Manual de operacion., Diapositivas de Investigación de Operaciones

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MANUAL DE OPERACIONES DE

PERFORACION

VERSION 1

3.6 CALCULO DE POTENCIAS Y EFICIENCIAS DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE

5.4.8 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE YESO: YESO, ALMIDÓN, POLÍMERO CELULÓSICO

5.4.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE POTASIO (KCL - KAC): CLORURO DE POTASIO, ACETATO DE POTASIO

• PROLOGO
• 1 CAPITULO I. ORGANIZACION ADMINISTRATIVA
• 1.1 ESTRUCTURA GENERAL DE ECOPETROL
• 1.2 ESTRUCTURA GERENCIA DE PERFORACION
• 1.2.1 MISIÓN
• 1.2.2 VISIÓN
• 1.2.3 OBJETIVOS PERMANENTES - METAS
• 1.2.4 CUADRO DE RESPONSABILIDADES POR AREA
• 1.2.4.1 Grupo de Proyectos
• 1.2.4.2 Coordinación de Soporte Tecnológico.
• 1.2.4.3 Coordinación de Servicios Técnicos y Logística
• 1.3 BIBLIOGRAFIA
• 2 CAPITULO II. GENERACION DE UN PROSPECTO
• 2.1 PROCEDIMIENTOS TECNICO-ADMINISTRATIVOS PREVIOS
• 2.1.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROGRAMA DE EXPLORACIÓN
• 2.1.2 APROPIACIÓN PRESUPUESTAL DE INVERSIONES
• 2.1.3 SUSTENTACIÓN Y APROBACIÓN DEL PROSPECTO
• 2.1.4 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROSPECTO
• 2.1.5 DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL "DEA"
• 2.1.6 REQUERIMIENTOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
• 2.1.7 PROCESO DE LICITACIÓN/CONTRATACIÓN DE SERVICIOS
• 2.1.8 INSPECCIÓN FÍSICA EQUIPO DE PERFORACIÓN
• 2.1.9 PLANEACIÓN / EJECUCIÓN OBRAS DE INFRAESTRUCTURA
• 2.2 PROGRAMACION DE PERFORACION
• 2.2.1 RECOPILACIÓN INFORMACIÓN DE REFERENCIA
• 2.2.2 ELABORACIÓN INFORME DE PRE-PERFORACIÓN
• 2.2.3 DISEÑO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN
• 2.2.4 DESARROLLO DE LAS OPERACIONES
• 2.2.5 INTERVENTORÍA DE LAS OPERACIONES
• 2.3 CONTROL PRESUPUESTAL PROYECTOS DE PERFORACION
• 3 CAPITULO III. SELECCION DE EQUIPOS
• 3.1 GENERALIDADES
• 3.2 CONSIDERACIONES BASICAS EN LA SELECCION
• 3.3 PARAMETROS DE EVALUACION PARA LA SELECCION DE COMPONENTES
• 3.3.1 TORRE DE PERFORACIÓN, SUBESTRUCTURA Y MESA ROTARIA
• 3.3.2 CABLE DE PERFORACIÓN
• 3.4 PROCEDIMIENTO DE SELECCION
• 3.5 ANALISIS DEL PLAN DE PERFORACION
• PERFORACION
• 3.6.1 SISTEMA DE POTENCIA (MOTORES)
• EFICIENCIA DE MOTORES (EM) 3.6.2 PROCEDIMIENTO DE CAMPO PARA DETERMINAR LA POTENCIA TRANSMITIDA AL GANCHO Y LA
• 3.6.3 SISTEMA DE FRENOS AUXILIARES
• 3.6.4 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y MALACATE
• 3.6.5 SISTEMA ROTATORIO
• 3.6.6 SISTEMA CIRCULATORIO
• 3.6.7 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO APAREJO - BLOQUE VIAJERO
• 3.7 EVALUACION DE CARGAS EN LA TORRE
• 3.8 EVALUACION DE EQUIPOS PORTATILES
• 3.8.1 CAPACIDAD DE LA TORRE
• 3.8.2 CAPACIDAD DE FRENADO
• 4 CAPITULO IV. OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION
• 4.1 SARTA DE PERFORACION
• 4.1.1 GENERALIDADES
• 4.1.2 SARTA DE PERFORACIÓN RECOMENDADA.
• 4.2 FLUIDO DE PERFORACION
• 4.3 ACTIVIDADES DE PERFORACION
• 4.3.1 HUECO DE SUPERFICIE
• 4.3.2 ?.......HUECO INTERMEDIO
• 4.3.3 ?.......HUECO DE PRODUCCION
• 4.4 CONTROL DE DESVIACION
• 4.5 ACONDICIONAMIENTO DEL POZO
• 4.6 CORRIDA DE REVESTIMIENTO
• 4.6.1 PLANEACIÓN PARA LA BAJADA DE REVESTIMIENTO
• 4.6.2 GUÍAS PRÁCTICAS PARA LA BAJADA DEL REVESTIMIENTO
• 4.6.2.1 Procedimiento de Bajada
• 4.6.2.2 ?.......Cuidados para corrida de liner
• 4.7 CEMENTACION DE REVESTIMIENTOS
• 4.7.1 PLANEACIÓN DE LA CEMENTACIÓN
• 4.7.2 GUÍAS PRÁCTICAS DE OPERACIÓN
• 4.7.3 PROCEDIMIENTO DE CEMENTACIÓN
• 4.8 INSTALACION DE LA CABEZA Y ANCLAJE DEL REVESTIMIENTO
• 4.8.1 ANCLAJE DE REVESTIMIENTO
• 4.8.2 INSTALACIÓN DEL COLGADOR
• 4.8.3 CONEXIÓN DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO
• 4.8.4 PRUEBA DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO
• 4.8.5 GUÍAS GENERALES DE INSTALACIÓN DE CARRETES DE REVESTIMIENTO
• 4.8.5.1 Corte de la Tubería de Revestimiento
• 4.8.5.2 Preparación del Borde de Tubería de Revestimiento
• 4.8.5.3 Prueba de Presión
• 4.8.5.4 Previa Instalación
• 4.9 INSTALACION DEL CONJUNTO DE CONTROL DE POZO
• 4.10 PRUEBA DE PREVENTORAS Y CONJUNTO DE VALVULAS
• 4.11 PRUEBA DE REVESTIMIENTO
• 4.12 PRUEBAS DE PRESION SOBRE LA FORMACION
• 4.12.1 PRUEBA DE FUGA (LEAK-OFF TEST)
• 4.12.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA
• 4.12.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PRUEBA DE REFERENCIA
• 4.12.4 PRUEBAS DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO
• 4.13 PERFORACION DE CEMENTO Y EQUIPO DE FLOTACION
• 5 CAPITULO V. FLUIDO DE PERFORACION
