De 17:00 a 18:00 Instala cabezal (Sección “C”) del pozo.
4.2. Tipos de BHA Utilizados durante la Perforación
Perforan hoyo de 16” con Broca # 1 Triconica desde 45‟ hasta 397‟ con el siguiente BHA:
Tabla 1. BHA inicial
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
BHA #1 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca Triconica 16” 9,000 3,000 1,46 2 Bit Sub 8,000 3,000 3,47 3 3” Drill Collar (DC) 4 6-5/8” REG×4-1/2” IF X-Over 5 10” HW
Perforan hoyo de 16” con Broca # 2 PDC desde 397‟ hasta 3488‟ con el siguiente
BHA:
Tabla 2. BHA direccional
BHA # 2 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca 16” PDC FM3563Z 16 3,125 1,40
1 9-5/8” Sperrydrill Lobe ¾ 9,625 6,219 34,95
1 Float Sub 9,560 3,160 2,33
1 15” Stabilizer 8,020 2,875 6,73
1 8” DWD 7,520 3,313 31,84
1 Cross Over Sub 8,330 3,125 3,00
21 5” HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Drilling Jar 6,563 2,813 19,78
10 5” HWDP 5,000 3,000 326,17
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 16” con Broca # 2R PDC desde 3488‟ hasta 6275‟ con el siguiente BHA:
Tabla 3. BHA Direccional
BHA # 3 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca 16” PDC FS2563 16 3,000 1,40 1 9-5/8” Sperrydrill Lobe ¾ 9,625 6,219 34,95 1 Float Sub 8,000 2,875 2,33 1 15,5” Stabilizer 8,000 3,031 6,73 1 8” DWD 7,313 3,320 31,84
1 Cross Over Sub 7,750 2,875 3,00
21 5” HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Drilling Jar 6,563 2,813 19,78
11 5” HWDP 5,000 3,000 326,17
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Realizan limpieza del hoyo con Broca triconica 16” a 6275‟ con el siguiente BHA simulado.
Tabla 4. BHA de Limpieza
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada
Realizan acondicionamiento de hoyo con broca PDC 12-1/4” a la profundidad de 6275‟ con el siguiente BHA simulado:
BHA # 4 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Roller Cone Steel 16” 9,000 3,000 1,46 1 Bit Sub 8,000 3,000 3,47 1 15,5”Integral Blade Stabilizer 8,000 3,031 7,82 1 8” DC 8,000 2,810 30,83 1 Float Sub 8,000 2,875 2,33 1 Integral Blade Stabilizer 8,000 2,875 6,73 3 8” DC 8,000 2,810 90,62
1 Cross Over Sub 7,750 2,875 3,00
21 5” HWDP 5,000 3,000 622,68
1 Jar 6,563 2,813 19,78
Tabla 5. BHA Acondicionador
BHA # 5 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 Broca PDC 12,250 3,000 0,91 1 Bit Sub 8,000 3,000 3,47 1 Stabilizer 8,000 2,563 6,20 1 Float Sub 8,000 2,875 2,33 1 DC 8,000 2,810 30,83 1 Stabilizer 8,000 3,000 7,76 3 DC 8,000 2,810 90,62 1 Cross Over 7,650 2,875 3,00 21 HWDP 5,000 3,000 622,68 1 Martillo 6,563 2,813 19,78 11 HWDP 5,000 3,000 326,17 Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca PDC desde 6275‟ hasta 7847‟ con el siguiente BHA:
Tabla 6. BHA Direccional entre 6275‟ y 7847‟
BHA # 6 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 PDC 8-1/2” FMH3565ZR 8,500 3,000 0,84 1 6-3/4” Sperrydrill Lobe 6/7 6,750 4,498 25,30 1 Float Sub 6,780 2,750 3,63 1 Stabilizer 6,750 2,813 6,21 1 MWD 6,750 2,875 32,37 3 6-1/4” Spiral DC 6,250 2,813 88,53 16 5” HWDP 5,000 3,000 485,45 1 Jar 6,563 2,813 20,04 11 5” HWDP 5,000 3,000 328,09 Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca # 4R PDC desde 7847‟ hasta 9457‟ con el siguiente BHA:
Tabla 7. BHA Direccional entre 7847‟ y 9457‟
BHA # 7 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 PDC # 4R 8-1/2” FMH3565ZR 8,500 3,000 0,84 1 6-3/4” Sperrydrill Lobe 6/7 6,750 4,498 25,30 1 Float Sub 6,780 2,750 3,63 1 Stabilizer 6,750 2,813 6,21 1 MWD 6,750 2,875 32,37 3 6-1/4” Spiral DC 6,250 2,813 88,60 16 5” HWDP 5,000 3,000 485,45 1 Jar 6,563 2,813 20,04 11 5” HWDP 5,000 3,000 328,09 Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Perforan hoyo de 8-1/2” con Broca # 5 PDC desde 9457‟ hasta 10518‟ con el siguiente BHA:
Tabla 8. BHA Direccional entre 9457‟ y 10518‟
BHA # 8 DESCRIPCIÓN OD MAX ID LONG.
