PERFORACIÓN DIRECCIONAL
I.
INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
1.1. Introducción La perforación direccional ha sido largamente aceptada como un medio para controlar los pozos. En tiempos pasados eran usados como soluciones operativas para desviar el pozo alrededor de herramientas atascadas, corregir pozos desviados de la vertical o pozos de alivio. Buscando alternativas para aumentar la producción de petróleo y gas, han determinado la necesidad de la perforación direccional controlada en muchas situaciones. Probablemente el más importante aspecto es que facilita a los productores en el mundo desarrollar depósitos bajo superficie que nunca serian alcanzados económicamente por otros medios. El primer paso en el planeamiento de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria del pozo para intersectar un objetivo determinado. El diseño inicial debería proponer propon er los varios tipos de rutas que pueden ser perforados económicamente. El segundo debería incluir los efectos de la geología sobre los BHA que serán usados y otros factores que podrían influenciar la trayectoria final del pozo.
1.2. Definición Perforación direccional controlada es la ciencia de desviar un pozo a lo largo de un curso planeado hacia un objetivo bajo superficie en el cual el objetivo está dado a una distancia y dirección de la vertical.
1.3. Historia La perforación direccional fue inicialmente usada como una operación remedial para desviar alrededor de herramientas atascadas regresando el pozo a su trayectoria vertical o en algunos pozos de alivio para controlar y matar el pozo. Interés en la perforación direccional comenzó alrededor de 1929 después que una nueva y exacta manera de medir el ángulo de inclinación fuera introducida durante el desarrollo del campo Seminola en Oklahoma. En 1930 el primer pozo direccional controlado fue perforado en Huntington Beach California, el pozo fue perforado desde una locación en la playa hacia arenas productivas costa afuera, la perforación direccional había recibido una desfavorable publicidad hasta que fue usado para matar un pozo exploratorio cerca de Conroe Texas, como resultado la perforación direccional llego a establecerse como una forma de controlar los pozos exploratorios y posteriormente gano favorable reconocimiento de las compañías petroleras y las contratistas.
II.
RAZONES PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS DIRECCIONALES.
La razón general es la imposibilidad de realizar perforaciones verticales, debido a muchas circunstancias, por tanto el planeamiento de perforación incluye la perforación direccional. Con el transcurso del tiempo se vieron también los motivos de optimización optimización económica, productiva y de intervención a pozos dañados.
2.1. Plataformas Off-Shore La aplicación mostrada en la figura pertenece a la perforación de un óptimo número de pozos desde una simple plataforma o isla artificial. En la mayoría de los casos, solo un pozo vertical puede ser perforado de cualquier plataforma. El uso de esta aplicación ha sido el factor determinante en la factibilidad económica del programa de perforación direccional. Sin el uso de la PD controlada sería imposible desarrollar los campos offshore económicamente.
2.2. Locaciones Inaccesibles La inaccesible locación de una formación productiva desde un lugar remoto puede ser localizada bajo plantas industriales o instalaciones de superficie que no son factibles f actibles de mover, ríos, r íos, montañas carreteras. En algunos casos cuando dificultades son encontrados en obtener locaciones por los equipos, múltiples pozos son perforados desde una locación de manera similar al usado en aplicaciones off-shore.
2.3. Pozos de alivio Posiblemente la más espectacular aplicación de la perforación direccional ha sido su uso en la perforación de pozos de alivio. Un pozo descontrolado es intersectado cerca de su fuente de origen, lodo y agua son luego bombeados dentro del pozo de alivio para matar el pozo descontrolado. El control direccional en este tipo de operación es muy exigente. Básicamente técnicas fundamentales son los mismos como los utilizados en la perforación direccional convencional. Sin embargo el área objetivo necesariamente requiere extrema exactitud. El primer pozo de alivio fue direccionalmente perforado en 1934 para controlar un blowout al Este de Texas.
2.4. Control de pozos derechos Excepto en esos casos especiales donde pozos son perforados intencionalmente direccionales, es deseable que el curso del pozo sea mantenido más cerca de la vertical, como sea económicamente posible. Casi todos los proyectos de pozos direccionales, incluyen una sección usualmente recta a ser perforada. En otro caso la apropiada utilización de estabilizadores y métodos de control de la broca ayudaran a alcanzar resultados deseados de pozos derechos. Esto puede sin embargo llegar a ser necesario introducir herramientas mecánicas de deflexión para corregir el desplazamiento lateral no deseado.
