PERFORACION HORIZONTAL 1. INTRODUCCION.
Se definen como pozos horizontales aquellos que son perforados paralelamente a los planos de estratificación del yacimiento (o hasta alcanzar 90 grados de desviación con respecto a la vertical), siempre y cuando se inicie la perforación desde superficie, debido a que cuando se comienza a perforar desde un pozo ya existente se denomina ‘’Re-entry’’.
El término ‘’pozo horizontal’’ se refiere a pozos de 90 grados de inclinación con respecto a la vertical, pero también se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de desviación no menor de 86 grados. Este presenta una fractura de conductividad finita donde la altura de la fractura es igual al diámetro de la sección horizontal del pozo. Esta técnica consiste básicamente, en penetrar en forma horizontal un estrato productor. Así se aumenta el área de exposición al flujo dentro del yacimiento, reduciendo a su vez la caída de presión entre el borde exterior del mismo y el pozo.
La técnica de perforación horizontal se remonta a los años 50, cuando se realizaron los primeros pozos horizontales en Rusia, y no es hasta 1970 que se obtienen las mejoras en la técnica de perforación direccional, constituyendo actualmente una tecnología de nivel avanzado y confiable.
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional. Con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal. Si un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de contacto entre el pozo y la formación; esto puede implicar que éste no sea totalmente horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical.
Antes de la introducción de los motores de fondo, se utilizaban otras técnicas para desviar un pozo, como cucharas, y barrenas desviadoras (jetting). Las herramientas y tecnología han evolucionado tremendamente en los últimos 20 años. Para desviar un pozo se emplea una amplia variedad de herramientas.
Los Pozos Horizontales pueden proveer solución óptima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente:
Mejorarla recuperación y el drenaje del reservorio.
Incrementarla producción en reservorios con solidados.
Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección.
Control de problemas de conificación de gas/agua.
2. ANTECEDENTES.
El primer registro de perforación de un pozo horizontal fue en Texo, Texas y fue completado en 1929, otro fue perforado en 1944 en el campo Franklin, Venango Country, Pensilvania, a una profundidad de 500 pies. China trató con perforación direccional a principio de 1957 y después la Unión Soviética trató con esta técnica.
Existen pruebas que indican que los primeros pozos horizontales comerciales fueron llevados a cabo entre 1980 y 1983 por la firma francesa Elf Aquitaine con cuatro pozos horizontales perforados en tres campos de Europa: El campo Lacq Superieur (2 pozos), y el campo Castera lou, ambos localizados al suroeste de Francia, y el campo Rospo Mare, localizado costa afuera de Italia en el Mar Mediterráneo.
Bristish Petroleum utilizó la tecnología de pozos horizontales en el campo Prudhoe Bay en Alaska con la finalidad de minimizar la intrusión de agua y gas dentro del yacimiento Sadlerochit. La perforación horizontal en Estados Estados Unidos estuvo enfocada casi en su totalidad a aplicaciones de petróleo. En 1990, más de 1000 pozos horizontales fueron perforados, alrededor de 850 de ellos fueron localizados en la formación Austin Chalk actualmente en producción; menos del 1% de los pozos perforados fueron completados para gas.
Antes de la introducción de los motores de fondo, se utilizaban otras técnicas para desviar un pozo, como cucharas, y barrenas desviadoras (jetting). Las herramientas y tecnología han evolucionado tremendamente en los últimos 20 años. Para desviar un pozo se emplea una amplia variedad de herramientas.
Los Pozos Horizontales pueden proveer solución óptima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente:
Mejorarla recuperación y el drenaje del reservorio.
Incrementarla producción en reservorios con solidados.
Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección.
Control de problemas de conificación de gas/agua.
2. ANTECEDENTES.
El primer registro de perforación de un pozo horizontal fue en Texo, Texas y fue completado en 1929, otro fue perforado en 1944 en el campo Franklin, Venango Country, Pensilvania, a una profundidad de 500 pies. China trató con perforación direccional a principio de 1957 y después la Unión Soviética trató con esta técnica.
