2.6. DESCRIPCIÓN DE LA PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS
2.6.2. DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN
El desarrollo del programa de perforación exploratoria, involucra la realización de cinco (05) actividades principales que se realizan de manera secuencial; a continuación se describe cada uno de ellas:
(1) MOVILIZACIÓN.
Esta actividad contempla las operaciones de transporte y apoyo logístico para la ejecución del proyecto a excepción del transporte del equipo de perforación. Para el presente proyecto, la movilización se efectuará básicamente por vía fluvial y aérea, se iniciará con el desplazamiento del personal de la empresa especializada en la construcción de las plataformas, seguido de la empresa de perforación de pozos y de otras empresas que prestan servicios complementarios hacia los campamentos logísticos (CBL). Para luego proceder con la movilización de personal, equipos, insumos y otros hacia las áreas donde se habilitarán las locaciones y sus respectivos accesos.
Para ejecutar los desplazamientos es importante el tipo de logística de transporte a utilizar, por lo que se prevé lo siguiente:
A. Transporte Fluvial.
Se prevé la utilización de las siguientes embarcaciones:
• Barcazas con una capacidad media de 500 Tn en la época de creciente y hasta 50 Tn en la época de vaciante.
Las unidades que transportarán los combustibles serán los apropiados, es decir, barcazas tanques y que contarán con los equipos de contingencia a bordo.
Para el transporte del personal, se usarán deslizadores y/o lanchas rápidas adecuadas para su transporte seguro.
B. Transporte Aéreo.
Para el movimiento aéreo de materiales utilizaremos helicópteros diseñados para el transporte de carga externa, tales como MI-17, Kamov y/o CHINOOK. Se estima que se utilizara 450 horas en total de vuelo con los helicópteros mencionados por pozo a perforar.
Se establecerá un mapa de rutas de vuelo considerando lo siguiente:
• Se evitará en lo posible sobrevolar sobre centros poblados.
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(2) CONSTRUCCIÓN E INSTALACIÓN DE FACILIDADES.
De manera general, esta actividad se ejecuta básicamente en cuatro etapas de manera secuencial:
• Desbroce de la vegetación.
• Corte y nivelación del terreno.
• Compactación.
• Relleno – compactación.
Dependiendo de las condiciones topográficas del terreno se requiere un determinado tiempo de ejecución. A continuación, se describen las diferentes construcciones previstas para el proyecto:
A. Campamentos Base Logística (CBL).
Para las operaciones de perforación, se utilizará el Campamento Base Logístico Arica con una extensión de 10 ha, el cual se encuentra actualmente habilitado y operativo (ver diagrama en el anexo del presente capitulo). Sin embargo, se ha considerado una locación alternativa para sustituir la Base Arica, y su construcción dependerá del desarrollo de las operaciones.
Para las locaciones de perforación que sean consideradas remotas del campamento logístico principal, será construido un campamento Sub-base, que será utilizado como apoyo logístico para las etapas de construcción de plataforma, perforación, pruebas de pozos, abandono y mantenimiento de la plataforma.
Las coordenadas referenciales en sistema WGS-84 de las bases logísticas
son las siguientes:
• Base Arica: E 477 325 m N 9 824 250 m
• Base Norte (alternativa): E 474 404 m N 9 820 877 m
• Sub-Base A: E 498 285 m N 9 799 854 m
• Sub-Base B: E 507 777 m N 9 777 870 m
Se precisa que todos los campamento bases y sub-bases estarán instalados fuera de la Reserva Nacional Pucacuro.
Se presenta un mapa con la ubicación de la base Arica, base logística alternativa y dos sub-bases:
B. Campamentos Sub Bases Logísticos (CSBL).
Las Sub-Bases logísticas, contarán con las siguientes facilidades:
• Muelle o punto de embarque/desembarque.
• Almacenamiento de combustible.
• (2) Helipuertos.
• Campamento para 120 personas.
• Almacén de químicos.
• Antena satelital para telecomunicaciones.
• Sistema de tratamiento de agua.
• Posta médica.
C. Acceso a las locaciones de perforación.
Un equipo especializado ingresará a las locaciones para realizar el desbroce y tala del área considerada para la construcción de la plataforma. La maquinaria pesada será transportada vía aérea (por helicóptero) a la locación de perforación para construir las instalaciones necesarias para el ensamble del equipo de perforación. El personal dedicado a esta operación pernoctará en la locación cuando sea construido un campamento provisional, que cuente con las condiciones necesarias.
