tomo08

Diseño de la Perforación de Pozos


ÍNDICE

Aspectos Generales Introducción I. OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN

página 7 7 7

Coordenadas del conductor y objetivo Posición estructural Profundidad total programada Diámetro de la tubería de explotación Preguntas y respuestas

7 8 9 9 11

II. COLUMNA GEOLÓGICA ESPERADA

11

Preguntas y respuestas

11

III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN

11

Registros Núcleos Pruebas de producción Preguntas y respuestas

12 13 16 18

IV. REC ECO OPIL ILA ACIÓN Y AN ANÁL ÁLIISIS DE LA IN INFORMA MAC CIÓ IÓN N DE PO POZ ZOS DE CORR RRE ELA LAC CIÓN

18

Registros geofísicos Registros de fluidos de perforación Historia de perforación Resumen de operaciones Distribución de tiempos Registro de barrenas Configuraciones estructurales

19 20 21 21 22 22 22 1


Preguntas y respuestas

22

V. DE DETERMINACIÓN DE DE LO LOS GR GRADIENTES DE DE PR PRESIÓN (F (FORMACIÓN Y FACTURA)

25

Gradientes de formación y de fractura Conceptos fundamentales Presión hidrostática Presión de sobrecarga Presiones de formación Presión de fractura Proceso de compactación Ecuación de Eaton Origen de las presiones anormales Nivel piezométrico de fluido Características del sistema roca-fluido Ritmo de sedimentación y ambiente de depósito Actividad tectónica Efectos diagenéticos Represionamiento o recarga Fénomenos osmóticos y de filtración Efectos termodinámicos Metodología para determinar las presiones anormales Técnicas utilizadas antes de la perforación Interpretaciones sísmicas Interpretaciones geológicas Técnicas utilizadas durante la perforación Velocidad de penetración Momento de torsión aplicado a la tubería Carga soportada por el gancho al levantar la tubería Exponente d  y d c Presión de bombeo del lodo Incremento en el volumen de lodo Registros del lodo Incremento de recortes (volumen, forma y tamaño de recorte) Densidad de la lutita Porcentaje de montmorillonita Temperatura del lodo Paleontología Técnicas utilizadas después de la perforación Registro de inducción Registro sónico de porosidad

26 26 26 27 27 29 29 30 30 31 31 32 32 33 34 34 34 35 35 35 36 36 38 38 39 39 40 40 40 42 42 42 43 43 44 44 44

2


´

´ ´

Figura 8 Formato del registro de barrenas de un pozo en perforación.

24

´


a)

Montmori Mont morilloni llonita ta antes antes de la diag diagénes énesis is.

Figura 20 Caída de bloques afallados

Efectos diagenéticos Es básicamente la alteración química de los sedimentos y su composición mineral, posterior al deposito, por procesos geológicos. Se cree que las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina que contribuyen a la generación de presiones anormales. El proceso de diagénesis incluye la formación de nuevos minerales, redistribución y recristalización de las sustancias en sedimentos y litificación.

b) Pérdida de agua de poro y de hidratación convierte la montmorillonita en illita.

Diagénesis en secuencias secuencias de arenas y lutitas lutitas

La montmorillonita, el material predominante de algunas lutitas, se altera a illita bajo condiciones de presiones y temperaturas elevadas que van aunadas al sepultamiento (Figura 21). 21). La hidratación puede ocurrir a temperaturas mayores de 221º F según la profundidad. Esta alteración libera agua aproximadamente igual a la mitad del volumen de la montmorillonita alterada.

c) La pérdida del agua de hidratación

Con el continuo enterramiento, el fluido contenido en la roca absorbe el incremento i ncremento de carga generando una sobrepresión. El gradiente de temperatura aumenta notablemente en la cima de las zonas de alta presión, debido a que los minerales tienen mayor conductividad térmica que el agua. De ahí los cambios bruscos en el perfil de temperatura, al perforar un pozo con un alto contenido de agua y se supone que la salida de fluidos fue interrumpida ocasionando una sobrepresión.

d) Etapa final de compactación. Figura 21 Diagénesis en secuencias de carbonatos.