Existen pruebas que indican que los primeros pozos horizontales comerciales fueron llevados a cabo entre 1980 y 1983 por la firma francesa Elf Aquitaine con cuatro pozos horizontales perforados en tres campos de Europa: El campo Lacq Superieur (2 pozos), y el campo Castera lou, ambos localizados al suroeste de Francia, y el campo Rospo Mare, localizado costa afuera de Italia en el Mar Mediterráneo.
Bristish Petroleum utilizó la tecnología de pozos horizontales en el campo Prudhoe Bay en Alaska con la finalidad de minimizar la intrusión de agua y gas dentro del yacimiento Sadlerochit. La perforación horizontal en Estados Estados Unidos estuvo enfocada casi en su totalidad a aplicaciones de petróleo. En 1990, más de 1000 pozos horizontales fueron perforados, alrededor de 850 de ellos fueron localizados en la formación Austin Chalk actualmente en producción; menos del 1% de los pozos perforados fueron completados para gas.
La tasa de producción de esta nueva tecnología ha tenido un gran impacto sobre la perforación y producción de crudo en ciertas regiones, a tal punto que la producción de petróleo de pozos horizontales en Texas llegó a alcanzar en det erminados momentos más de 70000 B/D.
La tecnología de perforación horizontal tiene bases sólidas en la industria del petróleo. Una sinergia particular entre los equipos, técnicas y mecanismos económicamente eficientes han causado una gran aceptación de ésta tecnología ya que en muchos yacimientos, la perforación horizontal ha demostrado grandes incrementos con respecto a la perforación vertical.
3. JUSTIFICACION. Hay varias razones para perforar horizontalmente a través de un reservorio, principalmente debido a las características de la formación y con el fin de maximizar la producción de un pozo.
La producción de formaciones muy delgadas, la cual es muy poco económica en pozos verticales. Un pozo horizontal tendrá un área de contacto mayor con el reservorio, así incrementando el índice de productividad.(productivit productividad.(productivity y index).
Producción de reservorios donde la permeabilidad vertical excede la permeabilidad horizontal.
Proporciona mayor información sobre el reservorio y sobre la formación.
Llega a zonas aisladas en reservorios irregulares.
Penetra fracturas verticales.
Incrementa la producción en reservorios de baja presión o baja permeabilidad.
Limita la contaminación por fluidos no deseados al mantener el pozo dentro de la zona de aceite, sobre el contacto agua / aceite.
Retarda la aparición de gas o agua pues un pozo horizontal crea un menor gradiente de presión al estar produciendo.
Reduce el número de pozos necesarios para explotar un reservorio. Varios pozos horizontales pueden ser perforados desde un solo pozo vertical, En vez de un gran número de pozos verticales necesarios para explotar adecuadamente la misma área del reservorio.
4.
MARCO TEORICO.
Muchos operadores están de acuerdo en definir un pozo horizontal como un hoyo que ofrece una sección abierta al flujo cuyo eje axial posee una inclinación entre 85 y 95 grados en el yacimiento de producción, creando un cambio radical en la condiciones de flujo de los fluidos, ya que crea un área de forma elipsoidal mientras que la de un pozo vertical es de forma cilíndrica.
El propósito de un Pozo Horizontal es incrementar el contacto con el yacimiento y de ese modo incrementar la productividad del mismo, como pozo de inyección un pozo horizontal de larga sección horizontal provee una gran área de contacto y por lo tanto aumenta la inyectividad del pozo, que es lo que más se desea en los proyectos de recuperación secundaria. La productividad de un pozo horizontal depende de la longitud horizontal y ésta a su vez, depende de las técnicas de perforación horizontal; otra consideración importante para la productividad es el esquema de completación, que dependerá de las necesidades de completación local y de la experiencia que se tenga en el área. El tipo de completación afecta el funcionamiento de un pozo horizontal, y ciertos tipos de completación en estos pozos sólo son posibles con ciertos tipos de técnicas.
