Diseño de Ensamblaje de Fondo (BHA) para perforaciones petroleras

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TESIS DE GRADO Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos “PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO DE PERFORACIÓN (BHA) DE LA SECCIÓN 6 1/8 PULGADAS DEL POZO SACHA 179H OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN”

AUTOR: JOSÉ LUIS LUNA

DIRECTOR: ING. MARCO CORRALES

QUITO, MARZO 2007

DECLARACIÓN

Yo, JOSÉ LUIS LUNA IRUA, declaro que todo el trabajo aquí escrito es de mi autoría y que no ha sido presentado para ningún grado profesional

José Luis Luna Irua

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el trabajo de “PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO DE PERFORACIÓN SECCIÓN 6 1/8 PULGADAS

(BHA)

DE LA

DEL POZO SACHA 179H OPERADO POR

PETROPRODUCCIÓN”” fue desarrollado únicamente por José Luis Luna, bajo mi supervisión.

______________________ Ing. Marco Corrales Palma DIRECTOR DE PROYECTO

III

IV

DEDICATORIA.

A MI MADRE


V

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por guiar mis pasos. A mis Hermanos por todo el apoyo y comprensión en todo momento.

Mi sincera gratitud a la Universidad Tecnológica Equinoccial por haber forjado los pilares en mi desarrollo profesional, al Ingeniero Jorge Viteri Decano y al Ingeniero Bolívar Haro Subdecano de la Facultad de Ingeniería por su optimismo y objetividad en fortalecer sus ideales con el fin de crear profesionales. Mi eterna gratitud al Ingeniero Freddy Robalino de la compañía Petroproducción por su invaluable ayuda, al los Ingenieros Sergio Landivar de la compañía Schlumberger y a María de los Ángeles Perdomo de la compañía Halliburton por su valiosa colaboración en la realización de esta tesis.


VI

INDICE GENERAL Pág. PORTADA

I

DECLARACIÓN

II

CERTIFICACIÓN DE TESIS

III

CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA

IV

DEDICATORIA

V

AGRADECIMIENTO

VI

INDICE GENERAL

VII

INDICE DE ILUSTRACIONES

XV

INDICE DE FORMULAS

XVIII

RESUMEN

XX

SUMMARY

XXIII

CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………...1 2. JUSTIFICACIÓN……………………………………………………………………3 3. OBJETIVOS………………………………………………………………………....5 3.1. Objetivo general………………………………………………………………...5 3.2. Objetivos específicos…………………………………………………………....5 4. IDEA A DEFENDER………………………………………………………………..5 5. VARIABLES………………………………………………………………………...6 VII

5.1. Variable dependiente……………………………………………………………6 5.2. Variable independiente………………………………………………………….6 6. MARCO DE REFERENCIA………………………………………………………...6 7. METODOLOGÍA……………………………………………………………………7 7.1. Tipo y diseño de la investigación……………………………………………….7 7.2. Métodos de investigación a emplearse………………………………………….7 7.2.1. Método general…………………………………………………………..7 7.2.2. Método específico………………………………………………..............7 7.2.3. Modalidad…………………………………………………………..........8 7.2.4. Técnicas………………………………………………………………….8 7.2.5. Instrumentos……………………………………………………………..8 8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN………………………………………………...8 8.1. Revisión de literatura especializada………………………….............................8 8.2. Charlas técnicas………………………………………………………................9 9. MARCO CONCEPTUAL…………………………………………………………...9 9.1. Definición de términos conceptuales…………………………………………...9 9.1.1. Compañía operadora……………………………………………………..9 9.1.2. Equipo de superficie …………………………………………………….9 9.1.3. Conjunto de fondo de pozo ……………………..……………….............9 9.1.4. Fondo de pozo……………………………………………….................10 9.1.5. Kick off point ……………………………………………………..........10

VIII

CAPÍTULO II 2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y MÉTODOS PRÁCTICOS DE DISEÑO DE BHAs 2.1. Introducción…...………………………………………………………...……..11 2.2. Definición…………………………...…………………………………………12 2.3. Requerimientos para realizar una perforación horizontal……….…………….13 2.3.1. Definición de la planeación horizontal del pozo……………………….14 2.4. Métodos de perforación horizontal…………………………………………….19 2.4.1. Pozos Horizontales de radio largo…………………………………...…20 2.4.2. Pozos Horizontales de radio medio…………………………..……...…23 2.4.3. Pozos Horizontales de radio corto…………………………………...…26 2.4.4. Pozos Horizontales de radio ultra corto……………………………...…28 2.5. Aplicaciones de los pozos horizontales dentro de la industria......…………….32 2.6. Reservorios candidatos para una perforación horizontal………………………34 2.6.1. Aspectos importantes para una perforación horizontal…………...……35 2.7. Metodología práctica de diseño de BHAs……………...……………………...36 2.7.1. Recopilación de la información…………………………………...……37 2.7.2. Determinar el diámetro de lastrabarrenas………………………………38 2.7.2.1.Calcular la longitud de los lastrabarrenas…………………………..39 2.7.2.2.Determinar el cambio de diámetro adecuado entre las secciones de la sarta………………………………………………………………….30 2.7.3. Calcular la longitud de la tubería pesada……………………………….41 2.7.4. Diseño de la tubería de trabajo………….……………………………...41 IX

2.7.4.1.Calcular la máxima tensión permisible y la tensión de trabajo para cada sección de tubería…………………………………...…………42 2.7.4.2.Calcular la máxima longitud de las secciones de tubería de trabajo (Grado y Peso)………………………………………………………47 2.7.4.3.Determinar la capacidad de presión interna y colapso de la tubería de trabajo……………………………………………………………….49 2.7.5. Criterios de estabilización de la sarta de perforación…………………..51 2.7.5.1.Principios de estabilización de aparejos de fondo………………….53 2.8. Reglas prácticas para estabilizar la sarta de perforación………………………59 2.9. Nomenclatura…………………………………………………………...……..65

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS

PARA

REALIZAR

UNA

PERFORACIÓN

HORIZONTAL

3.1. Barrenas……………………………………………..…………………….…...67 3.1.1. Introducción …………………………..………………………….…….67 3.1.2. Definición …………...…………………………………………………67 3.2. Tipos de barrenas…………………………………….…………….……….….67 3.2.1. Barrenas tricónicas………………………………..……………………68 3.2.1.1.Partes de las barrenas tricónicas……………………………………69 3.2.1.2.Aplicaciones de las barrenas tricónicas…………………………….71 3.2.2. Barrenas de cortadores fijos……………………………………………73 X

3.2.2.1. Introducción………………………………………………………..73 3.2.2.2.Barrenas de diamante natural………………………………………74 3.2.2.3.Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP)………………...76 3.2.2.4.Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC)…………..77 3.2.2.4.1. Elementos de las Barrenas PDC……………………...…….78 3.2.3. Barrenas especiales……………………………………………………..82 3.3. Selección de barrenas……………………….…………………………………83 3.3.1. Criterios de selección de barrenas……………………………...……....83 3.3.2. Selección por medio de registros geofísicos……………………………83 3.3.3. Selección en función de la formación que va a perforar…………...…..84 3.4. Factores que afectan el desgaste de las barrenas………………………………86 3.5. Determinación del costo por pie (Aspecto Económico)……………………….88 3.6. Procedimiento para usar barrenas PDC………………………………………..89 3.7. Problemas comunes de las barrenas al no perforar……………………………90 3.8. Motores de desplazamiento positivo (PDM)…………………………...……..94 3.8.1. Principios generales de operación………………………………….......96 3.8.2. Partes del motor de desplazamiento positivo (PDM)………………......98 3.8.3. Procedimiento para ajustar el Bent Housing………………...………..107 3.8.4. Jet Nozzling del rotor………………………………………...……….108 3.8.5. Tipos de motores……………………………………………………...110 3.8.6. Ventajas y desventajas del motor…………………………………......112 3.9. Nueva tecnología con el sistema PowerDrive y PeriScope 15 en la fase de navegación……………………………………………………………………113 3.9.1. PowerDrive……………………………………………………………114

XI

3.9.1.1.Funcionamiento del sistema rotativo direccional (PowerDrive).....115 3.9.1.2.Tipos de PowerDrive……………………………………...……....118 3.9.1.3.Aplicaciones…………………………………………...………….121 3.9.1.4.Ventajas………………………………………...…………………121 3.9.1.5.Desventajas………………………………….…………………….122 3.9.1.6.Problemas…………………………………………………...…….122 3.9.1.7.Limitaciones……………………………………………...……….122 3.9.2. PeriScope 15 (LWD)…………………...……………………………..124 3.9.2.1.Direccionamiento a través de los datos……………………….…..131 3.9.2.2.Aplicaciones………………………………………..……………..136 3.9.2.3.Beneficios…………………………………………..…………......136 3.10.

IMPulse (MWD)………………………………………………………137

3.11.

Estabilizadores……………………...…………………………………138

3.11.1. Estabilizadores de aleta soldada………………………………………139 3.11.2. Estabilizadores de aleta integral………………………………...…….140 3.11.3. Aplicaciones…………………………………………………………..141 3.11.4. Ventajas y beneficios………………………………………………….142 3.12.

Heavy Weight Drill Pipe………………………………………………143

3.12.1. Tri- Spiral Heavy Weight Drill Pipe………………………………......145 3.13.

Drill Collar………………………………………...…………………..146

3.14.

Drill Pipe………………………………………………………………148

3.15.

Short Drill Collar (Pony Collar)……………………………………….149

3.16.

Non – Magnetic Drill Collar (Monel)………………………………....150

3.17.

Short Non – Magnetic Drill Collar (Pony Monel)…………………….151

XII

3.18.

Flex Monel…………………………………………………………….152

3.19.

Float Sub……………………………………………………………....152

3.20.

Crossover……………………………………………...………………153

3.21.

Martillo Hidráulico de Perforación Dailey……………………………153

3.21.1. Características………………………………………………………....154 3.21.2. Principios de operación ………………………………………………155 3.21.3. Perforación con el martillo en compresión……………………………157 3.22.

Problemas comunes con los BHAs…………………………………....159

CAPÍTULO IV

4. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO EN LA SECCIÓN 6 1/8” DEL POZO SACHA 179H 4.1. Introducción……………………………………………………………..……165 4.2. Conceptos Básicos……………………………………………………………165 4.3. Objetivo de los BHAs……………………………………...…………………167 4.4. Objetivo del pozo…………………………………………………………….167 4.5. Pasos predeterminados para el diseño de BHAs……………………………..168 4.5.1. Trabajo con Geólogos………………………………………………....168 4.5.2.

Diseño de la trayectoria del pozo…………………………………….172

4.5.3. Identificación de puntos de casing y tamaños de hueco………………176

XIII

4.5.4. Disponibilidad de herramientas y especificaciones en función del tamaño de hueco………………………………………………….………………178 4.6. Función de los BHAs en la trayectoria propuesta….………………………...178 4.7. Procedimiento práctico para el diseño de BHAs con Motor de fondo y PowerDrive………………………………………….………………………..181 4.7.1. Diseño de BHA con motor………………………………...………….181 4.7.2. Diseño de BHA con PowerDrive ………………………….………….195 4.8. Operaciones de geonavegación (Detecta arenisca “U” Inferior)……………..201 4.9. Barrena utilizada el hoyo 6 1/8” ……………………………………………..203 4.10.

Programa de fluidos de perforación de la sección 6 1/8”……..………204

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. Conclusiones…………………………………………………………………210 5.2. Recomendaciones………………………………………………………...…..213 Glosario…………………………………………………………………………...215 Bibliografía…………………………………………………………………..........219 Citas bibliográficas…………………………………………………………..........220 Anexos…………………………………………………………………………….223

XIV

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

FIGURA Nº 1…………………………………………………………………………..12 FIGURA Nº 2…………………………………………………………………………..17 FIGURA Nº 3…………………………………………………………………………..18 FIGURA Nº 4…………………………………………………………………………..20 FIGURA Nº 5…………………………………………………………………………..23 FIGURA Nº 6…………………………………………………………………………..26 FIGURA Nº 7…………………………………………………………………………..30 FIGURA Nº 8…………………………………………………………………………..44 FIGURA Nº 9…………………………………………………………………………..52 FIGURA Nº 10..………………………………………………………………………..54 FIGURA Nº 11..………………………………………………………………………..55 FIGURA Nº 12..………………………………………………………………………..59 FIGURA Nº 13..………………………………………………………………………..60 FIGURA Nº 14…………………………………………………………………………62 FIGURA Nº 15…………………………………………………………………………64 FIGURA Nº 16…………………………………………………………………………68 FIGURA Nº 17…………………………………………………………………………69 FIGURA Nº 18…………………………………………………………………………74 FIGURA Nº 19…………………………………………………………………………75 FIGURA Nº 20…………………………………………………………………………76 FIGURA Nº 21…………………………………………………………………………77 FIGURA Nº 22…………………………………………………………………………81

XV

FIGURA Nº 23…………………………………………………………………………96 FIGURA Nº 24…………………………………………………………………………97 FIGURA Nº 25…………………………………………………………………………99 FIGURA Nº 26………………………………………………………………………..101 FIGURA Nº 27……………………………………………………………………..…104 FIGURA Nº 28………………………………………………………………………..105 FIGURA Nº 29………………………………………………………………………..107 FIGURA Nº 30………………………………………………………………………..108 FIGURA Nº 31………………………………………………………………………..110 FIGURA Nº 32………………………………………………………………………..114 FIGURA Nº 33………………………………………………………………………..115 FIGURA Nº 34………………………………………………………………………..116 FIGURA Nº 35………………………………………………………………………..119 FIGURA Nº 36………………………………………………………………………..125 FIGURA Nº 37………………………………………………………………………..129 FIGURA Nº 38………………………………………………………………………..130 FIGURA Nº 39………………………………………………………………………..132 FIGURA Nº 40………………………………………………………………………..135 FIGURA Nº 41………………………………………………………………………..137 FIGURA Nº 42………………………………………………………………………..140 FIGURA Nº 43………………………………………………………………………..141 FIGURA Nº 44………………………………………………………………………..144 FIGURA Nº 45………………………………………………………………………..146 FIGURA Nº 46………………………………………………………………………..147

XVI

FIGURA Nº 47………………………………………………………………………..149 FIGURA Nº 48………………………………………………………………………..150 FIGURA Nº 49………………………………………………………………………..151 FIGURA Nº 50………………………………………………………………………..158 FIGURA Nº 51………………………………………………………………………..158 FIGURA Nº 52………………………………………………………………………..168 FIGURA Nº 53………………………………………………………………………..169 FIGURA Nº 54………………………………………………………………………..175 FIGURA Nº 55………………………………………………………………………..177 FIGURA Nº 56………………………………………………………………………..180 FIGURA Nº 57………………………………………………………………………..201 FIGURA Nº 58………………………………………………………………………..202 FIGURA Nº 59………………………………………………………………………..203

XVII

ÍNDICE DE FORMULAS

FORMULA Nº 1……………………………………………………………….....….....38 FORMULA Nº 2……………………………………………………………….....….....39 FORMULA Nº 3……………………………………………………………….....….....39 FORMULA Nº 4……………………………………………………………….....….....40 FORMULA Nº 5……………………………………………………………….....….....41 FORMULA Nº 6……………………………………………………………….....….....42 FORMULA Nº 7……………………………………………………………….....….....43 FORMULA Nº 8……………………………………………………………….....….....45 FORMULA Nº 9……………………………………………………………….....….....45 FORMULA Nº 10..…………………………………………………………….....….....47 FORMULA Nº 11..…………………………………………………………….....….....48 FORMULA Nº 12..…………………………………………………………….....….....48 FORMULA Nº 13..…………………………………………………………….....….....48 FORMULA Nº 14..…………………………………………………………….....….....49 FORMULA Nº 15..…………………………………………………………….....….....50 FORMULA Nº 16..…………………………………………………………….....….....53 FORMULA Nº 17..…………………………………………………………….....….....54 FORMULA Nº 18..…………………………………………………………….....….....56 FORMULA Nº 19..…………………………………………………………….....….....56 FORMULA Nº 20..…………………………………………………………….....….....56 FORMULA Nº 21..…………………………………………………………….....….....57 FORMULA Nº 22..…………………………………………………………….....….....57

XVIII

FORMULA Nº 23..…………………………………………………………….....….....57 FORMULA Nº 24..…………………………………………………………….....….....58 FORMULA Nº 25..…………………………………………………………….....….....88

XIX

Resumen

La perforación Horizontal en la actualidad es una técnica de gran aplicación, la cual tiene como objetivo incrementar el recobro y drenaje de los hidrocarburos. Los pozos horizontales se caracterizan por ser perforados con altos ángulos de inclinación (ángulos cercanos a 90º). La colocación de estos pozos horizontales en la formación productora es de vital importancia para evitar la conificación de gas y/o agua. Para el logro de este objetivo se emplean herramientas (MWD) midiendo mientras se perfora, las cuales muestran datos de inclinación y dirección en tiempo real, lo que permite navegar y tener un buen control de la trayectoria del pozo; adicionalmente se utilizan herramientas de registro mientras se perfora PeriScope 15 (LWD) las cuales sirven para detectar contactos de fluidos y limites entre capas a una distancia de hasta 15 pies; posteriormente se usa la herramienta PowerDrive para cambiar la inclinación y dirección del pozo de acuerdo a los requerimientos de la trayectoria del pozo planeada.

La parte mas critica del trabajo de un perforador direccional es el diseño y orientación del BHA (Ensamblaje de Fondo de Pozo); por otro lado el objetivo de toda Empresa Operadora es minimizar viajes por cambios de BHA. En resumen tanto la empresa operadora como la empresa de prestación de servicios que se encarga del direccionamiento del pozo quieren perforar hasta la profundidad total lo antes posible; la reputación del perforador direccional depende, en gran parte, del juicio y sentir que tenga para elegir el BHA apropiado.

XX

Es importante mantener una mentalidad abierta acerca del diseño de BHA, ya que no todos los BHAs trabajan como se espera, debido a las múltiples formaciones geológicas que se encuentran de locación a locación.

El objetivo principal de esta tesis es de brindar una información

básica para los

estudiantes, futuros Tecnólogos e Ingenieros de Petróleos acerca del procedimiento práctico para el diseño de BHAs en pozos horizontales.

El contenido de la tesis está conformado por cinco capítulos:

El primer capítulo trata de la introducción, justificación, objetivos, idea a defender, variables, metodología, técnicas de investigación y el marco conceptual.

En el segundo capítulo se habla de generalidades de perforación horizontal y metodología para el diseño de BHAs (ensamblaje de fondo de pozo), se da a conocer en forma general la planeación del pozo para perforar horizontalmente y se detalla los métodos de perforación horizontal con sus respectivas ventajas y desventajas.

En el tercer capítulo se da a conocer las herramientas con su correspondiente funcionamiento y los problemas comunes en cada una de las herramientas que conforman el BHA.

El cuarto capítulo es el más importante ya que se detalla la parte práctica de este trabajo de tesis, se da a conocer los pasos prácticos que se realizaron en el pozo Sacha 179H

XXI

para el diseño de BHAs en la sección 6 1/8”, así como también su funcionamiento y adicionalmente se muestran los resultados obtenidos hasta alcanzar la profundidad total.

Finalmente en el quinto capítulo se detalla las conclusiones y recomendaciones generales del presente trabajo de tesis.

XXII

Summary

The Horizontal Drilling at the present time is a technique of great application, which has as objective to increase the retrieval and drainage of the hydrocarbons. The horizontal wells are characterized to be perforated with high angles of inclination (near angles at 90º). The placement of these horizontal wells in the formation producer is of vital importance to avoid the conificación of gas and/or water. For the achievement of this objective tools are used (MWD) measurement while drilling, which show data of inclination and direction in real time, it allows to navigate and to have a good control of the trajectory of the well; additionally tools are used for logging while drilling PeriScope 15 (LWD) which detect fluids contact and limited between strata a distance of until 15 feet, on the tool PowerDrive is used to change the inclination and direction the well according to the requirements of the trajectory of the planned well.

The part most criticizes of the work of a directional driller is the design and orientation of the BHA (Bottom Hole Assembly); on the other hand the objective of all Company Operator is to minimize trips for changes of BHA. In summary as much the company operator as the company that lend services in the well drilling want to perforate as soon as possible until the total depth; the reputation of the directional driller depends, largely, of the trial and to feel that he has to choose the appropriate BHA.

It is important to maintain an open mentality about the design of BHA, since those not all the BHAs works like one waits, due to the multiple geologic formations that are from pad to pad.

XXIII

The main objective of this thesis is of offering basic information for the students, future Technologists and Engineers of Petroleum’s about the practical procedure for the design of BHAs in horizontal wells.

The content of the thesis is conformed by five chapters:

The first chapter is about the introduction, justification, objectives; devises to defend, variables, methodology, technical of investigation and the conceptual mark.

In the second chapter it is spoken of generalities of horizontal perforation and methodology for the design of BHAs (bottom hole assembly), it is given to know in general form the planning of the well to horizontally drill and it is detailed the methods of horizontal perforation with their respective advantages and disadvantages.

In the third chapter it is given to know the tools with their corresponding operation and the common problems in each one of the tools that the BHA conforms.

The fourth chapter is the most important the practical part of this thesis work it is detailed, it is given to know the practical steps that realized in the well Sacha 179H for the design of BHAs in the section 6 1/8", how also your function and additionally the obtained results are shown until reaching the total depth.

Finally in the fifth chapter it is detailed the conclusions and general recommendations of the present thesis work.

XXIV

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

En una nueva técnica de la Industria Petrolera Ecuatoriana, debe establecerse las condiciones económicas que se derivan de la aplicación horizontal de pozos.

Puesto que los hoyos horizontales incrementan enormemente el área de drenaje, con ello sería posible eliminar la perforación de gran número de pozos verticales de desarrollo.

El resultado es igual o más alto volumen de producción con menos pozos; pero, la efectividad del comportamiento de un pozo horizontal en relación a uno vertical debe ser determinada a través de comparaciones que contemplen no solamente el aspecto productivo, sino también el aspecto económico.

Estas comparaciones que naturalmente están basadas en el incremento productivo que puede proporcionar el pozo horizontal, deben justificar la inversión que demande su perforación.

Existen aplicaciones especificas para la perforación de huecos horizontales y es preciso elegir con mucho criterio el reservorio adecuado para esta técnica, puesto

1

que se tendrá riesgos y costos adicionales elevados, asociados con la perforación y terminación.

Por tal razón, se deben tener en cuentas las Consideraciones Básicas para el Diseño de la Perforación Horizontal de un Pozo y

un conocimiento de la tecnología

disponible del ensamblaje de fondo de pozo, estableciendo sus características de funcionamiento; que permitan mejorar la productividad y recuperación de hidrocarburos.

2

2.

JUSTIFICACIÓN

Este trabajo responderá a la insuficiente información disponible sobre los Ensamblajes de fondo de perforación (BHA), sección muy importante de la sarta de perforación de pozos.

Es muy importante conocer los procedimientos que se efectúan en las operaciones de perforación en la región amazónica, que ayudara a comprender mejor las técnicas que se vienen aplicando, minimizando riesgos y perdidas de tiempo en el momento de las operaciones, para lograr la producción de un pozo.

La planificación de un Ensamblajes de fondo de perforación (BHA) es un trabajo realizado con mucho cuidado y determinando el propósito por el cual se va a realizar. El BHA que es una sección del equipo de perforación, necesita de una detallada planeación y un enfoque en la tecnología que se va a utilizar.

En este proceso de planificación se debe tomar muy en cuenta al grupo de trabajo que va a realizar este procedimiento, entre los cuales tenemos: ingenieros petroleros, operadores, geólogos, petrofísicos, tecnólogos y una compañía de servicios experta.

El diseño de un BHA esta basado tanto en la geología del reservorio, el tipo de pozo principal que va ha ser perforado; el porque, donde y cuando se va a realizar este trabajo. 3

La compañía de servicios de perforación es la encargada de dar a conocer los procedimientos que se va a realizar; así como el tipo de herramientas que se va a utilizar e inclusive el costo de la operación a la cual va a ser sometido el pozo.

Otro objetivo de la planificación de un BHA de perforación es, identificar y direccionar todas las condiciones significantes, eventos, parámetros, reglas, regulaciones y situaciones que probablemente tengan un impacto en la operación de perforación de cualquier tipo de pozo sea este vertical direccional u horizontal.

En cada trabajo, las compañías de servicios de perforación, aprenden nuevas lecciones las cuales pueden aplicar para perfeccionar los procesos y entrenamiento para efectuar en el próximo trabajo.

4

3.

OBJETIVOS

3.1.

OBJETIVO GENERAL •

Dar a conocer la metodología practica para el diseño de ensamblaje de fondo de pozo (BHA) para lograr la máxima efectividad y el mínimo de contratiempos en la perforación en la fase de navegación del pozo horizontal Sacha 179 H.

3.2.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS •

Dar a conocer los conceptos básicos y parámetros involucrados en el diseño óptimo del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

•

Describir las diferentes herramientas que conforman el ensamblaje de fondo de pozo (BHA), así como la función durante el proceso de perforación horizontal.

•

Indicar los problemas comunes en las herramientas que conforman el ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

4. IDEA A DEFENDER Dar a conocer la manipulación, operaciones técnicas del ensamblaje de fondo de pozo para la perforación horizontal, para optimizar la taza de penetración y asegurar un buen diseño de hoyo.

5

5.

VARIABLES

5.1.

VARIABLE DEPENDIENTE Contar con la existencia del proyecto de perforación de un pozo horizontal.

5.2.

6.

VARIABLE INDEPENDIENTE •

Identificación petrofísica de las formaciones

•

Contar con los datos estadísticos de pozos aledaños.

•

Existencia de equipo apropiado para la perforación direccional

MARCO DE REFERENCIA

En el proceso de perforación de un pozo, el ensamblaje de fondo de pozo es el componente del equipo de perforación que más se somete a esfuerzos sean estos axiales o laterales (tensión, compresión, presión interna y externa, flexión, fatiga, torsión, abrasión, erosión y corrosión). La acción independiente o combinada de dichos esfuerzos puede causar problemas durante la perforación, tales como: desprendimientos, pegaduras por presión diferencial, altos arrastres, altos torques y fugas en los elementos tubulares. Por supuesto, estos problemas son causa de altos costos y pérdidas de tiempo de perforación. Consecuentemente, un adecuado diseño del ensamblaje de fondo de pozo es fundamental para el éxito de la perforación. El ensamblaje de fondo de pozo

6

debidamente diseñado evitara los doglegs y ojos de llave, produciendo de esta manera huecos de tamaño completo y paredes lisas maximizando la rata de penetración como también minimizando los problemas durante la perforación.

7.

METODOLOGÍA

7.1.

TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN Esta investigación se llevara a cabo con la información proporcionada por las EMPRESAS PRIVADAS y PETROPRODUCCION; así como también con investigaciones técnicas en el campo y estudios bibliográficos.

7.2.

MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN A EMPLEARSE Para este tipo de investigación vamos a utilizar los siguientes métodos:

7.2.1. Método General: Método deductivo Método de Análisis Método de Síntesis 7.2.2. Método específico: Experimental

7

7.2.3. Modalidad: Descriptiva 7.2.4. Técnicas Consultas a expertos y visitas de campo. 7.2.5. Instrumentos: Libros Manuales Internet Consultas técnicas específicas

8.

TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN Las técnicas que vamos a utilizar para el presente trabajo son:

8.1.

REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA Toda la información se investigará sobre el ensamblaje de fondo de pozo para perforación horizontal en el campo Sacha operado por PETROPRODUCCION, y también se va a realizar consultas en catálogos, manuales técnicos.

8

8.2.

CHARLAS TÉCNICAS

Buscaré que los profesionales y expertos para que me colaboren con las explicaciones técnicas y teóricas.

9.

MARCO CONCEPTUAL

9.1.

DEFINICIÓN DE TÉRMINOS CONCEPTUALES

9.1.1. Compañía Operadora.- Componía con autoridad legal para perforar posos y extraer hidrocarburos. Pueden emplearse un contratista de perforación para llevar acabo la perforación en si. El operador es con frecuencia parte de un consorcio y actúa a nombre de esta.

9.1.2. Equipo de superficie.- Son equipos que se deben instalar para la producción, las bombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos producidos y separar el gas, los tanques de almacenamiento, el sistema de deshidratación para eliminar el agua del petróleo obtenido y las instalaciones para sistemas de recuperación mejorada.

9.1.3. Conjunto de Fondo de Pozo (Bottom hole assembly or BHA).- Expresión que describe todos los elementos situados en el extremo inferior del drill pipe, tales como la

9

barrena, los estabilizadores, los drill collar, heavy weigth, herramientas MWD y LWD, motor de lodo, etc.

9.1.4. Fondo de Pozo.- La porción más profunda de un pozo, ósea el recinto del pozo.

9.1.5. Kick-off-point (Kick off Depth): Posición del pozo donde la inclinación del agujero se aumenta intencionalmente.

10

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y MÉTODOS PRÁCTICOS DE DISEÑO DE BHAs

2.1.

INTRODUCCIÓN

José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “La mayor preocupación de la industria petrolera ha sido la habilidad de perforar un hoyo de la forma más económica posible; manteniendo la dirección a lo largo de la trayectoria del pozo predeterminada a miles de pies bajo la superficie.

La preservación del medio ambiente y el impacto que causan las operaciones de perforación de pozos, a obligado que las empresas que se dedican a las actividades hidrocarburíferas perforen pozos desde una misma locación para así llegar a diferentes objetivos productores, para lo cual se utiliza la técnica de perforación direccional.

La principal inquietud en los primeros días fue el de conservar el curso vertical al objetivo (target) directamente localizado bajo el equipo de perforación. Sin embargo en la actualidad, la preocupación ha incluido la invención de una nueva técnica que no es más que la llamada Perforación Horizontal, con la cual se puede ubicar al objetivo a miles de pies en forma horizontal, lejos de la superficie bajo el equipo de piso en la locación de perforación”(1).

11

2.2.

DEFINICIÓN

La perforación horizontal es un proceso de direccionamiento que se da a una broca de perforación para seguir una orientación horizontal hasta aproximarse a 90º de la vertical. Su principal intención consiste en la desviación del pozo en forma intencional a lo largo de la trayectoria preseleccionada con anticipación, para lograr alcanzar el área de objetivo.

Este tipo de perforación logra maximizar la producción en los casos en los que se implementa, la meta de costo-beneficio que preocupa a las operadoras para alcanzar varios objetivos con un solo pozo; evitar operaciones de reentrada (re - entry wells).

FIGURA Nº 1: REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

FUENTE: HALLIBURTON ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

12

2.3.

REQUERIMIENTOS

PARA

REALIZAR

UNA

PERFORACIÓN

HORIZONTAL

Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales: “Los requerimientos que se necesita tomar en cuenta para considera la perforación de pozos horizontales son:

•

Costos Operacionales

•

Características de la roca reservorio (porosidad, saturaciones, temperatura, presión, gravedades especificas, GOR, permeabilidad, efecto del drenaje, distancia entre pozos, etc.)

•

Métodos de producción.

•

Objetivos de la Compañía Operadora.

•

Problemas causados por la litología cerca de la zona designada.

•

Métodos de completación

•

Obligatoria profundidad de desvío

•

Desplazamiento horizontal obligatorio.

•

Construcción de la curva.

•

Locación en superficie y del objetivo en el pozo perforado.

•

Rendimiento estimado de la producción”(3).

13

2.3.1. DEFINICIÓN

DE

LA

PLANEACIÓN

DE

LA

PERFORACIÓN

HORIZONTAL DEL POZO

La planeación de pozo es un proceso organizado que sirve para poner los datos a ser usados para el diseño exitoso de pozo. El diseño de pozo es muy importante previo a empezar las operaciones de perforación. (La trayectoria del pozo es una de las más importantes tareas del perforador direccional).

Los datos proporcionados por el cliente (PETROPRODUCCIÓN) son usados para planear el pozo y desarrollar un perfil geométrico que sea mas seguro y fácil desde la locación en superficie hasta el target (objetivo).

a.

COMPONENTES DE LA PLANEACIÓN DE POZO

SCHLUMBERGER indica en su seminario: Perforación Direccional: “Hay muchos componentes que se toman en consideración para un diseño de pozo sea exitoso. Los componentes de la planeación del pozo son:

•

Locación de Superficie: Es el punto definido por las coordenadas geográficas para colocar el equipo de superficie.

•

Locación del Target: Es el punto definido por las coordenadas geográficas para colocar el pozo dentro del target (objetivo) en una profundidad dada.

14

•

Kickoff Point (Punto de Desviación): El Kickoff Point es el punto que se encuentra a una profundidad desde la superficie, en donde el pozo es desviado a una dirección dada.

•

Buildup Rate (Rata de Construcción): Es el incremento del ángulo en cierta profundidad generalmente medido grados por pies.

•

Hold Angle : Ocurre donde la sección del hueco de pozo es constante.

•

Star of Drop (Empezar a Tumbar Angulo): Es el punto donde el pozo empieza a tumbar inclinación.

•

Profundidad Vertical Verdadera (TVD): Es la distancia vertical desde la superficie del pozo al punto de la formación de interés.

•

Desplazamiento al Target (Target Desplazament): Es la distancia lateral desde la vertical de la locación de la superficie al target.

•

Azimut: Es el ángulo de inclinación con el cual se desvía el pozo para llegar al objetivo. Dirección del curso medido en dirección a las manecillas del reloj de 0 – 360º referido al norte.

•

End of Drop EOD (Fin de Tumbar Angulo): Es el punto donde el pozo finaliza de tumbar inclinación.

•

Sección Tangencial: Ocurre después de construir ángulo (build up) donde la inclinación de hueco del pozo es constante en una cierta distancia.

•

Profundidad Medida (MD): Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el punto de referencia de la superficie del pozo (mesa rotaria) hasta la profundidad de interés o hasta el punto donde se encuentre el pozo.

•

Inclinación del Pozo: Es el ángulo por la cual el pozo se desvía desde la vertical

15

•

End of Buildup EOB (Fin de la Construcción): Es el punto donde el pozo ha terminado de incrementar ángulo.

•

Desplazamiento Horizontal: Es la distancia entre dos puntos en el plano horizontal a lo largo del pozo proyectado”(22-25).

José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “La planeación en la perforación en pozos horizontales consiste generalmente de especificaciones “datos” para la entrada en el reservorio mediante una pequeña longitud de drenaje en el interior del mismo. Por lo tanto el objetivo para la planeación de pozos horizontales es que:

1. Que el objetivo a alcanzarse sea económicamente rentable. 2. Que la perforación de la cavidad a ser drenada sea realizada con técnicas que garanticen su óptima funcionalidad.

De esta forma diremos que la planeación para alcanzar el objetivo, en orden de importancia consta de tres fases.

1. Fase de perforación vertical. 2. Fase de perforación desviada ( puede ser de una sola o dos diseños de curvas ) 3. Fase de perforación en la cavidad horizontal a ser drenada”(14-16).

16

1.

FASE DE PERFORACIÓN VERTICAL

Todos los pozos horizontales empiezan con la sección vertical de perforación hacia abajo, especificando la profundidad de desvió la cual se encuentra medida desde la superficie.

2.

FASE

DE

PERFORACIÓN

DESVIADA

(PERFORACIÓN

DIRECCIONAL). Esta fase consta de dos tipos de perforación direccional a seguir:

•

La primera consta de una fase de perforación vertical, una fase curva continua y finalmente una fase horizontal en la cavidad a ser drenada. (one build)

FIGURA Nº 2: FASE DE CONSTRUCCIÓN CONTINUA


17

•

La segunda esta formada por una fase de perforación vertical, primera fase de perforación desviada, sección de perforación inclinada, segunda fase de la perforación desviada (two build).

FIGURA Nº 3: FASE DE CONSTRUCCIÓN DE DOS PUNTOS DE DESVIO


3.

FASE DE PERFORACIÓN HORIZONTAL

Y finalmente es diseñada la fase horizontal a ser perforada en la cavidad a ser drenada.

18

2.4.

MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL

La tecnología de perforación horizontal ha venido desarrollándose a lo largo de muchos años. La particularidad en la curvatura de los radios del pozo ha ser perforado desde un plano vertical hasta alcanzar la horizontal provee una categoría de tecnología adecuada.

Existen cuatro tipos básicos de pozos horizontales, los cuales dependen del radio de curvatura que se aplica durante la perforación.

El radio de curvatura esta determinado por la tasa de ganancia de ángulo que se utiliza para pasar desde la vertical hasta la horizontal, existiendo una relación inversa entre las dos; es decir, que cuando se usa una tasa de construcción o tasa de ganancia de ángulo alta, el radio de curvatura disminuye.

A través del tiempo dichas técnicas han desarrollado cuatro clases de perforaciones acordes al rango de radio a ser utilizado:

•

Radio Largo

•

Radio Medio

•

Radio Corto

•

Radio Ultracorto.

19

2.4.1. POZOS HORIZONTALES DE RADIO LARGO.

Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales: “El método de radio largo ofrece usos limitados para su desarrollo. A pesar de que numerosos agujeros de radio largo han sido perforados con el propósito de investigar y determinar la extensión del yacimiento, esta técnica es más empleada cuando se requiere alcanzar objetivos alejados de la localización superficial, tales como plataformas de perforación costa afuera, localizaciones remotas y/o abruptas, así como inaccesibles o yacimientos ubicados bajo ciudades, siendo el método de radio largo mas flexible que los otros métodos.

FIGURA Nº 4: POZOS HORIZONTALES DE RADIO LARGO


En esta técnica el punto de desviación (KOP) se encuentra cerca de la superficie para permitir que el objetivo sea alcanzado a la profundidad correcta y como la longitud de la

20

sección de construcción es grande, se incrementa la longitud de las formaciones encontradas, por lo que se requieren varios tamaños de agujeros.

Además como la separación de KOP al objetivo es grande, se puede reducir la longitud de sección horizontal a perforarse debido al peso, torque y arrastre de la tubería. Aunque con estos métodos se obtienen mayores longitudes horizontales.

Con este método se pueden aplicar todas las técnicas de producción artificial. Una de las grandes desventajas de este sistema, es que debido a la gran longitud de la sección de construcción se tiene que atravesar gran cantidad de formaciones sin aislarlas, pudiendo ocasionar problemas en formaciones inestables o problemáticas”(1012)

.

El control direccional es pobre en cuanto tiene que ver con la navegación, por lo cual los resultados son rústicos, debido a esto se hace difícil el manejo de la tubería de perforación (drill pipe) y con frecuencia esta dificultad incrementa el tiempo de perforación.

Este problema se encuentra solucionado en la actualidad gracias a las nuevas herramientas de perforación horizontal. Este desarrollo ha tenido dos principales avances: (PowerDrive y PeriScope 15)

Por lo tanto tendrá una inclinación de 2 a 6 º por cada 100 pies y el alcance de radio del pozo será de 1000 a 3000 pies y tendrá una extensión de penetración en la formación

21

recomendada de 2000 a 5000 pies hasta llegar al objetivo ubicado en el interior del reservorio.

APLICACIONES

• Locaciones inaccesibles

VENTAJAS:

•

Bajas doglegs

•

Sección lateral larga

•

Altos puntos de partida desde la superficie

•

Permite un mejor comportamiento de la perforación rotaria.

•

Pocas restricciones en tamaños de huecos y equipos.

•

Puede perforarse con motor de fondo

DESVENTAJAS:

•

Existen mayores problemas en grandes longitudes de hueco abierto.

•

Posible incremento del costo.

•

Mayor requerimiento de casing.

22

2.4.2. POZOS HORIZONTALES DE RADIO MEDIO

FIGURA Nº 5: POZOS HORIZONTALES DE RADIO MEDIO


Un pozo de radio medio horizontal, a menudo exige el mismo tamaño de equipo, del agujero y de la sarta de perforación, que lo exigiría un pozo vertical perforado a una misma profundidad verdadera vertical.

Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales: “Los sistemas de radio medio pueden ser más económicos cuando se emplean en yacimientos fracturados, en problemas de conificación de agua y gas, en formaciones fracturadas de baja permeabilidad, en yacimientos con poca energía y en formaciones de poco espesor. La profundidad vertical que se necesita para alcanzar el yacimiento en los pozos de radio medio se reduce y esto es una de las más fuertes ventajas de este método.

23

El perfil de un pozo de radio medio indica que se requiere menos longitud a perforar y mucho menos desplazamiento horizontal para alcanzar el objetivo horizontal, además de tener menos agujero descubierto en comparación con los pozos de radio largo.

Con un pozo de radio medio, muchas zonas problemáticas pueden ser perforadas en la sección vertical y ser revestidas antes de perforar la zona critica de curvatura y empezar la horizontal. La longitud mas corta del agujero curvo puede salvar tiempo y problemas potenciales”(13-14).

El radio medio del pozo puede cambiar desde la vertical hacia la horizontal con una inclinación que va de 6-20° grados por cada 100 pies , el mismo que define un radio de curvatura de 290 a 950 pies y una penetración en la formación recomendada de 1500 a 2000 pies hasta llegar al objetivo dentro del reservorio.

APLICACIONES

•

Yacimientos fracturados, yacimientos marinos, problemas de conificación de agua y gas, reentradas en yacimientos estrechos.

VENTAJAS

•

Al desviar un pozo ya existente se reducen los costos con respecto a uno nuevo.

24

•

En objetivos de poco espesor donde es critico el control de la desviación, se tiene un conocimiento exacto de la zona de interés, disminuyendo los riesgos geológicos en los pozos desviados.

•

Las mediciones para determinar la trayectoria del pozo se pueden llevar a cabo con las mismas técnicas que para radio largo, así mismo, como se dispone de herramienta para una gran variedad de tamaños de agujeros, se pueden llevar a cabo la mayoría de los sistemas de producción artificial.

•

Pocas longitudes de hueco abierto en comparación con el radio largo.

•

Generalizando la perforación de pozos de radio medio ofrece numerosas ventajas sobre la perforación de radios largos por costos adicionales mínimos.

DESVENTAJAS

•

Los esfuerzos en el cuerpo del tubo y la fuerza lateral de la broca, causada por la gran curvatura en agujeros de radio medio, puede causar grandes diámetros y posibles desviaciones de la broca.

•

Al diseñar ensamblajes de fondo para pozos de radio medio se debe poner énfasis para alcanzar uniformes y predecibles índices de construcción. Desgraciadamente, la incertidumbre y la variación en el funcionamiento de la mayoría de los motores para construir los ángulos excedentes la tolerancia

25

permitida del objetivo horizontal. Por esto, es necesario diseñar intervalos de ajuste en la curva para comenzar las incertidumbres.

2.4.3. POZOS HORIZONTALES DE RADIO CORTO.

FIGURA Nº 6: POZOS HORIZONTALES DE RADIO CORTO


Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales: “Esta técnica es empleada en muchos yacimientos de tamaño limitado, ya que el pozo puede ser cambiado a horizontal y terminado con menos desplazamiento del requerido por un pozo de radio largo.

El poco desplazamiento y la limitada profundidad requerida para pozos de radio corto lo hacen mas apropiado en formaciones con cimas problemáticas causadas por la litología o yacimiento. Así, en un pozo de radio corto, la zona de problemas puede ser entubada antes de que el agujero crítico se inicie a perforar. 26

En yacimientos de gas, el acercamiento del radio corto reduce el riesgo de proyectar el casquete de fondo, ya que se puede perforar verticalmente a través del casquete de gas y cementar una tubería de revestimiento antes de perforar la zona del objetivo”(17-18).

En los pozos de radio corto la inclinación hacia la horizontal se la realiza muy rápidamente de 1.5 a 3° grados por cada pie, el mismo que define un radio de curvatura para alcanzar los 90° grados en 20 a 40 pies y una penetración en la formación aproximada de 300 a 400 pies hasta llegar al objetivo dentro del reservorio.

APLICACIONES

•

Pozos multilaterales, pozos cerrados.

VENTAJAS

•

Curva corta

•

Yacimientos poco profundos

•

Con esta técnica se puede perforar varias secciones horizontales desde un mismo pozo.

•

Esta técnica es empleada en yacimientos con presiones tan bajas como 18 psi, las cuales pueden llevar los fluidos producidos arriba del KOP en agujeros de radio corto.

27

DESVENTAJAS

•

Múltiples viajes con poco control de azimut.

•

Las herramientas son menos vigorosas que las de otros sistemas, y no están completamente estandarizadas por el API. El manejo de estas herramientas pueden ser lentas y difíciles con equipos de perforación, marcando su propia planeación y cuidado en su manejo.

•

La curva y la parte horizontal del pozo será perforado con herramientas especiales sujetas a la Tubería de perforación (drill-pipe), la broca será impulsada a través del radio por dos posibles métodos:

1. Por la rotación completa de toda la sarta de perforación desde la superficie. 2. O por el desarrollo de los motores articulados de fondo, accionados por la fuerza motriz del lodo y el manejo de herramientas.

2.4.4. POZOS HORIZONTALES DE RADIO ULTRA CORTO.

La más reciente tecnología de perforación horizontal, es el sistema de generación de radio ultra corto. El método utilizado es proyectar agua por los jets de la broca de perforación

a lo largo de la sección horizontal de la cavidad a ser drenada o creando radios con giros de 1 a 2 ° grados aproximadamente.

28

Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales: “Si la técnica de radio ultracorto se lleva a cabo en agujeros entubados, el pozo debe ser seccionado, mientras que en agujeros abiertos se requiere hacer una preparación mínima.

La sección horizontal es perforada con fluidos a presión (10000 psi) empleando un equipo especial de boquillas que se lleva en un viaje.

Este sistema es mas empleado para formaciones suaves con fácil penetración, tales como arenas y puede ser factible para proyectos de soluciones minerales y limpieza de acuíferos y la estabilidad e integridad del agujero son las principales preocupaciones. El tamaño del agujero, varia de 2 a 6 pulgadas, y es función de la formación, de las cabezas de inyección empleadas y del fluido bombeado, mientras que la longitud horizontal se limita a unas decenas de metros”(21).

APLICACIONES

•

Formaciones suaves

VENTAJAS

•

Podemos realizar múltiples cavidades de drenaje en la zona a ser producida.

29

DESVENTAJAS

•

Perdida del control direccional cuando se acerca a los 45 pies de penetración donde la perforación esta más allá de la influencia de la curva guía.

•

El efecto hidráulico puede ser perjudicial en formaciones sensitivas al agua o en reservorios que poseen fracturas naturales con bloques de agua.

FIGURA Nº 7: ILUSTARCIÓN DE LOS MÉTODOS DE CURVATURA


30

TABLA Nº 1: COMPARACIONES DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS DIFERENTES MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL.

RADIO LARGO RATA

CURVATURA TAMAÑO

RADIO CORTO

DE 2 A 6 Grados Por 6 A 20 Grados Por 1.5 A 3 Grados Por

CONSTRUCCIÓN RADIO

RADIO MEDIO

Cada 100 Pies

Cada 100 Pies

Cada Pie

DE Varia De 1000 A Varia De 290 A 950 Varia De 20 A 40 3000 Pies DEL Sin Limitaciones

HOYO

Pies

Pies

4 ¾ Pulgadas

4 ¾ Pulgadas

6 1/8 Pulgadas

6 1/2 Pulgadas

8 1/2 Pulgadas 9 7/8 Pulgadas TÉCNICAS

DE Perforación Rotaria Perforación Rotaria O Herramientas

PERFORACIÓN A O UTILIZARSE

Motores

Fondo,

Para

De Motores De Fondo, Especiales

De

La Para La Curva Y Deflexión

O

Curva Y Sección Sección Horizontal

Motores Articulados

Horizontal

Para

La

Sección

Angular. TIPO TUBERÍA

DE Convencional

Dril Pipe Weigth

Y Heavy Tuberías Especiales Para

Desviación

De

Una 15

Grados Por Cada 100 Pies.

31

BROCA

DE Sin

PERFORACIÓN

Restricciones Sin

Restricciones Sin

Depende Del Tipo Depende Del Tipo De Depende Del Tipo De Litología Que Litología Atraviese

FLUIDO

Restricciones

DE Sin Restricción

Que De Litología Que

Atraviese

Atraviese

Sin Restricción

Sin Restricción

PERFORACIÓN DE Sin Restricción

TIPOS SURVEY

Limitado Para El Uso Registros Especiales De Mwd En Hoyos De Tamaño Pequeño Como 6 1/8”


2.5.

APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES DENTRO DE LA

INDUSTRIA

En esta fase de desarrollo cada una de las distancias tecnológicas usadas ha prestado su mejor servicio para la aplicación del recobro del petróleo y gas.

Alrededor del mundo los reservorios de los campos examinados y perforados por la tecnología horizontal, se encuentran descritos y señalados en la siguiente tabla.

32

TABLA Nº 2: APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES DENTRO DE LA INDUSTRIA

APLICACIONES

RADIO

RADIO

RADIO

RADIO

ULTRA

CORTO MEDIO

LARGO

Fracturas Naturales

X

X

X

Baja Permeabilidad.

X

X

X

Baja Cantidad de Energía

X

X

X

CORTO DESARROLLO

DE

CAMPOS DE GAS:

Extensiones a Alcanzarse

X

Formaciones Delgadas

X

X

X

X

Múltiples Estratos (areniscas)

DESARROLLO

DE

CAMPOS PETRÓLEO

Fracturas Naturales

X

X

X

Conificación de Agua

X

X

X

X

X

Baja Permeabilidad. Conificaciön de Gas

X

X

X

Poca Energía en el Reservorio

X

X

X

33

X

Formaciones Irregulares

X

X

Extensiones a Alcanzarse

X

Formaciones Delgadas

X

X

FUENTE: JOSÉ ERAS VIVANCO ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

2.6.

RESERVORIOS

CANDIDATOS

PARA

UNA

PERFORACIÓN

HORIZONTAL

José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “En la perforación horizontal existen ciertas situaciones que requieren el uso de la tecnología de perforación de avanzada como son los reservorios que a continuación detallamos.

•

Reservorios estrechos con una baja permeabilidad < 1 MD

•

Reservorios con fracturas naturales.

•

Reservorios que contienen crudo pesado.

•

Reservorios económicamente inaccesibles.

•

Reservorios que contengan contacto agua- petróleo (CAP) problemas potenciales de conificación de agua.

34

y posibles

•

Reservorios delgados con una potencia menor a 50 pies”(2).

2.6.1. ASPECTOS IMPORTANTES PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales: “Uno de los más importantes aspectos de la perforación horizontal es la selección del pozo candidato, no existen reglas rígidas para la selección del yacimiento.

Una de las primeras consideraciones que se toma en cuenta es la parte económica y costos del proyecto. Los pozos horizontales son más caros en una relación de 2 a 3 veces más que un pozo vertical.

Para perforar un pozo horizontal para explotar un yacimiento usualmente se requiere recoger información acerca del yacimiento y de las condiciones existentes en el área.

Por esta razón los parámetros que deben ser considerados incluyen:

•

Profundidad del objetivo.

•

Espesor o potencia de la zona productiva.

•

Mecanismo de producción del yacimiento.

•

Porosidad.

•

Permeabilidad absoluta.

•

Presión de formación.

•

Características de la roca reservorio. 35

•

Saturación de fluidos.

•

Gravedad especifica del gas y del petróleo.

•

Temperatura del yacimiento.

•

Restricciones verticales dentro del yacimiento.

•

Historia de producción.

•

Hidrocarburos originales en sitio.

•

Hidrocarburos remanentes.

•

Diámetro del pozo.

•

Tipo de levantamiento artificial”(22-23).

2.7.

MÉTODOLOGÍA PRÁCTICA DE DISEÑO DE BHAs DE

PERFORACIÓN

La metodología propuesta en esta guía se conforma básicamente de los siguientes puntos:

•

Recopilación de información.

•

Calculo del diámetro y longitud de lastrabarrenas (drill collar)

•

Calculo de la longitud de tubería pesada (heavy weight).

•

Diseño de la tubería de trabajo.(drill pipe)

•

Criterios de estabilización de la sarta de perforación.

36

2.7.1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

La información necesaria para el proceso de diseño y selección de la sarta se puede resumir en los siguientes puntos:

•

Profundidad total.

•

Trayectoria y ángulo máximo.

•

Peso sobre barrena requerido.

•

Densidades de lodo.

•

Factores de diseño para el peso sobre barrena.

•

Factor de diseño a la tensión.

•

Máximo margen de jalón

•

Inventario de tubulares y herramientas

•

Tabla de especificaciones de tuberías.

Como se indica más adelante, algunos cálculos del diseño de sartas se basan en experiencias y condiciones esperadas durante la perforación.

Por lo tanto, es necesario estudiar los pozos de correlación para determinar variables como: posibles arrastres, posibles pegaduras por presión diferencial e hidráulica.

37

2.7.2. DETERMINAR EL DIÁMETRO DE LOS LASTRABARRENAS (DRILL COLLAR).

PETROPRODUCCIÓN

indica en su manual: Guía para diseño de sartas de

perforación: “Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial sean mínimas, la experiencia establece que el diámetro de los lastrabarrenas debe se el máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena. Esto permitirá un mejor control direccional, menor longitud del ensamble de fondo, menor probabilidad de pegaduras por presión diferencial y menor

margen de

movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las conexiones). La siguiente ecuación práctica proporciona una idea del diámetro mínimo de lastrabarrenas dMLB (plg) requerido” (3)

FORMULA Nº 1: DIAMETRO MÌNIMO DE DRILL COLLAR

dMLB =2*d eCTR-db FUENTE: PETROPRODUCCIÒN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Donde d eCTR es el diámetro exterior del cople de la Tubería de revestimiento (TR) (plg) y db es el diámetro de la barrena en pulgadas.

38

2.7.2.1.

CALCULAR LA LONGITUD DE LOS LASTRABARRENAS

Cuando el peso sobre la barrena es proporcionado únicamente por los lastrabarrenas, la longitud mínima de lastrabarrenas se calcula de la siguiente manera:

FORMULA Nº 2: FACTOR DE FLOTACIÒN

FF = 1 −

P lodo 7,856

FUENTE: PETROPRODUCCIÒN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Calcular la longitud mínima de lastrabarrenas (LLB) (m) con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 3: LONGITUD MÌNIMA DE DRILL COLLAR

LLB =

671,4 * PSB * Fd PLB * F f * Cosθ


Donde Plodo es la densidad del lodo (gr/cm³), PSB es el máximo peso requerido por la barrena en toneladas, Fd es un factor de diseño para asegurar que el punto neutro se ubique por debajo de la cima de los lastrabarrenas. Este factor de diseño varía entre 1.1 y 1.2, siendo 1.15 el valor más común. PLB es el peso de los lastrabarrenas en el aire (lbs/pie) y Ø es ángulo del pozo con respecto a la vertical en grados.

