21/10/2010
21/10/2010
Cadena Val Cadena de de Valor Valor Valor or Negocio Regulado (ANH)
E& P
Upstream
Transporte
Ref i n o
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 d e gas gas : recuperación del GNL
Tr an s p o r t e
Di s t r i b u c i ó n
21/10/2010
Cadena Val Cadena de de Valor Valor Valor or Negocio Regulado (ANH)
E& P
Upstream
Transporte
Ref i n o
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 d e gas gas : recuperación del GNL
Tr an s p o r t e
Di s t r i b u c i ó n
21/10/2010
A Ant nteced ecedent entes es Ant A nteced ecedent entes es
Hasta Octubre de 2008, Andina tenia suscrito con Repsol YPF Bolivia S.A., un contrato de administ ración. A partir de Noviembre de 20 2008 08 y en confor midad con el nuevo Acuerdo de Acc io ioni nist stas as suscr su scr it o ent re YPFB y Repso l YPF Boli Bo li vi via a S.A., YPFB A ndi na S.A. pas pasa a a tener una estructura organizacional propia.
Composición Accionaria de la empresa :
ACCIONISTA ACCIONIS TA YPFB Rep s ol Y PF Bo l i v i a S.A. Ot r o s A c c i o n i s t as M i n o r i t ar i o s TOT AL ES
NO. ACCIONES ACCIONES 6.774.599 6.574.918 90.003 13.439.520
% 50,41% 48,92% 0,67% 100%
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Producci Producción ón de de Gas Gas Natural Natural YPFB Andina S.A. se ha consolidado como el principal productor de Gas en Bolivia, registrando una parti cipación promedi o mayor al 39%, sobre la produc ción tot al de Boliv ia.
- Fuente: En base a porcentaje de participaci ón de cada compañía, fuente Boletín mensual YPFB
Se considera la participaci ón de YPFB Andina S.A. (50%) en los campos San Alberto y San Anto nio.
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Producci Producción ón Condensado Condensado y Gasoli Gasoli na na Natural Natural YPFB Andina S.A. es el pri ncipal produc tor de crudo, condensado y gasolina en Boli via, con una partic ipación promedio mayor al 32%, sobre la producci ón Nacional.
- En base a porcentaje de participaci ón de cada compañía, fuente Boletín mensual YPFB
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Princi Principales pales Activos Acti vos And ina S.A. t iene: Un área de expl otación de: 1.110 Km2 en campos operados 550 Km2 en campos no operados Adem ás de 3.460 Km 2 en ex ploración*.
SAL, SAN (50%)
* El 96% del área de exploración se encuentra en fuerza mayor.
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Arr ea Nort A Nor t e Ubicación Geográfica
Ar ea Norte Area BOLIVIA B R A S I L
LOS PENOCOS
U R E P
ASCABEL
PATUJU YAPACANI PALACIOS
SARABOOMERANG
ENCONADA O IC FI C
C H I L E A P O N
Y A U G A R A P
A E
VIBORA SIRARI
C O
ARGENTINA
ARE AS DE OPERACIÓN AREAS YPFB ANDINA S.A.
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Area Centro Ubicación Geográfica
Ar ea Centro Area BOLIVIA B R A S I L
A B M A B A H C O C
U R E P
O IC IF
C H I L E C A P O N
Y A U G A R A P
A E C O
ARGENTINA
ARE AS DE OPERACIÓN AREAS YPFB ANDINA S.A.
SANTA CRUZ DE LA SIERRA
LA PEÑA-TUNDY
GRIGOTÁ
RIO GRANDE
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Arr ea Sur A Ubicación Geográfica
Ar ea Sur Area
BOLIVIA
CAMIRI
B R A S I L
CUMANDAIRENDA
U R E P
CHARAGUA ITATIQUI
GUAIRUY GUAI RUY
SANTA CRUZ CHUQUISACA
O IC IF
C H I L E C A P O N
Y A U G A R A P
A E C O
ARGENTINA
TARIJA
CASTELLÓN
ARE AS DE OPERACIÓN AREAS YPFB ANDINA S.A.
