Cadena de Valor Negocio Regulado (ANH)
E&P
Upstream
Transporte
Refino
Downstream
Como funciona la Industria E&P? Exploración: la búsqueda del gas y/o petróleo Perforación: el momento de la verdad Producción: extracción de recursos Procesamiento de gas: recuperación del GNL
Transporte
Distribución
Antecedentes
Hasta Octubre de 2008, Andina tenia suscrito con Repsol YPF Bolivia S.A., un contrato de administración. A partir de Noviembre de 2008 y en conformidad con el nuevo Acuerdo de Accionistas suscrito entre YPFB y Repsol YPF Bolivia S.A., YPFB Andina S.A. pasa a tener una estructura organizacional propia.
• Composición Accionaria de la empresa :
ACCIONISTA YPFB Repsol YPF Bolivia S.A. Otros Accionistas Minoritarios TOTALES
NO. ACCIONES 6.774.599 6.574.918 90.003 13.439.520
% 50,41% 48,92% 0,67% 100%
Producción de Gas Natural YPFB Andina S.A. se ha consolidado como el principal productor de Gas en Bolivia, registrando una participación promedio mayor al 39%, sobre la producción total de Bolivia.
- Fuente: En base a porcentaje de participación de cada compañía, fuente Boletín mensual YPFB
Se considera la participación de YPFB Andina S.A. (50%) en los campos San Alberto y San Antonio.
Producción Condensado y Gasolina Natural YPFB Andina S.A. es el principal productor de crudo, condensado y gasolina en Bolivia, con una participación promedio mayor al 32%, sobre la producción Nacional.
- En base a porcentaje de participación de cada compañía, fuente Boletín mensual YPFB
Principales Activos Andina S.A. tiene: Un área de explotación de: • 1.110 Km2 en campos operados • 550 Km2 en campos no operados Además de 3.460 Km2 en exploración*.
SAL, SAN (50%)
* El 96% del área de exploración se encuentra en fuerza mayor.
Area Norte Ubicación Geográfica
Area Norte BOLIVIA LOS PENOCOS CASCABEL
PATUJU YAPACANI
SARABOOMERANG
OCEANO PACIFICO
PALACIOS ENCONADA VIBORA SIRARI
AREAS DE OPERACIÓN YPFB ANDINA S.A.
COCHABAMBA
ARGENTINA
SANTA CRUZ DE LA SIERRA LA PEÑA-TUNDY
GRIGOTÁ
RIO GRANDE
Area Centro Ubicación Geográfica
LOS PENOCOS CASCABEL
PATUJU YAPACANI
SARAArea Centro BOOMERANG PALACIOS
ENCONADA
BOLIVIA
VIBORA
SANTA CRUZ DE LA SIERRA LA PEÑA-TUNDY
GRIGOTÁ
OCEANO PACIFICO
COCHABAMBA
SIRARI
RIO GRANDE
ARGENTINA
AREAS DE OPERACIÓN YPFB ANDINA S.A.
CAMIRI CUMANDAIRENDA
CHARAGUA ITATIQUI
GUAIRUY
SANTA CRUZ CHUQUISACA
VIBORA SIRARI
COCHABAMBA
Area Sur Ubicación Geográfica
SANTA CRUZ DE LA SIERRA LA PEÑA-TUNDY
GRIGOTÁ
RIO GRANDE
Area Sur
BOLIVIA CAMIRI CUMANDAIRENDA
CHARAGUA ITATIQUI
GUAIRUY
OCEANO PACIFICO
SANTA CRUZ CHUQUISACA
ARGENTINA
TARIJA
CASTELLÓN
AREAS DE OPERACIÓN YPFB ANDINA S.A.
CAMBARI
Otros Activos Planta Absorción Produce 260 toneladas diarias de GLP (aprox. 60ton a través de los campos de Andina y 200ton por el Lazo sur), representa el 25% del consumo nacional de GLP. Andina participa en el 100%.
Transierra S.A. Gasoducto que une los campos del sur con la planta de compresión. Tiene una longitud de 432 Km. y un diámetro de 32 pulgadas. La inversión fue superior a 400 Millones de dólares. Tiene una capacidad actual de 17,6 Mm3 día, esta capacidad es ampliable hasta 34 Mm3 día. YPFB Andina participa en el 44.5%
Planta Compresión Comprime la totalidad del gas que se exporta a Brasil. Tiene una capacidad contratada de 34 Mm3 día. La inversión en la planta fue aprox. 50 Millones dólares. YPFB Andina participa en el 50%.
CICLO PRODUCTIVO
PERFORACION
EXPLOTACION PETROLERA
EXPLORACION PETROLERA PRODUCCION
11
Exploración
SISTEMA PETROLERO
Perforación
PERFORACIÓN El área escogida para perforar es producto de los estudios geológicos y/o geofísicos hechos anticipadamente. La intención primordial de estos estudios es evaluar las excelentes, buenas, regulares o negativas perspectivas de la existencia de nuevos campos petrolíferos comerciales.
INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS
CONCEPTOS BASICOS EN LA INGENIERIA DE CONSTRUCCION DE POZOS
PERFORACION DE POZOS Parte aislada de un proceso
CONSTRUCCION DE POZOS Parte integrada en un proceso
INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS Integración de las principales áreas como estructura geológica subsuperficial, construcción de pozos , facilidades y MASC en la dirección de procesos del proyecto
ESTRUCTURA GEOLOGICA
WCM = Gerenciamiento de la construcción de pozos
MASC
FACILIDADES
W C M
INGENIERIA DE LA CONSTRUCCION DE POZOS
VISUALIZACION
WCM
FASE I DISEÑO BASICO DEL POZO Generación de diferentes opciones de pozo
CONCEPTUALIZACION
FASE II INGENIERIA BASICA Obtención de la ingeniaría básica testigos y Diseño de la completación, Análisis de riesgo y las acciones de mitigación
DEFINICION
FASE III INGENIERIA DE DETALLE Obtención del diseño definitivo del pozo y el plan final de operaciones.
EJECUCION
WCP Ciclo de planificación ETAPA I Bases de diseño Visualización de varias opciones conceptuales de pozo con un costo aproximado (N5) a través de un proceso de análisis de factibilidad.
ETAPA II Ingeniería Básica de Pozo Obtener el Diseño del Pozo mas conveniente y definir en función de este la información necesaria para licitar los servicios y materiales críticos.
ETAPA III Ingeniería de detalle (Programa de Pozo) Obtener el Diseño Definitivo de Pozo y desarrollar un procedimiento detallado paso a paso de la construcción de mismo y dotar en tiempo y forma con los recursos necesarios para iniciar la etapa de ejecución.
Ingeniería de Construcción de pozos Perforación del Subandino - Aplicación
Etapa I INTRODUCCION Coordenadas en Superficie Coordenadas del target Pozos Offset Locación Infraestructura Aspecto legal
SUBSUPERFICIAL •Prognosis Geológica •Coordenadas del targets y Tolerancia •Análisis de los Pozos Offset. •Presiones de Formación y Fractura •Gradientes de temperatura
DISEÑO PRELIMINAR •Prof. de asentamiento de cañerías •Opciones de diseño •Selección de opciones •Trayectoria del pozo •Curva Profundidad vs. tiempo •Valoración de sección de Riesgos •Estimación de Costos
Ubicación Geográfica del pozo
Ubicación geográfica SRR-X1
PROSPECTO SARARENDA - X1 (SRR-X1)
*
Pozos de correlación
SRR-X1
Prognosis del Pozo
Prognosis Sararenda X1 (kb 1200 msnm) Formaciones
MD
Fm. Tupambi
TVDSS
SRR-X1 % de error
DIPS
0
-1200
Fm Iquiri
280
-920
.+ - 0,5%
0 - 10 E
Fm. Los Monos
960
-240
.+ - 0,5%
10 - 40 E
F. Fm. Los Monos
1630
430
.+ -1%
0 - 20 E
Emsiano
2490
1290
.+ -1%
0 - 10 W
Falla Mandiyuti/ (Fm. Chorro ?)
2640
1440
.+ -1%
20 - 30 W
Fm Tupambi
2660
1460
.+ -3%
0-5E
Fm Iquiri
3010
1810
.+ -3%
5 - 10 E
Fm. Los Monos
3520
2324
.+ -3%
10 - 20 E
F. Fm. Los Monos
4200
3000
.+ -3%
10-20 E
Emsiano Bloque Bajo
4315
3115
.+ -3%
10-20 E
Fm. Huamampampa
4520
3320
.+ - 5%
15 -20 E
Fm Icla
4800
3600
Prof Final
4800
3600
Puntos de decisión
5 - 10 E
Objetivo Geológico
Corte Estructural
Fm. Iquiri
Fm. Los Monos
Fm. Huamampampa
Perforación del Subandino curva tiempo vs. Profundidad Pozos offset 70% de los pozos tienen sidetrack 0
DRILLING CURVE North Argentina-South Bolivia
1000
Depth ( m )
2000
3000
Margarita X-1 MAXUS - PARKER Tigre X-1 PLUSPETROL - PRIDE San Alberto X-10 PETROBRAS - H&P 123 San Pedrito X-1 YPF - PARKER San Antonio X-1 YPF - PARKER Aguarague XP-1 TECPETROL - PARKER San Pedrito X-2 PAN AMERICAN - H&P 174 Itaú X-1 TOTAL - PARKER Macueta 1002 BRIDAS - RC Cerro Tuyunti X-1 PAN AMERICAN - H&P 177 San Alberto X-11 PETROBRAS - H&P 123 Sabalo X-1 - PETROBRAS - BRASOIL Margarita X-2 MAXUS - PARKER Margarita X-3 - MAXUS - PARKER Aguarague 1001 - TECPETROL - PRIDE 310 San Alberto X-12 - PETROBRAS - PARKER 221 'Macueta 1001-Bis PAE- H&P177' San Pedrito e-3 PAN AMERICAN - H&P 174 Itau X-2 - TOTAL - PARKER 256 San Alberto - 13 - PETROBRAS - H&P 123 San Pedrito e4 - PAE - H&P 174 SABALO X2 SABALO X3 SABALO-X4 MGR 4
4000
5000
6000
0
100
200
300
400
500
600
DISEÑO DE POZO - Presiones
280
Carbonif.