39

Cuando el peso de la barrena es proporcionado por los lastrabarrenas y por la tubería pesada, el número de lastrabarrenas debe ser el mínimo necesario para controlar la desviación del pozo.

2.7.2.2.

DETERMINAR EL CAMBIO DE DIÁMETRO ADECUADO

ENTRE SECCIONES DE LA SARTA.

En la práctica, para seleccionar los diámetros de tuberías pesada y de trabajo que minimicen los esfuerzos de transición por cambio de diámetro, se calcula la relación de rigidez RR (adimensional) entre la sección inferior y superior, dada por la siguiente ecuación. FORMULA Nº 4: RELACIÒN DE RIGIDEZ ⎛ de 4 − di 4 ⎞ ⎜ ⎟ ⎜ d ⎟ e ⎝ ⎠ sec ción inf erior RR = 4 4 ⎛ de − di ⎞ ⎜ ⎟ ⎜ d ⎟ e ⎝ ⎠ sec ción sup erior FUENTE: PETROPRODUCCIÒN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

De acuerdo con la experiencia, para perforación somera o con baja probabilidad de falla, RR debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforación en condiciones más severas o con mayor probabilidad de falla RR debe mantenerse menor de 3.5.

40

2.7.3. CALCULAR LA LONGITUD DE LA TUBERÍA PESADA.

Cuando la tubería pesada se utiliza únicamente para reducir los niveles de esfuerzo en la zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo el número de tramos de tubería pesada se selecciona de acuerdo con las condiciones de trabajo y la experiencia por la API es usar de nueve a diez tramos de tubería pesada. Por otro lado, cuando la tubería pesada se utiliza para reducir los niveles de esfuerzo en la zona de transición, entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo, y barrena, la mínima longitud pesada LTP (m) se calcula con la siguiente ecuación…

FORMULA Nº 5: RELACIÒN DE RIGIDEZ

LTP =

671,4 * PSB * Fd PLB * LLB − PTP * F f * Cosθ PTP


Donde P TP es el peso de la tubería pesada en el aire (lbs/pie).

2.7.4. DISEÑO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO

Después de calcular el diámetro y número de tramos de lastrabarrenas y de tubería pesada, se procede a diseñar la tubería pesada, en el cual se revisa las condiciones más críticas a las que será sometida la tubería y se comparan con su resistencia especificada en tablas. 41

2.7.4.1.

CALCULAR LA MÁXIMA TENSIÓN PERMISIBLE Y LA

TENSIÓN DE TRABAJO PARA CADA SECCIÓN DE TUBERÍA.

Para diseñar la tubería de trabajo bajo el criterio de la tensión, es necesario considerar los siguientes factores como se observa en la figura: a) resistencia a la tensión de la tubería RT proporcionada en tablas por el fabricante; b) factor de diseño a la tensión Fdr, el cual se establece de acuerdo con la máxima tensión permisible MTP a la que estará expuesta la tubería; c) tensión de trabajo TT, a la que estará expuesta la tubería durante operaciones normales, y d) margen de jalón MJ o tensión máxima a la que podrá someterse

la tubería, sin rebasar la máxima tensión permisible establecida por la

resistencia a la tensión de la tubería y el factor de diseño.

•

La máxima tensión permisible MTP (toneladas) se calcula con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 6: MÀXIMA TENSIÒN PERMISIBLE

M TP =

4,59 *10−4 RT FdT


Donde Rr está en libras, como normalmente se reporta en tablas, y Fdr es adimensional. Los valores típicos del factor de diseño a la tensión Fdr varían en el rango de 1.0 a 1.15. El valor de este factor se define considerando la severidad de las condiciones de 42

perforación de pozos de correlación y las condiciones o clasificación de la tubería en función de su desgaste.

Establecer el margen de jalón (MJ) (toneladas). Las prácticas operativas establecen que para seleccionar el margen de jalón es necesario considerar principalmente las siguientes variables:1) posibilidades de atropamiento, 2) posibles arrastres durante la perforación, y 3) efecto de cuñas. La primera variable se establece de acuerdo con la experiencia y las condiciones de perforación esperadas.

El arrastre se puede obtener de pozos de correlación o estimar con la siguiente ecuación empírica.

FORMULA Nº 7: MÀXIMA TENSIÒN PERMISIBLE

A sección = 4.17x 10-4 FF Psección Lsección sen Ө FUENTE: PETROPRODUCCIÒN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Donde A sección (toneladas) es el arrastre por sección, P sección (lbs/pie) es el peso en el aire del tubular de la sección.

Para estimar el arrastre total de la sarta de perforación, se calculan los arrastres de las secciones comprendidas entre la barrena y el punto de desviación (KOP), usando la ecuación (7), y se suman los mismos.

43

FIGURA Nº 8: TENSIÓN DE LA TUBERÍA

FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Adicionalmente, el efecto de cuñas resulta ser también un buen indicador para establecer el margen de jalón.

El esfuerzo de tensión Eг que se causa al aplicar las cuñas, resulta en un esfuerzo comprensivo Ec alrededor del área del tubo donde trabajan las cuñas. Este esfuerzo comprensivo reduce la resistencia a la tensión de la tubería.

La relación del esfuerzo de tensión sobre el esfuerzo comprensivo (Eг/Ec), conocida como constante de efecto de cuñas.

44

La tabla Nº 3 muestra los valores de esta constante para las tuberías más usadas en perforación, considerando longitudes de cuñas de 12 y 16 pulgadas.

Por lo tanto, el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre calculado y satisfacer la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 8: MARGEN DE JALÓN PERMISIBLE

M j > M TP [(ET / EC ) − 1]


Satisfaciendo la ecuación 8, se garantiza que la tensión de trabajo afectada por las cuñas siempre sea menor a la máxima tensión permisible, es decir:

FORMULA Nº 9: TENSIÓN DE LA TUBERÍA

TT (ET/Ec) < M TP


45

TABLA Nº 3: CONSTANTE DE EFECTO DE CUÑAS

Constante de efecto de cuñas (ET/EC) Diámetro

Longitud de las cuñas

(pulgadas)

12 (pulgadas)

18 (pulgadas)

2-3/8

1 .25

1.18

2-7/8

1.31

1.22

3-1/2

1.39

1.20

4

1.45

1.32

4-1/2

1.52

1.37

5

1.59

1.42

5-1/2

1.66

1.47

FUENTE: PETROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

En la práctica, los valores típicos del margen de jalón varían de 25 a 70 toneladas.

•

Determinar la tensión de trabajo TT (toneladas) de cada una de las secciones de tubería de trabajo.

46

La tensión de trabajo a la cual estará expuesta la

tubería en condiciones

normales es igual a la máxima tensión permisible menos el margen de jalón, y se calcula de la siguiente manera:

FIGURA Nº 10: TENSIÓN DE LA TUBERÍA TT = MTP – MJ


2.7.4.2.

CALCULAR LA MÁXIMA LONGITUD DE LAS SECCIONES DE

TUBERÍA DE TRABAJO (GRADO Y PESO).

El principio para calcular las longitudes, grados y pesos de las secciones de tubería de trabajo es mantener durante todo el proceso de perforación, y a lo largo de toda la sarta de trabajo, la tensión de la misma menor o igual a la máxima tensión permisible.

Bajo este principio, y de acuerdo con el arreglo de la sarta de trabajo seleccionado, la tubería de menor resistencia se coloca inmediatamente arriba de los lastrabarrenas o tubería pesada. La máxima longitud de esta sección de tubería de trabajo está limitada por la tensión de trabajo Tг determinada previamente, y se calcula con la siguiente ecuación:

47

FORMULA Nº 11: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO

LTT

⎛ TT ⎜⎜ F =⎝ T

⎞ ⎟⎟ − 1,49 x10 −3 PLB LLB + PTP LLP ⎠ 1,49 x10 −3 PTT ( SEC1)

(

)


Si la longitud de la primera sección no es suficiente para la profundidad total del pozo, la longitud máxima de la segunda sección se calcula con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 12: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO SECCIÒN 1

LTT ( SEC 2) =

TT ( SEC 2)−TT ( SEC1) 1,49 x10 −3 PTT ( SEC 2 ) FF


Si, adicionalmente, es necesaria una tercera sección de trabajo, la longitud de ésta se calcula con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 13: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO SECCIÒN 2

LTT ( SEC 3) =

TT ( SEC 3)−TT ( SEC 2 ) 1,49 x10 −3 PTT ( SEC 3) FF


48

Donde PTT(SEC1), PTT(SEC2) y PTT(SEC3) es el peso de la tubería de trabajo en lbs/pie de las secciones uno, dos y tres, respectivamente.

2.7.4.3.

DETERMINAR LA CAPACIDAD DE PRESIÓN INTERNA Y

COLAPSO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO.

La premisa en este punto es comparar las condiciones más críticas a las que se someterá la tubería (adicionando un factor de seguridad) contra su resistencia. Cabe mencionar que la falla de la tubería de perforación, ya sea por presión interna o de colapso, es una situación que difícilmente se da. Sin embargo, es necesario considerarla en el diseño de la sarta, por situaciones críticas que pudieran presentarse.

Presión interna. La sarta de perforación esta sujeta a una presión interna de cedencia cuando la presión interna ejercida es mayor que la presión externa. Esta diferencial de presión se puede presentar, por ejemplo, cuando se inducen presiones en la superficie para algún control de brote en el pozo o alguna operación de cementación forzada.

La condición que puede cumplirse para el diseño es:

FORMULA Nº 14: RESISTENCIA A LA PRESIÒN INTERNA Rpc > P1 Fdpc FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

49

Donde Rpc es la resistencia a la presión interna de la tubería que se va a utilizar, P1 es la máxima presión interna de trabajo esperada, y F dpl es el factor de diseño a la presión interna (adimensional).

Presión de colapso. Fallas por presión de colapso pueden presentarse cuando se realizan pruebas de formación durante la perforación usando la sarta de perforación (prueba DST, drill ítem test), o cuando se genera poca presión por el interior de la tubería, como en el caso de operaciones de perforación con aire, espuma o niebla. En este caso, la condición que debe cumplirse para el diseño por presión de colapso es:

FORMULA Nº 15: RESISTENCIA A LA PRESIÒN INTERNA R pc > P cF dpc


Donde Rpc es la resistencia a al presión de colapso de la tubería que se va a utilizar, Pc es la máxima presión de colapso de trabajo esperada, y F dpC es el factor de colapso (adimensional).

Los valores de resistencia al colapso y a la presión interna de las tuberías de perforación se encuentran en Tablas del API, así como en catálogos de fabricantes.

50

Los factores de diseño a al presión interna

F dpl y colapso F dpC

oscilan entre 1.1

y 1.15. Sin embargo 1.3 es el valor más utilizado para ambos.

2.7.5. CRITERIOS

DE

ESTABILIZACIÓN

DE

LA

SARTA

DE

PERFORACIÓN.

Como se ilustra en la figura 9, los ensambles de fondo de las sartas de perforación originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación (peso sobre barrena) y a las características

de la formación.

Durante la perforación estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinación del, pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del agujero o TR.

Por lo tanto, la manipulación de la posición y el número de estabilizadores (puntos de tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo

Los algoritmos que permiten calcular las longitudes de la barrena al punto de la tangencia (Figura 9) y las fuerzas laterales que éstos originan en la barrena, son complejos.

51

Sin embargo, los principios que gobiernan el comportamiento de un

ensamble de

fondo liso (sin estabilizadores) proporcionan las bases para determinar la posición y número de estabilizadores.

FIGURA Nº 9: CRITERIOS DE ESTABILIZACIÓN DE LA SARTA DE PERFORACIÓN.


En esta guía práctica de diseño se presentan estos principios

básicos y se resumen los

resultados de algoritmos, complementados con la experiencia, han generado reglas prácticas para estabilizar la sarta de perforación, de acuerdo con el ángulo de inclinación requerido.

52

2.7.5.1.

PRINCIPIOS DE ESTABILIZACIÓN DE APAREJOS DE FONDO.

Como se ilustra en las figuras 9 (b) y 10, cuando se aplica peso sobre la barrena PSB se originan dos fuerzas en la misma barrena: una fuerza negativa o de péndulo, causada por la gravedad, y una fuerza positiva o de pandeo, causada por el peso sobre la barrena, y la consecuente deflexión de los lastrabarrenas. La resultante de estas fuerzas laterales depende de la longitud del punto de tangencia LT (distancia de la barrena al primer punto donde el ensamble de fondo, hace contacto con las paredes del agujero o TR).

La tendencia de la barrena a incrementar el ángulo del pozo depende de la fuerza de pandeo, mientras que la tendencia a reducir el ángulo depende de la fuerza de péndulo.

Por otro lado, la tendencia a mantener el ángulo ocurre cuando ambas fuerzas se neutralizan. Finalmente, si se tiene un buen control de la longitud del punto de tangencia con la posición adecuada de los estabilizadores en el ensamble de fondo, se tendrá también un buen control del ángulo del pozo. La fuerza resultante en la barrena FB (toneladas), causada por las fuerzas de pandeo y péndulo, cuando se aplica peso sobre barrena, se puede determinar con la siguiente ecuación.

FORMULA Nº 16: FUERZA RESULTANTE EN LA BARRENA

FB = −7.45*10−4 PLB FF LT senθ +

0.0254(PSB − 7.45*10−4 PLB FF LT cosθ )l LT


53

Donde L г (m) es la longitud de la barrena al primer punto de tangencia (Figura 11) y e (pulgadas) es el claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena, calculado como sigue: FORMULA Nº 17: CLARO ENTRE EL AJUGERO Y EL DIAMETRO EXTERIOR DEL DRIL COLLAR

l = 0.5 (db –deLB) FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

FIGURA Nº 10: PRINCIPIOS DE ESTABILIZACIÓN DE APAREJOS DE FONDO


54

PETROPRODUCCIÓN

indica en su manual: Guía para diseño de sartas de

perforación: “La ecuación 16 tiene dos incógnitas: la fuerza de la barrena FB al primer punto de tangencia LT. Para calcular estas dos variables, se recomienda el siguiente procedimiento, el cual se ilustra en la figura Nº 11.

FIGURA Nº 11: PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR FB Y LT


55

1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT (m), para el peso sobre barrena PSB requerido (toneladas). De acuerdo con la experiencia, se sugiere un valor inicial de 10m. 2. Determinar, en tablas, el peso en el aire de los lastrabarrenas PLB (lbs/pie). 3. Calcular el factor de flotación FF, usando la ecuación 2. 4. Calcular la carga comprensiva de los lastra barrenas CCLB (toneladas) con la siguiente ecuación: FORMULA Nº 18: CARGA COMPRESIVA DE DRILL COLLAR

C CLB = PSB − 7,45 x10 −4 PLB FF LT (Sen θ ) FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

5. Determinar la rigidez de los lastra barrenas RLB (lbs- pg²) con la siguiente ecuación: FORMULA Nº 19: CLARO ENTRE

(

R LB = 1,424 x10 6 dlLB 4 − diLB 4

)


6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación: FORMULA Nº 20: VARIABLE u ⎛C µ = 924 LT ⎜⎜ CLB ⎝ R LB

⎞ ⎟⎟ ⎠

0,5


56

7. Calcular la función trascendental x (adimensional) con la siguiente expresión:

FORMULA Nº 21: FUNCIÒN TRACEDENTAL X

X =

3(tan µ − µ )

µ3


8. Calcular el claro entre el agujero y el diámetro exterior de los lastrabarrenas l (pulgadas) con la ecuación 17.

FORMULA Nº 22: CLARO ENTRE EL AGUJERO Y EL DIAMETRO EXTERIOR DE DRILL COLLAR

l = 0,5(db − dlLB ) FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT (m). FORMULA Nº 23: LONGITUD DE LA BARRENA AL PRIMER PUNTO DE TANGENCIA ⎡ 1,2 x10 RLB l ⎤ LT = ⎢ ⎥ ⎢⎣ PLB FF ( Senθ ) x ⎥⎦ −4

0 , 25


57

10. Si el valor de LT, calculado en el paso 9, es diferente del supuesto en el paso 1, calcular un promedio de ambos valores con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 24: PROMEDIO DE LONGITUDES DEL PUNTO DE TANGENCIA

LT =

LT ( PASO1) + LT ( PASO 2 ) 2


11. Tomar el valor de LT, calculado en el paso 10, como el nuevo valor

de

supuesto, y repetir los cálculos hasta que el valor de LT calculado en el paso 9 sea aproximadamente igual al supuesto.

12. Calcular la fuerza resultante en la barrena FB en toneladas con la ecuación 16.

Este proceso de cálculo nos permite determinar la longitud de la barrena al primer punto de tangencia y la fuerza resultante en la barrena. Si la fuerza resultante es positiva, el ángulo se incrementa; si es negativa, el ángulo se reduce; y si es cero, el ángulo se mantiene. ” (10). Como se ilustra esquemáticamente en la Figura Nº 12, una vez determinada la fuerza resultante y la longitud del punto de tangencia, la colocación de un estabilizador a este nivel cambiará la posición de un subsecuente punto de tangencia hacia una posición superior, así como las respectivas fuerzas laterales que actúan en la barrena.

58

Bajo este principio, puede obtenerse el número y posición de estabilizadores para incrementar, reducir o mantener el ángulo del pozo.

FIGURA Nº 12: COLOCACIÓN DEL ESTABILIZADOR EN EL PUNTO DE TANGENCIA


2.8.

REGLAS

PRÁCTICAS

PARA

ESTABILIZAR

LA

SARTA

DE

PERFORACIÓN.

Como resultado de modelos complejos (3D), que consideran fuerzas de inclinación y direccional en la barrena, curvatura del agujero y componentes del ensamblaje de fondo, rotación de la sarta y puntos de tangencia entre barrena y estabilizadores, a continuación se presentan algunas reglas prácticas para determinar el número y posición de los estabilizadores.

59

•

Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación. Figura Nº 13 muestra los arreglos de ensamble de fondo comúnmente usados para incrementar el ángulo de inclinación.

Un ensamble de fondo típico para incrementar el ángulo del pozo cuenta con un porta barrena estabilizador o un estabilizador a 1 ó 1.5 m de la barrena. Este estabilizador, originado por el peso sobre la barrena, se convierta en una fuerza lateral de pandeo, la cual tiende a incrementar el ángulo.

FIGURA Nº 13: (BHAs) PARA INCREMENTAR ÁNGULO DE INCLINACIÓN


Como se ilustra en la figura 13, la mejor respuesta para incrementar el ángulo del pozo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Esto ocurre porque la separación entre los dos primeros estabilizadores (27m) permite la flexión de los lastrabarrenas 60

(punto de contacto o de tangencia entre estabilizadores) incrementando la fuerza lateral de pandeo.

En agujeros con inclinaciones mayores de 8 grados el arreglo de fondo número 4 proporciona mayor fuerza de pandeo o mayor respuesta para incrementar el ángulo que los arreglos 5 y 6. Sin embargo, para agujeros con inclinaciones mayores de 8 grados la mayor respuesta para incrementar el ángulo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Estos tres arreglos de ensamble de fondo (4,5 y 6) permiten incrementar de ángulo entre 2 y 5º/30m.

Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos de ángulo medianos (1y 3º/30m). Por otro lado, el arreglo 1 es utilizado para generar moderados incrementos de ángulo, de tal manera que, en ocasiones, este se puede utilizar para mantener el ángulo del pozo.

En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para incrementar el ángulo de inclinación, el aumento del peso sobre la barrena, dependiendo del diámetro del lastrabarrenas, aumenta el ritmo de incremento de ángulo.

A menor diámetro de lastrabarrenas, relativo al diámetro del agujero, mayor será este ritmo de incremento debido que hay más espacio para la flexión o pandeo del lastrabarrenas, efecto que causa el incremento de la fuerza lateral de pandeo. Adicionalmente, cuando la inclinación del agujero aumenta, estos arreglos tienden a mejorar su respuesta a incrementar el ángulo del pozo, debido a que,

61

por gravedad, los lastrabarrenas tienden a pegarse a la parte baja de las paredes del agujero. Por lo tanto, es necesaria menor flexión del lastrabarrenas para lograr puntos de contacto y aumentar las fuerzas laterales de pandeo. •

Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación. La figura 14 muestra los ensambles de fondo comúnmente usados para reducir el ángulo de inclinación.

A este tipo de arreglos se les conoce como arreglos tipo péndulo, ejercida por la gravedad, es superior a la fuerza de pandeo. Como se muestra en la figura 14, este efecto de péndulo se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la barrena e instalando el primer estabilizador antes del primer punto de tangencia para evitar con esto los efectos de flexión en los lastrabarrenas que generan las fuerzas laterales de pandeo.

FIGURA Nº 14: (BHAs) PARA TUMBAR ÁNGULO DE INCLINACIÓN


62

Como se indica en la figura 14, los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta para reducir el ángulo de inclinación del pozo. En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para reducir o tumbar ángulo el ángulo de inclinación, cuando la inclinación es alta, el número de puntos de contacto entre la barrena y el primer estabilizador se incrementa causando una reducción en la fuerza de péndulo, y por lo tanto, una menor respuesta a reducir el ángulo del pozo. Luego entonces, la distancia de la barrena al primer estabilizador debe reducirse, como se indica en los arreglos 1 al 4.

Estos arreglos tipo péndulo son raramente usados para perforación direccional. En general, son más utilizados para controlar la desviación del pozo. •

Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación. Estos ensambles de fondo son conocidos como sartas empacadas. La figura 15 muestra las sartas empacadas comúnmente empleadas para mantener el ángulo de inclinación.

Como se puede observar, en estos arreglos los estabilizadores se colocan de tal manera que las fuerzas laterales de pandeo y de péndulo se neutralicen. Este efecto generalmente se logra colocando dos estabilizadores cerca de la barrena.

El primero inmediatamente arriba de la barrena y el segundo a una longitud menor o igual a seis metros (6m).

63

Como se indica en la figura 15, los ensambles de fondo empacados, en realidad tienen la función de incrementar o reducir paulatinamente el ángulo de inclinación del pozo, evitando un cambio repentino de ángulo. Una característica de estos ensambles de fondo es que la variación de las fuerzas laterales de pandeo y péndulo con cambios de peso sobre barrena deben ser nulos.

Los arreglos 1 y 2, en la figura 15, tienen la característica de mantener el ángulo de incremento. Por otro lado, los arreglos 4 y 5 tienen la tendencia a mantener la reducción del ángulo del pozo. El arreglo número 3, para ángulos de inclinación menores a 10 grados, mantiene el incremento de ángulo, mientras que ha inclinaciones mayores de 10 grados mantiene la reducción de ángulo.

FIGURA Nº 15: (BHAs) PARA MANTENER ÁNGULO


64

2.9.

NOMENCLATURA

CCLB = Carga comprensiva de los lastrabarrenas (ton) dMLB

= Diámetro mínimo de lastrabarrenas (pg)

deCTR = Diámetro exterior del cople de la TR en (pg) de

= Diámetro exterior de tubería (pg)

di

= Diámetro interior de tubería (pg)

db

= Diámetro de la barrena (in)

D

= Profundidad (m)

ET

= Esfuerzo de tensión (lb/pg2)

Ec

= Esfuerzo comprensivo (lb/pg2)

FB

= Fuerza Resultante en la barrena FB (ton)

Fd

= Factor de diseño (adimensional)

Fdpl

= Factor de diseño por presión interna (adimensional)

FdpC

= Factor de diseño a la presión de colapso (adimensional)

FdT

= Factor de diseño a la tensión (adimensional)

FF

= Factor de flotación (adimensional)

LLB

= Longitud mínima de lastrabarrenas (m)

LTP

= Mínima longitud de tubería pesada (m)

LTT

= Máxima longitud de una sección de tubería de trabajo (m)

LT

= Longitud de la barrena al primer punto de tangencia (m)

ℓ

= Claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena (pg)

MTP

= Máxima tensión permisible (ton)

MJ

= Margen de jalón (ton)

65

plp

= Presión interna de diseño (lb/pg²)

pl

= Presión interna (lb/pg²)

pCD

= Presión de colapso de diseño (lb/pg²)

pC

= Presión de colapso, (lb/pg²)

PSB

= Peso requerido por la barrena (ton)

PLB

= Peso de los lastrabarrenas en el aire (lb/pg²)

PTP

= Peso de la tubería pesada en el aire (lb/pg²)

RR

= Relación de rigidez (adimensional)

RLB

= Rigidez de los lastrabarrenas (lb/pg²)

RT

= Resistencia a la tensión de la tubería (ton)

TT

= Determinar la tensión de trabajo

u

= Variable (adimensional)

X

= Función trascendental (adimensional)

Letras Griegas P lodo = Densidad del lodo (gr/cm³) θ

= Ángulo del pozo con respecto a la vertical (grados).

66

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS

PARA

REALIZAR

UNA

PERFORACIÓN

HORIZONTAL

3.1.

BARRENAS

3.1.1. INTRODUCCIÓN Es la herramienta clave para el ingeniero de perforación: su correcta selección y las condiciones óptimas son las dos premisas esenciales para lograr éxito en el proceso.

3.1.2. DEFINICIÓN Barrena es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotatoria.

3.2.

TIPOS DE BARRENAS

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas de perforación: “Los diferentes tipos de barrenas dependen del tipo de formación que perforará la barrera. Por ejemplo, las barrenas para formaciones blandas, que requieren poco peso, tienen los cojinetes más pequeños, menor espesor de conos y la sección de las patas más delgadas que el de las barrenas para formaciones duras. 67

Eso permite mas espacio para dientes largos. Las barrenas para formaciones duras, que deben perforar bajo grandes pesos, tienen elementos de corte más robustos, cojinetes más grandes y cuerpos más vigorosos.

Los tipos de barrenas mas utilizados para la perforación de pozos petroleros, así como el empleo de barrenas para operaciones especiales, se clasifican genéricamente de la siguiente manera”(5-6).

3.2.1. BARRENAS TRICÓNICAS ¾ Partes de las barrenas tricónicas ¾ Aplicaciones de las barrenas tricónicas FIGURA Nº 16: BARRENAS TRICÓNICAS

FUENTE: BAKER CHISTENSEN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

68

3.2.1.1.

PARTES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

Estas barrenas tienen tres elementos: los cortadores (o sea los conos), los cojinetes y el cuerpo. FIGURA Nº 17: PARTES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

FUENTE: REEDHYCALOG A GRANT PRIDECO COMPANY ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

•

LOS CORTADORES

GRANT PRIDECO indica en su manual: Operación de mechas PDC sección IX: “Los elementos cortadores de las mechas tricónicas son hileras circunferenciales de dientes que sobresalen en cada cono y que entrelazan con las hileras de dientes de los conos adyacentes. Estos se maquinan a partir de forjas de acero o se prefabrican de material más duro de carburo de tungsteno. Los dientes pueden ser de gran variedad de formas y 69

tamaños, según sea la aplicación a la cual se destine la barrena. Su función es la de moler y/o excavar la roca a medida que gira la mecha. La acción de moler se debe al alto peso que se aplica sobre la barrena y que hace penetrar los dientes en la formación a medida que giran los conos de la mecha. Las fuerzas predominantes hacen que los conos giren alrededor de un eje que no sea el suyo propio, o sea alrededor del eje geométrico de rotación, ocasionalmente los conos de la mecha resbalan o arrastran en el fondo del pozo generando así un mecanismo de corte por arrastre, el cual se suma al efecto moler.

