DISEÑO DE SARTAS AGOSTO 19

Miembro As oci ado de la I.A.D. I. A.D.C C No. 1608 160841 41

Diseño de Sartas y Perforación Direccional (Teo (T eorí ríaa – Di Dise seño ño – Cá Cálc lcul ulos os)) Prep: Jairo C. Molero

OBJETIVO GENERAL

 Analizar

y describir las distintas características, funciones y componentes involucrados en el Diseño Diseño de la Sarta de Perforación, así mismo, las diferentes causas, conceptos, herramientas, tipos, métodos y técnicas utilizadas en el Diseño de un Pozo Direccional

OBJETIVO GENERAL

 Analizar

y describir las distintas características, funciones y componentes involucrados en el Diseño Diseño de la Sarta de Perforación, así mismo, las diferentes causas, conceptos, herramientas, tipos, métodos y técnicas utilizadas en el Diseño de un Pozo Direccional

Diseño de Sartas de Perforación Preparado por: Ing. Jairo C. Molero

OBJETIVO

 Diseñar

los componentes que conforman una Sarta de Perforación, considerando todos las variables involucradas para tal fin, de manera de garantizar los factores mecánicos necesarios para la obtención de una mejor eficiencia de la perforación y de la conclusión de un hoyo útil útil

CONTENIDO  Funciones 

y Componentes Componentes de una Sarta Sarta de Perforac. Cálculos

Características y propiedades mecánicas de un BHA

 Factores

involucrados en el Diseño Diseño de un BHA, así como en sus conexiones Optimización de los factores mecánicos. Cálculos del No. de Barras o DC´s. Prueba de Perforabilidad Perforabilidad (Drill off Test) 

 Mecanismo

de aplicación aplicación en pozos verticales y pozos desviados

Tubería de Perforación. Clasificación y Propiedades Mecánicas involucradas en el diseño. Resistencia a la Tensión. Cálculos 

Cálculo de Máxim Cálculo Máximaa Sobre Sobre Tensión Tensión (Over Pull Pull). ). Número Número de vueltas para para realizar realizar un back off (desenrosque) 

 Longitud

máxima alcanzable máxima alcanzable con una y dos tipos de tuberías.

Cálculos  Principios

generales de la Tecnología ADIOS generales ADIOS

SARTA DE PERFORACIÓN 

Sarta de Perforación Son componentes metálicos armados secuencialmente que conforman el ensamblaje de fondo (BHA) y la tubería de perforación, a fin de cumplir las siguientes funciones: 

 Proporcionar

peso sobre la mecha o barrena (PSM)  Prueba de perforabilidad (Drill off test)  Conducir del fluido en su ciclo de circulación  Darle verticalidad o direccionalidad al hoyo  Proteger la tubería del pandeo y de la torsión  Reducir patas de perro, llaveteros y escalonamiento  Asegurar la bajada del revestidor  Reducir daño por vibración al equipo de perforación  Servir como herramienta complementaria de pesca  Construir un hoyo en calibre  Darle profundidad al pozo


Componentes:  Barras

ó botellas de perforación (drill collars)



Tubería de transición (hevi-wate)



Tubería de perforación (drill pipe)

 Herramientas

especiales  Substitutos  Cross-over  Estabilizadores  Martillos  Motores de fondo  Turbinas  Camisas desviadas (bent housing)  MWD / LWD  Otras herramientas (cesta, ampliadores, etc)

SARTA DE PERFORACIÓN Barras o Botellas

Tubería de Transición

Tubería de Perforación

SARTA DE PERFORACIÓN • Tipos de Barras (DC´s) de Perforación Barra Lisa

Barra lisa con acanaladas

Barra en espiral

Definición: Componente principal del ensamblaje de fondo constituido por tuberías de gran espesor, que producen la carga axial Requerida por la mecha o Broca de perforación

Barra en espiral con acanaladas

SARTA DE PERFORACIÓN  Peso

de las Barras (Botellas ó DC´s). Fórmulas

 Barras

ó DC´s lisas 2

Pb (lbs/pie) = 2,67 (OD - ID 2)  Barras

ó DC´s espiraladas Pb (lbs/pie) = 2,56 (OD 2- ID 2)

Diámetro Diámetro interno (pulg) externo 1 1/2 1 3/ 4 2 2 1/4 2 1/2 2 13 /16 3 3 1 /4 3 1/ 2 (pulg) 6 1/ 2 6 3/4 7

107 105 102 99 116 114 111 108 125 123 120 117

96 105 114

91 89 85 100 98 93 110 107 103

80 89 98

SARTA DE PERFORACIÓN


Ejercicios: Calcular el peso de las siguientes barras o drill collars más comunes, considere las mismas lisas. Compare con los valores tabulados anteriormente: 

• DC´s´: 8” OD x

2 13/16” ID

•DC´s: 7 ¼” OP x 2 13/16” ID •DC´s: 6 ½” OD x 2 ½” ID •DC´s: 6 ¼” OP x 2 ¼” ID •DC´s: 4 ¾” OD x 2 ¼” ID

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada (hevi-wate)

Definición: Componente principal de peso intermedio, pared gruesa con conexiones similares a la tubería de perforación normal de manera de facilitar su manejo.

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada

Propósito: • Servir de zona de transición para minimizar cambios de rigidez y reducir fallas.

Fácil manejo en el equipo de perforación

SARTA DE PERFORACIÓN • Substitutos

Substituto de junta Kelly con protector Substituto de diámetro externo recto.

36”

Definición: Herramientas auxiliares que se utilizan para enlazar herramientas y tuberías que no son compatibles con el tipo de conexión

12½” 36”

36”o 48”

Caja x espiga

Caja x espiga

Caja x espiga

36”

Espiga x espiga

Caja x caja

Substituto de sección reducida

48”

48”

36”o 48” 36”

Caja x caja Caja x espiga

Espiga x espiga

Espiga x caja

36”

Caja x espiga

SARTA DE PERFORACIÓN • Estabilizadores Camisa integral

Camisa reemplazable en el equipo de perforación

Definición: Herramientas que se utilizan para estabilizar el ensamblaje de fondo, reduciendo el contacto con las paredes del hoyo para controlar la desviación. Aleta soldada

Patines Reemplazables RWP

SARTA DE PERFORACIÓN • Estabilizadores

SARTA DE PERFORACIÓN • Martillos (Mecánicos e Hidráulicos): • Herramienta que se coloca en la sarta de perforación, para ser utilizada solamente en caso de un pegamento de tubería. Martillo Mecánico

Martillo Hidráulico

SARTA DE PERFORACIÓN • Motor de desplazamiento positivo:

• Definición:

Herramienta utilizada en el BHA a fin de incrementar las RPM en la mecha o broca




SARTA DE PERFORACIÓN • Turbina de fondo

• Definición:

Unidad de multi-etapas de alabes, la cual se utiliza para incrementar las RPM a nivel de la mecha o broca. Utilizado por primera vez en la Unión Soviética.

SARTA DE PERFORACIÓN • Camisas Desviadas (Bent Housing) • Herramienta

de mucha utilización en la actualidad, permite controlar la inclinación de un pozo y su dirección sin necesidad de realizar un viaje con tubería • La combinación de una camisa desviada con un

motor de fondo por ejemplo, permite utilizar un principio de navegación para realizar las operaciones de construir ángulo, mantener y disminuir, así como orientar la cara de la herramienta a la dirección deseada • De allí el principio de deslizar y rotar (sliding and

rotaring), términos utilizados por los operadores direccionales

SARTA DE PERFORACIÓN • Camisas Desviadas (Bent Housing)

SARTA DE PERFORACIÓN • MWD / LWD • Control direccional de complejo sistema de telemetría pozo abajo, que permite continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo. Casi siempre utilizado con el LWD el cual mide registra características de la formación

SARTA DE PERFORACIÓN  Propiedades

mecánicas del BHA y Factores para un Diseño Óptimo Todos los ensamblajes de fondo de pozo ejercen fuerzas laterales sobre la mecha que causan construcción o aumento del ángulo de inclinación, caída o mantenimiento del mismo. Es por ello que los ensamblajes de fondo se pueden utilizar para el control de la desviación de un pozo 

 La

selección de un ensamblaje de fondo óptimo debe partir por conocer las dimensiones y propiedades mecánicas de todos los componentes de la sarta, especialmente los primeros 300 pies desde la mecha  A

continuación, un resumen de las distintas teorías que estudian el Comportamiento Físico de los Ensamblajes de Fondo , así como algunos de los Factores que intervienen en el Diseño óptimo de un BHA

SARTA DE PERFORACIÓN • Diámetro del hoyo útil Lubinsky y Woods:

Ecuación: DHU = DM + DMB 2

Patrón en el fondo de la mecha Patrón en el tope de la mecha X = Diámetro de la mecha X1= Diámetro de hoyo efectivo

Diámetro hoyo útil

DM+DMB 2

Según Robert Hoch: Diam. Min. Barras = 2 Diam. Coup. Rev. – Diam. Mecha

SARTA DE PERFORACIÓN Ejercicios: Calcular cual sería el Diámetro del Hoyo Útil según Lubinsky para los siguientes valores dados: 

• Dmecha (DM): 12 ¼”

Dbarras (DMB): 9” y 8”

• Dmecha (DM): 8 ½”

Dbarras (DMB): 6 ½”

Calcular aplicando la formulación de Robert Hoch, cual sería según su consideración el Mínimo Diámetro de las Barras para las combinaciones Hoyo – Revestidor dadas: 

• DE Coupl.

Rev.: 14.375”

•DE Coupl. Rev.: 17.656”

Dmecha (DM): 17 ½” Dmecha (DM): 8 ½”

SARTA DE PERFORACIÓN • Longitud de las barras (botellas ó drill collars) PS-PSM

PS-PSM

Métodos: • Factor de flotación • Ley de Arquímedes • Fuerza Areal

PSM PSM
PSM PSM>PB (B)

SARTA DE PERFORACIÓN • Método: Factor de Flotación • Consideraciones para el Diseño:

Tubería de perforación

Zona en tensión

15%

Zona en compresión

85%

P.N

Barras

• Configuración Estándar:

Barras y tubería de perforación

Pozos Verticales: N B =

PSM x 1,15 F f x W B x L B

Pozos Direccionales: PSM x 1,15

N B =

F f x W B x L B x Cosα

SARTA DE PERFORACIÓN • Método: Factor de Flotación • Consideraciones para el Diseño: Tubería de perforación Zona en tensión

Tubería de transición (Hevi-wate) 5-10%

Zona en compresión

P.N

• Configuración de barras, tubería de

transición y tubería de perforación. Punto neutro en las barras 90-95%

Barras N B =

PSM x F S F f x W B x L B x Cosα

, F S (1,05 − 1,1)

SARTA DE PERFORACIÓN • Método: Factor de Flotación • Consideraciones para el Diseño: Tubería de perforación

Zona en tensión 15-20%

P.N Tubería de transición (Hevi-wate)

Zona en compresión

Barras 80-85%

• Configuración de barras,

tubería de transición y tubería de perforación. Punto neutro en los Hevi-Wate ⎡ P MS x F S ⎤ 1 L HW = ⎢ − W B x LTB ⎥ ⎢⎣ F f x Cosφ ⎥⎦ W HW

Fs : (1,15 − 1,20 )

SARTA DE PERFORACIÓN • Torque de apriete: • Referencia API para garantizar el sello efectivo al

momento de realizar una conexión y evitar lavado en las mismas

Conexión Tipo

API

NC 44

(pulg) 53/4 6 1 6 /4 61/2

Torque de apriete mínimo lbs-pies Diámetro interno de las barras (pulg) 13/4 2 2 1 /4 2 1/2 2 *20,895 *26,453 27,300 27,300

*20,895 25,510 25,510 25,510

*20,895 *20,895 18,161 23.493 21,257 18,161 23,493 21,257 18,161 23.493 21,257 18,161


SARTA DE PERFORACIÓN • Selección de las conexiones • Relación de resistencia a la flexión (BSR): • Describe la capacidad relativa de las conexiones para

resistir fallas por fatiga debido a la flexión

Módulo de sección de caja Módulo de sección del pin

BSR =

NC50 1 DI 21/4 2 1/2 213/16 3 31/4 31/2

2

3

6

6 1/ 8

4 5 DE (pulg) 6 1 /4 6 3/8

1.31 1.34 1.41 1.46 1.56 1.70

1.45 1.48 1.55 1.61 1.72 1.88

1.59 1.63 1.71 1.77 1.89 2.06

1.74 1.78 1.86 1.93 2.06 2.25

6

7

8

6 1/ 2

6 5/ 8

6 3/4

1.89 1.93 2.03 2.10 2.24 2.45

2.04 2.10 2.19 2.28 2.43 2.65

2.21 2.26 2.37 2.46 2.62 2.86

SARTA DE PERFORACIÓN • Aplicación BSR • Consideraciones para el Diseño:


• Método API para la selección de las conexiones


• Método API 1ª Opción Opción:: BSR cerca cercano no a 2,25: 2,25: 1 y 2,75: 1 cercano a 2,50:1 2ª Opción Opción:: BSR a la izquier izquierda da de 2,25: 2,25: 1 3ª Opción Opción:: BSR a la derecha derecha de 2,75: 2,75: 1


• Método Drilco: Principios 1. Bar Barras ras peq pequeñ ueñas as

≤ 6 pul pulg g [ 2,7 2,75:1 5:1
2. Barras pequeñas en hoyos grandes (altas revolu revolucione cioness - forma formaciones ciones blanda blandas) s)

Ej.