CAMBARI
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Otros Otros Acti Activos vos 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 particip a 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 Compresió n 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%.
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CICLO PRODUCTIVO COMPRAS Y CONTRATOS RRHH
PERFORACION
EXPLORACION PETROLERA
EXPLOTACION PETROLERA
PRODUCCION
11
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Exploración
Métodos Geofísicos de Exploración Gravímetro: Mide las diferencias de la fuerza de la gravedad en las diferentes zonas de suelo, lo que permite determinar qué tipo de roca existe en el subsuelo. Con los datos obtenidos se elabora un mapa del subsuelo que permitirá determinar zonas más probables donde exista petróleo.
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Exploración
Métodos Geofísicos de Exploración Magnetómetro Detecta la disposici ón interna de los estratos y de los tipos de r oca gracias al estudio de los campos magnéticos que se crean.
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Exploración
Métodos Geofísicos de Exploración
Técnicas de Prospecci ón Sísmica Mediante una explosión, se crea artificialmente una onda sísmica que atraviesa diversos terrenos, las ondas de sonido, su reflexión y su refracción son estudiadas para , determinar la composición de las rocas del subsuelo. Estas ondas son medidas en la superficie por sismógrafos.
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Exploración
Métodos Eléctricos de Explo ración Regist ros o Perfiles de Pozo Mediante la inducción artificial de corrientes eléctricas en la tierra, alternas o directas, se miden las propiedades físicas de las rocas. Si los poros de la roca contienen agua salada, la resistividad será baja; con agua dulce será alta, y si están llenos de petróleo será muy alta.
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Exploración
Exploración Aérea y Espacial El avión se utiliza ventajosamente para cubrir grandes extensiones en poco tiempo y obtener, mediante la fotografía aérea, mapas generales que facilitan la selección de áreas determinadas que luego podrían ser objeto de estudios más minuciosos.
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Exploración
ETAPAS DEL PROCESO EXPLORATORI O
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Exploración An álisis de cuencas
Morfologí Morfologí a del Basamento
Sistemas de Informació Informaci ón
Análisis de
Sí smica smica Regional
Cuencas
Estratigrafí Estratigrafí a y Sedimentologí Sedimentologí a
Marco Tectó Tectónico
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Exploración ¿ Es la cuenca suficientemente rica en sedimentos orgá orgánicos ? SI
SI
SI
NO
PARE PARE
NO
PARE PARE
¿ Existen rocas reservorios selladas ?
NO
PARE PARE
¿ Existen trampas para acumular hidrocarburos ?
NO
PARE PARE
NO
PARE PARE
¿ Son los sedimentos té térmicamente maduros ? ¿ Qué Qué tipos de hidrocarburos se esperan?
Consideraciones ómicas preliminares econ Consideraciones econó económicas preliminares
¿ Existe migració migración primaria ? ¿ En que direcció dirección ha sido la migració migración ?
SI
Consideraciones econó económicas finales
PERFORACION EXPLORATORIA
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Exploración Sistema Petrol ero EL METODO DEL SISTEMA PETROLERO ES IDEAL Y FUNDAMENTAL EN LA EVALUACION DEL RIESGO EXPLORATORIO. EN ESTA EVALUACION, EN CUALQUIER CUENCA, SE TORNA CRITICO INVESTIGAR TRES VARIABLES BASICAS: La carga por hidrocarburos de áreas especificas de acumulaci ón. La trampa La relació relaci ó n temporal y espacial entre los dos elementos anteriores ( timming o cronologí cronología)
ESTAS TRES VARIABLES BASICAS SON INDEPENDIENTES, CADA UNA PUEDE OCURRIR SIN QUE NECESARIAMENTE OCURRAN LAS OTRAS. ESTO PERMITE QUE QUE CADA UNA UNA SEA EVALUADA SEPARADAMENTE DE NTRO DE UN SISTEMA PETROLER O
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Exploración
SISTEMA PETROLERO
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Exploración
Plays Elementos que se analizan: Roca generadora. Roca reservorio. Roca sello. Las trampas. La carga (cocina y vías de migración). Yacimiento mas impor tante. Riesgos.