•

LOS COJINETES

Los cojinetes le permiten a los conos girar alrededor del cuerpo de la mecha, son sellados y lubricados para asegurar su más larga duración efectiva bajo condiciones adversas pozo abajo. Los elementos de los cojinetes reciben la carga uniformemente, cosa que permite usar altas velocidades de rotación y aplicar altos pesos sobre la mecha. Dentro del cuerpo de la mecha hay un depósito sellado de grasa, desde el cual se lubrican los cojinetes.

•

EL CUERPO DE LA BARRENA

Al cuerpo de la mecha (de acero, de tres forjas separadas), se le puede poner un revestimiento más resistente a la erosión. En el extremo de la mecha está la espiga de 70

norma API para conectarla con la sarta de perforación. el cuerpo tiene también boquillas situadas entre cono y cono, las cuales descargan el lodo de perforación que limpia y enfría la barrena”(1).

3.2.1.2.

APLICACIONES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

En muchos casos, las mechas tricónicas y las de PDC se pueden usar en las mismas aplicaciones especialmente las de tamaño más grande tipo de dientes fresados, para perforar con motor pozo abajo, así como las barrenas e insertos y de alta velocidad.

Generalmente, las barrenas de conos de rodillos perforan más lentamente que las de PDC y duran menos. Sin embargo, su costo es más bajo que el de las de PDC.

La decisión acerca del tipo de barrena que debe usarse frecuentemente se hace a base del análisis del costo por pie de perforación, tal como se produce para comparar una mecha de PDC con otra.

Los factores de aplicación tendientes a favorecer el uso de barrenas de conos de rodillos por sobre las de PDC son:

71

•

Pozos exploratorios

En los que no hay suficiente información para determinar si las formaciones por perforarse son demasiado duras para mechas de PDC. Otro factor que las hace preferibles a las de PDC en este tipo de pozos es el tamaño de los recortes (ripio).

A veces los geólogos prefieren que no se usen mechas de PDC en formaciones potencialmente productoras porque las partículas del ripio suelen ser mucho más pequeñas de las que generan las de conos de rodillos.

•

Situaciones de alto riesgo

En las que se corre el peligro de que se dañe la barrena (por ejemplo, cuando se perforan a través de equipo de cementación que puede contener piezas de metal).

•

Áreas de bajo costo de perforación

Donde el costo del tiempo que se ahorra perforando con barrenas más rápidas de PDC no es suficiente para justificar su alto costo.

72

3.2.2. BARRENAS DE CORTADORES FIJOS

Introducción de las barrenas de cortadores fijos

Barrenas de diamante natural

Barrenas de diamante policristalino térmicamente estable (TSP) thermally Stable polycristaline

Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC) = Polycristaline Diamond Compact.

3.2.2.1.

INTRODUCCIÓN DE LAS BARRENAS DE CORTADORES

FIJOS.

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de perforación: “Las barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de las tricónicas, carecen de partes móviles. El material usado para su construcción, además de los diamantes, pueden variar según el tipo de las barrenas y de las características de los fabricantes. Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos.

Estas barrenas de diamante son fabricadas con diamante natural o sintético, según el tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad térmica del

73

diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones duras o semiduras y en algunos tipos de barrenas, hasta formaciones suaves.

Por lo general mientras más dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante que se debe usar en la barrena.

3.2.2.2.

BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL FIGURA Nº 18: BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL

FUENTE: BAKER CHRISTENSEN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Las barrenas de diamante natural, tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero. El tipo de cortadores es de diamante natural incrustado en el cuerpo de la barrenas, con diferentes densidades y diseños como se clasifican en el código IADC”(8-11).

74

El uso de estas barrenas es de limitado en la actualidad salvo en casos especiales para perforar formaciones muy duras, y cortar núcleos de formación con coronas de diamante natural; otro uso práctico es la aplicación de barrenas desviadoras (Sidetrack), para desviar pozos en formaciones muy duras y abrasivas ver figura Nº 19

FIGURA Nº 19: BARRENAS DE SIDETRACK


El diamante natural es una formación cristalina y pura de carbón con una estructura cúbica de cristal. Es el material mas duro hasta ahora conocido

75

3.2.2.3.

BARRENAS DE DIAMANTE TERMICAMENTE ESTABLE (TSP)

El diseño de las barrenas de diamante térmicamente estable (TSP), al igual que las de diamante natural es de un solo cuerpo sin partes móviles. Son usadas para perforación de rocas duras como caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras. Son un poco más usadas para la perforación convencional que las barrenas de diamante natural. (Figura Nº 20).

FIGURA Nº 20: BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL


El uso de las barrenas TSP también es restringido por que, al igual que las de diamante natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica.

76

Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con la formación y, además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación por la rotación de las sartas, aunque en la actualidad se pueden usar con motores de fondo.

Estas barrenas también tienen aplicación para cortar núcleos y desviar pozos cuando así lo amerite el tipo de formación.

3.2.2.4.

BARRENAS

DE

COMPACTO

DE

DIAMANTE

POLICRISTALINO (PDC)

FIGURA Nº 21: BARRENAS DE COMPACTO DE DIAMANTE POLICRISTALINO (PDC)


77

Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas.

El mecanismo de corte de las barrenas PDC es por arrastre. Por su diseño hidráulico y el de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, por los buenos resultados en la perforación rotatoria, este tipo de barrena es la más usada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros.

Estas barrenas pueden ser rotadas a altas velocidades, utilizadas con turbinas o motores de fondo, con diferentes pesos sobre barrena, tienen alta resistencia, así como fácil manejo según las condiciones hidráulicas.

3.2.2.4.1.

ELEMENTOS DE LAS BARRENAS PDC

•

CONOS

GRANT PRIDECO indica en su manual: Diseño de Mechas PDC sección V: Los conos le imparten estabilidad a la barrena cuando ésta perfora porque, generalmente, las fuerzas generadas por los compactos de diamantes policristalinos (PDC) la hacen girar 78

alrededor de su eje central. El resultante cono central de roca contribuye aún más al efecto estabilizador, ya que evita que la barrena se desvíe del eje central.

Los conos tienen menos concentración de cortadores de PDC que el resto de la cara de la mecha, ya que el cono de roca no queda confinado y es más fácil de remover. Hacia el centro, además, se remueve menos roca por cada revolución de la mecha” (1-2).

•

TROMPA

La nariz de la barrena es la porción de la cara más distante de la espiga. Es, pues, la primera parte de la barrena que encuentra los cambios de las formaciones cuando se perforan pozos verticales o casi verticales. Por eso, lo deseable es que la trompa tenga muchos cortadores, a fin de evitar las sobrecargas en las zonas de transición de formaciones blandas a más duras.

•

FLANCO

El flanco de la barrena es la sección situada entre la nariz y el calibre. Proporciona cierto grado de estabilidad y su longitud suele depender de la concentración necesaria de cortadores. Las barrenas diseñadas para aplicaciones difíciles que requieren gran número de cortadores, generalmente tienen flancos más largos que las destinadas a perforar formaciones blandas.

79

Sin embargo, una alternativa que permite aumentar el número de cortadores sin alargar el flanco consiste en aumentar el número de aletas.

•

REGION DEL DIÁMETRO EXTERIOR (ODR)

El ODR es la parte de la barrena en la que el radio del extremo del flanco conduce al calibre (diámetro exterior máximo). Esta zona es muy importante, especialmente en aplicaciones de alta velocidad de rotación con motor o turbina pozo abajo. Una secuencia lógica para la selección adecuada de una barrena PDC contempla los siguientes pasos:

•

Obtener información de los pozos prospecto: identificar el objetivo del pozo, diámetro del agujero, datos del intervalo a perforar, tipo de formación, contacto geológico, litología, condiciones y requerimientos especiales del pozo, determinación de restricciones e indicaciones de la perforación.

•

Seleccionar la estructura del corte, cuerpo y perfil de la barrena: identificar el tipo, tamaño, densidad, distribución e inclinación de los cortadores.

80

•

Elaborar análisis económicos: identificar la ganancia o ahorro esperado con el uso de este tipo de barrenas con base en el costo por metro y la rentabilidad económica, entre otros.

•

Seleccionar el diseño hidráulico: identificar la hidráulica óptima para perforar, así como el tipo de fluido de control usado, con base en la limpieza de los recortes y el enfriamiento de la barrena.

FIGURA Nº 22: ELEMENTOS DE LAS BARRENAS PDC

FUENTE: REEDHYCALOG A GRANT PRIDECO COMPANY ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

81

3.2.3. BARRENAS ESPECIALES

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “Las barrenas de chorro desviadoras a veces se emplean en la perforación direccional de formaciones blandas durante operaciones de desviación del agujero. La tubería de perforación y la barrena especial son bajadas dentro del agujero; y el chorro grande es apuntado de modo que, cuando se aplica presión a las bombas, el chorro deslava el lado del agujero en una dirección específica.

Una barrena considerada para trabajar en condiciones especiales es la barrena para perforar con aire. Las barrenas de chorro de aire están diseñadas para las perforaciones con aire, gas o neblina, como medio de circulación. Estas barrenas están provistas de conductos para circular parte del aire, gas o neblina a través de los cojinetes no sellados, con el fin de enfriarlos y mantenerlos limpios. Los filtros de tela metálica colocados sobre la abertura de la entrada de aire evitan que los ripios u otras materias extrañas obstruyan los cojinetes.

Además, existen otros tipos de barrenas especiales que, como su clasificación lo indica, se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto, no se considera su análisis económico comparativo para su aplicación directa. Entre estas se pueden mencionar las barrenas ampliadoras, las barrenas para cortar tuberías de revestimiento, barrenas para perforar diámetros demasiado grandes o pequeños, con aplicación de tubería flexible, etc”(12). 82

3.3.

SELECCIÓN DE BARRENAS

3.3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS

•

Rendimiento

•

Direccional.

•

Economía.

•

Fluidos de perforación.

•

Energía Hidráulica

•

Pozos Profundos

•

Aplicaciones con Motores

•

Tipo de roca

3.3.2. SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información sobre las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe una gran variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades de las rocas. Los registros necesarios son:

83

•

Registro de Neutrones

•

Registros de Rayos Gama

•

Registro Sonico

•

Registro de Densidad

3.3.3. SELECCIÓN EN FUNCIÓN DE LA FORMACIÓN QUE SE VA A PERFORAR

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “La primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una barrena en una aplicación especifica a realizar la completa descripción de las formaciones que se han de perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar algunos indicativos sobre el tipo de barrena que se debe seleccionar en intervalos determinados.

Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión relativamente baja, es posible que la barrena no genere recortes fácilmente. En estas situaciones cuando se perfora con barrenas PDC se recomienda cortadores grandes.

Las barrenas

PDC se desarrollaron primordialmente par perforar formaciones

sedimentarías blandas a medianas que antes se perforaban con barrenas de dientes fresados y con barrenas con inserto de carburo de tungsteno. En estas formaciones 84

blandas, las barrenas PDC, han logrado ritmos de penetración hasta tres veces mas altos que con barrenas de rodillos.

La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden decreciente de dificultad para perforarlas. Las formaciones que se consideran aptas para perforarse con barrenas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se pueden usar para perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporizas (tipos 9, 10 y 11). Las formaciones de tipo 12 o de números más altos aun no se pueden perforar con barrenas PDC. 1. Arcilla 2. Barro compacto ( mudstone) 3. Marla 4. Evaporita 5. Yeso 6. Lutita 7. Limo 8. Arenisca 9. Anhidrita 10. Caliza 11. Dolomita 12. Conglomerado

85

13. Horsteno 14. Rocas volcánicas”(36).

3.4.

FACTORES QUE AFECTAN EL DESGASTE DE LAS BARRENAS

Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se pueden dividir en: geológicos, operativos de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetros pueden obviarse; pero el primero debe ser bien estudiado antes de definir el tipo de barrena que se va utilizar. Esto permitirá minimizar el desgaste y determinar su rendimiento de operación sobre las formaciones que se van a perforar.

•

FACTORES GEOLOGICOS

El factor más importante para la selección y operación de una barrena es el conocimiento de geología del sitio que se va a perforar; es decir las propiedades físicas de la formación, entre las que se pueden mencionar: •

Abrasividad

•

Resistencia a la Comprensión

•

Pegajosidad

•

Elasticidad

86

•

FACTORES OPERATIVOS

Estos factores deben ser diseñados de acuerdo con la geología por atravesar y con la geometría del aguajero. Pero ser modificadores en el campo en función del desempeño.

A continuación se mencionan los principales factores

operativos así como las

consecuencias inherentes a una inadecuada selección.

•

•

Peso sobre barrera (WOB)

•

Velocidad de Rotación

•

Limpieza en el fondo del pozo

FACTORES POR MANEJO – TRANSPORTE

Sin importar el tipo de barrena, de conos o de diamante, debe tratarse bajo ciertos cuidados, se debe remover de su embalaje y colocarse sobre madera o alguna alfombra de caucho, nunca se debe rodar una barrena sobre la cubierta metálica del piso de perforación porque en el caso de las barrenas de diamante los cortadores son muy frágiles y pueden astillarse fácilmente.

Si la barrena se deja caer por descuido y se rompen algunos dientes o cortadores es posible que se acorte drásticamente su duración”(38).

87

3.5.

DETERMINACIÓN DEL COSTO POR PIE (ASPECTO ECONÓMICO)

GRANT PRIDECO indica en su manual: Aplicaciones de Mechas PDC sección VIII: “Aunque representan apenas una fracción del costo total del equipo, las barrenas pueden ser uno de los elementos más críticos para calcular el aspecto económico de la perforación. El método aceptado para evaluar el rendimiento económico de una barrena consiste en calcular el costo por pie de perforación. Puesto que la barrena de PDC es mucho más cara que la de rodillos cónicos, la de PCD debe justificar su costo más alto, ya sea perforando más rápidamente y/o perforando más pies. FORMULA Nº 25: COSTO POR PIE DE PERFORACIÓN

C=

R(T + D) + B F


De donde: C = Costo por pie de perforación (US $ / pie) R= Costo de operación del equipo de perforación (UD $ /hora) T= Tiempo de viaje de la sarta de perforación (horas) D= Tiempo de viaje de la sarta de perforación (horas) B= Costo de la mecha (US $) F= No de pies perforados con la mecha”(1). 88

3.6.

PROCEDIMIENTO PARA USAR BARRENAS PDC

•

PREPARACIÓN DEL POZO

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “Los preparativos para usar una mecha de PDC comienzan observando la mecha que se uso previamente en el pozo. Si la mecha usada solo tiene unos pocos cortadores o insertos dañados o faltantes, eso nos indica que no haya problemas, ya que lo más probable es que se hayan lavado durante la limpieza del pozo. Si el daño es más grave, o si el diámetro exterior (calibre) de la barrena se ha reducido notablemente, el pozo se debe acondicionar con barrena tricónica.

•

INTRODUCCIÓN DE LA SARTA

Sumo cuidado debe observarse al introducir la sarta en el pozo, desde el momento que la barrena pasa por la mesa rotatoria hasta que llega al fondo del pozo. Las mechas de PDC son enterizas y por eso son menos flexibles que las de conos de rodillos. En los trechos angostos del pozo, la sarta se debe bajar lentamente para evitar que los resaltos de la roza dañen los cortadores del calibre. Tenga cuidado, igualmente, cuando la sarta pase a través de desviadores, preceptores de reventón, cabezales de pozo y zapatas de tubería revestidota.

89

•

EMPEZAR A PERFORAR

Para establecer el patrón de corte, la mecha nueva de PDC se debe apoyar suavemente el fondo de pozo. Si después de unos minutos la mecha no perfora, aumenta el peso hasta que lo haga. El mismo peso se debe mantener hasta que la mecha haya perforado un trecho por lo menos igual a su longitud. Seguidamente puede aumentarse el peso (hasta el valor máximo recomendado) fin de lograr el régimen deseado de penetración, es muy importante no aumentar el peso demasiado a prisa para evitar que estos cortadores se sobrecarguen y fallen”(1-2).

3.7.

PROBLEMAS COMUNES DE LA BARRENA AL NO PERFORAR

Varias son las situaciones que requieren sacar la barrena del pozo, aunque no sea para cambiarla inmediatamente.

•

Boquillas Taponadas

GRANT PRIDECO indica en su manual: Operaciones de Mechas PDC sección IX: “El repentino aumento de presión del tubo vertical (standpipe) y de las bombas del lodo durante la perforación se debe ocasionalmente al bloqueo de una boquilla de la mecha. Siempre que eso no ocasione otro problema y que la mecha siga perforando sin que

90

varíe su régimen de penetración bajo los mismos parámetros, anote el incidente pero siga perforando.

Si más de una boquilla se tapa, el problema suele ser más serio y tal vez sea necesario sacar la mecha para limpiar. Antes de sacar la sarta, levántela ligeramente del fondo y siga circulando al máximo durante unos 5 minutos.

Seguidamente suba la Top Drive y luego déjela bajar rápidamente para destapar las boquillas.

•

Embolamiento de la Barrena

Las mechas se embolan generalmente cuando se perforan formaciones blandas y pegajosas (hidratarlas) con lodo de base de agua. Algunas formaciones, tales como ciertas lutitas, reaccionan con el agua que contienen el lodo se hinchan considerablemente y se tornan pegajosas.

Los recortes (ripio) resultantes de la perforación de las formaciones hidratables se adhieren a la barrena y acaban por tapar completamente todos los orificios de descarga del fluido de perforación e incluso llegan a cubrir los cortadores PDC, inutilizando temporalmente la mecha.

91

Este fenómeno suele caracterizarse generalmente por la disminución de la torción de rotación, la baja del régimen de penetración y frecuentemente el aumento de presión del tubo vertical (standpipe). A veces es posible limpiar (destapar) la mecha circulando el lodo a regimenes altos con el fin de “sacudir” los ripios que se pegaron.

Desafortunadamente, estos incidentes tienden a repetirse. Una alternativa para mantener limpia la barrena consiste en reducir el régimen de penetración para que la barrena genere menos ripio (recortes) en un tiempo dado de perforación y reducir de ese modo el riesgo de que se obstruya. Si tal alternativa reduce el promedio del régimen de penetración a un nivel inaceptable es necesario sacar la mecha. En aplicaciones como ésta, lo probable es que se requiera una barrena especial, específicamente diseñada para perforar en esas condiciones.

•

Perforaciones de Formaciones Duras

Cuando la mecha encuentra una formación más dura, la velocidad de rotación se debe reducir substancialmente pero manteniendo adecuado peso sobre la mecha para que ésta permanezca estable y evitar el “bit whirl” (efecto de remolino).

Una vez establecido el adecuado patrón de corte en el intervalo de roca dura, optimice el peso sobre la barrena y la velocidad rotatoria para aumentar el régimen de penetración.

92

•

Pérdida(s) de Boquillas(s)

La disminución de repente de la presión de bombeo, seguida por pequeña pero continua disminución indica que la erosión ha ocasionado la pérdida de por lo menos una boquilla.

Suponiendo que no haya problemas en las bombas y demás equipo de la superficie relacionados con ellas, la mecha se tiene que sacar del pozo. Nunca trate de reparar una barrena de PDC en el sitio de obra.

•

Desgaste de los Cortadores

A la larga, los cortadores de PDC se desgastan. El desgaste, principalmente alrededor del radio de las boquillas, se detecta cuando bajan el régimen de penetración y la torsión en el fondo del pozo, a tiempo que aumenta la presión del tubo vertical (standpipe).

El aumento de presión se debe al contacto de la cara de la barrena con la formación, con la consiguiente restricción del fluido de perforación.

93

3.8.

MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM)

La perforación direccional con un motor de desplazamiento positivo se logra en dos modos: por rotación y deslizamiento; mientras que para el sistema powerdrive se logra con rotación.

•

ROTACIÓN

En el modo de rotación, la totalidad de la sarta de perforación rota, como ocurre en la perforación rotativa convencional y tiende a perforar hacia delante. Para iniciar un cambio en la dirección del hoyo, la rotación es detenida en una posición tal, que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria deseada.

•

DESLIZAMIENTO

Este modo, llamado de deslizamiento se refiere al hecho que la porción de la sarta de perforación que no realiza un movimiento rotativo, se desliza por detrás del conjunto direccional. Si bien esta tecnología a resultado en forma extraordinaria, se requiere una extrema precisión para orientar correctamente la sección curva del motor debido a la elasticidad torciónal de la columna de perforación, que se comporta como un espiral y se retuerce hasta tal punto que es difícil orientarlo. 94

Las variaciones litológicas y otros parámetros también influyen en la posibilidad de lograr la trayectoria de perforación planeada.

Quizás el mayor problema que se presenta en la perforación por deslizamiento es la tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos.

Durante los periodos

de perforación

por deslizamiento la tubería de perforación se

apoya sobre el lado inferior del hoyo, lo cual produce velocidades de flujo alrededor de la tubería despareja. Por otra parte la falta de rotación de las tuberías disminuye la capacidad del fluido de perforación de remover los recortes, de manera que se puede formar un colchón de recortes en el lado inferior del hoyo

La perforación en el modo de deslizamiento disminuye la potencia posible para hacer girar a la barrena, lo cual, sumado a la fricción de deslizamiento, reduce la rata de penetración (ROP).

Las fuerzas de fricción se acumulan hasta tal punto que el peso axial resulta insuficiente para hacer frente al arrastre de los drill pipe contra el hoyo haciendo imposible continuar a perforación.

Por último, la perforación por deslizamiento presenta diversas ineficiencias poco deseables. Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación durante la 95

perforación con herramientas direccionales, es probable que se obtenga una trayectoria más tortuosa en dirección al objetivo.

SCHLUMBERGER indica en su manual: Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa Direccional: “Las numerosas patas de perro en el hoyo aumentan la tortuosidad del mismo produciendo de esta manera en la etapa de producción que se acumule agua en los puntos bajos y gas en los puntos altos(24).

FIGURA Nº 23: PROBEMA AL PERFORAR DESLIZANDO


3.8.1. PRINCIPIOS GENERALES DE OPERACIÓN

La operación de los motores SPERRY DRILL normalmente son en reversa a las aplicaciones de una bomba principal. El fluido de circulación presurizado es bombeado entre la cavidad axial formada entre un lóbulo metálico helicoidal del rotor y un lóbulo elastomerico helicoidal del estator. 96

La fuerza del fluido de circulación bombeado entre la cavidad formada entre el rotor y el estator causa que rotor gire dentro del estator.

La acción del rotor y estator convierte la energía hidráulica de la circulación de fluido a energía mecánica (rotación) la misma que es transferida a la barrena de perforación.

La modificación del número de lóbulos y la geometría en el diseño de las etapas provee una gran variedad de motores que se acomodan a diferentes requerimientos durante las operaciones de perforación. Los motores de SPERRY DRILL están disponibles en varios diámetros exteriores desde 1 ¾” a 11 ¼”.

FIGURA Nº 24: NÚMERO DE LOBULOS EN EL ESTATOR Y ROTOR


97

Cuando el fluido (lodo de perforación) es bombeado en el motor, el rotor es forzado a girar, al paso del flujo del fluido. Los parámetros entre los cuales se incluye la velocidad de flujo, las rpm de la broca y el torque, están controlados por la relación de los lóbulos rotor/lóbulos estator.

Cuando el rotor es insertado en el estator, el flujo es creado debido a que el rotor tiene un lóbulo menos que el estator.

El fluido es forzado a fluir a través de las cavidades helicoidales que existen entre el rotor y el estator, lo cual genera el movimiento del rotor. La sección de transmisión emite la velocidad y el torque producido por el rotor y estator hacia un eje, que se encuentra conectado a la broca.

3.8.2. PARTES DE MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM).

Los principios de operación de los Motores de Fondo sean estos hidráulicos, de desplazamiento positivo, constan de las siguientes partes básicas: •

Válvula de ingreso al Ensamble (Dump Sub)

•

Sección de Poder (Power Unit Section)

•

Unidad de transmisión (Unit Transmisión)

•

Sección de ensamble de rulimanes (Bearing section asembly).

98

FIGURA Nº 25: PARTES DEL MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM)


99

•

DUMP SUB

La geometría del rotor/estator restringe el flujo de fluidos en la power unit y entre la sarta de perforación y el anular durante las operaciones viaje. Un dump sub puede ser incorporado arriba de la power unit en el ensamblaje del motor para permitir que la sarta se vacié completamente durante el viaje hacia arriba del hueco o pozo. La dump sub también permite bajas ratas de circulación si es requerido.

La dump sub contiene una válvula de fluidos (fluid port) que permite el flujo de fluidos entre la sarta de perforación y el anular. El motor puede ser corrido con la dump sub si en la circulación de fluido hay un alto contenido de sólidos.

La dump sub es un pistón deslizante, todas sus partes son manufacturadas de una alta calidad para asegurar la eficiencia y la rentabilidad de la misma.

La válvula se mantiene abierta hasta la acción de la presión de la circulación del fluido; en el pistón tienen un resorte que no se dobla fácilmente (spring stiffness) el cual causa que el pistón se mueva, cerrando los ports del anular.

Cuando se para la circulación la fuerza del spring mueve atrás quedando este en la posición original y abriendo los pots del anular. Los ports son filtros con huecos muy

100

finos que sirven para prevenir que la válvula se cargue de solidos en la circulación del fluido.

Las dumps subs están disponibles en todos los tamaños, sus conexiones son especificaciones API. Un bent sub puede ser posicionado entre el dump sub y la power unit para incrementar el ángulo en la barrena. FIGURA Nº 26: DUMP SUB


101

•

POWER UNIT

El diseño de motor tiene un par de rotor/estator que convierte la energía hidráulica de la circulación del fluido presurizado a energía mecánica.

Una ventaja del diseño de la power unit es que se puede acomodar a varios fluidos de circulación, incluyendo lodos de base petróleo, lodos de base agua, aire para lograr los requerimientos durante operación de perforación.

El rotor y estator son diseñados de lóbulos. Ambos lóbulos del rotor y estator son similares, teniendo el rotor un lóbulo menos que el estator.

La power units puede ser categorizada con respecto al número de lóbulos y eficiencia de etapas. Los lóbulos del rotor y estator son helicoidales. La etapa del rotor es equivalente a la distancia lineal de una hélice.

La diferencia del número de lóbulos del rotor y el número de lóbulos en el estator resulta una excentricidad entre el eje de rotación del rotor y el eje del estator.

La acción del fluido de perforación presurizado causa que el rotor rote dentro del estator.

102

El estator elastomerico es moldeado directamente en la camisa de la power unit. El número de lóbulos del estator varía de 2 – 10 a través del rango del motor.

El rotor metálico es fabricado con una alta resistencia a la corrosión, este rotor puede poseer jets nozzles para extender el rango de flujo de operación y el número de lóbulos del motor varía de 1-9 a través del rango del motor.

Dentro de las especificaciones del rango de operación del motor, la velocidad de rotación de la broca es directamente proporcional a la rata circulación del fluido entre el rotor y el estator. Al superar la máxima especificación de operación del motor, ocurre un liqueo del fluido entre el rotor y estator reduciendo la velocidad de rotación de la broca o deteniendo totalmente su rotación.

De igual forma al exceder los valores especificados de operación del torque, el motor no trabajara.

Debido a estas características se diseñan los motores para varios parámetros de operación de fondo del pozo tales como: peso del fluido de perforación, viscosidad, temperatura, contenido de sólidos, contenido de materiales de perdida de circulación y contenido de gases para así maximizar la resistencia de los efectos de erosión, corrosión y abrasión.

