SEGUIMIENTO GEOLÓGICO DE LA PERFORACIÓN … · Geología y perforación del pozo LPÑ-75 8 I. INTRODUCCIÓN 1.1 ÁREA DE ESTUDIO El Campo La peña se encuentra ubicada en la Provincia

Geología y perforación del pozo LPÑ-75

1

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES

FACULTAD DE CIENCIAS GEOLÓGICAS

CARRERA DE INGENIERIA GEOLÓGICA

SEGUIMIENTO GEOLÓGICO DE LA

PERFORACIÓN DEL POZO LA PEÑA – 75

(LPÑ-75)

GEOLOGÍA DEL PETROLEO

NOMBRE:

UNV. FREDDY NELSON QUENTA M.

DOCENTE:

ING. GRISEL JIMÉNEZ S.

LA PAZ 6 DE ABRIL DE 2013


2

ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………8

1.1 Área de Estudio……………………………………………………….. …………8

1.2 Antecedentes………………………………………………………………...........9

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General…………………………………………………………………9

1.3.2 Objetivos Específicos……………………………………………………………9

1.4 Justificación………………………………………………………………………...9

1.5 Hipótesis…………………………………………………………………………….9

II. MARCO TEÓRICO………………………………………………………………..10

2.1 MARCO GEOLÓGICO REGIONAL……………………………………………10

2.1.1 GEOLOGÍA DEL CAMPO LA PEÑA………………………………………..10

2.2 GEOMORFOLOGÍA……………………………………………………………..11

2.3 ESTRATIGRAFÍA………………………………………………………………...12

2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS FORMACIÓNES……………………………….....12

2.3.1.1 Sistema Devónico……………………………………………………………12

2.3.1.2 Sistema Carbonífero………………………………………………………..12

2.3.1.2.1 Formación Tupambi………………………………………………………12

2.3.1.2.2 Formación Tarija…………………………………………………………..13

2.3.1.2.3 Formación Chorro………………………………………………………….13

2.3.1.2.4 Formación Taiguati………………………………………………………..13

2.3.1.2.5 Formación Escarpment……………………………………………………13

2.3.1.3 Sistema Cretácico……………………………………………………………14

2.3.1.3.1 Formación Tacurú…………………………………………………………14

2.3.1.3.2 Formación Cajones………………………………………………………14

2.3.1.4 Sistema Terciario……………………………………………………………14


3

2.3.1.4.1 Formación Petaca…………………………………………………………14

2.3.1.4.2 Formación Yecua…………………………………………………………14

2.3.1.4.3 Formación Chaco Inferior………………………………………………..14

2.3.2 CONSIDERACIONES ESTRATIGRÁFICAS………………………………..15

2.3.3 FACIES (Ambiente de depositación)……………………………………….16

2.4 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL…………………………………………………...17