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Ubicación geográfica SRR-X1
PROSPECTO EXPLORATORIO
*
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INGENIERIA DE L A CONSTRUCCION DE POZOS
CONCEPTOS BASICOS EN LA INGENIERIA DE CONSTRUCCION DE POZOS
PERFORACION DE POZOS Parte aislada de un pr oceso
CONSTRUCCION DE POZOS Parte integrada en un proceso
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INGENIERIA DE L A CONSTRUCCION DE POZOS Integración de las principales áreas como estructura geológica subsuperficial, construcción de pozos , facilidades y MASC en la dirección de procesos del pro yecto
û
ESTRUCTURA GEOLOGICA
WCM = Gerenciamiento de la construcción de pozos
MASC
FACILIDADES
W C M
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INGENIERIA DE L A CONSTRUCCION DE POZOS
WCM
V ISUALIZACION
CONCEPTUALIZACION
FASE I DISEÑO BASICO DEL POZO
FASE II INGENIERIA BASICA
Generación de diferentes opciones de pozo
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
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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 pr oceso de análisi s de factibi lidad.
ETAPA II Ingeniería Básica de Pozo Obtener el Diseño del Pozo mas conveniente y definir en función de este la información n ecesaria para licit ar 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 recurs os necesarios para inici ar la etapa de ejecución.
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Ingeniería de Constr ucción de pozos Perforación del Subandino - Aplicación Etapa I INTRODUCCION üCoordenadas en Superfic ie üCoordenadas del target üPozos Offset üLocación üInfraestructura ü Aspecto l egal
SUBSUPERFICIAL Prognosis Geológica Coordenadas del targets y Tolerancia Análisis de los Pozo s Off set. Presiones de Formación y Fractur a Gradientes de temperatur a
DISEÑO PRELIMINAR Prof. d e asentamiento de cañerías Opciones de diseño Selección de opciones Trayector ia del pozo Curva Profundidad vs. tiempo Valor ación de sección d e Riesgos Estimación de Costos
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Ubicación Geogr áfica del pozo
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PROSPECTO SARARENDA
CAROHUAICHO 8D
CAMIRI
GUAYRUI
CAIPIPENDI
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Pozos de correlación SRR-X1
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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 -5 E
Fm Iquiri
3010
1810
.+ -3%
5 - 10 E
Fm. Los Monos
3520
2324
.+ -3%
10 - 20 E
F. Fm. Los Monos
4200
3000
.+ -3%
10-20 E
Emsiano Bloque Bajo
4315
3115
.+ -3%
10-20 E
Fm. Huamampampa
4520
3320
.+ - 5%
15 -20 E
Fm Icla
4800
3600
Prof Final
4800
3600
Puntos de decisión
5 - 10 E
Objetivo Geológico
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Corte Estructur al
Fm. Iquiri
Fm. Los Monos
Fm. Huamampampa
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Perforación del Subandino cur va tiempo vs. Pr ofundidad Pozos offset 70% de los pozos tienen s idetrack 0
DRILLING CURVE North Argentin a-South Boliv ia
1000
2000
)
3000 m
( ht p e D
Marg arita X-1 MAXUS - PARKER Tigre X-1 PLUSPETROL - PRIDE San Alb ert o X-10 PETROBRAS - H&P 123 San Pedr ito X-1 YPF - PARKER San An tonio X-1 YPF - PARKER Ag uar agu e XP-1 TECPETROL - PARKER San Pedr ito X-2 PAN AMERICAN - H&P 174 Itaú X-1 TOTAL - PARKER Macue ta 1002 BRIDAS - RC Cer ro Tuyun ti X-1 PAN AMERICAN - H&P 177 San Alb ert o X-11 PETROBRAS - H&P 123 Sabalo X-1 - PETROBRAS - BRASOIL Marg arita X-2 MAXUS - PARKER Marg arita X-3 - MAXUS - PARKER Ag uar agu e 1001 - T ECPETROL - PRIDE 310 San Alberto X-12 - PETROBRAS - PARKER 221 'Macu eta 1001-Bis PAE- H&P177' San Pedr ito e -3 PAN AMERICAN - H&P 174 Itau X-2 - TOTAL - PARKER 256 San Alb ert o - 13 - PETROBRAS - H&P 123 San Pedr ito e 4 - PAE - H&P 174 SABALO X2 SABALO X3 SABALO-X4 MGR 4