33


&$0326(1 &21),*85$&,Ð1&5(7É&,&20(',2 50 5

510

0 0 8 - 4

3 R ] R 0 0 7 - 4

0 0 6 - 4

5 8

5 0

SE N 47

0 0 4 5 5 8 0 0

5 7 5 0

2025

0 0 5 4 -

0 0 3 5 5 7 0 0

0 2 0 5 -

5 6 5 0 - 5 6 0 0

L E Y E N D A

- 5 5 5 0

0 0 5 -4

-5 5 0 0

Pozo productor en Cretácico Medio

- 5 4 5 0

- 5 4 0 0

0 0 6 4 -

0 0 7 4 -

0 0 8 4 -

- 5 3 5 0

Pozo productor en terciario

0 0 0 5 -

0 0 9 4 -

Pozo productor no comercial Pozo invadido por aguasalada Pozoinicialmenteproductor,posteriormente vadido por aguasalada

0 0 0 5 -

Pozo productor en otro horizonte

0 0 1 0 5 0 2 5 -

Localización programada, objetivo K medio Pozo enperforación con objetivo K medio

0 0 3 5 -

0 0 4 0 5 0 5 5 -

0 0 6 5 -

0 0 7 5 -

0 0 8 5 -

Pozo taponado por accidente mec.

0 0 9 5 -

0 0 0 6 -

Falla normal Falla inversa Curva de nivel 5200

Cima

5500

P.T

Figura 24 Plano estructural Campo Campo Sen.

2000

2000

zpa: 2650

zpa: 2600

3000

3000

4000

2000

2000

zpa: 25500

zpa: 2625

3000

4000

4000

13 3/8"-2790

3000

N O C E E O

N O C E E O

N O C E EO EZ P A L N D E E . . M K . S S N . F P . A. K . S V . A . N K . S 5 0 0 0 D I O 5000 E K . M I O R F ER . N O I . H K . T I T . U P ER J S I M M . K P U J S

2000

E O. PA L

3000

4000

4000

D E Z. K . S . M

. K .S . S N .F P E K .S . A . N V A .

9 5/8" 4335 m

K .M E D I O

K . K . I N I N F F ..

? 5000

?

?

J.S.T. ?J .S . K . ?

5000

2000

2000

zpa: 2450

zpa: 2500 13 3/8"-2491

3000

3000

4000

E O C

4000

E N O

P A L K S E O C E N U P O K S . M D E U P Z . S N K S . F P E U P . . A . N K M V A . E D I O K I N F E R J S I O R U P . T I T J S H O U P . . K I M M E R .

2 00 0

zpa: 2485

zpa: 2550

3 00 0

3000

4000

E O C

9 5/8" 4614 m

2000

4000

E N O

P A L E O C E N O K 5 0 0 .0S . M 5000 K . S . S . F K . S . A . N K . M E D I O I O

Figura 25 Sección transversal campo Sen.

37


sión de poro.

una zona de presión anormal estos valores aumentan. (Figura 27).

4. Gas de viaje.- Representa la acción de émbolo y el periodo cuando se hace viaje para cambio de barrena o viaje corto de reconocimiento u otras causas. También se considera como balance estático en el pozo. Se observa como un incremento en la lectura del gas total y debe reportarse por arrib a de la lectura de gas de formación normal. Este solamente es cualitativo, pero puede correlacionarse con los gases de viaje previos y otros indicadores para determinar la magnitud de la presión de formación.

A mayor profundidad, el agua de formación es más salina. Este incremento en salinidad reduce la resistividad del agua. La temperatura también se incrementa a mayor profundidad y la temperatura también reduce la resistividad del agua.