Estratigrafia md
0
2
4
6
0 Tupambi 200 400 Iquiri 600
S s , S SiltSt one Mica ceos shale
500
800 960
1000
1000
F1
1200
1600
1630 1800 F2
2000
1500
S i l t s t o
10 12 14 16 18 20 22
Dada la cercanía del pozo Guairuy-24 se tomará este como referencia de las presiones porales y gradientes de fractura hasta la formación Iquiri por debajo de la falla Mandiyuti. Por debajo de este Reservorio se tomará como referencia a los campos Margarita y Cuevo
Para los gradientes de fractura utilizaron los valores de LOT :
1400 Los Monos
8
2000
2200
se
Profundidad
LOT (ppg)
854
18,83
1894
20,49
2400
2500
2490
2660
3010
Falla Mandiyuti
Tupambi
MD
Devonico
2600 2640
2800 3000
Iquiri
3200
Ss , Sil
3000
3400
3500
3600
3520
3800
FG EMW
4000
4000 Los Monos 4200
F3
4200
4315
4400
4520
4600 Huamampampa 4800
Sil ty sh al e
4500
4800 5000 Icla
5000
5200 Santa Rosa
5400
Tarabuco
5500 TD: 4800mMD
5500
PP
Sección Inferior Para esta sección no se encuentran pozos cercanos en el mismo lineamiento (menos de 20 Km.) considerándose esta sección como exploratoria. Dado este hecho se ha tomado como presiones porales de Huamampampa para el diseño las de Margarita y Cuevo. De acuerdo a la ultima información del pozo CVW-X2 se tiene presión de formación 11.66ppg y presión de fractura de 16.5ppg para la formación HMP.
DISEÑO DE POZO – Asentamiento cañerías
DISEÑO DE POZO - Escenarios OPCIONES DE DISEÑO SIN CONTINGENCIA Opción II II Opción
Opción I I Opción 30”30” Casing Casing
Tupambi Tupambi
30” Casing 30” Casing
200200 400400 Iquiri Iquiri 600600
Tope Los Monos
26”26” Hole Hole
26” Hole 26” Hole
800800 1000 1000
20”20” Casing Casing 1000m 1000m
20” Casing 20” Casing 1000m 1000m
1200 1200 Los Monos Los Monos
1400 1400 1600 1600
F1 F1 1800 1800
17 17 1/2” Hole 1/2” Hole
17 1/2” HoleHole 17 1/2”
2000 2000 2200 2200 2400 2400
Tope Tupambi
F2 F2
Falla Mandiyuti
2600 2600 Falla Mandiyuti Falla Mandiyuti
Tupambi Tupambi
3000 3000 Iquiri Iquiri
13 13 3/8” Casing 3/8” Casing 2650m 2650m
2800 2800
3200 3200 3400 3400 3600 3600
Tope Los Monos II
9 7/8 x 14 1/4” Hole 9 7/8 x 14 1/4” Hole
11 11 3/4” Liner 3/4” Liner 3600m 3600m
13 3/8” Casing 13 3/8” Casing 2650m 2650m
12 1/4” HoleHole 12 1/4”
9 5/8” Liner 9 5/8” Liner 3600m 3600m
3800 3800 4000 4000 Los Monos Los Monos F3 F3
4200 4200 4400 4400 4600 4600
Tope Huamampampa
8 ½”8Hole ½” Hole
8 1/2 x 12 1/4” Hole 8 1/2 x 12 1/4” Hole
9 5/8” Casing 9 5/8” Casing 4500m 4500m
7” Liner 7” Liner 4500m 4500m
Huamampampa Huamampampa 4800 4800 5000 5000 IclaIcla 5200 5200
8 ½” Hopen Hole 8 ½” Hopen Hole
6” Hopen HoleHole 6” Hopen
Diseño de pozo escenarios contingencias OPCIONES DE DISEÑO CON CONTINGENCIA Opción Contingencia I
Zona incertidumbre 30” Casing
Tupambi
30” Casing
200
Si la formación Los Monos, presenta problemas de inestabilidad ó posible fallas secundarias el cual no permite continuar con la perforación normal, se ensanchara a 18.1/2” y se bajara un liner de 16”.