2.5. Sidetrakin Esta aplicación puede ser empleada para perforar alrededor de obstrucciones tal como la pérdida de tubería como lo muestra la figura o reposicionarse en el fondo del pozo, es usualmente acompañada con un tapón. La dirección del sidetrack no es importante si el propósito es desviar alrededor del pescado y retomar la perforación tan rápido como sea posible. Un orientado sidetrack es requerido si una cierta dirección es requerida, esta es la situación si el pozo original no localizo la anticipada formación productiva o explorar la extensión de una zona productiva en un cierto sector del campo.
2.6. Fallas Algunas veces es difícil un pozo vertical a través de un plano de falla inclinado para alcanzar una formación adyacente. En su lugar el pozo puede ser deflexionado a través o paralelo a la falla para mejorar la producción como lo indica la figura. En áreas inestables, un pozo perforado a través de una falla puede llegar a ser un riesgo debido a la posibilidad de un corrimiento o movimiento a través de la falla, esta situación puede requerir el uso de técnicas direccionales para perforar a través de la falla en su totalidad.
2.7. Domos de Sal Formaciones productivas son bastante a menudo encontrarlos sobre una dura capa de domos de sal, un pozo vertical tendría que penetrar la formación de sal para alcanzar esos reservorios. Perforar a través del domo de sal, aunque no imposible, incrementa la posibilidad de la ocurrencia de ciertos problemas de perforación tales como washouts, pérdida de circulación y corrosión que pueden incrementar los costos de la operación. Un pozo perforado a un lado del domo puede ser dirigido bajo la dura capa y penetrar el estrato productivo.
2.8. Zona de Objetivos Múltiples Una aplicación muy lucrativa de la perforación direccional pertenece a la intersección de múltiples objetivos con un simple pozo. Hay ciertos casos donde la actitud a las formaciones productivas son tales que el más económico acercamiento es un pozo direccional para una múltiple completación, este método podría ser aplicable a zonas de producción múltiples adyacentes a un plano fallado.
2.9. Proyectos de alcance extendido En algunos casos, como el pozo en la figura el desplazamiento lateral de la zona de producción es largo en relación a su profundidad vertical. Estos proyectos de alcance extendido requiere grandes inclinaciones que los pozos normales, usualmente 70° o más, este tipo de pozos es uno de los más difíciles de perforar debido a problemas tales como excesivo torque, pegadas y poca limpieza del pozo, ello puede sin embargo ser el único método disponible para producir la zona.
2.10. Pozos Horizontales Perforación horizontal es la deflexión de un pozo hasta que este siendo perforado paralelo o cercanamente paralelo a la superficie, la figura muestra varias aplicaciones para pozos horizontales, una aplicación es incrementar la recuperación de petróleo en zonas verticalmente fracturadas o de ligero espesor. Un simple pozo horizontal tiene la habilidad de intersectar muchas fracturas verticales e incrementar grandemente la longitud del pozo expuesto a la delgada formación productiva. Otra aplicación es un campo donde (agua o gas) conificación e invasión es posible. Un pozo horizontal puede ser posicionado de tal manera que reduce sustancialmente este potencial.
2.11. Perforacion Multilateral Los Pozos multilaterales horizontales, perforados desde un pozo principal ofrece un costo efectivo en la forma de mejorar el drenaje del reservorio y retornar la inversión. Los Multilaterales pueden sen usados para Pozos nuevos o Pozos de Reingreso (Reentry), ofrecen la facilidad de drenar un reservorio (o múltiples reservorios) con alta eficiencia. En adición usando pozos multilaterales puede reducir el número de locaciones en superficie, cual a su vez reduce el impacto ambiental y el costo global del proyecto. El uso de estos pozos de este tipo en un reservorio aumenta grandemente la exposición total de la formación y permite el drenaje sobre un área mayor. Adicional pozos laterales aumenta la probabilidad de interceptar y drenar diferentes sistemas de fracturas. La eficiencia de los esquemas de recuperación de petróleo mejorado EOR pueden también ser incrementados a través del uso de pozos multilaterales.