2.5 GEOLOGÍA HISTORICA………………………………………………………...17

2.5.1 Ciclo Subandino………………………………………………………………..18

2.5.2 Ciclo Andino…………………………………………………………………….21

2.5.3 Ciclo Andino II…………………………………………………………………..22

2.6 GEOLOGÍA ECONÓMICA………………………………………………………23

III. DEPARTAMENTO DE PERFORACIÓN……………………………………….23

3.1 PLANIFICACIÓN TECNICA…………………………………………………….23

3.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO………23

3.2.1 CARACTERÍSTICAS…………………………………………………………..23

3.3 PERSONAL DE PERFORACIÓN………………………………………………23

3.4 ETAPAS EN LA PERFORACIÓN………………………………………………23

3.5 CONOCIMIENTO DEL EQUIPO Y ACCESORIOS………………………….24

3.5.1 SISTEMA BÁSICO DE RESISTENCIA……………………………………..25

3.5.2 SISTEMA MOTRIZ…………………………………………………………….25

3.5.3 SISTEMA DE LA HERRAMIENTA DE PERFORACIÓN…………………25

3.5.3.1 Trepano de Perforación……………………………………………………25

3.5.3.2 Portamecha………………………………………………………………….26

3.5.3.3 Estabilizadores………………………………………………………………26

3.5.3.4 Sondeo………………………………………………………………………26

3.5.4 SISTEMA HIDRÁULICO O CIRCUITO DE LODOS……………………….26


4

3.5.4.1 Sistema superficial…………………………………………………………..27

3.5.4.2 Sistema sub-superficial…………………………………………………….27

3.5.5 SISTEMA DE IZAJE………………………………………………………….27

3.5.5.1 Cuadro de maniobras………………………………………………………27

3.5.5.2 Mantenimiento de los cables………………………………………………27

3.5.5.3 Corona de la torre……………………………………………………………27

3.5.5.4 Polea viajera o aparejo……………………………………………………..28

3.5.5.5 Gancho giratorio……………………………………………………………..28

3.5.5.6 Cabeza de inyección……………………………………………………….28

3.5.5.7 Componentes auxiliares…………………………………………………….28

3.5.6 SISTEMA DE SEGURIDAD…………………………………………………28

3.3.7 SISTEMA DE CONTROL……………………………………………………..29

3.6 FLUIDO DE PERFORACIÓN…………………………………………………..29

3.7 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN………………………………………..29

3.8 REGISTRO DE POZOS…………………………………………………………30

3.9 TOMA DE TESTIGOS…………………………………………………………...30

3.10 PRUEBAS DE FORMACIONES ……………………………………………..30

3.11 TERMINACIÓN DEL POZO…………………………………………………..30

3.11.1 PROGRAMA DE TERMINACIÓN DE LPÑ-75…………………………….30

3.11.2 PROPUESTA DE TERMINACIÓN DEL POZO LPÑ-75………………….31

3.11.3 LODO EN LA TERMINACIÓN DE POZO…………………………………31

3.12 TREPANOS UTILIZADOS…………………………………………………….32

3.13 CEMENTACIÓN………………………………………………………………..32

3.13.1 TRAMO GUÍA…………………………………………………………………32

3.13.2 TRAMO SUPERFICIAL………………………………………………………32

3.13.3 TRAMO INTERMEDIO……………………………………………………….32


5

3.14 CONTROL DE VERTICALIDAD………………………………………………32

IV. RESULTADOS Y DISCUSIÓN………………………………………………….33

V. CONCLUSIONES…………………………………………………………………33

VI. RECOMENDACIONES………………………………………………………….34

VIII. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………….34

ANEXOS…………………………………………………………………………………….


6

LISTA DE FIGURAS

Fig. 1 ubicación del campo La Peña…………………………………………………8

Fig. 2 Plano de ubicación del campo La Peña…………………………………….10

Fig.3 Mapa de Provincias Geológicas de Bolivia………………………………….11

Fig. 4 Esquema de un delta………………………………………………………….16

Fig.5 Mapa estructural del Campo La Peña……………………………………….17

Fig. 6 Mapa Geológico de Bolivia…………………………………………………...21


7

LISTA DE CUADROS

Cuadro 1. Cuadro Estratigráfico del Campo La peña…………………………….12

Cuadro 2. Campo La Peña Cuadro litoestragrafico generalizado……………….15

Cuadro3. Cuadro estratigráfico de los grupos Macharetí y Mandiyutí

(Carbonífero superior – Pérmico)…………………………………………………...18

Cuadro 4. Estimación de producción y reservas del pozo LPÑ-75……………..22

Cuadro 5. Programa de perforación de pozos de desarrollo…………………….23

Cuadro 6. Características del pozo LPÑ-75……………………………………….23

Cuadro 7. Diámetros de trépanos…………………………………………………..26

Cuadro 8. Trépanos utilizados………………………………………………………32

Cuadro 9. Control de verticalidad…………………………………………………...33

Cuadro 10 secuencia estratigráfica y profundidades……………………………33


8

I. INTRODUCCIÓN

1.1 ÁREA DE ESTUDIO

El Campo La peña se encuentra ubicada en la Provincia Andrés Ibáñez del

Departamento de Santa Cruz, a una distancia aproximada de 30 Km al SEE de

la Capital del Departamento fig. 1. Fue descubierta en septiembre de 1965

mediante la perforación del pozo LPÑ-X1.

Fuente: Imagen Satelital de Google Earth Pro

Fig. 1 ubicación del campo La Peña

El pozo La Peña (LPÑ-75) se encuentra en las siguientes coordenadas

preliminares:

19 K: 502320

UTM: 8016200

H: 347 (msnm)


9

1.2 ANTECEDENTES

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 Objetivo General

La elaboración del presente informe, tiene por objetivo mostrar los aspectos

más importantes relacionados a la geología y la técnica de perforación de

pozos, realizando un seguimiento, referentes a las actividades y operaciones

llevadas a cabo en el pozo La peña–75 (LPÑ-75).

1.3.2 Objetivos Específicos

Describir las formaciones geológicas según la perforación.

Caracterizar las estructuras en subsuelo.

Determinar el tipo de lodo a utilizar.

Conocer el manejo del equipo de perforación

1.4 JUSTIFICACIÓN

Con el objetivo de la culminación del primer módulo de la materia Geología del

Petróleo, se ha desarrollado un proyecto final, en el cual el estudiante debe de

hacer un seguimiento de un pozo en Bolivia por lo cual opte por el pozo LPÑ-

75, ubicado en el campo La Peña que posee buenas perspectivas, tomando en

cuenta los pozos cercanos a este. Además a nosotros nos interesa saber cómo

es el funcionamiento de una perforación en un pozo según cambie el tipo de

formación o litología, relacionados a las facies sedimentarias existentes en este

campo.

1.5 HIPÓTESIS

La elaboración del seguimiento de la perforación del pozo La Peña – 75 nos

permitirá conocer lo siguiente:

1. El entendimiento del equipo de perforación en diferentes litologías.


10

2. Contribuir al conocimiento del funcionamiento en un pozo del equipo de

perforación.

3. Que labores realiza un geólogo petrolero en un pozo.

II. MARCO TEÓRICO

2.1 MARCO GEOLÓGICO REGIONAL

2.1.1 Geología del Campo La Peña

Consideraciones generales.

El campo La Peña se encuentra ubicado a 30 km al SEE de la ciudad de Santa

Cruz, limita al E con la Estructura los Junos al W con Palmar, es integrante del

lineamiento Río Grande al S, La Peña y Paurito al N. la estructura es un

anticlinal elongado en sentido NE a SE, ligeramente asimétrico, con suaves

buzamientos en los flancos orientales y occidentales. Vaca y Villacorta. 1996.

Fig. 2.

