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Fases de la Metodología VCD aplicada a Perforación de Pozos Petroleros https://lnkd.in/e4gdCFnB

Charla para el Consejo Profesional de Ingeniería de Petróleos, Introducción a la Perforación y Cementación de Pozos Petroleros

#Drilling #Offshore Perforar pozos petroleros en alta mar presenta grandes desafíos, especialmente en condiciones de altas presiones que requieren tecnologías avanzadas y un enfoque cuidadoso en la planificación y ejecución. A continuación se presentan algunos datos relevantes: 1. En un proyecto reciente, se perforó una sección de 687 pies (209,4 m) en un pozo exploratorio vertical que alcanzó una profundidad total de 14,762 pies (4,499.46 m) utilizando la tecnología de Perforación con Presión Controlada (MPD) . [1] 2. Se evaluaron diferentes densidades de lodo para asegurar una perforación segura, minimizando los riesgos asociados a las incertidumbres en las presiones de formación. La selección adecuada de la densidad del lodo permitió controlar los flujos entrantes de gas y mantener la estabilidad del pozo [1]. 3. Al perforar formaciones arcillosas, se ha observado que la inestabilidad puede incrementar los costos de perforación entre un 10% y un 15%. Esto se debe a interacciones químicas complejas entre los fluidos de formación y los fluidos de perforación, que pueden causar problemas significativos durante la operación. En estudios realizados, se encontró que el contenido de minerales reactivos y la presencia de caolinita en las formaciones arcillosas afectan la estabilidad y los costos de perforación [3]. 4. Se han desarrollado modelos para predecir las densidades de aguas de formación en función de la salinidad, presión, contenido de gas y temperatura. Estos modelos son útiles para entender mejor las condiciones en el fondo del pozo y para manejar los riesgos asociados a la perforación a altas presiones. La complejidad y los riesgos asociados con la perforación de pozos en alta mar bajo condiciones de alta presión tienen la necesidad de tecnologías avanzadas y una planificación meticulosa para mitigar estos desafíos. En la noticia adjunta Chevron hace gala de su gran destreza y habilidad para alcanzar el éxito. Mantente informado con #Petrorenova de las nuevas y buenas noticias de la industria de la energía.

Nueva campaña de perforación en Palo Azul, Orellana, prevé unos 2.400 barriles más de petróleo EP Petroecuador inició una nueva campaña de perforación en el campo Pucuna-Bloque 44 del Activo Palo Azul, ubicado en el Cantón Sacha, provincia de Orellana. A partir de esta semana, el taladro empieza la movilización y se estima que la perforación se inicie los primeros días de abril. Se han planificado perforar cuatro pozos direccionales tipo J y tipo S, con una producción de 600 barriles de petróleo por día (BPPD) por cada pozo. La producción acumulada será de 450 millones de barriles, lo que incorporará un total de 1.96 millones de barriles a las reservas de hidrocarburos en un periodo de nueve años, con un crudo Oriente de 30 grados API. Se trata de cuatro pozos de desarrollo, dos hacia la estructura Pucuna Sur Oeste y dos dentro del campo Pucuna. El objetivo principal de la perforación es Napo T, y los secundarios: Basal Tena y Napo U. Los estudios realizados incluyeron interpretaron sísmica, donde se indentificó el levantamiento de una estructura al Sur Oeste del campo Pucuna; para su delimitación se propusieron cuatro prospectos de perforación en función de criterios sísmicos y estructurales de la zona. Actualmente el activo Palo Azul produce 8.550 BPPD, existen 57 pozos productores y cinco reinyectores. El dato: Pozo de desarrollo: es perforado dentro de una zona con hidrocarburos comprobados de un yacimiento en explotación comercial. Pozo tipo J: se perfora cuando no es posible ubicar la plataforma de perforación en superficie directamente sobre el objetivo o bien se pretende usar una plataforma de múltiples pozos. Pozo tipo S: es un pozo que requiere el uso de herramientas o técnicas especiales para asegurar que su trayectoria contacte un objetivo determinado en el subsuelo, ubicado generalmente lejos (en contraposición a directamente debajo|) de la localización del pozo en la superficie.