2.12. Pozos Horizontales de bajo balance La perforación horizontal de bajo balance usa fluidos de perforación gasificados para mantener la presión hidrostática más baja que la presión de la formación siendo perforada. Esto ofrece un medio económico y seguro de mejorar los rates de producción e incrementa el porcentaje de hidrocarburos recuperados en la última fase, particularmente los reservorios más antiguos y de baja presión. Este método puede alcanzar rates de producción desde 3 hasta 10 veces que un pozo similar horizontal sobre balanceado, a su vez con incrementos en el rate de penetración sobre 4 veces. La perforación de bajo balance: • Minimiza el daño Skin. • Reduce los incidentes de perdida de circulación y tubería atascada. • Incrementa el ROP mientras extiende la vida de la broca y • Reduce o elimina la necesidad de los programas costosos de estimulación
2.13 Drenaje por Gravedad Asistida con Inyección de Vapor En el pasado los métodos para producir petróleo pesado eran costosos y no efectivos en el mejor de los casos. Con el advenimiento de los pozos horizontales y más adelante pozos multilaterales la eficiencia de la producción de petróleo pesado se ha incrementado. Con la introducción del drenaje por gravedad asistida con inyección de Vapor (Steam-Assisted Gravity Drainage SAGD), la eficiencia de producción ha subido a 60 % o mejoras son ahora posibles en reservas de petróleo pesado. La técnica utiliza dos pozos horizontales, uno perforado sobre el otro y la inyección de vapor para mejorar la recuperación de petróleo pesado. Vapor es inyectado en el pozo superior, el petróleo pesado calentado y vapor condensado son producidos desde el pozo inferior. La viscosidad del petróleo reducida junto con un barrido mejorado y eficiencia en el desplazamiento proporciona un alto porcentaje de recuperación que métodos tradicionales de recuperación mejorada.
III.
CONCEPTOS BASICOS NECESARIOS
En la planificación de un pozo direccional se deben tener claro ciertos conocimientos de la trayectoria de la dirección que se quiere que el pozo tenga, igualmente de los conceptos generales que están involucrados en la técnica direccional.
3.1. Azimuth Es el ángulo fuera del norte del hoyo a través del Este que se mide con un compás magnético, con base en la escala completa del círculo de 360º.
3.2.Ángulo de inclinación: Es el ángulo fuera de la vertical, también se llama ángulo de deflexión. 3.3. Punto de Arranque (KOP) Es la profundidad del Hoyo en el cual se coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío del mismo.
3.4. Profundidad Vertical (TVD) Es la distancia vertical de cualquier punto dado del hoyo al piso de la cabria.
3.5. Profundidad Medida (MD) Es la profundidad en el Pozo Direccional, que se hace con la medición de la sarta (Tubería de Perforación), mide la longitud del Hoyo.
3.6. Objetivo Es el punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrada con el hoyo desviado.
3.7. Tolerancia del Objetivo La máxima distancia en la cual el objetivo puede ser errado.
3.8. Dirección u Orientación Ángulo fuera del norte o sur (hacia el este u oeste) en la escala de 90º de los cuatro cuadrantes.
3.9. Giro Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo para realizar cambio de dirección u orientación.
3.10. Coordenadas Coordenadas de una localización o de un punto del hoyo, son sus distancias en la dirección N-S y E-O a un punto dado. Este es un punto cero adaptado geográficamente.
3.11. Pata de Perro Cualquier cambio de ángulo severo entre el rumbo verdadero o la inclinación de dos secciones del hoyo.
3.12. Severidad de la pata de perro Es la tasa de cambio de ángulo real entre las secciones, expresadas en grados sobre una longitud específica.
3.13. Sección de Caída: La sección del conducto del pozo en la cual el ángulo de inclinación disminuye. 3.14. Sección de Construcción: La sección del conducto del hoyo en la cual el ángulo de inclinación aumenta. 3.15. Tasa o rata de aumento o construcción del ángulo (grados/100 pie): es el grado de aumento del ángulo de inclinación que se le aumenta al pozo por cada pie perforado 3.16. Tasa de disminución o caída del ángulo: rata de cambio (grados/100pie) del ángulo de inclinación en la sección del conducto del pozo donde la inclinación va decreciendo hacia la vertical. Son los grados de inclinación que se incrementa al pozo por cada pie perforado “se consigue en los pozos tipo S”.
IV.