Fuente: Revista técnica de YPFB vol. 17

Fig. 2 Plano de ubicación del campo La Peña


11

Los principales sistemas o periodos del campo La Peña son el Devónico,

Carbonífero, Cretácico y Terciario. La secuencia estratigráfica atravesada por

los pozos perforados es la siguiente: Chaco Inferior, Yecua, Petaca, Cajones,

Tacurú, Escarpment, Taiguati, Chorro, Tarija, Tupambi y unidades del Sistema

Devónico.

Los principales reservorios son las areniscas La Peña pertenecientes a la

Formación Escarpment medio, areniscas Bolívar del Escarpment inferior y

areniscas de la formación Tarija, todas del sistema Carbonífero. En este campo

se han perforado 76 pozos de los cuales 40 fueron productores. Vaca y

Villacorta, 1996.

2.2 GEOMORFOLOGÍA

Según el mapa de Provincias Geológicas de Bolivia el campo la peña se

encuentra en la llanura chaqueña y beniana cercana al pie de monte del

subandino por lo cual presenta una geomorfología muy característica de las

llanuras, los ríos son seniles, por lo cual no existen muchos afloramientos de

roca, está cubierto por el cuaternario. Fig. 3

Fuente: Compendio Geológico de Bolivia

Fig.3 Mapa de Provincias Geológicas de Bolivia


12

2.3 ESTRATIGRAFÍA

La secuencia estratigráfica atravesada por los pozos en este Campo es la

siguiente: cuadro 1.

Cuadro 1. Cuadro Estratigráfico del Campo La peña

2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS FORMACIÓNES

2.3.1.1 Sistema Devónico

En el Campo La Peña está constituido de lutitas gris oscuras micáceas

masivas, limolitas gris clara y oscura y areniscas gris blanquecinas micáceas.

Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.2 Sistema Carbonífero.

2.3.1.2.1 Formación Tupambi.

SISTEMA FORMACIÓN RESERVORIO

Terciario Chaco Inferior

Yecua

Petaca

Cretácico Cajones

Tacurú

Carbonífero Escarpment Areniscas La Peña y

Bolívar

Areniscas Tarija

Taiguati

Chorro

Tarija

Tupanbi

Devónico


13

Confluencia Ríos Grande-Azero y Río San Isidro (Serranía Ilinchupa):“Esta

formación muestra afloramientos de la base y el tope. Son areniscas blanco-

grisáceas y amarillentas, de granulometría variable, subangulosa a

subredondeada, mala selección (excepción del tope) escasa matriz limosa,

poco cementadas, friables y porosas. Bancos gruesos de aspecto macizo con

algunos sectores entrecruzados. Se aprecian lentes de conglomerado,

granodiorito, cuarcita y areniscas. Hacia el tope se observan algunas

intercalaciones de lutitas y limolitas violáceas. Espesor: 6 - 144 metros; Edad:

Viseano. López y Pareja, 1971.

2.3.1.2.2 Formación Tarija.

Conformada por diamictitas, areniscas gris blanquecinas y negruzcas y lutitas

de color gris verdoso. White, 1923 el espesor alcanza hasta 340 m. Vaca y

Villacorta, 1996.

2.3.1.2.3 Formación Chorro.

Conformada por areniscas y limonitas con tonalidad rojiza, con una profundidad

de 120 m. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.2.4 Formación Taiguati.

Constituida por arcillita rojo ladrillo blanquecina gris, areniscas gris

blanquecinas con una profundidad de 160 m. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.2.5 Formación Escarpment.

Escarpment Inf. Está constituido de arenisca verdosa leve calcáreo, limonita

tono verdoso.

Escarpment Med. Presenta areniscas gris blanquecinos – verdosa calcáreo,

arcillita marón.


14

Escarpment Sup. Presenta areniscas gris blanquecinas – rosada, arcillita

marrón oscuro.

La profundidad es de 550 m. Vaca y Villacorta, 1996.

La formación Escarpment está constituida de la arenisca La Peña, se presenta

como una arenisca gris clara de grano fino a medio, subredondeado

subanguloso, friable y calcárea, presenta también niveles delgados de arenisca

marrón rojiza, arcillosa, grano medio, subangular, selección regular a mala;

existen también pequeños niveles de limolita verdosa clara con leve tono rojizo

y arcillita marrón rojiza. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.3 Sistema Cretácico.

2.3.1.3.1 Formación Tacurú.

Constituida de arenisca blanquecina algo calcárea, limolita y arcillita marrón,

con una profundidad de 430 m. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.3.2 Formación Cajones.

Presenta areniscas calcáreas blanquecina y rosada – limolita y arcillita marrón,

con una profundidad de 90 m. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.4 Sistema Terciario.

2.3.1.4.1 Formación Petaca.

Constituida de areniscas gris blanquecino y marrón claro, con una profundidad

de 199 m. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.4.2 Formación Yecua.

Presenta arenisca marrón, arcillita y limolita marrón claro, en parte rojiza y

verdosa, con una profundidad de 200 m. Vaca y Villacorta, 1996.

2.3.1.4.3 Formación Chaco Inferior.


15

Constituido de limolitas y arcillitas marrón oscuro a claro en la parte inferior, en

la parte superior presenta areniscas marrón claro y gris blanquecino, con una

profundidad de 1500 m. Vaca y Villacorta, 1996.