400 Iquiri 600
26” Hole
26” Hole
800 1000
20” Casing 1000m
20” Casing 1000m
1200 Los Monos
1400
18 1/2” Hole
Zona de incertidumbre
1600 F1 1800
16” Casing 2000m
17 1/2” Hole
2000
Si gradiente de presión es superior a 14.5lpg, se podría seguir profundizando hasta atravesar la formación Tupambi II
2200
14 ¾ x 17” Hole 2400 F2 2600 Falla Mandiyuti
Tupambi
2800 3000
Iquiri
13 3/8” Casing 2650m 13 3/8” Casing 3000m 9 7/8 x 14 ¼” Hole 9 7/8 x 14 ¼” Hole
3200 3400 3600
11 3/4” Liner 3600m
11 3/4” Liner 3600m
Tener el cuidado de no entrarse en la formación Iquiri II, el cual se encontrara depletado, con posibilidades de perdidas de circulación
3800
Zona de incertidumbre
4000
8 ½” x 12 ¼” Hole
Los Monos F3
8 ½” x 12 ¼” Hole
4200 4400 4600
9 5/8” Casing 4500m
9 5/8” Casing 4500m
Huamampampa 4800 5000 Icla 5200
8 ½” Hopen Hole
8 ½” Hopen Hole
DISEÑO DEL POZO-TIEMPOS 42
Opción Contingencia I
Zona incertidumbre
Sararenda Curva de Avance con contingencias 30” Casing
30” Casing
Tupambi 200
0
OPCION I
400 Iquiri 600
CONTINGENCIA 16"
20” Casing 1000m
20” Casing 1000m
OPCION 13 3/8" EN TUPAMBI
1000
1200 Los Monos
OPCION II
500
800 1000
26” Hole
26” Hole
1400
18 1/2” Hole 1600
1500
F1 1800
17 1/2” Hole
16” Casing 2000m
2000
2000
2200
14 ¾ x 17” Hole 2400 F2 2600 Falla Mandiyuti
Tupambi
2500
2800 3000
Iquiri
13 3/8” Casing 2650m
13 3/8” Casing 3000m 9 7/8 x 14 ¼” Hole
3000 9 7/8 x 14 ¼” Hole
3200 3400 3600
11 3/4” Liner 3600m
11 3/4” Liner 3600m
3500
3800 4000
8 ½” x 12 ¼” Hole
Los Monos F3
4000
8 ½” x 12 ¼” Hole
4200 4400 4600
9 5/8” Casing 4500m
4500
9 5/8” Casing 4500m
Huamampampa 4800 5000 Icla 5200
8 ½” Hopen Hole
8 ½” Hopen Hole
5000
0
50
100
150
200
250
300
350
Diseño de la trayectoria
Corte vertical
MD (m)
Inc (deg)
Azi (deg)
TVD (m)
NS (m) EW (m)
V.Sec (m)
Dogleg (deg/30m)
CL (m)
Section Type
Target
0
0
0
0
0
0
0
0
3000
0
0
3000
0
0
0
0
3000
Straight MD
4523.18
6.42
85.96
1520
6
85.03
85.24
0.12
1523.18
BT6 Curve
Huamamp
4803.77
6.42
265.96
280
6
85.03
85.24
1.37
280.59
DT6 Curve
TD
Corte en Planta
Tie Line
Costo preliminar OPCION I
OPTION I SRR X-1
OPCION II Days
Days
TD HUAMAMPAMPA - EXPLORACION-DRY HOLE AFE(OPTION I)
JUSTIFICATION
COST
273
229
M$US.
M$US.
TOTAL
TOTAL
229
273 0
0.00
0.00
1500000
1,500,000.00
1,500,000.00
35000
9,684,741.50
6,973,546.75
1000
296,706.90
252,451.56
FUEL AND WATER
500
148,353.45
126,225.78
INSURANCE & OVERHEAD
500
148,353.45
126,225.78
1500
404,560.35
338,177.34
360
93,764.48
77,832.56
504,401.73
429,167.65
2,516,765.52
2,381,361.25
CEMENT MATERIALS SERVICES & ACCESORIES
847,000.00
847,000.00
OPEN HOLE LOGS
835,000.00
835,000.00
3,998,776.47
3,164,332.05
DRLG SITE/ACC. ROAD/ PERMITS MOB/DEMOB DRLG FOOTAGE/TURNKEY/DAYWORK CAMP & CATERING
GEOLOGICAL & MUD LOG WELLSITE GEOLOGIST RIG SUPERVISION & ENGINEERING MUD MATERIAL/CHEMICAL/ENGINEERING
DRILL BITS DRILL TOOLS RENTALS & SERVICES
546,851.97
454,073.32
5,138,323.99
5,000,552.90
FLUIDS & CUTTINGS MANAGEMENTS
954,042.60
843,890.44
TESTING DST AND PRODUCTION
600,000.00
600,000.00
98,890.11
80,619.66
570,000.00
613,000.00
450,000.00
450,000.00
169,785.78
144,180.90
88,037.07
74,760.47
MISCELLANNEOUS
466,457.46
445,878.72
Casing (PRE-AFE)
3,297,350.0
3,049,050.0
WELL HEAD CHRISTMAS TREE
290,000.00
290,000.00
LINER HANGERS PRODUCTION PACKERS
250,000.00
150,000.00
33,898,162.8 36,904,244.1
29,247,327.1 31,823,154.9
DIRECTIONAL DRILLING
TUBULAR INSPECTION AND REDRESS TUBULAR HANDLING FREIGHT/TRANSPORTATION AIR SUPPORT
78.13
Communications & Radios Communications & Radios
TOTAL TOTAL W/ contingency
2
300
Conceptualización del proyecto
Etapa II
DATOS DE ENTRADA PDDP Documento (Etapa I) Documento de análisis de riesgo
INGENIERIA BASICA •Criterios de asentamiento de cañerías. •Diseño direccional, trayectoria del pozo •Programa de Cañerías. •Diseño de Cabeza de Pozo •Diseño de fluidos de perforación •BHA / Hidráulica / Torque & Drag •Requerimientos mínimos del equipo de perforación •Bajada de Cañería y programa de cementación •Programa de trépanos •Programa de evaluación de formación •Control de sólidos y manejo de desechos •Curva tiempo vs. Profundidad (P10,P50,P90) •AFE
Asesoramiento al análisis de Riesgo Planes de Contingencia Estudios adicionales
Perforación en el Subandino Ddescripción Carbonífero Muy difícil de describir debido a los ambientes deposicionales. Abruptos cambios de facies en cortas distancias, las cuales han sido documentadas por afloramientos, pozos y la sísmica 2D – 3D. Litología: Conglomerados, Areniscas, Diamictitas, Lutitas, Arcilitas
Caracterización:
Problemas Potenciales:
•Altos Buzamientos
•Estabilidad de pozo
•Sistema de Esfuerzos
•Perdidas
•Abrasividad
•Baja ROP
•Alta resistencia a la compresión
•Desviación
•Bajos Gradientes de Fractura
•Break outs
•Diámetros de Perforación 26” y 17 ½”
•Alta solicitación de Herramientas.