Los valores de gas total y de conexión son la mani festación más indicativa de la presión que ejerce la formación. A medida que la perforación se acerca acerca a

75 1

50 2

25

Como la presión de formación en una zona de transición comienza a incrementarse y a aproximarse a la presión ejercida por la columna de lodo, los fluidos de la formación se filtrarán a la columna de lodo durante las conexiones y los viajes. Cuando se usa lodo base agua, el flujo de agua sala-

0 3

100 200

300

400

10

20

30 9.1

8.9

9.2

8.9

9.2

8.9

9.2

8.9

9.3

8.9

9.5

8.9

9.5

8.9

12.7

12.0

13.8

13.4

13.8

10.9

13.8

11.7

13.8 15.3

12.5 14.2

16.2

15.3

15.0 16.1 16.1 16.1

13.7 15.0 15.1 15.1

([SRQHQWHG . . . . . . . . . . . . . . . . . ´ ........ 9HORFLGDGGHSHQHWUDFLRQ *DVWRWDO%DFNJURXQG. . . . . . . . .

*DVGHFRQH[LRQ. . . . . . . . . . . . . . . )DFWRUGHOXWLWD . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura 27 Nomograma para el cálculo del exponente d. 41


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000 2

2. 1

2 .2

2.3

2 .4

2 .5

2. 6

CA MERO N

CO S TA DEL G O LFO

P A LO TA DA 1

TA B A CO 1

TONA L A 9 02

ENCINO 10 1

2. 7

2 .8

MA NI 1

2 .9

3

Figura 31 Variación de la densidad de la roca para diferentes campos.

49


Figura 49. Diámetro y conexiones de herramientas para formaciones duras y suaves

Figura 50. Apriete de lastrabarrenas

88


Figura 51. Apriete para TP y TPHW

Figura 52. Apriete para TPy TPHW

89


Smith Tool

7.78 [9S + 7.78 [ 9S 2 + 77.5(GD − 'W )2 9S;', 13)9F = ', ( 'D − 'W )

Flujo turbulento 4) 3 =

9S

0.18

0.82

[',

[4

700.3 ['L 3D

=

 9S 0.18 [', 0.82 [41.82   /   =   4.82   *  700.3   'L 

1.82

[/

4.82

69,250 [W 2 [9D[( 'S − ', ) 9S[9D + 399 [
9S 0.18 ['L 0.82 [4 1.82 [/

700.3 [( 'D − 'W )3 ( 'D + 'W )1.82

Flujo turbulento

',[/[41.86

5) 3 =

3D

Número de Reynolds

128.9 [',[9D 2 [( 'D − 'W ) 14) 1 = 9S[9D + 399 [
Security

=

600 ['L 4.86 ',[/[9D 2

255.,362( 'D − 'W )

Pérdida de presión en la barrena

6) 3E =

3E =

9 )9S =

- 4

',[4

3. %. [4

1714

2 [' 2 − G 2 )*1 ( 16)4G = 148

17)4W =

2

1303 [$W 2

' 2 [1

98

Diámetro de toberas

18) - 1 = 3.469 [ 4[

− 'W

24 .5 [4

', 3E

18 − $) $WV = 0.277 [4[

'L 2

1416 ',['D

10 ) 3E =

11 )9M =

15) 3. + . =

145 [4 [',

'D

8 ) 3E =

Potencia y gasto de bombas

2

Velocidad Vel ocidad del fluido de perforación 24 .5 [4 7 )9D = 2 2

19) - 2 = 4.249 [ 4[

0 .32 $W

500 [9 1 . 52 + 9

12 ) 3E = 96

14)9G =

412 . 5 [',[9L['L 9S

20) $3 =

21) $1 =

; 2

434.6 [ 2

1,303.8

', 3E

', 3E


Fig. 84 Cálculo horizontal.