4000
5000
6000
0
100
200
300
400
500
600
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DISEÑO DE POZO - Presiones Estratigrafia
0
md
. i n o b r a 280 C
2
4
6
0 Tupambi 200 400 Iquiri 600
s , SiltSt one Mica ceos shale
500
800 960
1000
1000
F1
1200
1500 1600
1630 1800 F2
2000
i l t s t o
2000
2200
2400
2500
2490 2600 2640
2660
3010
o c i n o v e D
Falla Mandiyuti
Tupambi
se
Profundidad
LOT (ppg)
854
18,83
1894
20,49
D M
2800 3000
Iquiri
3200
Ss ,
3000
3400
3520
3500
3600
3800
FG EMW
4000
4000 Los Monos 4200
4315
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 10 12 14 16 18 20 22
F3
4520
4200 4400 4600
Huamampampa 4800
Sil ty sh al e
4500
4800 5000 Icla
5000
5200 Santa Rosa
5400
Tarabuco
5500 TD: 4800mMD
5500
PP
Secció n 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.
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DISEÑO DE POZO Asentamiento cañerías
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Criterio de asentami ento de cañería 0
2
4
6
0
500
shale
1000
1500
2000
2500
3000
3500
FG EMW
4000
4500
5000
:
5500 MD
PP
8
10
12
14
16
18
20
22
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Diseño de la trayectoria Corte vertical
MD (m)
Inc (deg)
Azi (deg)
TVD (m)
NS (m) EW (m)
V.Sec Dogleg (m) (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
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DISEÑO DE POZO - Escenarios OPCIONES DE DISEÑO SIN CONTINGENCIA Opción II
Opción I
3 0 C as in g
30 Casing
Tupambi 20 0 40 0
Iquiri 60 0
Tope Los Monos
2 6 Hol e
26 Hol e
80 0 1000
20 Casing 1000m
2 0 C as i ng 1000m
1200
Los Monos
1400 1600
F1 1800
17 1/2 Hole
1 7 1 /2 H ol e
2000 2200
Tope Tupambi
2400 F2
Falla Mandiyuti
2600 Falla Mandiyuti
Tupambi
3000
Iquiri
13 3/8 Casing 2650m
13 3/8 Casing 2650m
2800
3200 3400 3600
Tope Los Monos II
1 2 1 /4 H ol e
9 7/8 x 14 1/4 Hole
11 3/4 Liner 3600m
9 5/ 8 L in er 3600m
3800 4000
Los Monos F3
4200 4400 4600
Tope Huamampampa
8 ½ Hol e
8 1/2 x 12 1/4 Hole
9 5/8 Casing 4500m
7 L in er 4500m
Huamampampa 4800
8 ½ Hopen Hole 5000
Icla 5200
6 H op en H ol e
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Diseño de pozo escenarios contingencias OPCIONES DE DISEÑO CON CONTINGENCIA Opción Contingencia I
Zona incertidumbre 3 0 C as in g
Tupambi
3 0 C as in g
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
2 6 H ol e
2 6 H ol e
800 1000
2 0 C as in g 1000m
2 0 C as in g 1000m
1200
Los Monos
1400
1 8 1/ 2 H o le
Zona de incertidumbre
1600 F1 1800
1 6 C as in g 2000m
1 7 1/ 2 H o le
2000
Si gradiente de presión es superior a 14.5lpg, se podría seguir profundizando hasta atravesar la formación Tupambi II
2200
1 4 ¾ x 17 H ol e 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 formaci formaci ó n Iquiri II, el cual se encontrara encontrara depletado , con posibilidades de perdidas de circulació circulació n
3800
Zona de incertidumbre
4000
Los Monos F3
8 ½ x 12 ¼ H ol e
8 ½ x 12 ¼ H ol e
4200 4400 4600
9 5/8 Casing 4500m
9 5/8 Casing 4500m
Huamampampa 4800 5000
Icla 5200
8 ½ H op en H ol e
8 ½ H op en H ol e
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Diseño de pozo con contingencias Opción Contingencia I