En Quesqui se han perforado. más de 35 pozos con 47 sidetracks Quesqui 1, 1DL, 4DL, 10, 3DL, 2DL, 8, 3, 34, 6, 11, 14, 15, 18, 20, 21, 9, 33, 29, 38, 13, 5, 48, 17, 28, 31, 35, 32, 36, 39, 40, 42, 12V, 49, 47, 41, 45 Si se sigue haciendo lo mismo se obtendrán los mismos resultados. Creo que hay talento en PEP para que la perforación en Ixachi, Quesqui y Tupilco Profundo se haga de mejor manera y a costos menores y así se puedan destinar recursos al Mantenimiento de pozos .

#innovacion petrorenova Perforar pozos petroleros en alta mar presenta grandes desafíos, especialmente en condiciones de altas presiones que requieren tecnologías avanzadas y un enfoque cuidadoso en la planificación y ejecución. A continuación se presentan algunos datos relevantes sobre este logro de Chevron: 1. En un proyecto reciente, se perforó una sección de 687 pies (209,4 m) en un pozo exploratorio vertical que alcanzó una profundidad total de 14,762 pies (4,499.46 m) utilizando la tecnología de Perforación con Presión Controlada (MPD) . [1] 2. Se evaluaron diferentes densidades de lodo para asegurar una perforación segura, minimizando los riesgos asociados a las incertidumbres en las presiones de formación. La selección adecuada de la densidad del lodo permitió controlar los flujos entrantes de gas y mantener la estabilidad del pozo [1]. 3. Al perforar formaciones arcillosas, se ha observado que la inestabilidad puede incrementar los costos de perforación entre un 10% y un 15%. Esto se debe a interacciones químicas complejas entre los fluidos de formación y los fluidos de perforación, que pueden causar problemas significativos durante la operación. En estudios realizados, se encontró que el contenido de minerales reactivos y la presencia de caolinita en las formaciones arcillosas afectan la estabilidad y los costos de perforación [3]. 4. Se han desarrollado modelos para predecir las densidades de aguas de formación en función de la salinidad, presión, contenido de gas y temperatura. Estos modelos son útiles para entender mejor las condiciones en el fondo del pozo y para manejar los riesgos asociados a la perforación a altas presiones. La complejidad y los riesgos asociados con la perforación de pozos en alta mar bajo condiciones de alta presión tienen la necesidad de tecnologías avanzadas y una planificación meticulosa para mitigar estos desafíos.

#Ecuador EN EL BLOQUE 57 SHUSHUFINDI de EP PETROECUADOR SE REACTIVÓ EL POZO 180 D MEDIANTE LA TÉCNICA #HIWAY DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO A inicios de este mes, técnicos del Activo Shushufindi, Bloque 57 de la Gerencia de Exploración y Producción, de #PETROECUADOR reactivaron el pozo Shushufindi 180 D, ubicado en la provincia de Sucumbíos, con una producción de 461 barriles promedio por día. Para ello, se aplicó la técnica de fracturamiento hidráulico HIWAY. Se espera que el pozo se estabilice con una producción de 600 barriles de petróleo por día. Como parte de la estrategia aplicada, se realizaron estudios en los reservorios “T Superior”, con trabajos de fractura, registros de presión perfilados, que dieron resultados positivos para incrementar la producción del pozo. Según los estudios generados, las areniscas de trampas estratigráficas ofrecen una opción de desarrollo en la producción petrolera en los campos maduros, que son aquellos que tienen más de 40 años en producción. Los técnicos de este activo continuarán realizando estudios e investigaciones que permitan dar una continuidad a las actividades, tanto de perforación como de reacondicionamiento en los pozos. Los resultados del nuevo pozo abren una nueva oportunidad de explotación de crudo en este tipo de campos, para contrarrestar la declinación de la producción, el incremento en los niveles de agua, operar en zonas de baja presión y limitaciones en facilidades de superficie.