El diseño de la trayectoria inicial no considera el ale jamiento de la barrena del plano vertical que existe entre la superficie y el objetivo. Hay muchas maneras para calcular la trayectoria tridimensional de un pozo. El método más común utilizado en campo es la "promediación de ángulos". Este puede ejecutarse con una calculadora de bolsillo con funciones trigonométricas. Considérese la sección vertical mostrada en la fig. 83. La distancia desde la superficie hasta el punto de desviación es D 1. En A 1, el pozo es desviado y perfo-

rado hasta A2. El ángulo de inclinación en el punto de desviación es cero. La fig. 84 muestra la vista superior, o en planta, de la trayectoria; el punto A1 sobre la sección vertical corresponde al punto de inicio. Utilizando el método de p romediación de ángulos, se pueden obtener las siguientes ecuaciones para las coordenadas norte/sur (L) y este/oeste (M). (24) /

 α + α = ∆ ' sen  2

−1

ε + ε    cos    2  

−1

    117 11 7


Columna en la Hoja de Cálculo A

αoa C D E d G H

ε K L M N O P Q

9DORUDVHU2EWHQLGR

3URIXQGLGD 3URIXQGLGDG G GHVDUUROO GHVDUUROODGD DGD: La longitud real del agujero desde la

superficie a cualquier estación específica. ÈQ XOR GH LQFOLQ LQFOLQDFLy DFLyQ Q: El ángulo del agujero medido a partir de la vertical. 'LUHFFLyQ: La dirección de la trayectoria del pozo. /RQ LWXGGHOWUDPR LWXGGHOWUDPR: La diferencia en la profundidad desarrollada de una

estación a otra.

,QFOLQDFL ,QFOLQDFLyQ yQ SURPHGLR SURPHGLR: El promedio aritmético de los ángulos de

inclinación en los extremos superior e inferior de cada tramo o sección. 3UR 3URIXQG IXQGLG LGDG DG YHUWL HUWLFD FDO O GHO WUDP WUDPR R R VHF VHFFLyQ FLyQ: La diferencia en la profundidad vertical de una estación a otra. 3URIXQGLGD 3URIXQGLGDG G YHUWLFDO YHUWLFDO YHUGDGHUD YHUGDGHUD: La sumatoria de las profundidades verticales de las secciones de un pozo inclinado. 'HVSO 'HVSOD]DP D]DPLHQ LHQWR WR GHO WUDPR WUDPR: La distancia entre dos puntos que son proyectados hacia un plano horizontal. $]LPXWK: La dirección de un tramo o sección medida en dirección de las manecillas del reloj de 0°a 360°; 0°es el norte. $]LPXWK SURPHGLR SURPHGLR: El promedio aritmético de los azimuths en los

extremos finales de los tramos.

&RRUGHQDGDVQRUWHVXUGHORVWUDPRVGHWUD\HFWRULD : El desplazamiento

de la componente del tramo de una estación a otra; valor negativo =sur. &RRUGHQDGDV HVWHRHVWH GH ORV WUDPRV GH WUD\HFWRULD: El desplazamiento de la componente del tramo de una estación a otra; valor negativo =oeste. &RRUGHQDG &RRUGHQDGDV DV WRWDOHV WRWDOHV QRUWHVXU QRUWHVXU : La sumatoria de los desplazamientos en la dirección norte/sur (sur es negativo). &RRUGHQDGDVWRWDOHVHVWHRHVWH : La sumatoria de los desplazamientos en la dirección este/oeste (oeste es negativo). 'HVSOD]DPLHQWRWRWDO : La distancia más corta del agujero vertical a cada punto de estación. Dirección del desplazamiento: La dirección de la proyección vertical al plano horizontal desde la estación hasta la superficie. Se debe tomar el valor calculado y debe ponerse en el cuadrante apropiado. Ver convención de signos.

Fig. 88 Método de promedio angular.