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D. Campamento de Obra Civil.
El campamento de obra civil es considerado para un área de 1,500 m2. Entre
las facilidades con que contará el campamento tenemos:
• Campamento para 120 personas
• Generador eléctrico.
• Antena satelital para telecomunicaciones.
• Sistema de tratamiento de agua.
• Posta médica.
• Almacenamiento de combustible (Diesel 2 y Gasolina 84).
El campamento de obra civil será utilizado durante la fase de construcción de la obra civil en la plataforma, una vez construido el campamento de la plataforma de perforación, el personal ocupará el mismo.
E. Preparación y Construcción de la Locación.
Una vez instalado el campamento provisional, comenzará las operaciones de construcción de la plataforma de la locación de perforación.
En el diseño preliminar del proyecto se han considerado las siguientes dimensiones para las pozas:
• Pozas de cortes, lodos y agua: 25m x 40m x 3.5 m.
FIGURA Nº 2.15
DISEÑO DE LA LOCACIÓN
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F. Bancos de arenas limosas.
Para la construcción de la capa de rodadura de la plataforma de perforación, se requiere de material de relleno, por lo que se ha programado extraer este material de bancos de arena limosa. Para cada plataforma será extraído
aproximadamente 2,000 m3 de arena limosa.
Fotografía de un banco de arena limosa en el Lote 39
Ubicación.
Han sido considerados cuatro bancos de arena limosa, a continuación se presentan las coordenadas en sistema WGS-84 de dichos bancos:
• Banco A/L 1: E 474 330 m N 9 821 215 m
• Banco A/L 2: E 478 223 m N 9 822 604 m
• Banco A/L 3: E 471 248 m N 9 825 850 m
• Banco A/L 4: E 505 150 m N 9 779 478 m
A continuación se presenta una imagen satelital donde se muestran tres (03) de los cuatros (04) bancos de arena limosa, los cuales se encuentran en las cercanías de la Base Arica. El cuarto banco, se encuentra hacia el sur de Base Arica. Todos los bancos se encontrarán fuera de la Reserva Nacional Pucacuro.
(3) MOVIMIENTO DE EQUIPOS.
Esta actividad contempla básicamente:
• Transporte del Equipo de Perforación.
• Armado del Equipo de Perforación.
El equipo de perforación es una estructura compuesta de diferentes secciones las cuales pueden ser armadas y desarmadas, este diseño permite el traslado por secciones debido a la dimensión y peso que presentan.
Para el presente proyecto exploratorio, se prevé un equipo de perforación con una capacidad mínima de 15 000 pies, el cual será transportado principalmente utilizando vía fluvial y aéreo desde las instalaciones y almacenes de la contratista de perforación hacia las locaciones.
(4) PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS.
Se prevé perforar 21 pozos, entre exploratorios y de evaluación en varias estructuras del Lote 39, con el objetivo de su evaluación y confirmación de reservas. Se estima construir un pozo por plataforma, sin embargo, dependiendo de la información que se recolecte en los primeros pozos perforados se podría tomar la decisión de utilizar una plataforma para perforar más de un pozo.
Se ha planificado que los pozos a ser perforados serán verticales, sin embargo, de acuerdo a la información de los pozos perforados en la zona y las interpretaciones sísmicas, se identificará la necesidad de diseñar objetivos que se encuentren desplazados de las actuales plataformas propuestas o áreas superficiales no apropiadas para la instalación del equipo de perforación y se procederá a la elaboración de un diseño de pozo direccional.
Teniendo en cuenta los modelos actuales geomecánicos del lote 39, para los pozos verticales y los posibles pozos direccionales, se considerarán las mismas profundidades verticales (TVD) de asentamiento de revestidores. Los revestidores tipo para los pozos tantos verticales como los posibles pozos desviados o direccionales son: Revestidor Conductor, Revestidor de Superficie, Revestidor Intermedio y Liner de Producción.
La perforación de pozos verticales demandará aproximadamente 35 días cada uno, dependiendo de la dureza de las unidades litoestratigráficas. Antes de la perforación de cada pozo, será elaborado un programa de perforación específico considerando la información de los pozos vecinos.
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En cada uno de las operaciones se emplearan las prácticas recomendadas por
el API9 y las especificaciones contempladas en el D.S. Nº 032-2004-EM.
