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PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
1
PERFORACIÓN DE UN POZO ESTRATIGRÁFICO EN LA CUENCA DE LA BAJA GUAJIRA
(COLOMBIA), CON RECUPERACIÓN DE MUESTRAS (ROCAS Y FLUIDOS) Y TOMA DE
REGISTROS.
ANEXO TÉCNICO
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
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Contenido
1.- INFORMACIÓN GENERAL 5
1.1.- OBJETO DEL PROCESO DE SELECCIÓN 5
1.2.- ALCANCE DEL OBJETO 5
1.3- UBICACIÓN 6
2.- COMENTARIOS GEOLÓGICOS 8
2.1- OBJETIVO 8
2.2- COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA 9
3.-CONSIDERACIONES OPERACIONALES Y RIESGOS POTENCIALES 12
3.1.- ADECUACIÓN DE ACCESO Y LOCACIÓN 12
3.2- EQUIPO REQUERIDO 13
3.2.1- VERIFICACIÓN DEL SOPORTE TÉCNICO 14
3.2.2.- EVALUACIÓN DE PRUEBAS DE ARRANQUE EN INSPECCIONES DE RIG UP O ARRANQUE. 14
3.3.-INSTALACIÓN DEL TALADRO DE PERFORACIÓN 15
3.4. PREPARACIÓN, MOVILIZACIÓN Y DESMOVILIZACIÓN DE EQUIPOS 16
3.5- RIESGOS OPERACIONALES 16
3.6- ESTADO MECÁNICO PROPUESTO (ESQUEMÁTICO) 17
3.7- MUESTREO Y REGISTROS ELECTRICOS 18
3.7.1- Profundidad Final. 18
3.7.2- Mud logging 18
3.7.3- Registros eléctricos 21
3.7.4- Núcleos 25
3.8 INFORME DE AVANCE DE LA PERFORACIÓN 27
3.9.- ANÁLISIS, EDICIÓN Y DIGITALIZACIÓN DE PRODUCTOS 29
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
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3.10.- INFORME FINAL 29
3.11.- PRODUCTOS A ENTREGAR 30
4.- PROGRAMA DE PERFORACIÓN 31
4.1- PROGRAMA DE BROCAS 31
4.2- PROGRAMA DE ENSAMBLAJES DE FONDO Y CABEZALES 32
4.3- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN 35
4.4- PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Y REVESTIDORES 41
4.5- PROGRAMA DE EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS 44
4.6.- ABANDONO DEL POZO 46
4.7.- RESTAURACIÓN DE ÁREAS 46
4.8.- OTRAS OBLIGACIONES 47
4.9.- PERSONAL REQUERIDO PARA LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO 49
4.10.- TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO 52
Lista de Imágenes
Imagen 1.1.- Ubicación del Pozo ANH Guajira 1X 7
Imagen 1.2.- Ubicación del Pozo ANH Guajira 1X, linea sismica M-1972-06 7
Imagen 1.3.- Ubicación del Pozo Guajira 1X, posible punto de acceso 8
Imagen 2.1.- Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Baja Guajira 9
Imagen 2.2- Mapa localización de los pozos perforados en el área de la Baja Guajira. 10
Imagen 2.3.- Correlación estratigráfica de los pozos Los Manantiales-1, Saure-1 y Guaitapa-1. 11
Imagen 2.4- Pozos perforados cercanos a las opciones de ubicación del ANH Guajira 1X 12
Imagen 3.1- Arreglo recomendado para la locación del ANH Guajira 1X 14
Imagen 3.2.- Ubicación propuesta para la perforación del pozo estratigráfico ANH GUAJIRA 1X en
el Predio La Jamaica.
15
Imagen 3.3- Estado mecánico propuesto para el ANH Guajira 1X 17
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
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Imagen 4.1. Estimado de tiempos de ejecución. 53
Imagen 4.2.- Grafica de estimación de tiempos de ejecución del proyecto 53
Lista de Tablas
Tabla 1.1- Información general del pozo ANH GUAJIRA 1X 5
Tabla 1.2- Coordenadas Ubicación Finca La Jamaica del pozo ANH GUAJIRA 1X 6
Tabla 2.1- Pozos perforados en el área al sur del bloque GUA-3 10
Tabla 3.1- Requerimientos básicos de equipos para perforar el ANH Guajira 1X 13
Tabla 4.1- Propuesta de brocas para el ANH Guajira 1X 31
Tabla 4.2- Ensamblaje para perforar cada sección del ANH Guajira 1X. 32
Tabla 4.3- Propiedades recomendadas de los sistemas de fluidos a utilizar 36
Tabla 4.4- Volumetría estimada para cada sección del ANH Guajira 1X 37
Tabla 4.5- Productos de contingencias requeridos para el pozo ANH Guajira 1X 40
Tabla 4.6- Factores de diseño de revestidores del pozo ANH Guajira 1X 41
Tabla 4.7.- Plan de cementación del pozo ANH Guajira 1X 42
Tabla 4.8- Equipos de control de sólidos propuestos para el intervalo superficial de 12 ¼”
del ANH Guajira 1X
44
Tabla 4.9- Equipos de control de sólidos propuestos para el intervalo intermedio y
corazonamiento del ANH Guajira 1X
45
Tabla 4.10- Equipos de control de sólidos propuestos para el intervalo final 45
Tabla 4.11- Personal mínimo requerido para el ANH Guayacana 1X 50
Tabla 4.13. Resumen de estimado de tiempos de ejecución de proyecto por actividad 52
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
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1.- INFORMACIÓN GENERAL
1.1.- OBJETO DEL PROCESO DE SELECCIÓN
FONADE, en desarrollo del Convenio N° 200834 suscrito con la AGENCIA NACIONAL DE
HIDROCARBUROS, está interesado en contratar la PERFORACIÓN DE UN POZO
ESTRATIGRÁFICO EN LA CUENCA DE LA BAJA GUAJIRA (COLOMBIA), CON
RECUPERACIÓN DE MUESTRAS (ROCAS Y FLUIDOS) Y TOMA DE REGISTROS.
1.2.- ALCANCE DEL OBJETO
Las actividades que se deben seguir para la ejecución de los servicios son las siguientes:
1. Perforación de un pozo estratigráfico hasta 10.500 pies (~3.200 m) de profundidad y que
corte la mayor parte de la secuencia estratigráfica esperada del subsuelo.
2. Obtener un total de 3.000 pies (~915 m) de núcleos de roca, así como muestras de zanja
(seca y húmeda) y eventuales muestras de hidrocarburos, en toda la profundidad del pozo.
Las muestras deben ser preservadas, empacadas y enviadas a la Litoteca Nacional en
Piedecuesta, Santander, de acuerdo con los estándares allí establecidos.
3. Adquirir registros de pozo en toda la profundidad del pozo para evaluación litológica y
determinar propiedades de rocas y geología.
Pozo: ANH GUAJIRA 1X
Localización: Área Majayura, Departamento de La Guajira
Coordenadas UTM: N: 1736616,625 m.
E: 1199630,700 m.
Bloque / Parcela: GUA 3
Campo / Segregación: Sub cuenca Baja Guajira
Clasificación: ESTRATIGRÁFICO
Objetivos: Comprobar la continuidad estratigráfica de las secuencias cretácicas y pre-cretácicas de la cuenca de la Baja Guajira
mediante la toma de muestras de rocas, fluidos,
corazones y registros eléctricos
Elevación Mesa Rotatoria: 25 pies
Geometría de Hoyo: 26x17 ½ x 12 ¼ x 8 ½ x 4 ½ pulgs.
Revestidores: 20x13 3/8 x 9-5/8 x 7 pulgs.
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Profundidad final: 10.500 pies MD
Tipo de Fundación: PLTFM Rectangular
Tiempo Estimado: 150 días
Tipo de Pozo: VERTICAL ESTRATIGRAFICO
Tabla 1.1- Información general del pozo ANH GUAJIRA 1X. Fuente: Anexo Técnico ANH,
2017.
1.3.- UBICACIÓN
Área Finca Jamaica
El área ubicada al sur del Bloque GUA-3, se localiza aproximadamente a 3 km de la
desviación de la vía principal que conduce desde el municipio de Maicao hacia la Majayura.
La zona de 1 Ha se presenta incluida en un área de gran extensión aledaña a la casa
principal de la Finca Jamaica. El terreno hace parte de un cuerpo de agua colmatado y seco
denominado Laguna Irruachom.
Coordenadas planas Magnas Sirgas origen
Bogotá
Coordenadas geográficas Datum
Magna Sirgas WGS84
Vértice Este Norte Este Norte
1 1201944,709 1740727,964 -72.228158848045 11.287990638974
2 1202044,709 1740727,964 -72.227243410481 11.287984926960
3 1202044,709 1740627,964 -72.227249198845 11.287081379652
4 1201944,709 1740627,964 -72.228164633549 11.287087091198
Tabla 1.2- Coordenadas Ubicación Finca La Jamaica del pozo ANH GUAJIRA 1X.
Fuente: Grupo Técnico FONADE 2017.
Basados en las interpretaciones geológicas de la línea sísmica M-1972-06 del programa
Sísmico 2D MAJAYURA 1972, se establece la continuidad estratigráfica de las secuencias
Cretácicas (líneas verdes) y pre-cretácicas (líneas purpura) en una estructura monoclinal de
muy baja inclinación al NE que permitiría cumplir con el objetivo establecido para esta
perforación.
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Imagen 1.1.- Ubicación del Pozo ANH Guajira 1X. Fuente: Google, Earth 2017, Fuente:
Grupo Técnico FONADE 2017.
Imagen 1.2.- Ubicación del Pozo ANH Guajira 1X, linea sismica M-1972-06, secuencias
Cretácicas (verde) y pre- cretácicas (purpura). (ANH, 2.016).
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Imagen 1.3.- Ubicación del Pozo ANH Guajira 1X. Fuente: Grupo Técnico FONADE 2017.
2.- COMENTARIOS GEOLÓGICOS
El área de Majayura se sitúa al norte de la Falla de Oca y la Serranía de Perijá,
aproximadamente entre las coordenadas 1.185.000 N y 1.205.000 E. Su historia es
compartida con la sub-cuenca de la Baja Guajira, la cual se encuentra limitada al norte con la
Falla de Cuiza que la separa de la Alta Guajira; al sur por la Falla de Oca, que la separa de la
Cuenca Cesar Ranchería y la Serranía de Perijá: y al occidente por la Sierra Nevada de Santa
Marta.
2.1- OBJETIVO
Se propone realizar la perforación de un pozo estratigráfico de 10.500 pies en la Cuenca de la
Baja Guajira, sector Majayura, con el fin de recopilar información para determinar la
secuencia litológica de la locación mediante la recuperación de muestras de zanja, muestras
de fluidos, núcleos y registros del pozo, para asi comprobar la secuencia estratigráfica de las
secuencias Cretácicas y Pre-cretácicas de la Baja Guajira.
La geología a través del Cenozoico ha sido testigo de rumbo asociado los eventos tectónicos
que ocurrieron desde inicios del Neógeno en el norte de Colombia.