103

FIGURA Nº 27: POWER UNIT (ROTOR ESTATOR)


104

•

UNIDAD DE TRANSMISION (TRANSMISSION UNIT)

La energía hidráulica del fluido de circulación presurizado es convertida en energía mecánica vía rotación del rotor. La acción del fluido de circulación también produce un empuje hidráulico hacia abajo en el rotor.

La unidad de transmisión elimina toda la excentricidad del rotor, transmitiendo torque y empuje hacia abajo al drive shaft. También permite la correcta relación axial del rotor al estator para asegurar la eficiencia del rotor y estator y minimizar su desgaste. FIGURA Nº 28: UNIDAD DE TRANSMISIÓN


105

•

SECCIÓN DE ENSAMBLAJE DE RULIMANES (BEARING SECTION ASSEMBLY)

El ensamblaje de rulimanes consiste en: empuje de rulimanes (thrust bearings), ruliman radial (radial bearings) y drive shaft.

1. EMPUJE DE RULIMANES (THRUST BEARINGS): Soporta el empuje hacia debajo del rotor y la carga reactiva hacia arriba aplicada por el peso sobre la barrena. En los motores de gran diámetro los rulimanes son de gran número y de diseño encarrilado, mientras que para los motores de diámetro menor utilizan rulemanes de carbide friction.

2. RULIMAN RADIAL (RADIAL BEARINGS): Son metálicos y no metálicos usados para absorber la carga lateral del drive shaft.

3. DRIVE SHAFT: Transmite la carga axial y torsional a la barrena. Diseñado para resistir fatiga, torsión y cargas axiales y provee una conexión tipo caja para la conexión de la barrena de perforación.

106

FIGURA Nº 29: SECCIÓN DE ENSAMBLAJE DE RULIMANES


3.8.3. PROCEDIMIENTO PARA AJUSTAR EL BENT HOUSING Claramente marque las dos hendeduras del número deseado (Los números que coinciden no es mas que el ángulo que se le da al motor para realizar una desviación programada).

107

El ajuste del bent housing en mas fácil hacerlo sin los componentes del BHA.

FIGURA Nº 30: BENT HOUSING AJUSTABLE


3.8.4. JET NOZZLING DEL ROTOR

El jet nozzling es colocado en el tope del rotor, que desvía parte de fluido para extender la capacidad del motor.

108

La cantidad de fluido desviada es determinada por el jet nozzle, por la caída de presión a través de la power unit y la densidad del fluido.

El tamaño del nozzle es cuidadosamente seleccionado para las aplicaciones específicas.

Cuando el lodo de perforación entra al tope del jet nozzle este puede pasar por el rotor y estator o simplemente puede pasar del estator a través agujero del rotor.

La caída de presión a través de rotor y el estator y la caída de presión del jet nozzle de rotor es la misma.

Esta caída de presión es igual a la presión requerida para que empiece y mantenga la fuerza de salida a un específico nivel.

La caída de presión siempre es igual en ambas partes, si la caída de presión a través de rotor y estator es alta entonces la caída de presión por el jet nozzle es alta y viceversa.

El jet nozzle permite incrementar el flujo total para limpiar el hueco y remover los cortes, como también reduce la velocidad a la barrena a altas ratas de flujo.

109

FIGURA Nº 31: JET NOZZLING DEL ROTOR


3.8.5. TIPOS DE MOTORES •

MOTORES DE VELOCIDAD BAJA

Los motores de velocidad baja son caracterizados por la configuración de los lóbulos del rotor y el estator de 5:6, 6:7, 7:8, 8:9 y 9:10.

El uso de bent housing ajustable con alto torque de salida y realmente baja velocidad a la barrena, proporciona una baja velocidad del motor ideal para aplicaciones 110

de

perforación de pozos horizontales y en pozos donde las formaciones son de gran molestia. Estos motores se utilizan en perforaciones horizontales de radio corto a intermedio.

•

MOTORES DE VELOCIDAD MEDIA

Los motores de velocidad media son caracterizados por la configuración de los lóbulos del rotor y el estator de 3:4 y 4:5.

Estos motores permiten maximizar la vida de la barrena, se aplica para perforaciones de alcance extendido.

•

MOTORES DE VELOCIDAD ALTA

Los motores de velocidad media son caracterizados por la configuración de los lóbulos del rotor y el estator de 1:2 y 2:3.

Las características de operación de los motores de velocidad alta se usan en aplicaciones de corrección y sidetrack, donde el control direccional permite establecer los requerimientos de inclinación y dirección del pozo.

111

3.8.6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MOTOR

VENTAJAS

Las ventajas del sistema convencional se las determina en base de trabajos efectuados en la Cuenca oriente ecuatoriana.

•

La tasa de circulación del lodo permanece constante al realizar un cambio en la dirección e inclinación del pozo.

•

El personal técnico encargado de calibrar los equipos en superficie pueden hacerlo anticipadamente para una determinada desviación de la herramienta.

•

Los motores de fondo no poseen circuitos eléctricos o electrónicos por lo que las vibraciones no molestan de ninguna forma el trabajo que se realiza.

•

Una de las ventajas más relevantes de los motores de fondo en que la temperatura no afecta su funcionamiento y mecanismo de operación, gracias a lo cual pueden mantener una operación continúa.

112

DESVENTAJAS

•

Las tasas de penetración de la broca, en modo de deslizamiento son menores comparadas con el modo rotario, lo que hace disminuir la tendencia de la broca a mantener una velocidad constante.

•

Existe la posibilidad de realizar curvaturas muy cerradas (Dog legs severas) creando dificultades en su trayectoria.

•

Conviene tener un diferencial de presión del fluido de perforación entre la parte interior del motor y la parte exterior donde el WOB debe ser proporcional a la diferencial de presión.

•

Al perforar en modo de deslizamiento para construir un ángulo (KOP) dependiendo de las particularidades del lodo de perforación y de las formaciones salvadas puede producir una pega diferencial de la tubería.

3.9.

NUEVA

TECNOLOGÍA

CON

EL

SISTEMA

POWERDRIVE

Y

PERISCOPE 15 EN LA FASE DE NAVEGACIÓN

La nueva tecnología utilizada en PETROPRODUCCIÓN para la perforación del pozo 179H en la sección de navegación se realizó con las siguientes herramientas: •

PowerDrive

•

PeriScope 15 (LWD)

113

3.9.1. POWERDRIVE

SCHLUMBERGER indica en su manual: Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa Direccional: “El sistema PowerDrive es un sistema compacto y poco complicado desde el punto de vista mecánico, que comprende una unidad sesgada y una unidad de control que agregan sólo 3,8 m [12 ½ pies] a la longitud total del BHA. La unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la barrena, aplica una fuerza sobre la barrena en una dirección controlada mientras toda la columna gira. La unidad de control, que se encuentra detrás de la unidad sesgada, contiene dispositivos electrónicos, sensores, y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado de la barrena, necesarias para alcanzar la trayectoria deseada.

FIGURA Nº 32: SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL POWERDRIVE

FUENTE: SCHLUMBERGER REALIZADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

114

3.9.1.1.

FUNCIONAMIENTO

DEL

SISTEMA

ROTATIVO

DIRECCIONAL (POWERDRIVE)

FIGURA Nº 33: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL POWERDRIVE


La unidad sesgada tiene tres patines externos articulados, que son activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula. La válvula utiliza la diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior de la unidad sesgada

La válvula de tres vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto opuesto a la trayectoria deseada. Una vez que un patín pasa el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de lodo y el mismo se escapa a través de una compuerta especialmente diseñada para la filtración del lodo. Cada patín se extiende no más de 1 cm. [3/8 pulgadas] durante cada 115

revolución de la unidad sesgada. Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de empuje Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada

Constantemente en una dirección, que es la dirección opuesta al punto de empuje. Si no se necesita modificar la dirección, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada patín se extiende de a uno por vez, de manera que los patines empujen en todas las direcciones y sus movimientos se cancelen entre sí.

FIGURA Nº 34: UNIDAD SESGADA DEL POWERDRIVE

FUENTE: SCHLUMBERGER ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

La unidad de control mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la formación. La unidad de control está montada sobre cojinetes que le permiten rotar

116

libremente alrededor del eje de la sarta de perforación. Por medio de su propio sistema de activación, se puede dirigir a la unidad de control para que mantenga un ángulo de giro determinado, o ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca de formación. Los sensores del acelerómetro y magnetómetro de tres ejes proporcionan información relativa a la inclinación y al azimut de la mecha, además de la posición angular del eje de impulso.

Dentro de la unidad de la unidad de control se encuentran unos impulsores de turbina de rotación contraria, montados sobre los dos extremos de la misma. La transmisión de torque desde los impulsores a la unidad de control se controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las bobinas de control.

La herramienta se puede adecuar a las necesidades específicas en la superficie y se puede programar previamente de acuerdo con las variaciones esperadas de inclinación y dirección. Si fuera necesario modificar las instrucciones, una secuencia de pulsos en el fluido de perforación transmite las nuevas instrucciones al fondo del pozo.

El funcionamiento del sistema PowerDrive puede ser monitoreado por medio de herramientas MWD y de los sensores instalados en la unidad de control; esta información será transmitida a superficie por medio del sistema de comunicación PowerPulse (MWD).

117

El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es proporcionado por un acelerómetro triaxial o bien por el magnetómetro montado en la unidad de de control. Cuando se trata de hueco casi verticales, para determinar la dirección de desviación se utiliza como referencia un cálculo del Norte Magnético. En los huecos que presentan mayor desviación respecto a la vertical, los acelerómetros proporcionan la referencia necesaria para el control de la dirección.

Los sensores adicionales que se encuentran en la unidad de control registran la velocidad instantánea de la columna de perforación con respecto a la formación, con la cual se obtiene información útil acerca del comportamiento de la columna. Los sensores térmicos y de vibración también están incluidos dentro de la unidad de control para registrar datos adicionales sobre las condiciones de fondo. Esta informaron se transmite a superficie por medio del sistema MWD o bien se recupera posteriormente, esta información ha ayudado a diagnosticar problemas de perforación y que resultan de gran importancia para optimizar las operaciones futuras”(24-25).

3.9.1.2.

TIPOS DE POWERDRIVE

Los diferentes sistemas PowerDrive que se presentan a continuación se seleccionan básicamente por la formación a atravesar, por el peso que pueden soportar, según la inclinación requerida, la longitud a perforar y según los diámetros que se requieren en cada sección de las operaciones de perforación.

118

FIGURA Nº 35: TAMAÑOS DE POWERDRIVE


•

POWERDRIVE XTRA: Permite perforar en formaciones duras de alcanzar o inalcanzables con tecnología convencional, usado generalmente para perforaciones direccionales. Este tipo de powerdrive se usa en ECUADOR.

•

POWERDRIVE XCEED: Perfora en los lugares más desafiadores. El sistema orientable rotatorio de PowerDrive Xceed se usa para los ambientes ásperos, rugosos dando un grado superior de exactitud y de confiabilidad debido a que tiene una rotula que es controlada por es

119

sistema electrónico evitando las desviaciones que se pueden presentar al perforar un pozo, y se usa en formaciones donde extremadamente duras como por ejemplo en COLOMBIA.

•

POWERDRIVE X5: Puede perforar tramos más largos y la electrónica del sistema puede funcionar a altas temperaturas del fondo de pozo como 302ºF, Este sistema es utilizado en ECUADOR.

•

POWERDRIVE VORTEX: Este sistema operativo direccional es usado para operaciones de perforación direccional con sobrecarga (mayor peso), proporciona altas revoluciones (RPM), en comparación con los otros sistemas de perforación direccional, por la combinación de un powerdrive y motor Este sistema posee el control automático de fondo para una mayor precisión; ósea su función es la de mantener la inclinación que permite la perforación automática de la sección tangencial u horizontal sin la intervención del perforador direccional.

•

POWERDRIVEV: El sistema deja perforar a la profundidad verdadera (TD) mientras que automáticamente mantiene la trayectoria vertical.

120

3.9.1.3.

•

APLICACIONES

Perforación direccional de alto rendimiento, desde el inicio de la perforación hasta la profundidad final.

•

Alta velocidad de penetración (ROP) en aplicaciones de perforación a través de rocas duras.

•

Equipos de perforación con baja capacidad de esfuerzo de torsión.

•

Optimización de la perforación de pozos verticales desde la superficie hasta la profundidad total (PowerV).

3.9.1.4.

•

VENTAJAS

Su ventaja principal es tener 3 veces la velocidad en la tasa de penetración que los motores de fondo en modo de deslizamiento y 1.6 veces en modo rotacional.

•

La rotación de la sarta de perforación mejora la limpieza del pozo reduciendo el riesgo de aprisionamiento por pega diferencial del BHA.

•

Brinda un mayor peso sobre la broca por lo cual adquiere un excelente RPM.

121

•

Permite la ejecución de trayectorias poco habituales en los pozos direccionales y horizontales, la construcción del ángulo puede ser en forma vertical y horizontal de manera simultánea.

•

La herramienta en estudio, permite altas tasas de penetración de la broca, pudiendo alcanzar 150 ft/h. Y sin mayor esfuerzo alcanza promedios superiores a los 56 ft/h.

•

Los datos de inclinación y azimut son confiables para optimizar la trayectoria 3D.

•

Reduce los costos de construcción y de explotación del reservorio.

•

Mejora la calidad del pozo para las operaciones posteriores, tales como revestimiento y cementación.

3.9.1.5.

DESVENTAJAS

•

La calibración del PowerDrive necesita de un tiempo promedio de tres horas.

•

Necesita de una tasa continua del fluido de perforación debido a que puede cambiar las órdenes de la herramienta en el fondo del pozo. El tiempo máximo de operabilidad en el país del PowerDrive puede ser muy limitado (80 horas).

122

3.9.1.6.

PROBLEMAS

Para determinar las limitaciones y problemas que surgen con la utilización del PowerDrive, se las ha obtenido en las aplicaciones en el país con respecto a la herramienta del Power Drive serie 900.

•

Debe tenerse cuidado con las vibraciones provocadas en la perforación, debido a que estas controlan varios parámetros eléctricos y electrónicos de la herramienta.

•

Se producen desgastes excesivos en los patines y sellos de la unidad sesgada con demasiada frecuencia.

3.9.1.7.

•

LIMITACIONES

La principal limitación del PowerDrive 900 es la temperatura de operación en el fondo ya que ésta tiene un rango máximo de 250°F, y por lo tanto en pozos de mayor profundidad a 10.000 ft su aplicación es muy limitada.

•

La tasa de construcción del ángulo es de 8°/100 ft máximo, por lo que no puede realizar trayectorias muy cerradas: radio medio, corto y ultra corto.

•

La selección de la barrena, debe ser de la menor longitud posible, para tener un mayor control de la dirección.

123

•

El PowerDrive 900 permite un torque máximo de 50.000 lb*ft y una presión de 1800 Psi en el fondo.

•

La herramienta nos permite trabajar con un máximo de contenido de arena del 50% en suspensión con el lodo de perforación.

3.9.2. PERISCOPE 15 (LWD)

Las compañías de petróleo y gas que tengan como objetivo reservas a menudo difíciles de detectar y aún mas difíciles de explotar. Las nuevas mediciones de LWD direccionales de lectura profunda, ayudan a los geocientíficos a localizar las capas resistivas y los contactos de fluidos en tiempo real.

Mediante la utilización de esta información para optimizar la colocación de pozos, los operadores están logrando amortizar sus inversiones mediante el incremento de la producción, la disminución de pozos de re-entrada y la reducción de la exposición a los problemas de estabilización de los pozos.

La colocación correcta de los pozos es vital para el éxito de cualquier programa de perforación. La colocación de pozos se vuelve cada vez mas critica a medida que las compañías de explotación y producción recurren a pozos de alcance extendido para acceder al petróleo, cuya recuperación seria antieconómica con la tecnología convencional.

124

FIGURA Nº 36: HACIA UN MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN


SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción: “En lugar de perforar geométricamente hasta alcanzar un punto o varios puntos del subsuelo, los equipos a cargo de la colocación de los pozos orientan sus pozos a través de los alcance extendidos del yacimiento. La colocación óptima requiere la capacidad de dirigir el pozo a lo largo de un trayecto que se define no tanto por geometrías, sino por límites del yacimiento observado.

125

Las herramientas de resistividad de propagación electromagnética han sido utilizadas durante mucho tiempo

en aplicaciones LWD para proveer informaciones. Si bien

también se utilizan en aplicaciones de colocación de pozos, estas herramientas LWD convencional de propagación electromagnética son no direccionales y no determinan si un limite litológico o contacto de fluidos cercano esta siendo alcanzado desde la parte superior o desde la parte inferior de la trayectoria de pozo.

La capacidad de detectar limites de formaciones distantes o medir capas delgadas depende en gran parte del espaciamiento entre transmisores-receptores de la herramienta. Las herramientas que poseen mayor espaciamiento entre los detectores y mayor profundidad de investigación pueden detectar los límites de las formaciones a mayor distancia.

Las herramientas de LWD (logging while drilling) convencionales deben estar posesionadas a poca distancia de un contacto de fluidos o limite de capas para poder detectar su presencia, lo que deja poco tiempo para efectuar ajustes en la geonavegación, lo que provocaría que se produzcan desviaciones con respecto a la zona productiva.

Las mediciones electromagnéticas direccionales de lectura profunda ayudan a los perforadores a evitar el problema que representan las desviaciones involuntarias con respecto a las zonas productivas en los pozos

direccionales. Este se puede

transformarse en un problema importante cuando se intenta navegar en aureolas de 126

petróleo delgadas, cuando se perforan yacimientos sin marcadores estratigráficos o cuando se perfora cerca de discordancias en las que el echado (buzamiento) local no refleja la estructura global.

Cuando el pozo interseca la zona productiva, uno de los objetivos principales del perforador es mantener la posición óptima dentro de esa zona sea delgada, inclinada o arqueada. El posicionamiento óptimo puede verse complicado por la presencia de capas de lutita y por la distribución de gas, petróleo o agua con respecto a la estructura y estratigrafía del yacimiento.

Los proyectos de geonavegación generalmente se modelan; en ciertos aspectos, en forma previa a la perforación del pozo. La mayoría de modelos emplean una variedad de datos, incluyendo levantamientos sísmicos y registros de pozos vecinos o de un pozo piloto.

El éxito de colocación de pozos también se basa en la interpretación oportuna de los datos LWD. Algunas técnicas de geonavegación dependen de la interpretación de los picos de polarización derivados de las mediciones de resistividad para indicar la proximidad de las capas adyacentes o los limites resistivos. Este indicador no es cuantitativo y no puede estimar en forma precisa la distancia que existe con respecto al límite”(61).

127

SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción: “La herramienta PeriScope 15 mediante la utilización de las mediciones electromagnéticas, puede detectar contactos de fluidos y limites entre capas a una distancia de hasta 15 pies, como también permite determinar la dirección en las que yacen contactos o limites de capas.

Estas mediciones direccionales son sensibles a las capas adyacentes y proveen estimaciones precisas de la resistividad de las capas adyacentes y de esta manera evitar lutitas. A medida que la herramienta se acerca a una capa de lutita o a otro limite de capa conductiva, la polaridad del corrimiento de fase direccional y de la señal de atenuación puede indicarse para indicar la posición del límite de capas respecto de la herramienta. De este modo, una capa más conductiva que yace por encima de la herramienta generara una señal de polaridad positiva, mientras que sucede lo contrario cuando la herramienta se acerca a la capa más conductiva que yace por debajo de la herramienta. De esta manera, la polaridad provee datos que ayudaran a decidir que rumbo tomar para evitar los intervalos no productivos.

La direccionalidad de las mediciones de resistividad ayuda a los geocientíficos a mantener la posición dentro de la zona productiva sin depender de los marcadores estratigráficos, Además de detectar limites y contactos, la herramienta también puede determinar el echado (buzamiento) aparente. Esta información sirve para refinar los mapas de yacimientos(63).

128

SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción: “El diseño de la herramienta provee bobinas inclinadas y transversales para obtener mediciones de resistividad direccionales.

FIGURA Nº 37: PERISCOPE 15


El arreglo de sensores de la herramienta incluye seis antenas transmisoras cuatro antenas receptoras. Cinco de las antenas transmisoras están dispuestas axialmente en todo el largo de la herramienta. Una sexta antena transmisora se encuentra orientada en forma transversal al eje de la herramienta. En cada uno de los extremos de la herramienta se posiciona una antena receptora.

Este par de antenas receptoras encierra los transmisores, y cada uno de estos receptores se encuentra inclinado 45° con respecto al eje de la herramienta. Se coloca un par adicional de antenas receptoras en sentido axial, ubicado en el centro del arreglo de transmisores, para obtener mediciones de resistividad de propagación convencionales. Esta disposición genera una sensibilidad preferencial a la conductividad en uno de los lados de la herramienta. Cuando la herramienta rota, sus sensores detectan las zona

129

conductivas cercanas y registran la dirección desde la cual se mide la conductividad máxima.

FIGURA Nº 38: DETECCIÓN DE UNA CAPA


El espaciamiento y orientación de las antenas confieren a la herramienta PeriScope 15 la capacidad de percibir la aproximación inminente de un límite conductivo. Cuando la proximidad entre la herramienta y la capa de lutita se limita a una distancia que se encuentra dentro de su profundidad de investigación, la herramienta determinará el rango y rumbo relativo con respecto al límite conductivo. De este modo, la herramienta detecta la capa de lutita a medida que se acerca al Punto B, mientras que la capa de lutita se encuentra fuera del rango del sensor para los Puntos A y C.

130

Los principales factores que afectan el rango de detección de las mediciones direccionales son la resistividad de la capa que rodea la herramienta, las resistividades de las capas adyacentes, el espaciamiento entre transmisores-receptores y la frecuencia de las mediciones.

Detallado muestra que el espaciamiento de 244 cm [96 pulgadas] de la medición profunda puede detectar límites que se encuentran hasta 15 pies de distancia.

3.9.2.1.

DIRECIONAMIENTO A TRAVÉS DE LOS DATOS

A través de 360° de cobertura alrededor del pozo, la herramienta PeriScope 15 determina la dirección que presenta el mayor contraste de conductividad.

Las mediciones obtenidas a lo largo de esta dirección se utilizan para determinar la distancia que existe hasta un límite o hasta dos límites orientados con una separación de180º.

Los resultados visuales se exhiben en dos vistas características:

•

Una gráfica polar muestra la posición de los límites alrededor del pozo, proyectados en un plano perpendicular al eje de la herramienta.

131

FIGURA Nº 39: GRÁFICA POLAR


Direccionamiento de una grafica polar: La grafica azimutal esta orientada en sentido perpendicular al eje de la herramienta, lo que posibilita al equipo a cargo de las operaciones de geonavegación observar el eje del pozo en sentido descendente (inserto a la derecha).

132

La grafica más grande de la izquierda muestra la posición de la barrena (mecha) con respecto a los límites entre capas cercanas.

El punto verde del centro representa la posición de la herramienta. Las líneas de guiones en la escala radial circular muestra la distancia existente con respecto a la herramienta; en este caso situada a 2 m y 4 m (6,5 y 13 pies), representando el circulo externo solidó 5m (16pies) de distancia con respecto a la herramienta. Las líneas rectas de guiones irradian desde el centro en incremento de 30º.

Las líneas amarillas y azules indican la orientación de las capas. La lectura digital en el extremo superior derecho indica que la capa superior, mostrada en amarillo, se encuentra a 2,8m (9,2pies) de distancia de la herramienta; el punto amarillo esta representado a la distancia correspondiente del punto verde del centro.

Si se extiende una línea entre el punto verde y el punto amarillo se generar una lectura azimutal de 10º, también desplegada como una lectura digital en el extremo superior derecho. La distancia y orientación de la capa inferior azul se muestra de modo similar. La profundidad a la que se obtuvo esta medición se ilustra en la porción inferior central de la pantalla.

133

El monitor también se puede configurar para mostrar vistas múltiples a través de una secuencia de graficas polares.

•

Visualización tipo cortina, corresponde a una vista lateral que muestra la estructura y las propiedades de las formaciones a lo largo de la trayectoria. Con cada actualización, esta visualización se despliega como una cortina plegada, a través de la pantalla. Las actualizaciones de la trayectoria del pozo, computadas a partir de los levantamientos direccionales de mediciones durante la perforación (MWD), se muestran junto con la resistividad computada de las capas adyacentes y la resistividad de la capa a través de la cual se desplaza la herramienta. Los límites son mapeados a la distancia computada por encima y por debajo de la herramienta.

Las respuestas de las herramientas LWD Y MWD de fondo de pozo son transmitidas a superficie por telemetría de pozos a través del lodo para su descodificación. Los datos de MWD y PeriScope (LWD) se envían en tiempo real a una sala de control de operaciones.

134

FIGURA Nº 40: VISUALIZACIÓN TIPO CORTINA


Direccionamiento de una grafica tipo cortina: Las resistividades computadas del horizonte perforado y las capas adyacentes se representan gráficamente utilizando una escala de colores en la que los colores oscuros representan valores de resistividades más bajos.

La grafica de la trayectoria, que comienza en el extremo izquierdo, muestra una separación de 2,4m (8 pies) entre el pozo (punto A) y la lutita sobreyacente (punto B). Cuando la trayectoria condujo al pozo 0,6m (2 pies) mas arriba (punto C), la lutita también comenzó a inclinar hacia abajo, lo que instó al equipo a cargo de las

135

operaciones de geonavegación a disponer un cambio descendente de la trayectoria”(6466)

.

3.9.2.2.

APLICACIONES:

•

Maximización de la tasa de producción

•

Colocación precisa de los pozos con respecto a los bordes del yacimiento.

•

Detección y evasión de zonas de agua.

•

Refinación de modelos de yacimiento.

3.9.2.3.

BENEFICIOS:

•

Incremento de los regimenes de producción y de la recuperación

•

Acceso a reservas consideradas económicamente marginales

•

Menor producción de agua

•

Logro de los objetivos de producción con menos perforación.

•

Bajar los costos de construcción del pozo

•

Elimina los sidetrack accidentales

•

Se usa con lodos base agua y lodos base aceite

136

3.10. IMPulse (MWD)

Esta herramienta estándar da un examen de rayos gamma de las medidas de resistividad y survey para tamaños de hueco de 5 3/4pulgadas y más grandes y los datos obtenidos se transmiten a superficie en tiempo real mediante telemetría.

IMPulse proporciona datos de inclinación y de dirección mientras se perfora; mide resistencias de la formación de investigación utilizando una antena electromagnética de cinco transmisores y dos receptores. Los receptores se colocan estratégicamente sobre y debajo de los transmisores para alcanzar la resistividad compensada de la formación que se esta perforando. Esta herramienta es capaz de medir resistencia hasta de 3000 ohm.

La herramienta se puede combinar con la Vision de Presión Mientras se Perfora (VPWD) mostrando la presion interna y anular, y también muestra la energía de la batería. Esta herramienta también es combinable con la herramienta de neutron de la densidad para evaluar eficientemente la formación. FIGURA Nº 41: IMPULSE


137

VENTAJAS Y BENEFICIOS

•

Mide la inclinación y dirección mientras la se perfora en tiempo real y sirve para reducir al mínimo los Doglegs.

•

Se puede utilizar con todo tipo de lodos de perforación.

•

Trabajan en temperaturas hasta de 300º F - 350ºF

•

Combinable con otras herramientas.

3.11.

ESTABILIZADORES

Los estabilizadores son parte importante en la rotación del ensamblaje de fondo de pozo (BHA). Su función principal es la de mantener la dirección programada del pozo y estabilización del mismo evitando el pandeo de la sarta de perforación, ya sea si se va a perforar un pozo vertical o direccional.