Zona incertidumbre 3 0 C as in g
Tupambi
3 0 C as in g
200 400
Iquiri 600
2 6 H ol e
2 6 H ol e
800 1000
2 0 C as in g 1000m
2 0 C as in g 1000m
1200
Los Monos
1400
1 8 1/ 2 H o le 1600 F1 1800
1 6 C as in g 2000m
1 7 1/ 2 H o le
2000 2200
1 4 ¾ x 17 H ol e 2400 F2 2600 Falla Mandiyuti
Tupambi
3000
Iquiri
13 3/8 Casing 2650m
2800
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
3800 4000
Los Monos F3
8 ½ x 12 ¼ H ol e
8 ½ x 12 ¼ H ol e
4200 4400 4600
9 5/8 Casing 4500m
9 5/8 Casing 4500m
Huamampampa 4800 5000
Icla 5200
8 ½ H op en H ol e
8 ½ H op en H ol e
21/10/2010
DISEÑO DEL POZO-TIEMPOS 42
Opción Contingencia I
Sararenda Curva de Avance con contingencias
30 Casing
Tupambi 200
0
OPCION I
400
Iquiri 600
2 6 H ol e
1000
CONTINGENCIA 16"
20 Casing 1000m
OPCION 13 3/8" EN TUPAMBI
1000
1200
Los Monos
OPCION II
500
800
1400
18 1/2 Hole 1600
1500
F1 1800
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
9 7/8 x 14 ¼ Hole
3000
3200 3400 3600
11 3/4 Liner 3600m
3500
3800
4000
4000
Los Monos F3
8 ½ x 12 ¼ H ol e 4200 4400 4600
9 5/8 Casing 4500m
4500
Huamampampa 4800
8 ½ Hopen Hole 5000
Icla 5200
5000
0
50
100
150
200
250
300
350
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Diseño de Cañer ía 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
ANJO
800.00-3000.00
12.250 A
1.63
1.38
(2.40) C
1.73
HD-L
2850.003600.00
10.625 A
3.32
2.26
4.73 C
1.37
Intermediate Casing
13 3/8", 72.000 ppf, Q-125 13 3/8", 72.000 ppf, HC P110
Drilling Liner
11 3/4", 65.000 ppf, T-140_IMP1
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
Production Liner
21/10/2010
Requerimientos de equipo d e Perforación CAUDAL vs PRESION 16 lpg 10000 9000
i)
8000 7000 (p
s
6000 S
5000 P
R
E
O
N
6 5/8" DP 5 7/8" DP 5 1/2" DP
4000
5" DP
3000 2000 1000
DRAW WORKS
0 600
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
21/10/2010
Requerimientos de equipo d e 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
36
Buoyancy factor Weight of casing string in mud Dynamic load Traveling Ass Overpull
Combined Load
26 1100 10 20"
meters lpg in lbs
2
lbs
DRILL STRING PREFERRED Drill string weight in air Drill string weight in mud Overpull Traveling Ass
Hook load
lbs
17.5 2650 15 13 3/8"
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"
8.5 4800 13 7"
493640
625824
473878
795662
327508
0.85 418307 179993 80000 200000
0.77 482565 97440 80000 200000
0.85 401560 87966 80000 200000
0.78 622025 72403 80000 200000
0.80 262534 43307 80000 200000
878299
860005
769527
974429
585840
226106
368301
419881
473890
503246
191601 250000 80000
283993 250000 80000
355804 250000 80000
370473 250000 80000
403407 250000 80000
521601
613993
685804
700473
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
DRAW WORKS REQUIREMENTS Load Velocity
ft/min
Hook horsepower at maximum weight and minimum velocity
hp
Maximum horsepower motor required Eff. 0.78-0.85-0.85
DERRICK REQUIREMENTS Critical hook load
lbs
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
gpm psi hhp
ROTARY NEEDS Table bore Load Capacity
inch lbs
37"
SUBSTRUCTURE NEEDS Max. Pipe setback capacity Rotary beams capacity Total Load
lbs
809086
Requerimientos mínimos de capacidad para el Equipo de perforación para operaciones de perforación
21/10/2010
Costo preliminar OPCION I
OPTION I SRR X-1 T D H U A M A M P A M P A - E X P L O R A C IO N - D R Y H O L E A F E ( O P T I O N I )
J U S T IF IC A T IO N
COST
Days
27 3 M$US.