[ ] 8”en 121/4” 6”en 81/2”

2,85:1< BSR < 2,25:1

SARTA DE PERFORACIÓN • Método Drilco: Principios 3. Barras cercanas al diámetro del hoyo Ej. 10” en 121/4”, 81/4”en 97/8” (bajas revol revolucione ucioness - forma formacione cioness duras) duras) 2,25:1< BSR< 3,20:1

4. Condiciones abrasivas o ambientes corrosivos 2,50:1< BSR < 3,00:1


SARTA DE PERFORACIÓN • Método Drilco: Consideraciones para el Diseño: Barra 9 3/ 4” x 213/16” 213/16”

Condiciones extremas de abrasión y corrosión

SARTA DE PERFORACIÓN • Experiencia de campo • Consideraciones para el Diseño:

Diámetro Externo

BSR Tradicional

BSR Sugerido

Menor a 6”

2,25 - 2,75

1,80 - 2,50

6”a 8”

2,25 - 2,75

1,80 - 2,50

Mayor a 8”

2,25 - 2,75

2,50 - 3,20

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada (Hevi-Wate): Propiedades Mecánicas

Propiedades Mecánicas (sección tubo)

Conexión Propiedades Mecánicas

Resist. Resist. Tam. a a Tam. Tamaño de D.I Nom. Tensión Torsión Nom. Conexión (pulg) (pulg) (lbs) (pulg) (lbs-pie) (pulg) 41 /2

23 /4

548075

40715

41 /2

5

3

691185

56495

5

NC 46(4 IF) NC 50(41 /2 IF)

Resist. Resist. Torque a a D.I D.I Tensión Torsión de (pulg) (pulg) (pie) (lbs-pie) apriete 61 /4

27 /8

1024500 38800

65 /8 31 /16 1266000

51375

21800 29400

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada: Relación de Rigidez ó Momento

de Secciones (SMR) (I/C) diámetro mayor SMR = (I/C) diámetro menor • Relación del momento de inercia

I/C=

π ⎛ DE 4 − DI 4 ⎞

⎜⎜ 32 ⎝

DE

⎟⎟ ⎠

•Perforaciones suaves, SMR < 5,5 •Perforaciones severas, SMR < 3,5


• Tubería pesada: Relación de Rigidez ó Momento

de Secciones (SMR) OD 2 ID 2

ID 1 OD 1

SARTA DE PERFORACIÓN • Ejercicio: • Calcular los valores de la Relación del Momento de Secciones (SMR) de las combinaciones dadas entre Barras y Tubería de Perforación. • De acuerdo a su resultados recomienda o no el uso

de Tubería de Transición Hevi- Wate • Datos • Barras de 8” OD x 2 13/16” ID • TP: 5” OD x 4,276” ID • Datos • Barras: 6 ½” OD x 2 ½” ID • TP: 5” OD x 4.276” ID

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada (Hevi-wate) Diámetro hoyo Barras/Tuberías 121/ 4”

91/2”x 3”

Relación Observaciones SMR

83,8

1,5

8 1/4”x 213/16”

55,9

5,2

5”(25,6 lbs/pie)

10,7

1,9

5”(19,5 lbs/pie)

5,7

1

8 1/2”

I/C

9 /2”x 3”

83,8

1,5

8 1/4”x 213/16”

55,9

2,5

6 1/4”x 213/16”

22,7

3,9

5”(19,5 lbs/pie)

5,7

61 /4”x 213/16” 5”(19,5 lbs/pie)

22,7 5,7

3,9

Para formaciones suaves

Para formaciones duras (incrementar tubería pesada)

Cualquier formación

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada en perforación direccional • Consideraciones para el Diseño Su diseño produce menos área de contacto con la pared del hoyo y esto tiene como ventajas: • Menor torsión. • Menor posibilidad de atascamiento. • Menor arrastre vertical. • Mejor control de la dirección.

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada en perforación vertical • Consideraciones para el Diseño

• Se pueden utilizar para reemplazar parte

de las barras y reducir la carga en gancho, en formaciones blandas.

el

• Se puede aplicar peso sobre la mecha en

pozos hasta 4 pulgadas más grande que las conexiones • Ej: TP: 5”, 19,5 lbs/pie - Diámetro del TJ:

6 5/8” Dhoyo ≤ 4” + 6 5/8” = 10 5/8”


Cálculo de la Longitud de Hevi –Wate ® Tradicionalmente el No. de HW siempre esta referido a prácticas de campo utilizadas en los diferentes diseño de los pozos. 

Existe un mecanismo para calcular su valor y poder establecer su requerimiento, de allí que su formulación es la siguiente: 



Hoyos Verticales y Desviados:

Peso máximo de la mecha FF x FS x Cos θ

- (L DC´s 1 x Peso

Dc´s 1)

Long. HW = Peso del HW (lbs / pie)

- (L DC´s 2 x Peso Dc´s 2)

SARTA DE PERFORACIÓN Donde: • Peso máximo de la mecha, lbs/pulg (dado por el fabricante) • F.F: Factor de flotación, adimensional • F.S: Factor de seguridad, 85 % ó 90 %

• θ: Ángulo de inclinación del pozo • LDC´1: Longitud de los Drill Collars 1 (inferior), pies • PesoDC´1: Peso de los Drill Collars 1 (inferior), lbs/pies • LDC´2: Longitud de los Drill Collars 2 (superior), pies • PesoDC´2: Peso de los Drill Collars 2, (superior), lbs/pies • Peso de los Hevi-wate, lbs/pies

SARTA DE PERFORACIÓN Ejercicio: Calcular la Longitud de Hevi-Wate necesarios para perforar un pozo vertical con las siguientes características: 

• Diámetro de la mecha: 12 ¼” • Peso máximo en la mecha: 4500 lbs por pulgs de mecha • Densidad del fluido: 12 lbs / gal • F.S: 85 % • Longitud DC´1: 120 pies • DC´1: 8” OD x 2 13/16” ID • Longitud DC´2: 330 pies • DC´2: 7 ¼” OP x 2 13/16” ID • Peso Hevi-Wate: 50 lbs / pie

Calcular la Longitud de los Hevi-Wate si el ángulo de Inclinación del pozo es de 25 grados 

SARTA DE PERFORACIÓN • Tubería pesada: Longitud requerida de acuerdo al

tipo de pozo • Consideraciones para el Diseño

Pozos verticales:

18 a 21 tubos

Pozos direccionales: 30 ó más tubos • El uso de la Tubería pesada estará asociada con el

cálculo previo de la Relación de Rigidez o también conocida como Momento de las Secciones (SMR) • Se ha demostrado que el valor de SMR debe ser

menor de 5,5, caso contrario se necesitará una tubería de transición (Hevi-Wate) (3,5 form. severas)


SARTA DE PERFORACIÓN • Estabilizadores: Funciones Generales • Controlan la desviación, aumentan la tasa de

penetración y mantienen la rotación de la mecha alrededor del eje de la sarta. Resultado: Mayor vida útil de la mecha • Controlan la centralización y reducen los

problemas asociados a la dinámica de la sarta. • Evitan cambios bruscos de la inclinación del pozo. • BHA sin estabilizadores y formación sin

Buzamiento genera un hoyo en forma de espiral • BHA sin estabilizadores y formación con

Buzamiento genera un hoyo en forma escalonada

SARTA DE PERFORACIÓN • Estabilizadores: Funciones en la perforación

vertical Funciones: • Limitan el movimiento lateral oscilatorio

Minimizan esfuerzos generados por pandeo. Aumentan ciclos de oscilación de fatiga mecánica del material.

SARTA DE PERFORACIÓN • Estabilizadores: Funciones en la perforación

direccional Funciones: • Limitan la longitud de contacto de las barras

con la pared del hoyo. Reducen

Torque Arrastre Pegas diferenciales

SARTA DE PERFORACIÓN • Tipos de ensamblajes: empacados • Consideraciones para el Diseño:

Máxima deflexión permisible en la perforación de un objetivo

Simulación de la trayectoria de un ensamblaje de fondo de pozo con dos y tres puntos de apoyo

SARTA DE PERFORACIÓN Consideraciones de Diseño – Otras herramientas: • Amortiguadores: • Herramienta que se utiliza para incrementar la vida útil de la broca, disminuir posible daño a las barras y a la tubería de perforación, así como a los equipos en superficie, produciendo una mejor eficiencia en la penetración • Martillos: • Herramienta que tiene como propósito utilizarlo en caso de atascamiento de la sarta en el hoyo. • Puede

ser de acondicionamiento hidráulico e hidro-mecánico

mecánico,

• Puede golpear en forma ascendente o descendente


Optimización de los Factores Mecánicos Conocidas las diferentes formaciones a penetrar, es necesario considerar los factores mecánicos que permitan optimizar la velocidad de penetración (ROP). 

 Dichos

 Las

factores mecánicos son:  Peso sobre la mecha o barrena (P.S.M)  Revoluciones por minuto (R.P.M)

variables involucradas para seleccionar los factores mecánicos son:  Esfuerzo de la matriz de la roca  Tamaño y tipo de mecha  Tipo de pozo  Tipo de herramientas de fondo


Factores Mecánicos

M . S . P

R . P . M

?

SARTA DE PERFORACIÓN  Ejercicios

de Diseño:

 No.

1:  Datos:  Dhoyo = 12 ¼”  Dlodo = 12 ppg  Barras de 8” OD x 2 13/16” ID  Longitud de cada DC´s o barra = 30 pies  PSM requerido = 35.000 lbs 

Calcule el No. de DC´s si el pozo fuese vertical ?

Supongamos que existe un ángulo de desvió de 20º Calcule el No. de DC´s o barras ? 

SARTA DE PERFORACIÓN  Ejercicios

de Diseño:

 No.

2:  Datos:  Dhoyo = 12 ¼”  Dlodo = 12 ppg  4 DC´s o barras de 8” OD x 2 13/16” ID  DC´s o Barras de 7 ¼” OD x 2 13/16” ID  Longitud de cada barra ó DC´s = 30 pies  PSM (WOB) requerido= 35.000 lbs

Se desea utilizar una combinación de las barras ó DC´s de 8” con 7 ¼”. Calcule el No. de barras ó DC´s de 7 ¼” que se requiren para poder suministrarle a la broca el PSM requerido ? 