Fuente: Vaca y Villacrta Revista Técnica de YPFB

Cuadro 2. Campo La Peña Cuadro litoestragrafico generalizado

2.3.2 CONSIDERACIONES ESTRATIGRÁFICAS

El entrampamiento de hidrocarburos se debe a condiciones estructurales y

estratigráficas combinadas.


16

2.3.3 FACIES (Ambiente de depositación)

Con la finalidad de determinar el ambiente de depósito y mostrar el modelo

geológico para la simulación de reservorio y obtener una idea de las variaciones

petrofísicas, se recurrió a toda la información actualmente disponible, con

registros eléctricos y radioactivos, descripciones petrofísicas de testigos,

análisis petrográficos, así como la construcción de secciones transversales y

longitudinales, construcción de mapas isopáquicos y mapas de isoporosidad de

todo el campo La Peña. En general con toda la información obtenida se

confeccionaron mapas de distribución de facies ya que son estas las que

controlan la geometría del reservorio, llegando a determinar que el ambiente de

depositación corresponde a un modelo de tipo deltaica dominados por ríos. En

el pozo la peña correspondería a una subfacie de depósito de Bahía

interdistributaria. Fig 4. Vaca y Villacorta, 1996.

Fuente: Revista técnica de YPFB, 17

Fig. 4 Esquema de un delta


17

2.4 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

La configuración estructural en el Campo La Peña, de la arenisca La Peña

muestra un anticlinal elongado en sentido NE a SE asimétrico con suaves

buzamientos en los flancos E y O.

Tectónicamente no fue afectado por fallas. Fif. 5

Fuente: Practicas de Campo

Fig.5 Mapa estructural del Campo La Peña

2.5 GEOLOGÍA HISTORICA

En el área de estudio la geología es muy complicada de interpretar, porque

consideran algunos autores que el Campo La peña se encuentra en el

subandino, mientras que otros autores mencionan que pertenecería a la llanura

chaqueña, o pie de monte del subandino. Por lo cual se hace una descripción

general de los ciclos y faces del área de interés.

5000 m


18

2.5.1 Ciclo Subandino

Los sedimentos marinos y transicionales-continentales de este ciclo han sido

reunidos en tres grupos: Macharetí, Mandiyutí y Cuevo. Temporalmente se

inicia en el Namuriano (Tupambi) y concluye en el Jurásico inferior (San Diego).

El complejo grupo turbidítico basal Macharetí, depositado en una cuenca de

antepaís, está conformado por un enrejado de canales submarinos que se

cortan y entrelazan entre sí, siguiendo una pendiente general SE-NW,

rellenando la cuenca subandina con detritos procedentes tanto de la cordillera

hercínica occidental, como del Cratón de Guaporé. La secuencia sedimentaria

está formada por eventos cíclicos de conglomerado-arena y arcilla diamictita,

que de base a tope fueron diferenciadas como formaciones Tupambi, Itacuamí-

Tarija, Chorro y Taiguati.

Durante el depósito del grupo Mandiyutí, constituido por las formaciones

Escarpment y San Telmo, las condiciones ambientales se mantienen. Grandes

canales submarinos atraviesan la cuenca subandina, manteniendo los antiguos

canales del Macharetí o abriendo nuevos cursos con la energía de nuevos y

espesos flujos detríticos.

A continuación se describirán sumariamente las características particulares de

cada una de las formaciones que conforman el ciclo en el Subandino

meridional. Fuente: compendio geológico.

Cuadro3. Cuadro estratigráfico de los grupos Macharetí y Mandiyutí

(Carbonífero superior – Pérmico).


19

El Grupo Macharetí (Harrington, 1922) se dispone de forma discordante sobre

diferentes formaciones devónicas. Esta unidad agrupa de base a tope a las

formaciones Tupambi, Itacuamí/Tarija, Chorro y culmina con la Formación

Taiguati. Este conjunto iniciado en el Namuriano concluye aparentemente en el

Westafaliano.

La secuencia inicia con la Formación Tupambi (White, 1924), Esta secuencia

corresponde a un ambiente marino de plataforma somera, con influencia

deltaica y evidencias de resedimentación.

Esta secuencia, al igual que la del Ciclo Cordillerano, fue depositada en una

cuenca de antepaís. La poca información paleontológica impide dar una idea

exacta sobre la edad de la unidad. Las determinaciones palinológicas de YPFB

(Lobo, com.pers.) asignaron a estas rocas una edad namuriana alta.

Consiguientemente, estos sedimentos se asignaron al Namuriano y

Westfaliano. Sin embargo, en base a reconstrucciones paleogeográficas y

correlaciones estratigráficas, algunos trabajos recientes (Sempere, 1995; Díaz-

Martínez, 1996) ubican a esta unidad en el Carbonífero inferior.

Por encima de las areniscas de la Formación Tupambi, se asienta la

(Formación Itacuamí) Estos sedimentos corresponden a depósitos marinos de

plataforma somera, con definida influencia glacial y evidencias de

resedimentación. Los laboratorios palinológicos de la Shell (Millioud), YPFB

(Lobo y colaboradores) y Universidad de Buenos Aires (Azcuy y colaboradores)

asignan a estas rocas una edad westfaliana (Carbonífero superior) sobre la

base de la asociación palinológica de Potonieisporites spp. - Florinites spp.