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2.2- COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA
Imagen 2.1.- Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de la Baja
Guajira. Fuente: Halliburton, 2.007.
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Imagen 2.2- Mapa localización de los pozos perforados en el área de la Baja Guajira.
Fuente: Ortiz y Valencia,2013.
Debido al interés exploratorio que representa esta área, principalmente por su cercanía a
grandes yacimientos en la Cuenca de Maracaibo y al potencial gasífero probado en
importantes estructuras como la de los Campos Chuchupa y Ballenas, en la zona se han
perforado los pozos Guaitapa-1, Saure-1, Los Manantiales-1 y Maicao-1.
Tabla 2.1- Pozos perforados en el área al sur del bloque GUA-3
El pozo Guaitapa-1 alcanzó una profundidad de 7.453’ y no presentó manifestaciones de gas
o crudo. Es el pozo más oriental del área de trabajo (y el más cercano al proyecto ANH
GUAJIRA 1X) localizado en las coordenadas Gauss 1'736.700,68 N y 1'202.975,30 E. Fue
perforado por International Petroleum (Colombia) Limited en el año de 1.958. En este pozo se
encuentran unidades Neógenas correspondientes a las formaciones Gallinas y Castilletes. La
sucesión cretácica es conformada por las formaciones Colón y La Luna, El Grupo Cogollo y
posiblemente la Formación Río Negro. Disponible descripción mineralógica de la columna
perforada.
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El pozo Saure-1 no presentó manifestaciones de gas o crudo, pero si arenas potencialmente
reservorios en el eoceno terciario bajo. Es el pozo más septentrional del área, ubicado en las
coordenadas Gauss 1'740.789,8 N y 1'196.055,8 E. Fue perforado por la International
Petroleum (Colombia) Limited entre enero y febrero de 1.958 a una profundidad total de 8.284
pies. En éste se encuentran unidades Neogenas de las formaciones Jimol, Castilletes y
Gallinas, suprayaciendo discordante a rocas no diferenciadas del basamento que aparecen
desde 8.150' en adelante. Disponible descripción mineralógica de la columna perforada.
Imagen 2.3.- Correlación estratigráfica de los pozos Los Manantiales-1, Saure-1 y
Guaitapa-1. Fuente: Rubio y Ramírez, 2000.
En general las condiciones y ambientes de depositación de las unidades geológicas
Mesozoicas y Cenozoicos son muy similares, en su mayoria marinas someras a continentales
en facies proximales. La geometría de la cuenca se ve afectada principalmente en el
Cenozoico debido a fenómenos orogénicos que permitieron el levantamiento de las serranias
de Cocinas, Jarara y Macuira. La orogenia andina y el desplazamiento dextral y vertical de las
Fallas de Oca y Cuiza hacia el Mioceno, explica que unidades Cretácicas y del basamento se
pongan en contacto con rocas del Mioceno Superior.
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Imagen 2.4- Pozos perforados cercanos a las opciones de ubicación del ANH Guajira
1X. Fuente: Google, Earth 2017, Fuente: Grupo Técnico FONADE 2017.
3.- CONSIDERACIONES OPERACIONALES Y RIESGOS POTENCIALES
3.1- ADECUACIÓN DE ACCESO Y LOCACIÓN
Las obras civiles requeridas en la obra son:
o Descapote del terreno, Corte y trasporte de material, Compactación de zona de
relleno
o Intervención y mejoramiento del acceso a la locación
o Instalación de geotextil y material de afirmado
o Construcción del contrapozo, cunetas perimetrales y Placa del taladro
o Construcción de piscinas de lodos
o Caseta de químicos y Cerramiento en malla
o Ubicación de tanques de combustible
o Caseta de vigilancia
Las obras civiles requieren de una adecuada plataforma para ubicación de equipos en un
área de +/- 6,400 m2 (de ser posible ubicar en esta zona la disposición de sólidos) y un
contrapozo en placa de concreto reforzado (con 3,000 psi de resistencia a la compresión). Se
debe adecuar la vía de acceso (400 – 500 m aproximadamente), área de 1 Ha, plataforma de
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100 m2 y contrapozo en concreto reforzado (mínimo 3.000 lpc), requerida para el desarrollo
de las operaciones de perforación.
Será necesario la adecuación de acceso a la locación, así como de 3 km de la vía que une la
locación con la carretera principal Maicao – Majayura, que se encuentra dentro del predio La
Jamaica.
3.2.- EQUIPO REQUERIDO
Servicio de alquiler de equipo de 1.500 Hp para la perforación de un pozo estratigráfico a +/-
10.500 pies, de acuerdo con el diseño sugerido por la ANH, incluyendo también servicio de
grúa para el arme y desarme del equipo, campamento, vigilancia, carro tanque (Según
requerimiento de la operación), servicio de alimentación para todo el personal involucrado en
la operación, casino, comedor, plantas de tratamiento de aguas residuales, industriales y
domesticas como de agua potable y demás componentes necesarios para el adecuado
funcionamiento del campamento.
El equipo de perforación debe tener las siguientes características mínimas:
Profundidad de Perforación 10.500 pies (10% de seguridad)
Tubería de perforación 5 pulg (opción 3 ½” pulg)
Capacidad de la torre 425.000 lb
Capacidad subestructura 350.000 lb
Potencia Malacate 1.000 HP
Capacidad Top Drive 550.000 lb
Torque continuo 24.000 ft-lb
Apertura mesa rotaria 20 pulg
Preventores ariete 11 x 5.000 PSI – tipo doble
Preventores anular 11 x 5.000 PSI
Acumulador 3.000 PSI
Bombas de lodo 3 x 1.500 HP mínimo cada una
Tanques de lodo / sistema activo 1.400 bls
Zaranda, desarenador deslimador, 900 gpm (cap min, incluye desgasificador)
Grúa Según requerimiento de equipo
Cargador 8 Toneladas
Tabla 3.1- Requerimientos básicos de equipos para perforar el ANH Guajira 1X.
Fuente: Anexo técnico ANH 2017.
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Imagen 3.1- Arreglo
recomendado para la
locación del ANH Guajira 1X.
Fuente: Grupo Técnico
FONADE 2017.
3.2.1. VERIFICACIÓN DEL SOPORTE TÉCNICO
a. Certificados actualizados de cursos de capacitación del personal que lo requiere
b. Revision del Drilling Safety program handbook
c. Revisión del acumulado de horas de trabajo por conjuntos
d. Verificación del programa de mantenimiento preventivo (Catálogos de partes y de
mantenimiento)
e. Chequeo selectivo de existencias de materiales para la operación y el mantenimiento.
3.2.2.- EVALUACIÓN DE PRUEBAS DE ARRANQUE EN INSPECCIONES
DE RIG UP O ARRANQUE. (Según corresponda al taladro)
a. Inspecciones de NDT
b. Registro de últimas reparaciones
c. Registro de acumulado de horas de operación de cada equipo
d. Programa actualizado de mantenimiento
e. Inventario del equipo ofrecido.
3.3.-INSTALACIÓN DEL TALADRO DE PERFORACIÓN
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El taladro se apoyará sobre una placa de concreto. La plataforma para el mismo podrá
conformarse en corte o en relleno, dependiendo de las características del terreno donde se
perforará y siguiendo los lineamientos trazados en el PMA del EIA.
Para la ubicación del punto de perforación del pozo estratigráfico, se deben tener en cuenta
las siguientes distancias de un conjunto de elementos socio-ambientales identificados en la
elaboración del PMA, por lo que se recomienda un esquema de la ubicación recomendada del
punto de perforación (Área efectiva en rojo) y el sitio de exclusión para la perforación del pozo
estratigráfico (marcado en verde y azul) (Imagen 3.2), según la Resolución 18-1495 de 2009
del Ministerio de Minas y Energía, el decreto Ley 1076 de 2015 del Ministerio de Ambiente y
Desarrollo Territorial y el Código de los Recursos Naturales Renovables y de Protección del
Medio Ambiente Decreto 2811 de 1974. Estos elementos son:
- Viviendas (vivienda del encargado de la Finca La Jamaica), pozos y aljibes, corral de
ganado, pozos y tanques sépticos. (mínimo a 100 m).
- Especies arbóreas protegidas conseguidas en la locación (según comentarios del
personal de CORPOGUAJIRA). (mínimo a 50 m)
Imagen 3.2.- Ubicación propuesta para
la perforación del pozo estratigráfico
ANH GUAJIRA 1X en el Predio La
Jamaica. Fuente: Grupo de trabajo
PMA FONADE, 2017.
3.4. PREPARACIÓN, MOVILIZACIÓN Y DESMOVILIZACIÓN DE EQUIPOS
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Estas actividades estarán a cargo del supervisor de perforación y comprenden la revisión,
mantenimiento y posterior movilización del taladro y su equipo de tubería, brocas,
herramientas, bombas y demás implementos hasta el sitio de la perforación.
Se incluyen las instalaciones complementarias como cabinas de registros, campamentos y
demás elementos necesario para la operación global de la perforación del pozo.
Una vez terminada la perforación, la empresa que ejecute el contrato procederá al abandono
del pozo, la desmovilización de todos los equipos, el desmantelamiento y destrucción, de
requerirse, de las construcciones levantadas para el pozo, la limpieza del sitio, y al inicio de
las labores de recuperación del terreno y del paisaje, según lo estipulado en el PMA.
El transporte, manejo y vigilancia de todos los bienes, equipos, herramientas y materiales son
de cargo del contratista, quien adquirirá las pólizas de seguros correspondientes, y que en
caso de no estar debidamente asegurados asumirá los riesgos por pérdida, deterioro y daño
de los mismos.
3.5- RIESGOS OPERACIONALES
Los problemas operacionales estimados para el ANH Guajira 1X según la información
recopilada de los pozos vecinos podrían ser:
Hoyo superficial (0 a 5.450’)
a. Pérdida de circulación
b. Embolatamiento de broca
c. Derrumbes, empaquetamiento
d. Apoyos y arrastres (arcillas inestables)
e. Pérdida de circulación (arenas poco consolidadas, conglomerados)
f. Al perforar la fase de 12 ¼”, es probable que se encuentren influjos de agua y/o gas (+/-
de 900 @ 1.650 pies), por lo cual se debe disponer de un fluido de perforación de tal
calidad que controle el mismo y permita perforar de manera óptima hasta terminar la
fase.
g. Se sugieren las columnas de cemento en el estado mecánico plantadas para la primera
fase de 12 ¼” y se recomienda que la lechada más pesada (principal) de 15,8 lpg sea
diseñada con aditivos que inhiban gas si es el caso de observar presencia del mismo.
Hoyo Intermedio y corazonamiento (5.500’ a 8.500’) y Hoyo final 6” (8.500’ a 10.500’)
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h. Apoyos y arrastres (arcillas inestables)
i. Empaquetamiento por arcillas inestables o falta de limpieza
j. Pérdida de circulación
k. Pega diferencial de tubería
De presentarse estos riesgos se deben
aplicar lo siguiente:
a.- En la sección superficial:
1. Uso de detergente y píldoras
viscosas (VE > 100 seg)
2. Perforar con tasa controlada de 70
pph, rotaria 80rpm, 300 gpm y 0 – 5
klb.
