PROYECTO de GRADO (Completo)_3-Junio-2009 -

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENÉ MORENO FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA PETROLERA

“PERFORACIÓN MULTILATERAL APLICADO AL POZO SALSAL-15” 15”

4 DE

JUNIO DE

2009

PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR EL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA PETROLERA

: BAUTISTA VILLARROEL CELIA ALEJANDRA ING. ÍVES SANJINES (GERENTE A CARGO D&M-SCHLUMBERGER)

“PERFORACIÓN MULTILATERAL APLICADO AL POZO SAL-15”

Celia Alejandra Bautista Villarroel

“No es por el tamaño que

se obtiene el éxito o el

fracaso, lo importante es la acción y no el resultado de la acción”

AGRADECIMIENTO

Agradezco primeramente a Dios que me mantuvo con la vida y sabiduría para emprender y terminar esta anhelada aspiración. A mis Padres Pacífico Bautista y Asteria Villarroel por brindarme todo su apoyo durante toda mi formación Profesional ya que gracias a ellos pude cumplir este sueño. sueño. ¡Gracias de todo corazón!!... A mi Asesor el Ing. Ives Sanjines Gerente a Cargo de D&M el cual me brindó su experiencia y apoyo para llevar a cabo este proyecto. Al Ing. Santos explicaciones,

Vargas de Petrobras

colaboración

y

por

por

sus

brindarme

Información para el desarrollo de este proyecto. A

la

Empresa

Schlumberger por

darme

la

cobertura de desarrollar mi Proyecto de Grado en el área de D&M Drilling and Measurements. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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ÍNDICE DEL CONTENIDO AGRADECIMIENTO ---------------------------------------------------------------------------------------------- 1 ÍNDICE DEL CONTENID CONT ENIDO O ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 2 LISTA DE FIGURAS FIGU RAS ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------I9 --I9 LISTA DE TABLAS TABL AS ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 12 LISTA DE ILUSTRACI ILUS TRACIONES ONES --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 14 GLOSARIO TÉCNICO TÉCN ICO ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 16 ABREVIATURAS -------------------------------------------------------------------------------------------------- 25 RESÚMEN RESÚ MEN -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 28 INTRODUCC INTRO DUCCIÓN IÓN ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 29

