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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

[email protected]

SARANGO COELLO RICARDO ANDRÉS

[email protected]

Quito, Mayo, 2015

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

ii


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL



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


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 4.10. Matriz de datos para el Pozo Prueba 10 ......................................................... 61



















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 4.10. Diagrama Mecánico Prueba 10 ................................................................... 62






xvi


Gráfico 4.17. Diagrama Mecánico Prueba 17 .................................................................. 77












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


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL



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


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




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



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


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



AIPM, 2000

28

Gráfico 2.12. Efecto de la densidad del fluido en la velocidad 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


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


45


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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

Ft Ft ft In

Prueba 2 Direccional 11100 10101 8703 - 11100 Tope Hollín

PDC

3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie

ft/h Klb Klb-ft rpm ppg gpm Psi

46.91 16 15 181 9.9 500 2315



46


Gráfico 4.2. Diagrama Mecánico Prueba 2



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”.


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.



Pozo Tipo de pozo


Perforado Formaciones

Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

Ft Ft ft In

Prueba 3 Direccional 10444 10141 9019 - 10444

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


45.89 16 19 189 10.3 390 1900



48

ESQUEMA MECÁNICO DEL POZO DE PRUEBA 3




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”.


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

Ft Ft ft in

Prueba 4 Direccional 10520 10001 9243 – 10520

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x12

6x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


40.71

64.17

20

15

27.5

27.5

187

182

9.7

9.9

400

400

2100

2200

50





El pozo Prueba 5 es un pozo direccional tipo J de desarrollo. El pozo ha sido diseñado con 3


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”.


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

Ft Ft ft in

Prueba 5 Direccional 10712 10048 8358 –10712

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x11

6x11


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


58.16

48.76

15

12.5

17.5

16.5

225

205

9.7

9.8

440

380

2600

2400

52





El pozo Prueba 6 es un pozo direccional tipo J de avanzada. El pozo ha sido diseñado con 3


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


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

6x11


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


55.23 16 22 195 9.8 420 2200

54





El pozo Prueba 7 es un pozo direccional tipo “S” de desarrollo que ha sido diseñado con 3


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


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in

Prueba 7 Direccional 10283 10181 8944 -10283

Tena

Napo

Hollín

PDC

6x11

4x9 y 4x10


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


64.29

62.35

18

20

22

22

218

208

9.9

10.3

420

420

2200

3000

56





El pozo Prueba 8 es un pozo direccional tipo “J” de desarrollo y ha sido diseñado con 3


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


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

6x11


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


48.62 17 17.5 219 9.8 550 3200

58





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


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

5x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


41.32 14 17 268 9.8 600 3900

60





El pozo Prueba 10 es un pozo direccional tipo “J” de desarrollo, que ha sido diseñado con 3


secciones que son: 13 3/8 plg. 9 5/8 plg. y un liner de producción de 7 plg. de diámetro.

61


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

PDC

6x13


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


39.13 13 19.5 208 9.8 500 2375

62





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


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

6x13


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


51.75 13.5 18 175 9.9 400 1707

64





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


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

6x13


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


42.75 16 22 188 9.8 420 2300

66





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.


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





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in

Prueba 13 Direccional 10420 10149 8954 – 10420

Tena

Napo

Hollín

PDC

6x11

6x11

6x11


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


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





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


primario del pozo fue evaluar las reservas del reservorio Hollín y como objetivos

secundarios las arenas de “T” y “U”.

70


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

6x13


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


45.95 15 24 191 9.8 450 2370

71





El pozo Prueba 15 es un pozo direccional tipo “S”. El pozo ha sido diseñado con 3



principal del pozo fue la Arenisca “Hollín Inferior”.

72


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.





Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft ft ft in


Tena

Napo

Hollín

PDC

2x11

4x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


50.12 20 25 272 9.7 415 1850

73





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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

16 Direccional 10640 10047 8517 -10640

Tena

Basal Tena

Napo

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


44.26 18 11.5 177 9.75 475 2325

Elaborado Por:Daniel Andrade, Ricardo Sarango

Fuente:Reportes finales de perforación, ARCH

75






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.


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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

17 Direccional

10490 10069 8332-10490

Tena

Napo

Hollín

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


58.33 25 16 206 9.7 450 1975


Fuente:Reportes finales de perforación,ARCH

77






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”.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

18 Direccional

10800 10113 8428-10800

Tena

Napo

Hollín

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


34.01

54.58

16

14

24

30

156

192

9.8

10.0

460

410

2300

2000



79





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


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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

19 Direccional 11386 10089 9145-11386

Tena

Napo

Hollín

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


21.32

56.22

12

18

24

30

195

204

9.6

9.75

500

460

2400

2250



.

81






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”.


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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

20 Direccional

10770 10106 8600-10770

Tena

Napo

Hollín

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


51.42 19 11 209 9.7 460 2100



83





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

21 Direccional 10398 10087 8280-10398

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x13


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


47.84 15 18 200 9.9 450 2200



85





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

22 Direccional

10700 10077 8520-10700

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x14


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


48.53 12 24 217 9.9 544 2373



87





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

23 Direccional 10439 10062 8320-10439

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x11


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


38.04 12.5 16 219 9.7 480 2350



89





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

24 Direccional 10680 10021 8439-10680

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x12

6x32


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


37.33 19 13.5 240 9.8 475 2250



91






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”.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

Ft Ft ft in

Prueba

25 Direccional

10390 10075 8224-10390

Tena

Basal Tena

Napo

Hollín

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


70.85 16 11.4 180 9.75 450 1750



93





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

26 Direccional 10866 10062 9395-10866

Tena

Basal Tena

Napo

Hollín

PDC 3x11

3x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


59.85 13 16 185 9.8 400 1900



95





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

Ft Ft ft in

Prueba

27 Direccional

11579 10103 10880-11579

Tena

Napo

Hollín

PDC 3x15

4x16


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


44.47 13 17.5 132 9.2 400 2000



97





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.