1 PDC # 5 8-1/2” FMH3565ZR 8,500 3,000 0,84 1 6-3/4” Sperrydrill Lobe 6/7 6,750 4,498 25,30 1 Float Sub 6,780 2,750 3,63 1 Stabilizer 6,750 2,813 6,21 1 MWD 6,750 2,875 32,30 3 6-1/4” Spiral DC 6,250 2,813 88,60 16 5” HWDP 5,000 3,000 485,45 1 Jar 6,563 2,813 20,04 11 5” HWDP 5,000 3,000 328,09 Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
4.3. Evaluación e Interpretación de los Registros
La evaluación e interpretación de los registros eléctricos del pozo Guanta-18D fueron realizadas con el programa INTERACTIVE PETROPHYSICS, con el propósito de
cuantificar los parámetros petrofísicos (porosidad, saturación de agua, espesor neto, volumen de arcilla y litología) de las principales zonas de interés.
El pozo direccional de desarrollo Guanta-18D dispone de curvas de registros necesarias para una interpretación petrofísica apropiada para las formaciones: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín Superior. El conjunto de registros: HRAI – SDL – DSN – SP – CAL – DT – GR y DLL – MSFL – MEL – DSN – GR corridos por la Cía. Halliburton fueron utilizados para este análisis.
4.3.1. Generalidades del Pozo
El pozo de desarrollo Guanta-18D se perforo en el alto estructural de la parte Sur del campo Guanta-Dureno, cerca de los pozos GTA-03, GTA-13 y GTA-17D.
Su perforación inicia el 19 de Marzo del 2008 y se perfora hasta una profundidad total de 10528 pies según profundidad de registros. Los siguientes cuadros muestran algunos datos generales del pozo.
Tabla 9. Datos Generales del pozo Guanta-18D
Pozo GTA – 18D
Tipo de pozo Direccional
Coord. UTM 9.997.866,774 N
Coord. UTM 301.825,435 E
Elevación Nivel del Terreno (E.N.T.) 896.5
Mesa Rotaria (M.R.) 25
Elevación Mesa Rotaria (E.M.R.) 921.5 Desviación máxima del hoyo 318.6º Compañía de Servicios Halliburton
Fecha de registro 29 Abril 2008
Corridas Primera: HRAI – SDL – DSN – MSFL –
MEL – SP – GR
Segunda: DLL – DSL – GR
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
4.3.2. Evaluación de Registros Eléctricos
Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad: el registro Gamma Ray y la combinación Densidad de formación-
Neutrónico. La porosidad fue derivada principalmente de los registros de densidad y neutrónico.se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc y la del fluido de 1 g/cc. Los valores de Resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las salinidades del agua de formación de los pozos vecinos como se indican en la siguiente tabla:
Tabla 10. Salinidades del agua de Pozos Vecinos
ARENA SALINIDAD (ppm Na Cl) TEMPERATURA (ºF) Rw (ohmm-metro) Basal Tena 55000 190 0.048 U 25000 198 0.100 T 16500 200 0.139 Hollín Superior 2500 202 0.200 Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Para el cálculo de la saturación de agua Sw se utilizo la ecuación de Indonesia, un exponente de cementación m: 1.7, el exponente de saturación n: 2 y el factor de saturación a: 1, por considerarse confiables para la evaluación.
Los cut off utilizados fueron de 8% para la porosidad, 50% para la saturación de agua y 50% para el volumen de arcilla.