• 5.1 FUNCIONES DEL FLUIDO (LODO) DE PERFORACION
• 5.2 CLASIFICACION BASICA DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS
• 5.2.1 SISTEMA NO DISPERSO
• 5.2.2 SISTEMA DISPERSO
• 5.2.3 SISTEMA TRATADO CON CALCIO
• 5.2.4 SISTEMA CON POLÍMEROS
• 5.2.5 SISTEMA BAJO EN SÓLIDOS
• 5.2.6 SISTEMA SATURADO DE SAL
• 5.2.7 SISTEMAS DE REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER)
• 5.2.8 SISTEMA DE LODOS BASE ACEITE
• 5.2.9 SISTEMA DE AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA
• 5.3 SELECCION DEL SISTEMA CIRCULATORIO
• 5.3.1 SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
• 5.3.1.1 Razones de Seguridad
• 5.3.1.2 Tipo de Pozo
• 5.3.1.3 Localización y Logística
• 5.3.1.4 Consideraciones de Manejo y Control Ambiental
• 5.3.1.5 Tipo de Formaciones a Perforar
• 5.3.1.6 Trayectoria del Pozo
• 5.3.1.7 Aspecto Económico
• 5.4 GUIAS PRACTICAS PARA LA SELECCION DEL FLUIDO
• 5.4.1 LISTA DE LAS BASES DE LOS TIPOS DE LODO
• 5.4.2 TABLA PARA SELECCIÓN DE LODO DE ACUERDO CON LA FORMACIÓN
• 5.4.3 CLASIFICACIÓN DE LOS LODOS DE ACUERDO A SU APLICACIÓN
• 5.4.3.1 Perforación Rutinaria en Tierra
• 5.4.3.2 Perforación en Arcillas Poco Estables
• 5.4.3.3 Perforación en Areas Salinas o de Yeso
• 5.4.3.4 Casos en que se Presenten Temperaturas Mayores a 350°F
• 5.4.3.5 Perforación de Rutina Costa Afuera
• 5.4.4 FLUIDOS DE PERFORACIÓN GASEOSOS: AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA
• SÓLIDOS 5.4.5 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE TIPO AGUA LIMPIA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, FLUIDOS LIBRES DE
• BENTONITA, LIGNOSULFONATO 5.4.6 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE AGUA FRESCA - BENTONITA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA,
• CELULÓSICO 5.4.7 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE CAL: CAL, ALMIDÓN, BENTONITA Y POLÍMERO
• 5.4.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN TIPO AGUA SALADA (NACL): SATURADOS O SEMI-SATURADOS
• PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) 5.4.11 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA, POLÍMERO PHPA: LODOS CON POLIACRILAMIDAS
• 5.4.12 FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON BASE ACEITE: LODO DE ACEITE MINERAL Y ACEITE DIESEL
• 5.4.13 COMPOSICIÓN GENERAL DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
• 5.4.14 LISTA DE CHEQUEO FINAL PARA LA SELECCIÓN DE LODOS
• 5.4.15 PRUEBAS PILOTO PARA LODOS Y ADITIVOS
• 5.5 PROBLEMAS COMUNES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
• 5.5.1 LODOS DE PESO BAJO - LIMPIEZA DEL HUECO
• 5.5.2 LODOS DE PESO INTERMEDIO - CONTROL DE SÓLIDOS
• 5.5.3 LODOS DE PESO PESADO - DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN
• 5.5.4 CONTAMINACIÓN DE CEMENTO
• 5.5.5 CONTAMINACIÓN CON SAL
• 5.6 PRUEBAS REQUERIDAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE LAS LUTITAS
• 5.6.1 PRUEBA DE HINCHAMIENTO
• 5.6.2 PRUEBA DE DISPERSIBILIDAD
• 5.6.3 PRUEBA DE CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO
• 5.6.4 PRUEBA DE CAPACIDAD DE HIDRATACIÓN
• 5.6.5 PRUEBA HIDROMÉTRICA
• 5.6.6 PRUEBA DE TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR
• 5.6.7 PRUEBA DE DIFRACCIÓN DE RAYOS-X Y AZUL DE METILENO
• 5.6.8 PRUEBAS DE FLUJO (ROLLING TESTS)
• 5.6.9 PRUEBAS ADICIONALES
• 5.6.10 CAPACIDAD DEL AZUL DE METILENO (CEC) DE SÓLIDOS DE PERFORACIÓN
• 5.7 METODOS QUE MUESTRAN LA ACTIVIDAD DE ARCILLAS
• 5.7.1 CEMENTACIÓN DE LUTITA: QUÍMICA Y DESCRIPCIÓN
• 5.7.2 HINCHAMIENTO DE LA LUTITA
• 5.7.3 DISPERSIÓN DE LA LUTITA
• 5.7.4 SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE LUTITAS
• 6 CAPITULO VI. OPERACIONES DE CEMENTACION
• 6.1 CONCEPTOS OPERATIVOS BASICOS
• 6.2 DISEÑO DE OPERACIONES DE CEMENTACION
• 6.2.1 CEMENTO
• 6.2.2 EVALUACIÓN DE CONDICIONES DEL POZO
• 6.2.2.1 Presiones
• 6.2.2.2 Temperatura
• 6.2.2.3 Geometría
• 6.2.2.4 Trayectoria
• 6.2.2.5 Zonas de Pérdida de Circulación
• 6.2.3 SELECCIÓN DE PREFLUJOS QUÍMICOS
• 6.3 EJECUCION DE OPERACIONES
• 6.3.1 GUÍAS OPERATIVAS PARA OPERACIONES DE CEMENTACIÓN
• 6.3.2 LISTA DE CHEQUEO DE HERRAMIENTAS Y MATERIALES
• 6.4 FLUJO DE GAS EN EL ANULAR
• 6.4.1 GENERALIDADES
• 6.4.2 MECANISMOS
• 6.4.2.1 Resistencia de Gel Insuficiente
• 6.4.2.2 Agua Libre
• 6.4.2.3 Canalización
• 6.4.2.4 Tixotropía
• 6.4.2.5 Pérdida de Filtrado
• 6.4.3 DISEÑO DE LA LECHADA
• 6.4.4 PREPARACIÓN DEL POZO
• 6.4.5 RECOMENDACIONES
• 7 CAPITULO VII. CONTROL DE POZO
• 7.1 AMAGO DE REVENTON
• 7.2 PRINCIPALES CAUSAS DE AMAGO DE REVENTON
• 7.2.1 FALTA DE CUIDADO EN MANTENER EL HUECO LLENO
• 7.2.2 REDUCCIÓN DE PRESIÓN POR SUCCIÓN DEL POZO (SWABBING)