3. Usar lodo semidisperso con MBT <
20 lpb (usando dilución y eficientes
ECS)
b.- En la sección intermedia,
corazonamiento y final:
1. Píldoras viscosas VE> 100”
2. Usar polimérico viscoelástico
durante corazonamiento para
garantizar limpieza del hoyo.
3. Usar inhibidor de arcillas en el lodo
para evitar apoyos y arrastres.
4. Material de control de pérdida
medio a fino
3.6- ESTADO MECÁNICO PROPUESTO (ESQUEMÁTICO)
Imagen 3.3- Estado mecánico ANH Guajira 1X. Fuente: Anexo técnico ANH. 2017
3.7- MUESTREO Y REGISTROS ELECTRICOS
Todos los parámetros especificados para muestreos, registros y toma de corazones no son
modificables. Cualquier cambio en dichas propiedades debe ser consultado y autorizado
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por el personal supervisor encargado de FONADE y de la Interventoría. Todas aquellas
operaciones que requieran de decisiones basadas en la prognosis del pozo en las
tomas de muestras serán consultados y definidas en tiempo real por el geólogo de la
unidad de Mud Logging, el geólogo encargado del proyecto en ANH y la interventoría.
3.7.1- Profundidad Final.
El pozo deberá alcanzar la profundidad estimada de 10.500 pies, entre perforación
convencional y corazonada. La profundidad final del pozo se deberá ajustar de acuerdo con la
litología, los hallazgos encontrados durante la perforación (ya que es objetivo perforar, tomar
muestras y registros eléctricos del basamento) y se estimará en conjunto con Geólogo de la
unidad de Mud Logging, Geólogo a cargo del proyecto por ANH e Interventoría.
3.7.2- Mud logging
Se debe contar con servicio continuo de registro de hidrocarburos, parametros de perforación,
recolección, descripción y caracterización de muestras de zanja, desde superficie hasta
profunidad final, incluyendo muestras de basamento.
o Registro continuo litológico
o Detección y cromatografía de gases desde superficie, análisis pixler.
o Control y descripción de derrumbes durante la perforación (cavings)
o Registro continuo de hidrocarburos. En caso de presencia de hidrocarburos líquidos,
estos deben ser guardados y preservados según las especificaciones del laboratorio de
Geoquímica del ICP y disponer de cánisters (no se permite el uso de contenedores en
PVC, deben estar habilitados para mantener y preservar las condiciones fisicoquímicas
de las muestras) para presencia de gas.
o Monitoreo y registro continuo en base de datos de los parámetros de perforación (peso
sobre la broca, peso de la sarta de perforación, revoluciones de la mesa rotaria, niveles
de los tanque de lodo, golpes por minuto de los tanques de lodo, etc)
o Recuperación y descripción de muestras de cortes de perforación.
o Recuperación de muestras para análisis geoquímico.
Las muestras obtenidas seran debidamente empacadas y trasportadas hacia la Litoteca
Nacional de la ANH en Piedecuestas, Santander, de acuerdo con lo especificado en el
PROGRAMA DE
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Manual de entrega de información del EPIS y realizando los análisis y trabajos previos
requeridos por este manual. (http://www.anh.gov.co/Paginas/Manual-de-Entrega-de-
Informacion-T%C3%A9cnica-de-Exploracion.aspx).
Las muestras deben ser entregadas junto con la forma 6CR aprobada y una copia del
respectivo Contrato.
Las muestras son las siguientes, salvo eventuales modificaciones del Alcance del contrato
durante la ejecución:
Medio kilogramo (0,5 kg) de muestra lavada y seca, tomada cada 20 pies en toda
la columna perforada.
Medio kilogramo (0,5 kg) de muestra sin lavar y húmeda, tomada cada 20 pies en
toda la columna perforada.
Nota: Durante toda la perforación e incluyendo el corazonamiento, todas las muestras deben
de pasarse por el fluoroscopio (unidad de mud logging).
ANH y FONADE realizarán el monitoreo de las operaciones del pozo en tiempo real, por
medio de una pantalla que debe ser instalada en lugar definido por la ANH (Dentro del área
de la Vicepresidencia técnica en las oficinas de Bogotá) y FONADE. El personal de ANH
(vicepresidente técnico, Ingeniero de perforación y geólogo encargado) y FONADE (Asesor
técnico) tendrán acceso en computador, dispositivos móviles y/o tabletas.
En los intervalos corazonados no se requieren tomar muestras lavadas y secas. El
cumplimiento de los estándares del manual por el contratista será verificado por el
representante técnico del convenio.
Basados en la necesidad expresa del avance del proyecto, el supervisor de la ANH puede
solicitar muestras de ripio o del lodo de perforación adicionales para el control estratigráfico,
sin cargo alguno al número total de muestras establecido.
El contratista debe solicitar la recepción parcial en la Litoteca Nacional, una vez las muestras
sean procesadas por el laboratorio según el manual y verificadas por el representante de
geología del convenio en el lugar definido por el Gerente del Convenio. De este modo la
verificación e integración de la totalidad de las muestras del proyecto al WMS de la Litoteca
Nacional se realizaría una vez sea aprobada la Forma 6CR. La certificación de recepción total
PROGRAMA DE
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de las muestras será emitida como uno de los requisitos para la aplicación de la Forma de
Pago.
Será necesario que el Contratista realice durante toda la perforación, control bioestratigráfico
en los intervalos definidos por el Geólogo de la Cabina, el Geólogo especialista del Convenio
y la interventoría. En caso de que sea necesario una confirmación adicional, se tomaran
muestras y serán enviadas al Geólogo de la ANH, para realizar los análisis en laboratorios
especializados.
3.7.2.1.- Cabina de Geología
Servicio continuo de registro de hidrocarburos, paramentos de perforación, recolección,
descripción y caracterización de muestras de zanja, desde el hueco de superficie (0 Pies)
hasta la profundidad final (10800 Pies) cada 20 pies. El servicio debe incluir sensores de
temperatura entrando y saliendo, conductividad entrando y saliendo y sensores ambientales
(H2S y CO2). El servicio requerido en general es el siguiente:
● Personal idóneo para la prestación del servicio en mención (Geólogos e Ingenieros).
● Registro continuo litológico.
● Detección, cromatografía y espectrometría de gases desde superficie; análisis Pixler.
● Control y descripción de derrumbes durante la perforación (Cavings).
● Registro continuo de hidrocarburos.
● Monitoreo y registró en base de datos de los parámetros de perforación (peso sobre la
broca, peso de la sarta de perforación, revoluciones de la mesa rotaria, niveles de los tanques
de lodo, golpes por minuto de las bombas de lodos, entre otros)
● Unidad real time (Imagen audiovisual con un televisor en las oficinas de la ANH).
● La recuperación y descripción de muestras de cortes y lodos de perforación, para análisis
geoquímicos en laboratorios externos, será a discreción del geólogo de campo y el
Vicepresidente técnico de la ANH.
3.7.2.2.- Muestras de Fluidos
En el caso de presencia de hidrocarburos líquidos o gaseosos, estos deben ser muestreados
con wireline en botellas compensadas y analizados según las pruebas mencionadas en el
“Manual de Entrega de Información Técnica de Exploración y Producción” en su numeral
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6.4.3, ítem 18. Estas muestras deben analizarse inmediatamente después de la toma de la
misma, El Contratista entregará dichas muestras en un laboratorio certificado, verificado por
la interventoría y entregados los resultados a la ANH.
La cantidad de muestras y las profundidades del muestreo serán definidos durante la
perforación del pozo entre el Supervisor del contrato de la ANH y FONADE. El Contratista
deberá suministrar las herramientas y procedimientos adecuados según el tipo de fluido y
volúmenes necesarios para el análisis del mismo.
Los lodos utilizados durante las diferentes fases deben ser muestreados para evaluar los
aditivos en laboratorio y su compatibilidad con las muestras tomadas. Cuando se realicen
cambios al lodo o se bombeen píldoras, se debe tomar una nueva muestra de lodo para
realizar pruebas de compatibilidad con las muestras de fluidos de formación tomadas, solidos,
núcleos, entre otros.
3.7.3- Registros eléctricos
Servicio de adquisición y procesamiento de los siguientes registros de pozo (wireline) en
hueco abierto y revestido por intervalo perforado, desde superficie hasta la profundidad final
alcanzada, el set completo de registros básico será adquirido en todas las secciones. Desde
superficie hasta la profundidad final:
Gamma Ray / Gamma Ray Espectral (Th U K): Medir radioactividad natural de la formación,
entregando valores de Gamma ray total (API) y valores discriminados de Potasio (%), Torio
(ppm) y Uranio (ppm).
● SP: Medir diferencia natural en el potencial eléctrico, para estimar la salinidad del agua de
formación e identificar capas permeables. (milivoltios)
● Caliper: Registrar los tamaños de hueco en las diferentes secciones propuestas. (in)
● Resistividad: Medir las resistividades de diferentes zonas de la formación (ohm-m) e
Inducción o Laterolog (según condiciones de lodo, Rw y RT).
● Micro Resistivo: Detectar zonas permeables en las que se ha formado un revoque de
filtración. (ohm-m).
● Litodensidad: Obtener densidad volumétrica de la formación (g/cc), Corrección aplicada
(g/cc), Factor fotoeléctrico (barns/e).
● Neutrón: Obtener porosidad en Matriz arenisca, Caliza, Dolomita (v/v, pu)
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● Registro de imágenes: Imágenes de pared de pozo para obtener datos estructurales y
estratigráficas, identificación de fracturas, esfuerzos. El valor de este registro debe incluir la
interpretación.
● Sónico Dipolar: registrar el tiempo de transito de las ondas Compresional y Shear en la
formación (microsegundos por pie) – Este registro debe incluir procesamiento e
interpretación.
● VSP: Obtener relaciones de tiempo y profundidad. El programa de este registro se diseñará
dependiendo de las condiciones finales del hueco, pero se debe estimar unos 20 niveles
mínimo.
● Registro de presiones una vez analizado: Medir las presiones en las zonas seleccionadas,
posterior a la corrida de los registros anteriores y se tomará la decisión de la cantidad de
puntos de este registro y si tomados o no, por las condiciones finales del hueco y la
interpretación de los registros. Se debe estimar entre 20 y 30 puntos, dependiendo de la
anterior premisa.
● Registros para determinar la calidad del cemento después de entubar: CBL y de imágenes.
3.7.3.1.- Presentación Registros
La presentación de los registros dependerá de los sensores que se utilizaran y será acordada
entre el representante técnico del convenio, representante técnico de la ANH y el contratista e
servicios en la etapa previa a la perforación, pero se guiaran por los siguientes lineamientos
generales:
3.7.3.2.- Adquisición imagen: La imagen debe ser continua en el formato
digital entregado, con su correspondiente set de datos, los componentes del archivo gráfico
que deben contener los registros de pozo se listan a continuación:
● Encabezado con toda la información del pozo, adquisición, servicios, información de
profundidades, fechas del trabajo, entre otras.