Discordante sobre las pelitas de la Formación Itacuamí o sobre las diamictitas

de la Formación Tarija, se disponen la Formación Chorro (Harrington, 1924),

Estas areniscas se depositaron en una plataforma somera de cuenca de

antepaís. Durante mucho tiempo se polemizó sobre las relaciones

estratigráficas entre las formaciones Tarija y Chorro, unos en el sentido de


20

considerar que existía una variación facial entre ambas, y otros afirmando que

la Formación Chorro sobreyace a la anterior. La opinión actual, más

generalizada, se inclina por la última aseveración, y como complemento la

considera como el resultado de canales submarinos, rellenados por flujos de

detrito subácueos y turbiditas (Díaz- Martínez, 1996).

El Grupo Macharetí concluye con el depósito de los sedimentos marinos de

plataforma somera de la Formación Taiguati (Harrington, 1922), que reflejan

una marcada influencia glacimarina, con evidencias de resedimentación. Está

caracterizada por una litología predominantemente rojiza, que destaca con

relación a las unidades infra y suprayacentes. En la unidad está presente fauna

marina de la zona de Levipustula levis. La asociación, aparte del braquiópodo

señalado, está constituida mayormente por moluscos como Cypricardinia (?)

boliviana. Gran parte de esta fauna fue encontrada en nódulos y concreciones

gris verdosas, color que refleja su origen marino.

El Grupo Mandiyutí (Madwick & Romanes, 1913) está constituído por las

formaciones Escarpment y San Telmo. Este conjunto fue posiblemente

depositado entre el Stefaniano y el Pérmico inferior.

De forma discordante sobre toda la secuencia previa, y a lo largo de una

plataforma somera de dirección SE-NW, se abrieron los amplios canales

submarinos de la Formación Escarpment (White, 1923). Estos canales se

rellenaron con los detritos provenientes de los altos hercínicos. No se

encontraron restos fósiles en estas arenas, se le asignó tradicionalmente una

edad estefaniana simplemente por su posición estratigráfica.

El grupo concluye con la Formación San Telmo (White, 1923), que representa

una plataforma marina somera, en la que se acentúa una marcada influencia

deltaica y evidencias de resedimentación.

2.5.2 Ciclo Andino


21

La mayoría de los autores afirma que el Grupo Tacurú (Mather, 1922) presenta

dos secuencias distintas. Al sur del Río Grande sólo estarían presentes las

formaciones Tapecua, Castellón e Ichoa, en cambio al norte del Río Grande se

desarrollarían las formaciones Ichoa y Yantata.

La Formación Cajones (Heald & Mather, 1922) es una unidad continental con

influencia marina.

2.5.3 Ciclo Andino II

La Formación Petaca (Birkett, 1922), marcan el inicio de la sedimentación

neógeno, bajo condiciones ambientales características de flujos cargados de

detritos de régimen aluvial y fluvial. Le sigue la Formación Yecua (Padula &

Reyes, 1958), que representan un ambiente transicional aluvial, deltaico y

costero, con una notoria influencia marina procedente del sudeste. Le sigue la

formación Chaco Inferior de ambiente continental, bajo un régimen fluvio-

lacustre. En la siguiente figura nos muestra la geología del campo La Peña.

Fuente: SERGEOTECMIN; Agencia nacional de hidrocarburos.

Fig. 6 Mapa Geológico de Bolivia


22

2.6 GEOLOGÍA ECONÓMICA

El pozo LPÑ-75, ubicado a 300 m SE del pozo LPÑ-74 y 350 m SW del pozo

LPÑ-51, posee buenas perspectivas tomando en cuenta la sección transversal

a la estructura por lo cual se estima una recuperación estimada de:

Fuente: Cabrera Lara Ricardo, Practicas de Campo

PRODUCCIÓN INICIAL RESERVA

Arenisca Pet/cond

(BPD)

Gas

(MPCD)

Pet/cond

(MBbL)

Gas

(MMPC)

La Peña 100 200 100 200

Bolívar 100 200 100 200

Cuadro 4. Estimación de producción y reservas del pozo LPÑ-75

III. DEPARTAMENTO DE PERFORACIÓN

3.1 PLANIFICACIÓN TECNICA

Para perforar un pozo se debe contar con:

a) Contar con toda la información técnica del yacimiento a perforar, como ser:

Estudio detallado de las formaciones que se van a atravesar, especialmente lo

referente al tipo de roca, dureza, condiciones estratigráficas y otros.

b) Disponer de un equipo de perforación.

c) Disponer de un sistema motriz que genere la potencia suficiente como para

maniobrar a las profundidades señaladas anteriormente.

d) Contar con materiales de lodo de perforación, goma, cemento, cañerías.

e) Disponer de volúmenes suficiente de agua y combustibles.


23

f) Contar con el personal adecuado, experimentado en el campo de perforación.

3.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO.


POZO: LPÑ-75

CAMPO: LA PEÑA

ÁREA: SCZ

DISTRITO: CENTRO

Cuadro 5. Programa de perforación de pozos de desarrollo

3.2.1 CARACTERÍSTICAS


a) Tipo de pozo: vertical; de desarrollo

b) Radio del cilindro de tolerancia: 20m

c) Profundidad final: 2730 mbbp 2378 msnm

d) Objetivos: Arenisca La Peña, Bolívar

e) Recuperación estimada

f) Costos y evaluación 1.100.000 Sus en 7 años

Cuadro 6. Características del pozo LPÑ-75

3.3 PERSONAL DE PERFORACIÓN (GEÓLOGO)

El geólogo está encargado de analizar las muestras de recortes. A partir de

dicha tarea realiza la correlación estratigráfica con pozos cercanos.