• 7.2.3 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
• 7.2.4 PERFORACIÓN DE UNA ZONA DE ALTA PRESIÓN
• 7.3 INDICADORES O IDENTIFICADORES DE REVENTONES
• 7.3.1 AUMENTO DE VOLÚMENES EN LOS TANQUES
• 7.3.2 AUMENTO DE LA TASA DE FLUJO DE RETORNO
• 7.3.3 FLUJO DEL POZO CON LAS BOMBAS PARADAS
• 7.3.4 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CON AUMENTO EN EL NÚMERO DE GOLPES
• 7.3.5 AUMENTO DE LA RATA DE PERFORACIÓN
• 7.3.6 LODO CORTADO CON GAS, ACEITE O AGUA SALADA
• 7.3.7 CAMBIOS DE TEMPERATURA EN EL LODO DE RETORNO
• 7.3.8 APARIENCIA DE LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN
• 7.4 MECANISMO DE CONFIRMACION DE UN AMAGO DE REVENTON
• 7.4.1 REVISIÓN DE FLUJO
• 7.4.1.1 Durante la Perforación
• 7.4.1.2 Durante las Conexiones
• 7.4.1.3 Durante el Viaje
• 7.4.1.4 Con la Tubería Fuera del Pozo
• 7.5 EQUIPOS Y METODOS DE PREVENCION Y CONTROL
• 7.5.1 MÉTODOS DE CIERRE DEL POZO
• 7.5.1.1 Procedimiento de Cierre
• 7.5.2 TANQUE DE VIAJE
• 7.5.2.1 Instrucciones para la Instalación del Tanque de Viaje
• 7.5.2.2 Instrucciones para el Uso del Tanque de Viaje
• 7.5.3 LÍNEA DE LLENAR
• 7.5.4 CABEZA DE POZO (CASING HEAD)
• 7.5.5 CARRETE DE PERFORACIÓN (DRILLING SPOOL)
• 7.5.6 MÚLTIPLE DEL ESTRANGULADOR
• 7.5.6.1 Línea de Matar
• 7.5.6.2 Línea del Choque
• 7.5.7 EQUIPO DE PREVENTORAS
• 7.5.7.1 Preventor Anular
• 7.5.7.2 Preventor Anular de Desviación (Diverter System)
• 7.5.7.3 Preventor de Ariete
• 7.5.7.4 Clasificación de las Preventoras
• 7.5.7.5 Arreglos de Preventoras Recomendados
• 7.5.7.6 Pruebas de Preventoras
• 7.5.8 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS AUXILIARES
• 7.5.8.1 Separador de Lodo y Gas - Desgasificador
• 7.5.8.2 Válvula Superior del Vástago de Perforación (Kelly Cock)
• 7.5.8.3 Válvula Inferior del Vástago de Perforación
• 7.5.8.4 Válvula de Seguridad
• 7.5.8.5 Válvula Flotadora (Válvula Check)
• 7.5.8.6 Preventor de Reventones Interno (Inside BOP)
• 7.5.9 SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO
• 7.5.9.1 Acumulador
• 7.5.9.2 Bombas de Operación
• 7.5.9.3 Reguladores de Presión
• 7.5.9.4 Estación Maestra de Control
• 7.5.9.5 Estación de Control Remoto
• 7.5.10 MANÓMETROS
• 7.6 PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO
• 7.6.1 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN REDUCIDA Y LA TASA PARA MATAR DURANTE EL AMAGO
• FLOTADORA SIN CONOCER LAS TASAS MÍNIMAS 7.6.3 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE UNA VÁLVULA
• 7.6.4 CÓMO CALCULAR LA DENSIDAD DEL LODO PARA MATAR EL POZO (DLM)
• 7.6.5 MÉTODOS PARA MATAR EL POZO
• 7.6.5.1 Método de Esperar y Pesar
• 7.6.5.2 Método del Perforador
• 7.6.5.3 Método Concurrente
• 7.6.5.4 Método Volumétrico
• 7.6.5.5 Método de la Baja Presión en el Choque
• 7.6.5.6 Método de Inyección o Forzamiento (Bullhead)
• 7.6.6 FÓRMULAS IMPORTANTES
• 7.6.7 FACTORES QUE FACILITAN LAS DECISIONES PARA MATAR EL POZO
• 7.6.7.1 Tubería en el Fondo
• 7.6.7.2 Tubería Fuera del Fondo
• 7.6.7.3 Tubería Fuera del Fondo, Botellas en el Conjunto de BOP'S
• 7.6.7.4 Tubería Fuera del Pozo
• 7.6.7.5 Mientras se Corre Revestimiento
• 7.6.8 PROBLEMAS MÁS COMUNES DURANTE EL CONTROL DEL POZO
• 7.6.8.1 Taponamiento de Boquillas
• 7.6.8.2 Taponamiento o Daño del Choque
• 7.6.8.3 Falla de la Bomba
• 7.6.8.4 Falla en los Manómetros
• 7.6.8.5 Hueco en la Tubería
• 7.6.8.6 Pega de la Tubería
• 7.6.8.7 Pérdida de Circulación
• 7.7 ENTRENAMIENTO
• 7.7.1 SIMULACROS DE AMAGO DE REVENTÓN
• 7.7.2 ENTRENAMIENTO DE PERSONAL
• 8 CAPITULO VIII. OPERACIONES ESPECIALES
• 8.1 OPERACIONES DE PESCA
• 8.1.1 CUÁNDO SE PRODUCE UNA PESCA
• 8.1.2 CAUSAS DE TRABAJOS DE PESCA
• 8.1.2.1 Pega de Tubería
• 8.1.2.2 Otros Casos de Pescados en el Pozo
• 8.1.3 RECOMENDACIONES PARA EVITAR TRABAJOS DE PESCA
• 8.1.3.1 Prevención de Pegas
• 8.1.3.2 Prevención de Otras Causas de Pesca
• 8.1.4 PROCEDIMIENTOS USADOS EN LOS TRABAJOS DE PESCA
• 8.1.4.1 Determinación del Punto de Pega y Punto Libre
• 8.1.4.2 Proceso de Separación de Sarta
• 8.1.4.3 Procedimiento de Lavado de Tubería
• 8.1.4.4 Procedimientos de Recuperación
• 8.1.5 TRABAJO DE TUBERÍA
• 8.1.5.1 En Pega Diferencial
• 8.1.5.2 Ojo de LLave
• 8.1.5.3 Caída del Hueco
• 8.1.5.4 Hueco Estrecho
• 8.1.6 TRABAJO CON TORQUE
• 8.1.7 TRABAJO DE MARTILLADO
• 8.1.8 TRABAJO CON BACHES LIBERADORES
• 8.1.9 TRABAJOS CON ALIVIO DE PRESIÓN
• 8.1.9.1 Sarta de Prueba
• 8.1.9.2 Método de Tubo en "U"
• 8.1.10 DECISIÓN PARA CAMBIO DE ESTRATEGIA EN TRABAJOS DE PESCA
• 8.1.10.1 Tiempo Económico de Pesca
• 8.1.10.2 Desviación del Pozo