4.3.3. Resultados
La interpretación petrofísica del pozo direccional de desarrollo Guanta-18D para cada zona y con sus resultados obtenidos se muestran a continuación:
Basal Tena: Presenta una zona de interés con una arena de 15 pies de espesor neto, con porosidades promediando en 13% y una saturación de agua del 36%.El límite inferior para esta arena esta determinado en la base de la formación Tena a 9230‟ (-8857‟).
Arenisca “U” Superior: Se trata de un intervalo arcilloso que presenta un buen desarrollo arenoso de 10 pies de espesor neto, con una porosidad de 13.3% y una saturación de agua del 29.7%.
Arenisca “U” Inferior: Encontramos un cuerpo arenoso bien desarrollado al tope de la zona arenisca U inferior de 30 pies de espesor total, con una porosidad de 14.5% y una saturación de agua del 10%.La base de la formación se presenta bastante arcillosa con delgadas capas de arena. No se determina un contacto agua – petróleo.
Arenisca “T” Superior: Se trata de una arena con intercalaciones de lutita, que tiene un espesor total de 12 pies de espesor neto, una porosidad promedio de 11.4% y una saturación de agua del 32.2%.
Arenisca “T” Inferior: Se trata de una arena con intercalaciones de lutita, que tiene un espesor neto de 52 pies, una porosidad promedio de 15.5% y una saturación de agua del 10.3%.
Hollín Superior: Zona arcillosa y de bajas resistividades y porosidades, causadas probablemente por la presencia de glauconita. Se han determinado, sin embargo, una zona de interés con un ho= 46 pies, porosidad de 13.1% y una saturación de agua del 33%.
Hollín Inferior: La presencia del contacto agua-petróleo a 10390‟ (-10031‟) muy cerca del tope de la formación Hollín inferior hace que no sea considerada como zona de interés por el momento.
4.3.4. Intervalos a Probarse
Como resultado de la evaluación de los perfiles eléctricos, se recomienda probar los siguientes intervalos:
Tabla 11. Intervalos a Probarse
PRUEBA No. YACIMIENTOS INTERVALOS
1 Hollín Superior 10328‟ – 10364‟ (36‟) 10370‟ – 10380‟ (10‟) 2 “T” Inferior 10182‟ – 10234‟ (52‟) 3 “U” Inferior 9982‟ – 10012‟ (30‟) 4 “U” Superior 9952‟ – 9962‟ (10‟) 5 Basal Tena 9214‟ – 9229‟ (15‟) 6 “T” Superior 10161‟ – 10168‟ (7‟) 10173‟ – 10178‟ (5‟) Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Edisson Lozada.
Intervalos aprobados en reunión mantenida en conjunto con técnicos de la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 17 de Mayo de 2008.
Si los resultados de las pruebas son positivos en Hollín Superior dejar produciendo de esta arena, caso contrario continuar con el programa de pruebas.
Como resultado de la evaluación de los perfiles eléctricos se encontró como zonas de interés las siguientes areniscas: Basal Tena, “U” Superior, “U” Inferior, “T” Superior,
De las respuestas de las curvas se determinó un contacto agua-petróleo (CAP) para Hollín Inferior a 10390‟ (-10031‟).
4.4. Sumario de las Actividades
A continuación se describe el sumario de las actividades.
4.4.1. Perforación del Pozo Guanta-18D.
Operación: 38 Días + 0 Horas
El día martes 25 de marzo del 2008 inician las Operaciones de Perforación del Pozo Guanta 18-D con el Taladro CPV-16 (PDVSA) en el Distrito Amazónico de Petroproducción, ejecutándose las actividades como se citan a continuación:
Armó BHA # 1 con: Broca Triconica de 16" Tipo XT1GSC + Bit-Sub (válvula flotadora) + 3 DC‟s 8" + 1 HW‟s 5", perforo hoyo de 16" desde 45' hasta 397' son 352' en 6.5 hrs para Rop: 54 Pph. Sacó sarta convencional desde 397' hasta superficie. S/p.
Armó y Bajó BHA # 2 con Broca PDC 16" Tipo FS2563 + MF 9-5/8" + Stab 15-3/4" + Float Sub + Monel desde superficie hasta 397„MD s/p, perforo con
Pph promedio, donde se tuvo Interrupción de 1.5 Hrs PDVSA por ajustar Motor Giratorio de Top Drive.