229 M$US.
TOTAL
TOTAL
273 DR LG SIT E/ A CC . R O A D / PER M IT S MO B / DE MO B DR LG FO O TA GE / TU R N K EY/ DA Y W O R K CA M P & CA TE R IN G FU E L AN D W A TER IN SU R A N CE & O VE RH E AD GEO LO GIC A L & M U D L O G W E LLSIT E GEO LO G IST
OPCION II
Days
229
0
0 .0 0
0.00
1 50 00 00 3 50 00 10 00 5 00 5 00 15 00 3 60
1,500 ,000 .0 0 9,684 ,741 .5 0 296 ,706 .9 0 148 ,353 .4 5 148 ,353 .4 5 404 ,560 .3 5 93 ,764 .4 8
1,500,000.00 6,973,546.75 252,451.56 126,225.78 126,225.78 338,177.34 77,832.56
504,401.73
429,167.65
2,516 ,765 .5 2
2,381,361.25
CE M EN T M A TER IA LS SER V IC ES & A CCES O R IE S
847 ,000 .0 0
847,000.00
O P EN H O L E LO G S
835 ,000 .0 0
835,000.00
3,998 ,776 .4 7
3,164,332.05
RIG SUPERVISION & ENGINEERIN G MU D M A TER IA L/ CH EM ICA L/ EN G IN E ER IN G
DR ILL B IT S DR ILL T O O LS R EN TA LS & SER V IC ES
546 ,851 .9 7
454,073.32
5,138 ,323 .9 9
5,000,552.90
FLU IDS & C U TT IN GS M A N A GEM EN TS
954 ,042 .6 0
843,890.44
TEST IN G D ST A N D P R O DU CTIO N
600 ,000 .0 0
600,000.00
DIR E CT IO N A L D R ILLIN G
98 ,890 .1 1
80,619.66
TU B U LA R H A N DLIN G
570 ,000 .0 0
613,000.00
FR EIG HT/ TR AN SP O RT A TIO N
450 ,000 .0 0
450,000.00
169 ,78 5.7 8
144,180.90
TU B U LA R IN S PE CT IO N A N D R ED R ESS
AI R S UP PO RT
78 .1 3
2
88 ,037 .0 7
74,760.47
MIS CE LLA N N EO U S
466 ,457 .4 6
445,878.72
Ca sin g (PR E -AF E )
Co m m un ication s & R adios C o m m u n ic ation s & R a dio s
30 0
3,29 7,35 0.0
3,049,050.0
W E LL HE A D C HR ISTM A S TR EE
290 ,000 .0 0
290,000.00
LIN ER HA N G ER S PR O D U C TIO N PA C K ER S
250 ,000 .0 0
150,000.00
33,898,162.8 36,904,244.1
29,247,327.1 31,823,154.9
TOTAL TOTAL W/ contingency
21/10/2010
Conceptualizaci ón del proyecto Etapa II
DATOS DE ENTRADA PDDP Document o (Etapa I) Documento de análisi s de riesgo
INGENIERIA BASICA Criteri os de asentamiento de cañerías. Diseño direccional, trayectoria del pozo Programa de Cañerías. Diseño de Cabeza de Pozo Diseño de fluidos de perforación BHA / Hidráulic a / Torque & Drag Requerimientos mínimos del equipo de perforación Bajada de Cañería y programa de cementación Programa de tr épanos Programa de evaluación de for mación Control de sólidos y manejo de desechos Curva tiempo vs. Prof undi dad (P10,P50,P90) AFE
Asesoramiento al análi sis de Riesgo Planes de Contin gencia Estudios adicionales
21/10/2010
Perforaci ó n en el Subandino Ddescripci ó n Carbon ífero 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.