• 8.1.10.3 Abandono del Pozo
• 8.2 OPERACIONES DE ABANDONO
• 8.2.1 OPERACIONES DE ABANDONO PERMANENTE
• 8.2.1.1 Abandono con Tubería de Trabajo
• 8.2.1.2 Método de Desplazamiento
• 8.2.1.3 Método de Cementación Forzada
• 8.2.1.4 Método de Tapón Puente Permanente
• 8.2.1.5 Tapón Puente Permanente Instalado con la Tubería de Producción
• 8.2.1.6 Forzamiento de Tapón Balanceado con Tubería y Empaque
• 8.2.1.7 Uso de Tapones Ciegos de Tubería para Abandono Permanente
• 8.2.2 ABANDONO DE ZONAS CON RECUPERACIÓN PARCIAL DEL REVESTIMIENTO
• 8.2.2.1 Abandono con Tapón de Cemento Balanceado
• 8.2.2.2 Abandono con Tapón Forzado a Través de Retenedor
• 8.2.2.3 Abandono con Tapón Puente Permanente
• 8.2.3 ABANDONO DE ZONAS EN HUECO ABIERTO
• 8.2.4 ABANDONO DE ZONAS EN HUECOS PARCIALMENTE REVESTIDOS
• 8.2.4.1 Abandono con Tapón de Cemento
• 8.2.4.2 Abandono con Cementación Forzada
• 8.2.4.3 Abandono con Tapón Puente Permanente
• 8.2.5 TAPONES DE SUPERFICIE
• 8.2.6 PRUEBA DE RESISTENCIA A LOS TAPONES DE CEMENTO
• 8.2.7 OPERACIONES DE ABANDONO TEMPORAL
• 8.2.8 NORMAS DEL MINISTERIO DE MINAS PARA ABANDONO DE POZOS
• 9 ANEXO I. HIDRAULICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
• 9.1 INTRODUCCION
• 9.2 CONCEPTOS BASICOS
• 9.2.1 RATA DE CORTE (SHEAR RATE)
• 9.2.2 ESFUERZO DE CORTE (SHEAR STRESS)
• 9.2.3 REGÍMENES DE FLUJO
• 9.2.3.1 Flujo Laminar
• 9.2.3.2 Flujo Turbulento
• 9.2.3.3 Flujo de Transición
• 9.3 PREPARACION DE LAS CURVAS DE FLUJO
• 9.4 MODELOS MATEMATICOS DE FLUJO
• 9.4.1 MODELO NEWTONIANO
• 9.4.2 MODELO NO-NEWTONIANO
• 9.4.2.1 Modelo Plástico de Bingham
• 9.4.2.2 Modelo de Ley de Potencia
• 9.4.2.3 Modelo de Ley de Potencia Modificado
• 9.5 CALCULO DE LA HIDRAULICA POR EL MODELO DE LEY DE POTENCIA
• 9.5.1 VELOCIDAD DEL FLUIDO
• 9.5.2 CONSTANTES N Y K DE LA LEY DE POTENCIA
• 9.5.3 VISCOSIDAD EFECTIVA
• 9.5.4 EFECTO DE LA PRESIÓN Y LA TEMPERATURA SOBRE LA VISCOSIDAD
• 9.5.4.1 Efecto de la Temperatura
• 9.5.4.2 Efecto de la Presión
• 9.5.4.3 Aplicación
• 9.5.5 NÚMERO DE REYNOLDS Y RÉGIMEN DE FLUJO
• 9.5.6 RÉGIMEN DE FLUJO Y NÚMERO DE REYNOLDS CRÍTICO
• 9.5.7 CAUDAL CRÍTICO DE FLUJO
• 9.5.8 FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING (F)
• 9.5.8.1 Determinación Gráfica del Factor de Fanning
• 9.5.8.2 Cálculo del Factor de Fanning Dentro de la Tubería
• 9.5.8.3 Cálculo del Factor de Fanning en el Anular
• 9.5.9 CÁLCULO DEL GRADIENTE POR PÉRDIDAS DE FRICCIÓN
• 9.5.9.1 Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en la Tubería (Pp/Lm)
• 9.5.9.2 Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en el Anular (Pa/Lm)
• 9.5.10 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE
• 9.5.11 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN
• 9.5.12 HIDRÁULICA DE LA BROCA
• 9.5.12.1 Velocidad en las Boquillas
• 9.5.12.2 Caída de Presión a Través de las Boquillas
• 9.5.12.3 Potencia Hidráulica y Fuerza de Impacto
• 9.5.12.4 Selección de las Boquillas
• 9.5.13 PRESIONES DE SURGENCIA Y SUCCIÓN
• 9.5.13.1 Velocidad de Lodo Equivalente
• 9.5.13.2 Régimen de Flujo
• 9.5.13.3 Presiones de Surgencia y Succión
• 9.5.13.4 Densidad de Lodo Equivalente (DLE)
• 9.5.13.5 Presión para Romper el Gel del Lodo
• 9.5.14 TRANSPORTE DE CORTES
• 9.5.14.1 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Laminar
• 9.5.14.2 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Turbulento
• 9.5.14.3 Velocidad de Transporte de Cortes
• 9.5.14.4 Eficiencia de Transporte de Cortes
• 9.5.14.5 Concentración de Cortes
• 9.5.14.6 Densidad Efectiva del Lodo
• 9.6 OPTIMIZACION DE LA HIDRAULICA DE PERFORACION
• 9.6.1 POR MÁXIMA VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS
• 9.6.2 POR MÁXIMA POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BROCA
• 9.6.3 POR MÁXIMA FUERZA DE IMPACTO EN LA BROCA
• 9.6.4 POR ANÁLISIS GRÁFICO
• 9.7 CORRELACION PARA LA LIMPIEZA DEL HUECO
• 9.7.1 INDICE DE CAPACIDAD DE ARRASTRE
• 9.7.2 USO DE LA CORRELACIÓN
• 9.8 28 REGLAS PARA MEJORAR LA LIMPIEZA EN HUECOS DESVIADOS
• 9.8.1 POR INCLINACIÓN
• 9.8.2 POR GEOMETRÍA DEL HUECO
• 9.8.3 POR TIPO DE LODO
• 9.8.4 POR CAMA DE CORTES
• 9.8.5 POR PERFIL DE VELOCIDAD
• 9.8.6 POR VELOCIDAD DE FLUJO
• 9.8.7 POR RÉGIMEN DE FLUJO
• 9.8.8 POR REOLOGÍA
• 9.8.9 PARA USO DE PÍLDORAS
• 9.8.10 POR ROTACIÓN DE LA TUBERÍA
• 9.8.11 POR PESO DEL LODO
• 9.9 PARAMETROS PRACTICOS PARA EL DISEÑO DE LA HIDRAULICA
• 9.9.1 RATA DE BOMBEO
• 9.9.2 CABALLOS DE FUERZA EN LA BROCA
• 9.9.3 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
• 9.9.4 VELOCIDAD ANULAR DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