Continuó perforando desde 900‟ MD hasta 1983‟ MD son 1083‟ perforados en 15 Hrs Rop de 72 Pph promedio. Circuló @ 1232‟ MD, Repasó dos veces cada pareja perforada y bombeó píldora viscosa cada 250 pies perforados para aliviar carga anular.
Circuló hasta retornos limpios y realizó Viaje Corto desde 1983‟ MD hasta 400' MD observando Arrastre puntual de 40 Mlbs a 1048' MD, Bajó nuevamente desde 400' hasta 1420' donde consiguió Apoyo de 30 Mlbs, conectó Top Drive y repasó desde 1420' MD hasta 1514' MD, Continuó bajando desde 1514' MD hasta 1983‟ MD s/p.
Continuó perforando desde 1983‟ MD hasta 3488' MD son 1505‟ perforados en 18 Hrs Rop de 83 Pph promedio, Circuló hasta retornos limpios realizó Viaje Corto desde 3488‟ MD hasta 1400' MD observó Arrastres puntuales a 2860', 2760', 2654' de 30 Mlbs, Bajó hasta 3080' MD donde consiguió Apoyo de 25 Mlbs, conectó Top Drive repasó varias veces hasta quedar libre OK, al intentar bajar nuevamente desde 3112‟ MD para llegar al fondo Observó Falla eléctrica en el Top Drive e intenta corregir la misma sin éxito, durante ese tiempo se mantuvo circulando en espera de TÉCNICO de la CIA. Varco-BJ procedente de Venezuela. (118 Hrs de Interrupción por Falla del Top Drive)
Sacó sarta en back Reaming desde 3112‟ MD hasta 2922‟ MD y a partir de allí Libre hasta superficie, quebrando herramientas direccionales, Broca.
Evaluación de la Broca: 0-1-WT-C/N-X-I-CT-BHA.
Interrupción de 10.5 hrs. PDVSA por reemplazo tanto del Pin de sacrificio como válvula automática Inside BOP del Top Drive, probó válvula con 2500 psi OK y probo funcionamiento automático de la misma OK. Adicionalmente chequeo y probo gatos hidráulicos de accionamiento de válvula Inside BOP, gatos hidráulicos del counterbalance Stand Jump and Drill OK.
Posteriormente Arma Sarta # 3 Direccional con Broca PDC 2R 16" (Tipo: FS- 2563, Chorros: 4x14" Y 3x15") + MF + MWD + Estb + MWD Bajó hasta 1046', donde se detienen las operaciones por 1/2 Hr Interrupción de PDVSA debido a problemas al abrir y cerrar válvula Kelly Cook, Continúo bajando hasta 3112‟ MD y Repasó desde 3112' MD hasta 3488' MD.
Sacó sarta desde 3488' MD hasta 3392' MD por nueva Interrupción de PDVSA (1/2 Hr) para conectar cable negativo 646 mcm de fuerza de la bomba de lodo #3 en el panel transfer.
Bajó sarta y Perforó hoyo direccional con Broca PDC DE 16" desde 3488‟ MD hasta 4991‟ MD son 1503‟ perforados en 27 Hrs Rop de 55 Pph promedio, Realizó Viaje Corto desde 4991‟ MD hasta 3109' MD observando Arrastres puntuales de 30-40 Mlbs en los intervalos 4850‟ @ 4620‟, 4410‟ @ 3955‟, 3570‟ @ 3495‟; Sacó en backreaming y con alto Torque por arrastre de 60 Mlbs desde 3920‟ MD hasta 3590‟ MD, sale libre desde 3590‟ MD @ 3109‟ MD.
Bajó sarta libre desde 3109‟ MD hasta 3875‟ MD donde observó apoyo de 40 Mlbs, conectó Top Drive repasó desde 3875‟ MD hasta 4140‟ MD, Continuó bajando sarta desde 4140‟ MD hasta 4991‟ MD con apoyos puntuales de 25-30 Mlbs a 4275‟, 4380‟, 4660‟; Repasó últimas dos parejas por seguridad y Continuó perforando desde 4991‟ MD hasta 6275‟ MD punto de asentamiento del revestidor 13-3/8‟‟ son 1284‟ perforados en 26.5 Hrs Rop de 48 Pph promedio, Circuló e incrementó peso del Lodo de 10.8 Lpg @ 11 Lpg. Realizó Viaje Corto desde 6275‟ hasta 4991' MD con arrastres puntuales de 20 / 40 lbs. Volvió a fondo repasando las últimas dos parejas por seguridad, Incremento densidad desde 11 Lpg hasta 11,2 Lpg por observar derrumbe en superficie.