PERFILES DE POZOS DIRECCIONALES
Se puede dividir según:
4.1. Objetivo operacional 4.1.1. Sidetrack:
son pozos que fueron planificados vertical y por problemas operacionales durante su perforación, tuvieron que ser desviados seleccionando su punto de arranque KOP y perforando una sección de incremento y de mantenimiento de ángulo, transformándolo así en un pozo direccional u horizontal, pudiendo atravesar o no el mismo objetivo. Esta operación puede hacerse en pozos verticales como medida de rehabilitación.
Reentrada (Reentry): son pozos que anteriormente eran verticales y por problemas operacionales en la producción o reparación tuvo que ser desviado y perforado direccionalmente entrando de nuevo a la formación o a la misma arena que se estaba produciendo. Se le perfora una sección de incremento y mantenimiento de ángulo. 4.1.2.
Grass Root: son pozos en donde se recupera el revestidor intermedio y 50 pies por debajo del revestidor superficial se comienza el desvió. Se perfora una sección de incremento y mantenimiento de ángulo, transformándolo en un pozo horizontal, pudiendo atravesar o no el mismo objetivo. 4.1.2.
4.2. Según su Trayectoria y ángulo de Inclinación. 4.2.1. Tipo Tangencial (T ipo J).
En este tipo de pozo la desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente somera y dicha inclinación inicial se mantiene constante hasta la profundidad total, este tipo de desviación es aplicable en arenas de poca profundidad, donde el valor del ángulo de desviación no será muy grande y no se requiere revestimiento intermedio, hasta después de perforado el hoyo completo.
4.2.2. Tipo “S”.
Este tipo de pozo es perforado con una sección de aumento de ángulo, una sección tangencial y una sección de caída de ángulo a cero grado también llamada sección de verticalización, en estos pozos, en algunos casos, se baja el revestidor de producción y luego se perfora la sección de caída del ángulo.
4.2.3. Tipo “S” Especial.
Este tipo de pozo es perforado con una sección de aumento de ángulo, una sección tangencial intermedia, una sección de caída de ángulo (diferente de cero grado) y una sección de mantenimiento de ángulo hasta el objetivo. Se puede decir que es una combinación del pozo tipo “S” y el tangencial. 4.2.4. Pozo H ori zontal
Es un pozo que tiene una sección vertical, una sección de incremento, sección tangente y una segunda sección de incremento y una sección horizontal.
V.
PLANIFICACIÓN DEL SURVEY REPORT
5.1. Razones para Tomar Registros Direccionales Se toman registros para: • Permitir los cálculos de las coordenadas del pozo a diferentes profundidades, especificando con
precisión la trayectoria del pozo y la posición actual. • Medir la inclinación y la dirección en el fondo del pozo y determinar por tanto hacia donde se
dirige el pozo. • Determinar la orientación del toolface de las herramientas de deflexión o de los sistemas dirigibles. • Localizar “patas de perro” (dogleg) y permitir calcular los valores de la severidad del dogleg .
Se Necesita Saber el Curso Preciso de un Pozo para: • Conseguir el objetivo de las áreas geológicas. • Evitar colisiones con otros pozos, especialmente al perforar desde una plataforma. • Definir el objetivo de un pozo de alivio en el caso de un reventón. • Dar una mejor definición de los datos geológicos y de reservorio para optimizar la producción. • Cumplir con los requisitos legales localmente.
¿Qué Miden los Instrumentos de Registros Direccionales? La mayoría de las herramientas de registros miden la inclinación y la dirección del pozo a una profundidad determinada.
5.2. Tipo de Surveys 5.2.3. Instrumentos de Survey Comúnmente utilizados. Single Shot Magnético Los instrumentos magnéticos de registros direccionales utilizan una brújula para medir la dirección del pozo con respecto al norte magnético. Los instrumentos magnéticos determinan tanto la dirección como la inclinación utilizando una plomada o arco de desviación diseñados para buscar el lado bajo del pozo. Para medir la inclinación y la dirección, la cámara del instrumento fotografía la posición de la plomada con respecto a un indicador calibrado de ángulos y con respecto a una brújula. Estos parámetros junto a la profundidad medida de la estación de registros direccionales se usan para calcular la posición del pozo. Los registros direccionales de single shot, que fotografía el instrumento en una única posición a menudo se usan para seguir el progreso de la barrena mientras se realiza la perforación. La brújula de un instrumento de registros direccionales se coloca en un drill collar no magnético (non-magnetic drilling collar, NMDC) para aislarla de la interferencia dela sarta de perforación. La ubicación del instrumento dentro de la NMDC varía con la dirección del pozo, la latitud y la herramienta de fondo. Las lecturas magnéticas de registros direccionales se deben ajusta por la diferencia entre el Norte magnético local y el Norte Verdadero o el Norte de Mapa. El tamaño de la corrección varía geográficamente y con el tiempo.