Se inició la perforación del pozo SCHAR-500 en Sacha, provincia de Orellana Técnicos de EP Petroecuador iniciaron la perforación del primer pozo SCHAR-500, en la plataforma SACHA AR (Sacha 500), del campo del mismo nombre, en Orellana. En esta locación se tiene planificado perforar nueve pozos con lo que se espera lograr una producción de unos 5.000 barriles de petróleo adicionales por día (bppd), hasta finales del año 2024. La inversión realizada para la construcción de la plataforma 500, que incluye obras civiles, electromecánicas y compra de equipos fue de USD 12 millones. La liberación y finalización de los trabajos tardó 250 días. Para el desarrollo de este proyecto, se contrató el 70% de mano de obra local, de acuerdo a la Ley Amazónica. Esta campaña de perforación contará con tecnología que permita una producción sostenible, garantizando el cuidado del medio ambiente y las comunidades. Al momento el campo Sacha cuenta con: cuatro torres de perforación y cinco torres de reacondicionamiento. Durante el último mes el campo Sacha registra una producción aproximada de 80.000 barriles de petróleo por día (bppd). El estimado de reservas es de 342 millones de barriles. El dato: Torres de perforación son una infraestructura utilizada para realizar la perforación del suelo, generalmente entre 800 y 6.000 metros de profundidad, para pozos de: gas, agua o petróleo. Torres de reacondicionamiento se utilizan para aplicar técnicas mecánicas o de reservorio para recuperar o incrementar la producción de un pozo petrolero. ➡️ https://lnkd.in/ekhD5psP #ElNuevoEcuador

Los fluidos de perforación y terminación son componentes fundamentales en la industria petrolera para llevar a cabo con éxito operaciones de perforación, completación y mantenimiento de pozos de petróleo y gas. Los fluidos de perforación se utilizan durante el proceso de perforación para mantener la estabilidad del pozo, enfriar la broca, transportar los recortes de roca a la superficie, controlar la presión en el pozo y proporcionar información geológica crucial. Estos pueden ser a base de agua, aceite o emulsiones y están diseñados específicamente para las condiciones del subsuelo donde se realiza la perforación. Por otro lado, los fluidos de terminación se emplean para prevenir daños al yacimiento y asegurar una producción eficiente del pozo. Estos fluidos pueden incluir agentes espesantes, inhibidores de corrosión, biocidas, entre otros aditivos, dependiendo de las características geológicas y operativas del pozo.#HOE #Huaastecateam #Oilfluids #Huastecafluids #HuastecaOilEnergy

EN EL BLOQUE 57, SHUSHUFINDI SE REACTIVÓ EL POZO 180 D MEDIANTE LA TÉCNICA HIWAY DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO A inicios de este mes, técnicos del Activo Shushufindi, Bloque 57 de la Gerencia de Exploración y Producción, de EP PETROECUADOR reactivaron el pozo Shushufindi 180 D, ubicado en la provincia de Sucumbíos, con una producción de 461 barriles promedio por día. Para ello, se aplicó la técnica de fracturamiento hidráulico HIWAY. Se espera que el pozo se estabilice con una producción de 600 barriles de petróleo por día. Como parte de la estrategia aplicada, se realizaron estudios en los reservorios “T Superior”, con trabajos de fractura, registros de presión perfilados, que dieron resultados positivos para incrementar la producción del pozo. Según los estudios generados, las areniscas de trampas estratigráficas ofrecen una opción de desarrollo en la producción petrolera en los campos maduros, que son aquellos que tienen más de 40 años en producción. Los técnicos de este activo continuarán realizando estudios e investigaciones que permitan dar una continuidad a las actividades, tanto de perforación como de reacondicionamiento en los pozos. Los resultados del nuevo pozo abren una nueva oportunidad de explotación de crudo en este tipo de campos, para contrarrestar la declinación de la producción, el incremento en los niveles de agua, operar en zonas de baja presión y limitaciones en facilidades de superficie.