Sacó sarta desde 6275' MD hasta 6210' MD observando arrastres de 50 Mlbs, conectó bomba y rotaria notando sarta pegada (empacamiento) Trabajó sarta con 500 psi de presión acumulada hasta liberar, Circuló y repasó varias veces la pareja hasta quedar libre. Continuó sacando sarta desde 6115' hasta 5834' en backreaming observando altos torques 7/13 Klbs*Pie, Sacó libre desde
rotaria y observa sarta pegada (empacamiento). Trabajó sarta empacada a 4894' aplicando torsión y con 500 psi de presión acumulada hasta liberar, repasó pareja hasta quedar libre, Continuó sacando sarta desde 4894' hasta 1704‟ MD con los siguientes parámetros Strok= 130, GPM= 659, PB= 2000 psi, Torque= 5/13 Klbs* Pie. Sacó sarta libre desde 1704‟ MD hasta superficie. Evaluación de la Broca: 1-1-WT-C/N-X-I-LT/PN-TD.
Interrupción de PDVSA (1 hr.) Corrigió falla en Switch de reversa del malacate, Armó sarta estabilizada de limpieza con broca Triconica 16" (Chorros: 4x14) + Bit Sub. + Stab 15,5" + 01 DC's 8" + Stab 15" + 03 DC's 8" y Bajó hasta 3160' MD observando apoyos puntuales 20-30 Klbs a 3160‟ MD observó apoyo fuerte de 40 Klbs, levantó sarta, conectó bomba y rotaria. Circuló reciprocando sarta observando abundante ripios y derrumbe de tamaños superiores a 3" en superficie y lodo floculado. Repasó desde 3160‟ MD hasta 3180‟ MD, Bombeó y desplazo píldora con 4 Lbs/Bbl de asfalto y con densidad de 14,5 lpg observando abundante ripios en superficie, por lo que se decidió incrementar densidad del lodo desde 11,2 Lpg hasta 11,8 Lpg.
Bajó sarta desde 3180‟ MD hasta 3804' MD con bomba y rotaria por observar apoyo de 40 Mlbs, y sarta libre desde 3804' MD hasta 5030' MD donde observó apoyo de 40 Mlbs, repasó desde 5030' MD hasta 5178' MD observando abundante ripios en superficie. Circuló e incrementó densidad de lodo de 11,8 a 12,1 Lpg. Bajó sarta con bomba y rotaria desde 5178' MD hasta 6275' MD
Sacó sarta de limpieza con broca Triconica 16" desde 6275' MD hasta 5741' MD en Back Reaming por observar arrastres de 40 Mlbs, y libre con arrastres puntuales de 20 Mlbs desde 5741' MD hasta superficie.
Conectó zapata + Cuello + tubo, probó válvula flotadora OK. Bajó casing de 13-3/8", desde superficie hasta 2700' MD. Circuló pozo por observar lodo altamente floculado y presencia abundante de derrumbes en superficie. Continuó bajando casing 13-3/8" desde 2700' MD hasta 3891' MD donde observó apoyo de 50 Mlbs (tubo #93 de 155) y lodo altamente floculado. Circuló pozo @ 3891' MD, Continuó bajando casing de 13 3/8" desde 3891' MD hasta 4480' MD, llenando tubo por tubo, conectó bomba para romper geles y circular revestidor observando incremento de presión de 800 psi con Strok= 30 y revestidor pegado sin circulación, trabajó arriba y abajo con 550 Klbs de over pull y 150 Klbs de compresión manteniendo 500 psi entrampadas, recuperó 1 ½ pulg. Junta de casing quedando Zapata @ 4382’ MD, Cuello Flotador @ 4340’ MD, continuó trabajando sin obtener avance.
Para el día 11 de Abril se activó alarma detectora de gas del taladro, observando burbujeo de gas desde el cellar del pozo Guanta-19D, por lo que se tuvo que desalojar al personal de Locación.