Los pozos horizontales pueden proveer soluciones óptimas en situaciones específicas donde se necesite mejorar:
Recuperación final y drenaje del reservorio.
Productividad en reservorios consolidados.
Espaciado de pozos y reducción de la cantidad de pozos en proyectos de desarrollo/rellenado.
Los pozos horizontales perforados adecuadamente pueden producir los siguientes beneficios:
Los pozos horizontales pueden aumentar las ratas de producción 3 a 4 veces por encima de los pozos verticales.
El costo extra de los pozos horizontales se paga con el aumento de las ratas de producción.
En reservorios muy permeables, los pozos horizontales pueden reducir la cantidad de pozos y mejorar las ratas iniciales de producción/vida de pozo.
En reservorios fracturados, delgados y discontinuos, los pozos horizontales incrementan significativamente la recuperación final debido al drenaje más eficiente.
El desarrollo de campos marginales puede resultar económicamente factible debido a la reducida cantidad de pozos requeridos para explotar el r eservorio.
4.1.
CLASIFICACION (PERFILES).
Como se mencionó anteriormente, un pozo horizontal es un pozo paralelo a los planos de estratificación, ahora, si estos planos han girado por tensiones y empujes orogénicos creando por ejemplo, un pliegue inclinado, un pozo vertical sería en el sentido teórico un pozo horizontal, inclusive en este caso se puede perforar un pozo horizontal con el objetivo de interceptar varias intervalos de producción; la longitud que se logra al perforar un pozo horizontal varía de 1000 a 36000 pies, como fue el caso del pozo perforado en la Tierra del Fuego en Argentina. Los pozos Re-Entry, también llamados laterales, son normalmente taladrados a partir de un pozo vertical existente, la longitud alcanzada varia de 100 a 700 pies. Las técnicas de perforación para perforar pozos horizontales y de Re- entry está clasificada en cuatro técnicas dependiendo del radio de giro, que es el requerido para cambiar de la dirección vertical a la dirección horizontal.
a.
RADIO ULTRACORTO.
Esta técnica es muy apropiada en la aplicación de inyección de agua en formaciones blandas, no consolidadas y depresionadas. La aplicación más común se usa para reducir el depresionamiento del yacimiento por segregación gravitacional o para la inyección de vapores u otros fluidos, dentro del yacimiento que tiene recuperación de e nergía natural. El radio de giro es de 1 a 2 pies, la tasa de construcción (Build-up rate, BUR) es de 45 a 60 grados/pies. En esta técnica la sección horizontal de los pozos Reentry pueden alcanzar de 100 a 200 pies usando chorros de agua a alta presión para perforarlos (Ver figura 3.3). La tubería de producción de estos pozos tienen un diámetro que varia de 1¼ a 2½ de pulgada, dependiendo del sistema de perforación usado; después de la perforación, el eductor (Tubing) es cañoneado o completado con un empaque con grava, luego se puede cortar el eductor y el próximo Re- entry es perforado en este mismo pozo a la misma elevación pero en otra dirección.
VENTAJAS:
Son efectivos en formaciones suaves y fáciles de penetrar como arenas de crudos pesados y bitumen.
Desarrollo del campo mediante pozos verticales múltiples.
Realización de pozos horizontales múltiples a través de varias capas originadas desde un pozo vertical.
DESVENTAJAS:
Requiere equipo especializado.
Necesita que se agrande el hoyo en la cercanía lateral del objetivo de perforación.
Es imposible correr registros en la sección horizontal, y no pueden tomarse núcleo debido a lo severo del radio de curvatura.
b.
La longitud de drenaje del pozo, generalmente es menor de 300 pies.
RADIO CORTO.