• 9.9.5 VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS
• 10 ANEXO II. DISEÑO DE SARTA
• 10.1 INTRODUCCION
• 10.2 CARACTERISTICAS DE LA FORMACION
• 10.3 BOTELLAS DE PERFORACION
• 10.3.1 CONEXIÓN DE LAS BOTELLAS DE PERFORACIÓN
• 10.3.1.1 Esfuerzo al Doblamiento
• 10.3.1.2 Esfuerzo a la Torsión
• 10.3.1.3 Forma de la Rosca
• 10.3.2 OPERACIÓN DE ENSAMBLAJE
• 10.3.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE BOTELLAS
• 10.3.4 CUIDADO E INSPECCIÓN DE LAS BOTELLAS
• 10.3.4.1 Deformación Plástica
• 10.3.4.2 Raspaduras o Asperezas
• 10.3.4.3 Fatiga
• 10.3.5 CUIDADO DE ELEVADORES
• 10.4 TUBERIA DE PERFORACION
• 10.4.1 UNIÓN PARA CONEXIÓN DE LA TUBERÍA
• 10.4.1.1 Esfuerzo de Torsión
• 10.4.1.2 Recubrimiento de Dureza
• 10.4.1.3 Esfuerzos de Doblamiento
• 10.4.1.4 Manejo y Cuidado
• 10.4.2 FALLAS EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
• 10.4.2.1 Fatiga
• 10.4.2.2 Corrosión
• 10.4.2.3 Velocidades de Rotación
• 10.4.2.4 Colapso
• 10.4.2.5 Estallido
• 10.4.2.6 Severidad en la Curvatura del Hueco
• 10.4.3 INSPECCIÓN DE TUBERÍA
• 10.4.3.1 Procedimiento de Inspección
• 10.4.4 CÁLCULOS DE DISEÑO
• 10.4.4.1 Parámetros de Diseño
• 10.4.4.2 Diseño por Tensión
• 10.4.4.3 Diseño por Colapso
• 10.4.4.4 Diseño por Torque
• 10.4.4.5 Diseño por Estallido
• 10.4.5 MÉTODO COMBINADO DRILCO - API PARA DISEÑO DE BOTELLAS Y TUBERÍA
• 10.5 VASTAGO DE PERFORACION (KELLY)
• 10.6 TUBERIA PESADA DE PERFORACION (HEAVY WALL DRILLPIPE)
• 11 ANEXO IV. CORAZONAMIENTO
• 11.1 INTRODUCCION
• 11.2 RAZONES PARA CORAZONAR
• 11.3 HERRAMIENTAS PARA LA EXTRACCION DE CORAZONES
• 11.3.1 BARRIL CORAZONADOR
• 11.3.1.1 Partes del Barril y su Función
• 11.3.2 BROCA CORAZONADORA
• 11.4 DATOS TECNICOS
• 11.5 CONSIDERACIONES BASICAS PARA LA PLANIFICACION DE UN CORAZONAMIENTO
• 11.5.1 INTERVALO A CORAZONAR
• 11.5.2 SELECCIÓN DE LA BROCA
• 11.5.3 HIDRÁULICA Y FLUIDO DE CORAZONAMIENTO
• 11.5.4 CONDICIONES MECÁNICAS
• 11.5.4.1 Botellas de Perforación
• 11.5.4.2 Peso sobre la Broca
• 11.5.4.3 Velocidad de la Rotaria
• 11.5.4.4 Torque
• 11.6 ARMADO DEL BARRIL
• 11.6.1 AGUANTADOR DE LA BROCA (BIT BREAKER)
• 11.6.2 GRAPA DEL BARRIL INTERNO (INNER BARREL CLAMP)
• 11.7 INSTRUCCIONES OPERATIVAS
• 11.7.1 DETERMINACIÓN DEL FONDO REAL DEL POZO
• 11.7.2 LIMPIEZA DEL POZO
• 11.7.3 BALANCE DE LOS FACTORES MECÁNICOS E HIDRÁULICOS
• 11.7.4 CAUSAS DE CAMBIO EN LA PRESIÓN DE BOMBEO
• 11.7.5 CORTADO DE LA MUESTRA (EN FONDO)
• 11.7.6 RECUPERACIÓN DE LA MUESTRA (EN SUPERFICIE)
• 11.8 CONSERVACION DE LOS CORAZONES
• 11.9 MEDICION Y MARCACION DE CORAZONES
• 11.10 OTROS TIPOS DE CORAZONAMIENTOS
• 11.10.1 CORAZONAMIENTO CON P.V.C.
• 11.10.2 CORAZONAMIENTO CON ALUMINIO
• 11.10.3 CORAZONAMIENTO CON FIBRA DE VIDRIO
• 11.10.4 CORAZONAMIENTO CON CAMISA DE CAUCHO
• 11.10.5 CORAZONAMIENTO CON ESPONJA
• 11.10.6 CORAZONAMIENTO PRESURIZADO
• 11.10.7 CORAZONAMIENTO ORIENTADO
• 12 ANEXO V. CABEZALES PARA POZOS DE PETROLEO
• 12.1 GENERALIDADES
• 12.2 NIVEL DE ESPECIFICACIONES PARA PRODUCTOS
• 12.3 CARACTERISTICAS DE OPERACION
• 12.3.1 RESISTENCIA A LA PRESIÓN
• 12.3.2 RESISTENCIA A LA TEMPERATURA
• 12.4 MATERIALES DE FABRICACION
• 12.5 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS
• 12.5.1 BRIDAS
• 12.5.1.1 Bridas Tipo 6 B
• 12.5.1.2 Bridas Tipo 6 BX
• 12.5.1.3 Bridas Segmentadas
• 12.5.1.4 Identificación de las Bridas
• 12.5.2 CONEXIONES ROSCADAS
• 12.5.3 ESPÁRRAGOS Y TUERCAS DE UNIÓN
• 12.5.3.1 Torque de Ajuste para Pernos de Bridas A.P.I
• 12.5.4 ANILLOS DE SELLO (RING GASKET)
• 12.5.5 VÁLVULAS
• 12.5.5.1 Válvulas de Línea de Flujo
• 12.5.5.2 Válvulas para Completamiento Múltiple
• 12.5.5.3 Válvulas Cheque
• 12.5.6 CABEZALES PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
• 12.5.6.1 Características de los Cabezales
• 12.5.7 CARRETE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING HEAD SPOOL)
• 12.5.7.1 Características del Carrete
• 12.5.8 CABEZALES PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING HEAD)
• 12.5.8.1 Características del Cabezal de Producción
• 12.5.9 COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
• 12.5.9.1 Colgadores Tipo Cuña
• 12.5.9.2 Colgadores Tipo Mandril
• 12.5.10 COLGADORES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
• 12.5.11 OBTURADORES DE SELLO Y ACOPLE PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
• 12.5.12 ADAPTADOR DEL CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING SPOOL ADAPTER)
• 12.5.13 BRIDAS DE TRASLADO
• 12.5.13.1 Identificación de Bridas de Traslado
• 12.5.13.2 Especificaciones de Bridas
• 12.5.14 ARBOL DE VÁLVULAS