Perforación en el Subandino Descripción Devonico – Los Monos Esta formación es la Roca Madre y Sello en la zona Subandina. Conformada por limolitas y lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas. Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.
Caracterización:
Problemas Potenciales:
•
Altos Buzamientos
•
•
Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip
Inestabilidad del pozo debido a fuerzas tectónicas, micro fracturas.
•
Alta presión de formación
•
Desarrollo de esfuerzos de corte en las paredes del pozo.
•
Formación altamente microfracturadas y frágil en planos de estratificación
•
Inestabilidad debido a prolongados tiempos de hueco abierto.
•
Lutitas dispersibles
•
Lutitas dispersables laminadas
•
Diámetros de Perforación 12 ¼”.
Perforación en el Subandino Descripción Devonico – Huamampampa
•El principal reservorio de gas en el Subandino •Areniscas de muy baja porosidad 2% a 3% •Altamente fracturadas
Caracterización:
Problemas Potenciales:
•
Altos Buzamientos
•
Estabilidad de pozo
•
Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip
•
Breack outs
•
Alta presión de formación
•
Abrasividad
•
Formación altamente fracturadas
•
Aprisionamientos de trepanos Impregnados
•
Se debe perforar conjuntamente con lower Los Monos
•
Diámetros de Perforación 8 1/2”.
DISEÑO DE POZO Presiones porales y de Fractura •Escenario de cañerías •Escenario normal y de contingencias •Incertidumbre con respecto a la presión poral Gradiente de presión y temperatura •Contingencia en la profundidad de asentamiento •Consideración del Kick Tolerance
Pozo GRY-x24
Densidad (lpg) Csg 20"
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0
0 250 Csg 13.3/8"
500 750 848m
1000 Csg 9.5/8"
Profundidad (m)
1250 1500 1750
Tie Back 7" 1880m
2000 Liner 7"
2250 2500 2750
2714m
Liner 5"
3000 3250 3500 3750
3275m Tramo 4.1/8" en 3450m
20.0
22.0
PRESION DE FORMACION Y GRADIENTE DE FRACTURA POZO GRY-X24 Como se menciono el pozo Guairuy x-24 se encuentra ubicado a escasos 120 metros hacia el norte y 16m al oeste. El mismo alcanzo la profundidad de 3450 mbbp investigando hasta el bloque bajo de la falla Mandiyuti en la Formación Iquiri (considerando la profundización posterior también). En este pozo no se tomaron registros de presiones a pozo abierto, realizándose 9 pruebas de producción desde 3231 a 2985 metros correspondiente a la Formación Iquiri. La misma arrojo un presión subnormal de 3952 psi a 2935 metros. Y en la etapa de profundización se efectuó 7 pruebas, 3 en agujero abierto y 4 en liner de 5”. Para los tramos superiores se tomaron las presiones porales basadas en el calculo de exponente dc. Para los gradientes de fractura se utilizaron los valores de LOT : Profundidad
LOT (ppg)
854
18,83
1894
20,49
Nota: en el zapato de la cañería de 7” no se realizo prueba de LOT Comentarios : se puede observar en la grafica de presiones porales un gradiente de sobrepresión para la formación los monos y un gradiente subnormal para la formación Iquiri por debajo de la falla Mandiyuti.