La tecnología de radio corto ha sido aplicada en la perforación de pozos en donde las formaciones tienen problemas geológicos por encima de la dirección del yacimiento o bien por razones económicas. De esta manera el agujero se comunica y se extiende dentro del yacimiento. El radio de giro es de 20 a 40 pies, la tasa de construcción es de 2 a 5 grados/pies. En esta técnica los pozos son perforados a través de una ventana en un pozo revestido o desnudo, en hoyos revestidos se abre una ventana de aproximadamente 20 pies de longitud que luego es moldeada para desviar lateralmente. Las primeras versiones de los sistemas de perforación horizontal utilizaron perforación con rotación desde la superficie; además de la rotación dada en la superficie se utilizan unas juntas con cuellos flexibles de perforación. Por lo general, un equipo de construcción de ángulo es utilizado para perforar a través de la herramienta de desviación (whipstock), hacia la formación por la ventana moldeada a 85º de inclinación aproximadamente. Un segundo equipo estabilizador perfora el resto del hoyo, es posible perforar hoyos de 4 3/4 o 6 pulgadas de diámetro y alcanzar longitudes de secciones horizontales de 250 a 450 pies. Esta técnica tiene como desventaja un limitado control direccional. Recientemente se ha desarrollado un sistema que usa motores accionados por la presión del lodo, motores de fondo, estos son usados en el fondo del pozo proporcionando un buen control direccional. Este sistema usa pequeños motores especialmente diseñados para la operación; un motor constructor de ángulo se utiliza para perforar la sección curva y se usa un motor para mantener el ángulo y construir la sec ción horizontal.
VENTAJAS:
Más precisión para drenar el yacimiento que el de radio medio y largo.
Atractivo en yacimientos pequeños.
Se emplea desde un pozo convencional (Reentry).
Posibilidad de tocar contacto entre fluidos.
Se pueden aislar zonas problemáticas inmediatas a la zona productora
DESVENTAJAS:
Requiere de un motor de fondo con una articulación ensamblada.
La longitud de drenaje en el pozo, generalmente es menor que 300 pies.
Se completa únicamente a hoyo abierto.
No se pueden tomarse nucleos, ni perfilarse; e n vista del radio de curvatura presente.
c.
RADIO MEDIO.
Esta técnica es la más usada en pozos terrestres (onshore). La curvatura tiene la función de proteger la ubicación del agujero cuando se tienen formaciones con afallamientos y estratos muy pronunciados. Con ello se logra que el pozo pueda perforarse y terminarse con herramientas convencionales en el tiempo estimado. El radio de giro es de 300 a 800 pies, la tasa de construcción de la curva es de 6º a 20º/100 pies. Es el método más usado para perforar pozos horizontales, debido al espacio interior que genera su radio de giro a lo largo de la sección curva y la horizontal es posible utilizar muchas de las herramientas convencionales de perforación. La sección horizontal varía entre 1500 y 4500 pies de longitud.
Usando motores de fondo especialmente diseñados, tanto para construir la sección curva como la sección horizontal, es posible perforar pozos muy largos como de 2000 a 10000 pies. Adicionalmente, es posible completarlos como hoyos abiertos con liner ranurado, con liner y empacaduras externas y también cementarlos y cañonearlos.
VENTAJAS
Menor torque y arrastre que en pozos de radio corto.
Para drenar el yacimiento puede perforarse horizontalmente hasta una longitud de 300 pies.
Existe la posibilidad de sacar núcleos convencionales.
Puede ser normalmente completado.
Puede acomodarse normalmente el tamaño de la herramienta (MWD); la cual tiene un acceso desde 1 ¾” de diámetro hasta 4 ¾”.
DESVENTAJAS
d.
No aplicable para formaciones superficiales y delgadas.
Equipo especial de perforación requerido.
RADIO LARGO.
Esta técnica es la más común y aplicable en pozos costa afuera (offshore). Es conocida como “ largo alcance” o “alcance extendido”. Sin embargo, estos pozos son perforados de 70° a 80° sin alcanzar
el objetico en el plano horizontal. Esta técnica se aplica para minimizar los impactos ambientales y reducir los costos de campo en desarrollo.