SARTA DE PERFORACIÓN 

Prueba de Perforabilidad

La Prueba de Perforabilidad es un mecanismo que nos permite las búsqueda de nuevos valores de Peso sobre la mecha (PSM) y Revoluciones por minuto (RPM) durante la perforación de un pozo con el fin de obtener un incremento en la Tasa o Rata de Penetración (ROP) o sea de mejorar la eficiencia de penetración en un pozo Para su aplicabilidad se deben tener ciertas condiciones que favorezcan la prueba y no retarde su aplicación, entre otras: 

Valores de ROP no muy bajos



Intervalo a perforar homogéneo

No existencia de un alto diferencial entre el gradiente del fluido y el gradiente de la formación 

SARTA DE PERFORACIÓN Existen dos métodos para realizar la Prueba en cuestión, a continuación se explicará uno de ellos:

Procedimiento: Seleccione un valor de PSM de 5.000 lbs como referencia para la toma del tiempo  Mantenga fijo un valor de RPM  Varié los valores de PSM seleccionados y anote el menor tiempo en que se pierdan las 5.000 lbs de referencia. Repetir 3 o 4 veces  Seleccione un valor fijo de PSM, el cual deberá ser el de menor tiempo anterior  Varié los valores de RPM y seleccione el de menor tiempo. Repetir  Evalué la ROP con estos dos valores durante un intervalo  Compare la nueva ROP con los valores de la ROP anterior a la prueba  Seleccione en definitiva cuales serán ahora los factores mecánicos 


Prueba de Perforabilidad

Construya la siguiente tabla para la prueba:

RPM = 100 (valor fijo)

PSM

Pr.1

Pr. 2 Pr. 3 Pr. 4

20 - 25 mil lbs

12 seg

14 seg

15 seg

14 seg

25 - 30 mil lbs

12 seg

11 seg

12 seg

13 seg

30 - 35 mil lbs

11 seg

10 seg

10 seg

9 Seg

Como se puede ver en la Tabla anterior, el menor tiempo en la cual se perdieron las 5.000 lbs de referencia, se obtuvo con un PSM que variaba entre 30 y 35 mil lbs

SARTA DE PERFORACIÓN Ahora se variará las RPM y se dejará fijo el PSM obtenido

PSM = 30 - 35 mil lbs (valor fijo)

RPM

Pr.1

Pr. 2 Pr. 3 Pr. 4

90 rpm

16 seg

17 seg

17 seg

19 seg

100 rpm

17 seg

16 seg

17 seg

16 seg

110 rpm

14 seg

14 seg

13 seg

12 seg

El valor de RPM = 110 es ahora el menor tiempo en perder las 5.000 lbs de referencia. De allí que se tienen dos valores, con el fin de evaluar su ROP durante un intervalo, estos son RPM = 110 y un PSM = 30 a 35 mil lbs. Comparar

SARTA DE PERFORACIÓN  Mecanismo

de Aplicación

 Durante

la perforación de un hoyo, existen algunas consideraciones directamente relacionadas con el diseño previo del BHA y con el tipo de pozo que se tiene planificado perforar  Las

consideraciones relacionadas con el BHA, están asociadas a la características de las formaciones a atravesar, su rumbo, buzamiento, así como al esfuerzo neto de la matriz de la roca  Las

consideraciones del tipo de pozo están asociadas a la incorporación de elementos principales al BHA que permitan obtener los resultados previstos en la planificación y ejecución del proyecto pozo


de Aplicación

 Pozos

Verticales  En el caso de pozos verticales, la consideración de mayor impacto está asociada al tipo de formación a atravesar. Esto a fin de armar un BHA que permita perforar un hoyo útil y recto, con un máximo de ángulo de 5 grados y con la mejor configuración del mismo que permita realizar la entrada y salida, evitando los esfuerzos críticos comúnmente presentes en los hoyos desviados

 Pozos

Direccionales  En este caso, la consideración del diseño es el punto de partida para cualquier planificación óptima. Esto debido a que la forma del pozo conlleva a tener una disposición de herramientas en la sarta de acuerdo a las secciones del pozo que se perforará


de Aplicación

 Pozos

Direccionales  Para este tipo de pozos tal como lo mencionamos estará asociada a la sección del hoyo, para ello se determinaría la posición de una herramienta clave para los pozos desviados como lo son los estabilizadores, esto a saber: 

Sección de construcción o aumento de ángulo o Sarta de construcción



Sección tangencial o de mantenimiento de ángulo o Sarta empacada o rígida



Sección de descenso o de disminución de ángulo o Sarta de descenso o pendular


de Aplicación



Sarta de construcción (Fulcrum):  Posición estándar de los estabilizadores: o Near Bit – Estabilizador a 60 pies de la mecha (0´- 60´)



Sarta empacada o rigída  Posición estándar de los estabilizadores: o Near Bit – Estabilizador a 30 pies – Estabilizador a 60 pies de la mecha (0´- 30´- 60´) o Near Bit – Pony Collars de 10 pies – Estabilizador a 10 pies, a 40 pies y a 70 pies de la mecha (0´- 10´- 40´- 70´)



Sarta de descenso o pendular  Posición estándar de los estabilizadores: o Estabilizador a 60 pies de la mecha (60´)

SARTA DE PERFORACIÓN 1. SLICK

2. PENDULUM

3. BUILD

4. PACKED II

5. PACKED III

6. PACKED IV

STAB

7. PACKED V STAB

STAB STAB DRILL COLLAR DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

STAB

DRILL COLLAR STAB

STAB STAB

DRILL COLLAR STAB

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

SHOCK SUB

FULL GAUGE STAB

FULL GAUGE STAB

SHOCK SUB

DRILL COLLAR

PONY

FULL GAUGE STAB

STAB

STAB

SHOCK SUB

SHOCK SUB

PONY PONY

SHOCK SUB STAB

DRILL COLLAR

SHOCK SUB FULL GAUGE STAB

DRILL COLLAR

STAB DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

STAB

STAB

SARTA DE PERFORACIÓN Sarta de Perforación desviada Herramientas  Mecha

Camisa Desviada  Estabilizadores  Motor de fondo  Barras 


de Aplicación

 Pozos

Direccionales mecanismos utilizados en los pozos  Los direccionales, está relacionado con la forma de penetrar las formaciones en función del ángulo construido o no y en función de la sección que se perfora. De allí, que existen dos mecanismos o modalidades convencionales para esto, los cuales son:  Modalidad

de Deslizamiento  Posición de la cara de la herramienta (tool face) en alta (high tool face) o en baja (low tool face), en la cual solo rota el motor de fondo o turbina y no rota la mesa rotaria o top drive. Se ejecuta para construir o descender el ángulo de inclinación en el pozo 


de Aplicación

 Modalidad

de Rotación  Existe una doble rotación, la del motor de fondo ó de la turbina y la de la mesa rotaria o top drive. Esta modalidad se ejecuta para mantener el ángulo de inclinación en el pozo

 En

conclusión, podemos combinar la posición de los estabilizadores con la modalidad de penetrar el pozo en la sección requerida, pero siempre debemos tomar una medición puntual o continua desde la estación o punto de inicio hasta obtener el ángulo referido por cada cierta cantidad de pies planificados (ej: 2 grados / 100 pies)


Tubería de Perforación Componente de la Sarta de Perforación, que va desde el BHA hasta la superficie 

 La

misma, está formada por un cuerpo tubular y juntas anexas (caja y pin) de diámetros diferentes  Funciones

Trasmitir la potencia generada por los equipos de rotación a la broca o mecha 

Servir como canal de flujo para transportar los fluidos a alta presión, desde los equipos de bombeo del taladro a la broca o mecha 

Su función principal es DARLE PROFUNDIDAD AL POZO , considerando su trabajo en Tensión 


Clasificación y Propiedades Mecánicas  La

tubería de perforación se clasifica de acuerdo a su:  Longitud 

Grado de acero



Condición de uso

 Esta

clasificación involucra una serie de aspectos que son considerados en un diseño óptimo de la sarta de perforación en su conjunto  A

continuación una descripción general de las mismas:


Clasificación y Propiedades Mecánicas  Longitud:  Los

valores de longitud de la tubería de perforación y otros tubulares, están clasificados por la API en Rangos, a saber:  Rango

1 o Longitud de: 16 a 25 pies

 Rango

2 o Longitud de : 26 a 34 pies

 Rango

3 o Longitud de: 35 a 45 pies


Clasificación y Propiedades Mecánicas 

Grado de acero:  Existen cinco grupos comúnmente utilizado a nivel de los Taladros en la Industria Petrolera Mundial  Estos

se diferencian en su punto de Esfuerzo de Ruptura ó Cedencia Mínima y Máxima, lo cual representa el factor principal de diseño para los pozos y sus profundidades respectivas, a saber: Grado de acero

Esf. rup. min

Esf.rup.max

D E X G S-135

55.000 psi 75.000 psi 95.000 psi 105.000 psi 135.000 psi

85.000 psi 105.000 psi 125.000 psi 135.000 psi 165.000 psi





Condición de uso:  Está relacionada con la CLASE del tubular, el cual no es más que la identificación de una tubería que ha sufrido en sus propiedades físicas, esto es, tanto condiciones internas como externas, por supuesto después de ser utilizada 

Tipos de Clase: o Nueva o Premium Class o Class 2 o Class 3

 Evidentemente,

esta clasificación redunda también en el Torque aplicado a cada tipo de tubería



Condición de uso: Basado en el API R P 7G  A diferencia de la tubería de revestimiento y la tubería de producción, que normalmente se usan nuevas, la tubería de perforación normalmente se utiliza ya usada, por lo tanto tiene varias clases:  New:

Sin desgaste. No ha sido usada antes

 Premium:

Desgaste uniforme y el espesor de pared remanente es por lo menos un 80% del tubular nuevo. Class 2: Tubería con un espesor de pared remanente de al menos 65% con todo el desgaste sobre un lado con lo que el área seccional se considera todavía premium 

Class 3: Tubería con espesor de pared de al menos 55% con el desgaste localizado sobre un lado 






Consideraciones para el Diseño:  Para el criterio de diseño de la Tubería de Perforación, se toma como referencia que la sección mas baja o inferior de la Sarta siempre este el tubular que posea la menor Resistencia al Esfuerzo de Ruptura ó Cedencia y en la parte más alta o superior la de mayor Resistencia  Esta

consideración esta asociada para que dicho tubular pueda soportar el peso de las barras, de la tubería de transición (Hevi-Wate) y de su propio peso  Adicionalmente,

la tubería de la sección inferior debe soportar la presión de colapso que produce la hidrostática ejercida por el fluido de perforación



Consideraciones para el Diseño:  Fundamentalmente uno de los criterios para un diseño óptimo de la Tubería de Perforación es lo referente a su Resistencia a la Tensión  Este

valor esta asociado directamente con el Esfuerzo a la Ruptura o Cedencia y el área seccional del tubo y es un valor fundamental a tomar en cuenta al momento de decidir el Tipo de Tubular a utilizar  Así

mismo, para contingencias en el pozo, tales como atascamiento de la Sarta es necesario conocer el valor de Máxima Sobre Tensión (Over Pull) que se dispone, a fin de evitar mayores complicaciones en el pozo, a continuación las formulaciones


Área seccional (Asecc.) de la Tubería: 2

2

Asecc = π / 4 x (DE tp –di tp ) = pulgs2 donde: π / 4 = 3,1416 / 4 = 0,7854 DE tp = Diámetro externo de la tubería de perforación, pulgs di tp = Diámetro interno de la tubería de perforación, pulgs 

Resistencia a la Tensión (Rt) Rt = Esf. rup min. x Asecc x F.S = lbs

donde: Esf. rup. min = Esfuerzo de ruptura mínimo de la tubería, psi Asecc = Ärea seccional del tubo, pulgs F.S = Factor de Seguridad (90 % ó 85%)


Máxima Sobre Tensión (MST) o Máximo Over Pull MST = Rt – Ps flu = lbs

donde: Rt = Resistencia a la Tensión, lbs Ps. flu = Peso de la sarta en el fluido, lbs 

No. de vueltas Back off (No.vuelt.) No. vuelt. = Torq. / Factor K = vueltas 1000´

donde: Torq.: Torque aplicado a la tubería, lbs-pie Factor K : Factor de Torque para los distintos tipos de tubería Factor K tp nueva = 51,405 (DEtp 4 – ditp4 )

SARTA DE PERFORACIÓN Profundidad máxima alcanzable con la tubería de perforación. (Prof. max.) 