Ejemplo 4 124

)XHQWHR (FXDFLyQ SDUD2EWHQHU HO9DORU

Registro direccional Registro direccional Registro direccional Ax-A(x-1) α

+ α ( −1) 2

(D)cos(E)

∑(

)

(D)sen(E) Registro direccional, en grados ε

+ ε ( −1) 2

(H)cos(K) (H)sen(K)

∑(

)

∑(

)

( )2 + ( )2 ( ) ( )


Determinar las coordenadas de la trayectoria para los puntos de medición corregidos mostrados en la tabla 3.

do incluye el cambio total en el ángulo de la tubería b entre A1 y A 2. El ángulo total, el cual se discute y obtiene con la siguiente sección, puede ser escrito para el método de mínima curvatura como (33)

TABLA 3 DATOS PARA EL EJEMPLO 4 .

DM (pies)

Ángulo de Inclinación

7,100 7,200 7,300 7,400 7,500

0 10.1 13.4 16.3 19.6

Ángulo de Dirección 0 S68W S65W S57W S61W

Solución

Utilizando paso a paso el procedimiento de la figura 88, se obtiene la tabla 2 con los resultados finales. Método de curvatura mínima

El método de curvatura mínima utiliza los ángulos en A1 y A2, y supone un pozo curvado sobre el tramo o sección D 2 y no en línea recta, tal como se muestra en la fig. 89. La fig. 90 muestra el tramo con curvatura y las dos estaciones de registro direccional A1 y A2. Este méto-

Fig. 89 Representación del factor de relación de mínima curvatura, F.

α 2 − α 1 )en α 1 ) sen( − {sen( − cos(ε 2 − ε 1de cos β =se cos( )]} 2 )[1segmentos Como muestra la Fig. 89, α los línea recta A1B+BA2 son tangentes a los segmentos de curva A1Q+QA2 en los puntos A 1 y A2. De donde se obtiene

A1Q=OA1×b /2, QA2=OA2×b /2, b /2), A1B=OA1×tan( b b /2), BA2=OA2×tan( b

y que b /2) ( b b /2)=2/ btan( b b /2) A1B/ A1Q =×tan( b

y BA2 / QA2= tan( b b /2) ( b b /2)=2/ btan( b b /2). Un factor de las relaciones entre la sección de línea recta contra la sección curva se define como F, F, don-

Fig. 90 Curva representando un pozo entre las estaciones de registro direccional A yA. 1

2

125


dad menor a 1md. La figura 130 presenta la tecnología de aplicación en

pozos horizontales. Caracterización de yacimientos Generalidades

Una vez que la acumulación de hidrocarburos en el subsuelo ha sido descubierta por la exploración de pozos, la obtención de datos y parámetros durante la perforación es parte primordial para su relación con el comportamiento de las rocas del yacimiento y las propiedades de los fluidos que en ella se contienen. Los ingenieros geólogos y de yacimientos realizan entonces las evaluaciones correspondientes para determinar si el yacimiento es lo suficientemente prometedor y poder justificar su explotación. La siguiente etapa es determinar el potencial de hidrocarburos y las características del yacimiento. yacimiento. Con ello se realizan predicciones de los gastos de producción. Después de decidir el desarrollo del campo, la obtención de información durante la perforación y producción del pozo conlleva a evaluar y planear estrategias de producción, por medio de estudios de simulación. Los datos de origen son los obtenidos durante la perforación. Constantemente son monitoreados para localizar zonas porosas y formaciones fracturadas, la presencia de aceite, gas o agua salada se determina a través del lodo de perforación y del análisis litológico de los recortes de la formación. La exactitud de estos parámetros es fundamental para determinar el corte de núcleos y el óptimo asentamiento de las tuberías de revestimiento. La figura 131 ilustra los datos y parámetros que se necesitan para la determinación del modelo de yacimiento. Características de los yacimientos

Figura 130. Tecnología de aplicación para pozos horizontales.

164

Cuando se desean incrementar los volúmenes drenados, el desarrollo y explotación de un un yacimiento, puede darse a través de la perforación de pozos adicionales, creando fracturas artificiales o efectuando tratamientos de estimulación que mejoren la permeabilidad efectiva en las vecindades del agujero. En muchos casos se ha demostrado que una alternativa más económica es aquella consistente en el uso de pozos horizontales, los cuales aumentan la comunicación con el yacimiento.