1 CAPITULO I. ORGANIZACION ADMINISTRATIVA

1.1 ESTRUCTURA GENERAL DE ECOPETROL

Dentro de la estructura general de Ecopetrol, La Gerencia de Perforación depende en línea directa de la Vicepresidencia de Exploración y Producción.

1.2 ESTRUCTURA GERENCIA DE PERFORACION

La Gerencia de Perforación apoya su gestión Técnico-Administrativa en tres áreas funcionales como se muestra en la Figura 1.1, para las cuales se definen funciones y responsabilidades que le permiten a la dependencia, desarrollar los programas y proyectos que le son encomendados.

1.2.1 MISIÓN

Perforar y completar en forma eficiente pozos exploratorios y de desarrollo, alcanzando y preservando las formaciones objetivo, obteniendo información de calidad para la evaluación integral del yacimiento y del pozo.

1.2.2 VISIÓN

Organización lider, fortalecida tecnológicamente para contribuir eficazmente a la búsqueda, hallazgo y producción de hidrocarburos para el pais, a través de la perforación y completamiento de pozos, acorde con la filosofía plasmada en la reorganización administrativa de Ecopetrol y sus retos corporativos.

1.2.3 OBJETIVOS PERMANENTES - METAS

• Compromiso del equipo humano de trabajo para el cumplimiento integral de las metas propuestas en la actividad de perforación:

• Ejecutar de manera costo-efectiva la perforación de los prospectos generados, tanto exploratorios como de desarrollo.

• Coadyuvar con el equipo humano de trabajo, en el propósito de minimizar el daño a las formaciones de interés geológico.

• Asimilar el conocimiento de las tecnologías a utilizar que permitan optimizar las operaciones de perforación y terminación de pozos.

• Propender por operaciones eficientes, ejerciendo un óptimo grado de control de calidad, en armonía con el medio ambiente.

• Optimización de los programas y presupuestos de perforación y terminación de pozos, sin detrimento de la operación.
• Procesos de contratación de servicios propios de la actividad, ajustados a los procedimientos administrativos vigentes.
• Control presupuestal de las partidas aprobadas para la ejecución de los proyectos y por ende de los contratos suscritos.
• Racionalización en los requerimientos de tubería y materiales para los proyectos, dando prioridad a los inventarios de stock de tubulares disponibles y accesorios que apliquen.
• Responsabilidad y compromiso en la custodia y manejo de los bienes materiales de Ecopetrol.

1.2.4 CUADRO DE RESPONSABILIDADES POR AREA

1.2.4.1 Grupo de Proyectos

Es un grupo de trabajo de organización plana, que reporta directamente a la Gerencia de Perforación. Se encarga a través de un Lider de Proyecto, de estructurar la planeación y ejecución técnico-administrativa de los proyectos a perforar y controlar la ejecución de los programas oficiales de perforación, terminación y abandono de pozos, junto con las actividades afines que la operación involucra, asegurándose de la aplicación objetiva de las tecnologías imperantes.

A nivel de campo dispone de un grupo de profesionales en Ingeniería de Petróleos con experiencia profesional en perforación,conocimientos importantes en procesos de contratación e interventoría de contratos y habilidades administrativas para una gestión integral.