Con un solo tipo de tubería: Prof. max = Lmax 1 + Long.b Lmax1 = (Rt – MST) - Long.b x Pba = pies Ptp x F.F Ptp



Con dos tipos de tubería diferentes: Prof. max = Lmax 1 + Lmax2 + Long.b Lmax2 = (Rtn – MST) - (Lmax1 x Ptp + Long.b x Pba) = pies Ptp x F.F Ptp

donde: Ptp = Peso ajustado de la tubería de perf.incluye tool joints), lbs / pie Rtn = Resistencia a la tensión de la nueva tubería, lbs


Altura máxima del Tool Joint (hmax)



Para Llaves colocadas a 180º hmax = 0,038 x Esf.rup. min x Lb x (I/C) = pies 0,9 x Torque



Para Llaves colocadas a 90º hmax = 0,053 x Esf. rup.min x Lb x (I/C) = pies 0,9 x Torque

donde: Esf. rup. min = Esfuerzo de ruptura o cedencia mínima, psi I/C = Momento de la sección de la tubería, pulgs 3, 4 4 I = π / 4 (OD - ID ) y C = OD / 2 Lb = Longitud del brazo, pies y Torque = Torque aplicado. lbs-pie



Consideraciones para el Diseño:  Otras consideraciones que se toman en cuenta para el Diseño de la Tubería de Perforación son: o Tipo de conexiones o Tipo de reforzamiento o Torque aplicado al tubular  Estas

consideraciones están en línea con un óptimo diseño y básicamente la información asociada se presentan en Tabla API de uso común. A continuación una descripción general:



Consideraciones para el Diseño: 

Tipo de conexiones: Sistema API 2 3/8” IF 2 7/8” IF 3 ½” IF 4” FH 4” IF 4 ½” IF

 La

Sistema NC NC 26 NC 31 NC 38 NC 40 NC 46 NC 50

nomenclatura utilizada en la actualidad es NC (Conexión Numerada)




Consideraciones para el Diseño:  Tipo de reforzamiento del tubular:  Los reforzamientos de los tubulares están asociados a la resistencia que la conexión del mismo posee. Ellos se clasifican en tres tipos, a saber: o IU = Internal upset : La tubería en los extremos

se hace más gruesa disminuyendo el ID o EU = External upset: La tubería en los extremos

se hace más gruesa aumentando el ID o IEU = Internal – External upset: La tubería en

los extremos se hace más gruesa aumentando el OD y disminuyendo el ID



SARTA DE PERFORACIÓN  Ejercicio

General  Datos:  Dlodo

= 13 ppg  Dhoyo = 8 ½”  Barras o DC´s: 6 ½” OD x 2 ½” ID  Longitud de cada barras ó DC´s = 30 pies  PSM requerido = 25.000 lbs  Tubería de perforac. 5” 19,5 lbs/pie, Grado “E” y “S-135”  Profundidad del pozo: 15.000 pies Calcule el No. de barras ó DC´s requeridas  Calcule el tramo máximo de longitud de tubería “E” que se podrá utilizar (Asuma MST: 100.000 lbs)  Calcule la profundidad máxima si se utilizan los dos tipos de tuberías disponibles, utilice el valor de Sobretensión (MST) menor calculado o dado en dato  Verifique si para este pozo se requiere el uso de HW 


•Tecnología ADIOS

A: Atributos D: Diseño I : Inspección O: Operación S: solicitudes


•Tecnología ADIOS • A: Atributos: • Propiedades Mecánicas de los elementos: • Dimensiones • Resistencia • Espesor • Capacidad de carga y resistencia a la fatiga

• D: Diseño • Tipo de pozo: Vertical, Direccional, Horizontal • Selección de componentes a utilizar • Configuración del ensamblaje de fondo


•Tecnología ADIOS • I : Inspección: • Aplicación de ensayos no destructivos (ndt) para

la detección de defectos en los elementos: • Inspección visual • Ultrasonido • Líquidos penetrantes • Partículas magnéticas

• O: Operación • Mayor probabilidad de falla en las operaciones por

maltrato y sobrecarga en la sarta de perforación


•Tecnología ADIOS • S : Solicitudes: • Medio ambiente químico y mecánico en la cual

opera una sarta de perforación • El tipo de fluido • Cantidades de gas disuelto • Salinidad • Presencia o ausencia de inhibidores de corrosión • Vibración existente • Dureza de la formación y desviaciones (geometría) del pozo


•Tecnología ADIOS. Análisis a considerar • A: Atributos: • Propiedades de los materiales de los diferentes

elementos de la sarta conformada • Geometría de las piezas y su selección adecuada

• D: Diseño • Confirmar diseño del BHA • Confirmar resistencia de la tubería a los esfuerzos • Confirmar ubicación del punto neutro


•Tecnología ADIOS • I : Inspección: • Características que se deben inspeccionar • Definir criterios de rechazo? • Tiempo para realizar la inspección?

• O: Operación • Manejo de la sarta en forma general • Mantenimiento entre las uniiones (grasa) • Torque aplicado a los componentes de la sarta • Manejo de las cuñas en contra de las sarta


•Tecnología ADIOS • S : Solicitudes: • Dificultad del pozo • Geometría del hoyo (desviaciones masivas) • Formaciones duras o severas • Presencia H2S y CO2 • Adecuado Ph en el fluido de perforación

Miembro As oci ado de la I.A.D.C No. 160841

Perforación Direccional (Teoría, Diseño y Cálculos) Preparado por: Ing. Jairo C. Molero

OBJETIVO

 Analizar

y describir las diferentes Causas, Conceptos y Herramientas y Técnicas utilizadas en la Perforación Direccional, así mismo, los aspectos generales para su Diseño final, Cálculos y Orientación de la cara de la herramienta

CONTENIDO  

Causas de la Perforación Direccional Conceptos básicos involucrados en la Perforación Direccional

 Herramientas 

Tipos de Pozos Direccionales

 Métodos 

de Estudios Direccionales

Corrección magnética

 Diagrama 

necesarias para la Perforación Direccional

de vectores

Teoría general de la Perforación Horizontal

INTRODUCCIÓN En el pasado la Perforación Direccional se utilizó para solucionar problemas relacionados con herramientas o equipos dejados dentro del hoyo, en mantener la verticalidad del pozo o para la perforación de un pozo de alivio. 

 Las

técnicas de control direccional fueron mejorando y hoy en día se cuenta con equipos especiales para determinar con más exactitud los parámetros que requieren de mayor vigilancia para lograr el objetivo propuesto  Además,

se han desarrollado nuevas técnicas a fin de atravesar el yacimiento en forma completamente horizontal y dependiendo la configuración de las arenas en forma multilateral

INTRODUCCIÓN  Podemos

decir, que la perforación de un pozo desviado soluciona varios problemas asociados a la superficie y al subsuelo y permite con excelente precisión llegar al target planificado

Causas de la Perforación Direccional

CAUSAS  Localizaciones

Inaccesibles  Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de instalación (edificaciones, parques, poblados) o donde el terreno por sus condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas) hacen difícil su acceso Áreas pobladas

CAUSAS Domo de sal  Yacimiento a desarrollar los cuales se encuentran bajo la fachada de un levantamiento de sal y por razones operacionales no se desea atravesar dicho domo Domo natural salino y arena con hidrocarburo debajo del mismo

CAUSAS Formaciones con Fallas  Cuando el yacimiento se encuentra dividido por varias fallas que se originan durante la compactación del mismo Desplazamiento de la arena provocada por falla

CAUSAS Múltiples pozos con una misma plataforma  La perforación de varios pozos para reducir el costo en construcción de plataforma individuales y minimizar los costos por instalación de facilidades de producción Varios pozos para una sola arena o varias arenas

CAUSAS Pozos de alivio  Aquel que se perfora para controlar un pozo en erupción. Mediante este tipo de pozo de alivio se contrarresta las presiones que ocasionaron dicho reventón Descontrol del pozo

Pozo controlador desviado a la arena

CAUSAS Desviación de un hoyo original (Side Track)  Proceso de perforación que no marcha según la trayectoria programada, bien sea por problemas operacionales o fenómenos inherentes a las distintas formaciones atravesadas, ej: pescado en el hoyo o zonas de alto buzamiento

Atascamiento durante la perforación

CAUSAS

Hoyo desviado de su trayectoria original con tendencia posterior a la vertical

CAUSAS Pozos verticales (Control de desviación)  Cuando en el área a perforar existen fallas naturales las cuales ocasionan la desviación permanente del hoyo, las cuales deben ser corregidas con sarta de fondo adecuadas

Buzamientos múltiples en las distintas arenas

CAUSAS

Tendencia natural a desviarse

Diseño de sarta correctora

CAUSAS Pozos Geotérmicos en países industrializados, donde la  Aplicable conservación de la energía es uno de los temas de más importancia. Es usado como fuente energética para el calentamiento del agua

Fuente energética

CAUSAS Diferentes arenas múltiples  Cuando se atraviesa con un pozo desviado varias arenas, las cuales permitirá una mayor producción con un costo menor

Atravesar varias arenas simultáneamente

CAUSAS  Pozos

horizontales  El yacimiento es atravesado en forma horizontal, pero siempre entrando paralelo al estrato o sea navegando a través de la formación

Navegar dentro de la arena

CAUSAS Desarrollo múltiple de un yacimiento  Utilizado para drenar el yacimiento lo más rápido posible, a fin de mantener los límites del contacto gas / petróleo o petróleo / agua

Drenaje del yacimiento en forma anormal

CAUSAS Económicas la perforación se hace de un territorio  Cuando continental hacia costa afuera, o quizás para la extracción de minerales

Condiciones del terreno no accesibles a los equipos de perforación

CAUSAS  Pozos

multilaterales  Cuando de acuerdo a la configuración de las arenas se hace necesario la perforación lateral de uno o mas brazos, a fin de optimizar la recuperación del pozo a un costo menor

Conceptos Básicos involucrados en la Perforación Direccional

CONCEPTOS  Punto

de arranque (K.O.P)  Profundidad del hoyo en la cual se coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío del pozo

de Inclinación  Ángulo fuera de la vertical, conocido como deflexión o desviación

Profundidad vertical inicial para el desvío

 Ángulo

Ángulo calculado según el Tipo de Pozo

CONCEPTOS  Profund.

vertical verdadera

(T.V.D)  Profundidad o distancia vertical de cualquier punto del hoyo al piso del taladro

medida (M.D)  Profundidad del pozo que se hace con la medición de la sarta o tubería de perforación, mide la longitud del pozo

Proyección vertical de la medición de tubería

 Profundidad

Medición de la sarta de perforación

CONCEPTOS  Desvío

o desplazamiento

horizontal  Distancia

horizontal de cualquier parte del hoyo al eje vertical a través del cabezal, se le conoce también con el nombre de deflexión horizontal horizontal

Sección lateral del pozo

Tasa de aumento de ángulo (B.U.R) 

 Número

de grados de aumento del ángulo de inclinación sobre una longitud específica

B.U.R = Grados Grados de aumen aumento to Longitud específica

CONCEPTOS 



Sección aumentada  Parte del hoyo, después del arranque inicial donde el ángulo de desvío o inclinación aumenta aumenta

Sección tangencial  Parte del hoyo después del incremento del ángulo de inclinación, donde este y la dirección del pozo debe mantenerse constantes

Sección medida hasta la construcción del ángulo de inclinación

Sección donde no debe existir variación de la inclinación y la dirección

CONCEPTOS 

Sección de descenso  Parte del hoyo después de la sección tangencial donde el ángulo de inclinación disminuye

Tasa de disminución de ángulo  Número de grados de disminución del ángulo de inclinación sobre una longitud especifica 

D.R = Grados Grados de disminuc disminución ión Longitud específica

CONCEPTOS  Longitud

incremento profundidad

de rumbo o parcial de la

 Distancia

a lo largo del hoyo entre las profundidades de dos registros o estaciones (surveys)  Incremento

parcial de PVP

 Diferencia

de longitud entre las profundidades verticales verdaderas de dos registros o surveys, también conocida como Profundidad Vertical Parcial (PVP)

CONCEPTOS  Incremento

de desvío o de desplazamiento horizontal horizontal  Diferencia de longitud lateral entre dos desvíos o desplazamiento horizontal de dos registros  Incremento

de la sección de

desvío Sumatoria de todos los incrementos de desvíos o desplazamientos horizontales en las diferentes secciones del hoyo en un plano vertical 

CONCEPTOS 



Objetivo  Punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrado con un hoyo o pozo desviado o vertical

Tolerancia del objetivo  Máxima distancia en la cual el objetivo o target puede ser errado

Formación productora a ser atravesada

Radio máximo sugerido por el Dpto de Yac.

CONCEPTOS  Dirección

u Orientación

 Ángulo

fuera del Norte o Sur (hacia el Este u Oeste) en la escala máxima de 90º de los cuatro cuadrantes, también se le conoce como sentido y rumbo del pozo

N/E – N/O S/E – S/O

 Azimuth

Ángulo fuera del Norte del hoyo únicamente a través del este (sentido horario) el cual se mide con un compás magnético, con base a la escala completa del circulo de 360º

AZIMUTH

N



E

O

S

Su medición es en sentido horario

CONCEPTOS 

Giro  Movimiento

necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo (B.H.A) para realizar un cambio de dirección o rumbo del pozo, en otras palabras cambio de la cara de la herramienta (tool face)  Registro

o Survey

por medio de instrumentos, del ángulo de inclinación y de la dirección o rumbo en cierto punto (estación) del hoyo desviado

N

 Medición

E

O

S

CONCEPTOS 

Coordenadas  Distancias

en la dirección Norte - Sur y Este - Oeste a un punto dado. Este es un punto cero adaptado geográficamente. En un pozo es necesario tener las Coordenadas de Superficie y las Coordenadas de Objetivo o Fondo

N

E

O

S

CONCEPTOS  Rumbo

de la formación  Rumbo de un estrato de formación, es la intersección entre el estrato y un plano horizontal medido desde el plano Norte – Sur

 Buzamiento

de la formación

el ángulo entre el plano de estratificación de la formación y el plano horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo del estrato

N

 Es

E

O

S

CONCEPTOS 



Coseno  Longitud del cateto adyacente al ángulo dividido entre la longitud de la hipotenusa

Seno del cateto  Longitud opuesto al ángulo dividido entre la longitud de la hipotenusa

N

E

O

S

CONCEPTOS  Pata

de perro (Dog leg)

Cualquier cambio de ángulo severo o brusco entre el rumbo verdadero o la inclinación de dos secciones o registros del hoyo 

N

Severidad de la Pata de perro (Dog leg severity) 

Tasa de cambio de ángulo de la Pata de Perro expresada en grados sobre una longitud específica 

E

O

S

DP (5”)

HW (5”)

DC (8”)

HW (5”)

JARS (6-1/2”)

K-MONEL (6-3/4”)

HW (5”)

MWD+ LWD PDM / BH 2 1/2°

MECHA 12-1/4”

MECHA 12-1/4”

DP (5”)

Herramientas utilizadas en la Perforación Direccional

HERRAMIENTAS  Existen

una serie de Herramientas necesarias para poder hacer un hoyo desviado , las cuales clasificaremos de la siguiente manera:  Herramientas

Deflectoras:

 Aquellas

que se encargan de dirigir el hoyo en el sentido planificado y predeterminado  Herramientas

de Medición:

 Aquellas

necesarias para predeterminar la dirección e inclinación del pozo , así como la posición de la cara de la herramienta  Herramientas  Aquellas

Auxiliares:

que forman parte de la sarta de perforación y en la cual su utilidad y posición en la misma variará dependiendo del uso durante la perforación del pozo

DE DEFLEXIÓN  Mechas

de Perforación (Broca o Barrena)

Son de tamaño convencional, pudiendo tener una configuración de salida del fluido a través de sus orificios o jets, con uno o dos chorros de mayor tamaño y uno ciego, o dos ciegos y uno de gran tamaño. 