La curva se construye desde una profundidad determinada por encima del yacimiento, hasta lograr la dirección horizontal y completar la longitud a perforar y por lo tanto, la terminación del pozo. Es esta técnica se utilizan radios de giros de 1000 a 3000 pies, la tasa de construcción es de 2º a 6º/ 100. Esta técnica utiliza una combinación de perforación rotatoria y motores de fondo para perforar pozos similares a la perforación direccional convencional. En la tabla 3.1 se muestra un resumen de las técnicas de perforación, radio de giro y las longitudes alcanzadas. La sección horizontal varía entre 3000 y 6000 pies de longitud.
VENTAJAS
Fácil para perforar usando un equipo de perforación convencional y revestidor e stándar.
Los costos por día de los servicios, frecuentemente son más bajos que los de radio medio y corto.
Permite perforar longitudes horizontales de aproximadamente 5000 pies, con un promedio de 3500 pies.
Existe un mayor acomodo para la completación.
Se puede acomodar fácilmente el juego completo de herramientas de perfilaje.
DESVENTAJAS
Frecuentemente se requiere de un tope en el manejo del sistema, largas bombas y grandes cantidades de lodo.
El riesgo a hueco abierto es mayor, ya que la tubería de perforación puede pegarse y causar daño al yacimiento mientras se perfora.
Es menos preciso para determinar la profundidad vertical verdadera (TVD), porque el comienzo de la perforación (superficie), queda muy lejos (horizontalmente) de la sección horizontal perforada.
Es mucho más costoso en revestidores, ceme nto y fluidos.
4.2 CONSIDERACIONES EN LA PERFORACION HORIZONTAL. EFECTO DEL RADIO. Los pozos con radio corto y mediano obviamente requieren un desplazamiento horizontal más corto y por lo tanto son perforados más rápidamente que los pozos de radio largo, sin embargo dada su incapacidad de rotar la sarta sin exceder los límites de resistencia mecánica de la tubería, restringe la capacidad del perfil del pozo y tiene un impacto mayor en el diseño de la sarta de fondo, en las propiedades del lodo y en la hidráulica.
DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN. La sarta de perforación para un pozo vertical está sometida a esfuerzos de tensión, compresión y torsión. En la perforación horizontal se deben considerar los esfuerzos axiales y de rotación que son sometidos y opuestos a las fuerzas de fricción, resultado del contacto con las paredes del agujero cuando se incrementa el ángulo de desviación.
Durante la rotación, las cargas de fricción se reflejan en la superficie como “torque”. Esto se transmite desde la barrena. Las cargas de fricción en los esfuerzos axiales son manifestadas por variaciones de movimiento en la carga al gancho. La diferencia entre la carga al gancho y la componente vertical del peso de la sarta cuando se saca la tubería se conoce como fricción hacia arriba (arrastre). Las fuerzas de torque y arrastre pueden limitarse durante la perforación y corridas de T.R. dependiendo de la profundidad del pozo. Conforme a lo anterior, los factores que afectan a la sarta de perforación y limitan el torque y arrastre son:
Longitud perforada de la sección direccional.
Armado de la sarta.
Coeficiente de fricción.
Equipo de perforación.
Método de perforación.
Los Drillcollars que se sitúan encima de la broca sólo son una desventaja en secciones horizontales pues no añaden peso a la broca sino que incrementan el torque y el arrastre, entonces se les sitúa en la sección vertical del pozo, donde pueden incrementar el peso y reducir el torque y el arrastre. La tubería de Heavy-Weight-Drill-Pipe (HWDP) se utiliza para la se cción de levantamiento del pozo, pues puede soportar las fuerzas de compresión y las cargas axiales que doblarían la tubería convencional. Por la misma razón, se utiliza la tubería de HWDP para secciones horizontales cortas pues está diseñada para soportar cargas de compresión y puede tr ansferir pesos altos a la broca. La tubería de perforación puede resistir fuerzas compresionales moderadas en la sección horizontal y puede transmitir peso a la broca sin doblarse ( lo cual sencillamente no sería posible en un pozo vertical). Esto es debido a la fuerza gravitatoria, la cual empuja la tubería contra el lado inferior de la pared del pozo, suministrando soporte y estabilidad. Al mismo tiempo, disminuirá el torque y el arrastre que producen los drillcollars.