● Sección de Observaciones donde se incluyan los escenarios, correcciones y anomalías de
las herramientas durante todo el proceso de registro y/o cualquier evento o condición
operacional que pueda incidir en la calidad.
● Diagrama del pozo
● Diagrama de las herramientas
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● Registro principal detallado 1:500 y 1:200 completo con sus respectivas pistas (tracks),
identificadas con nombre completo, nemónico, unidades y escala.
● Survey (datos de desviación y azimut)
● Listado de parámetros y cambios
● Información de calibraciones y/o verificaciones
● Secciones repetidas
● QC Logs / QC Plots / sello
● Tail
Para la presentación de los registros se recomienda seguir los estándares internacionales
reconocidos para la industria Oil & Gas (API RP 31A), últimas versiones, actualizaciones o
reemplazos.
Todos los registros generados deberán estar claramente marcados en el encabezado del
registro como Field (campo) o Final, las escalas verticales sugeridas son 1:200, 1:500, 1:1000
y 1:20 / 1:40 (registros de imágenes). Con una resolución de mínimo 300 dpi o superior, la
imagen debe ser continua en el formato digital entregado, con su correspondiente set de
datos. (TIFF, PDS, CGM, PDF). Se debe presentar un informe final de adquisición y
procesamiento de los registros de pozo.
3.7.3.3.- Adquisición datos: Los datos han de corresponder a la imagen
entregada del numeral 11.2.1 y deben entregarse en archivos ordenados en carpetas que
indiquen el nombre del pozo y el registro al cual pertenecen, junto con un archivo texto
(leame.txt) con los comentarios pertinentes y el listado de todos los archivos que componen el
set de datos.
● Formatos digitales de entrega:
● DLIS (Digital Log Interchange Standard)
● LAS (Log ASCII Standard) v2.0 standard
● LIS (Log Information Standard)
● ASCII (American Standard Code for information Interchange)
● PDF (Portable document format)
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● Microsoft Excel
El suavizado y el intervalo de datos aplicados para exportarlos en archivos ASCII, LAS y
DLIS, deben ser los mismos utilizados para los registros gráficos, y deben garantizar la
correcta carga y visualización de la información en cualquier software de interpretación de
registros.
Para la entrega de datos digitales se recomienda seguir los estándares internacionales
reconocidos para la industria Oil & Gas. (API RP 66), últimas versiones, actualizaciones o
reemplazos.
3.7.3.4.- Los datos direccionales del pozo deben contener la siguiente
información:
● Encabezado (con la información del pozo, trabajo realizado, herramienta utilizada,
coordenadas del pozo, datos de referencia para la toma de medidas, survey reference,
reference world coordinates, reference GRID system and coordinates, vertical section
reference, closure reference, TVD reference, etc.)
● Measured Depth.
● Inclination.
● Drift Direction.
● Course Length.
● TVD.
● Vertical Section.
● Total Rectangular Offset.
● DLS.
● Gráficos de los planos horizontal y vertical de la trayectoria del pozo y su desplazamiento
3D en color.
Nota: Los “sidetracks” si se presentan, se deben entregar de forma independiente de los
huecos originales y deben incluir la información del kick-off point.
3.7.3.5.- Paquete de entrega de registros.
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25
Del conjunto de registros tomados se entregarán: Tres (3) copias en papel a color de los
registros en MD y TVD (si aplica), en escalas 1:200 / 1:500. Dos (2) para la ANH y una (1)
para el Banco de información petrolera.
Tres (3) CD con la información en LAS, ASCII y DLIS, registros en pdf (Acrobat) y Tiff en MD
y TVD (si aplica). Dos (2) para la ANH y uno (1) para el Banco de información petrolera. 15
Las herramientas deberán ser tecnología usada en la Industria del Petróleo, calibradas de
acuerdo con los estándares de la industria petrolera.
Será responsabilidad del Geólogo de Pozo, el interventor y el jefe de pozo verificar que los
registros cubran todo el intervalo perforado. El control de calidad de los resultados deberá ser
realizado por el jefe de pozo, el interventor, el geólogo de pozo y el equipo de registro.
La compañía de registros en el momento de hacer las corridas debe tener un backup en
el pozo de todas las herramientas a correr en cada fase
3.7.4- Núcleos
Servicio de corazonamiento de 3.000 pies de núcleos de roca con tubería, en diferentes
niveles estratigráficos de acuerdo con lo propuesto por ANH y tomados a partir de +/-5.500
pies hasta 8.500 pies basados en el interes geológico buscado por la ANH, sin embargo los
intervalos a corazonar podrían ser ajustados de acuerdo con la litología y los hallazgos
encontrados durante la perforación, previa aprobacion de la interventoría y para lo que se
debe tener en cuenta una tase de perforación controlada que permita determinar el punto
más óptimo posible para la toma de los mismos. Los núcleos deben tener un diámetro entre
3” y no inferior a 2 1/2” (Para un corazón de 3” se requiere una broca corazonadora de 6 ¼”).
Los intervalos a corazonar y profundidad del pozo, serán definidos y/o cambiadas solo
con decisión y comunicación directa entre el Geólogo de la Unidad de Mud Logging, el
Geólogo a Cargo del Proyecto en la ANH y la interventoría, siendo que se podrán ser
realizados estos ajustes de acuerdo con litología y/o hallazgos geológicos.
En caso de llegar a una zona de Basamento durante el corazonamiento, inicialmente se
tomarán solo 100 pies de este tipo de roca y después se continuará hasta la profundidad final
definida con perforación convencional según la fase, sin embargo, se continuará reportando
para definir si se vuelve a seguir corazonando al pasar los 100 pies de Basamento por si
nuevamente aparece estratos deseables. No se requiere tomar muestras de pared y la
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profundidad final de toma de corazones es aproximadamente 8.500 pies según las muestras
obtenidas.
Los corazones recuperados deberán ir acompañados en campo de una descripción litológica
detallada con sus respectivas fotografías. Adicionalmente deberá ser presentada en
Geodatabase soportado por ArcGis 10, escala 1:500. Los núcleos se entregarán cortados y
debidamente preservados a la Litoteca Nacional ubicada en Piedecuestas, departamento de
Santander previa realización de los siguientes estudios y de acuerdo con el manual de
entrega de información técnica de exploración y producción del EPIS:
Registro “Core Gamma Espectral” del 100% del núcleo.
Una de las secciones del núcleo (la de mayor tamaño) debe ser fotografiada con luz
blanca y ultravioleta pie a pie.
El núcleo en su estado original deberá ser escaneado con tomógrafos digitales de
rayos X de alta resolución que garantice información en dos niveles de energía que
permitan diferenciar densidades absolutas y número atómico efectivo en un rango
mayor a 1.500 tomografías por metro lineal de núcleo.
El costo del embalaje, transporte y entrega de las muestras en la Litoteca Nacional, debe
estar incluido en los precios del estimado de costos del pozo. El empaque de los corazones
se hará en cajas plásticas azules con canales del tamaño de los núcleos, disponibles en la
Litoteca Nacional (el costo estará a cargo del contratista). Su transporte se hará de tal
forma que se preserve la integridad del núcleo evitando el deterioro o cambio de sus
propiedades naturales.
Simultáneamente con la perforación y recuperación de núcleos de roca y muestras de canal,
se llevará a cabo la descripción litológica básica, orientación, rotulación y empaque de los
núcleos recuperados. Esta actividad estará a cargo del geólogo de pozo (“well site geologist”)
y uno o más auxiliares, y será supervisada revisada y aprobada por la Interventoría.
En la descripción litológica, la presencia de hidrocarburos deberá ser resaltada y debe darse
aviso inmediato a la interventoría y al supervisor designado por FONADE. La descripción
litológica debe incluir análisis de fluorescencia y descripción de ocurrencia de hidrocarburos;
en el caso de manifestaciones de gas estas deben ir acompañadas de su respectiva
cromatografía y el análisis de la misma.
3.7.5.- Base de datos corazonamiento
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Una Base de datos relacional en SQL Server 2008 R2, sobre el sistema Operativo Windows
2008 R2 Enterprise Edición para almacenar todos los datos recopilados, que pueda ser
accedida, modificada y consultada a través de una aplicación desarrollada en lenguaje de
programación .NET. La aplicación debe permitir la descripción, visualización, administración y
archivo de las imágenes de los núcleos de perforación y la aplicación de filtros para realizar
búsquedas específicas de manera ágil de imágenes 2D y 3D capturas, así como su impresión
en alta resolución.
La aplicación debe permitir consultar muestras descritas o analizadas con su posición
estratigráfica en la cual se pueda observar los análisis realizados integrados con la
información disponible relacionada y la interpretación de toda la información, que conduzca a
un mayor conocimiento de las posibilidades exploratorias encontradas en los núcleos
analizados.
3.8.- INFORME DE AVANCE DE LA PERFORACIÓN
En desarrollo del contrato, el contratista deberá:
a. Aportar el cronograma de la ejecución del contrato, el cual deberá ser aprobado por
la interventora.
b. Aportar el Plan Detallado de Trabajo y programada de perforación que se empleará
para el desarrollo del objeto contratado, el cual deberá cubrir los siguientes temas:
- INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO
- PROGRAMA DE EVALUACIÓN
- PROGRAMA DE PERFORACIÓN
- PROGRAMA DE ABANDONO
- AFE PROYECTADO
c. Reporte diario de perforación: Deberán enviarse diariamente, antes de las 7:00
am con corte de actividades a las 6:00 am al supervisor del contrato y el personal
designado de Operaciones por parte de la Interventora. Para este reporte el
Contratista deberá utilizar el formato establecido por parte de la Interventora. Este
reporte deberá entregarse desde la movilización e inicio de las obras civiles hasta el
taponamiento, abandono, desmovilización y recuperación de los predios. En este
reporte se debe registrar detalladamente los pormenores de la perforación por cada
PROGRAMA DE
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turno tales como, equipos utilizados, personal a cargo, velocidad de rotación, presión
hidráulica sobre la tubería, presión y temperatura de fondo, especificaciones de lodos,
desgaste y tipos de brocas, tasa de avance de perforación, problemas encontrados y
soluciones adoptadas. Es obligatorio también llevar un registro de perforación
detallado, que incluya la profundidad y descripción de los núcleos, y realizar los
controles pertinentes a toda la perforación tales como manifestaciones de agua/gas en
el pozo, los detalles de desviación y los registros de pozo y radiactivos, y demás
información necesaria para la interpretación de los mismos.
d. Reporte diario de geología (mud logging): Deberán enviarse diariamente, antes
de las 7:00 am con corte de actividades a las 6:00 am al supervisor del contrato y el
personal designado de la Interventora. Este reporte deberá entregarse desde el inicio
de la perforación hasta alcanzar la profundidad final.
e. Reportes semanales HSEQ: Deberán entregarse quincenalmente.
f. Forma 4CR.
g. Reportes quincenales y formas 5CR: Estos reportes deben ser enviados al
Supervisor y radicados por el Contratista ante la Interventora para su aprobación y
firma y posteriormente ser radicados ante el EPIS.
h. Reportes mensuales: EL CONTRATISTA presentará mensualmente (la semana
siguiente al mes informado) el resumen ejecutivo con la información general del
contrato y de su avance acompañados por gráficos, cuadros estadísticos, fotografías,
análisis y comentarios en todos sus aspectos. Estos informes incluirán una evaluación
permanente de cada una de las actividades ejecutadas e índices de gestión mensual.
i. Reporte de Fase: Los reportes que el Contratista deberá entregar como resultado
de cada una de las fases del proyecto son los siguientes:
- Resumen de actividades de perforación en la sección.