 La

fuerza hidráulica generada por el fluido erosiona una cavidad en la formación, lo que permite dirigirse en esa dirección, haciendo que el pozo se separe de la vertical  Este

método, es generalmente usado en formaciones semi-blandas y blandas, el mismo es conocido con el nombre de jetting

DE DEFLEXIÓN

Utilizadas para formaciones poco consolidadas

DE DEFLEXIÓN  La

perforación se realiza en forma alternada, es decir se jetea y luego se rota la sarta, para lo cual debemos medir si existe separación de la vertical, lo cual nos asegura que se esta creando una inclinación inicial del hoyo

Oriente el chorro a la Dirección calculada, sin rotación

Inicie la circulación y espere a que socave la formación expuesta

Perfore la longitud de un tubo, tome registro de inclinación

DE DEFLEXIÓN 

Cuchara Recuperable Se utiliza para iniciar el cambio de inclinación y dirección de un hoyo. Generalmente, para perforar al lado de tapones de cemento o cuando se requiere salirse lateralmente del hoyo 

Consta de una larga cuña invertida de acero, cóncava en un lado para sostener y guiar la sarta de perforación. Además posee una punta de cincel en el extremo para evitar cualquier giro de la herramienta y anexo de un tubo portamecha (drill collar) en el tope a fin de rescatar la herramienta 

Otro tipo de cuchara recuperable, es aquella en la cual su punta es de acero y su mecanismo de trabajo es a través de la percusión. Posee un orificio en la punta de la cuchara, el cual le permite la circulación desde el fondo del hoyo 

DE DEFLEXIÓN

Proceso general para el inicio y la continuidad de la perforación desviada

DE DEFLEXIÓN 

Cuchara Permanente  Este

tipo de herramienta queda permanente en el pozo, sirviendo de guía a cualquier trabajo requerido en él. Su principal aplicación es desviar a causa de una obstrucción o colapso de un revestidor Un mecanismo energizador es fijado a un conjunto que consta de:  Una fresa inicial  Un sub de orientación  Componentes de la sarta de perforación 

 Esta

herramienta es conocida con el nombre de Whipstock

DE DEFLEXIÓN

Asentamiento de la herramienta, ruptura del revestidor y desviación del pozo

DE DEFLEXIÓN  Junta

articulada

 Herramienta

utilizada en el pasado reciente para iniciar la desviación del pozo, sin necesidad del uso de una cuchara.  Esta

herramienta puede perforar un ángulo con relación del eje de la sarta, lo cual nos daría una separación del eje vertical. Una de su desventaja principal, es que no permite realizar algún tipo de orientación durante la perforación 

 Actualmente,

esta herramienta a sido sustituida por una camisa desviada (bent housing)

DE DEFLEXIÓN 

Turbina de fondo  Recia

unidad axial de multi-etapa, la cual permite crear transmisión de potencia o torque a la mecha o broca,  Esto

permite que la misma gire sin tener movimiento la sarta de perforación, su comportamiento es similar al motor de desplazamiento positivo  El

fluido de perforación pasa y choca internamente, haciendo que se cree una alta velocidad de rotación, mayor inclusive que la del motor de desplazamiento positivo

DE DEFLEXIÓN Utilizado en formaciones de tendencia semi duras a duras, la cual requiere en algunos casos mechas o broca con un mecanismo de corte por abrasión o fricción, para lo cual se requiere de alta rotación 

 En

ambos casos (motor de desplazamiento positivo o turbina de fondo), se necesita tener una junta desviada de su eje axial o una camisa desviada, que permita crear el ángulo de inclinación inicial y orientar el hoyo al objetivo planificado

DE DEFLEXIÓN Turbina de fondo Álabes

DE DEFLEXIÓN  Motor

de desplazamiento positivo (P.D.M)

 Motor

helicoidal de dos o más etapas , que consta adicionalmente con una válvula de descarga, un conjunto de bielas, cojinetes y ejes.  Posee

una cavidad en forma de espiral forrada en caucho, conocida como estator y una sección transversal helicoidal conocido como rotor.  El

fluido de perforación entra en la cavidad espiral y hace que el rotor se desplace y gire, generando una fuerza de torsión que se trasmite a la mecha. Siempre existirá una diferencia entre el espacio ocupado por el rotor con respecto al estator (Ej: 5/6 Lobes, 6/7 Lobes) 

DE DEFLEXIÓN Una de las características importante al momento de seleccionar un motor de fondo, es decidir que se desea obtener de él, si más RPM ó mayor potencia. Esto dependerá de las características de la formación que se desea atravesar, esta información es de sumo interés para el Ingeniero de Diseño del Motor 

 La

regla universal nos dice que: a mayor relación de Lobe Rotor/Estator mayor Potencia o Torque (lbs-pies) y menor revoluciones por minuto (RPM)  En

caso contrario, a menor relación de Lobe entre el Rotor /Estator menor Potencia o Torque, pero mayor revoluciones por minuto (RPM)

DE DEFLEXIÓN Motor de fondo

Estator

Rotor

DE DEFLEXIÓN

DE DEFLEXIÓN

DE DEFLEXIÓN

RPM vs TORQUE RELACIÓN DE LOBES DE LOS MOTORES DE FONDO

T O R Q U E

R P M

RELACIÓN DE LOBES PERF. DIRECCIONAL

MOTOR DE FONDO

DE DEFLEXIÓN

DE MEDICIÓN 

Totco o péndulo invertido Uno de los instrumentos de medición más elementales y sencillo existentes, con el cual se logra obtener única y exclusivamente la inclinación o desviación del hoyo. De uso común en pozos verticales 

 El

mismo consta de tres partes principales:

 Péndulo:  En

posición invertida que descansa sobre un fulcro de zafiro, a fin de permanecer en posición vertical. En su punta superior está conformado por una aguja con punta de acero

DE MEDICIÓN  Disco:  Marcado

con círculos concéntricos, los cuales representan los grados de inclinación o desviación del hoyo  Mecanismo

de tiempo (Timer):  Reloj preparado y activado que permite que el instrumento pueda llegar al lugar donde se desee tomar la lectura de inclinación. Un breve lapso de margen dará tiempo para que el péndulo este en posición de descanso al tomar la lectura 

DE MEDICIÓN 

Single Shot (Registro de toma sencilla)  Herramienta de toma sencilla, la cual se usa para registrar simultáneamente la dirección magnética del rumbo del pozo sin entubar y la inclinación con relación a la vertical  Al

principio constaba de tres unidades básicas: Un cronómetro o sensor de movimiento  Una cámara  Un indicador de ángulo, 

Usualmente es bajado con guaya, aunque puede ser lanzado dentro de la tubería. 

DE MEDICIÓN

 Dado

que es una lectura magnética, requiere instalarse dentro de una barra que proteja cualquier interferencia magnética, esta barra es conocida como K- Monel o simplemente Monel  De

uso común en pozos verticales, en la cual su utilización forma parte del programa de perforación como un medio para constatar la trayectoria del pozo y hacer los correctivos que se requieran

DE MEDICIÓN  Multi

Shot (tomas múltiples)

Herramienta que determina la dirección e inclinación del pozo a diferentes profundidades. Debe utilizarse dentro de una barra monel. Ideal para comprobar las lecturas de los single shot y poder hacer las correcciones de la trayectoria a tiempo 

 El

tiempo debe ser programado, a fin que durante un viaje con la tubería a la superficie, puede tomarse varias lecturas y conocer las distintas posiciones de la trayectoria del pozo.  Al

igual que el Single Shot, la posición del plato receptor donde anclará la herramienta debe ser diseñado de acuerdo a la zona donde se perfora el pozo en cuestión, pudiendo en algunos casos utilizarse más de 30 pies de barra monel

DE MEDICIÓN  M.W.D

(Measurement While Drilling)

Control direccional de complejo sistema de telemetría pozo abajo, que permite continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo en cuanto a su inclinación y dirección 

 Algunas

de su ventajas principales son:  Mejora el control y determinación de la posición de la mecha o broca  Reduce  Reduce

el tiempo de registros o surveys

el riesgo de atascamiento por presión diferencial

DE MEDICIÓN  Reduce

anticipadamente por efecto de corrección de la trayectoria del pozos posible patas de perro severas  Reduce

considerablemente el número correcciones con motores de fondo en los pozos  Las

de

herramientas envían las señales utilizando para ello pulsos a través del fluido de perforación. Es sensible a ruidos o vibraciones, para lo cual es necesario un acoplamiento previo a los equipos de superficie pertenecientes al taladro. Casi siempre acompañado de un L.W.D (Logging While Drilling)

DE MEDICIÓN Proceso de armado de un MWD y LWD

DE MEDICIÓN Registros durante la Perforación del Pozos

DE MEDICIÓN 

Giroscopio  Herramienta

versátil de toma sencilla y múltiple, que permite de una manera segura obtener la dirección e inclinación del pozo. Sus lecturas de dirección no tienen interferencia por presencia de metales cercanos a ella  La

variabilidad de su uso la hace ser una de las más ventajosas de las herramientas de medición y sus aplicaciones pudiesen ser: Tomas sencillas y múltiples dentro de las sarta de perforación o de revestimiento  Operaciones con wireline  Tomas o registros en pozos horizontales  Orientación de núcleos continuos 

AUXILIARES  Estabilizadores  Herramienta

que tiene como función principal evitar el acercamiento de la sarta de perforación a las paredes del hoyo. Así mismo evitar perforar un hoyo en forma escalonada  Existen

varios tipos de estabilizadores de acuerdo al uso que se requiera:  Estabilizadores

de cuchillas de rotación.  Tipo Espiral o Recto (Corto o largo)

 Estabilizadores

no rotativo o de camisa

 Estabilizadores

tipo rimador

AUXILIARES

Los estabilizadores conforman una herramienta primordial al momento de realizar una perforación desviada o vertical

AUXILIARES  En

perforación direccional, los estabilizadores distribuidos en la sarta de perforación en posiciones específicas con respecto a la mecha o broca, permite el control de la desviación para aumentar, mantener y disminuir el ángulo de inclinación del pozo 

Sarta más comunes en pozos direccionales: 

Sarta de Incremento de ángulo: 0`- 60`



Sarta de Mantenimiento de ángulo: 0`- 30` - 60`



Sarta de Disminución de ángulo: 60`

Nota: El punto de referencia a cero pies es la mecha o broca

AUXILIARES Sarta de Perforación desviada Herramientas  Mecha

Camisa Desviada  Estabilizadores  Motor de fondo  Barras 

AUXILIARES  Portamechas

o drill collars (barras o botellas)

 Herramienta

la cual proporciona el peso requerido sobre la mecha o broca, a fin de penetrar las distintas formaciones encontradas durante la perforación de un pozo  Adicionalmente,

los portamechas ayudan a obtener y mantener la inclinación y dirección deseada de un hoyo  Normalmente

usados en forma de espiral, lo cual evita menos contacto con las paredes del hoyo y mejor movimiento de los fluidos en el espacio anular Su diseño debe ser para trabajar siempre en compresión 

AUXILIARES  Portamechas

K-Monel

 El

portamechas K – Monel tiene las mismas caracterìsticas fìsicas de los otros portamechas, con la diferencia que es un portamecha no magnètcico Su función principal es eliminar los efectos magnéticos que pueden influir en la lectura de dirección 