Giroscopio de Toma Única (single shot) Las herramientas de registros direccionales que utilizan brújulas magnéticas para medir la dirección no se pueden usar en pozos revestidos ya que la presencia del revestimiento de acero originará lecturas erróneas. Esto puede ocurrir también cuando se hacen registros direccionales en un pozo abierto donde hay cerca pozos revestidos. Cuando se comienza a perforar un pozo direccional desde una plataforma con pozos múltiples, una herramienta magnética de toma única puede no ser confiable debido a la proximidad de pozos adyacentes. Bajo estas circunstancias, se reemplaza la brújula magnética por una brújula giroscópica que no está afectada por la presencia de campos magnéticos. Esta configuración de herramienta se conoce como un giroscopio de toma única
Multitomas Magnéticas (Multishots) Los registros direccionales de multitomas dan una mejor idea de la trayectoria del pozo. Este tipo de registros direccionales generalmente se corre cuando se saca el aparejo de perforación, o bien por un cambio de broca o por un viaje de limpieza. Como su nombre lo indica, se toma una sucesión de registros direccionales a intervalos regulares de profundidad (típicamente la longitud del aparejo) a través de la sección del pozo abierto. La herramienta se coloca en el pozo dentro de un NMDC junto con la herramienta de fondo el cual sienta sobre un sostenedor tipo totco. Hay dos tamaños disponibles de instrumentos correspondientes a los dos tamaños de herramienta de fondo. El instrumento estándar multitomas cabe dentro del mismo barril de 1,75” OD que se usa para los de toma única (single shot) tipo R. Este no es el barril que se usa para los de toma única tipo E, ya que el aparato multitomas es considerablemente más largo que los de tipo E de toma única. Sin embargo, las otras partes del aparejo de corrida, espaciadores, etc., son comunes en ambos sistemas. Los protectores de calor están disponibles para ambos sistemas, el estándar y el mini magnético. Ejemplo de película multitomas con una serie de tomas de registros direccionales:
Giroscopio Multitomas (multishot) Una vez que se corre una sarta de revestimiento, la trayectoria del pozo revestido se puede obtener con un giroscopio multitomas. El giroscopio multitomas se corre con wireliney los registros direccionales se hacen mientras se baja la herramienta en el pozo. Esto se hace para reducir el error causado por la variación de giro del giroscopio, la cual es significativa sobre períodos de tiempo largos. Los cambios de rotación en el giroscopio no aumentan uniformemente con el tiempo. Para corregir los resultados de los registros direccionales por el efecto de cambio de rotación del giroscopio, se hace una serie de chequeos de variación del giroscopio mientras se baja y se saca la herramienta del pozo.
Seeker (Buscador) En el seeker, se monta un giroscopio de niveles en un montaje giratorio con un único acelerómetro. El giroscopio mide el nivel de rotación de la tierra en cada estación de registros direccionales y el acelerómetro mide la fuerza de gravedad. Esta información se transmite a la superficie vía wireline donde el computador del sistema determina la dirección del pozo independientemente para cada estación. El seeker no necesita orientación de superficie, lo cual acelera la toma de registros y elimina una fuente potencial de error en los registros direccionales.
Herramienta MWD Es una herramienta de registro direccional que toma datos y otros parámetros mientras se está perforando. La herramienta MWD fue hecha como parte del BHA. La medición de datos se realiza utilizando magnetómetros, los cuales miden los componentes del campo magnético terrestre, y acelerómetros los que miden los componente de la fuerza gravitacional.
Los datos crudos son transmitidos a la superficie como pulsos de presión a través del fluido de perforación. Estos pulsos de presión representan unos y ceros binarios. La herramienta MWD no es solamente utilizada para orientar, sino también para tomar surveys a intervalos regulares mientras se está perforando.