“PERFORACIÓN MULTILATERAL APLICADO AL POZO SAL-15” SAL-15” CAPÍTULO: CAPÍTULO: I --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 31 “INTRODUCCION A LA PERFORACIÓN MULTILATERAL” --------------------------------------------------------------- 31 1.1 CONCEPTOS GENERALES GENERALE S ----------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 32 1.2 TÉCNICAS Y APLICACIONES ----------------------------------------------------------------------------- 32 1.3 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA MULTILATERAL MULTILATERAL -------------------------------------------------------------------------------------------- 32 1.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTA JAS ------------------------------------------------------------------ ------------------------------------------------------------------------------------ 33 1.4.1 VENTAJAS TÉCNICO-ECONÓMICAS ------------------------------------------------------------- 34 1.5 MÉTODOS DE DESVIACIÓN DESVIACI ÓN ------------------------------------------ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 34 1.5.1 WIPSTOCK ---------------------------------------------------------------------------------------------- 34 1.5.2 JETTING ------------------------------------------------------------------------------------------------- 35 1.5.3 MOTORES DE DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO POSITIVO ------------------------------------------------------------------------------------------------ 36 1.5.4 ROTARY STEERABLE STEERAB LE SYSTEM ----------------------------------------- --------------------------------------------------------------------------------------------- 37 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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CAPÍTULO: CAPÍTULO: II ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 38 “METODOLOGÍA DE LA PERFORACIÓN MULTILATERAL” MULTILATERAL” --------------------------------38 2.1 METODOLOGÍA METODOLOG ÍA Y GEOMETRÍA ------------------------------------------ -------------------------------------------------------------------------------------------------- 39 2.2 ELECCIÓN DEL SISTEMA DE PERFORACIÓN -------------------------------------------------------- 39 2.2.1 MESA ROTARIA O KELLY BUSHING ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 40 2.2.2 TOP DRIVE ---------------------------------------------------------------------------------------------- 41 2.3 TIPOS DE SIDETRACK ------------------------------------------------------------------------------------- 42 2.4 SIDETRACK EN AGUJERO ABIERTO ------------------------------------------------------------------- 43 2.4.1 SELECCIÓN DEL TRÉPANO PARA SIDETRACK -------------------------------------------------------------------------------------------- 44 2.4.2 WHIPSTOCK EN AGUJERO ABIERTO ------------------------------------------------------------ 44 2.4.3 SIDETRACK EN FLANCOS BAJOS ------------------------------------------------------------------ 44 2.4.4 TURBODRILLS ----------------------------------------------------------------------------------------- 45 2.5 SIDETRACK EN AGUJERO ENTUBADO O REVESTIDO ------------------------------------------------------------------------------------ 45 2.6 OPERACIONES DE PERFORACIÓN --------------------------------------------------------------------- 46 2.6.1 PESO DEL BHA ----------------------------------------------------------------------------------------- 47 2.6.2 ORIENTACIÓN ----------------------------------------------------------------------------------------- 50 2.6.2.1 TORQUE REACTIVO ---------------------------------------------------------------------------- 50 2.6.3 CORRECCIÓN DE CARRERAS ------------------------------------------------------------------- 51 2.7 SARTA DE PERFORACIÓN -------------------------------------------------------------------------------- 52 2.8 HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN ------------------------------------------------------------------- 54 2.8.1 DRILL COLLAR (DC) --------------------------------------------------------------------------------- 56 2.8.1.1 SHORT DRILL COLLAR (SDC) ---------------------------------------------------------------- 56 2.8.1.2 DRILL COLLAR NO-MAGNÉTICO (NMDC) ------------------------------------------------ 56 2.8.1.3 DRILL COLLAR NO-MAGNÉTICO CORTO (SNMDC) ------------------------------------------------------------------- 57 2.8.2 FLOAT SUB ---------------------------------------------------------------------------------------------- 57 2.8.3 FLOW SUB ---------------------------------------------------------------------------------------------- 57 2.8.4 BENT SUB------------------------------------------------------------------------------------------------ 57 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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2.8.5 ORIENTING SUB (UBHO) 4 --------------------------------------------------------------------------- 58 2.8.7 EXTENSION SUB --------------------------------------------------------------------------------------- 59 2.8.8 SHOCK SUB --------------------------------------------------------------------------------------------- 59 2.8.9 HEAVYWEIGHT DRILL PIPE (HWDP) ------------------------------------------------------------- 60 2.8.10 ESTABILIZADORES ---------------------------------------------------------------------------------- 60 2.8.10.1 ESTABILIZADOR CON ALETAS SOLDADAS ---------------------------------------------- 61 2.8.10.3 OTROS ESTABILIZADORES ------------------------------------------------------------------ 61 2.8.10.3.1 NOR TRAK ---------------------------------------------------------------------------------- 61 2.8.10.3.2 TURBO BACK ------------------------------------------------------------------------------ 62 2.8.11 TURBINAS --------------------------------------------------------------------------------------------- 62 2.8.12 TIJERAS ------------------------------------------------------------------------------------------------- 62 2.8.13 TRÉPANOS -------------------------------------------------------------------------------------------- 64 2.8.13.2 SELECCIÓN DE TRÉPANOS ----------------------------------------------------------------- 68 2.8.13.3 SISTEMA GRADUAL DE TRÉPANOS IADC ----------------------------------------------- 69 2.8.14 MOTORES DE FONDO ----------------------------------------------------------------------------- 70 2.8.14.1 MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ------------------------------------------- 71 2.8.14.3 BHA PARA UN MOTOR DIRECCIONAL -------------------------------------------------- 75 2.8.14.4 REQUERIMIENTOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON TODOS LOS PDM -- 77 2.8.15 POWERDRIVE ---------------------------------------------------------------------------------------- 77 2.8.15.1 COMPONENTES DEL POWERDRIVE ------------------------------------------------------ 79 2.8.16 POWERPULSE (MWD) ------------------------------------------------------------------------------ 81 2.8.17 SLIMPULSE (MWD) ---------------------------------------------------------------------------------- 82 2.8.18 IMPULSE (MWD) ------------------------------------------------------------------------------------- 83 2.8.19 DRILL PIPE --------------------------------------------------------------------------------------------- 84 CAPÍTULO: III ---------------------------------------------------------------------------------- 86