 Dicho

magnetismo varía entre un país y otro país, esto depende de la situación con respecto a los polos magnéticos.  Para

el diseño de la sarta con un portamecha K Monel, es necesario conocer la longitud requerida de este tipo de herramienta a fin de evitar influencia magnética. Para ello se utilizan cartas empíricas de acuerdo a la zona

AUXILIARES 

Tubería de transición (Hevi-wate) Tubos de pared gruesa unidos entre sì por juntas extra largas, la cual representa un componente intermedio de transición entre los portamechas y la tubería de perforación 

 Especialmente

diseñada, debido a su mayor flexibilidad para utilizarse en hoyo de gran ángulo de inclinación, incluyendo en pozos horizontales  Los

hevi-wate dan estabilidad con mucho menos contacto con la pared del pozo, lo cual permite al operador direccional fijar mejor la dirección y controlar mejor el ángulo de inclinación. Se recomienda un número de 30 o más tubos en pozos desviados

AUXILIARES  Martillos  Herramienta

que se coloca en la sarta de perforación, para ser utilizada solamente en caso de un pegamento de tubería. Existen actualmente en el mercado gran variedad de diseños para ser utilizados inclusive en la perforación direccional

Martillo Mecánico

 Entre

las características que poseen están las siguientes:  Puede

ser mecánicos, hidromecánicos

hidráulicos

 Pueden

e

permanecer en el hoyo un largo período de tiempo  Disponibles 

en diferentes diámetros

Su calibración puede ser modificada

Martillo Hidráulico

AUXILIARES 

Camisa desviada (Bent Housing)  Herramienta

de mayor utilización actualmente, que permite controlar la inclinación de un pozo y su dirección sin necesidad de realizar un viaje con tubería  La

combinación de una camisa desviada con un motor de fondo por ejemplo, permite utilizar un principio de navegación para realizar las operaciones de construir ángulo, mantener y disminuir, así como orientar la cara de la herramienta a la dirección deseada  De

allí el principio de deslizar y rotar (sliding and rotaring), términos utilizados por los operadores direccionales

AUXILIARES

AUXILIARES

PLANO DE INCLINACIÓN 0

2000

) s e i P ( l a c i t r e V d a d i d n u f o r P

Desplaz. Horiz.: 417’ Desplaz. . Horiz.: 417’ Desplaz 417’ Dirección: S48°O Direcció ó n: S48° ° O Direcci S48 Angulo: 13° Angulo: 13° 13°

4000

6000

8000

10000

12000 -200

0

200

400

Sección Vertical (Pies)

600

Tipos de Pozos Direccionales

TIPOS DE POZOS 

Cálculo de Dirección y Desplazamiento Horizontal Con los valores de Coordenadas de Superficie y Coordenadas de Fondo u Objetivo , podemos calcular dos de los puntos de mayor interés en un pozo direccional. 

 Podemos

decir que las tres definiciones que están más relacionadas con la culminación exitosa de un hoyo desviado, son: Inclinación, Dirección y Desplazamiento Horizontal (Vertical Section) Con esta información de Coordenadas podemos conseguir dos ellas: la Dirección del Pozo y el Desplazamiento Horizontal 

TIPOS DE POZOS  Ejercicio

práctico

 Dada

la siguiente información de Coordenadas para la realización de dos pozos de alivio. Calcular la Dirección de ambos pozos y los Desplazamientos Horizontales de los mismos 

Coordenadas de Fondo u Objetivo – POZO SLB – 54X  SUR (S): 134.050,74 mts  OESTE (O): 11.990,63 mts



Coordenadas de Superficie – POZO TRITON II  SUR (S): 134.319,04 mts  OESTE (O): 11.620,43 mts



Coordenadas de Superficie – POZO PLATAFORMA B  SUR (S): 134.444,66 mts  OESTE (O): 12.060,09 mts .

TIPOS DE POZOS  Los

pozos direccionales poseen una clasificación la cual dependerá de la forma que tome el ángulo de inclinación en lo que corresponde a su trayectoria dentro del hoyo.  Existen

varios tipos de pozos direccionales, estos son los

siguientes:  Tipo Tangencial o “J” Invertido (Slant) 

Tipo “S”



Tipos “S” Especial o Modificado



Tipo Inclinado (uso de taladro especial)



Tipo Horizontal o Multilateral

TIPOS DE POZOS 

Tipo Tangencial 

Consta de: Una sección vertical hasta el Punto de Arranque (K.O.P)  Una sección aumentada o de construcción de ángulo  Una sección de mantenimiento de ángulo o tangencial 

El Pozo Tipo Tangencial se construye de una manera sencilla, su inclinación pudiese llegar hasta los 75º (alto ángulo)

TIPOS DE POZOS 

Tipo “S” 

Consta de: Una sección vertical hasta el Punto de Arranque (K.O.P)  Una sección de construcción de ángulo o sección aumentada  Una sección de mantenimiento de ángulo o tangencial  Una sección de descenso o disminución de ángulo a 0ª grado 

El Pozo Tipo “S” tiene una construcción más complicada, dada la dificultad para tumbar todo el ángulo construido

TIPOS DE POZOS 

Tipo “S” Especial 

Consta de: Una sección vertical hasta el Punto de Arranque (K.O.P)  Una sección aumentada o de construcción de ángulo  Una sección de mantenimiento de ángulo o tangencial  Una sección de descenso o disminución de ángulo diferente de 0ª grado 

En el Pozo Tipo “S” Especial se desea entrar al yacimiento perpendicular al buzamiento de la estructura

TIPOS DE POZOS 

Tipo Inclinado  Este tipo de pozo es perforado con un Taladro Tipo Slant o Inclinado, para lo cual el mismo puede perforar pozos de hasta 45º de Inclinación, consta de:  Una sección de mantenimiento de ángulo o tangencial hasta el objetivo.  No  El

es necesario perforar el K.O.P

mismo debe estar orientado al objetivo, durante la perforación se hacen las correcciones pertinentes

TIPOS DE POZOS 

Tipo Horizontal y Multilateral  Pozos

que pueden tener ángulo inclusive mayores de 90º, pero necesariamente deben perforarse el pozo paralelo al estrato, o sea navegando a través de él  En

el caso de los pozos multilaterales, los mismos pueden ser de dos o más brazos, atravesando las arenas de la misma forma o sea navegando a través de la formación  Consta de:  Una sección vertical hasta el Punto de Arranque (K.O.P)  Una sección aumentada o de construcción de ángulo  Una sección de mantenimiento de ángulo a través de la (s) arena (s),  Algunos pozos pudiesen tener una sección tangencial, antes de finalizar el ángulo máximo del pozo

TIPOS DE POZOS

Para los pozos horizontales es necesario navegar a través de la arena

TIPOS DE POZOS  Pozos

Multilaterales

 Esta

técnica es una de las que representa mayor complejidad en la Ingeniería de Diseño de pozos desviados.  La experiencia en Venezuela a crecido con el transcurso de los años con pozos que van de lo menos a lo más complejos. Una de las empresas con mayor valor agregado en estas prácticas operacionales está en el Oriente del país

TIPOS DE POZOS  Métodos

de Construcción

 Las

técnicas de construcción de los distintos tipos de pozos direccionales, se basan en el Método de Radio de Curvatura, el cual describe el pozo como un arco parejo y esférico. Como recordamos, la longitud de un arco esta dada por: Long. de arco (L)= 2 π Rc

Si derivamos la ecuación anterior con respecto al ángulo y convertimos de radianes a grados, nos quedará una ecuación definitiva para el Radio de Curvatura con la siguiente expresión: Rc = 180º x L π x aº 

aº : Angulo de inclinación parcial o total


de Construcción – Tipo Tangencial

 Para

la construcción del pozo Tipo Tangencial, es necesario comparar el Desplazamiento Horizontal (DH) calculado con las Coordenadas de Superficie y Objetivo, con el valor calculado del Radio de Curvatura (Rc) Una vez, seleccionada la comparación de estos valores, podemos encontrar a través de principios trigonométricos el valor del Angulo de Inclinación final ( aº) De allí que: 

1er caso:

Rc = DH

2do caso:

Rc < DH

3er caso:

Rc > DH



1er Caso: Radio curvatura = Desplaz. Horizontal



2do Caso: Radio curvatura < Desplaz. Horizontal



3er Caso: Radio curvatura > Desplaz. Horizontal


de Construcción – Tipo “ S ”  En los pozos tipos “ S ”, dado que consta de una sección de construcción y una sección de descenso , es necesario calcular dos Radios de curvaturas (uno con la tasa de aumento (Rc1) y otro con la tasa de disminución (Rc2), posteriormente se suman ambos resultados y se comparan con el Desplaz. Horizontal (DH) De allí que:

1er caso:

Rc1 + Rc2 > DH

2do caso:

Rc1 + Rc2 < DH


1er caso:

de Construcción – Tipo” S ” Rc1 + Rc2 > DH

aº max = arc tg (Vt / Rt) – arc cos [(Rr / Vt) x sen (arc tg (Vt / Rt))]

donde: Vt = V4 – V1 V4 = Profundidad Vertical donde el ángulo se tumba Oº V1 = Profundidad del KOP1 Rt = Rr - DH Rr = Sumatoria de Radios de Curvatura (Rc1 + Rc2) DH = Desplazamiento Horizontal calculado con las Coordenadas dadas


de Construcción – Tipo “ S ”

Una vez finalizada la sección tangencial, tumbe el Ángulo de Inclinación a cero grado

1er Caso: Radios curvaturas > Desplaz. Horizontal


2do caso:

de Construcción – Tipo “ S ” Rc 1 + Rc 2 < DH

aº max = 180º - arc tg (Vt/Rd) – arc cos [(R (Rr/ r/V Vt) – se sen n (a (arc rc tg (V (Vt/ t/Rd Rd)) ))]

donde: Vt = V 4 – V 1 V 4 = Profund Profundida idadd Ver Vertic tical al a Oº V 1 = Prof Profund undida idadd del KOP1 Rd = DH - Rrr Rrr = Diferencia de Radios de Curvatura (Rc 1 - Rc 2 ) Rr = Sumatoria de Radios de Curvatura (Rc 1 + Rc 2 ) DH = Desplazamiento Horizontal


de Construcción – Tipo “S ” Especial

 Para

el cálculo del ángulo ángulo de inclinación en el pozo tipo “S” Especial, es necesario comparar necesario comparar el Radio de Curvatura en la sección de de construcción (Rc1 ) con el Desplazamiento Horizontal Horizontal al punto medio de la sección tangencial tangencial (II´) De allí que:

1er caso : Rc1 < II´ 2do caso : Rc1 > II´


de Construcción – Tipo “ S ” Especial

1er caso :

Rc1 < II`

AI) x sen (ar (arcc tg (AI /( II`II`- Rc1)) ))]– ]–ar arcc tg (A (AII / (II (II``- Rc1)) aº max =180º - arc cos [(Rc1 / AI)

donde: Rc1 = Radio Radio de Curva Curvatur turaa de la la secci sección ón de cons constru truc. c. AI = ( Rc1 / (Rc1 + Rc 2 )) x AE AE = Profundidad vertical desde el KOP1 al objetivo AE = (TVD del tope del yac. – KOP 1 ) + RC 2 x sen Jº J1 = Angulo de buzamiento de la formación de interés II`= ( Rc1 / (Rc1 + Rc 2 )) x EO` Rc 2 = Radio Radio de Curva Curvatur turaa de la la secci sección ón de desce descenso nso EO` = Desplazamiento horizontal al tope tope del yac.


de construcción – Tipo “S ” Especial

2do caso :

Rc1 > II II`

aº ma maxx =9 =90º 0º - ar arcc cos cos[¨ [¨(R (Rc1 c1 /( /(Rc Rc11 –II –II`) `))) x se sen n (ar (arcc tg (R (Rc1 c1 – II II`) `) / AI AI)]– )]–ar arcc tg tg (R (Rc1 c1 – II II)` )`/A /AII

donde: Rc1 = Radio Radio de Curv Curvatu atura ra de la secc sección ión de const construcc rucción ión AI = ( Rc1 / (Rc1 + Rc 2 )) x AE AE = Profundidad vertical desde el KOP 1 al objetivo AE = (TVD del tope del yacimiento yacimiento – KOP 1 ) + RC 2 x sen Jº J = Ángulo de buzamiento de la formación de interés II`= ( Rc1 / (Rc1 + Rc 2 )) x EO` Rc 2 = Radio Radio de Curva Curvatur turaa de la la secci sección ón de desc descenso enso EO` = Desplazamiento horizontal al tope tope del yacimiento


de construcción – Tipo Inclinado

 Este

tipo de pozo es perforado desde la superficie con un ángulo pre-determinado y constante (tangencialmente), para lo cual se utilizan taladros especiales especiales inclinados  El

rango de movimiento de estos taladros Slant es entre 90º y 45º de inclinación con respecto a la horizontal  Algunos

de los equipos equipos con los que cuenta este tipo de de taladro  Un brazo hidráulico a fin de manejar los tubulares  Un bloque viajero provisto de un sistema giratorio  Un sistema hidráulico para general el torque  Un sistema de movilización tipo oruga  Equipos auxiliares los cuales permanecen fijos durante el proceso de perforación


de construcción – Tipo Horizontal

Su construcción también esta basada en el Método de Radio de Curvatura, para lo cual es necesario obtener información de la formación, tales como el Rumbo de la Estructura y el Buzamiento de la misma, a fin de calcular el Angulo de Inclinación máxima del pozo, básicamente cuando su valor difiere de 90º 