Posteriormente se reanudaron las operaciones el día 12 de Abril bajando tubería 1 3/8 pulg. Únicamente se pudo bajar 50 pies por debajo del cellar, debido a
obstrucción por lodo floculado, no teniendo mayor avance. Realizó Top Job con 12 bls de cemento puro más cloruro de calcio. Realizó corte del revestidor y conectó sección “A”. Instaló “pie de amigo” entre revestidor de 20" y 13 3/8" para mayor integridad a la sección.
Inicia segunda fase de perforación (SECCIÓN DE 12 ¼”)
El día 13 de Abril, Armo y Bajó BHA con broca de 12 1/4"+ Bit Sub + Stab +1dc's 8"+ Stab + 3 DC‟s 8"+Xo + 21 Hws 5"+ Jar+11 Hws 5" para repasar sección de 16‟‟ y asentar revestidor de 9-5/8‟‟ a la profundidad de 6275‟ MD.
Bajó sarta hasta 4118„MD, donde observó apoyo de 15 Mlbs Conectó bomba y rotaria, observando alto torque de 10/18 Klbs y restricción en aproximadamente 7 pies continuo bajando libre hasta 4211' MD. Circuló, continuo bajando tubería desde 4211‟ MD hasta 4340‟ MD donde toco Cuello Flotador rompió el mismo y zapata (4382' MD) Bajó sarta con bomba y rotaria para acondicionar hoyo de 16" con broca de 12 1/4" desde 4382‟ MD hasta 6275‟ MD sin problemas, Circuló para acondicionar lodo por observarse con olor fétido y floculado e incremento peso @ 12.1 Lpg. Realizó viaje corto desde 6275' hasta 4382' libre.
Saco sarta de limpieza desde 6275‟ MD hasta superficie sin problemas, Bajó revestidor desde superficie hasta 6275' MD S/P.
Para el día 15 de Abril Instaló cabezal de cementación y realizó Cementación quedando la Zapata @ 6253’ MD, Cuello Flotador @ 6204’ MD.
Inicia tercera fase de perforación (SECCIÓN DE 8 1/2”)
Para el día 17 de Abril instaló conjunto BOP y probó con 1000 psi por 10 min. Ok., Armo y bajó BHA direccional con broca PDC 8 1/2" + MF + Stab + MWD + 16 HW's 5" + Martillo + 11 HW´s y bajó hasta 6204‟ MD donde toco cuello flotador, Rompió CF + Zapata (6253' MD) Limpio bolsillo desde 6253‟ MD hasta 6275' MD con bomba y rotaria s/p. Circuló y Desplazo lodo de 12,1 Lpg por lodo 9,5 Lpg. Perforo desde 6275‟ MD hasta 7847' MD son 1572' en 38.5 Hrs para una ROP de 40.8 Pph. Circuló hasta retorno limpio y decidió sacar sarta a superficie para reemplazar broca PDC por triconica, para perforar la sección de conglomerados.
Sacó sarta en back reaming (por seguridad), desde 7847' MD hasta 7754‟ MD sin problemas. Con back reaming desde 7754' MD hasta 7661' MD por observar arrastres de 40 Mlbs, libre desde 7661' MD hasta 7379' MD, continuó sacando en back reaming desde 7379' hasta 6253' (zapata) por observar torques de 15- 17 ft-lbs. y arrastres de 40 Mlbs y evidencia de empacamiento. Bombeó y desplazó 35 Bls de píldora pesada. Sacó tubería desde 6253' MD hasta superficie quebrando herramientas direccionales.
Bajó sarta punta libre desde superficie hasta 940' para asegurar pozo. Por
(Interrupción PDVSA de 38 Hrs), debido a espera por repuesto HEAT SINK de potencia del freno eléctrico BAYLOR.
Sacó sarta punta libre desde 940' hasta superficie, Armó y bajó BHA direccional con broca PDC 8 1/2"R + MF + Stab + MWD + 16 HW's + Martillo + 11 HW's hasta 6281' donde observó apoyo de 40 Klbs Repasó desde 6281‟ MD hasta 7785' MD, durante el repaso se incremento el peso del lodo de 10,1 Lpg @ 10,3 Lpg, continuo repasando y observo sarta empacada con incremento de presión desde 2300 psi hasta 3000 psi y alto torque de 20 Klbs*Pie, trabajó sarta arriba y abajó hasta recuperar rotación y circulación. Levantó hasta 7755‟ MD donde observo sarta libre.