“ARREGLO DE FONDO DE POZO (BHA)” --------------------------------------------------- 86 3.1 GENERALIDADES ------------------------------------------------------------------------------------------- 87 3.2 CRITERIOS PARA LA PERFORACIÓN DE LAS VENTANAS LATERALES (SIDETRACK). ----- 88 3.2.1 BHA ROTARIO ----------------------------------------------------------------------------------------- 89 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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3.2.1.1 PRINCIPIOS DEL BHA ROTARIO ------------------------------------------------------------- 89 3.2.2 BHA CON UN SOLO ESTABILIZADOR ------------------------------------------------------------ 91 3.2.4 BHA CON ESTABILIZADORES MÚLTIPLES ------------------------------------------------------ 92 3.2.5 BHA PARA CONTRUIR LA INCLINACIÓN ------------------------------------------------------- 94 3.2.6 BHA PARA MANTENIMIENTO DE LA INCLINACIÓN ----------------------------------------- 94 3.2.7 BHA PARA BAJAR LA INCLINACIÓN -------------------------------------------------------------- 95 3.2.8 BHA ESPECIALES --------------------------------------------------------------------------------------- 96 3.3 PROBLEMAS COMUNES DEL BHA ---------------------------------------------------------------------- 98 3.3.1 EFECTOS DE FORMACIÓN -------------------------------------------------------------------------- 98 3.3.3 SIDETRACK ACCIDENTALES ----------------------------------------------------------------------- 99 3.3.5 PEGAMIENTO POR DIFERENCIAL----------------------------------------------------------------- 99 3.3.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN ---------------------------------------------------------------- 99 3.3.7 TORQUE Y ARRASTRE ----------------------------------------------------------------------------- 100 3.3.8 TORTUOSIDAD -------------------------------------------------------------------------------------- 102 3.4 DISEÑO DE BHA ------------------------------------------------------------------------------------------- 102 CAPÍTULO: IV ----------------------------------------------------------------------------------106

“HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN” ---------------------------------------------------------106 4.1 HIDRÁULICA PARA LA SARTA DE PERFORACIÓN ----------------------------------------------- 107 4.1.1 GENERALIDADES --------------------------------------------------------------------------------------- 107 4.1.2 REOLOGÍA -------------------------------------------------------------------------------------------- 108 4.1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS --------------------------------------------------------- 109 4.1.2.2 RÉGIMEN DE FLUJO --------------------------------------------------------------------------- 110 4.1.2.3 MODELOS MATEMÁTICOS ------------------------------------------------------------------ 110 4.1.2.3.1 MODELO PLÁSTICO DE BINGHAM--------------------------------------------------- 110 4.1.2.3.2 MODELO EXPONENCIAL --------------------------------------------------------------- 111 4.2 CONDIDERACIONES DE LA HIDRAULICA (RANGO DE FLUJO) ------------------------------ 114 4.3 EQUIPOS EN SUPERFICIE ------------------------------------------------------------------------------ 115 4.3.1 BOMBAS DE LODO---------------------------------------------------------------------------------- 115 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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4.4 CÁLCULO DE HIDRÁULICA ---------------------------------------------------------------------------- 115 4.5 HIDRÁULICA EN EL TRÉPANO ------------------------------------------------------------------------ 117 4.5.1 PROCEDIMEINTO DE CÁLCULO PARA WOB EN POZOS INCLINADOS--------------- 120 4.6 OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA ------------------------------------------------------------------------- 122 CAPÍTULO: V -----------------------------------------------------------------------------------123

“PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACIÓN” ----------------------------------------------123 5.1 ANTICOLISIÓN -------------------------------------------------------------------------------------------- 123 5.2 PEGAMIENTO POR PRESIÓN DIFERENCIAL ------------------------------------------------------- 124 5.2.1 SEÑALES DE PELIGRO ------------------------------------------------------------------------------ 124 5.2.2 IDENTIFICACIÓN DE PEGAMIENTO DE TUBERÍA ------------------------------------------ 124 5.2.3 ACCIONES PREVENTIVAS ------------------------------------------------------------------------- 125 5.3 SEVERIDAD DEL DOGLEG ------------------------------------------------------------------------------ 125 5.3.1 FACTORES DE ALTA FRICCIÓN MIENTRAS SE ESTÁ BAJANDO Y SACANDO LA HERRAMIENTA --------------------------------------------------------------------------------------------- 126 5.3.2 SEÑALES DE PELIGRO ------------------------------------------------------------------------------ 126 5.3.3 ACCIONES PREVENTIVAS ------------------------------------------------------------------------- 126 5.4 KEY SEAT (OJO DE LLAVE) ----------------------------------------------------------------------------- 127 5.4.1 SEÑALES DE PELIGRO ------------------------------------------------------------------------------ 127 5.4.2 IDENTIFICACIÓN DE PEGAMIENTO DE TUBERÍA ------------------------------------------- 127 5.4.3 ACCIONES PREVENTIVAS ------------------------------------------------------------------------- 127 5.5 FALLAS DE LA SARTA DE PERFORACIÓN DEBIDO A EXCESO INVERSO DEL DOBLEZ - 128 5.5.1 ACCIONES PREVENTIVAS ------------------------------------------------------------------------- 128 5.6 COMPATIBILIDAD DE LOS EQUIPOS ---------------------------------------------------------------- 128 5.6.1 ACCIONES PREVENTIVAS ------------------------------------------------------------------------- 128 5.7 CONTROL DE POZOS MULTILATERALES ---------------------------------------------------------- 129 5.8 PROBLEMAS COMUNES EN EL BHA ---------------------------------------------------------------- 130 5.8.1 DESGASTE PREMATURO DEL TRÉPANO ------------------------------------------------------ 130 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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5.8.2 VIBRACIONES AXIALES EN EL FONDO (BIT BOUNCE) ---------------------------------- 130 5.8.3 ACELERACIÓN Y DESACELERACIÓN DEL BHA (STICK-SLIP)----------------------------- 131 5.8.4 SHOCKS LATERALES (TRANSVERSALES) ---------------------------------------------------- 132 5.8.5 SHOCKS TORSIONALES --------------------------------------------------------------------------- 133 5.8.6 BHA WHIRL ------------------------------------------------------------------------------------------ 133 5.8.7 BIT WHIRL ------------------------------------------------------------------------------------------- 134 5.9 BAJAS RATAS DE PENETRACIÓN--------------------------------------------------------------------- 135 5.10 PROBLEMAS EN EFICIENCIA DE CONSTRUCCIÓN DIRECCIONAL ------------------------ 136 5.11 DESMORONAMIENTOS DE ARCILLA --------------------------------------------------------------- 136 CAPÍTULO: VI ----------------------------------------------------------------------------------137

“ARQUITECTURA DEL POZO MULTILATERAL” -------------------------------------------137 6.1 PREMISAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL POZO MULTILATERAL EN SAL-15 ------------ 138 6.2 CONSTRUCCIÓN DE LOS BRAZOS DEL POZO ---------------------------------------------------- 139 6.3 APERTURA DE VENTANAS LATERALES ------------------------------------------------------------- 140 CAPÍTULO: VII ---------------------------------------------------------------------------------141

“PERFORACIÓN MULTILATERAL APLICADO AL POZO SAL-15”-------------------------141 7.1 ANTECEDENTES DE POZOS EN EL CAMPO SAN ALBERTO ------------------------------------ 142 7.2 JUSTIFICACIÓN ------------------------------------------------------------------------------------------- 143 7.3 OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS ----------------------------------------------------------- 143 7.4 DATOS GENERALES DEL POZO SAL-15 ------------------------------------------------------------- 144 7.5 SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA ------------------------------------------------------------------------ 145 7.6 UBICACIÓN DEL POZO --------------------------------------------------------------------------------- 148 7.7 CORTE ESTRUCTURAL --------------------------------------------------------------------------------- 149 7.8 INFORMACIÓN DE POZOS VECINOS ---------------------------------------------------------------- 149 7.9 APLICACIÓN DEL SOFTWARE DRILLING OFFICE ------------------------------------------------ 150 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A 7 PETROLERA”