Una de las cosas de interés en estos tipos de pozos, es el cálculo de los esfuerzos presentes en la sarta de perforación y el diseño optimizado de sus componentes 

 Así

mismo, en los pozos multilaterales es necesario conocer la configuración de las arenas productoras a explotar, para lo cual el número de ellas definirá la forma final del pozo


Tipo Tangencial

La planificación de los pozos direccionales envuelven una serie de cálculos, los cuales permiten diseñar los gráficos y el programa de perforación direccional. De la información geológica y el levantamiento topográfico se obtiene los siguientes datos: 

Coordenadas de Superficie: S: 16.202,64 mts E: 13.338,99 mts  Coordenadas de Objetivo: S: 16.470,38 mts E: 13.229,00 mts  Elevación del terreno: 34 pies  Elevación de la mesa rotaria: 4 pies (b.n.l)  Buzamiento de la estructura: 5º S-O  Miembro Ojeda: 2.192 pies (bmr)  Miembro La inferior: 2.254 pies  Tope de arenas productora: 2.364 pies  Tope formación lutita La Rosa: 2.510 pies - 2.557 pies  Tasa de aumento de ángulo: 3º / 100 pies  Punto de arranque (KOP): 347 pies  Radio de Tolerancia: 50 pies 


Tipo “ S ”

 Diseñar

la gráfica de Inclinación y Dirección del siguiente pozo: Coordenadas de Superficie: N: 10.000 pies  Coordenadas de Objetivo: N: 7.432 pies 

 Punto

E: 30.000 pies E: 29.312 pies

de arranque (KOP1): 1.480 pies  Tasa de aumento de ángulo: 2º / 100 pies  Punto de arranque (KOP2): 5.300 pies  Tasa de disminución de ángulo hasta 0º de inclinación: 2.5º / 100 pies a 6.695´  Radio de tolerancia: 100 pies a la profundidad vertical de 7.000 pies  Profundidad vertical total (TVD): 7.200 pies

CAMPO: CEUTA LOC: en W-DQD-2 Ploteo de puntos Plano POZO ALTAMENTE INCLINADO PLAN DIRECCIONAL Vertical (inc) y Horizontal (Direcc.) 2250 11478

K.O.P @ 11510'

. ] t f 13391 [ h t p e D l a c i t r e V e u r T

15304

. . . . .

] n i / t f 0 0 0 1 [ ) + ( h t r o N / ) ( h t u o S

750

. 0

.

.

1913

..

. . 750

1500

2250

Métodos de Estudios Direccionales

3000

West(-)/East(+) [1000ft/in]

REV. 9-5/8" @ 15576'

17217 0

1500

0

.

.

FONDO ENTRADA

LINER 7" @ 17599' (TOPE B-4.4)

.

LINER 4-1/2" @ 18228'

3826

5739

7652

9565

1147

Vertical Section at 57.38° [ft] SECTION DETAILS Sec 1 2 3 4 5 6 7

MD

Inc

Azi

TVD

+N/-S

+E/-W DLeg TFace

VSec Target

0.0 11510.0 12471.5 15576.1 16274.5 17208.7 18227.8

0.00 0.00 25.00 25.00 50.00 50.00 50.00

0.00 0.00 57.38 57.38 57.38 57.38 57.38

0.0 11510.0 12441.3 15255.0 15804.7 16405.0 17060.0

0.0 0.0 111.3 818.6 1045.9 1431.8 1852.6

0.0 0.0 173.9 1279.0 1634.2 2237.2 2894.7

0.0 0.0 206.5 1518.5 1940.3 2656.1 ENTRADA 3436.8 FONDO

0.00 0.00 0.00 0.00 2.60 57.38 0.00 57.38 3.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

PLAN DIRECCIONAL (W-DQD-2 ) Created By: MARCOS FERNANDEZ\Date: 12/09/2001

MÉTODOS  Métodos

de Estudios Direccionales

 Dado

que los instrumentos actuales de medición, nos permiten definir exactamente el rumbo o dirección del pozo entre cada punto de estudio o estación, se requiere para calcular la localización de cada uno de ellos la aplicación de algún Método de Estudio Direccional.  Existen

cuatro Métodos para la búsqueda de la información que me permita realizar el ploteo de los puntos según la trayectoria real del pozo, a saber:  Método

Tangencial  Método de Ángulo Promedio  Método de Radio de Curvatura  Método de Curvatura Mínima

MÉTODOS  Método

Tangencial

Este Método se basa en la suposición de que el pozo mantiene siempre la misma Inclinación y la misma Dirección entre dos estaciones 

 Es

un Método fácil de calcular, es imprecisa su aplicación, ya que indica menos profundidad vertical y menos desplazamiento horizontal de los que realmente hay en el pozo, por lo tanto su uso no es recomendado  Este

Método tradicionalmente es descartado por la empresas operadores de servicio direccional


de Angulo Promedio

 Este

Método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de Inclinación y Dirección entre dos puntos o estaciones  Es

un Método que se justifica teóricamente, ya que es suficientemente sencillo como para ser usado a nivel de campo, de allí su nombre de Método de Campo  Los

cálculos pueden hacerse con una calculadora científica sin ningún tipo de complicación, solo siguiendo un procedimiento establecido


de Radio de Curvatura

 Este

Método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos.  Es

un Método preciso, pero no es de fácil aplicación en el campo ya que requiere de una computadora o calculadora programable  Método

de Curvatura Mínima

 Este

Método presupone que el pozo es un arco parejo y esférico, con mínimo de curvatura, que hay máximo radio de curvatura entre las estaciones o puntos  Aunque

este Método comprende cálculos complejos que requieren de una computadora o calculadora programable, es el de más justificación teórica y por consiguiente el más aplicable por las empresas de servicio

MÉTODOS Tabla de Método de Ángulo Promedio No. Registro (1)

MD Registro (2)

Grados Inclinac. (3)

Inclinac. Promedio (4)

Intervalo Perforado (5)

TVD Parcial (6)

TVD Acumu. (7)

Desplaz. Parcial (8)

Desplaz. Acumulado (9)

MÉTODOS Tabla de Método de Ángulo Promedio Dirección Corregida (10)

Dirección Promedio (11)

Coord. Parciales N / S (12)

Coord. Parciales E / O (13)

Coord. Totales N / S (14)

Coord. Totales E / O (15)

Pata de Perro (16)

Severidad de Pata de Perro (17)


MD Registro (2)




TVD Parcial (6)

TVD Acumu. (7)









Pata de Perro (16)



MD Registro (2)


1

347´

0.25

2 3 4 5 6 7 8 9

360´ 390´ 420´ 550´ 750´ 850´ 950´ 1050´

0,5 1 2.5 5 10 12 14 17

10

1150´

19

11

1250´

21.5



TVD Parcial (6)

TVD Acumu. (7)




N80E S40E S30E S15E S15O S23O S26O S26O S28O S27O S26O






Pata de Perro (16)



MD Registro (2)


12

1350´

24

13 14 15 16 17 18 19

1450´ 1550´ 1650´ 1750´ 1850´ 1950´ 2050´

26 28 30 32 31 33 30



TVD Parcial (6)

TVD Acumu. (7)




S26O S25O S25O S25O S25O S25 ¼ O S24O S24O






Pata de Perro (16)


MÉTODOS  Nomenclatura

- Método de Ángulo Promedio

1) No. de Registro 2) Profundidad medida (MD) del Registro 3) Grados de Inclinación leída 4) Inclinación promedio = (Inclinación leída + Inclinación anterior) / 2 5) Intervalo perforado 6) Profund. Vertical Parcial (TVD parcial) = Interv. perforado x Cos (Incl. Prom.) 7) Profund. Vertical Acumulada (TVD Acum.) = Sumatoria de las TVD parciales 8) Desplazamiento parcial = Interv. perforado x Sen (Incl. Prom.) 9) Desplazamiento acumulado = Sumatoria de los Desplazamientos Parciales

MÉTODOS  Nomenclatura

- Método de Ángulo Promedio

10) Dirección leída corregido 11) Dirección promedio = (Dirección leída + Dirección anterior) / 2 12) Coordenadas parciales Norte-Sur (N / S) = = Desplaz. Parcial x Cos (Dirección Promedio)

Colocar los signos

13) Coordenadas parciales Este-Oeste (E / O) = = Desplaz. Parcial x Sen (Dirección Promedio)

Colocar los signos

14) Coordenadas totales Norte – Sur (N / S ) = = Sumatoria de las Coordenadas parciales N / S

Sumar con los signos

15) Coordenadas totales Este – Oeste (E / O ) = = Sumatoria de las Coordenadas parciales E / O

Sumar con los signos

16 ) Pata de Perro = Valor calculado según fórmula descrita 17) Severidad de la Pata de Perro = Pata de Perro x 100 / Intervalo perforado

Norte Magnético

N Norte Real

Corrección Oeste 12º

Azimuth Real 205º Az (217º - 12º)

O

Azimuth Magnético leído 217º Az

E

Azimuth Magnético S

Corrección por Declinación Magnética

CORRECCIÓN MAGNÉTICA  Reseña

Todos los instrumentos de estudios magnéticos están diseñados para apuntar hacia el Norte Magnético, a tiempo que los planos direccionales se grafican con relación al Norte Real 

 Para

ello, se hace necesario corregir el Ángulo de Dirección antes de iniciar los cálculos a través de cualquier Método de Estudio Direccional. El grado de corrección varía de sitio en sitio, dichas variaciones se indican en un gran número de gráficos denominados isogónicos  Estos

gráficos, son elaborados para diferentes localizaciones geográficas. Esto motivado a que los polos magnéticos de la tierra mantienen un campo de magnetismo que puede ir variando con el tiempo. Es necesario, hacer este tipo de estudio frecuentemente en aquellos lugares donde la precisión se desea sea lo más exacta posible

CORRECCIÓN MAGNÉTICA  Reseña  Recientemente,

científicos elaboraron una nueva teoría que explica el por que de los desplazamientos misteriosos del polo norte magnético de la tierra  La

respuesta puede estar a cientos de kilómetros de distancia bajo la superficie, en una zona que los investigadores consideran como la de mayor actividad química en el mundo, esto según estudios realizados por el Departamento de Geología de la Universidad de California, en Bekerley, Estados Unidos  La

moderna teoría sostiene que los cambios dentro del magma controlan los cambios regionales de intensidad del campo magnético

CORRECCIÓN MAGNÉTICA  Reseña  Dichos

estudios, esperan tener mayor información acerca de las mediciones magnéticas, comparándolas con mapas de ondas sísmicas provenientes de la región del magma Se cree que teniendo éxito en la comprensión de los procesos físicos que se producen ahora, se podrá entender mejor la causa y la dinámica de inversiones en el campo magnético de la tierra 

 Existen

lugares en el mundo donde del Norte Magnético esta hacia la izquierda del Norte Real o Verdadero o sea al Oeste y otros a la derecha del Norte Real o Verdadero, o sea hacia el Este, así mismo existen lugares donde ambos coinciden A fin de explicar gráficamente, que pasaría con la lectura magnética tomada con un instrumento de medición cuando esta deba ser corregida al Oeste o al Este, se muestra a continuación como se altera su valor: 

CORRECCIÓN MAGNÉTICA Corrección al Oeste N

Norte Magnético

+ O

_

Norte Real

θ

_

E

+

θ : Ángulo de corrección magnética de la zona

S

CORRECCIÓN MAGNÉTICA Corrección al Este N

_

Norte Real

θ

Norte Magnético

+

_

O

+ θ : Ángulo de corrección magnética de la zona

S

E

CORRECCIÓN MAGNÉTICA  Azimuth  Muchas

de las empresas de servicio direccional no utilizan los términos de la trayectoria del pozo con la nomenclatura de Dirección (ej: S 30º E), ellos utilizan generalmente el término de Azimuth. A continuación, la forma de conversión de dichos conceptos:

S 30º E = 150º Az.