Diseño de Cañería de revestimiento
SARTA
OD/PESO/GRADO
CONEX
TD PROF (m)
DRIFT (in)
FACTORES DE DISEÑO DE DISEÑO REV
COLAP
AXIAL
TRIAX
Conductor Casing
30", 196.08 lbm/ft, X-60
XLF
9.6-60.0
28.75
4.35
5.04
11.23
4.79
Surface Casing
20", 133.00 lbm/ft, K-55
BTC
9.6-800.0
18.543
1.34 L
1.17
3.08 F
1.90
20”, 147.00 lbm/ft, K-55
BTC
800.0-1000.0
18.395
1.19 L
1.44
(5.36) F
1.9
TB
9.20-800.00
12.250 A
1.75
1.46
5.29
1.95
13 3/8", 72.000 ppf, HC P110
ANJO
800.00-3000.00
12.250 A
1.63
1.38
(2.40) C
1.73
Drilling Liner
11 3/4", 65.000 ppf, T-140_IMP1
HD-L
2850.003600.00
10.625 A
3.32
2.26
4.73 C
1.37
Production Casing
10 ¾", 65.700 ppf, Q-125
ANJO
9.20-150.00
9.500 A
1.46
7.10
2.42 C
1.62
9 5/8", 53.500 ppf, T-140
TB
150.00-2350.00
8.500 A
1.97
1.95
3.06
1.85
9 5/8", 53.500 ppf, T-140
ANJO
2350.004500.00
8.500 A
2.01
1.15
(1.51) C
1.47
7", 32.00 lbm/ft, HC-110
TB
3850.0-4400.0
6.000 A
2.52
1.45
6.90
1.82
Intermediate Casing
Production Liner
13 3/8", 72.000 ppf, Q-125
Estado Subsuperficial CSG 30in, X-65; 101ppf; 55m
SSSV: 4.1/2” – 10K @ 51m
CSG 20in; K-55; 133ppf; BTT; 1240m
Tapón #3: 3.1/2” ‘X’ @ 3820m CSG 13.3/8in; P110; 72ppf; SPECIAL DRIFT; NJO; ID 12,347in 2993m
HYD PKR PHL 9.5/8” 7.5K @ 3837m
CSG 10.3/4; 65.7ppf; P110; NJO; 0-338,48m CSG 9.5/8in; 53,5ppf; P110; AMS; 338,48-1376.75m CSG 9.5/8in; 53,5ppf; P110; NJO; 1376.75-4136m CSG SHOE @4136m
BALEOS 4140 ‘4365m FORMACION HUAMAMPAMPA
7” PERMA SERIES PKR @ 4953m Tapón #2: 3.1/2” ‘PX’ @ 4960.4m LINER 7in; P110; 32ppf; SPECIAL DRIFT; SEC; CSG shoe 5037m, LINER HANGER 3918.64m, ECP 4592m
AGUJERO ABIERTO 8.1/2in HASTA 5130m
AGUJERO ABIERTO 6in 5130-5445m FORMACION SANTA ROSA
BOTTOM HOLE 5445m
Tapón #1: 2.7/8” ‘PX’ @ 4974.7m
Diseño de cañerías de revestimiento Diseño de Cañería Intermedia 13 3/8”
Diseño del cabezal de pozo
El diseño del la cabezal de pozo va de acuerdo a las condiciones de Pozo y las cargas durante la perforación de cada sección de pozo. Arquitectura del cabezal de pozo en base al diseño de la cañería. Las especificaciones del cabezal de pozo debería cubrir las necesidades del pozo.
32in (0.81m) 11.8in (0.30m)
Section “D” 13 5/8in 10M x 11in 10M
30.5in (0.78m)
Section “C” 21 1/4in 5M x 13 5/8in 10M
32in (0.81m) 118in (3.00m)
Section “B” 21 1/4in 5M x 21 1/4in 5M
43.06in (1.09m) Section “A” 21 1/4in 5M x 20in SlipLock 10in (0.25m)
Diseño de Fluidos de Perforación
PROPOSAL SUMMARY Definition Hole Size Section TD PLANNED WELL FOOTAGE Casing Size Casing Top Depth Set Footage Drilled Washout Factor Max. Deviation Max.BHST Drilling Days Total Days PLANNED DRILLING FLUIDS Recommended Fluid System
Units (in) (m)
Interval 36 60.0
26 1000.0
17 1/2 2650.0
14 1/4 3600.0
12 ¼ 4500
(in) (m) (m) (m) (%) (deg) (degF) (days) (days)
30 0.0 60.0 60.0 75.0 1.0 98.0 4.0 7.0
20 0.0 800.0 740.0 40.0 2.0 110.0 26.0 32.0
13 3/8 0.0 2830.0 2030.0 15.0 2.0 152.0 71.0 78.0
11 ¼ 2500.0 3600.0 950.0 15.0 2.0 174.0 57.0 63.0
9 5/8 0 4500.0 900.0 15.0 3.0 174.0
7 4350 4800 300.0 15.0 6.0 200
Bent.Ext
Base Agua
OBM
OBM
OBM
Drill in
3500.0
4500.0
4000.0
3500.0
2500.0
8.8 – 10.0 20 - 25 40 – 50 30/32 < 15 N/A 10 -17 3–4 N/A 11 – 11.5
14.5 - 15.5 25 – 35 25 – 35 19/20 N/A 4–8 N/A 3–4 >1500 N/A
9.5 – 10.0 20 – 25 20 - 25 15/17 N/A 4–8 N/A 3–4 >1500 N/A
14 – 14.3 25 – 35 25 – 35 19/20 N/A 4–8 N/A 3–4 >1500 N/A
Volume to build (bbl) 1400.0 RECOMMENDED DRILLING FLUID MAIN PROPERTIES Density (lb/gal) 8.6 - 8.8 Plastic Visc. (cp) 12 – 18 Yield Point (lbf/100ft2) 20 – 25 Lect. (R3/R6) () 20/25 Filtrado API (cc/30min) N/A Filtrado HPHT (cc/30min) N/A MBT (ppb) < 15 Drill Solids (%) 3–4 Stability () N/A PH () 9 – 10.5
8½ 4800
13.0 25 – 35 30 – 40 22/24 <6 <14 <15 2–3 N/A 10 – 11
Diseño Hidráulico Peso de lodo (lpg)
Q (gpm)
Presión de bomba (psi)
Caída presión sarta (psi)
Caída presión anular (psi)
Caída presión trepano (psi)
10.5
400 520
1199
845
143
113
1756
1322
143
191
640
2386
1852
145
290
760
3100
2445
147
408
880
3896
3100
149
547
1000
4764
3807
151
707
Diseño Cementación Agujero
Casing Size
(pulg)
(pulg)
Prof. Zapato
Tope Cemento
Altura Cemento
Densidad Cemento
m
m
m
ppg
36
30
60
0
60
15.6
26
20
1000
0
700
9.6
500
300
15.6
Verificación
PT
17 ½
13 3/8
3000
1000
2000
16.0
PT
14 1/4
11 3/4
3600
2850
750
13.0
PT
12 ¼
9 5/8
4500
3200
1300
16.0
PT
Cementación de una Cañería de 20” ITEM
TIPO DE FLUIDO
FLUIDO
DENSIDAD
CAUDAL
VOLUMEN
(ppg)
(bbl/min)
(bbls)
1
Espaciador
Mus Flush
8.4
5.0
60.0
2
Espaciador
Gelled Flush
12.0
5.0
40.0
3
Cemento
Lechada Remov.