- Informe de registros eléctricos y registros tomados.
- Informe de corazonamiento.
j. Informe final de perforación y abandono
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k. Informe final de geología: Deberá ser entregado de acuerdo a lo establecido en el
Manual de Entrega de Información del EPIS
l. Formas 6CR y 10 ACR: Deben ser radicados por el Contratista ante la Interventora
para su aprobación y firma y posteriormente al EPIS.
Estos informes y la entrega y aceptación de los núcleos en la Litoteca Nacional de la ANH en
el ICP serán la base para la elaboración y aprobación del acta final del pozo.
3.9.- ANÁLISIS, EDICIÓN Y DIGITALIZACIÓN DE PRODUCTOS
Esta actividad incluye:
Digitalización y edición de todo el material gráfico requerido o producido en el
proyecto.
Perfil litológico compuesto (“Litholog”) de acuerdo con el Manual de Suministro de
Información Técnica y Geológica del EPIS (www.epis.com.co).
Formatos de descripción macroscópica de corazones
Formatos de evaluación de manifestaciones (“shows”) de gas o aceite (cantidad en
porcentaje de gas y su cromatografía o porcentaje de aceite).
Formato de descripción de hidrocarburos.
Elaboración del informe de perforación, recuperación y descripción del núcleo de roca
y toma de registros de pozo.
Con la información obtenida de las fases anteriores y los requerimientos de la ANH
mencionados en el presente documento, se redactará y editará el informe final de evaluación.
3.10.- INFORME FINAL
Se destinarán las cuatro (4) últimas semanas del proyecto para organizar la información de la
perforación, la digitalización de los registros, edición gráfica e impresión del informe final de la
perforación e informe geológico con columna estratigráfica detallada a escala 1:500 y la
interpretación de cada uno de los registros.
Además de la entrega de información de campo y de muestras definidas anteriormente, se
deberá entregar un informe final escrito, en formato Word, compatible con todas las versiones
de Windows y una versión en formato PDF (también en archivo digital), en el que se incluyan
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las hojas de campo originales del registro de perforación, la descripción y localización de
muestras, manifestaciones de agua e hidrocarburos en el pozo, si las hay, los detalles de
desviación y todos los registros de pozo interpretados.
Los documentos que el contratista produzca en desarrollo de los trabajos deberán
proporcionar información clara, completa, actualizada, aplicable y verificable en forma sencilla
sin redundancias ni procesamiento adicional.
3.11.- PRODUCTOS A ENTREGAR
Informe diario de actividades.
Los núcleos de roca, que deben ser preservados, empacados y enviados a la Litoteca
Nacional de la ANH, en Piedecuesta Santander, de acuerdo con el manual de entrega
vigente. (www.epis.com.co)
Descripción litológica de los núcleos obtenidos en el pozo.
Conjunto de registros tomados. Se entregarán, cuatro (4) copias en papel de los
registros a la escala determinada en el punto 3.7.3.2, además de cuatro (4) copias de
los registros digitales en CD o DVD. Cada uno debidamente interpretados.
En las copias en papel se deben presentar al menos las siguientes partes:
o a) Encabezado (diagrama de la herramienta y del pozo);
o b) Sección principal;
o c) Parámetros;
o d) Sección repetida (cuyos valores deben estar igualmente en formato digital);
e) Sección de calibraciones (Máster, Antes y Después); f) Pie.
Diseño inicial y estado mecánico final de pozo.
Registro detallado de las manifestaciones de gas y aceite.
Control de manifestaciones de hidrocarburos durante la perforación del pozo
incluyendo todos los datos de gasometría realizadas durante la perforación del pozo.
Columna estratigráfica compuesta del pozo, a escala 1:500. Registro gráfico
compuesto del pozo en formato digital y en papel.
Informes finales de perforación y de geología.
PROGRAMA DE
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4.- PROGRAMA DE PERFORACIÓN
4.1- PROGRAMA DE BROCAS
Servicio de suministro de brocas necesarias para la perforación del pozo, de acuerdo con la
prognosis y litología suministrada por la agencia las cuales pueden incluir, pero no se limita a
Tricónica, PDC, de Insertos, corazonadoras.
La cantidad de brocas por sección deberá ser estimada por el proponente con base a la
litología suministrada al igual que las posibles contingencias con base a las especificaciones
de la tabla 4.1.
No. Diámetro PROFUNDIDAD
Pies
Tipo
1 17 ½” 200 Tricónica
2 12 ¼” 5.450 Tricónica / PDC
3 6” 3.000 Broca corazonadora
4 8 ½” 3.050 PDC
5 6” 2.000 PDC
Tabla 4.1- Programa de brocas para el ANH Guajira 1X
1. Al suministrar brocas de diferentes compañías, asegurar enviar los chorros apropiados.
2. Revisar el programa de hidráulica de perforación para suplir las mechas con los chorros
programados.
3. Revisar el inventario del taladro y movibles de perforación para verificar la disponibilidad de
platos y mechas requeridas.
Enviar cesta y fresa para cada diámetro de hoyo a perforar previo al inicio del mismo.
Enviar equipo de pesca para cada diámetro de hoyo y tipos de sarta a usar previo al inicio
de cada sección a perforar.
4.2- PROGRAMA DE ENSAMBLAJES DE FONDO Y CABEZALES
PROGRAMA DE
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Suministro de materiales y servicios requeridos para revestir el pozo e instalar el cabezal del
mismo. Incluye el suministro de los diferentes revestimientos de acuerdo con la
especificación generada por la operadora, cabezales (sección A y B), adaptadores de
cabezales requeridos para instalación de preventora, servicio de soldadura e instalación de
cabezal (landing joint, Xovers, y demás herramientas necesarias para completar las
operaciones de bajada de tuberías de revestimiento y actividades de cementación conexas.),
servicio de corrida de tubería de revestimiento (personal y equipos).
COMPONENTE Broca DC HW DP
BHA No. 1 HOYO CONDUCTOR
(0’ – 200’)
17 ½” 9 ½” (ID 3
½”) - 5 ½”
BHA No. 2 HOYO SUPERFICIAL
(200’ – 5.450’)
12 ¼” 3” 5 ½” 5 ½”
BHA No 3 SARTA TOMA NÚCLEO
(5.500'- 8.500')
Corazón de 3” a
2 1/2” 4 ½” 4 ½”
3 ½” 5
½”
BHA No. 4 HOYO INTERMEDIO
(5.450’ – 8.500’)
8 ½” 6 ½” 4 ½” 3 ½” 5
½”
BHA No. 5 HOYO FINAL
(8.500’ – 10.500’)
6” 3 ½” 3 ½” 3 ½”
Tabla 4.2- Ensamblaje para perforar cada sección del ANH Guajira 1X.
Se debe presentar un diseño completo de ensamblaje de fondo por parte del contratista,
especificando todos los componentes del BHA al detalle y tener en cuentas las siguientes
consideraciones:
Hoyo Conductor de 17 ½”
Perforar hoyo superficial de 17 ½” desde superficie hasta 200’ con sarta convencional
estabilizada.
Correr registros desde 200’ hasta superficie.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
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Hoyo Superficial de 12 ¼”
Perforar hoyo superficial de 12¼” desde 200’ hasta 5.450’ con sarta convencional
estabilizada, posteriormente perforar con control de verticalidad.
Correr registros desde 5.450’ hasta superficie.
Al perforar la fase de 12 ¼”, es probable que se encuentren influjos de agua (+/- de 900 @
1,650 pies), por lo cual se debe disponer de un fluido de perforación de tal calidad que
controle el mismo y permita perforar de manera óptima hasta terminar la fase, de igual
forma es incierto que se presenten show de gas caso de igual forma el fluido de
perforación debe estar optimizado.
Se sugieren las columnas de cemento en el estado mecánico plantadas para la primera
fase de 12 ¼” y se recomienda que la lechada más pesada (principal) de 15.8 lpg sea
diseñada con aditivos que inhiban gas si es el caso de observar presencia del mismo.
Tener en cuenta que al terminar la fase de 12 ¼” se propone perfora 50 pies en hueco
abierto completando hasta este punto 5,500 pies y de aquí hasta 8,500 pies se requiere
corazonar por lo cual se sugiere correr broca de 6”. Una vez se alcance la profundidad de:
8,500 pies corazonando, se saca sarta de corazonamiento y se ensancha el hueco con
broca de 8 ½” desde el punto de revestimiento anterior es decir desde 5,450 pies hasta
8,500 pies donde termina el TD de esta fase.
Una vez terminado el corazonamiento se corre revestimiento de 7”, para ello se sugieren
las lechadas en el estado mecánico propuesto con las columnas allí planteadas y sujetas a
condiciones reales de la fase. Por lo cual se deben tener productos y diseños de lechadas
de contingencia en caso de influjos de gas y/o pérdidas por circulación, que de igual forma
aplican para la primera fase de 12 ¼”.
Hoyo Intermedio de 8 ½” y Corazonamiento
Bajar ensamblaje de fondo N° 2 con mecha PDC de 8 ½”, (IADC 334) 5 aletas – 5 chorros
y perforar cuello flotador, limpiar cemento hasta 10 pies antes de la zapata de 9 5/8” y
probar revestimiento con 1.000 lpc, perforando con los siguientes parámetros: 400 GPM,
150 RPM, 0-10 Mlbs.
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Circular y desplazar lodo Semi -Disperso por el lodo polimérico viscoelástico de 9,4
LPG.
Armar y Bajar equipo corta núcleos: Corona 6’’ hasta 8.500’. el corazón requerido debe
tener un diámetro de 3 a 2 ½ pulgadas.
Hacer chequeo de la reología del fluido y periódicos de los filtros de las bombas antes de
comenzar la operación de corte de núcleo.
Reportar eficiencia del corte por cada 40 pies cortados/recuperados en el reporte diario de
perforación.
Al culminar el corte de los 3.000’ de núcleos (hasta 8.500’), sacar ensamble de fondo con
corta-núcleos hasta superficie.
Bajar sarta lisa con mecha de 8 ½” (incluir monel), realizar viaje de calibración hasta
8.500'. Circular hasta retorno limpio, lanzar multishot. Sacar tubería hasta superficie.
Reportar condiciones direccionales del pozo.
Correr registros desde 8.500’ a 5.450’.
Se tomarán puntos de presión, los cuales serán definidos por el Geólogo en sitio.
Se analizará la posibilidad de realizar un viaje adicional de calibración dependiendo del
comportamiento del pozo durante las corridas de los registros.
Hoyo Final 6”
Se propone perforar la fase final con broca de 6” hasta un TD de 10,500 pies,
recuperando en superficie muestras de zanja seca y húmeda, esto mismo debe hacerse
para la primera fase de 12 ¼”, debiendo perforar el basamento.