200º Az. = S 20º O

CORRECCIÓN MAGNÉTICA  Ejercicios

Calcular el Norte Real o Verdadero y el valor del Azimuth Verdadero de los siguientes valores: 

A) Corrección 2º al Este Norte Magnético

Norte Verdadero

Azimuth

Norte Verdadero

Azimuth

N 4 2º E N 3 9º O S 88º O N 8 9º O N 8 9º E

B) Corrección 4º al Oeste Norte Magnético N 4 2º E N 3 9º O S 88º O N 8 9º O N 8 9º E

Diagrama Esquemático Izquierda ón ió inac i c l in n in i a la l e ón d ió nuc i in sm i is D i

6º

0º

.

Giro

PP

N 35º E

20º

Derecha Datos: Incc = 20º, In 20º, Di Dire recc cc.. = N 35 35ºº E, PP PP = 2,5 2,5ºº • Ca Camb mbia iarr 6º la dire direcc cció ión n a la iz izqu quie ierda rda y disminuir la Inclinación. Hallar Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Giro de la herramienta

Diagrama de Vectores

DIAGRAMA DE VECTORES  Introducción

Una de las preguntas obligada que el Operador y Supervisor de un trabajo direccional se hace en el momento de estar perforando un pozo desviado, es donde debe colocar la cara de la herramienta para realizar un cambio en la Inclinación o Dirección del pozo, esto a fin de mejorar la trayectoria real con respecto a la planificada planificada 

 Muchos

operadores direccionales conocen por experiencia, que los movimientos de la herramienta deben estar sujeto a un análisis del comportamiento de la misma en el hoyo de acuerdo a: el tipo de formación que se está atravesando, los componentes auxiliares en uso, el tipo de pozo seleccionado selecc ionado y la sección que se está perforando para el momento de tomar la decisión de la ubicación, todo esto respetando cambios bruscos o severidades severidades de la pata de perro

DIAGRAMA DE VECTORES  A

través de un Diagrama de Vectores, podemos obtener varias respuestas técnicas y reales de donde colocar la herramienta, las cuales servirán y complementarán la experticia del Operador, para realizar los cambios cambios más adecuados Con el Diagrama de Vectores se pueden obtener de una información específica lo siguiente: 

 Aumento

del ángulo de Inclinación  Disminución del ángulo de Inclinación  Mantenimiento del ángulo de Inclinación  Cambio de la Dirección a la izquierda  Cambio de la Dirección a la derecha  Maximizar la Dirección  Posición de la cara de la herramienta, desde el punto donde se obtuvo la última información hasta la nueva posición que el Operador debe colocar en superficie, a fin que beneficie la trayectoria del pozo, siempre respetando una limitación la cual es el Ángulo de la Pata de Perro

DIAGRAMA DE VECTORES 

Construcción del Diagrama de Vectores  Procedimiento:

1 ) Trace un línea recta en un papel milimetrado, que refleje el número de grado de inclinación inclinación de su último último registro o survey survey 2) Coloque sobre la línea línea los grados de inclinación inclinación 3) Coloque a manera de información, al final de la línea recta la dirección del pozo dado en en su último registro registro o survey 4) Trace un circulo de radio igual a la Pata de Perro impuesta como limitación, haciendo centro con un compás sobre el valor máximo del ángulo de inclinación inclinación previamente previamente trazado sobre la línea recta 5) Desde el punto de origen de la recta, con un transportador lea hacia arriba (izquierda) o hacia abajo (derecha), cualquier ángulo que representa la dirección de su último registro o la dirección buscada, todo esto al trazar una línea recta que corte el círculo de la pata de perro

DIAGRAMA DE VECTORES  Procedimiento:

6) Una vez trazada una línea recta cortando la pata de perro, mida con una regla el punto de corte más cercano (si desea disminuir inclinación) o el punto de corte más lejano (si desea aumentar la inclinación) a ese punto de origen 7) Trace una línea recta desde el centro de la pata de perro hasta el punto de corte con la pata de perro 8) Con un transportador, lea el ángulo formado entre esos dos puntos o línea recta trazada, ese valor representa el movimiento de la cara de la herramienta de su última posición a su nueva posición (no incluye torque reactivo) Nota: Es posible, si desea aumentar o disminuir el ángulo de inclinación, que para trazar la línea recta desde el punto de origen de la inclinación del último registro, sea necesario antes con el compás y haciendo centro en ese punto de origen, abrirlo hasta alcanzar el cambio de inclinación que se desea imponer y luego trazar un arco que corte la pata de perro.

DIAGRAMA DE VECTORES Tablero Ouija

Forma de calcular la posición de la cara de la herramienta que utilizan algunas operadoras direccionales

DIAGRAMA DE VECTORES  Ejercicios

1) Dirección: N 80º E, Inclinación: 18º , Pata de Perro: 3º .- Cambiar la Dirección 6º a la derecha y aumentar el ángulo de Inclinación. Hallar Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta 2) Dirección: S 25º O, Inclinación: 8º , Pata de Perro: 4º .- Cambiar la Dirección 4º a la derecha y aumentar el Ángulo de Inclinación. Hallar Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta 3) Dirección: N 30º E, Inclinación: 18º , Pata de Perro: 3º .- Cambiar la Dirección 6ª a la izquierda y disminuir el Ángulo de Inclinación. Hallar Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta


4)

Dirección: S 28º E, Inclinac. 25º , SPP: 6.67, Ip: 60`, Az: 152º .- Disminuir 3º y cambiar la Dirección a la izquierda. Hallar Nueva Inclinación, Nueva Dirección y Ángulo de giro de la cara de la herramienta

5) Dirección: N 60º O, Inclinación: 20º , Pata de Perro: 2º .- Maximizar la Dirección a la derecha. Hallar Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta 6) Dirección: N 75º E, Inclinación: 5º , Pata de Perro: 3º .- Cambio de Dirección a la izquierda, manteniendo la Inclinación. Hallar Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta


7)

Dirección: S 25º O, Inclinación: 17º , P.P: 2.5º .- Máximo cambio de dirección a la izquierda. Hallar Nueva Inclinación, Nueva Dirección y Ángulo de giro de la cara de la herramienta

8) Motor Dyna Drill de 5” de O.D. Hoyo de 7 7/8” . Bent Sub de 1 ½º. Profundidad: 8.000 pies. Dirección: N 30º E. Inclinación: 10º. Ip: 100 pies .- Aumentar 2º y cambiar la Dirección a la derecha. Hallar Severidad de la Pata de Perro, Pata de Perro, Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta (incluyendo torque reactivo)

DIAGRAMA DE VECTORES 

Ejercicios 9) Motor Dyna Drill de 6 ½” de O.D. Hoyo de 8 ¾” . Bent Housing de 1 ½º. Profundidad: 10.000 pies. Dirección: N 34º E. Inclinación: 10º. Ip: 90 pies .- Máximo cambio de Dirección a la izquierda. Hallar Severidad de la Pata de Perro, Pata de Perro, Nueva Dirección, Nueva Inclinación y Ángulo de giro de la cara de la herramienta (incluyendo torque reactivo) 10) Calcular la pata de perro que se puede obtener en un pozo, con la siguiente información: .- Dirección: S 25º O, Inclinación; 12º. Se desea cambiar la Dirección a la izquierda 4º y aumentar el Ángulo 3º

Teoría General de la Perforación Horizontal

PERFORACIÓN HORIZONTAL  Pozos

Horizontales

 La

perforación horizontal, ha tomado un impresionante auge en los últimos años en regiones productoras de todo el mundo petrolero. En campos en Costa fuera de Australia, del Mediterráneo y del Mar del Norte, en Alaska y desde hace algunos años en los países de Sur América Bajo cierta condiciones favorables, la perforación horizontal puede incrementar drásticamente la producción de yacimientos heterogéneos verticalmente fracturados. Más aún, el índice de recuperación aumenta tanto que ya es considerada por los expertos como un medio de recuperación secundaria 

Su inicio fue para los años de 1929, para los años de 1980 empresas trasnacionales como Texaco y Esso en Canadá, así como la ELF de Francia, desarrollaron grandes progresos en este tipo de tecnología. Para ese entonces, existían dificultades en cuanto a: efectuar registros eléctricos, cortar núcleos, entre otros 


Horizontales

 En

la tabla anexa, se muestran los cuatro Tipos de Pozos Horizontales Básicos, los cuales su clasificación esta relacionada con la Tasa de Aumento de Ángulo, su Radio de Curvatura y con el Alcance Horizontal, así mismo se muestra la recomendación del tamaño o diámetro del hoyo para su implementación: TIPO

TASA DE

RADIO DE

ALCANCE

DIAMETRO

DE POZO

AUMENTO

CURVATURA

HORIZONTAL

DEL HOYO

LARGO

2º a 6º/100`

1.000` 3.000`

3.281`

8 ½” - 12 ¼”

MEDIO

6º a 29º/100`

200`- 1.000´

1.641`

6” – 8 ½”

CORTO

29º a 286º/100`

20`- 200`

656`

6”

PERFORACIÓN HORIZONTAL Tipos de Pozos Horizontales

Con las nuevas tecnologías estos alcances superan los 10.000 mts

Dependiendo el ángulo de construcción se obtendrá el desplazamiento horizontal del pozo

PERFORACIÓN HORIZONTAL Tipos de Pozos Horizontales Radio Largo

Radio Medio

Radio Intermedio

Radio Corto 70º - 150º / 100´ 82´ - 40´ Rc

40º - 70º / 100´ 140´ - 82´ Rc

300´- 1000´

6 – 40º / 100´ 1000´ - 140´ Rc

2º - 6º / 100´ 3000´ - 1000´ Rc

1500´- 4000´

2000´- 6000´

300´ - 3000´

PERFORACIÓN HORIZONTAL  Métodos

de Construcción de Pozos Horizontales

 Existen

cuatro Métodos para estos tipos de pozos, los cuales difieren de la forma de construcción del Ángulo máximo del objetivo, a saber:  Método

de Curva de Construcción Sencilla

 Método

de Curva de Construcción Tangente Simple

 Método

de Curva de Construcción Tangente Compleja

 Método

de Curva de Construcción Ideal

PERFORACIÓN HORIZONTAL  Método

de Curva de Construcción Sencilla

 La

curva está compuesta de un intervalo de construcción de ángulo continua, el cual se inicia desde el punto de arranque (K.O.P) y finaliza una vez alcanzado el ángulo máximo al objetivo

A partir del KOP, inicie la construcción de todo el ángulo de inclinación en forma continua de acuerdo a su BUR


de Curva de Construcción Tangente Simple

 Esta

curva de construcción está compuesta por dos intervalos de incremento de ángulo, separados por una sección tangencial. Generalmente para ambos intervalos se utiliza la misma BUR la cual producirá la misma curvatura

La sección tangencial servirá para finalizar la orientación del pozo al target

PERFORACIÓN HORIZONTAL  Método de Construcción Tangente Compleja  La curva compleja utiliza dos intervalos de construcción separados por una sección tangente ajustable. Su diferencia con respecto al Tangente Simple, es que tiene una orientación de la cara de la herramienta en la segunda curva que produce una combinación de construcción y movimiento en ese intervalo. Dicha curva, permite al Operador en sitio ajustar la tasa de construcción, a fin de garantizar llegar al objetivo

El Radio de Curvatura de la 2da sección es mayor debido a una disminución de la BUR en la parte final del pozo


de Curva de Construcción Ideal

 Este

Método utiliza dos intervalos de construcción los cuales tienen diferencia entre sì, dado que cada uno tiene una tasa de incremento. En este tipo de curva no existe sección tangencial.

La sección tangencial no existe, para lo cual es necesario orientar el pozo antes del inicio de la 2da sección


Multilaterales

 A

través de los años el auge de la Perforación Multilateral ha invadido las distintas operadoras a nivel Mundial, todo esto con un éxito sin precedente en cuanto a recuperación en arenas de difícil acceso.  Existen

diferentes Tipos de Pozos Multilaterales, los cuales van de lo más sencillo hasta lo más complejo, esto se diferencian en las distintas ramificaciones o brazos posibles que se pueden desarrollar en cada proyecto Su selección estaría asociada con las arenas a explotar, de tal manera que cada una sea atravesada en forma horizontal y se puede obtener de las mismas la mayor cantidad de recuperación posible 

 Entre

los diferentes Tipos de Pozos Multilaterales se encuentran los siguientes:

PERFORACIÓN HORIZONTAL Tipos de Pozos Multilaterales Pozo Horizontal Convencional

Multilateral Apilado

Multilateral “Ala de Gaviota”

Lateral sencillo con “Espinas de Pescado”

Multilateral “Tenedor”

Multilateral “Pata De Gallina”

DISEÑO DE SARTAS AGOSTO 19

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