RESPONSABILIDADES

Esta área será responsable de las siguientes acciones tanto a nivel del Lider de Proyecto en Santafé de Bogotá, como a nivel de ingenieros de campo:

1. Líder de Proyecto

• Estructurar el equipo de trabajo multidisciplinario asignado al proyecto por c/u de las dependencias participantes, delegar funciones u mantener la unidad y motivación de logro del grupo.

• Dirigir la contratación de servicios básicos para la perforación y definir lineamientos para la consecución de materiales.

• Establecer las reuniones periódicas de trabajo en Santafé de Bogotá, con personal de la Empresa, Socios y Compañias Contratistas, para evaluar en tiempo real el avance del proyecto y concretar acciones de corto y mediano plazo.

• Canalizar la elaboración del documento último “ Programa de Perforación”, a partir de los productos de ingeniería generados por la Coordinación de Soporte Tecnológico y Coordinación de Servicios Técnicos y Logística.

• Coordinar y hacer seguimiento diario al desarrollo de las operaciones de campo, evaluando las recomendaciones del personal del pozo, que surjan durante la ejecución de los trabajos.

• Actuar como Administrador de los contratos de servicios que se suscriban para la actividad, por delegación de la Gerencia de Perforación.

• Llevar un estricto control del presupuesto oficial asignado al proyecto que lidera y recomendar los trámites necesarios en materia de adiciones presupuestales y control de costos.

• Diligenciar las certificaciones de calificación de obra con destino al Contratista y al Directorio de Oferentes de Ecopetrol.

• Promover charlas de trabajo internas de la dependencia, de aquellas experiencias operacionales especiales que se presentan, y que merezcan su análisis en grupo.

• Evaluar el rendimiento operacional de la perforación/terminación, programado vs. ejecutado, basado principalmente en Indicadores de Gestión Operacional.

• Tramitar ante el Ministerio de Minas y Energía, los informes operacionales a que haya lugar.

1. Ingenieros de Campo

Estará bajo su responsabilidad la debida planeación, cumplimiento y ejecución de las siguientes acciones:

• Gestionar la disponibilidad oportuna y racional de todos los recursos requeridos para la ejecución de las operaciones de perforación y terminación de pozos.
• Conocer el texto de la prognósis geológica, del programa de perforación y de los diferentes contratos suscritos para la operación, para una adecuada labor de interventoría.
• Gestionar el cumplimiento de los programas de aseguramiento de calidad establecidos, para la ejecución de las operaciones.
• Supervizar y analizar permanentemente el comportamiento de todos los parámetros que intervienen en el desarrollo de las operaciones y aportar a la solución de los problemas.
• Ejecutar eficientemente el programa de perforación y terminación, mediante la administración racional de todos los recursos, reportando diariamente las actividades ejecutadas y el control de costos de las mismas.
• Velar para que el Plan de Manejo Ambiental se cumpla estrictamente dentro de las regulaciones y controles establecidos por las autoridades competentes.
• Planear con la debida anticipación las necesidades de materiales y herramientas adicionales para la operación.
• Verificar oportunamente que los materiales y herramientas especiales recibidos en la localización cumplan con las especificaciones previamente solicitadas.
• Controlar los tiempos de alquiler de herramientas en el pozo, con el propósito de pagar el "stand by" estrictamente necesario.
• Controlar que los diferentes reportes de HSEQ tengan el trámite oficialmente establecido.
• Diligenciar única y exclusivamente los tiquetes de servicio valorizados y demás documentos que correspondan al período de su comisión.
• Manejar de acuerdo con los procedimientos oficiales de la Empresa, el movimiento de tuberías y materiales de las bodegas de Ecopetrol, responsabilizándose porque los sobrantes de la operación, retornen con la debida documentación a su sitio de origen.
• Abstenerse de remitir directamente al Contratista tuberías y materiales propiedad de Ecopetrol, que tras la inspección y manejo en el pozo requieran reparación.
• Facilitar la ejecución en el pozo, de los programas establecidos en materia de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Medio Ambiente durante el desarrollo de las diferentes fases del proyecto.

• Gestionar la captura oportuna y procurar la mejor calidad de la información de datos de perforación a través del software DIMS. Esto garantizará una completa historia de los pozos de Ecopetrol, para correlación en futuros proyectos.
• Participar con el Líder de Proyecto respectivo, durante la fase de planeación en la ejecución de tareas que se requieran.

1.2.4.2 Coordinación de Soporte Tecnológico.

Liderará de manera continua el monitoreo, la asimilación e implantación de tecnologías que genere la industria y que sean costo- efectivas para las operaciones. Se encargará de:

• Liderar los procesos de transferencia de tecnología, propiciando el fortalecimiento y crecimiento sostenido de una identidad tecnológica para todo el personal de GPE.
• Estructurar políticas operativas para uso corporativo en GPE,en torno a definir stándares y criterios de diseño en la planeación de pozos.
• Diseñar, y generar productos de ingeniería en c/u de los tópicos de perforación y terminación de pozos, interactuando con las compañias de servicios especializadas, ICP, etc, para el mejor soporte en la ejecución de los estudios.
• Direccionar la implantación, utilización y actualización de los software técnicos de ingeniería disponibles y nuevas aplicaciones en el mercado.
• Diseñar especificaciones mínimas requeridas para la contratación de servicios básicos propios de la actividad.
• Elaborar Ingeniería Conceptual e Ingeniería Básica de prospectos, para licenciamiento ambiental y trámites de solicitud presupuestal.
• Coparticipar en las evaluaciones periódicas y evaluación técnica final de los proyectos.
• Apoyar puntualmente las operaciones especiales de campo, en cualquiera de los tópicos de ingeniería.

1.2.4.3 Coordinación de Servicios Técnicos y Logística

Tiene como objetivo fundamental, Liderar, planificar, orientar y controlar la ejecución de las obras de infraestructura necesarias para la perforación de pozos, al igual que las labores de apoyo en materia de HSEQ y soporte administrativo financiero a los proyectos. Dentro de sus acciones principales se destacan :

• Coordinar la planeación, el diseño y la ejecución de las obras concertadas y ordenadas en la licencia ambiental.
• Liderar la adopción y asimilación de nueva tecnología en materia de manejo, tratamiento y disposición de residuos de perforación.
• Diagnosticar y priorizar las necesidades básicas de la comunidad. Gestionar los programas de gestión social comprometidos con la comunidad en el marco de cada proyecto.
• Planear y ejecutar acciones de divulgación y educación ambiental, con las comunidades del área de influencia de cada proyecto.
• Liderar y ejecutar los programas y auditorías de HSEQ contemplados para cada proyecto.
• Planear, coordinar y ejecutar la revisión de los planes de contingencia durante las operaciones.
• Propender porqué la imagen de Ecopetrol en la zona de influencia del proyecto, sea la de mejor aceptación por parte de la comunidad.