3.4 ETAPAS EN LA PERFORACIÓN

En la perforación de un pozo petrolífero tiene las siguientes tareas que son:

planear, organizar, ejecutar y evaluar en los diferentes aspectos, técnicos,

económicos y humanos.


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PRIMERA ETAPA.

Ubicar el pozo, el armado del campamento, el traslado, armado e instalación del

equipo de perforación.

SEGUNDA ETAPA.

Referido a la iniciación de la perforación, para instalar la cañería guía.

TERCERA ETAPA.

Perforación del segundo tramo para instalar y cementar la cañería intermedia.

CUARTA ETAPA.

Perforación del pozo hasta su profundidad final.

QUINTA ETAPA.

Representa la terminación del pozo en forma racional y técnica.

3.5 CONOCIMIENTO DEL EQUIPO Y ACCESORIOS.

Los componentes básicos de un equipo de perforación rotaria son:

Torres, mástiles y subestructuras

Cuadro de maniobras

Bombas de lodo

Motores y fuentes de energía

La columna de perforación

Cables de perforación

Equipo de seguridad industrial

Sistema de lodos

Equipo auxiliar y misceláneos


25

Este conjunto de equipos se relacionan entre sí de acuerdo a la función que

desempeñan en las operaciones en los siguientes grupos de sistemas de

trabajo:

Sistema básico de resistencia

Sistema motriz

Sistema de herramientas de perforación

Sistema hidráulico

Sistema de izaje

Sistema de seguridad

Sistema de control

3.5.1 SISTEMA BÁSICO DE RESISTENCIA

Comprende la torre de perforación y subestructura. Tiene la función de soportar

las cargas verticales o de compresión (el peso de la sarta) y las cargas

horizontales (ejercida por el viento).

3.5.2 SISTEMA MOTRIZ.

Es el conjunto de motores y generadores que suministran la fuerza necesaria

para operar el sistema de izaje, accionar la mesa rotaria, regular el

funcionamiento de bombas, cuadro de maniobras y todos los demás

componentes que lo requieran.

3.5.3 SISTEMA DE LA HERRAMIENTA DE PERFORACIÓN.

Es perteneciente a la sarta o columna de perforación. El sistema esta

constituido de:

3.5.3.1 Trepano de Perforación.

Es el elemento de corte y trituración de las rocas cuyo diseño y rendimiento es

función del tipo de roca por perforarse. Los diámetros utilizados fueron:


26


Tramo guía 17 ½”

Tramo intermedio 12 ¼”

Tramo final 8 ½”

Cuadro 7. Diámetros de trépanos

3.5.3.2 Portamecha.

Es enroscado al trepano y provisto de conexiones especiales. Su función es de

dar peso a la herramienta. Reduce el peligro de rotura de trepano y proporciona

alta rigidez para la verticalidad del pozo. Fueron utilizados los diámetros de 6 ½”

x 2 ¼”, 99,5.

3.5.3.3 Estabilizadores.

De tamaño reducido y proporciona mayor rigidez, utilizados para combatir

pozos torcidos y aumentar peso al trepano.

3.5.3.4 Sondeo.

Es un conjunto de elementos tubulares, colocados sobre el portamechas y

debajo el vástago de perforación. Su función es la de proveer longitud necesaria

a la herramienta, para alcanzar la profundidad determinada, servir de conducto

del lodo y peso a la herramienta. Se utilizó tuberías de 4 ½” x 3,826”.

3.5.4 SISTEMA HIDRÁULICO O CIRCUITO DE LODOS.

Tiene como principal función básica impulsar al lodo a través del circuito

hidráulico en suficiente presión y volumen para levantar los recortes en forma

eficiente y hacer que esa circulación ayude al lodo a cumplir con sus funciones

establecidas.

Es un circuito cerrado dividido en dos etapas:


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3.5.4.1 Sistema superficial.

Es cuando el lodo sale del pozo y se dirige a la zaranda y canaletas, cae por

gravedad a los cajones de donde es succionado por las bombas a determinada

presión para enviar por tuberías a las cañerías por la manguera a la cabeza de

inyección y de este al vástago de perforación para ingresar al pozo por el

sondeo hasta el fondo donde termina la circulación superficial.

3.5.4.2 Sistema sub-superficial.

Comienza cuando el lodo entra al vástago a lo largo del sondeo hasta los

portamechas y estabilizadores para salir a elevada presión por las boquillas del

trepano regresando a la superficie por el espacio anular, removiendo los

recortes al tubo de descarga y de este a la zaranda completando un circuito

total.

3.5.5 SISTEMA DE IZAJE.

Parte del equipo cuya función es levantar y bajar la herramienta de perforación

y otros e instrumentos que son usados en trabajos especiales. Constituidos por:

3.5.5.1 Cuadro de maniobras.

Es el componente más importante del equipo. Es el que regula la energía del

sistema motriz. Se encuentra en el piso de la torre; constituido por la caja de

cambios, embragues, sistema de transmisión, piñones, aceleradores de

bombas y motores.