Sacar sarta y correr registros.
4.3- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Toda formulación propuesta, con sus productos y concentraciones, debe ser consultada y
autorizada por el personal de la Interventoría. Para la ejecución del contrato, el contratista
deberá presentar un plan de contingencia y listado de productos de contingencia que estarán
disponibles en locación.
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El contratista debe presentar un Plan Hidráulico para cada intervalo del pozo. Durante la
perforación se deberá verificar con el programa de hidráulica de perforación los valores de
GPM mínimo para garantizar limpieza en el anular de los diferentes hoyos a perforar.
El servicio de ingeniería de fluidos de perforación y suministro de productos químicos
necesarios para generar un fluido base agua y mantenerlo en condiciones óptimas, bajo los
parámetros requeridos, de acuerdo con las especificaciones técnicas solicitadas por ANH,
durante todas las etapas de perforación del pozo, incluye también las píldoras de limpiezas,
píldoras viscosas, píldoras de control de pérdida de circulación, píldoras para despegar
tubería, control y limpieza de pozo.
Dentro de la aplicación de los sistemas propuestos se deberá considerar:
Mínimo contenido de sólidos posible.
Alto control de hinchamiento de arcillas
Estabilidad de lutitas (química y mecánica)
Control de reología y contenido de arcilla nativa
Baja toxicidad.
Se debe realizar LOT (Prueba de goteo), al inicio de las fases de 17 ½”, 12 ¼”, 8
½” y 6”, para determinar aproximadamente la ventada de lodo disponible.
La ventana de lodos es desconocida para el pozo ANH-Guajira 1X, por tal motivo El
Contratistas debe diseñar un programa de lodos preliminar el cual se ajustará durante las
operaciones de Perforación.
Durante el corazonamiento el fluido de perforación debe cumplir con los siguientes
requerimientos:
● Minimizar la alteración de las características fisicoquímicas de los núcleos.
● No se debe adicionar lubricantes base hidrocarburo.
● Reologia adecuada para evitar lavar el núcleo.
El fluido de perforación debe permitir el % de remoción adecuado para obtener una buena
adherencia del cemento a la formación.
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El contratista debe almacenar en locación la química según las exigencias de HSEQ
aplicables en la industria del Petróleo.
Tamaño del hoyo unidad 17 ½” y 12 ¼” 8 ½” 6”
Tipo de fluido Agua Gel -
Semidisperso
Píldora
viscosa
Polimérico
viscoelástico
Polimérico
viscoelástico
Temperatura
estimada °F 130 160 170
Densidad lpg 8,4 – 9,4 8,4 – 9,6 9,4 – 10,5 9,0 – 10,8
Viscosidad
Embudo seg/qt 40 – 45 80 – 100 50 – 60 50 – 60
Viscosidad
Plástica cP 10 – 25 15 – 25 10 – 16 10 – 16
Punto Cedente lbs/100pies^2 10 – 18 35 – 40 20 – 32 20 – 32
Geles 10”, 10’,
30’ lbs/100pies^2 5 / 7 / 9 8 / 12 / 15 8 / 12 /15
Filtrado API cc/30 min N/C N/C < 5,0 < 5,0
pH - 8,0 – 9,0 9,5 – 10,5 9,5 – 10,5
MBT lpb < 20,0 <5,0 <5,0
Sólidos baja
gravedad % v/v < 8 < 6 < 6
Tabla 4.3- Propiedades recomendadas de los sistemas de fluidos a utilizar
Volumen 17 ½” y 12 ¼” 8 ½” 6”
Pérdidas por Lavado, % 40 10 10
Pérdidas por S.B.G., % 10 6 6
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
37
Pérdidas por E.E.C.S., % 60 90 90
Pérdidas por Poros, % 30 15 15
Volumen teórico del hoyo + volumen en
revestidor, bls 795 616 490
Volumen en Superficie, bls 1.050 1.050 1.050
Volumen del Hoyo con exceso + humectación
+ dilución, bls 1.113 684 590
Volumen Total, bls 2.163 1.734 1.990
Tabla 4.4- Volumetría estimada para cada sección del ANH Guajira 1X.
4.3.1- Discusión de Intervalo y tipo de fluido
a.- Hoyo Conductor 17 ½”
La perforación de este hoyo de tiene contemplado el uso del fluido Agua-gel, bombear
píldoras viscosas para la limpieza del hoyo (40 barriles) cada dos tubos perforados,
con la finalidad de mantener el hoyo limpio y minimizar la posibilidad de pérdida de
circulación por sobre carga de ripios en el espacio anular.
El fluido agua- gel se deberá ir convirtiendo al sistema semidisperso cuando sea
necesario por la perforación de las arcillas superficiales.
En esta sección del hoyo es de suma importancia monitorear los parámetros de
perforación tales como: Caudal, ROP, retornos por Flowline.
Si se observan pérdidas de fluido por los ECS al comenzar la perforación, reducir el
tamaño de las mallas.
Se dispondrá en la localización suficiente material para controlar pérdida de circulación
, liberadores de tubería y material densificante. En caso de una pérdida de circulación
severa se recomienda bombear píldoras con material de perdida de circulación a
razón de 120 lpb.
Mantener los agitadores mecánicos en funcionamiento para optimizar la agitación en
los tanques de superficie.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
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Mantener los equipos de control de sólidos en su mayor capacidad operativa con la
finalidad de manejar la tasa de bombeo planificada para esta sección.
Mantener el nivel de los tanques en un 75% de su capacidad, esto nos dejaría espacio
para cualquier incremento de volumen, como, por ejemplo, incremento de la densidad.
b.- Hoyo superficial 12 ¼”
La perforación de este hoyo de 12 ¼” tiene contemplado el uso del fluido Agua-gel y
semidisperso, bombear píldoras viscosas para la limpieza del hoyo (40 barriles) cada dos
tubos perforados, con la finalidad de mantener el hoyo limpio y minimizar la posibilidad de
pérdida de circulación por sobre carga de ripios en el espacio anular.
El fluido agua- gel se deberá ir convirtiendo al sistema semidisperso cuando sea necesario
por la perforación de las arcillas superficiales hasta los 5.450’.
En esta sección del hoyo es de suma importancia monitorear los parámetros de
perforación tales como: Caudal, ROP, retornos por Flowline.
Si se observan perdidas de fluido por los ECS al comenzar la perforación, reducir el
tamaño de las mallas.
Antes de realizar el desplazamiento del sistema Semi Disperso utilizado en la fase de
perforación por el sistema polimérico Viscoelástico limpio, deberá realizar todos los viajes
o maniobra de calibración, esto con la finalidad de garantizar la limpieza del fluido
desplazante para la perforación de las siguientes dos secciones.
Garantizar una relación 2:1 de arcilla comercial y de la formación.
c.- Hoyo Intermedio de 8-1/2” / Corazonamiento
Al llegar a la profundidad de 5.500', se circulará hasta retorno limpio y realizará viaje de
calibración según programa de perforación. Se desplazará el Semi Disperso usado por
Polimérico viscoelástico limpio de 9,4 lpg y se iniciará el corte de núcleo de acuerdo lo
programado desde 5.500’ hasta 8.500'.
Bombear píldoras viscosas de 20 bls cada 150 pies, para contribuir a la limpieza del hoyo
durante la perforación.
d.- Hoyo Final 6”
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
39
La perforación de este hoyo de 6” tiene contemplado el uso de un fluido polimérico
viscoelástico, se debe bombear píldoras viscosas para la limpieza del hoyo (20 barriles)
cada dos parejas perforados, con la finalidad de mantener el hoyo limpio y minimizar la
posibilidad de pérdida de circulación por sobre carga de ripios en el espacio anular.
4.3.2- Recomendaciones operacionales generales
De presentarse arrastres verificar que las propiedades del fluido estén en el rango
recomendado, antes de ajustar el peso. Mantener al mínimo la densidad del lodo sin
comprometer la estabilidad del hoyo para evitar el sobrebalance y disminuir el riesgo
de pérdidas de circulación. Mantener los parámetros reológicos y el filtrado API en los
rangos recomendados.
Evaluar las conexiones y los viajes cortos tanto subiendo como bajando. Si se
observan arrastres constantes al realizar el viaje corto, circular y repasar cada pareja.
En la perforación de los hoyos intermedio y final, utilizar un caudal que permita obtener
una buena limpieza y evite a su vez la erosión del hoyo.
Al utilizar las bombas, iniciar la circulación lentamente e ir incrementando en forma
progresiva el caudal.
Mantener las propiedades reológicas del lodo en los valores recomendados.
Mantener en sitio los aditivos para pérdida de circulación Correr un programa
hidráulico cada 8 horas para llevar seguimiento de la limpieza del hoyo.
Toda vez que el pozo tiene como objetivo principal la investigación estratigráfica y no
se contemplan producciones de hidrocarburos, no son significativos los “posibles
daños de formación”, y por lo tanto no se tienen previstas restricciones en el peso del
lodo. Lo importante en este caso es que se garantice la estabilidad del pozo con el uso
de los aditivos de rigor.
Se requieren muestras de rocas y de fluidos no contaminados, por lo tanto, no deberán
usarse lodos con base aceite.
En caso de pega de tubería se necesita el uso de LIBERADOR DE TUBERÍA. Es un
compuesto con alta lubricidad que penetra a través del revoque rompiendo su
estructura, lo que permite que la tubería se despegue en la zona que ocurrió la pega
diferencial.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
40
En caso de una pérdida de circulación severa se recomienda bombear píldoras con
material de perdida de circulación a razón de 120 lpb con una mezcla de mica fina y
gruesa, fibra celulósica y cáscara de nuez.
En caso de una pérdida de circulación total de fluido a la formación, se recomienda
sacar tubería hasta la última zapata para evaluar el pozo y luego bajar mecha sin
chorros para posicionar en el fondo una píldora a razón de 200 lpb de Material de
perdida de diferentes tipos y granulometrías para lograr un buen sello de la zona
afectada
4.3.3- Material de contingencia para el pozo
Se debe contar en locación con varios tipos de materiales para: Control de pérdidas, control
de pozo, pegas de tubería y diversos productos de contingencia para un pozo que tiene todo
la geología y presiones de poro desconocidas y por prognosis, lo que define que se debe
estar preparados para cualquier cambio repentino en las características de las formaciones,
que debe ser incluido dentro del servicio integral.
Producto
Carbonato de calcio
Controlador de filtrado
Detergente
Liberador de tubería (saco o líquido)
Viscosificante
Inhibidor químico
Lubricante mecánico
Fibra celulósica f, m, g
Mica f, g
Tabla 4.5- Productos de contingencias requeridos para el pozo ANH Guajira 1X
4.3.4.- Manejo de Residuos
Servicio de control de sólidos, manejo, tratamiento y disposición (Incluye el transporte) de
residuos sólidos, aguas residuales industriales, productos del desecho de las actividades de
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
41
perforación, así como también de las aguas residuales domesticas del campamento. Se
incluye métodos de recirculación, dewatering u otros que generen beneficios al proyecto, para
reducir el consumo de agua y reducir los volúmenes de disposición. Este proceso se realizará
de acuerdo con el Plan de Manejo Ambiental y Social, como también debe ser ejecutado de
acuerdo con las buenas prácticas de la industria.