7.10 DISEÑO DEL BHA PROPUESTO ---------------------------------------------------------------------- 152 7.10.1. OH 8 ½” --------------------------------------------------------------------------------------------- 152 7.10.1.1 ALTERNATIVA 1 ------------------------------------------------------------------------------ 153 7.10.1.2 ALTERNATIVA 2 ------------------------------------------------------------------------------ 153 7.10.2 OH 6” - 61/8” ------------------------------------------------------------------------------------------ 155 7.10.2.1 ALTERNATIVA 1 ------------------------------------------------------------------------------ 156 7.10.2.2 ALTERNATIVA 2 ------------------------------------------------------------------------------ 156 7.11 SECUENCIA DE OPERACIONES (LATERAL INFERIOR) ----------------------------------------- 156 7.11.1 SECCIÓN 8 ½” -------------------------------------------------------------------------------------- 156 7.11.2 SECCIÓN 6 1/8” -------------------------------------------------------------------------------------- 157 7.12 SECUENCIA DE OPERACIONES (LATERAL SUPERIOR) ---------------------------------------- 158 7.12.1 SECCIÓN 8 ½” -------------------------------------------------------------------------------------- 158 7.12.2 SECCIÓN 6” ------------------------------------------------------------------------------------------ 159 7.13 EQUIPO DE PERFORACIÓN -------------------------------------------------------------------------- 159 7.14 PROGRAMA DIRECCIONAL -------------------------------------------------------------------------- 160 7.14.1 PLAN DIRECCIONAL ------------------------------------------------------------------------------ 163 7.14.2 DISEÑO DEL POZO -------------------------------------------------------------------------------- 164 7.15 MEDIO AMBIENTE -------------------------------------------------------------------------------------- 166 CAPÍTULO: VIII --------------------------------------------------------------------------------167

“ANÁLISIS ECONÓMICO” --------------------------------------------------------------------167 8.1 VENTAJAS ECONÓMICAS DE LA APLICACIÓN ---------------------------------------------------- 168 CONCLUSIONES -------------------------------------------------------------------------------170

RECOMENDACIONES -------------------------------------------------------------------------173 BIBLIOGRAFÍA --------------------------------------------------------------------------------176 ANEXOS ----------------------------------------------------------------------------------------180

Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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LISTA DE FIGURAS I

“INTRODUCCI N A LA PERFORACI N MULTILATERAL”

Fig. 1- 1 Whipstock .....................................................................................................35 Fig. 1- 2 Whipstock con PDC o Tungsteno.......................................................................... 35 Fig. 1- 3 Motor de Desplazamiento Positivo ........................................................................36 Fig. 1- 4 Rotary Steerable System .................................................................................37 II

“METODOLOG A DE LA PERFORACI N MULTILATERAL”