12

50

10

40

 8 ' & 3 6 0 0 



30 & 3

0 0 0 

20 S

J 4 4

*

10

2 0

0 6869 6869 70717273747576777879 8081 8081 8283 8283 8485 8485 8687 8687 8889 8889 9091 9091 9293 9293 949596 949596 9798 9798

Figura 141a. Historia de producción de gas del Campo Santuario.

35 0

30 0

25 0

20 0

15 0

10 0

50 1990

19 91

19 92

19 93

1994

Figura 142. Comportamiento de presiones Campo Santuario.

172

19 9 5

1996

19 97

19 98

1 9 99


algunos proyectos de perforación a través de re entradas. (Ver figuras 147, 148, 149 y 150). PROYECTO MULTILATERAL DEL POZO SANTUARIO 28-H Objetivo

Figura149. Pozos en estudio del activo Bellota - Chinchorro.

Este proyecto tiene como objetivo obtener producción comercial de hidrocarburos, aplicando las tecnologías de perforación multilateral explotando las arenas 17 y 20 que no han sido drenadas en esta área, así como de recuperar la máxima reserva posible del mismo, y con ello incorporar una producción

Figura 150. Proyecto de re entradas campos campos de la División Sur. Sur.

176


28 H

28

Coordenadas del conductor (P.G): X = 72969.43 m Y = 7572.75 m Coordenadas del objetivo (P.G): Arena 20 Arena 17 X = 72784 m X = 73140 m Y = 7480 m Y = 7690 m Rumbo y direcciòn del pozo: Arena 20: Sur 60ª Oeste Arena 17: Norte 60ª Este S-31 500 bpd

A-18 Cima 2780 m

S-31-D 597 bpd S-28 750 bpd S-34 800 bpd S-17-A 200 bpd

S-34-D 500 bpd

Figura 157. Objetivo de la perforación Pozo Santuario 28-H.

0

0

0

500

0

500

500

1.27 1,000

1,000 1,000

0

1,500

1,500 1,500

2,000

2,000 2,000

2,500

2,500 2,500

3,000

3,000 1

1.1

1. 2

1.3

1.4

1

1

Figura 158. Pozos de correlación. 180

1.1

1. 2

1.3

1. 4

1 .1

1 .2

1 .3

1 .4


2500

2000

1975

s e i p , 1500 w L l a t n o z i r o H d 1000 u t i g n o L

1500

1000

500

500 300 200 50

0 3881

2938

1263

954

558

362

175

88

20 10

37

Figura 171. Gasto de aceite contra longitud horizontal horizontal del pozo (arena 20).

gicamente, que se ejecutan en un período determinado, que tiene como objetivo resolver un problema, cubrir una necesidad o aprovechar una oportunidad. Un proyecto tiene costos y beneficios que pueden identificarse. Un proyecto integra información de mercado, técnica, financiera, económica, legal, e institucional que proporciona los fundamentos requeridos para la toma de decisiones respecto a la conveniencia de ll evar a cabo una inversión. Los estudios requeridos para evaluar la viabilidad de una inversión se llevan a cabo a través de un proceso de aproximaciones sucesivas que se conoce como el ciclo del proyecto. (Ver Fig. 172).

Durante la fase de identificación, se realizan los proyectos al nivel de perfil. Esto es, para las diversas alternativas se utiliza la información disponible, así como el criterio y la experiencia del analista. Una vez que se ha determinado cuáles de las alternaalter nativas a nivel perfil pueden resultar adecuadas para la solución del problema que se presenta, éstas se desarrollan al nivel de estudio de prefactibilidad. Es a este nivel en que se busca disminuir el riesgo con mejores estimaciones de las variables que influyen en el proyecto. Para este fin, se utilizan fuentes de información secundarias como serían estadísticas y compañías especializadas. Los parámetros de costos se obtienen mediante estudios de alternativas, al nivel de la ingeniería conceptual.

189

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