Todos los estabilizadores se diseñan en el más estricto de mando de calidad y normas de convicción de calidad; se fabrican con tres aletas y se diseña para aumentar rata de penetración y evitar desviaciones del pozo al momento de ser perforado.

Existen dos tipos básicos de herramientas estabilizadoras: los de aleta recta y los de aleta espiral y en ambos casos las aletas pueden ser cortas o largas. Los estabilizadores

138

de aletas cortas generalmente se utilizan en formaciones duras y los de aletas largas se utilizan en formaciones suaves.

Todos los estabilizadores de aletas funcionan relativamente bien como ensanchadores y son durables a causa del desarrollo en el campo del metal: Los metales usados para endurecer las aletas son:

•

Carburo de tungsteno granular

•

Carburo de tungsteno triturado o sintetizado

•

Material no magnético (En casos donde se requiere aislar zonas magnéticas del BHA; generalmente son usados juntos con las herramientas MWD y LWD).

3.11.1. ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA

Los estabilizadores de aleta soldada se usan en formaciones blandas a medias duras, para conseguir el aumento de la rata de penetración; pero no se recomiendan para formaciones duras debido a que se produce fatiga en las zonas de soldadura. Son relativamente más económicos en comparación con los estabilizadores de aletas integrales. Estos estabilizadores pueden ser de aleta recta, aleta recta diagonal y aleta en espiral.

139

FIGURA Nº 42: ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA


3.11.2. ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRAL

Estos estabilizadores se usan con el objetivo de estabilizar la sarta de perforación en el fondo del pozo como también para prevenir la pega diferencial que puede ocurrir al atravesar formaciones relativamente suaves (lutitas); Esta herramienta ayuda a prevenir la pega diferencial debido a la forma de sus aletas en espiral ayudando a que el lodo de perforación circule a través de sus aletas en espiral. Estos estabilizadores son utilizados en todo tipo de formaciones incluso en formaciones duras y abrasivas; debido a que sus aletas forman parte integral del cuerpo de la herramienta, ósea sus aletas no son soldadas; razón por la cual su costo es mas elevado que el de aletas soldadas.

140

FIGURA Nº 43: ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRAL

FUENTE: WEATHERFORD ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

3.11.3. APLICACIONES

•

Estabilizadotes de aleta recta soldada se usan en la perforación de formaciones suaves a medias duras.

•

Estabilizadores de aletas en espiral se usan en formaciones duras permitiendo un contacto con el hueco de 360º

•

Estabilizadores no magnéticos usados junto con herramientas de MWD y LWD

141

3.11.4. VENTAJAS Y BENEFICIOS

•

Los estabilizadores se diseñan solamente de una sola pieza.

•

Los tamaños y configuraciones pueden ser diseñados según los requerimientos del operador, incluyendo el tamaño de la aleta, las conexiones y el tipo de material.

•

Todas las conexiones pueden ser configuradas según los requerimientos de la operación ( caja- caja; pin- caja; pin, pin )

3.12. HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

DRILLCO indica en su manual: Tubería de Perforación: “Es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por juntas extralargas.

Tiene las mismas dimensiones que la tubería de perforación corriente para facilitar su manejo. Gracias a su forma y peso la tubería Heavy Weight se puede mantener en compresión al igual que los Drill Collar de perforación, salvo en pozos verticales de diámetro grande.

142

Un distintivo sobresaliente es la sección central que protege el tubo contra el desgaste pos abrasión.

La sección recalcada sirve centralizador disminuyendo notablemente el arrastre y la torsión El peso aproximado de al tubería de perforación corriente de 4 ½ pulg. es de 16 lb/pie; el Heavy Weight pesa unas 41 lb/pie(105).

La tubería Heavy Weight da estabilidad con mucho menos contacto con la pared del pozo, lo cual le permite al perforador de pozos direccionales fijar la dirección y controlar mejor el ángulo y el rumbo del pozo.

Muchas fallas en las conexiones de los drill collar se deben a que éstos se doblan mientras giran a través de patas de perros y cambios de ángulo. Los drill collar se recuestan contra el lado bajo del hoyo. Esto resulta:

•

Más torsión de rotación.

•

Mayor posibilidad de pegamiento por presión diferencial.

•

Más arrastre vertical.

•

Excesiva fricción contra la pared, lo que crea acción de rodamiento que afecta el control direccional.

143

FIGURA Nº 44: HEAVY WEIGHT DRILL PIPE CONVENCIONAL

FUENTE: GRANT PRIDECO ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

La rotación de los drill collars grandes y rígidos en las patas de perro en los pozos direccionales puede ocasionar muy altas torsiones de rotación y excesivas cargas de flexión sobre las conexiones roscadas.

La tubería Heavy Weight se dobla principalmente en la sección del tubo. Se reduce así la posibilidad de que por fatiga fallen las juntas de la tubería Heavy Weight mientras ésta gira a través de las patas de perro y cambios de ángulo de pozo.

144

El diseño de la tubería Heavy Weight produce menos área de contacto con la pared del hoyo, por lo que genera:

•

Menos torsión de rotación.

•

Menor posibilidad de pegamiento por presión diferencial

•

Menor arrastre vertical.

•

Menor fricción contra la pared del pozo.

3.12.1. TRI-SPIRAL HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

Desarrollado para aplicaciones de alto ángulo como alcance extendido y perforación horizontal.

Este es igualmente espaciado en tres spiral upset, lo cual ayuda a remover los recortes, reduciendo las posibles pegas diferenciales y disminuyendo el torque y arrastre.

145

FIGURA Nº 45: TRI-SPIRAL HEAVY WEIGHT DRILL PIPE


3.13. DRILL COLLAR

Los drill collar son tubos de acero rígidos y son pesados, que se usan para dar peso y rigidez a la barrena; como también se usan para prevenir pegamientos por presión diferencial.

146

DRILLCO indica en su manual: Cuellos de Perforación: “La reducción del área de contacto entre los drill collar y la pared del pozo disminuye notablemente la posibilidad de pegamiento por presión diferencial.

El extremo de la caja (conexión hembra) se deja sin cortar una distancia entre 18 y 24 pulg. desde el hombro. El extremo de la espiga (conexión hembra) se deja sin cortar una distancia entre 12 y 22 pulg. arriba del hombro.

Nota: El drill collar espiral pesa aproximadamente 4% menos que un drill collar corriente o normal”(68). FIGURA Nº 46: DRILL COLLAR


147

3.14. DRILL PIPE

HALLIBURTON indica en su manual: Diseño de Perforación de Pozos: “Son tubos de acero con características especiales usados para trasmitir rotación y fluido a la barrena en las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. Sus principales características son:

•

Juntas reforzadas

•

Facilidad y rapidez de enroscamiento

•

Alto grado de resistencia

•

Se rigen con normas API

Los fabricantes deben cumplir con las siguientes características:

•

Grado

•

Diámetro (las tuberías se fabrican en diferentes diámetros y la selección depende del tamaño del agujero)

•

Espesor de la pared

•

Peso (Kg./m ó lb/pie)

148

FIGURA Nº 47: DRILL PIPE

FUENTE: DRILCO ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Clasificación de tuberías en función de desgaste: •

Clase Nueva

•

Clase Premium

•

Clase 2

•

Clase 3”(182).

3.15. SHORT DRILL COLLAR (SDC, PONY COLLAR)

SCHLUMBERGER indica en el seminario: Drilling Tools & Deflection Methods: “Son llamados a menudo pony collar, este no es más que una versión acortada del drill collar. Un drill collar puede ser cortado en dos o más secciones para hacer los short drill collar. 149

Para el perforador direccional el short drill collar y el short non- magnetic drill collar tienen diferentes aplicaciones en el ensamblaje de fondo (BHA) y normalmente tienen longitudes de 5`, 10´ y 15`”(2).

3.16. NON-MAGNETIC DRILL COLLAR (MONEL) FIGURA Nº 48: MONELES

FUENTE: JOSÉ LUIS LUNA ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Los non-magnetic drill collar usualmente no son espirales, son fabricados con alta calidad y alta resistencia a la corrosión.

Generalmente en el interior de esta herramienta se coloca las herramientas para medir el survey; para ser corridos dentro del pozo las herramientas de estudio magnético necesitan ser localizado en el non-magnetic drill collar de longitud suficiente que

150

permita la medida del campo magnético de la tierra sin interferencia magnética, aislando de esta manera a las herramientas que causan perturbaciones magnética como son los drill pipe y los componentes del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

3.17. SHORT NON-MAGNETIC DRILL COLLAR (PONY MONEL) FIGURA Nº 49: PONY MONEL

FUENTE: JOSÉ LUIS LUNA ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

Es una versión acortada del non-magnetic drill collar. El short non-magnetic drill collar puede ser usado entre el motor de lodo y una herramienta del MWD (measurement while drilling), aislando de esta manera a las herramientas que causan perturbaciones magnética.

A menudo se utilizan en perforaciones de pozos horizontales debidos a que en estos pozos tienen grandes inclinaciones.

151

3.18. FLEX MONEL

No es más que un tubular fabricado de material no magnético (monel), utilizado en la perforación con el objetivo de ser usado entre la herramienta de LWD (Periscope 15) y los heavy weight drill pipe.

Esta herramienta aísla los heavy weight drill pipe debido a que causan perturbación magnética y a las vez sirve para dar flexibilidad a el ensamblaje de fondo de pozo ayudando de esta manera a aumentar la inclinación en la perforación de pozos horizontales y direccionales.

3.19. FLOAT SUB

Esta es una herramienta con conexiones pin-caja, en cuyo interior tiene una válvula flotadora. Esta herramienta se corre en la parte superior del motor de lodo con el propósito de prevenir el flujo inverso del fluido de perforación del anular hacia el interior de las herramientas MWD y LWD; ya que pueden causar interferencia en las mediciones (survey) debido a que el flujo inverso del fluido de perforación puede contener núcleos u otras partículas magnéticas (basura).

Se recomienda el uso cuando se perfora formaciones poco consolidadas.

152

FIGURA Nº 50: FLOAT SUB


3.20. CROSSOVER

Es una herramienta de corta longitud generalmente de medio pie de longitud, que sirve para conectar o unir las diferentes tuberías cuando estas tienen diferentes tipos de roscas.

3.21. MARTILLO HIDRAULICO DE PERFORACION DAILEY

WEATHERFORD indica en su manual: Dailey Drilling, Fishing and Coiled Tubing Tools: “El martillo hidráulico de perforación Dailey es una herramienta de doble efecto diseñada para funcionamiento simple, calibración de golpes variables y periódicos

153

prolongados de uso continuo. Este destaca un sistema patentado con demora de tiempo hidráulico y disparo mecánico que extiende la vida de servicio.

3.21.1. CARACTERISTICAS:

•

FUNCIONAMIENTO DIRECTO/CARGA VARIABLE.- El martillo hidráulico de perforación Dailey se puede disparar en ambas direcciones y no requiere ajustes en la superficie o manipulaciones dentro del pozo para variar la carga o cambiar la dirección del golpe. Simplemente aplique suficiente peso para asegurar que el martillo este engatillado, tensione (afloje) la calibración deseada y espere unos segundos para que el martillo dispare. Para golpear mas fuerte hale más fuerte, o para golpear más ligero hale menos fuerte. Como un martillo hidráulico convencional, se controla y se cambia la calibración del golpe en la superficie controlando la tensión. Ningún otra acción del operador es requerida y se puede activar el martillo en cualquier secuencia deseada (hacia arriba solamente, hacia abajo solamente o hacia arriba y abajo).

•

DEMORA DE TIEMPO CONSISTENTE.- En el rango normal de operación, el tiempo de espera cuando el martillo es primero pensionado hasta que dispare será en la gamma de 10 – 60 segundos. Aunque la demora de tiempo actual variara ligeramente con más o menos tensión, no será afectada significativamente por la temperatura de fondo (hasta 400ºF) 154

o la operación hidrostática. Esto significa que a cualquier tensión dada, la demora de tiempo será consistente y puede ser repetida del primer golpe hasta el último.

•

ENGATILLAMIENTO INADVERTIDO - Siempre se debe mantenerla herramienta en posición extendida cuando se esta suspendido del fondo, sobre todo cuando se esta por encima del rotatorio. La herramienta debe de engatillar sin resistencia si no se mantiene en tensión o si la abrazadera de mandril no está en su lugar. Si la herramienta se engatilla en la superficie, se puede extender fácilmente con un tirón de por lo menos 5.000 lbs. Con esta carga sumamente baja, se requiere aproximadamente tres (3) minutos para que el martillo dispare. Si parece que la herramienta se ha engatillado cuando se esta bajando en el pozo o cuando se llega al fondo, simplemente hay que suspender la sarta unos pies por encima del fondo y el martillo disparará debido al peso suspendido por debajo de el.

3.21.2. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN

Cuando se esta golpeando un martillo, el mandril se mueve por la tensión aplicada en la superficie por el malacate, mientras que las casillas quedan fijas. El movimiento del mandril, en ambas direcciones, es resistido por dos pistones de presión que están en direcciones opuestas para definir una cámara de alta presión. Ubicado entre los dos pistones de presión hay una válvula de disparo que esta normalmente en posición 155

cerrada (consta de una válvula superior y un válvula Inferior) que controla el descargo del fluido de la cámara de presión. Para golpear hacia arriba, el Pistón de presión inferior se mueve hacia arriba con el mandril, mientras que el pistón de presión superior se mantiene inmóvil por un hombro en las casillas. Se genera suficiente presión entre los pistones de presión para resistir la tensión aplicada hasta que la válvula de disparo es abierta mecánicamente por el sistema de disparo en la cámara de presión. La demora de tiempo (de cuando se aplica la tensión hasta que la válvula de disparo abra) se alcanza por un mecanismo de regulación hidráulico que controla la velocidad en el pistón de presión inferior se mueve hacia el pistón de presión superior. El pistón de presión inferior debe desplazarse una distancia predeterminada antes que el mecanismo de disparo contacte la mitad de la válvula apropiada y haga que la válvula de disparo se abra. Éste mecanismo de demora esta diseñado para permitir que el operador tenga tiempo suficiente para tirar la carga deseada antes de la abertura de la válvula de disparo.

Cuando la válvula de disparo abre, el fluido de presión alta en la cámara de presión que resistía la tensión es descargado de la cámara de presión alta a la cámara de presión hidrostática. Sin ninguna resistencia adicional al movimiento del mandril relativo a la casilla, el la herramienta viaja hasta que el martillo impacte al yunque. Para golpea nuevamente hacia arriba, se regresa la herramienta al punto neutral soltando peso a la sarta, luego aplicado tensión de nuevo. Esta acción se puede repetir tan frecuentemente como sea necesario.

156

Cuando se golpea el Martillo hacia abajo, una acción similar pero opuesta ocurre; por ejemplo, el pistón de presión superior se desplaza hacia abajo con el mandril respondiendo al peso aplicado encima de la sarta, mientras que el pistón de presión inferior se mantiene inmóvil por un hombro en las casillas. En golpeando hacia abajo, el disparo ocurre cuando el pistón de presión superior se ha movido suficientemente hacia el pistón de presión inferior forzando abierta la válvula de disparo. Las funciones aparte de golpear hacia arriba o hacia abajo se pueden lograr en cualquier orden de operar deseado; por ejemplo, hacia arriba solamente, hacia abajo solamente o hacia arriba y abajo.

3.21.3. PERFORACIÓN CON EL MARTILLO EN COMPRESIÓN

El Martillo normalmente estará tensionado cuando la barrena llegue al fondo y deberá ser engatillado hacia abajo con una carga ligera a fin de evitar toda probabilidad de que se causen daños a la barrena.

El procedimiento recomendado consiste en comenzar a rotar, liberar suficiente peso para que el martillo esté ligeramente bajo compresión (de 5,000 lbs. a 10,000 Ibs.) y después que el martillo pase a compresión total liberando tensión hasta llegar al peso final de perforación. Puesto que el martillo se engatillará siempre que la sarta sea levantada del fondo, este procedimiento debe ser seguido cada vez que se efectúe una conexión”(48-51).

157

FIGURA Nº 51: MARTILLO HIDRÁULICO DE PERFORACIÓN


158

3.22. PROBLEMAS COMUNES CON LOS BHAs

•

EFECTOS DE FORMACIÓN

Sucede a menudo cuando la profundidad vertical verdadera (TVD) es alcanzada, el comportamiento del BHA cambia significativamente esto es un BHA que ha mantenido su inclinación hasta los 5000 pies puede comenzar a bajar ángulo. ¿Por qué? Asumiendo que el estabilizador no se haya desgastado, probablemente sea debido a efectos de formación (cambios de formación, cambios de buzamiento, o encuentro contra la formación, etc.). Es vital mantener una buena base de datos y tratar de anticipar el problema para el próximo pozo.

Formaciones abrasivas dan problemas al perforador direccional. Asegúrese que la barrena tenga una buena protección del calibre. Use estabilizadores de buena resistencia a la abrasión con un revestimiento geotérmico o inserto tipo TCls (insertos de carburo y tungsteno) presionados. Chequear el calibre de los estabilizadores cuando saque tubería. Observe cortes tipo ranura en las orillas principales de los estabilizadores lo que indica la necesidad de cambiar dicho estabilizador.

Cuando se hace difícil bajar la inclinación, algunas veces un drill collar de mayor diámetro exterior es usado como la parte inferior del péndulo. Otra posibilidad de usar un drill collar corto de tungsteno, la concentración del mismo peso en un elemento mucho más corto debiese de aumentar la fuerza lateral efectiva del péndulo.

159

•

BARRENAS DESGASTADAS

Si la sección larga del hueco se encuentra en formaciones blandas intercalada con incrustaciones duras, las barrenas de dientes largos pueden desgastarse. La rata de penetración (ROP) bajara rápidamente, las fuerzas laterales netas decrecerán debido a la acción constante de estabilizadores en el hueco.

Si un BHA que a mantenido la inclinación empezara a perder ángulo. Sin embargo, si el punto de registro esta significativamente detrás de la barrena, esta reducción en el ángulo no será vista a tiempo. Si el desgaste de los dientes es mal interpretado como barrena embolada y se continúa haciendo esfuerzos para seguir perforando, serios daños pueden ocurrirle al pozo, como una caída de inclinación de 6 grados (pata de perro severa). Además una barrena con dientes gastados tiende a perder dirección. Por lo tanto es importante sacar la barrena gastada.

•

BARRENA DESCALIBRADA

En formaciones duras es especialmente importante chequear cada barrena por desgaste del calibre etc. Cuando sacamos tubería, cuando bajamos una barrena nueva y/o BHA es imperativo que el perforador empiece a rimar a la primera señal que el hueco este fuera de calibre (sarta toma peso). Si se trata de arremeter la barrena al fondo esta será estrangulada. La vida de la barrena será muy corta.

160

•

PEGAMIENTO POR DIFERENCIAL

Cuando el pegamiento diferencial es un problema, más de tres estabilizadores pueden correrse en un esfuerzo para minimizar el contacto de los drill collar con las paredes del agujero. Sin embargo, la distancia de estos estabilizadores extras, normalmente tiene que causar poco efecto. Ellos solamente conducen al incremento del troqué.

Es vital minimizar los tiempos para tomar registros (aun con MWD) en un área con un potencial de pegamiento diferencial.

•

PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

Altas revoluciones por minuto r.p.m./ top drive actúan sobre la rigidez de la sarta. Así, para control direccional si son posibles altas revoluciones por minuto deben usarse durante la fase rotaria de buil up (BÙP), que es cuando el BHA es más flexible.

De todas maneras es vital chequear con el Ing. de MWD por un rango aceptable de r.p.m. (para evitar resonancia). En un trabajo nuevo las especificaciones del trabajo (particularmente bombas de lodo y malacate) deben ser chequeadas por el toolphuser.

Valores típicos para un hueco de 17 ½” durante las fases rotarias tipo elevación / rígido con una barrena de dientes de acero serian 160 – 170 r.p.m. La transmisión de la rotaria 161

seria normalmente puesta en alta. Para un hueco de 12 ¼”las r.p.m. normalmente son inferiores (ej. 100 – 120 r.p.m.), debido a la durabilidad de la barrena y otros factores.

Para inducir un desplazamiento hacia la derecha se recomienda disminuir las r.p.m. El peso sobre la barrena puede ser simultáneamente incrementado, siempre que la inclinación del hueco lo permita.

Barrenas tipo PDC normalmente tienen la tendencia a caminar hacia la izquierda. Esto debe permitirse al planear el ángulo de arranque para la etapa antes del punto de inicio. La experiencia del área debe usarse en tomar esta decisión.

Normalmente para incrementar el rango de BÙP, se debe incrementar el peso sobre la barrena. Sin embargo, cuando el peso sobre la barrena alcanza un cierto valor, un torcimiento en reversa puede ocurrir usando un BHA tipo BÙP flexible (ej. 90` entre el estabilizador inferior y estabilizador superior).

Valores máximos sugeridos de peso sobre la barrena para huecos de 17 ½ ” son de 55000 libras.

Si la inclinación no aumenta lo suficiente con este peso, es muy poco probable que el incremento del peso sobre la barrena pueda mejorar la sustitución. Obsérvese la hidráulica o saque las herramientas para bajar nuevamente un conjunto mas flexible.

162

Es de mucha importancia que el perforador direccional observe cuidadosamente el rango BÙP.

Los parámetros de perforación normalmente deben ser cambiados con frecuencia (típicamente después de cada registro). No hay excusa para mantener un control estricto sobre el rango BÙP.

•

VIBRACIONES

Durante las operaciones de perforación ocurren problemas de vibración en la sarta de perforación, debido a los cambios de formación, dureza de formaciones y mala limpieza del fondo de pozo; que pueden causar problemas secundarios a las herramientas del ensamblaje de fondo de pozo (BHA) provocando grandes pérdidas de tiempo y costos en la perforación. Para lo cual es de vital importancia operar de una manera correcta la sarta al presentarse estos problemas de vibración.

Al presentarse vibraciones se recomienda levantar la sarta a unos dos pies del fondo del pozo, consecuentemente disminuir la rotaria (r.p.m.) en rangos de 10 en 10 r.p.m. hasta lograr detener la sarta totalmente y así eliminar las vibraciones; posteriormente para continuar la perforación de igual forma se incrementara las r.p.m. de 10 en 10 hasta alcanzar el fondo del pozo y continuar perforando.

163

•

GAUGE DE LOS ESTABILIZADORES

Los estabilizadores que sean usados en el ensamblaje de fondo de pozo sufren desgaste constante en las aletas durante las operaciones de perforación, siendo el desgaste mayor en formaciones extremadamente duras; por lo que en las perforaciones direccionales se debe tener en cuenta este problema para lograr el efecto de construcción, mantenimiento o reducción del ángulo de inclinación en la trayectoria planeada.

Si el desgaste es mayor en los estabilizadores el control de trayectoria será pobre, por lo que se necesitara sacar la sarta de perforación para remplazar los estabilizadores y lograr un mejor control de la trayectoria del pozo.

164

CAPITULO IV

4.

PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO EN LA SECCIÓN DE 61/8” DEL POZO SACHA 179H

4.1.

INTRODUCCIÓN

En primer lugar el departamento de perforación de la compañía ANADRILL trabaja con los geólogos de PETROPRODUCCIÓN, para definir las coordenadas de superficie, las coordenadas del tarjet (objetivo) y ubicar los topes de las formaciones en el área que se va perforar, para posteriormente diseñar la trayectoria del pozo 179H.

Una vez diseñada la trayectoria del pozo se debe definir la función que deben realizar los BHAs en las diferentes secciones de la trayectoria propuesta, para finalmente diseñar los correspondientes BHAs para la perforación del pozo 179H.

4.2.

CONCEPTOS BÁSICOS

El control direccional de la trayectoria de un pozo se hace a través de dos tipos de BHAs: BHAs Dirigidos con motores de fondo (PDM) y BHAs Rotarios (uso de nueva tecnología POWERDRIVE). Los BHAs Rotarios se usan porque se puede perforar secciones tangentes donde el objetivo es mantener el ángulo y perforar recto, también se 165

usan donde la tendencia de las formaciones y la economía del proyecto no aguanta el uso del BHAs Dirigidos todo el tiempo.

Las técnicas de desviación con whipstocks no son tan comunes ahora como en el pasado, al igual el uso de motores de fondo en la actualidad esta perdiendo fuerza debido al uso de la nueva tecnología PowerDrive; ya que este sistema proporciona un mayor control en la trayectoria de pozo y permite al perforador direccional realizar las correcciones en tiempo real, evitando desviaciones de la trayectoria y a la vez disminuyendo los viajes para corregir dichos problemas.

Consecuentemente en la actualidad ya no se utiliza herramientas de registro de desviación con cable, han sido remplazadas por herramientas que proporcionan registros de desviación en tiempo real mientras se perfora (MWD) y registros eléctricos en tiempo real (LWD).

El principio fundamental que debe respetarse al diseñar los BHAs es que a los esfuerzos a los que se somete los componentes tubulares deben ser siempre inferiores a las resistencias de dichos componentes, para evitar deformaciones y consecuentemente evitar la reducción de la capacidad de resistencia de estos componentes

166

4.3.

OBJETIVO DE LOS BHAs

El adecuado diseño de BHAs de perforación en la sección de 6 1/8” del pozo 179H en el campo Sacha permitirá reducir los costos y tiempos de perforación a través de:

•

Optimizar el número de Heavy Weigtht (HWDP) y Drill Pipe (DP).

•

Reducir la posibilidad de pegaduras por presión diferencial.

•

Mantener un buen control sobre la trayectoria del pozo (fase de navegación).

•

Reducir arrastres.

•

Evitar altas severidades con los doglegs.

•

Minimizar Vibraciones.

•

Aumentar la rata de penetración (ROP).

Y de esta manera colocar el pozo 179H en forma horizontal en la Arenisca “U”.

4.4.

OBJETIVOS DE POZO

•

Interceptar la Arenisca “U” INFERIOR donde se determina la zona de interés, manteniendo una buena práctica de perforación.

•

Optimizar la producción del reservorio.

167

4.5.

PASOS PREDETERMINADOS PARA EL DISEÑO DE BHAs

4.5.1. TRABAJO CON GEÓLOGOS Los geólogos de Petroproducción proporcionan información a SCHLUMBERGER sobre datos para la planeación del pozo.

•

•

Ubicación de la Locación.

•

La columna Estratigráfica.

•

Los Topes de la Formaciones.

•

Las coordenadas de superficie y las coordenadas del target (objetivo).

UBICACIÓN FIGURA Nº 52: UBICACIÓN POZO SACHA 179H


168

•

COLUMNA ESTATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL CAMPO SACHA FIGURA Nº 53: COLUMNA ESTATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL CAMPO SACHA


169

•

TOPES ESTIMADOS TABLA Nº 4: TOPES ESTIMADOS POZO SACHA 179H


170

•

COORDENADAS DE SUPERFICIE E INFORMACIÓN DEL OBJETIVO

TABLA Nº 5: COORDENADAS DE SUPERFICIE


TABLA Nº 6: INFORMACIÓN DEL OBJETIVO


171

4.5.2. DISEÑO DE LA TRAYECTORIA

Posteriormente el departamento de perforación de SCHLUMBERGER (ANADRILL) procede al diseño de la trayectoria del pozo. Una vez conocido las coordenadas de superficie, del target y la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) se inicia con el trabajo de la planeación del pozo, determinando los primeros datos tales como:

•

Kickoff Point (KOP)

•

Buil up Rate (BUR)

•

Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

•

Dirección (Azimut)

Estos datos se utilizan en un plano de sección vertical, en el cual se ubica el punto Kickoff Point (KOP) y el Target, posteriormente con el dato de Builup Rate (BUR) se realiza una curva de acuerdo al incremento de grados por cada cien pies y se proyecta secciones tangenciales para llegar al target de la manera mas segura y rápida posible asegurando la integridad del pozo en la operación de perforación.