21/10/2010
Perforaci ó n en el Subandino Descripci ó n 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: Altos Buzamientos Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip
Problemas Potenciales: 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 dispersables laminadas Diámetros de Perforación 12 ¼ .
Lutitas dispersibles
21/10/2010
Perforaci ó n en el Subandino Descripci ó n 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 trépanos Impregnados
Se debe perforar conjuntamente con lower Los Monos Diámetros de Perforación 8 1/2 .
21/10/2010
DISEÑO DE POZO Presiones por ales y de Fractura Escenario de cañerías Escenario n ormal y de contin gencias Incertidumbre con respecto a la presión poral Gradiente de presión y temperatur a Contingenci a en la profu ndidad 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"
1250 ) 1500 (m d
a 1750 di
Tie Back 7" 1880m
d
n 2000 uf
Liner 7"
or
P 2250
2500 2750
2714m
Liner 5"
3000 3250 3500 3750
3275m Tramo4.1/8" 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.
21/10/2010
Diseño de cañer ías de revestimiento Diseñ o de Ca ñ er ía Intermedia 13 3/8
21/10/2010
Diseño de Fluidos de Perforaci ón
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
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
1400.0
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
PLANNED DRILLING FLUIDS Recommended Fluid System Volume to build
(bbl)
8½ 4800
RECOMMENDED DRILLING FLUID MAIN PROPERTIES Density Plastic Visc. Yield Point Lect. (R3/R6) Filtrado API Filtrado HPHT MBT Drill Solids Stability PH
(lb/gal) (cp) (lbf/100ft2) () (cc/30min) (cc/30m in) (ppb) (%) () ()
8.6 - 8.8 12 18 20 25 20/25 N/A N/A < 15 3 4 N/A 9 10.5
13.0 25 35 30 40 22/24 <6 <14 <15 2 3 N/A 10 11
21/10/2010
Diseño Hidráulico Peso de lodo (lpg) 10.5
Q (gpm)
Presión de bomba (psi)
Caída presión sarta (psi)
Caída presión anular (psi)
Caída presión trepano (psi)
400
1199
845
143
113
520
1756
1322
143
191
640
2386
1852
145
290
760
3100
2445
147
408
880
3896
3100
149
547
1000
4764
3807
151
707
21/10/2010
Diseño Cementación Agujero (pulg)
Casing Size (pulg)
Prof. Zapato m
Tope Cemento m
Altura Cemento m
Densidad Cemento ppg
Verificación
36
30
60
0
60
15.6
26
20
1000
0 500
700 300
9.6 15.6
PT
17 ½
13 3/8
3000
1000
2000
16.0
PT
14 1/4
11 3/4
3600
2850
750
13.0
PT
12 ¼
9 5/8
4500
3200
1300
16.0
PT
Cementación de una Cañería de 20 ITEM
TIPO DE FLUIDO
FLUIDO
DENSIDAD (ppg)
CAUDAL (bbl/min)
VOLUMEN (bbls)
1
Espaciador
Mus Flush
8.4
5.0
60.0
2
Espaciador
Gelled Flush
12.0
5.0
40.0
3
Cemento
Lechada Remov.