El material de tierra nativa para la mezcla de cortes será suministrado y a cargo del
Contratista.
4.4- PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Y REVESTIDORES
4.4.1. Tubulares y cabezales
Suministro de materiales y servicios requeridos para revestir el pozo e instalar el cabezal del
mismo. Incluye el suministro de los diferentes revestimientos, cabezales, adaptadores de
cabezales requeridos para instalación de la preventora (BOP), servicio de soldadura y corte e
instalación de cabezal (landing joint, entre otros), servicio de corrida de tubería de
revestimiento incluido personal y herramientas. Se requieren los siguientes materiales:
DIAMETRO ID DRIFT GRADO PESO COLAPSO ESTALLIDO TENSION
(PULG) (PULG) (PULG) (lbs/pie) (psi) (psi) (1000 lbs)
Conductor 20”
13 3/8
(0 – 200’) 12.615 12.459 J-55 54.5 1130 2730 853
9 5/8
(200’ – 4.500’) 8.681 8.525 P-110 47 5.310 9.440 1.493
9 5/8
(4.500’ – 5.450’)
8.535 8.525 HCP-110 53,5 11.160 10.900 1.710
7
(sup. – 8.500’) 6.276 6.151 N-80 26 5.410 7.240 604
Tabla 4.6.- Factores de diseño de revestidores del pozo ANH Guajira 1X.
Se deben probar el sello hidráulico después de la instalación de cada sección.
El contratista debe diseñar los revestimientos y cabezal de acuerdo con el estado mecánico y
prognosis, si se presentan cambios durante la perforación, el contratista debe realizar los
ajustes necesarios en el diseño, estos materiales están incluidos en los costos integrales del
servicio.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
42
4.4.2.- Cementación
Toda formulación de cementación, con sus productos y concentraciones, debe ser
consultada y autorizada por el personal supervisor encargado de la Interventoría. Debe
ser presentado un plan de contingencia en caso de problemas operacionales antes del inicio
de la perforación.
El Servicio de cementación de pozo, incluyendo los equipos, personal y materiales necesarios
para realizar la actividad en cada una de las secciones del pozo de acuerdo con los
paramentos técnicos establecidos por la operadora. Incluye también el suministro del equipo
de flotación para cada revestimiento que sea bajado al pozo.
Se requieren aditivos necesarios para bloquear gas, para bajo manejo de control de filtrado,
densificantes, entre otros. De igual forma aditivos para la preparación de lavadores y
espaciadores con surfactantes, polímeros, viscocificantes entre otros.
Si se llegare a encontrar zonas de muy difícil control de pérdidas por circulación, una vez
agotados todos los recursos para controlarlas, se debe tener estimado el diseño de tapones
de estabilización y/o de lechadas livianas de alta resistencia, para aislamiento de cualquier
revestimiento y alturas de columnas de lechadas adecuadas.
El diseño de cementación está basado en las buenas prácticas evaluadas en este campo.
Diámetro revestidor,
pulg
Lechada de barrido Lechada Principal
Densidad,
lpg
Altura del cemento, pies
Intervalo,
pies
Densidad,
lpg
Altura del cemento, pies
Intervalo,
pies
13 3/8” - - - 15.6 1400 0 - 200
9 5/8 13,6 2.000 2.000 a
superficie 15,8 3.450
5.450 a 2.000
7 13,6 700 7.500 a 6.800 15,8 1.000 8.500 a 7.500
Tabla 4.7.- Plan de cementación del pozo ANH Guajira 1X.
El diseño de las cementaciones de cada revestimiento debe tener en cuenta las siguientes
consideraciones:
a.- Revestimiento 13 3/8”:
● Garantizar sello hidráulico e integridad en el zapato de 13 3/8”.
● Dar soporte al revestimiento para continuar con la perforación de la siguiente fase.
PROGRAMA DE
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POZO ANH GUAJIRA 1X
43
● Cementar hasta superficie con una lechada de cemento que desarrolle una resistencia a la
compresibilidad de +/- 2600 psi @ 24 hrs.
b.- Revestimiento 9 5/8”:
● Garantizar sello hidráulico e integridad en el zapato de 9 5/8”.
● Dar soporte al revestimiento para continuar con la perforación de la siguiente fase.
● Cementar hasta el zapato de 13 3/8”, con lechadas de cemento que desarrollen resistencias
a la compresibilidad de +/- 2600 psi @ 24 hrs y +/- 1200 psi @ 24 hrs.
● Si durante la perforación de la fase de 12 ¼” hay presencia de gas, diseñar una lechada de
cemento con control de gas.
c.- Revestimiento 7”:
● Garantizar sello hidráulico e integridad en el zapato de 7”.
● Dar soporte al revestimiento para continuar con la perforación de la siguiente fase.
● Cementar hasta el zapato de 9 5/8”, con lechadas de cemento que desarrollen resistencias
a la compresibilidad de +/- 3000 psi @ 24 hrs y +/- 1600 psi @ 24 hrs.
● Si durante la perforación de la fase de 8 1/2” hay presencia de gas, diseñar una lechada de
cemento con control de gas.
d.- Tapones de cemento:
● El fluido ubicado por debajo de cada tapón debe tener las características adecuadas para
dar soporte a los mismos y evitar escurrimiento.
● Se debe realizar prueba de integridad de los tapones inferior e intermedio.
Para todas las secciones se debe suministrar equipo de flotación incluyendo como mínimo lo
siguiente:
● Zapato Flotador (perforable con PDC)
● Collar Flotador (NR) (perforable con PDC). Nota: No se utiliza en el revestimiento de 20”.
● Centralizadores no soldados para garantizar mínimo un 70% stand off.
● Stop Ring
● Top Plug (non- rotating)
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
44
● Bottom (non-rotating)
● Soldadura líquida
4.5- PROGRAMA DE EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS
Toda diseño de arreglo de equipos de control de sólidos, uso de equipos de nueva tecnología
y/o productos para uso del control como defloculantes, debe ser consultada y autorizada
por el personal supervisor encargado de la Interventoría.
4.5.1- Hoyo Conductor 17 ½” y Superficial de 12 ¼”
Los equipos de control de sólidos deben operar con un mínimo de 80% de eficiencia.
Si se observan perdidas de fluido por los ECS al comenzar la perforación, reducir el
tamaño de las mallas.
Descripción # Max, GPM Screens Notas
Shaker Primario: 4 800 60-110m Combinar con 100, 80 o 60 µ, para reducir las pérdidas de
lodos
Mud Cleaner: 16 x 4” 1 800 180-250m Operar intermitentemente, la
presión de operación debe estar entre 45 – 55 psi
Tabla 4.8- Equipos de control de sólidos propuestos para el intervalo conductor 17 ½” y
superficial de 12 ¼” del ANH Guajira 1X
Mantener los agitadores mecánicos en funcionamiento para optimizar la agitación en los
tanques de superficie.
Mantener los equipos de control de sólidos en su mayor capacidad operativa con la
finalidad de manejar la tasa de bombeo planificada para esta sección.
Mantener el nivel de los tanques en un 75% de su capacidad, lo que dejará espacio para
cualquier incremento de volumen, como, por ejemplo, incremento de la densidad.
4.5.2- Hoyo Intermedio de 8-1/2” / Corazonamiento
Los ECS deben operar con un mínimo de 90% de eficiencia.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
45
Si se observan perdidas de fluido por los ECS al comenzar la perforación, reducir el
tamaño de las mallas.
Descripción # Max, GPM Screens Notas
Shaker Primario: 4 800 60-110m Combinar con 100, 80 o 60 µ, para
reducir las pérdidas de lodos
Mud Cleaner: 16 x 4 “ 1 800 180-250m Operar intermitentemente, la presión
de operación debe estar entre 45 – 55 psi
Centrifuga: high
Speed 2 120
Remoción de sólidos de baja gravedad no deseados o para bajar densidad del
sistema.
Tabla 4.9- Equipos de control de sólidos propuestos para el intervalo intermedio y corazonamiento del ANH Guajira 1X
Mantener los agitadores mecánicos en funcionamiento para optimizar la agitación en los
tanques de superficie.
Mantener los equipos de control de sólidos en su mayor capacidad operativa con la
finalidad de manejar la tasa de bombeo planificada para esta sección.
Mantener el nivel de los tanques en un 75%de su capacidad, esto nos dejaría espacio
para cualquier incremento de volumen, como, por ejemplo, incremento de la densidad.
4.5.3- Hoyo Final 6”
Descripción # Max, GPM Screens Notas
Shaker Primario:
4
800
60-110m
Combinar con 100, 80 o 60 µ, para reducir las pérdidas de lodos
Mud Cleaner: 16 x 4 “
1
800
180-250m
Operar intermitentemente, la presión de operación debe estar
entre 45 – 55 psi
Centrifuge: high Speed 2 120 Remoción de sólidos de baja gravedad no deseados ó para bajar densidad del sistema.
Tabla 4.10- Equipos de control de sólidos propuestos para el intervalo final 6” del ANH
Guajira 1X
Mantener los agitadores mecánicos en funcionamiento para optimizar la agitación en los
tanques de superficie.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
46
Mantener los equipos de control de sólidos en su mayor capacidad operativa con la
finalidad de manejar la tasa de bombeo planificada para esta sección.
Mantener el nivel de los tanques en un 75% de su capacidad, esto nos dejaría espacio
para cualquier incremento de volumen, como, por ejemplo, incremento de la densidad.
Pre-mezclar los productos en el tanque para permitir su humectación y obtener un máximo
rendimiento.
4.6.- ABANDONO DEL POZO
Colocar tapones de cemento (15,5 lpg) a las siguientes profundidades:
En el hoyo de 6”, longitud de 200’, en zonas permeables
En revestidor de 7”, 8.000’-8.200’,
En revestidor de 9-5/8”, 2.200’-2.350’,
En revestidor de 9-5/8”, superficie-100’.
La adecuación de la locación para su abandono está especificada en el PMA.
Finalizadas las operaciones de perforación, corazonamiento y bombeo de tapones de
abandono del pozo, se realizan las actividades de desarme y movilización de todos los
equipos básicos de operación para proceder a recuperar y reforestar todas las áreas
intervenidas.
4.7.- RESTAURACIÓN DE ÁREAS
Luego que se finalice las actividades de perforación se debe realizar la restauración del área
intervenida, incluyeron tratamiento de cortes de perforación de acuerdo a lo establecido en el
Protocolo de Luisiana Anexo 29B, cierre de piscinas no utilizadas, adecuación de terrenos,
desmonte de estructuras, siembra con semilla, reforestación y empradizacion de taludes,
estas actividades siempre buscarán recuperar las áreas intervenidas y que estas queden en
un estado mejor al que se encontraron.
a) Para cada etapa del proyecto: el desmantelamiento de las facilidades (temporales o
permanentes) instaladas. Se incluyen en este concepto los campamentos, talleres, bodegas,
las captaciones de agua y demás servicios, etc.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
47
b) La limpieza final de las áreas ocupadas por dichas facilidades, y la disposición de residuos
generados por esta operación.
c) El saneamiento de los pasivos ambientales, derivados de la construcción y la operación. Se
incluyen las áreas afectadas por el proyecto en aquellos casos en que ha habido
modificaciones, imputables a la ejecución, de las condiciones ambientales prevalentes, los
sistemas de disposición de residuos, los recursos naturales degradados (en su calidad) por la
intervención, etc.
d) La evacuación y disposición de los residuos especiales acumulados y almacenados
temporalmente en el sitio o en otras áreas autorizadas, y los recuperados durante el
desmantelamiento.