Cabe destacar que en el diseño de la trayectoria del pozo tiene gran validez la experiencia de las personas encargadas en la planeación así como hay que contar con las

172

características de las formaciones para no encontrarse con problemas futuros durante las operaciones de perforación.

Previamente planeada la trayectoria del pozo se puede determinar:

•

Máximo ángulo

•

End of Builup EOB en la profundidad vertical verdadera (TVD)

•

End of Builup EOB en la profundidad medida (MD)

•

Desplazamiento de End of Builup EOB

•

Profundidad Medida (measurement depth MD)

Nota: El profesional encargado en la planeación del pozo tiene acceso al programa del computador para ayudarse en el desarrollo del mejor perfil posible.

•

TRAYECTORIA PLANEADA VS TRAYECTORIA REAL DEL POZO SACHA 179H

La principal razón por la que se planeo la trayectoria del pozo 179H como muestra en la figura 54, fue el de llevar el pozo hasta un desplazamiento horizontal de -800 pies con un azimut de 102º en la profundidad vertical verdadera de 7000 pies; para suavizar la curva en la profundidad vertical verdadera de 9463 pies y una profundidad medida de 173

10995 pies y

posteriormente cambiar de azimut a 283,88º ,para lograr un

desplazamiento horizontal de 2500 pies y lograr colocar el pozo en la ARENISCA “U” INFERIOR (FASE DE NAVEGACIÓN).

La trayectoria de pozo Sacha 179H empieza desde la superficie con 0.00º de inclinación y 102º de azimut en donde se perfora la fase vertical hacia abajo hasta la profundidad de 1000 pies. En dicha profundidad se empieza a construir ángulo cambiando la inclinación del pozo hasta una profundidad vertical verdadera de 2690 pies y una profundidad medida de 3000 pies, alcanzando una inclinación de 20.00º y manteniendo el azimut de 102º; para luego perforar una sección tangente hasta una profundidad vertical verdadera de 3242 pies y una profundidad medida de 3300 pies, manteniendo el azimut e inclinación; posteriormente se tumba el ángulo hasta alcanzar una profundidad vertical verdadera de 5201 pies y una profundidad medida de 5300 pies, alcanzando una inclinación de 0.00º y manteniendo el azimut de 102º; para luego perforar una sección tangente hasta una profundidad vertical verdadera de 7000 pies y una profundidad medida de 7099 pies, manteniendo inclinación y en donde el azimut va a cambiar a 286,76º; consecuentemente se construye ángulo hasta llegar a el punto de entrada en la arenisca “U” inferior a la profundidad vertical verdadera de 9420 pies y una profundidad medida de 10500 pies, manteniendo el azimut e incrementando el ángulo hasta una inclinación de 79,05º; y finalmente incrementar ángulo hasta alcanzar los 90º de inclinación a la profundidad vertical verdadera de 9463 pies y una profundidad medida de 10995 pies y colocar el pozo en la fase de navegación manteniendo el azimut en 283,88º hasta alcanzar una profundidad medida de 11795pies.

174

FIGURA Nº 54: TRAYECTORIA PLANEADA VS TRAYECTORIA REAL DEL

Sacha 179H T ue 02:32 PM F ebruary 13, 2007 Petroproduccion Sacha 179H

POZO SACHA 179H

Petroproduccion WELL

FIELD

Sacha 179H Magnetic Parameters BGGM 2005 Model:

STRUCTURE

Petroproduccion_Sacha 179H

22.103° Dip: Mag Dec: -2.863°

January 11, 2007 29630.3 nT

Date: FS:

Surface Location S0 23 32.881 Lat: W76 53 39.665 Lon:

Sacha 179H Structure

UTM Zone 18S - WGS84, Meters Northing: 9956596.73 m Grid Conv: +0.01298073° Easting: 289172.37 m Scale Fact: 1.0001502612

-4000

-3500

-3000

-2500

Miscellaneous Sacha 179H Slot: SACHA 179H MWD Plan:

-2000

-1500

-1000

-500

TVD Ref: Rotary Table (889.00 ft above MSL) Srvy Date: January 11, 2007

0

500

1000

1500

2000

2500

3000 -2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3000 2500

2500

2000

2000

-500

0

T ie -In

0 MD 0 TVD 0.00° 0.00°az 0 departure

1500

1500

P roye ccion a l Fondo

11650 MD 9459 TVD 88.93° 292.24°az N=797 E=-2210

<<< S Scale = 1(in):500(ft) N >>>

500

1000

1500

2000

2500

SACHA 179H MWD

1000

Sacha 179H Plan Rev A3

U ltimo Surve y

11585 MD 9458 TVD 88.93° 292.24°az N=772 E=-2150

500

1000

9 5/8" Ca sing P oint

9081 MD 8775 TVD 46.08° 286.76°az N=53 E=53

Sacha 179H Salida 1000ft

500

Sacha179H Entrada E OC

5300 MD 5201 TVD 0.00° 102.00°az N=-165 E=776

0

0 5" Ca sing-T D

11795 MD 9463 TVD 90.00° 283.88°az N=728 E=-2389

T ie -In

0 MD 0 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0

7" Ca sing Point

-500

10345 MD 9386 TVD 75.47° 286.76°az N=367 E=-992

-500


5527 MD 5428 TVD 0.00° 286.76°az N=-165 E=776

-1000

-1000

3000 -1500

-1500 Grid

3500 True

-2000

-2000

4000

Mag

TVD Scale = 1(in):500(ft)

-2500

-2500 Grid North Tot Corr (M->G -2.8760°) Mag Dec (-2.863°) Grid Conv (+0.01298073°)

4500 -3000

-3000

5000

-4000


-3500

-3000

-2500

5000 -2000 -1500

5527 MD 5428 TVD 0.00° 286.76°az -790 departure

5500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

<<< W Scale = 1(in):500(ft) E >>>

Orteguaza 5526 5427 TVD

5500

6000

6000 Tiyuyacu 6158 6059 TVD

Surface Location Northing: 9956596.73 ft Easting: 289172.37 ft

6500

6500

7000

Target Description Shape Major Axis Target Name Sacha179H Circle 100.00 Entrada Sacha 179H Salida Circle 100.00 1000ft U Inferior Base Plane 100.00

N(+)/S(-)

Grid Coord E(+)/W(-)

9956721.98

288826.17

Critical Point Tie-In Ultimo Survey Proyeccion al Fondo

7500

MD 0.00 11584.84 11650.00

INCL 0.00 88.93 88.93

9420.00

VSec 1206.13

Local Coord N(+)/S(-) E(+)/W(-) 410.86

-1135.66

288545.40

9450.00

2163.28

672.04

-2056.68

288816.62

9468.00

1194.24

267.47

-1166.99

N(+) / S(-) 0.00 772.03 796.69

E(+) / W(-) 0.00 -2149.83 -2210.13

1.77 0.00

7000

Tope Conglomerado Tiyuyacu 7485 7385 TVD

TVD

9956801.60 9956678.27

AZIM 0.00 292.24 292.24

Critical Points TVD 0.00 9457.54 9458.76

VSEC 0.00 2281.55 2346.43

DLS

7500

Tena 7945 7830 TVD

8000

8000 9 5/ 8" Ca sing P oint

9081 MD 8775 TVD 46.08° 286.76°az -35 departure

8500

8500 Basal Tena 8920 8660 TVD

9000

5" Ca sing-T D

Napo 8982 8705 TVD


Caliza M-1 9343 8947 TVD

9000

Caliza M-2 9774 9180 TVD Caliza "A" 10092 9310 TVD Zona "U" Superior 10342 9385 TVD

9500

Sacha179H Entrada Zona Arenisca "U" Inf erior 10499 9420 TVD


9500


U Inferior Base

U ltimo S urve y


10000

SACHA 179H MWD

10000

7" Ca sing Point


10500

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

Proye ccion a l Fondo


1000

1500

2000

10500

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Vertical Section (ft) Azim = 286.97°, Scale = 1(in):500(ft) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W


175

Drawn By: Date Created: Checked By: Checked Date: Approved By: Approved Date:

Oscar Montalvo Tue 02:32 PM February 13, 2007

4.5.3. IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO

Una vez determinada la trayectoria planeada del pozo 179H se procede a identificar: •

Puntos de Casing

•

Tamaños de Hueco

La identificación de los puntos de casing la realizan los Geomecánicos por medio de esfuerzos de las formaciones y del peso de la columna de lodo y lograr determinar los tamaños de huecos. TABLA Nº 7: PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO

CASING Y

TAMAÑO DE

PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD

LINER

HUECO

VERTICAL

MEDIDA

VERDADERA 13 3/8 “ CASING

16”

5428

5527

9 5/8” CASING

12 ¼”

8706

8983

7” LINER

8 1/2”

9420

10500

5” LINER

6 1/8”

9463

11795


176

FIGURA Nº 55: PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO


177

4.5.4. DISPONIBILIDAD DE HERRAMIENTAS Y ESPECIFICACIONES EN FUNCIÓN DE TAMAÑOS DE HUECO

ANADRILL utiliza en Ecuador herramientas hasta de un diámetro exterior (OD) de 8 ½”; dependiendo del tamaño del hueco a perforar:

TABLA Nº 8: HERRAMIENTAS UTILIZADAS PARA CADA TAMAÑO DE HUECO

HERRAMIENTAS (PULG)

TAMAÑO DE HUECO (PULG)

8 ½”

16” Y 12 ¼”

6 3/4”

8 ½”

4 ¾”

6 1/8” FUENTE: PETROPRODUCCIÓN

ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

4.6.

FUNCIÓN DE LOS BHAs EN LA TRAYECTORIA PROPUESTA

•

En primer lugar se utilizara un ensamblaje de fondo con MOTOR con el propósito de perforar parte de la sección de 6 1/8” desde una profundidad vertical verdadera (TVD) de 10352 pies (PUNTO DE LINER DE 7”) y una

178

profundidad medida (MD) de 10791 pies; pasando por el punto de entrada en la fase de navegación a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 9416 pies y una profundidad medida (MD) de 11650 pies Por lo que la función a cumplir que realizó este BHA fue de construir ángulo empezando con una inclinación de 75,04 grados hasta 79,9 grados.

Se armó el BHA con Motor de fondo y un bent housing de 1.5 grados, se incrementa la inclinación hasta los 75,04 grados mediante deslizamientos, posteriormente y de acuerdo a lo estimado continuo incrementando inclinación en modo rotacional hasta los 79,9 grados. Se dejo el pozo a 6 pies del plan propuesto.

•

Y en segundo lugar se utilizara un ensamblaje de fondo con POWERDRIVE con el propósito de tumbar ángulo rápidamente para colocar el pozo en la arenisca “U” inferior (debido a que en la realidad se presenta un buzamiento de 1,7º de la capa superior), para posteriormente construir ángulo a mas o menos 80 grados y perforar la fase de navegación hasta alcanzar la profundidad total (TD)de 11650 pies a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 9459 pies

179

Petroproduccion WELL

FIELD

Sacha 179H Magnetic Parameters Model: BGGM 2005

STRUCTURE

Petroproduccion_Sacha 179H

Dip: Mag Dec:

Date: FS:

22.100° -2.869°

Surface Location Lat: S0 23 32.881 Lon: W76 53 39.665

January 30, 2007 29626.1 nT

Northing: Easting:

Sacha 179H Structure Miscellaneous Slot: Sacha 179H Plan: Sacha 179H Plan Rev A7

UTM Zone 18S - WGS84, Meters Grid Conv: +0.01298073° 9956596.73 m Scale Fact: 1.0001502612 289172.37 m

TVD Ref: Srvy Date:

Rotary Table (889.00 ft above MSL) February 02, 2007

-2400

-2300

-2200

-2100

-2000

-1900

-1800

-1700

-1600

-1500

-1400

-1300

-1200

-1100

-1000

-900

-800

1200

Surface Location Northing: 9956596.73 ft

1200

1100

Easting: 289172.37 ft

-700

1100

Target Des cription Target Name

Shape Major Axis

Sacha179H Circle 100.00 Entrada Sacha 179H Circle 100.00 Salida

1000

Critical Point Tie-In

MD 10286.13

INCL 74.98

AZIM 286.54

Critical Points TVD 9368.66

VSEC 990.47

N(+) / S(-) 354.34

E(+) / W(-) -927.43

DLS

.7" Liner Point Entry Point ~Tope Lente Lutitico ~Bas e Lente Lutitico

10350.00 10490.98 10636.53 10688.70

75.04 79.70 84.50 84.50

286.54 286.54 286.54 286.54

9385.18 9416.00 9436.00 9441.00

1052.16 1189.69 1333.82 1385.74

371.90 411.05 452.09 466.87

-986.57 -1118.41 -1256.58 -1306.36

0.09 3.31 3.30 0.00

Navigation Level .TD

10855.51 11655.51

90.00 90.00

286.54 286.54

9449.00 9449.00

1552.29 2352.27

514.28 742.03

-1466.02 -2232.92

3.30 0.00

To(ft) 10350

10350

10491

10491

10636.5

10636.5

10688.7

10688.7

10855.5

10855.5

11655.5

800

Action Build 0.09°/100ft From inc 74.98° to 75.04° On Az 286.54° From 9369 ft TVD to 9385 ft TVD. Build 3.31°/100ft From inc 75.04° to 79.70° On Az 286.54° From 9385 ft TVD to 9416 ft TVD. Build 3.30°/100ft From inc 79.70° to 84.50° On Az 286.54° From 9416 ft TVD to 9436 ft TVD. Drill Tangent Hold on inc 84.50° Hold on Az 286.54° From 9436 ft TVD to 9441 ft TVD. Build 3.30°/100ft From inc 84.50° to 90.00° On Az 286.54° From 9441 ft TVD to 9449 ft TVD. Drill Tangent Hold on inc 90.00° Hold on Az 286.54° From 9449 ft TVD to 9449 ft TVD

1000

Ultimo Survey 11585 MD 9458 TVD 88.93° 292.24°az N=772 E=-2150

900

800

SACHA 179H MWD


<<< S Scale = 1(in):100(ft) N >>>

From(ft) 10286.1

900

Proyeccion al Fondo 11650 MD 9459 TVD 88.93° 292.24°az N=797 E=-2210

700

700 Sacha 179H Salida 1000ft

TD 11656 MD 9449 TVD 600 90.00° 286.54°az N=742 E=-2233

T ie-In 10286 MD 9369 TVD 74.98° 286.54°az N=354 E=-927

500

400

860

896

932

967

1003

1039

1075

1111

1147

1182

1218

1254

1290

1326

1362

1397

1433

1469

1505

1541

1577

1612

1648

1684

1720

1756

1792

1827

1863

300

1899

1935

1971

Grid

2006

2042

2078

2114

2150

2186

2221

0

-100

200 2365

2401

2436

2472 9244100

7" Liner Point 10350 MD 9385 TVD 75.04° 286.54°az N=372 E=-987

True

9316

400

SACHA 179H MWD

Entry Point 10491 MD 9416 TVD 79.70° 286.54°az N=411 E=-1118 2257 2293 2329

100

9280

500

Navigation Level 10856 MD 9449 TVD 90.00° 286.54°az N=514 E=-1466

200

9244

600

Sacha179H Entrada

300

Mag

92800

Grid North

9316-100

Tot Corr (M->G -2.8820°) Mag Dec (-2.869°) Grid Conv (+0.01298073°)

SACHA 179H MWD

-2400

-2300

-2200

-2100

-2000

-1900

9352

-1800

-1700

<<< W

-1600

-1500

-1400

-1300

-1200

Scale = 1(in):100(ft) E >>>

9423

-1100

-1000

-900

-800

TD 11656 MD 9449 TVD 90.00° 286.54°az 2352 departure

9387

TVD Scale = 1(in):35.83(ft)

Sacha 179H

Tue 09:59 AM February 06, 2007 Petroproduccion Sacha 179H

FIGURA Nº 56: TRAYECTORIA DE LA SECCIÒN 6 1/8”

9387

9423

Sacha179H Entrada

Tope Lente Lutitico 10637 9436 TVD Base Lente Lutitico 10689 9441 TVD



9459

9459

SACHA 179H MWD U Inferior Base

9495

T ie-In 10286 MD 9369 TVD 7" Liner Point 74.98° 286.54°az 10350 MD 9385 TVD 990 departure 75.04° 286.54°az 1052 departure

Ultimo Survey 11585 MD 9458 TVD 88.93° 292.24°az 2282 departure

Entry Point 10491 MD 9416 TVD 79.70° 286.54°az 1190 departure

9531

-700 9352

9495

9531

Proyeccion al Fondo 11650 MD 9459 TVD 88.93° 292.24°az 2346 departure

Navigation Level 10856 MD 9449 TVD 90.00° 286.54°az 1552 departure

9567

9567

9602

9602

9638

9638

9674

9674 860

896

932

967

1003

1039

1075

1111

1147

1182

1218

1254

1290

1326

1362

1397

1433

1469

1505

1541

1577

1612

1648

1684

1720

1756

1792

1827

1863

1899

1935

1971

2006

2042

2078

2114

2150

2186

2221

2257

2293

2329

2365

2401

2436

2472

Vertical Section (ft) Azim = 286.97°, Scale = 1(in):35.83(ft) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W Drawn By: Date Created: Checked By: Checked Date: Approved By: Approved Date:

FUENTE: SCHLUMBERGER ELABORADO POR: JOSÉ LUIS

180

OSCAR MONTALVO Tue 09:59 AM February 06, 2007

4.7.

PROCEDIMIENTO PRÁCTICO PARA EL DISEÑO DE BHAs CON

MOTOR DE FONDO Y POWERDRIVE

El diseño de ensamblajes de fondo de pozo (BHAs) en la sección de 6 1/8” del pozo Sacha 179H se realizó con MOTOR DE FONDO y POWERDRIVE:

4.7.1. DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO (BHA) CON MOTOR

El diseño de BHAs depende de:

•

Respuesta de BHA a cambios en los parámetros de operación (WOB) y a las tendencias de las formaciones.

•

Diámetro y Distancia de los estabilizadores

•

Ángulo del Pozo

•

Ángulo del Motor de Fondo

Para lo cual el ingeniero deberá recopilar información de la sección 6 1/8” como:

181

•

Profundidad de Entrada 10352 pies (punto del liner de 7”).

•

Diámetro de la Barrena 6,125 pulgadas.

•

Profundidad Programada 11795 pies.

•

Diámetro del Liner a ser utilizado 5” (sección de 6 1/8”).

•

Diámetro de los Heavy Weight 3,5 pulgadas.

•

Peso de los Heavy Weight (kg/m) 34,523.

•

Diámetro, Grado, Clase, Peso de los Drill Pipe:

3 1/2”; G105;

Premiun;

19,79Kg/m. •

Resistencia a la Tensión de los Drill Pipe: 271570 lbs.

•

Peso sobre la barrena (WOB) 4 mínimo - 20 máximo toneladas.

•

Densidad del lodo de perforación 9 lb/gal ó 1,07857 gr/cm3

•

CONOCER EL FUNCIONAMIENTO DEL MOTOR Y POWERDRIVE.

Para posteriormente proceder al cálculo de: •

Longitud de Heavy Weight Drill Pipe

•

Máxima tensión permisible y tensión de trabajo para cada sección de tubería

•

Longitud de los Drill Pipe (grado y peso)

•

Buscar puntos de apoyo y distancia entre puntos de apoyo (uso de estabilizadores)

182

•

CÁLCULO DE LA LONGITUD DE HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP)

Los heavy weight se utilizan para proporcionar peso a la barrena; y en las operaciones de perforación no se debe usar en ángulos mayores a 40 grados de inclinación.

La mínima longitud de HWDP se calcula: En primer lugar se determina el factor de flotabilidad utilizando la densidad del lodo de perforación en gr/cm3 y la densidad del acero que es igual a 7,856 gr/cm3 : Por lo que el resultado será adimensional. FF = 1 −

FF = 1 −

P lodo 7,856

1,07857 7,856

FF = 0,861

Consecuentemente se calcula la longitud de los heavy weight “tubería pesada” con la siguiente ecuación: LTP =

671,4 * PSB * Fd PLB * LLB − PTP * F f * Cosθ PTP

LTP =

671,4 * 4 *1,2 23,2 * 0,861* Cos 72,50º

183

LTP =

3222,72 6,07

LTP = 530,92(m)

Transformar de metros a pies

530,92m •

•

3,281 pies = 1741,9 pies // 1m

CÁLCULO MÁXIMA TENSIÓN PERMISIBLE Y TENSIÓN DE TRABAJO PARA CADA SECCIÓN DE TUBERÍA

Para realizar el cálculo es necesario considerar la resistencia a la tensión, factor de diseño a la tensión, Tensión de Trabajo, a la que estará expuesta la tubería durante las operaciones normales de peroración, Margen de Jalón o Tensión Máxima a la que los Drill Pipe estarán sometidos. El factor de diseño de tensión (FdT) varía de 1.0 a 1.152 de acuerdo a la severidad de perforación del pozo. Con la siguiente ecuación determinamos la máxima tensión permisible (MTP): M TP

M TP

4,59 *10−4 RT = FdT

4,59 * 10−4 (271570) = 1,3225 M TP = 93,227(ton)

184

Posteriormente se determina el margen de jalón (MJ), para poder determinar la tensión de trabajo (TT). Mj =

Mj =

Ph FS

96,916 1,2

M j = 80,764(ton) TT = M TP − M J TT = 93,227 − 80,764 TT = 12,4628(ton)

Transformar de toneladas a libras ton •

12,4628

2205 libras = 27480,57 Libras // 1 ton

Por lo tanto el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre; y la tensión de trabajo sea menor a la máxima tensión permisible.

•

CÁLCULO DE LA LONGITUD DE LOS DRILL PIPE (GRADO Y PESO)

Y finalmente se determinara la longitud de los drill pipe “tubería de trabajo”.

LTT

⎛ TT ⎜⎜ F =⎝ T

⎞ ⎟⎟ − 1,49 x10− 3 PLB LLB + PTP LLP ⎠ 1,49 x10− 3 PTT

(

185

)

LTT

⎛ 27480,57 ⎞ ⎜ ⎟ − 1,49 x10 − 3 (40375,2 + 530,42 ) 0 , 861 ⎠ =⎝ 1,49 x10 − 3 (13,3)

LTT =

31917,04 − 31909,56 0,019817 LTT =

7,48 0,019817

LTT = 377,45(m)

Transformar de metros a pies 377,45 m •

3,281 pies = 1238,2 pies // 1m

Longitud de drill pipe = 1238,2; Grado E; Clase Premiun.

•

BUSCAR PUNTOS DE APOYO Y DISTANCIA ENTRE PUNTOS DE APOYO (USO DE ESTABILIZADORES)

La manipulación de la posición y número de estabilizadores (puntos de tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo.

El punto de tangencia o contacto no es mas que la distancia de la barrena al primer punto donde el ensamblaje de fondo hace contacto con las paredes del agujero o tubería de revestimiento.

186

En un BHA rotario el peso de los Heavy Weight (HWDP) y el peso sobre la barrena (WOB) dan una tendencia a flexionarse hacia el lado bajo del pozo; la distancia de los estabilizadores como el diámetro de los mismos se usan para el diseño de el BHA con la finalidad de controlar la magnitud de flexión, para lograr el efecto direccional deseado.

En el diseño de BHAs con motor se toma en cuenta el diámetro de la camisa del motor y el diámetro del estabilizador a ser usado tomando en cuenta los siguientes criterios:

•

Si el diámetro máximo del estabilizador es igual al diámetro máximo de la camisa del motor, el BHA mantendrá inclinación, perforando una sección tangente.

•

Si el diámetro máximo del estabilizador es mayor al diámetro máximo de la camisa del motor, el BHA tumbara inclinación; ósea la longitud del BHA desde la barrena al primer estabilizador, cuelga como un péndulo debido a su propio peso y el BHA tumbara mas ángulo si le aplicamos mas peso sobre la barrena (WOB) y le reducimos velocidad rotaria.

•

Si el diámetro máximo del estabilizador es menor al diámetro máximo de la camisa del motor, el BHA construirá inclinación; y construirá más ángulo si le aplicamos mas peso sobre la barrena (WOB).

187

El comportamiento de un BHA liso (sin estabilizadores) proporciona las bases para determinar la posición y número de estabilizadores; cuando se aplica peso sobre la barrena se originan fuerzas de péndulo o de pandeo y la deflexión de la tubería. La resultante de estas fuerzas laterales depende de la longitud del punto de tangencia LT: Y finalmente de la longitud al punto de tangencia depende de un buen control del ángulo del pozo.

Por lo que se determina siguiendo el siguiente procedimiento:

1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia en metros (m), para un peso sobre la barrena: De acuerdo a la experiencia se recomendó una longitud de 7 (m). 2. Determinar, en tablas, el peso de la tubería, que en este caso es de 23,2 (lb/pie) de los Heavy Weight (HWDP). 3. Conocer el factor de flotabilidad. 4. Calcular la carga compresiva de los Heavy Weight (HWDP) en toneladas con la siguiente ecuación:

C CLB = PSB − 7,45 x10 −4 PLB FF LT (Sen θ ) C CLB = 20 − (7,45 x10 −4 )(23,2)(0,861)(7) (Sen 72,5) CCLB = 19,9toneladas

188

5. Calcular la rigidez de los Heavy Weight (HWDP) en lb-pulg2 con la siguiente ecuación: RLB = 1,424 x10 6 (dlLB 4 − diLB 4 ) R LB = 1,424 x10 6 (3,5 4 − 2,25 4 ) R LB = 1,424 x10 6 (124 , 433) RLB = 1'77.193.437,5lb − pu lg 2

6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación:

⎛C µ = 924 LT ⎜⎜ CLB ⎝ RLB

⎞ ⎟⎟ ⎠

0 ,5

19,9 ⎛ ⎞ µ = 924(7)⎜ ⎟ ⎝ 177193437,5 ⎠

0,5

µ = 2,174 //

7. Calcular la función trasedental X (adimensional) con la siguiente ecuación: X =

X =

3(tan µ − µ )

µ3

3(tan 2,174 − 2,174) 2,174 3

X = 0,624 189

8. Calcular el claro ( l ) en pulgadas entre el agujero y el diámetro exterior de los Heavy Weight (HWDP) con la siguiente ecuación:

l = 0,5(db − dlLB )

l = 0,5(6,125 − 3,5) l = 1,3125 (Pulgadas) 9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT en (m) con la siguiente ecuación: ⎡ 1,2 x10 RLB l ⎤ LT = ⎢ ⎥ ⎢⎣ PLB FF ( Senθ ) x ⎥⎦ −4

0, 25

⎡ 1,2 x10 (177193437,5)(1,3125) ⎤ LT = ⎢ ⎥ ⎢⎣ (23,2)(0,861)( Sen72,5º )(0,624) ⎥⎦ −4

⎡ 27907,966 ⎤ LT = ⎢ ⎥ ⎣ 11,881 ⎦

0 , 25

LT = 7 // (m)

Entonces LT supuesta tiene que ser igual a LT obtenida. LT supuesta = LT obtenida

7 (m) =

7(m)

Transformamos los 7(m) a pies 7m •

3,281 pies = 22,967 pies lm

190

0 , 25

•

ARMAR EL ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO BHAs

El BHA Nº 13 utilizado para la sección de 6 1/8” en el pozo 179H fue: TABLA Nº 9: BHA #13

Nº

1

Nombre

6 1/8” PDC Barren.

