de capacidades adicionales a las existentes
en el sistema base. Algunos de los módulos disponibles son:
Modelos de Regresión
Modelos Avanzados
Reducción de datos: Permite crear variables sintéticas a partir de variables colineales
por medio del Análisis Factorial.
Clasificación: Permite realizar agrupaciones de observaciones o de variables (cluster
analysis) mediante tres algoritmos distintos.
Pruebas no paramétricas: Permite realizar distintas pruebas estadísticas especializadas
en distribuciones no normales.
Tablas: Permite al usuario dar un formato especial a las salidas de los datos para su uso
posterior. Existe una cierta tendencia dentro de los usuarios y de los desarrolladores del
software por dejar de lado el sistema original de TABLES para hacer uso más extensivo
de las llamadas CUSTOM TABLES.
Tendencias
Categorías: Permite realizar análisis multivariados de variables normalmente
categorías. También se pueden usar variables métricas siempre que se realice el proceso
de recodificación adecuado de las mismas.
Análisis Conjunto: Permite realizar el análisis de datos recogidos para este tipo
específico de pruebas estadísticas.
160
Mapas: Permite la representación geográfica de la información contenida en un fichero
(descontinuado para SPSS 16).
Pruebas Exactas: permite realizar pruebas estadísticas en muestras pequeñas.
Análisis de Valores Perdidos: Regresión simple basada en imputaciones sobre los
valores ausentes.
Muestras Complejas: permite trabajar para la creación de muestras estratificadas, por
conglomerados u otros tipos de muestras.
Sample Power (cálculo de tamaños muestrales)
Árboles de Clasificación: Permite formular árboles de clasificación y/o decisión con lo
cual se puede identificar la conformación de grupos y predecir la conducta de sus
miembros.
Validación de Datos: Permite al usuario realizar revisiones lógicas de la información
contenida en un fichero ".sav" y obtener reportes de los valores considerados atípicos.
Es similar al uso de sintaxis o scripts para realizar revisiones de los ficheros. De la
misma forma que estos mecanismos es posterior a la digitalización de los datos.
SPSS Programmability Extension (SPSS 14 en adelante). Permite utilizar el lenguaje de
programación Python para un mejor control de diversos procesos dentro del programa que
hasta ahora eran realizados principalmente mediante scripts (con el lenguaje SAX Basic).
Existe también la posibilidad de usar las tecnologías .NET de Microsoft para hacer uso de las
librerías del SPSS. Aunque algunos usuarios han cuestionado sobre la necesidad de incluir
otros lenguajes, la empresa no tiene esto entre sus objetivos inmediatos.
162
CURRICULUM VITAE
ANDRADE PARREÑO DANIEL RODRIGO
DATOS PERSONALES
NACIONALIDAD: Ecuatoriana
APELLIDOS: Andrade Parreño
NOMBRES: Daniel Rodrigo
CÉDULA DE IDENTIDAD: 171506875-3
FECHA DE NACIMIENTO: 19 de julio de 1989
LUGAR DE NACIMIENTO: Quito
ESTADO CIVIL: Soltero
DIRECCIÓN: Necochea Oe 4 – 69 y Roberto Posso
(Los 2 Puentes)
TELÉFONO: 2- 959-346/2-580-098
CELULAR: 0992807821
CORREO ELECTRÓNICO: [email protected]
LICENCIA DE CONDUCIR: Tipo B
PERFIL:
Soy una persona responsable y perseverante en cualquier circunstancia que se presente tanto
en la vida diaria como laboral, puedo adaptarme rápidamente al entorno y las actividades en
las que soy encomendado, puedo asimilar de una forma efectiva los nuevos conocimientos
que me puedan brindar tanto mis colegas como mis jefes.
Soy capaz de trabajar bajo presión en las situaciones que las ameriten y mi principal objetivo
es aprender y con el tiempo llegar a ser un pilar de apoyo para la empresa.
163
FORMACIÓN ACADÉMICA
Universitarios: Universidad Central del Ecuador
Carrera: Petróleos
Ingeniero (Fecha de defensa 12 de Junio del 2015)
Título en proceso de legalización
Estudios Secundarios: Colegio San Luis Gonzaga
Título: Bachiller en Ciencias especialización Físico Matemático
Estudios Primarios: Pensionado Panamericano
Idioma Extranjero: Inglés
Dominio del idioma hablado: Muy Bueno
Dominio del idioma escrito: Muy Bueno
CURSOS TALLERES DE ESPECIALIZACIÓN
Aprobado 12 niveles de inglés (Básico 1 y 2; Intermedio 1 y 2; Avanzado 1 y 2;
Académico 1, 2,3 y 4; Effective Speaking; Intensive Writing), en el Centro de
Educación Continua (CEC) de la Escuela Politécnica Nacional. Certificado de
suficiencia en el idioma inglés otorgado por el Centro de Educación Continúa.