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

28 Direccional

10890 10048 8697-10890

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


25.61 12.5 14.5 265 9.9 390 3350



99





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


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

29 Direccional

10415 10060 8193-10415

Napo

PDC 6x12

6x32


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


38.54 20 10.5 194 9.7 490 2300



101





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


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.



Pozo Tipo de pozo



Brocas

MD TVD Tipo

Boquilla

ft Ft ft in

Prueba

30 Direccional 10880 10064 8572-10880

Tena

Napo

Hollín

PDC 6x12


ROP WOB Torque RPM


Peso Galonaje

Presión en

Superficie


45.57 17.5 19 210 9.8 450 2000



103




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


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



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


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


la media al 95%




Mediana 16,0000

Varianza 8,717

Desv. típ. 2,95251

Mínimo 12,00

Máximo 25,00

Rango 13,00



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


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


TORQUE Media 19,2811 ,84445


la media al 95%




Mediana 18,0000

Varianza 26,384

Desv. típ. 5,13657

Mínimo 10,50

Máximo 30,00

Rango 19,50



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


La tabla 4.35. muestra el resumen estadístico de la variable velocidad de rotación (RPM), en


113

Tabla 4.35. Estadística Descriptica RPM

Descriptivos

Estadístico

Velocidad de Rotación Media 203,19


la media al 95%




Mediana 204,00

Varianza 764,380

Desv. típ. 27,647

Mínimo 132

Máximo 272

Rango 140



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


La tabla 4.36. muestra el resumen estadístico de la variable peso de fluido de perforación, en


115

Tabla 4.36. Estadística Descriptica de Peso del Fluido

Descriptivos

Estadístico

Peso sobre la Broca Media 9,8365


la media al 95%




Mediana 9,8000

Varianza ,042

Desv. típ. ,20604

Mínimo 9,20

Máximo 10,40

Rango 1,20



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


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


la media al 95%




Mediana 450,00

Varianza 2401,281

Desv. típ. 49,003

Mínimo 380

Máximo 600

Rango 220



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


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


Presión Media 2325,4054 72,07821


la media al 95%




Mediana 2300,0000

Varianza 192224,914

Desv. típ. 438,43462

Mínimo 1707,00

Máximo 3900,00

Rango 2193,00



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


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


N 37 37



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.



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


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


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


N 37 37

Torque Correlación de Pearson ,092 1


N 37 37



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



Ecuación



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.



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


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:


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


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


N 37 37

Velocidad de rotación Correlación de Pearson -,136 1


N 37 37



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


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


Variable dependiente: Tasa de Penetración

Ecuación



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.



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


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:


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


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


N 37 37

Peso del Fluido Correlación de Pearson ,126 1


N 37 37



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




las 2 variables.


las ecuaciones de regresión entre el ROP y Peso del Fluido.

Tabla 4.46.Modelos de regresión entre ROP y Peso del Fluido



Ecuación



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.




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


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:


Reemplazando los valores obtenidos en la tabla 4.46 en la ecuación general, la ecuación


(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


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


N 37 37

Caudal de Fluido Correlación de Pearson -,255 1


N 37 37



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




las 2 variables.


las ecuaciones de regresión entre el ROP y Caudal de Fluido.

136

Tabla 4.48.Modelos de regresión entre ROP y Caudal de Fluido



Ecuación



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.




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


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:


Reemplazando los valores obtenidos en la tabla 4.48. en la ecuación general, la ecuación


(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


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


N 37 37

Presión Correlación de Pearson -,319 1


N 37 37



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



Ecuación



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.



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


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:


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



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



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:


21.19

Para Torque

Ecuación 2


T

Para Velocidad de Rotación

Ecuación 3





Ecuación de regresión exponencial:


146

Para Peso de Fluido

Ecuación 4





Ecuación de regresión exponencial


Para Caudal de Fluido

Ecuación 5


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


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

Andrés Martínez. 2007. “Medidas de dispersión”.

http://www.spssfree.com/spss/analisis2.html ;

http://www.spssfree.com/spss/analisis1.html

Ángel J., Máximo S., Alicia V., “La distribución normal”.

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.”

http://es.scribd.com/doc/23593341/PERFORACION-DIRECCIONAL#scribd

José Sierra, Luis García. 2003. “Bioestadística” Mayo.

http://nutriserver.com/cursos/Bioestadistica/Bioestadistica.html

Juan. Luis Hernández. 2015 “Medidas descriptivas”. Abril.

http://www.tuveras.com/estadistica/estadistica02.htm

Lucas. 2012. “Brocas de perforación”, Mayo.

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.

156

ANEXO B: MATRIZ DE RECOLECCIÓN DE DATOS

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


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


Roberto Robayo, Ingeniero Civil

Constructor Independiente


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

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