OD/ID

Max

Conexion

Long

Long Acum

(pulg)

OD

(pulg)

(pies)

(pies)

3.88

6.13

0.75

0.75

22.28

23.03

2.34

25.37

5.84

31.21

26.32

57.53

34.92

92.45

1.25 2

A475M7838XP1.5º

4.75

Facto Motor

3.75

3.5 REG Pin 5.88

3.5 REG Box 3.5 IF Box

0.54rev/gal 3

Float Sub

4.75

4.75

2.81 4

5 7/8” Estabilizador

4.75

3.5 IF Box 5.88

2.25 5

PeriScope 15

4.75

Impulse

4.75

3.5 IF Pin 3.5 IF Box

5.25

2.50 6

3.5 IF Pin

3.5 IF Pin 3.5 IF Pin

5.25

191

3.5 IF Box

2.50 7

4 ¾” Flex Monel

4.50

3.5 IF Box 4.50

2.25 8

33 x 3 ½” HWDP

3.50

39 X 3 ½” DP

3.43

4.75

9 X 3 ½” HWDP

3.50

5.00

Martillo Hidráulico

4.75

4.75

15 x 3 ½” HWDP

3.50

4.83

Crossover

6.25

1130.04

3.5 IF Pin

1231.79

2361.83

3.5 IF Pin

274.27

2636.10

3.5 IF Pin

15.47

2651.57

458.40

3109.97

3.29

3113.26

3.5 IF Box 4.75

2.25 13

1007.64

3.5 IF Pin

2.13 12

3.5 IF Pin

3.5 IF Box

2.25 11

122.40

3.5 IF Box

2.76 10

29.95

3.5 IF Box

2.25 9

3.5 IF Pin


6.25

2.25


192

Peso Total (lb)

Peso bajo del Martillo (lb)

Longitud Total (pies)

71183

58873.3

3113.26

Sensores

Tipo

Dist. Barrena (pies)

Resistividad

40.40

Gamma Ray

50.12

D&I

70.12

Estabilizadores

Long. Aleta (pies)

Nozzles de la Barrena

Long. del punto medio a

Cantidad

Tamaño (1/32 pulg)

3

11.00

TFA (PULG2)

0.28

la barrena (pies) 1.00 1.45

1.88 28.00

Ángulo del Bent Housing es de 1.5grados


193

Entrada

Salida

Profundidad 10352pies Profundidad 10791pies Inclinación

75.04º

Inclinación

79.9º

Dirección

286.54º

Dirección

288.20º

Perf. Total

439 pies

Dogleg

5.79º

194

4.7.2. DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO (BHA) CON POWERDRIVE

Su diseño es similar al de diseño de ensamblaje de fondo de pozo (BHA) con motor con la excepción de buscar puntos de apoyo y distancia entre puntos de apoyo, debido a que solo se utiliza un solo estabilizador en la parte superior del powerdrive, con el objetivo de estabilizar el ensamblaje de fondo para que las herramientas no tengan contacto con las paredes del pozo y también para que el powerdrive pueda realizar su función eficientemente y de esta manera evitar que los pads del powerdrive estén en contacto con la parte baja de la formación al momento de impulsar los pads para realizar las desviaciones correspondientes.

El POWERDRIVE perfora fase horizontal trabajando con la herramienta con settings al 100% tanto para tumbar inclinación como para incrementarla de acuerdo a programa de navegación. Perforó hasta 11650 pies como profundidad final.

Los valores de resistividad en la Arena “U” Inferior se mantuvieron siempre con valores bastante altos durante todo el intervalo.

NOTA: Para el diseño de ensamblajes de fondo BHAs, el procedimiento práctico

descrito anteriormente no es una regla, ya que se da a conocer amplias referencias para seleccionar los BHAs debido a que a menudo es mas difícil tomar decisiones en cambios de BHA que seleccionar un BHA basico como por ejemplo BHAs tipo Péndulo 195

construyen ángulo y BHAs Fulcrum tumban ángulo dependiendo de las formaciones a atravesar y de la experiencia del comportamiento de los diferentes BHAs.

Cabe destacar que el MOTOR DE FONDO puede generar patas de perro (Dog Legs) de 4, 5, 6; mientras que el POWERDRIVE genera patas de perro de 1,5; 2; 2,5; y máximo de 3 ayudando de esta manera a tener un mejor control en la trayectoria propuesta del pozo.

El BHA Nº 14 utilizado para la sección de 6 1/8” en el pozo 179H fue: TABLA Nº 10: BHA #14

Nº

1

Nombre

6 1/8” PDC Barren.

OD/ID

Max

Conexion

Long

Long Acum

(pulg)

OD

(pulg)

(pies)

(pies)

3.88

6.13

0.75

0.75

14.52

15.27

5.84

21.11

1.25 2

PowerDrive 475

4.94

3.5 REG Pin 5.74

3.5 REG Box

1.61 3

5 7/8” Estabilizador

4.81

3.5 IF Box 6.00

2.25


196

4

Float Sub

4.75

4.75

2.81 5

LWD PeriScope 15

4.75

MWD Impulse

4.75

5.25

4 ¾” Flex Monel

4.50

5.25

33 x 3 ½” HWDP

3.50

4.50

39 X 3 ½” DP

3.43

4.75

9 X 3 ½” HWDP

3.50

5.00

Martillo Hidráulico

4.75

3.5 IF Box

34.92

84.69

3.5 IF Pin

29.95

114.64

3.5 IF Pin

1007.64

1122.28

3.5 IF Pin

1231.79

2354.07

274.27

2628.34

15.47

2643.81

3.5 IF Box 4.75

2.25 11

49.77

3.5 IF Box

2.76 10

26.32

3.5 IF Box

2.25 9

3.5 IF Pin

3.5 IF Box

2.25 8

23.45

3.5 IF Pin

2.25 7

2.34

3.5 IF Box

2.50 6

3.5 IF Pin

3.5 IF Pin 3.5 IF Pin

4.83

197

3.5 IF Pin

2.13 12

15 x 3 ½” HWDP

3.5 IF Box

3.50

4.75

2.25 13

Crossover

3.5 IF Pin

458.40

3102.21

3.29

3105.50

3.5 IF Box

6.25

6.25

2.25


Peso Total (lb)

Peso bajo del Martillo (lb)

Longitud Total (pies)

66299

53988.9

3105.50

Sensores

Estabilizadores

Tipo

Dist. Barrena (pies)

a la barrena (pies)

Resistividad

32.64

32.29

Gamma Ray

42.36

D&I

62.36

Long.

Long. Del punto medio

Aleta (pies) 1.45

198

Nozzles de la Barrena

Cantidad

Tamaño (1/32 pulg)

1

11.00

2

12.00

TFA (PULG2)

0.31


199

Entrada

Salida

Profundidad 10791pies Profundidad

11650

Inclinación

79.9º

Inclinación

88.93º

Dirección

288.20º

Dirección

292.24

Perf. Total

859 pies

Dogleg

2.03

200

4.8.

OPERACIONES DE GEONAVEGACIÓN (DETECTA ARENISCA “U” INFERIOR)

•

Profundidad actual de la broca: 10754 ft MD – Inc. 87.5º – TVD 9435 ft.

•

Ultimo survey: 10669.47 ft MD - Inc. 88.6º – 287.12º - TVD 9428.08 ft

•

Detección del tope de la U Inferior con PeriScope hasta 10 ft TVD de distancia hasta la trayectoria.

Las operaciones de geonavegación recomendadas para perforar con orientación de la trayectoria para bajar ángulo y regresar al plan de navegación. FIGURA Nº 57: DETECTA ARENISCA “U” INFERIOR


201

En la colocación del pozo la profundidad actual de la broca: 11650 ft MD – Inc. 89.9º TVD 9458.76 ft.

•

Ultimo survey: 11584.84 ft MD - Inc. 88.93º – 292.24º - TVD 9457.54 ft

•

Buena detección del tope de la U Inferior con PeriScope hasta 10 ft TVD de distancia de la trayectoria.

•

Mediciones de PeriScope indican tendencia de buzamiento en la dirección del pozo de aproximadamente 1.7°.

FIGURA Nº 58: DETECTA BUZAMIENTO DE 1.7 GRADOS


.

202

4.9.

BARRENA UTILIZADA EN HOYO DE 6 1/8”

BARRENA DE 6 1/8” PDC Tipo HCM406

Esta barrena es diseñada bajo la tecnología Ez-Steer la cual mejora la direccionalidad y mejora el control de la Tool Fase por el número de aletas.

FIGURA Nº 59: BARRENA DE 6 1/8” PDC Tipo HCM406


•

Cortadores:

•

Aletas: Seis para mejor estabilidad y reducir vibración

•

Cuerpo: En carburo de tungsteno

De 13,4mm resistentes a abrasión e impacto.

203

•

Boquillas: Tres porque se requiere tener una buena área total de flujo (TFA) con bajo galonaje

•

Conexión: 3 ½” API Regular

•

Rata de Flujo : 200 - 450 gpm

•

Máx. Peso sobre la Barrena: 22Klb = 9 toneladas

•

ROP = 23.3 Pie/h

4.10. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN HORIZONTAL

El Pozo Horizontal Sacha 179H planificado por Petroproducción, para perforarse en el campo Sacha tiene como objetivo incrementar la producción de petróleo a partir de la formación Napo.

Baker Huges Drilling Fluids, recomienda este programa de fluidos de perforación, basada en las lecciones aprendidas durante la perforación de los pozos en diferentes áreas del Oriente Ecuatoriano, tales como AGIP, PETROSUD, PETOPRODUCCION, (Sacha, Shushufindi, Auca, Sansahuari y Cononaco ), al igual que CPEB y SINOPEC.

El sistema de lodos de Baker Huges Drilling Fluids es libre de sales con un pH. entre 10 y 11. Esto prevendrá el riesgo de problemas de corrosión.

204

La seccion de Napo y la Navegación se realizara con sistemas libre de sólidos y drill in respectivamente. En el caso de la sección de navegación de 6 1/8”, se utilizara el sistema Perflow, con la finalidad de minimizar el daño a la formación.

•

TIPO DE LODO RECOMENDADO: PERFLOW SYSTEM

Esta seccion será perforada con el sistema de fluidos perflow y luego se asentara el liner ranurado de 5”.

Este fluido nos permite obtener un bajo filtrado y muy poca incorporación de sólidos perforados elevados valores de de 3/6 RPM; estas propiedades en conjunto, aseguran la limpieza del hueco durante la etapa de perforación.

La densificación de esta etapa se realizara con carbonato de calcio Hi Mix: recomendándose perforar esta seccion con una densidad de 9- 10 lpg.

El carbonato de calcio utilizado en este sistema, tiene un tamaño de partícula cuidadosamente diseñado para lograr un sellamiento y puenteo óptimos, inclusive en rangos de permeabilidades desde 500 md hasta 5000 md.

El sellamiento logrado tonel Carbonato de Calcio, Hi Mix nos permite mantener un filtrado API menor de 6 cc/30 min; al lograr una mezcla de Biopac/Pac R/LV. 205

Es importante durante la perforación de esta seccion, asegurar que el carbonato tenga suficiente flotabilidad; por lo que el yield point adecuado borneara el valor de 2; in embargo, para alcanzar la limpieza de las camas, se deberá preparar un tren de píldoras a fin de alcanzar la limpieza requerida.

Las concentraciones de Claytrol en el sistema (2.0 – 3.0 lpg), permitirá inhibir aproximadamente las lutitas existentes al inicio de la seccion 6 1/8”.

•

PROBLEMAS COMUNES OCURRIDOS EN LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.

•

Limpieza del hueco

•

Perdidas menores

•

Torque y desgaste del equipo

•

Pega diferencial

206

TABLA Nº 11: VOLUMENES ESTIMADOS VOLUMEN ESTIMADO

BARRILES TOTALES

Volumen de Superficie

500

Volumen de Casing, ( Csg 9 5/8” + Liner 7”)

769

Volumen del hueco

53

Dilución Requerida

298

Volumen Total para el intervalo, bbs

1,620


TABLA Nº 12: PRODUCTOS ESTIMADOS PRODUCTOS

FUNCIONES

CONCENTRACION, ppb

Xamplex D

Producto Viscosificante

1-2

Sulfatrol

Control de Lutitas

2.0

Claytrol

Inhibidor de Arcillas

2.0-3.0

Biopac/Mil Pac R/LV

Controlador de Filtrado

0.25-0.5(Si es necesario)

High Mix

Material Densificante y

Como sea Necesario

Puenteante

207

Caustic Soda

Agente Alcanizante

0.25-0.5

Mil-Lube

Reductor de Torque y Drag

2% (Si es Necesario)

Flowzan

Viscosificante

0.25-0.75


TABLA Nº 13: PROPIEDADES DEL LODO PROPIEDADES

UNIDADES

PROGRAMADAS

Densidad

Lb/gal

8.9-9.2

Viscosidad Plástica

cps

<15

Punto Cedente

Lb/100ft2

14-25

Geles

Lb/100ft2

6-7

Filtrado API

cc

<6

MBT

Lb/bbl

<15

3/6 RPM

Lb/100ft2

9-10 8.5-10.5

pH FUENTE: BAKER CHRISTENSEN ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

208

El agente puentante utilizado en el sistema Perflow es el Carbonato de Calcio High Mix, con una amplia distribución del tamaño de partículas cuidadosamente seleccionada para sellar eficazmente las aperturas de las gargantas porales en formaciones con permeabilidades que varían entre unos pocos milidarcyes y 5 darcyes.

209

CAPITULO V 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.

CONCLUSIONES

•

El uso de la nueva tecnología (PowerDrive y PeriScope) en la perforación horizontal permitió extender la vida del Campo Sacha, ya que la nueva tecnología permite el acceso a reservas que con la tecnología convencional, se habían considerado económicamente poco atractivas.

•

En el pozo Sacha 179H el uso del sistema PowerDrive en combinación con el PeriScope 15 mejoró el aspecto de construcción del pozo, debido a que se mantiene en rotación continua a toda la sarta de perforación, por lo que se traduce en una disminución de tiempo y costos.

•

Los diseños de los BHAs Nº 13 y Nº 14; en la perforación de la sección de 6 1/8 pulgadas fueron de gran ayuda en la manipulación del control de la trayectoria del pozo, mejorando la rata de penetración y minimizando problemas de perforación.

•

Los beneficios de incremento de la tasa de penetración en comparación con el motor de fondo quedan demostrados al utilizar el sistema PowerDrive ya que se elimina la perforación de modo de deslizamiento.

210

•

El PeriScope 15 proporcionó altos valores de resistividad como también se pudo identificar el tope superior de la Arenisca “U” inferior con un buzamiento de 1.7º, por lo que esta información sirve para tomar decisiones en la optimización de la operación de colocación del pozo para el mejoramiento de la producción.

•

Con los datos obtenidos y mostrados del PeriScope en tiempo real permitió realizar las correspondientes desviaciones con el uso del PowerDrive sin necesidad de sacar las herramientas del fondo de pozo para cambiar la inclinación o cambiar del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

•

El uso de la barrena PDC en la sección 6 1/8” logro obtener excelentes ratas de penetración, evitando de esta manera tener problemas de perforación.

•

La información obtenida por la herramienta PeriScope 15 es de valiosa importancia para la actualización del mapeo y navegación de los yacimientos durante la perforación.

•

Los sensores de las herramientas MWD y LWD son parte importante del BHA y la información es enviada desde el fondo del pozo hasta superficie por telemetría en tiempo real para posteriormente ser decodificada y procesada en un formato interpretable.

211

•

El uso de estabilizadores ayuda significativamente en la construcción, mantenimiento y/o reducción del ángulo de inclinación dependiendo de la distancia que se encuentren en el BHA y del diámetro exterior de las aletas.

212

5.2.

RECOMENDACIONES

•

Para garantizar la construcción de un pozo perfecto no basta controlar la trayectoria del pozo, sino que se debe trabajar en forma conjunta con los Geólogos, Geofísicos, Ingenieros de Perforación, Perforador Direccional, Ing de MWD, Ing de lodos, Brocòlogo desde el primer momento para que la perforación direccional resulte exitosa.

•

Usar una barrena de diamante PDC en combinación con la herramienta PowerDrive para maximizar la rata de penetración (ROP) en la fase de navegación o en altos ángulos de inclinación.

•

Tener cuidado cuando se realiza viajes de la sarta de perforación, debido a que las herramientas del BHA principalmente la barrena pueden sufrir daños al tener contacto con el preventor de reventones, cabezal del pozo o cuando se asienta la barrena en el fondo del pozo.

•

Chequear el uso del filtro en superficie en cada conexión de la tubería o parada.

•

Bombear periódicamente píldoras de baja viscosidad seguidas de píldoras de alta viscosidad a fin de ayudar en la limpieza del hueco. (Bombear las píldoras de alta viscosidad cada 100 pies, para asegurar la limpieza del hueco.)

213

•

Para el personal involucrado en operaciones, en caso de que el material de perdida de circulación deba ser preparado y bombeado para cualquier filtración, perdida parcial o total del fluido, la concentración, tipo y tamaño de material a ser usado debe ser discutido con el personal de la operadora, el de MWD y el de direccional. Esto esa muy importante para prevenir el taponamiento de la herramienta de MWD y situaciones de control de pozo desfavorable.

•

En caso de pega de tubería utilice Black Magic SFT (Sack Fishing Tools): Este es un material seco, compuesto de mezclas de asfalto soplado, cal, ácidos grasos, y dispersantes. Puede ser fácilmente almacenado en el taladro para prepararse y espotear el fluido cuando sea necesario tomando en cuenta los pasos indicados en el anexo Nº 5 para el procedimiento de mezcla.

•

Para evitar el ensanchamiento excesivo del hueco se debe evitar tiempos prolongados de circulación del fluido de perforación y movimiento de la tubería de perforación.

214

GLOSARIO

Azimut.- Es el ángulo de inclinación con el cual se desvía el pozo para llegar al

objetivo. Dirección del curso medido en dirección a las manecillas del reloj de 0 360º referido al norte.

Barrena.- Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de

perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación.

Drill Pipe.- Tubería sin costura que se utiliza para dar rotación a la barrena y

circular fluido de perforación; con una longitud de 31 pies que se conectan mediante juntas (generalmente caja -pin).

Fluido de Perforación.- Medio circulante, una de sus funciones es llevar el ripio

(recortes) pozo arriba hasta la superficie. Aunque el fluido de perforación más común es una mezcla de arcilla, agua y varios aditivos químicos, también es posible usar aire y aceite.

Heavy Weigth Drill Pipe.- Tubería usada en lugar de los drill collars para aplicar

peso en el momento de perforar.

215

Kick off Point (KOP).- Punto inicial de desviación, el cual se comienza una curva

de la trayectoria programada, donde la inclinación del pozo se aumenta intencionalmente.

Midiendo Mientras se Perfora (Measurement While Drilling).- Se puede medir

la inclinación y la dirección o azimut del pozo, la posición actual del pozo (tool face), también la temperatura , torque, peso sobre la barrena (WOB) y otros parámetros del pozo.

Non Magnetic Drill Collar.- Collar fabricado con material magnético (monel).

Perforación Controlada.- El avance de hoy en día nos provee herramientas con

nueva tecnología como el PowerDrive, PeriScope que permiten diseñar ensamblaje de fondo de pozo BHA, que controlan la trayectoria planeada de pozos direccionales y verticales con buenos resultados.

Perforación Direccional.- El concepto de perforación direccional tiende a ser

aplicada solamente en pozos NO VERTICALES en los cuales el objetivo final, se encuentra en coordenadas diferentes a las de la boca del pozo. En otras palabras las coordenadas del fondo son diferentes a las coordenadas de superficie.

Plan View (Plano Horizontal).- El plano horizontal es la vista desde arriba,

contiene el vector con origen a la boca del pozo con sentido al objetivo principal

216

(target). La dirección dibujada en el correspondiente cuadrante geográfico, representa el azimut del pozo.

Pozo Horizontal.- Técnica de atravesar las zonas productivas (generalmente

horizontales o cercanas a la horizontal) sin tener que alcanzar las zonas inferiores (innecesarias o que contengan fluidos no deseados) generando un pozo altamente productivo y de larga vida. Consta de un tramo vertical hasta el KOP, seguido de una o varias curvas consecutivas hasta inclinaciones cercanas de 90 grados en la entrada de la zona productora, para continuar en tramos horizontales de longitud variable que sequen la inclinación y sentido de las capas.

Profundidad Medida.- Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el punto de

referencia de la superficie (mesa rotaria) hasta la profundidad de interés o hasta el punto donde se encuentre el objetivo.

Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth).- Es la profundidad real

del pozo proyectado en el plano vertical.

Rata de Penetración.- No es más que la profundidad de perforación expresada en

pies por la unidad de tiempo.

Re – entrada.- Se aplica con mucha frecuencia en el reemplazo

direccionamiento de pozos antiguos.

217

o re-

Registrando Mientras se Perfora (Logging While Drilling) LWD.- mientras se

perfora provee lecturas de Rayos Gamma, Resistividad, Densidad y otras propiedades petrológicas y de depositación de los estratos atravesados en tiempo real que se obtiene en superficie mediante telemetría.

Sarta de Perforación.- Todos los elementos que forman el conjunto que se usa en

perforación rotaria que van desde la junta rotatoria hasta o Top Drive hasta los drill pipe (con sus correspondientes juntas o uniones), los drill collar, estabilizadores, la barrena y varios componentes.

Severidad de Pata de Perro (Dog les) DLG.- Medida de la cantidad de cambio en

la inclinación y/o dirección del pozo, normalmente expresado en grados por cada 100 pies de longitud.

Sidetrack.- Significa salir de una trayectoria diferente a un agujero previamente

perforado.

Vertical Sección View (Plano Vertical).- Plano vertical paralelo a la trayectoria

planeada del pozo.

Viaje.- Es la introducción y extracción de la barrena, que puede ser desde la

superficie hasta el fondo del pozo o viceversa, así mismo cuando se introduce una barrena, perfora hasta su vida útil o juicio del personal especialista de barrenas se saca a superficie para cambio se considera un viaje.

218

BLIBLIOGRAFÍA

1. DRILLCO: “Manual de Perforación”, 1997 2. GRANT PRIDECO: “Tecnología de Mechas PDC”. 3. HALLIBURTON: “Barrenas de perforación”. 4. HALLIBURTON: “Diseño de Perforación de Pozos”. 5. Hilda Meza: “Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales”, Guayaquil-Ecuador, 2000. 6. José Eras Vivanco: “Selección de la zona y diseño de la longitud óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18”, Quito-Ecuador, 2004. 7. PETROPRODUCCIÓN: “Guía para diseño de sartas de perforación”. 8. SCHLUMBERGER: “Hacia un Mejoramiento de la Producción”, Invierno de 2005-2006. 9. SCHLUMBERGER: “Drilling Tools & Deflection Methods”, Quito- Ecuador, Septiembre 2000. 10. SCHLUMBERGER: “Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa Direccional”, Verano de2000. 11. WEATHERFORD: “Dailey Drilling, Fishing and Coiled Tubing Tools”, Febrero, 2000.

219

220

221

222

ANEXOS

223

ANEXOS Nº 1 ESPECIFICACIONES DE LAS HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN

224

ESPECIFICACIONES DE ESTABILIZADORES

225

226

ESPECIFICACIONES DE LOS DRILL PIPE

227

228

ESPECIFICACIONES DE HEAVY WEIGHT

ESPECIFICACIONES DE HEAVY WEIGHT ESPIRAL

229

230

ESPECIFICACIONES DE DRILL COLLAR

231

ESPECIFICACIONES DE POWERDRIVE XTRA 475

Nominal tool OD (in.) [mm]

4 3/4 [120.7]

Available hole size configuration (in.)

5 3/4, 5 7/8, 6, 6 1/8, 6 1/4, 6 3/8, 6 1/2

Nominal tool length (ft) [m]

13.7 [4.17]

Nominal tool weight (lb) [kg]

754 [342]

Drill string connections Top box

NC38 (3 1/2 in. IF)

Bottom box

3 1/2 in. reg

Rotary speed range (rpm)

40–250

Maximum weight on bit (lb)

50,000

Maximum overpull (lb) [kg]

340,000 [154,000]

Maximum torque at the bit (ft-lb)

4,000

Maximum operating temperature

257°F [125°C]§

Build rate

0°–8°/100 ft††

Flow range (gal/min)

220–400

Bit pressure drop required (psi)

650–750

Maximum operating pressure (psi)

20,000

Downward communications

Minimum 20% mud flow variation

232

ANEXO Nº 2 FACTOR DE FLOTABILIDAD

233

234

ANEXO Nº 3 ROSCAS INTERCAMBIABLES DE TUBERÍAS PARA PERFORACIÓN

235

236

ANEXO Nº 4 VALORES DE TORQUE PARA AJUSTAR EL BENT HOUNSING DEL MOTOR DE FONDO

237

238

ANEXO Nº 5 PROCEDIMIENTO DE MEZCLA EN CASO DE PEGA DE TUBERÍA

239

EN CASO DE PEGA DE TUBERÍA:

Utilizar Black Magic SFT (Sack Fishing Tools): Este es un material seco, compuesto de mezclas de asfalto soplado, cal, ácidos grasos, y dispersantes. Puede ser fácilmente almacenado en el taladro para prepararse y espotear el fluido cuando sea necesario.

Procedimiento de Mezcla:

•

Limpiar el tanque de mezcla y lavarlo con agua.

•

Añadir diesel como se indica en la tabla

•

Añadir Black Magic SFT a través del embudo con agitación.

•

Añadir agua y agitar lentamente

•

Añadir MIL-BAR con agitación suave y moderada

•

Para incrementar la viscosidad, añadir Black Magic SFT.

•

Para disminuir la viscosidad añadir diesel.

DENSIDAD

BASE ACEITE

BLACK MAGIC SFT

AGUA

MIL BAR

lpg

Kg/lb

bbl

Kg

bbl

KLg

10

1.2

64

3.096

11

29.736

12

1.4

62

2.822

7

52.863

14

1.7

57

2.547

6

75.992

16

1.9

54

2.272

3

100.22

18

2.2

49

2.023

3

123.348

240

ANEXO Nº 6 HIDRÁULICA DE LA SECCIÓN 6 1/8” POZO 179H

241

242

ANEXO Nº 7 RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 179 H EN PIES/DIA

243

Section ft/day 0

500

1000

1500

1.931

16

466

12 1/4

8 1/2

2000

240

579 6 1/8

Real ft/day Goal ft/day

244

2500

ANEXO Nº 8 RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 179 H EN TIEMPO Vs PROFUNDIDA

245

Time vs Depth 0 Actual Day Plan Day

2000

Clean Day

4000

6000

8000

10000

12000

14000 0

5

10

15

246

20

25

30

ANEXO Nº 9 COMPARACIÓN DE PERFORACIÓN HASTA LA PROFUNDIDAD DE 10000 PIES CON POZOS ANTERIORES

247

Drilling to TD (Days/10,000 ft) 70 60 50 40 30

58 48

43

20

23

10 0 Worse offset-Sacha 175H

Average offset

248

Best offset-SSFD 96H

Total Well

Diseño de Ensamblaje de Fondo (BHA) para perforaciones petroleras

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