5.3. Clasificación de Sistemas de Survey La clasificación más obvia de surveys son: los magnéticos y los giroscópicos, los primeros tienen sensores que detectan el campo magnético terrestre y utilizan el Norte Magnético como referencia y los segundos que usan giroscopio para proveer una dirección de referencia. Otra forma importante de clasificar los Registros Direccionales son:
Los que nos dicen a donde el pozo está dirigiéndose • Magnetic Single Shot • Gyro Single Shot1 • Wireline “SteeringTool” • Herramientas MWD
Los que nos dicen a donde el pozo se dirigió • Magnetic Multishot (including EMS) • Gyro Multishot2 • Inertial Navigation Systems3
VI. PLANEANDO LA TRAYECTORIA DEL POZO PLANEAMIENTO BASICO DE UN POZO 6.1 INTRODUCCION El planeamiento cuidadoso de un proyecto direccional antes del comenzar la operación es probablemente el factor más importante de un proyecto. Cada pozo direccional es único en el sentido que tiene objetivos específicos. El cuidado tiene que ser ejercitado en la etapa de planeamiento para asegurar que todos los aspectos del pozo están hechos a la medida para encontrar esos objetivos.
Perforar un pozo direccional básicamente envuelve perforar un pozo desde un punto en el espacio (Locación en superficie) a otro punto en el espacio (El objetivo) de tal forma que el pozo pueda ser usado para el propósito deseado. Para poder hacer esto nosotros debemos primero definir las locaciones de superficie y el objetivo. El primer paso en realizar el planeamiento de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria del pozo para intersectar un objetivo dado. El diseño inicial debería proponer los varios tipos o rutas que pueden ser perforados económicamente. El segundo, el plan debería incluir los efectos de la geología sobre el BHA que será usado y otros factores que podrían influenciar en la trayectoria final del pozo.
6.2. LOCACION La primera cosa a realizar es definir el sistema de coordenadas local en el punto de referencia de la estructura. En muchos pozos de tierra, esto será la locación en superficie. La locación del objetivo es luego convertido a este sistema de coordenadas local si es necesario.
6.3. DIMENSION DEL OBJETIVO Durante la fase de la perforación de un pozo direccional la trayectoria en relación al objetivo es monitoreado constantemente. A menudo decisiones costosas tendrán que realizarse para asegurar que los objetivos de un pozo sean alcanzados. Un objetivo definido de un pozo es esencial para realizar estas decisiones. La tecnología disponible hoy nos permite perforar pozos extremadamente exactos. El costo de perforar un pozo es grandemente dependiente de la exactitud requerida sin límites aceptables para alcanzar el objetivo deben ser bien definidos antes que el pozo haya comenzado.
6.4. EXACTITUD VS COSTO Es una consideración extremadamente importante aquí. En muchos casos, compañías operadoras adoptan una dimensión del objetivo arbitrario (o radio de tolerancia), particularmente en proyectos multipozos. La dimensión del radio del objetivo a menudo refleja una convención más que los requerimientos geológicos reales del pozo. Es común especificar restricciones o líneas duras a ser especificadas solo cuando ellos muestran características críticas tales como fallas, anticlinales o restricciones legales como las delimitaciones del campo. Muchos pozos direccionales han sido innecesariamente corregidos o desviados para alcanzar el radio del objetivo que en realidad no represento el real objetivo de el pozo.
6.5. BUENA COMUNICACIÓN Con el departamento relevante (Geología y/o Exploración) antes de comenzar el pozo puede ayudar a evitar una serie de errores. Esto es particularmente verdad cuando una corrección está siendo contemplada. El primer paso de cualquier plan para corregir el azimuth de un pozo debería ser consultado con el departamento de geología.
6.6. PERFIL DEL POZO Conociendo la posición de la locación en superficie y dado la locación del objetivo, su TVD y coordenadas rectangulares, es posible determinar el perfil geométrico del pozo desde superficie hasta el objetivo en el fondo del pozo. En general un pozo direccional puede ser:
Derecho Tipo Slant Tipo S Horizontal
El tipo de perfil seleccionado dependerá del objetivo geológico y los mecanismos de producción del pozo. Una vez el perfil ha sido seleccionado, el pozo será planeado desde un punto de visto de perforación direccional, esto involucra escoger los siguientes:
Determinación del Kick-off Point
El Kick-off point es definido como un punto en la trayectoria del pozo a una profundidad vertical dada debajo de la locación en superficie, donde el pozo es desviado desde la vertical a una dirección , una inclinación y un rate de levantamiento del ángulo dado. La selección del Kick – off point es realizada considerando la trayectoria geométrica del pozo y las características geológicas. La inclinación optima de un pozo es función del máximo rate de levantamiento permitido (y rate de declinación si es aplicable) y la locación del objetivo.