3.5.5.2 Mantenimiento de los cables.

Permite mantener la eficiencia y durabilidad para la que está diseñada un cable.

3.5.5.3 Corona de la torre.

Es la parte superior compuesta de un juego de poleas fijas y movibles

instaladas en la plataforma de la corona,


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3.5.5.4 Polea viajera o aparejo.

Es un dispositivo mecánico que está constituido por un juego de roldanas

movibles asentadas sobre un eje que conectan a través del cable al gancho, la

cabeza de inyección y la corona de la torre.

3.5.5.5 Gancho giratorio.

Es un dispositivo mecánico de construcción simple como elemento de conexión

entre el aparejo y la cabeza de inyección, es útil en el sistema de izaje porque

todo el peso es resistido por el gancho, también permite el libre giro de la

herramienta cuando se realiza trabajos de enroscado de sondeo.

3.5.5.6 Cabeza de inyección.

Se la conoce también con el nombre de unión giratoria, es el componente que

forma parte tanto del sistema de izaje, del sistema de perforación y del sistema

de circulación, unida por la parte inferior de la sarta de perforación a través del

vástago facilitando la rotación de la herramienta y por la parte superior al

sistema de izaje a través del gancho giratorio que lo conecta con la polea y el

sistema de circulación a través de un dispositivo conocido como cuello de cisne.

3.5.5.7 Componentes auxiliares.

Su función principal es facilitar las operaciones de bajada y sacada de la

herramienta.

3.5.6 SISTEMA DE SEGURIDAD.

En el pozo LPÑ-75 se utilizó el siguiente sistema de seguridad equipo KOOMEY

MFD. BY STEWARD AND STEVENSON. El equipo consta de un control

principal donde se tiene 4 llaves, y son para: la línea de flujo, los arietes ciegos,

los arietes de tubería y hidrill


29

3.5.7 SISTEMA DE CONTROL.

Este sistema nos permite hacer un registro de la penetración, torque, peso del

trepano, presión de la bomba, la velocidad de bombeo y el peso de la sarta en

los diferentes estados.

3.6 FLUIDO DE PERFORACIÓN

La función de los fluidos de perforación es la siguiente

Lubricación de la herramienta

Levantamiento de recortes

Mantenimiento de los recortes en suspensión en el agujero

Impermeabilización del agujero

Evita la corrosión de la herramienta

Decantamiento de arena

Controlar las presiones de subsuelo

Facilitar la obtención de buenos registros eléctricos

3.7 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN

En cualquiera de las etapas en la perforación se pueden presentar las

operaciones de carácter eventual e inesperado como:

Operaciones de pesca de herramientas

Perdida de circulación de lodos y su control

Derrumbes de las formaciones durante la perforación

Descontrol del pozo por la presencia de presiones anormales

Excesiva desviación del pozo que en algunos casos obliga a extensivas

reparaciones y hasta el abandono del pozo

Rotura de cañerías de entubación y falta de las cementaciones

Otras operaciones


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Nota en el caso del pozo LPÑ-75 no se tuvieron mayores inconvenientes en la

perforación.

3.8 REGISTRO DE POZOS

Los tipos de registros utilizados para su estudio fueron perfiles eléctricos y

radioactivos (inducción, gamma ray, potencial espontaneo, densidad y

neutrónico)

3.9 TOMA DE TESTIGOS

Son muestras del pozo o pedazos de roca que muestran las características

litológicas, petrográficas y contenidos de fluidos de las formaciones que

fundamentan la toma de decisiones en la perforación.

El registro de testigos se lo hace según a la proximidad del punto de interés.

Cada 5 m cuando se está lejos.

Cuando se llega al punto de interés se saca un testigo cilíndrico, pero este

pierde todos sus fluidos debido a la presión ejercida por el coroneado, este

testigo permite obtener datos de la porosidad, permeabilidad, saturación de

agua y saturación de petróleo.

3.10 PRUEBAS DE FORMACIONES

Se lo hace después de la toma de testigos, para evidenciar si es una zona

posiblemente rica en petróleo. Pero en el caso del pozo LPÑ-75 la prueba de

formación fue obviada, porque las formaciones La Peña y Bolívar son

reservorios ya probados.

3.11 TERMINACIÓN DEL POZO

3.11.1 Programa de terminación de LPÑ-75.

Correr los registros CBL – VDL – GR de fondo a tope de cemento.


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Si la cementación no es satisfactoria se programaran los baleos para CF

que sean necesarios.

Si la cementación es positiva se procederá a balear con cargas hyperjet

II y probar la arenisca Bolívar en el tramo 2626 – 2628.

Colocando TM en 2620 m se procederá a balear y probar con TCP –

DST la arenisca La Peña en el tramo 2591 – 2594 m.

Si los resultados del punto anterior no fueron positivos se ampliara baleo

al tramo 2585 – 2588 m.

De acuerdo al resultado se instalara arreglo de terminación doble o

simple.

3.11.2 Propuesta de terminación del pozo LPÑ-75.

Concluida la evaluación de los reservorios Bolívar y La Peña, cambiar

colgador de tubería simple por colgador de doble terminación.

Armar tubería de 2.3/8” SKL, N – 80. 4.7, calibrando y tomando por

tramos con 3.500 psi.