2 CAPITULO II. GENERACION DE UN PROSPECTO

2.1 PROCEDIMIENTOS TECNICO-ADMINISTRATIVOS PREVIOS

2.1.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROGRAMA DE EXPLORACIÓN

Los programas de perforación primordialmente en el área exploratoria, han sido siempre prioritarios para el país y la Empresa. No obstante, las partidas presupuestales anuales necesarias, son sometidas al igual que las del resto de Ecopetrol, al análisis de los estamentos internos y de la nación.

A través de la Dirección de Planeación Corporativa de Ecopetrol, ente regulador de los programas de inversión de la Empresa, se evalúa internamente el plan de inversiones en exploración. Posteriormente, las solicitudes presupuestales de Ecopetrol, son sometidas a aprobación del Departamento Nacional de Planeación del Estado, entidad rectora a nivel nacional encargada de analizar y aprobar los presupuestos anuales disponibles para Ecopetrol.

2.1.2 APROPIACIÓN PRESUPUESTAL DE INVERSIONES

Aprobados los presupuestos generales por parte de Planeación Nacional, la Dirección de Planeación Corporativa conjuntamente con la Vicepresidencia Financiera, matriculan oficialmente los diferentes API "Apropiación Presupuestal de Inversiones" a ejecutarse durante la siguiente vigencia.

Es a través de uno o varios de estos API, de donde se dispone de los fondos necesarios para desarrollar la perforación de pozos. Teniendo en cuenta que Ecopetrol opera con fondos en dinero asignados por el Estado Colombiano, todos y cada uno de los estamentos que conformamos la organización Ecopetrol, estamos en la obligación de manejar acertadamente, controlar y responder por la correcta destinación de los dineros públicos.

Para responder a estas exigencias, Ecopetrol implantó el programa SIF "Sistema de Información Financiera", a través del cual se da a los ordenadores de gasto las herramientas básicas para el manejo y control contable, que permita conocer en tiempo real el comportamiento presupuestal de cualquier proyecto.

Con el fin de obtener el mejor control de calidad de la información contable, el SIF contempla dentro del Plan de Cuentas de Ecopetrol, un Código de Manejo Interno que permite a los usuarios registrar y consultar la información.

Código de Manejo Interno

Comprende dos ó mas de los siguientes elementos según sea necesario : No. DE DISTRITO - CENTRO DE RESPONSABILIDAD- MISCELANEO 1 - MISCELANEO 2 - CONCEPTO DE GASTO.

No. de Distrito: Registra el número de identificación del Distrito que genera el gasto. Para el caso de la Gerencia de Producción el 09 de Bogotá.

Centro de Responsabilidad: Corresponde a la dependencia de Ecopetrol que tiene asignado el presupuesto para gastos y/o inversiones y que pueden recibir cargos o efectuarlos a otros centros. Para identificar el generador del gasto, se registra el Departamento de Perforación como centro de responsabilidad con código 32310.

Misceláneo-1: Es un elemento de ocho (8) números, seis (6) de ellos están relacionados con el número del proyecto API y los dos (2) últimos registran la actividad macro dentro del API. Se han establecido con su respectivo código las siguientes macroactividades:

92- Servicios de Perforación. 94- Perforación - Materiales y Equipos Contratados. 95- Perforación - Administración.

Misceláneo-2: Segundo elemento de ocho (8) números, cuatro (4) de ellos utilizados para identificar el código del respectivo pozo, que facilite totalizar independientemente los costos que genere éste dentro del proyecto API.

Este código consecutivo está conformado por cuatro (4) números que llevan antepuesta la letra Y. Se genera en el Departamento de Costos y Presupuestos, quién los oficializa ante el Departamento de Contabilidad, una vez el prospecto sea aprobado por la Vicepresidencia de Exploración y Producción.

Concepto de Gasto: Representa la función de egresos e ingresos en que se efectúa el gasto. Conformado por cuatro (4) dígitos/números así: Egresos : entre el 0100 - 7999 Ingresos: entre el 8000 - 8999

La definición detallada de cada uno de estos códigos se encuentra disponible en el Manual de Ordenadores SIF.

La secuencia práctica de utilización de este código de manejo interno es como sigue:

No. DISTRITO - CENTRO DE RESPONSABILIDAD - MISCELANEO 2 - MISCELANEO 1 - CONCEPTO DE GASTO (09) (32310) (Y-0000) (API) 0100-7999) / (8000-8999)

De la correcta utilización que los funcionarios adscritos al Departamento de Perforación den a la herramienta contable descrita, dependerá la generación de información de costos confiable que facilite una evaluación económica final a los proyectos de perforación exploratoria y de desarrollo, al igual que disponer de costos de perforación y costo de hallazgo en las diferentes cuencas, que permitan medir el rendimiento operacional.

2.1.3 SUSTENTACIÓN Y APROBACIÓN DEL PROSPECTO

Aprobado presupuestalmente el programa anual de inversiones en exploración, corresponde a la Gerencia de Exploración generar los prospectos específicos para las zonas de estudio o cuencas sedimentarias seleccionadas, basados en la estrategia y políticas mencionadas en el Capítulo I.

Cada uno de estos prospectos a perforar está soportado por:

• Objetivo(s) de producción.
• Marco geológico.
• Geología del petróleo.
• Reservas probables.
• Evaluación del riesgo geológico.
• Análisis económico.
• Ubicación.

Documentados en esa forma los prospectos recomendados a perforar, son sustentados técnico-económicamente ante la Administración de la Empresa, por el grupo multidisciplinario que participó en el diseño, con el propósito de obtener su aprobación oficial, que permita continuar con la etapa subsiguiente.

2.1.4 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROSPECTO

Basados en la ubicación geográfica a partir de las Coordenadas Gauss preliminares, se desplaza al sitio la comisión técnica integrada por personal de geología, geofísica, ingeniería civil de petróleos y ambiental, quienes acompañados de una cuadrilla de topografía, localizan en el