9.6
5.0
647.0
4
Cemento
Lechada Principal
15.6
5.0
396.0
5
Lodo
Agua
8.3
5.0
36.0
21/10/2010
Diseño de Trépanos Intervalo de Pozo
Tipo Trépano
Formacion
36
Dientes
Tupambi
26
Triconos Inserto
Tupambi/Iquiri
17 ½
Triconos Inserto, PDC
Los Monos
9 7/8 x 14 ¼
Inserto, PDC, Impregnado
8 ½ x 12 ¼ 8 ½
Observaciones
Alternativas IADC 115 IADC 1-1-5/4-1-5/4-3-
C/Motor
IADC 4-1-5/4-4-5 M433 / M323
Tupambi/Iquiri
C/Motor, Turbina
Ensanchadores
Triconos Inserto, PDC
Los Monos
Opcional 12 ¼ (RWD)
Ensanchadores
Triconos Inserto, Impregnados
Huamampampa
C/Motor ó turbina
IADC 5-1-7/5-3-7 M841 / M842
21/10/2010
Registros Eléctricos Phase Logs 26 AIT-GR-BGL
·
Secuencia Operacional AIT-GR-BGL
850m 17 ½ PEX-DSI-FMI-NGT
·
PEX FMI-DSI-NGT - DSI se correrá en modo P&S. ·
3000m 14 ¼" PEX-DSI-FMI-NGT 3600m
12 ¼ PEX-DSI-FMI-NGT
PEX FMI-NGT-DSI -DSI se correra en modo P&S, Upper Dipole, Stoneley & CrossDipole modes. · ·
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 l condiciones de pozo antes de bajar htas. Como el PEX. - MDT será corrido para tomar muestras y gradientes de presió - Será considerado corer el CMR si existen detecciones hidrocarburos durante la perforación acorde a las condicion del pozo y evaluación de registros standards. · · · ·
21/10/2010
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 MOB/DEMOB DRLG FOOTAGE/TURNKEY/DAYWORK
RUN 20" CASING
1000
CAMP & CATERING FUEL AND WATER INSURANCE & OVERHEAD GEOLOGICAL & MUD LOG WELLSITE GEOLOGIST
0
0.00
1500000
1,500,000.00
35000
9,684,741.50
1000
296,706.90
500 500
148,353.45 148,353.45
1500
404,560.35
360
RIG SUPERVISION & ENGINEERING
1500
93,764.48 504,401.73
MUD MATERIAL/CHEMICAL/ENGINEERING
2,516,765.52
CEMENT MATERIALS SERVICES & ACCESORIES
847,000.00
OPEN HOLE LOGS
835,000.00
2000
DRILL BITS
3,998,776.47
DRILL TOOLS RENTALS & SERVICES
2500
546,851.97
RUN 13 3/8" CASING DIRECTIONAL DRILLING
5,138,323.99
FLUIDS & CUTTINGS MANAGEMENTS
954,042.60
TESTING DST AND PRODUCTION
600,000.00
3000
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
169,785.78 88,037.07
Communications & Radios
4500
2
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
21/10/2010
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 AB IERTO 6in 5130-5445m FORMACION SANTA ROSA
BOTTOM HOLE 5445m
Tapón #1: 2.7/8 PX @ 4974.7m
21/10/2010
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. Arquitectu ra del cab ezal 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) Section B
118in (3.00m)
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)
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Ingenier ía de Construcción de pozos Perforación del Subandino - Aplicación
Etapa III
Datos de entrada Etapa II Documento de WCM Documento de análisi s de Riesgo
Detalle de ingeniería (Programa de perfor ación) Operaciones de Perfor ación por secci ón Programa detallada para Empresas de servici o. Directiva para Control de Pozos y BOP s. Planes de contingencia (MEDEVAC, Derrames, Fuego, Transport e, Caminos carr eteros) Master Plan
21/10/2010
Ingeniería de Constr ucción de pozos Perforación del Subandino - Aplicación
PERFORACION EN EL SUBANDINO
EJECUCION
ULTIMOS POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS EN EL SUBANDINO CVW x2 - HYC x1 PRINCIPALES DIFICULTADES
21/10/2010
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.
21/10/2010
Ejecución del pr oyecto
21/10/2010
Ejecución del pr oyecto
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GERENCIA DE PERFORACION GERENTE PERFORACION Y WO ASISTENTE GERENCIA
INGENIERIA PERFORACION
ASISTENTE TECNICO DFW
SUPERINTENDENCIA PERFORACION Y WO
INGENIERIA WO
INGENIEROS ANAL ISTA PERFORACION
SUPERVISORES DE WO Y TERMINACION
SUPERVISORES DE PERFORACION