4.8.- OTRAS OBLIGACIONES
a) Dar cumplimiento a los compromisos establecido en Plan de Majeo Ambiental y Plan de
Manejo Social, para lo cual deberá contar con el personal calificado que interactúe con las
autoridades ambientales y/o sociales regionales o municipales.
b) Suministrar servicio de Catering (Comida y servicio de camarero) y hospedaje, tanto al
personal involucrado en la operación, como al personal de Interventoría (fijos y eventuales),
ANH y FONADE (eventuales).
c) Adecuar de ser necesario, las vías de acceso al área para la llegada de la maquinaria y
equipos y de la plataforma de perforación de acuerdo con la normatividad técnica, ambiental y
de seguridad vigentes.
d) Suministrar el transporte terrestre de carga (equipos, tubulares, herramientas de
perforación, cabezales y cualquier otro transporte requerido por la operación), alquiler de
vehículos y/o camionetas para la operación.
e) Suministrar los combustibles y lubricantes para el equipo de perforación y demás equipos
involucrados en las operaciones de perforación, camionetas, etc.
f) Suministrar de agua para las actividades de perforación, cementación y las necesidades del
campamento.
g) Suministrar los sistemas y equipos requeridos para el manejo y tratamiento de las aguas
residuales generadas.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
48
h) Suministro de servicio de corrida de tuberías de revestimiento y soldadura de cabezal de
pozo.
i) Suministro de herramientas adicionales (centralizadores, Xovers, bit sub, sustitutos,
herramientas de levantamiento, manejo de tuberías y cualquier otro accesorio requerido) y
martillos de perforación, necesarias para el correcto funcionamiento de las diferentes
combinaciones ensambles de fondo a ser utilizados. Se incluyen también las herramientas de
pesca necesaria para recuperar la sarta de perforación del contratista o alguno de sus
componentes (BHA), las sartas de registros, las sartas direccionales y las de corazonamiento.
j) Servicio satelital de comunicaciones (datos y voz) con un canal lo suficientemente amplio
(por lo menos 2Mbps) que permita la transferencia en tiempo real de la información de
perforación generada por la caseta de mud logging. Este servicio deberá enlazar
adicionalmente los equipos de la caseta del CoMan y Well Site con la red.
k) Restauración y recuperación de las zonas afectadas y/o intervenidas
l) Recopilación de la información relacionada y/o de pozos cercanos.
m) Elaboración de programa técnico de las diferentes líneas de servicio, el cual debe
contener las instrucciones, procedimientos, descripción de materiales, equipos, herramientas
y demás especificaciones técnicas a utilizar por parte del Contratista para la ejecución de los
servicios objeto de este Contrato el cual se refiere a un plan muy detallado de trabajo de cada
línea. Se deberá incluir un árbol de decisiones para los siguientes eventos:
rdidas de lodo
n) Se debe presentar por cada fase del pozo a la Operadora un reporte sobre el desempeño
de los servicios completo con indicadores de desempeño y enfoque de mejoramiento
continuo. El criterio de desempeño será monitoreado por los representantes de la
Interventoría en campo y Bogotá, para esto se tendrá en cuenta el soporte de ingeniería,
logística, herramientas.
o) El Contratista será responsable y deberá tomar los cuidados necesarios para sus labores
en forma segura (teniendo en cuenta los lineamientos HSE&Q respecto a la actividad), sin
derrames o incidentes que puedan producir contaminación en vías, afectación a los
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
49
trabajadores y a la comunidad en general o a fuentes de agua en el área de influencia del
lugar de los trabajos.
p) Todas aquellas operaciones que requieran de decisiones basadas en la prognosis del
pozo, o en las tomas de muestras, serán consultados y definidas en tiempo real por el
geólogo de la Unidad de Mud Logging, el geólogo encargado del proyecto dentro en la ANH y
la interventoría.
q) La ANH realizará el monitoreo de las operaciones en tiempo real, por medio de una
pantalla que debe ser instalada en lugar definido por la ANH dentro del área de la
Vicepresidencia técnica en las oficinas de Bogotá, para monitorear las operaciones del pozo
en tiempo real. Adicionalmente el Vicepresidente Técnico, el Ingeniero de Petróleos y el
Geólogo encargado del proyecto dentro de la ANH, tendrán acceso tanto por computador,
como por dispositivos móviles tipo Teléfonos Inteligentes o Tabletas. Dicho sistema debe ser
instalado también en las oficinas de FONADE.
r) Minimizar las pérdidas de tiempo y los tiempos no operativos. Las pérdidas de tiempo por
reparaciones y/o fallas en el equipo de perforación y/o servicios asociados, así como también
los tiempos inactivos por falta de materiales, herramientas y repuestos serán imputables al
contratista y no serán reconocidos por FONADE.
s) En el evento que por razones geológicas y/o mecánicas y/u operacionales se corra el
riesgo de pérdida del pozo, el contratista deberá realizar sin costo adicional para la ANH, un
tapón de desvío con el objeto de continuar con la perforación en la fase que suceda el evento
en mención y poder alcanzar la profundidad final (10.500 pies).
4.9.- PERSONAL REQUERIDO PARA LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO
El personal mínimo requerido, con los perfiles y destrezas exigidos, garantiza una adecuada
operación, la respuesta oportuna y efectiva en caso de una situación operacional repentina y
la administración eficaz del Proyecto y los recursos inherentes al mismo.
El personal mínimo requerido para la ejecución de la obra deberá ser:
Cantidad Cargo que
desempeñar
Formación
académica Perfil Experiencia específica
% de
dedicación en
la duración
del proyecto
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
50
1 Director de proyectos
Ingeniero de petróleos o geólogo
P0 15 - 12
Experiencia mínima de diez (10) años en la dirección,
coordinación y ejecución de proyectos integrados de
perforación de pozos exploratorios y/o desarrollo y/o estratigráficos. Deberá contar con certificación en
well control y Rig pass.
100
2 Ingeniero de perforación
Ingeniero de petróleos
P1 12 - 10
Experiencia como ingeniero de perforación como mínimo
ocho (8) años en la planificación y ejecución de proyectos de perforación de
pozos exploratorios y/o desarrollo y/o estratigráficos.
Deberá tener experiencia probada en Dirigir las
operaciones corazonamiento de pozos. Deberá contar con
certificación específica en pegas de tubería, control de
pozos y actividades de pesca. certificación en well control y Rig
pass.
100
2 Jefe de pozo Ingeniero de petróleos
P0 15 -12
experiencia mínima de 6 años en perforación de pozos para
exploración o desarrollo de hidrocarburos, en los que
haya trabajado como jefe de pozo. Deberá contar con
certificación en well control y Rig pass.
100
2 Perforador
Personas no necesariamente profesionales ni técnicos
T1 5 - 5
Experiencia de cinco (5) años en perforación de pozos para exploración o desarrollo de hidrocarburos. Deberá contar con certificación en well control y Rig pass.
100
4 Geólogo Well SITE
Geólogo P3 8 - 5
Mínimo 5 años de experiencia en trabajo de campo geológico, con experiencia en la recopilación de información geológica (incluyendo corazonamiento). Deberá conocer sobre la Realización de descripción litológica básica y presentarla en Geodatabase, así mismo deberá contar con certificación en ArcGis
100
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
51
9.3(conocer escalamiento 1:500 de los núcleos obtenidos en el pozo y Levantar la columna estratigráfica del pozo)
2
Operadores de corazonamiento
Ingeniero de petróleos, ingeniero mecánico, geólogo y/o técnico en estas áreas.
P3 8 - 5
Mínimo 5 años de experiencia en trabajo de perforación y/u operador de corazonamiento.
Con certificación en well control
100
4 Ingeniero de Fluidos de perforación
Ingeniero de petróleos, químico, mecánico o geólogo con experiencia como ingeniero de fluidos de perforación
P3 8 - 5
Mínimo cinco (5) años en proyectos de perforación de
pozos exploratorios y/o desarrollo y/o estratigráficos.
deberá contar con certificación en Well control
100
1 Coordinador
HSE
Profesional en ciencias de la salud, Ingenierías industrial, mecánica, ambiental, sanitario, petróleos y afines,
P3 5 - 2
especialista en seguridad y salud en el trabajo o salud ocupacional, Con mínimo dos (2) año de experiencia en trabajo de campo en perforación de pozos petroleros. Curso vigente de alturas. Experiencia en Primeros auxilios intermedio, control de incendios, aplicación normas ISO 14.001, 9001, y OHSAS 18.001
100
24 Personal de Perforación
Personas no necesariamente profesionales ni técnicas
T10 4 - 4
experiencia específica mínima de 4 años en perforación de pozos para exploración o desarrollo de hidrocarburos. Encuellador (2), Cuñeros (6), Mecánico (2), electricista (2) (con sus relevos)
100
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
52
1 Coordinador de gestión social
profesional en trabajo social, psicología, antropología, o un profesional en las siguientes ramas: comunicación social con especialización o maestría en responsabilidad social corporativa
P3 5 - 2
Con minimo 2 años de experiencia como coordinador o director o supervisor de proyectos de perforación de pozos
100
Tabla 4.11- Personal mínimo requerido para el ANH Guayacana 1X
4.10.- TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO
Se estima la realización completa del proyecto, desde el momento de adecuación de locación
y obras civiles previas a la actividad de perforación hasta la restauración del área afectada
según los parámetros establecidos en el PMA, entre 150 a 180 días, como se desglosa en la
tabla 4.13.
Actividad Tiempo, días
Obra civil (Adecuación de locación) 26 a 31 días
Movilización y Arme de equipos 10 a 12 días
Fase de Perforación
Fase 1. Hoyo 17 ½” 1 a 1,5 días
Fase 2. Hoyo 12 ¼” 9 a 12 días
Fase 3. Hoyo de 8 ½” y Corazonamiento a 6” 42 a 50 días
Fase 4. Hoyo de 6” 16 a 20 días
Fase Abandono del pozo 5 a 6 días
Restauración de áreas 37 a 45 días
Tabla 4.13. Resumen de estimado de tiempos de ejecución de proyecto por actividad.
Fuente: Grupo Técnico FONADE 2017.
Imagen 4.1. Estimado de tiempos de ejecución. Fuente: Grupo Técnico FONADE 2017.
PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
POZO ANH GUAJIRA 1X
53
Imagen 4.2.- Grafica de estimación de tiempos de ejecución del proyecto. Fuente:
Grupo Técnico FONADE 2017.