En esencia, este perfil invertido de la sarta maximiza el peso en la sección vertical, y minimiza el peso en la sección horizontal, así reduciendo el torque y el arrastre y poder seguir transmitiendo peso a la broca.
DISEÑO DE APAREJOS DE FONDO. Para precisar el diseño de la planeación del pozo, se deben tomar muy en cuenta las variables que afectan el diseño direccional. Estas pueden clasificarse dentro de dos c ategorías:
1. Los mecanismos relacionados con la sarta de perforación. 2. Los mecanismos relacionados con la estructura geológica. Las condiciones apropiadas de diseño y trabajo deben ser lo suficientemente certeras para permitir el buen control de la trayectoria del pozo, provistas con la precisa descripción geológica conocida y por conocer. Es muy importante el diseño y operación de la herramienta colocada de 60 a 100 m. por encima de la barrena. Esta es parte del control de la dirección del pozo. El aparejo de fondo (BHA) contempla en el control de desviación a los estabilizadores, bent-subs (articulaciones), equipo de medición durante la perforación, motores de fondo, etc.
DISEÑO HIDRÁULICO. Dentro de las funciones prioritarias del fluido de trabajo durante la perforación del pozo se establecen las siguientes: limpieza del agujero, transporte eficiente de los recortes hacia la superficie (capacidad de acarreo del fluido de perforación). Una limpieza inadecuada del pozo puede causar problemas durante la perforación tales como atrapamiento de sarta; desgaste prematuro de la barrena, bajos ritmos de penetración; inducción de fracturas en la formación; y altos torques y arrastres. De esta forma, es muy importante el diseño del programa hidráulico en la planeación de la perforación horizontal.
FATIGA EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN. Las solicitaciones de torque y arrastre en la tubería durante la perforación horizontal son mayores que cuando se perfora un pozo vertical. Algunos de los factores a considerar son:
Mayores pesos al levantar (Pick-Up Weight).
Mayores Cargas torsionales.
Altas fuerzas tensionales en la sección de levantamiento.
Rotación fuera de fondo de forma que los HWDP en la sección de levantamiento estén en tensión y no en compresión.
Severidad de las patas de perro.
LIMPIEZA DE HUECO. En las secciones horizontales los cortes de la perforación tienden naturalmente a caer a la cara inferior del pozo, formando acumulaciones que restringen el movimiento de tubería, aumentando el arrastre, lo cual puede llevar a una pega de tubería. Varias precauciones se toman con el fin de evitar esto: Velocidades anulares altas, que produzcan flujo turbulento en la sección horizontal (Las bombas del taladro deben ser capaces de suministrar altas ratas de flujo que permitan e sto). Eficiente equipo de superficie que mantenga al mínimo el contenido de sólidos en el lodo. Un umbral de geles alto pero un bajo punto de cedencia (yield point). Circular exhaustivamente antes de sacar tubería. Los factores que mas afectan la limpieza del pozo son:
Velocidad de flujo en el espacio anular.
Inclinación del pozo.
Propiedades y régimen de flujo del fluido de perforación
Ritmo de penetración.
Excentricidad entre la tubería y agujero.
USO DE TOP DRIVES. Para la perforación de pozos horizontales el uso de top drives proporciona muchas ventajas sobre los sistemas convencionales de Kelly. Entre las principales ventajas se destacan:
Mayor capacidad de levantamiento.
La capacidad de rotar cuando se está viajando, reduciendo carga y facilitando las maniobras.
La capacidad de circular cuando se está sacando tubería, mejorando la limpieza del hueco.
La capacidad de rimar en ambas direcciones.
REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN. Las principales consideraciones con respecto al revestimiento y a la cementación son:
Se reducen las posibilidades para rotar y r eciprocar el revestimiento.