A. Equipo de Perforación.
Se hará uso de un equipo de perforación adecuado para las condiciones operativas planeadas, el cual contará con capacidad mayor a la necesaria para poder perforar y completar el pozo hasta su objetivo. Antes del inicio de las operaciones, el encargado de la perforación deberá verificar en su totalidad el procedimiento de trabajo para el armado del equipo de perforación. El sistema de control a seguir será el que se estipula en el Artículo 127º del D.S. N°032- 2004-EM.
En la Tabla 2.12, se indica las especificaciones del equipo de perforación.
TABLA 2.13
ESPECIFICACIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN
DESCRIPCION CAPACIDAD
Potencia del taladro Entre 2 000 y 2 500 HP Bombas triples de lodo Entre 3 a 5 bombas Capacidad de almacenamiento de fluido de
perforación Aprox. 2 500 bls
Equipo de control de sólidos
(3) Shale shakers (1) 3 en 1 o Limpiador de Lodo (2) Centrífugas (1) Unidad de Dewatering (1) Laboratorio -oficina (1) Desgasificador
(1) Tornillo sin fin o catch tanks de tratamiento y retroexcavadora
(1) planta de tratamiento de agua. (5 -10) Tanques verticales o australianos. Malacate (draw works) Capacidad entre 2,000 y 2,500 HP Línea de perforación Diámetro 1 1/2” y 12 líneas Sistema de perforación Top Drive TDS-4 – TDS -11
BOP
(2) pipe rams – 10kpsi
(1) Shear ream/Blind rams– 10kpsi (1) Annular preventer – 10kpsi (2)Panel de control remoto (1) Sistema koomey Capacidad de almacenamiento de combustible 700 barriles Capacidad de almacenamiento de agua 700 barriles
Tubulares Aprox. 15 000 pies de DP 5 7/8” S-135 Aprox. 1 800 pies HWDP 5 7/8” S-135 Aprox. 900 pies de DC 6 ½” Aprox. 600 pies de DC 8” Aprox. 300 pies de DC 9 ½”” Generadores eléctricos (4) Generadores – 1 200 -1 500 KW. (4) Motores a Diesel – 1 500 HP
(1) SCR 1 400 -1 500 con controles para 4 controladores de generadores.
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B. Diseño y programa de revestimiento.
En la siguiente tabla se muestran los diseños proyectados (diámetros) para la tubería de revestimiento de los pozos. Este diseño podría cambiar individualmente en la medida que se determine la superficie real y el lugar específico a perforar.
TABLA 2.14
TAMAÑO DEL HUECO TAMAÑO DEL CASING
24” 20”
17 ½” 13 3/8” 12 ¼” 9 5/8”
8 ½” 7”
El diseño general de entubado se basa en las previsiones sobre formaciones, presiones y estabilidad del diámetro interior del pozo.
C. Fluido o Lodo de Perforación.
La utilización de los lodos o fluido de perforación son indispensables en el proceso de perforación de pozos y tienen las siguientes funciones:
• Mantener la estabilidad del pozo.
• Enfriar y lubricar la broca y sarta de perforación.
• Transmitir la energía hidráulica a las herramientas de fondo del pozo y broca.
• Controlar las presiones de la formación.
• Suspender y retirar los recortes del pozo.
• Obturar las formaciones permeables.
• Minimizar los daños a las formaciones productivas.
• Controlar la corrosión.
• Asegurar una evaluación adecuada de la formación.
• Facilitar la evaluación de perfiles eléctricos.
En la Tabla 2.15, se presenta las características del fluido de perforación previstas.
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TABLA 2.15
CARACTERÍSTICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
SECCION LODO Casing 20” NATIVO 8.5-8.6 lb/gal Bentonita Casing 13 3/8” Ultradrill 8.8-10.0 lb/gal, PV: 12-15 cp, YP: 15-20 lb/100 ft2, pH: 9.0-9.5 Bentonita, Baritina Casing 9 5/8” Ultradill 10.0-11.0 lb/gal, PV: 13-18 cp, YP: 18-37 lb/100 ft2, pH: 9.2-9.6 Asphasol Supreme, Baritina
Liner 7”
FLO PRO NT
9.8 lb/gal, PV: 14 cp, 20 lb/100ft2, pH: 9.2. Flo-trol, Black fury, Kla stop, Supravis, Safe carb.