Llenar tubería con soda caustica al 5% en peso de agua para ablandar

incrustaciones y con Cia. Equipetrol realizar limpieza mecánica, luego

circular inversa desalojando bache al campo.

Reperforar tapón mecánico anclado en 2.620 m, y limpiar pozo hasta

2.625 m.

Dejar solución salina de 150.000 ppm ClNa tratada con anticorrosivos y

preservativos en la zona de baleos.

3.11.3 Lodo en la terminación de pozo.

El lodo utilizado en la terminación de un pozo de petróleo debe tener como

ventaja primordial la máxima protección del reservorio. Debe mantenerse

además estable durante el tiempo que tomen las operaciones de terminación

del pozo.


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3.12 TREPANOS UTILIZADOS


Trepano Horas de Trabajo Avance (m)

1. 121/4” , 535J 7:45 544

2. 81/2” , 582F 31:20 1.176

3. 81/2” , J-3 12:00 149

4. 81/2” , 584F 28:15 483

5. 81/2” , 584F 9:15 167

Cuadro 8. Trépanos utilizados

3.13 CEMENTACIÓN

3.13.1 Tramo guía

Con DW (Dowel) bombeo 20 bbl de agua + lechada preparada con 250 sk

cemento clase “A” últimos 65 sk con 2% de cloruro de calcio densidad 15,6 LPG

3.13.2 Tramo superficial.

Con DW bombeo 30 bbl agua + lechada 1 preparada con 400 sk cemento Clase

“A”, 2% bentónica prehidratada (880 lb) y 0,01 gal/sk de DO47, densidad 13,6

LPG.

3.13.3 Tramo intermedio.

A cargo de Dowell, bombeo 20 bbl agua + 20 bbl CW – 100 + 20bbl spacer

3000 + 103 bbl lechada, preparado con 300 sk cemento LN clase “G” densidad

15 – 16,2 LPG.

3.14 CONTROL DE VERTICALIDAD



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Totco Profundidad (m) Desviación (grad,min)

Control con nivel 15

1 35 0º15´

2 60 0º00´

3 604 0º15´

4 1.806 0º30´

5 1.955 0º45´

Cuadro 9. Control de verticalidad

IV. RESULTADOS Y DISCUSIÓN


formación mbbp msnm Comportamiento de la perforación

Chaco Planchada

Yecua 1.498 1.146

Petaca 1.722 1.370

Cajones 1.889 1.537

Yantata 2.136 1.784

Ichoa 2.234 1.882

Escarpment sup. 2.339 2.047

Escarpment med. 2.519 2.167

Arenisca La Peña 2.587 2.235 Se encontró la roca reservorio

Arenisca Bolívar 2.628 2.276 Roca reservorio

Prof. Final 2.730 2.378

Cuadro 10. secuencia estratigráfica y profundidades.

Se perforo 2.587 m desde la boca de pozo y se encontró la roca reservorio

perteneciente a la arenisca La Peña, hasta llegar a una profundidad de 2.730 m

desde la boca de pozo, atravesando la arenisca Bolívar.


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La perforación que se realizó no da a entender muy claro las formaciones

atravesadas por el trepano, por lo cual no se tiene mucha información del

comportamiento de la perforación en las diferentes formaciones.

La información obtenida sobre las provincias geológicas de Bolivia da a conocer

que se encuentra en la llanura Chaco – Beniana, pero en la bibliografía

obtenida lo toman como parte del subandino, por lo cual se recomienda a

delimitar esta área de estudio.

V. CONCLUSIONES

La elaboración del seguimiento geológico de la perforación del pozo La Peña

LPÑ-75, cumplió los objetivos trazados al inicio de este trabajo pudiendo así

describir las formaciones geológicas según vaya profundizando la perforación,

además se determinó que el ambiente de depósito es perteneciente a un delta

de bahía interdistributaria, entonces la trampa petrolífera es más estratigráfica

que estructural.

Se comprendió cuál es el trabajo del Geólogo Petrolero en una perforación de

pozo petrolero, llegando a entender el funcionamiento de la perforación según

el tipo de roca que se va a perforar.

VI. RECOMENDACIONES

Antes de iniciar la perforación de un pozo es importante conocer la geología del

campo así podremos determinar las diferentes estructuras en el subsuelo, el

tipo de roca que se va a perforar.

El lodo utilizado en un pozo depende mucho de las características de las rocas

a perforar.

Se debe de tomar en cuenta las facies sedimentarias del campo y así también

sus subfacies, porque difieren de un pozo a otro pozo, para no tener problemas

al encontrar el reservorio.


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VIII. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Cabrera, R. (1990). Pozo La Peña 75 YPFB. PCAM – 049. Practicas de

Campo. Biblioteca de Ing. Petrolera.

Vaca P, Villacorta G. (1996). Campo La Peña Modelo Geológico

Arenisca La Peña (Ambiente Deltaico). Revista Técnica de YPFB, 17,

289 – 320.

Suarez, R. (2000). Compendio de Geología de Bolivia. Revista Técnica

de YPFB, 18, 1 – 437.

DTEP – ANH, Octubre, (2012). Mapa geológico de Bolivia.

SERGEOTECMIN. Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Suarez, R y Díaz, E. (1996). Léxico Estratigráfico de Bolivia. Revista

Técnica de YPFB, 17.

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