Las patas de perro severas y arrastre alto pueden impedir que se baje un revestimiento.
Se necesita una centralización efectiva del revestimiento para lograr una buena adherencia anular y para evitar canalización del cemento.
Se corre el riesgo de mal desplazamiento del lodo, lo cual podría contaminar el cemento .
CONSIDERACIONES RESPECTO A LA FORMACIÓN. Durante la perforación horizontal las principales consideraciones respecto a la formac ión son:
El efecto adverso en la dirección del pozo (Si causa desviación no deseada) causada por diferentes perforabilidades, buzamientos, etcétera.
La estabilidad del hueco en formaciones frágiles e inconsolidadas que puedan caer dentro del hueco.
Las Shales reactivas pueden causar problemas significativos en pozos horizontales (Las prácticas convencionales para tratar estos problemas como lodos de alta densidad, lodo con valores de filtrado bajo, lodos base aceite, uso de Top Drive, sirven para minimizar este problema)
El buzamiento de la formación y su resistencia pueden hacer variar la trayectoria del pozo.
EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN. En la perforación horizontal, las principales consideraciones con respecto a la evaluación de la formación son:
El uso de MWD (en tal forma sólo habrá Drillcollars no magnéticos en la sección horizontal) y LWD.
Las herramientas de registro eléctrico, llevadas con cable, normalmente no pueden recorrer la sección horizontal, deberán ser llevadas con tubería. Esto es que se conectan dentro de la tubería con el cable saliendo por una ventana en la tubería. La sarta se baja hasta el fondo del pozo con las herramientas conectadas con su cable, y el pozo podrá ser registrado a medida que se saca la tubería.
COMPORTAMIENTO DEL GAS /CONTROL DEL POZO. En la perforación horizontal, las principales consideraciones con respecto al comportamiento del gas y al control del pozo son:
No habrá expansión del gas hasta que la burbuja entre a la sección vertical. Por la tanto la expansión y la patada de pozo resultante desplazando lodo en la superficie pueden ocurrir intempestivamente.
Los influjos de gas migrarán y se acumularán en las partes más altas de la sección horizontal ( Crestas y excavaciones), las cuales requerirán altas velocidades anulares para ser desplazadas, y bajas ratas de bombeo cuando el gas llega a la sección vertical y comienza a expandirse viéndose el desplazamiento del lodo en superficie.
4.3 PLANIFICACION DE UN POZO HORIZONTAL. El planeamiento de un pozo direccional es un proceso de diseño el cual utiliza información proporcionada y se desarrolla un plan de perfil de pozo direcc ional óptimo. Criterio de diseño:
Locación de superficie
Locación del Target
Referencia de Norte.
Tamaño del Target
Tendencias de formación
Tasa de construcción y tumbado
Proximidad a otros pozos
Puntos de revestimiento
Disponibilidad de herramientas y tecnología
Dentro del alcance del objetivo, la planeación consiste de tres fases:
1. Perforación Vertical. 2. Perforación Direccional. (uno y/o dos curvas). 3. Perforación del drene del pozo (horizontal). Desde la superficie, la perforación de los pozos horizontales se inicia con una fase vertical, así se tienen las condiciones específicas de salida hacia el objetivo. La excepción es cuando se utilizan equipos de perforación con un ángulo de inclinación.
La perforación direccional para llegar a la sección horizontal del pozo, consiste de:
Construcción de una curva continua lo largo del ag ujero.
Construcción de dos curvas a lo largo del agujero.
Bajo estas circunstancias, se deberá mantener la dirección optima de trayectoria, hasta lograr alcanzar el drene del agujero dentro del yacimiento. Estas fases corresponden a la perforación vertical en el inicio del pozo y finalizar en una o dos curvas de desviación dentro de la etapa horizontal. Es de suma importancia considerar la óptima terminación y producción del pozo.
La planeación horizontal parte de la “planeación de pozos convencionales”, debe cons iderar los
siguientes aspectos:
Evaluación Geológica.
Presión de formación y Presión de fractura.