D. Programa de Cementación
El propósito de la cementación es sellar las formaciones estratigráficas para su protección y evitar fallas mecánicas del revestimiento. Para esto se hace recircular lechadas de cemento que se bombean por dentro de la tubería y se desplazan hasta el fondo, hasta que la misma desborda y cubre total o parcialmente, todo el espacio anular entre el revestidor y las paredes del pozo u otro revestidor anterior.
Para poder completar las tareas de cementación, se necesita que el cemento sea capaz de llegar a la posición deseada mediante su bombeo desde la superficie y que su composición sea inerte a cualquiera de las formaciones y fluidos con los que tenga contacto. El programa de cementación requiere el uso de cementos de Clase “A” o “G” en los intervalos superiores y Clase “G” o “H” en el intervalo inferior.
Para lograr los objetivos y obtener las características adecuadas del cemento, se utilizarán aditivos que dependerán de la profundidad del revestimiento a ser cementado. En el primer intervalo se utilizará cemento de Clase “A” o “G” mezclados con aceleradores para promover el fraguado y bentonita como un extensor. Adicionalmente se utilizarán aditivos antiespumantes. En el segundo intervalo se utilizará cemento de Clase “G” mezclado con baritina, almidón, dispersante, antiespumante y lignito como un retardarte. El uso del retardarte es debido a que el aumento de temperatura en el pozo acelera la reacción química del cemento con el agua, volviéndolo denso más rápidamente y reduciendo su capacidad de bombeo. Hasta el TD utilizará cemento Clase “G” o “H” con retardantes y antiespumantes.
ADITIVOS DE CEMENTACIÓN A UTILIZARSE EN LOS POZOS
Aditivos
Acelerador para cemento Dispersante para cemento Agente anti-pérdidas de cemento Anti espumante para cemento Expansor para cemento Retardador para cemento Surfactante
La Cementación debe estar diseñada para permitir un tiempo adecuado de bombeo y de fraguado durante la operación, así como para proporcionar la resistencia necesaria a la tracción y compresión en el pozo.
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En la Tabla 2.16, se presenta el presenta el diseño previsto.
TABLA Nº 2.16
PROGRAMA ESTIMADO DE CEMENTACIÓN
DIÁMETRO BROCA (pulg) DIÁMETRO CASING (pulg) PRODUCTOS
26 20 Cemento clase A o G +acelerador+antiespumante 17 1/2 13 3/8 Cemento clase A o G +antiespumante
13 3/8 9 5/8 Cemento clase G + perdida de fluido+dispersante+antiespumante 8 1/2 7 Cemento clase G +retardante + antiespumante.
E. Etapa de prueba de Formación
Una vez concluida la perforación del pozo y determinada la existencia de hidrocarburos, se procederá a la prueba de formación usando un sistema de medición ubicado en la locación. Las pruebas de producción en el pozo sirven para determinar si el hidrocarburo encontrado en la estructura puede ser explotado comercialmente. Las pruebas de producción en el pozo durarán un periodo de aproximadamente 30 días, dependiendo del número de pruebas, tipo y la información adquirida durante la perforación del pozo.
Posterior a la evaluación del control geológico y la interpretación petrofísica de las formaciones, se determinan los intervalos saturados con hidrocarburo, estos intervalos serán probados para investigar la capacidad de producción del pozo. El desarrollo del yacimiento depende del tamaño, la calidad de los hidrocarburos encontrados, porosidad y permeabilidad del reservorio y por último, el porcentaje de saturación de agua.
Dependiendo del tipo de prueba a realizar (RFT, DST ó de producción) y el número de intervalos a probar, las pruebas durarán de 3 a 8 días cada uno. En el caso de realizar una prueba de flujo a superficie el equipo consistirá de un distribuidor, una válvula de regulación, un calentador, un separador, un tanque de prueba y una antorcha (flare) o quemador interno.
E.1. Objetivos y Diseño
Los objetivos de una prueba de formación en un pozo exploratorio de hidrocarburos son los siguientes:
• Determinación de la capacidad de producción del pozo (Potencial).
• Obtención de la presión del yacimiento y conocer si hay soporte de presión.
• Evaluación de propiedades de la roca.
• Determinar heterogeneidades del reservorio. (fallas, fracturas, barreras,
contactos)
• Cuantificar el daño de formación.
• Muestreo de fluidos.
• Proporcionar información base para evaluación del lote o campo
descubierto.