Bombeó 50 bls de píldora viscosa-pesada con 20 Lbs/Bbl de asfalto y con densidad de 12,5 Lpg y circuló la misma observando abundante ripios con muestras de derrumbe, simultáneamente incrementa densidad del lodo desde 10,3 hasta 10,5 Lpg. Continúo repasando hoyo de 8 ½" con dificultad desde 7755„MD hasta 7847' MD con altos torques, Circuló y Realizó viaje corto en back reaming desde 7847' MD hasta 6253´ MD zapata, observando arrastres de 40 Mlbs torque de 12/18 @ 7721‟-7377-7095‟-6827'. Bajó sarta desde 6253' hasta 7001' donde observo apoyo de 45 Mlbs, Repaso con broca 8 1/2" PDC desde 7001‟ MD hasta 7847' MD. Continuo perforando desde 7847' MD hasta 8131' MD son 284' en 15.5 horas para una ROP de 18.3 Pph.
Interrupción PDVSA de 1/2 Hr por Reparación del sistema de Top Drive y
1/2 Hr por Cambio de pistón n# 3 de la Bomba # 2, continuo perforando hoyo 8- 1/2" desde 8131' MD hasta 8546„ MD son 415' en 13 horas para una ROP de 32 Pph., circuló y realizó Viaje de Control hasta la Zapata (6253‟ MD) Observo arrastre puntuales de 50 Mlbs desde 8170' MD hasta 8000' MD y permanente de 50 Klbs de 8000' hasta 7915' saco en back reamer ok. Libre desde 7915' hasta 6187' MD sin problema, Bajó observando apoyo de 40 Klbs a 8000' conectó TOP Drive y repaso desde 8000' hasta 8170' MD ok, continuo bajando sarta sin problema desde 8170' hasta 8546'.
Perforo hoyo de 8-1/2" desde 8546' hasta 9457' MD son 911' en 32.5 horas para una ROP de 28 Pph., promedio, circuló y saco sarta a superficie por bajo rendimiento de Broca, observó arrastres puntuales desde 8227‟ MD hasta 7942‟ MD.
Evaluación de la Broca: 1-2-WT-N/S-X-I-DL-PR.
Bajó BHA direccional con Broca PDC 8 1/2" hasta 9457' S/P instalando reductores de TORQUE Y ARRASTRE, Repaso las 3 ultima parejas por seguridad, Perforo sarta direccional con broca PDC de 8-1/2" desde 9457' hasta PT 10518' son 1061' en 40 horas para una ROP de 26.5 Pph. promedio. Circuló y Realizó Viaje Corto desde 10518' hasta 5700' sin problema, Bajó desde 5700' MD hasta 10158' MD donde apoyo de 20 - 40 Klbs conectó TOP Drive y repaso
hasta 10518' MD Repasando las 4 ultima parejas hasta estar libre, circuló hasta retorno limpio saco sarta direccional con broca PDC de 8-1/2" desde 10518' hasta superficie sin problema.
Para el día 29 de Abril Cía. Halliburton Logging bajó herramienta de registro primera corrida: MRI-SDL-DSN-MSFL-GR toco fondo @ 10528' MD según guaya tomo registro desde 10528' MD hasta 9500' MD saco hasta superficie sin problema, bajó Segunda corrida: DLL -MSFL-WSTT-GR-SP, saco hasta superficie S/P, Armo y Bajó sarta lisa con Broca Triconica 8-1/2‟‟ hasta 10518‟ S/P, circuló y saco sarta desde 10518' MD hasta superficie sin problema.
Cía. Weatherford (llave hidráulica) vistió equipo y bajó revestidor de 7" 26 #/pie desde superficie hasta 4467‟ + colgador con DP's de 5" desde 4467' hasta 10518' sin problema S/P, llenando los primeros 5 tubos y luego cada 10, Conectó cabezal y toco fondo @ 10518„, levantó 5‟ para buscar circulación y probo con 7 SPM observando Presión de 1800 Psi sin observar retorno. Saco desde 10518' MD hasta 10053‟ variando parámetros buscando circulación sin éxito, por lo que se decidió por parte de PETROPRODUCCION NO realizar Cementación y Asentar colgador, por lo que se realizó lo siguiente: Levantó sarta con peso (340