9.6
5.0
647.0
4
Cemento
Lechada Principal
15.6
5.0
396.0
5
Lodo
Agua
8.3
5.0
36.0
Diseño de Trépanos Intervalo de Pozo
Tipo Trépano
Formacion
Observaciones
Alternativas
36”
Dientes
Tupambi
26”
Triconos Inserto
Tupambi/Iquiri
17 ½”
Triconos Inserto, PDC
Los Monos
9 7/8” x 14 ¼”
Inserto, PDC, Impregnado
Tupambi/Iquiri
C/Motor, Turbina
Ensanchadores
8 ½” x 12 ¼”
Triconos Inserto, PDC
Los Monos
Opcional 12 ¼” (RWD)
Ensanchadores
8 ½”
Triconos Inserto, Impregnados
Huamampampa
C/Motor ó turbina
IADC 5-1-7/5-3-7
IADC 115 IADC 1-1-5/4-1-5/4-3-5 C/Motor
IADC 4-1-5/4-4-5 M433 / M323
M841 / M842
Registros Eléctricos
Phase 26”
Logs AIT-GR-BGL
850m 17 ½” PEX-DSI-FMI-NGT 3000m
Secuencia Operacional AIT-GR-BGL PEX FMI-DSI-NGT - DSI se correrá en modo P&S.
14 ¼" PEX-DSI-FMI-NGT 3600m
PEX FMI-NGT-DSI -DSI se correra en modo P&S, Upper Dipole, Stoneley & CrossDipole modes.
12 ¼” PEX-DSI-FMI-NGT
PEX FMI-NGT-DSI -DSI se correra en modo P&S, Upper Dipole, Stoneley & CrossDipole modes.
4500m
8 ½” 4800m
PEX-DSI-FMI-CMRMDT
FMI-DSI PEX CMR MDT - FMI será corrido para proveer datos confiables de las condiciones de pozo antes de bajar htas. Como el PEX. - MDT será corrido para tomar muestras y gradientes de presión. - Será considerado corer el CMR si existen detecciones de hidrocarburos durante la perforación acorde a las condiciones del pozo y evaluación de registros standards.
Requerimientos de equipo de Perforación DRILL PLAN ANALISYS HOLE AND CASING PLAN Hole Diameter, inch Expected maximum total depth Mud weight Casing to be run Weight of string in air
meters lpg in lbs
26 1100 10 20" 493640
17.5 2650 15 13 3/8" 625824
lbs
0.85 418307 179993 80000 200000 878299
0.77 482565 97440 80000 200000 860005
0.85 401560 87966 80000 200000 769527
0.78 622025 72403 80000 200000 974429
0.80 262534 43307 80000 200000 585840
DRILL STRING PREFERRED Drill string weight in air
226106
368301
419881
473890
503246
Drill string weight in mud Overpull Traveling Ass Hook load
191601 250000 80000 521601
283993 250000 80000 613993
355804 250000 80000 685804
370473 250000 80000 700473
403407 250000 80000 733407
50
50
50
50
50
1331
1303
1166
1476
1111
2361
2312
2069
2620
1972
878299
860005
685804
974429
733407
21000 130 520 650 521601 878299
21000 130 520 650 613993 860005
21000 130 520 650 685804 685804
21000 130 520 650 700473 974429
21000 130 520 650 733407 733407
1100 3000 1925 2
900 3500 1838 2
700 3000 1225 2
700 3600 1470 2
420 3200 784 1
598299
580005
489527
694429
305840
226106 598299
368301 580005
419881 489527
473890 694429
503246 305840
824406
948307
909408
1168319
809086
Buoyancy factor Weight of casing string in mud Dynamic load Traveling Ass Overpull Combined Load
DRAW WORKS REQUIREMENTS Load Velocity Hook horsepower at maximum weight and minimum velocity Maximum horsepower motor required Eff. 0.78-0.85-0.85 DERRICK REQUIREMENTS Critical hook load
36
2
lbs
ft/min
hp
lbs
9 7/8 x 14 1/2" 8 1/2" x 12 1/4" 3600 4500 10 14.3 11 3/4" 9 5/8" 473878 795662
8.5 4800 13 7" 327508
TOP DRIVE REQUIREMENTS Continuos Torque RPM HP output HP Requirements Load Requirements
lb-ft
Drill Pipe Casing