Fig. 2- 1 Mesa rotaria o Kelly bushing. ------------------------------------------------------------------------ 40 Fig. 2- 2 Top Drive ......................................................................................................41 Fig. 2- 3 Sidetrack Agujero Abierto .................................................................................. 43 Fig. 2- 4 Sidetrack Agujero Entubado .................................................................................43 Fig. 2- 5 Apertura de ventana con BHA flexible usando fresa Watermelon ................................46 Fig. 2- 6 Concepto del WOB disponible............................................................................47 Fig. 2- 7 Punto Neutro (N) en el DC................................................................................47 Fig. 2- 8 Herramienta en Tensión.....................................................................................53 Fig. 2- 9 Herramienta en Compresión ...............................................................................53 Fig. 2- 10 Herramientas de Perforación .............................................................................55 Fig. 2- 11 Bent Sub ...................................................................................................... 58 Fig. 2- 12 UBHO ......................................................................................................... 58 Fig. 2- 13 Estabilizadores con Aletas Integrales ...................................................................61 Fig. 2- 14 Estabilizadores con Aletas soldadas ...................................................................... 61 Fig. 2- 15 Estabilizadores Nor Trak ..................................................................................61 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Fig. 2- 16 Estabilizadores Turbo Back ................................................................................62 Fig. 2- 17 Roller Cone – Bit (Trépanos Tri-cono) ...............................................................65 Fig. 2- 18 Trépanos de Cono Dentado ............................................................................... 66 Fig. 2- 19 Trépanos de Inserto ......................................................................................... 66 Fig. 2- 20 Trépanos Fixed Cutters .................................................................................. 66 Fig. 2- 21 Trépanos de Diamante .....................................................................................68 Fig. 2- 22 Trépanos PDC ...............................................................................................68 Fig. 2- 23 Diseño de Turbinas y PDM ...............................................................................71 Fig. 2- 24 Motor de Desplazamiento Positivo ...................................................................... 73 Fig. 2- 25 Configuración de Lobes en un PDM ....................................................................73 Fig. 2- 26 Distancia “L” usada para calcular las características del ángulo – build. ..........................76 Fig. 2- 27 Componentes del PowerDrive ...........................................................................79 Fig. 2- 28 Unidad Bias del Power Drive .............................................................................80 Fig. 2- 29 Turbina Impulsora del PowerDrive...................................................................... 80 Fig. 2- 30 Herramienta SlimPulse - MWD ..........................................................................82

III

“BOTTOM HOLE ASSEMBLY BHA ”

Fig. 3- 1 BHA como un cilindro hueco -------------------------------------------------------------------------- 90 Fig. 3- 2 Diferencia del BHA con uno y dos estabilizadores ------------------------------------------------- 91 Fig. 3- 3 BHA para construir la inclinación--------------------------------------------------------------------- 94 Fig. 3- 4 BHA para mantener la inclinación --------------------------------------------------------------------- 95 Fig. 3- 5 BHA para disminuir la inclinación (DOR) ------------------------------------------------------------ 96 Fig. 3- 6 Gráfica del Diseño al Colapso ----------------------------------------------------------------------- 103 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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IV


“HIDR ULICA DE LA PERFORACI N”

Fig. 4- 1 Esquema del Esfuerzo de corte --------------------------------------------------------------------- 108 V

“PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACI N”

Fig. 5- 1 Shocks producidos durante la Perforación --------------------------------------------------------- 130 Fig. 5- 2 Rotación Excéntrica del Trépano ------------------------------------------------------------------- 130 Fig. 5- 3 Stick Slip----------------------------------------------------------------------------------------------- 132 Fig. 5- 4 BIT Whirl- Rotación correcta del trépano -------------------------------------------------------- 135 Fig. 5- 5 WOB vs RPM ---------------------------------------------------------------------------------------- 136

VI

“ARQUITECTURA DEL POZO SAL-15”

Fig. 6- 1 Construcción del Pozo SAL-15, Vista en 3D .......................................................... 138 Fig. 6- 2 Arquitectura del Pozo SAL-15 ............................................................................ 139

VII

“APLICACI N PRACTICA DEL PROYECTO, SAL-15”

Fig. 7- 1 Ubicación del Pozo SAL-15------------------------------------------------------------------------- 148 Fig. 7- 2 Corte Estructural del Pozo SAL-15 ---------------------------------------------------------------- 149 Fig. 7- 3 Diseño del BHA propuesto OH 8 ½” – Rama Inferior ------------------------------------------- 152 Fig. 7- 4 Diseño del BHA propuesto OH 6” – Rama Superior --------------------------------------------- 155 Fig. 7- 5 Gráfica de Desviación de un pozo tipo Slant ------------------------------------------------------- 161 Fig. 7- 6 Diseño del Pozo – Vista en Planta ------------------------------------------------------------------ 164 Fig. 7- 7 Diseño del Pozo – Vista en Corte ------------------------------------------------------------------ 165 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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LISTA DE TABLAS