Las tasas de producción se controlan a través del Choke Manifold cuando el pozo presenta flujo natural. La sarta de TCP/DST (Tubing Conveyed Perforation/Drill Stem Test) permite, en una sola corrida, el cañoneo de la formación en bajo balance y el análisis de la producción del intervalo de interés. En el caso de fluidos sin la suficiente presión como para llegar a superficie, es necesario utilizar un tipo de levantamiento artificial.
E.2. Uso del TCP (Tubing Conveyed Perforation)
El cañoneo es el método para dar comunicación de flujo entre la formación y el pozo. Al ejecutar el cañoneo se produce una zona dañada que ocasiona una zona de permeabilidad reducida, dando como consecuencia bajas producciones en el intervalo a investigar. El bajo balance producido por el TCP disminuye considerablemente dicho daño.
Así también, existen formaciones que sufren daño irreversible a la hora de ser cañoneadas, debido a la incompatibilidad entre fluido de completación y formación, sobre todo si no pueden tener oportunidad de surgencia. El TCP minimiza estos factores indeseables.
Para los pozos del área de estudio, es recomendable utilizar el componente HSD (High Shot Density) para ejecutar el cañoneo, con cargas tipo HMX Power Jet, para Alta penetración (promedio de 30 pulgadas), probadas y aprobadas por el American Petroleum Institute, bajo la norma API-RP-19B, de Noviembre del 2002.
E.3. Descripción de los Componentes de Subsuelo
Empaque - Flex Holdown & Flexpack: Empacadura operada por peso con
bypass y sistema de holddown para cuando hay diferencial de presión de tubería a anular.
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Válvula de Seguridad - Safety Joint: Permite recuperar la sarta por encima de
este componente en el caso que esté atascado (como último recurso); es activada por rotación a la izquierda.
Martillo o Percusor - Jar: Proporciona un overpull de máximo 60000 lbs para
liberar la sarta cuando está atascada.
PCT Valve (Pressure Control Tester Valve): Válvula de varios ciclos usada
para cierres de fondo; es operada por presión.
Anular. Cuando se incorpora el modulo HOOP la válvula se mantiene abierta
sin necesidad de aplicar presión en el anular.
PORT Reference Tool: Para operar la válvula PCT se necesita que la PORT
capture la hidrostática de referencia.
Portador de Sensores - Gauge Carrier: Con capacidad para portar 4
sensores y registradores de presión y temperatura.
SCAR-BB Sampling Carrier: Es utilizado para tomar muestra de fluido a nivel
de fondo de pozo, conservando su presión original en el portamuestra.
Válvula Múltiple - MCCV Circulating Valve: Válvula de circulación de
múltiples aperturas y cierres operada por ciclos de 500 psi de diferencial de presión en la tubería.
Válvula de Reversa - SHRV Reversing Valve: Válvula de reversa activada por
presión anular al final de la prueba, es de un solo ciclo.
Sensor de Fondo - Downhole Gauge: El SLSR está construido a partir de un
sensor de 10000 psi con la tecnología electrónica Unigauge.
Cabeza de disparo - SBS Firing Head: Sistema redundante de disparo de
TCP que posee dos cabezas, las que pueden ser activadas en forma independiente (mecánica e hidráulica).
Cañones de Alta Densidad - HSD Guns: Sistema de Cañoneo TCP con las
cargas de máxima penetración en el mercado para 5 TPP y 12 TPP.
E.5. Descripción de Componentes del Equipo de Superficie
Cabeza de Flujo - Flowhead: Soporta la sarta y permite el flujo desde y hacia
el pozo, permite rotar la sarta sin que sea necesaria la desconexión.
Manifold de Control - Choke Manifold: Controla la tasa de flujo y la presión
de el fluido producido a valores aceptables antes de entrar al equipo de procesamiento.
Separador - Separator: Diseñado para separar, medir y muestrear las fases
del fluido producido.
Manifold de Gas - Gas Manifold: Dirige el flujo de gas a su respectivo
quemador.
Manifold de Petróleo - Oil Manifold: Sistema de 5 válvulas para dirigir el
fluido producido del separador del pozo al gauge tank o al quemador.
Bomba de Transferencia - Transfer Pump: Usada para desplazar el fluido
almacenado en los gauges tank.
Quemador - Burner: Diseñado para quemar de manera eficiente los fluidos
producidos durante la prueba.
Tanque Graduado - Gauge Tank: Tanque no presurizado usado para medir
tasas de flujo pequeñas o también en la calibración de los medidores de flujo; posee dos compartimientos.
Indirect Heater: Equipo usado para calentar el fluido del pozo y así facilitar