Determinación de los rates de levantamiento y declinación del ángulo
El máximo rate de levantamiento y declinación es normalmente determinado por uno o más de los siguientes:
La profundidad total del pozo Limitaciones de torque y sobretensión. Altos valores de severidad de dog-legs en la sección de levantamiento del pozo resultan en altos valores de torque y sobretensión mientras se perfora lo que queda del pozo. Esto puede ser un factor limitante severo en pozos muy profundos. Las formaciones a través de la cual la sección de levantamiento debe pasar. Altos rates de levantamiento no son a menudos posibles de alcanzar en formaciones suaves. Limitaciones mecánicas de la sarta de perforación y el casing. Limitaciones mecánicas de las herramientas de registro y sartas de producción.
6.7. Requerimientos para un planeamiento apropiado de un pozo direccional Hay muchos componentes para tomar en consideración cuando se diseña un plan exitoso de un pozo direccional.
Información de la locación en superficie (coordenadas UTM). Dirección y desviación del objetivo (coordenadas UTM) Profundidad del punto de desviación (kick off point). Profundidad y dimensión del objetivo Rates de levantamiento y declinación del ángulo de desviación (BUR y DOR) Rate de giro de la herramienta considerar el lead angle Angulo de mantenimiento (Holdangle) Inicio y termino de la declinación del ángulo. Sección tangencial (Tangent section) Profundidad medida (MeasuredDepth) Profundidad vertical verdadera TVD Desplazamiento horizontal del objetivo (Horizontal Departure). Dirección del objetivo (Azimuth) Angulo de inclinación (Drift) Sección vertical ( Vertical Section) Información de registros, records anteriores Información acerca de los pozos cercanos Uso de motores de fondo y herramientas MWD Herramientas de deflexión utilizadas para desviar el pozo
Material del equipo esto incluye:
Dimensión, conexión y número de drill collars. Dimensión, conexión y número de Heavy weight. Información de la potencia en las bombas de lodo. Sistema de control de sólidos Potencia del malacate y capacidad nominal bruta del castillo (Gross Nominal Capacity). Capacidad del Top drive y Sistema de aparejos. Tipo de registros de desviación.
Diseño de Tubería
Determinar el límite máximo de WOB necesario y disponible Determinar el equipo requerido y especificaciones Optimizar el perfil del pozo para un mínimo torque y arrastre Diseño del BHA y configuraciones de la tubería Fatiga acumulada de la tubería Máximo torque del top drive/rotarytable y las conexiones
Requerimiento de total energía en superficie Capacidad de presión en superficie de las bombas Máximo WOB - para evitar buckling en la tubería
Programa de Barrenas
Registro de brocas. Tipo de formación Recomendación del tipo de barrena Evaluación del esfuerzo mecánica de roca Evaluación económica Costo/pie
Programa de Fluido de Perforación
Información de la formación (Composición química del lodo) Anticipada temperatura del pozo.( Mas de 275-300 °F pueden causar degradación del producto Reología necesaria para optimizar la limpieza del pozo Uso de hidráulica requerida para un efectiva limpieza en el espacio anular y equipo necesario para el control de sólidos Inhibición necesaria para largas secciones de hueco abierto. Determina mínimo peso de lodo necesario para prevenir un reventón Indica máximo peso de lodo que no fracturara la formación
Diseño de Revestimiento
Dimensión y profundidad del casing Recolectar información de pozos vecinos Profundidad de sentado de revestimiento Gradiente de fractura, Gradiente poral. Aislamiento de zonas problemáticas Selección de peso y grado de revestimiento.(Presión de colapso, Presión de reventón, Carga de tensión). Uso de cauchos protectores en el DP para proteger el desgaste del casing. Uso de centralizadores en el casing.
Consideraciones de Torque y Arrastre
Optimizar el diseño del hoyo para un mínimo Torque y arrastre incluyendo secciones horizontales de máximo alcance Analizar problemas operativos, ya sea actuales o previos Determinar las limitaciones de la tubería y revestimiento Determinar la capacidad del equipo de perforación