Charlas “Jornadas técnicas Halliburton 2012”, auspicio Halliburton – ESPN.
Tópicos principales: perforación direccional y multilateral, real time operations,
fluidos de perforación y completación, evaluación de formaciones, cementación de
pozos. (14 al 16 de Marzo del 2012).
“Jornadas Técnicas de Schlumberger”, auspicio SPE – Schlumberger. (Martes, 19
de noviembre del 2013).
“Jornadas Técnicas Baker Hughes”, auspicio SPE – Baker Hughes. Tópicos
principales: fluidos de perforación, brocas de perforación, completación de pozos ,
cementación, sistemas de perforación, geociencias, servicios de Wireline,
optimización de producción, optimización de perforación.(17 al 19 de Diciembre del
2014).
Curso de Estadística con SPSS de la Universidad Central del Ecuador realizado a
partir del 4 de Enero al 7 de Marzo del 2015.
Suficiencia en informática otorgado por la Universidad Central del Ecuador,
duración un mes
Primer seminario Schlumberger – Cementing. Temas tratados: Introducción a la
cementación, materiales, aditivos, Casing Hardware, Equipos de cementación,
Software de cementación, Cementación costa afuera. (Jueves, 16 de Julio del 2015)
164
EXPERIENCIA PROFESIONAL
HALLIBURTON LATIN AMERICA S.A. LLC.
Pasante en el área de W.P. (Wireline and Perforating).
Pasantía realizada del 06 de Agosto al 03 de Septiembre del 2012.
ARCH (AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO)
Elaboración de tesis: Determinación de la correlación existente entre la tasa de penetración
con los parámetros de perforación en la sección de 8 ½ pulgadas de pozos perforados en el
Campo Sacha a partir del año 2013. (Diciembre 2014 – Abril 2015).
REFERENCIAS PERSONALES
Phd. Jose Condor, PhD, PEng.
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleo, y Ambiente
Universidad Central del Ecuador
Teléfono: 0983458723
Andrea Muñoz, Ing. Electrónica en redes
Ing. Preventa.
Netsecure.
Teléfono: 0987388403.
Einstein Barrera, Ingeniero en Petróleos
ARCH
Teléfono: 0995443118
Roberto Robayo, Ingeniero Civil
Constructor Independiente
Teléfono: 0992946314
165
HOJA DE VIDA
INFORMACIÓN PERSONAL
Apellidos y Nombres: Sarango Coello Ricardo Andrés
Fecha de Nacimiento: 1989/04/14 Edad: 26
CI: 1717390551
Estado Civil: Soltero
Dirección Residencial: Diego Vásquez de Cepeda y De los Eucaliptos N66-199
Teléfonos: 2477436 / 0998017136
Correo Electrónico: [email protected]
Provincia: Pichincha
Ciudad: Quito
ESTUDIOS REALIZADOS
Secundarios: ESPECIALIDAD: Físico - Matemático
COLEGIO: Unidad Educativa “Julio María Matovelle”
TITULO: Bachiller en Ciencias Especialidad: Físico
Matemático.
3er. Nivel: CARRERA: Ingeniería en Petróleos
UNIVERSIDAD: Universidad Central del Ecuador
TITULO: Ingeniero de Petróleos
CURSOS REALIZADOS
Horas Nombre del Curso
24 Jornadas Técnicas Halliburton 2012
24 Jornadas Técnicas Baker Hughes 2012
8 Jornada Técnicas Schlumberger 2013
30 UCE Área de Capacitación Informática, Estadística con
SPSS
166
PRACTICAS PREPROFESIONALES Y EXPERIENCIA LABORAL
ARCH (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero)Elaboración de la Tesis:
“Determinación de la correlación existente entre la tasa de penetración y los
parámetros de perforación en la sección de 8 ½ pulgadas de pozos perforados en el
Campo Sacha partir del año 2013”
ARCH (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero)Elaboración de la Tesis:
Practicas pre profesionales
Grupo Aulestia Auz, Departamento de Compras.
IDIOMA LENGUA NATIVA:
Español
LENGUA EXTRANJERA:
Ingles: Universidad Central del Ecuador Centro de idiomas
REFERENCIAS PERSONALES Dr. Jose Condor, PhD 0983458723
Ing. Einstein Barrera 0995443118
Sr. Marcelo Cárdenas 0980288536
Ing. Diana Gallardo 0995703693
Ec. Gabriel Aulestia 0998228921