Programa de registros Geofísicos.
Diseño de tuberías de revestimientos.
Diseño de aparejos de fondo.
Programa hidráulico.
Programas de barrenas.
Procedimiento de control de pozo.
Trayectoria.
Dirección del pozo.
Equipo de perforación.
4.4. METODO DE PERFORACION. Si se utiliza el método de perforación de radio corto el hoyo puede ser completado a hueco abierto o con forro ranurado. Con radio medio y radio largo se puede completar a hueco abierto, forro ranurado o forro ciego cementado y cañoneado, esto se debe a las limitaciones impuestas por el radio de curvatura de permitir el paso de herramientas que se usan en la perforación de pozos direccionales.
4.4.1. FLUIDO DE PERFORACION Y LIMPIEZA DEL HOYO. El daño que se causa en la formación como producto de la perforación es un problema en los pozos especialmente perforados en yacimientos de baja permeabilidad. Esto es porque los yacimientos de baja permeabilidad poseen gargantas de poros de menor tamaño, así cuando los fluidos de perforación y sólidos invaden estas zonas las bloquean, reduciendo significativamente la permeabilidad en comparación con los yacimientos de alta permeabilidad donde las gargantas de
poro existen en más cantidad y en mayor tamaño. Cuando se perfora un pozo horizontal se emplea más tiempo que el utilizado para perforar un pozo vertical, por eso la formación está más tiempo expuesta al lodo, de esta manera el daño que se genera en un pozo horizontal es mayor al que puede generarse en uno vertical. Por lo tanto, se debe diseñar un método para la limpieza del hoyo. Aunque no es imposible, es difícil limpiar un pozo horizontal completado a hueco abierto o forro ranurado. Si el pozo tiene un radio de giro grande, las herramientas de perforación pueden alcanzar al menos el final de la curva pero para radios de giro pequeños estas herramientas puede que no alcance más allá de la sección vertical. Para minimizar el daño cuando perforamos un pozo horizontal se puede perforar bajo balance, la presión hidrostática del lodo es menor que la presión del poro de la formación, también se puede utilizar un lodo especialmente diseñado para perforación horizontal, lodo polimérico con un contenido mínimo de sólidos o sin sólidos. Sin embargo, se debe tener cuidado en mantener la capacidad de transportar los ripios ya que si se acumulan en la sección horizontal puede causar pegas de la tubería. Otra alternativa para tratar con el daño a la formación es completar el pozo horizontal con forro ciego cementado luego cañoneado, ya que la longitud de las perforaciones de los hoyos cañoneados pueden alcanzar más allá de la zona dañada por el fluido de perforación. Luego se puede llevar a cabo un fracturamiento para ganar la productividad perdida debido a la perforación y cementación. También se debe mencionar que las altas tasas de producción luego de completados los pozos horizontales, facilitan la auto limpieza del pozo, tal y como sucedió en pozos horizontales completados usando forro ranurado en costa afuera de Asia y Europa.
4.5 TERMINACION DE POZOS. La terminación horizontal es una operación crítica que depende de la complejidad de desviación del pozo, formación, tipo de pozo, T.R´s y t ipo de terminación seleccionada.
Agujero descubierto : se caracteriza por su simplicidad y bajo costo. La sección horizontal se deja en agujero descubierto, aplicable en formaciones estables, zonas carbonatadas y zonas de calizas fracturadas.
Tubería Ranurada: Es económica y muy común en la terminación de pozos horizontales, su mayor ventaja es la protección del agujero para evitar el co lapso.
Tubería ranurada con empacador externo: similar al de la tubería ranurada, se corre con un empacador externo para aislar alguna zona que requiera de acidificación.
Tubería de revestimiento cementada: es muy costoso y muy complicado, pero ofrece buena integridad, prolonga la vida del pozo evitando el colapso del agujer o.
Tubería pre pre-empacada y protegida: aplicable a yacimientos con formaciones poco consolidadas y con permeabilidad alrededor de 1 darcy.