HYDRAULICS NEEDS Flow rate Surface pressure Hydraulic Horse power Pumps in line Required ROTARY NEEDS Table bore Load Capacity
gpm psi hhp
inch lbs
SUBSTRUCTURE NEEDS Max. Pipe setback capacity Rotary beams capacity Total Load
lbs
37"
Requerimientos mínimos de capacidad para el Equipo de perforación para operaciones de perforación
Requerimientos de equipo de Perforación CAUDAL vs PRESION 16 lpg 10000 9000
PRESON (psi)
8000 7000 6 5/8" DP
6000
5 7/8" DP
5000
5 1/2" DP
4000
5" DP
3000 2000 1000 0 600
DRAW WORKS 700
800
900
1000
1100
Maximum Input HP Hoisting Capacity
1200
CAUDAL (gpm)
3000 hp 1,400,000 lbs
MAST Maximum Rated static Hook load 1,400,000 lbs Mast Racking Capacity 6000 m 5” DP SUBSTRUCTURE Height under Rotary Beams Max. Set back load Rotary beam capacity
25 ft 880,000 lbs 1,400,000 lbs
Load rating HP Stem Speed Torque
650 ton 1000 hp 175 rpm 29,000 lbs/ft
quantity Maximum Input Power
3 ea 1600 hp
TOP DRIVE
MUD PUMPS
Presupuesto preliminar pozo
0
RUN 30" CASING
OPTION I SRR X-1
DRILLING CURVE SRR-X1
Days 273
TD HUAMAMPAMPA - EXPLORACION-DRY HOLE AFE(OPTION I)
JUSTIFICATION
M$US.
COST
TOTAL 273
500
DRLG SITE/ACC. ROAD/ PERMITS
0
0.00
1500000
1,500,000.00
35000
9,684,741.50
1000
296,706.90
FUEL AND WATER
500
148,353.45
INSURANCE & OVERHEAD
500
148,353.45
1500
404,560.35
MOB/DEMOB DRLG FOOTAGE/TURNKEY/DAYWORK CAMP & CATERING
RUN 20" CASING
1000
GEOLOGICAL & MUD LOG WELLSITE GEOLOGIST
1500
360
RIG SUPERVISION & ENGINEERING MUD MATERIAL/CHEMICAL/ENGINEERING
2,516,765.52
CEMENT MATERIALS SERVICES & ACCESORIES
2000
847,000.00
OPEN HOLE LOGS
835,000.00
DRILL BITS
3,998,776.47
DRILL TOOLS RENTALS & SERVICES
2500
RUN 13 3/8" CASING
546,851.97
DIRECTIONAL DRILLING
3000
5,138,323.99
FLUIDS & CUTTINGS MANAGEMENTS
954,042.60
TESTING DST AND PRODUCTION
600,000.00
TUBULAR INSPECTION AND REDRESS
98,890.11
TUBULAR HANDLING
3500
570,000.00
FREIGHT/TRANSPORTATION
450,000.00
AIR SUPPORT
4000
78.13
Communications & Radios Communications & Radios
4500
93,764.48 504,401.73
2
169,785.78 88,037.07
300
MISCELLANNEOUS
466,457.46
Casing (PRE-AFE)
3,297,350.0
WELL HEAD CHRISTMAS TREE
290,000.00
LINER HANGERS PRODUCTION PACKERS
250,000.00
5000
0
50
100
150
200
250
300
TOTAL TOTAL W/ contingency
33,898,162.8 36,904,244.1
Ingeniería de Construcción de pozos Perforación del Subandino - Aplicación
Etapa III
Detalle de ingeniería (Programa de perforación) Datos de entrada Etapa II Documento de WCM Documento de análisis de Riesgo
•Operaciones de Perforación por sección •Programa detallada para Empresas de servicio. •Directiva para Control de Pozos y BOP’s. •Planes de contingencia (MEDEVAC, Derrames, Fuego, Transporte, Caminos carreteros) •Master Plan
Ingeniería de Construcción de pozos Perforación del Subandino - Aplicación
PERFORACION EN EL SUBANDINO
EJECUCION
ULTIMOS POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS EN EL SUBANDINO CVW x2 - HYC x1 PRINCIPALES DIFICULTADES
Ejecución del proyecto
Ejecución del proyecto
GERENCIA DE PERFORACION GERENTE PERFORACION Y WO ASISTENTE GERENCIA
INGENIERIA PERFORACION
ASISTENTE TECNICO DFW
SUPERINTENDENCIA PERFORACION Y WO
INGENIERIA WO
INGENIEROS ANALISTA PERFORACION
SUPERVISORES DE WO Y TERMINACION
SUPERVISORES DE PERFORACION