II

“METODOLOG A DE LA PERFORACI N MULTILATERAL”

Tabla 2- 1 Sugerencia de BHA para condiciones de Sidetrack en fondo de pozo ............................42 Tabla 2- 2 Factor de Buoyancy ........................................................................................ 48 Tabla 2- 3 Ángulo de Deflexión (Dogleg Severity) en °/100 ft. ..............................................51 Tabla 2- 4 Clave para la Aplicación del Trépano ...................................................................69 Tabla 2- 5 IADC- Especificaciones del Primer Dígito ............................................................70 Tabla 2- 6 IADC - Especificaciones del Tercer Dígito ............................................................70 Tabla 2- 7 Lectura de Códigos IADC ................................................................................70 Tabla 2- 8 Comparación de un PDM de 1:2 lobes y un multi-lobes ..........................................75

III

“BOTTOM HOLE ASSEMBLY (BHA)”

Tabla 3- 1 Módulo de Elasticidad ......................................................................................90 IV

“HIDR ULICA DE LA PERFORACI N”

Tabla 4- 1 Comparación de Resultados para la Caída de Presión, Manual Vs Software.---------------- 117

VI

“ARQUITECTURA DEL POZO MULTILATERAL”

Tabla 6- 1 Especificaciones del Hook Hanger ---------------------------------------------------------------- 140


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VII


“APLICACI N DEL PROYECTO EN EL POZO SAL-15”

Tabla 7- 1 Datos Generales del Pozo SAL-15 ..................................................................... 144 Tabla 7- 2 Secuencia Estratigráfica del Pozo Piloto .............................................................. 145 Tabla 7- 3 Secuencia Estratigráfica de la Rama Inferior ......................................................... 146 Tabla 7- 4 Secuencia Estratigráfica de la Rama Superior ........................................................ 146 Tabla 7- 5 Especificaciones del Equipo, Pozo SAL-15 ........................................................... 160 Tabla 7- 6 Cálculo de la Desviación – Rama Superior ........................................................... 162 Tabla 7- 7 Planilla Rama Inferior – formación Santa Rosa...................................................... 163 Tabla 7- 8 Planilla Rama Superior – Formación Huamampampa.............................................. 163


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LISTA DE ILUSTRACIONES ANEXOS Ilustración 1: Ejemplo de Cálculo para el peso del BHA ........................................................ 181 Ilustración 2: Tipos de Trépanos .................................................................................... 182 Ilustración 3: Sistema de Gradientes de Trépanos IADC ....................................................... 183 Ilustración 4: Fuerzas Laterales del BHA .......................................................................... 184 Ilustración 5: Fuerza Pendular y WOB ............................................................................ 184 Ilustración 6: Comparación de fuerzas Laterales con uno y dos Estabilizadores ............................ 184 Ilustración 7: Incremento de Fuerza Lateral con el 3er Estabilizador ........................................ 185 Ilustración 8: Efecto de Fuerzas laterales en un arrastre ........................................................ 185 Ilustración 9: BHA Gilligan .......................................................................................... 185 Ilustración 10: Cálculo de Hidráulica............................................................................... 186 Ilustración 11: Caída de Presión en el PowerDrive .............................................................. 187 Ilustración 12: Cálculo de Hidráulica en el Trépano ............................................................ 188 Ilustración 13: Mapa Estructural de la Formación Santa Rosa ................................................. 189 Ilustración 14: Mapa Estructural de la Formación Huamampampa ........................................... 190 Ilustración 15: Geometría del Pozo – Rama Superior ........................................................... 191 Ilustración 16: Reporte de la Geometría del Pozo- Rama Inferior ............................................ 192 Ilustración 17: Diseño del BHA ..................................................................................... 193 Ilustración 18: Gráfica de Caída de Presión - Hidráulica ........................................................ 194 Ilustración 19: Análisis de Torque y Arrastre ..................................................................... 195 Ilustración 20: Gráfica de Pandeo y Fuerzas Laterales ........................................................... 196 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Ilustración 21: Especificaciones del Drill Collar................................. .................................................. ................................. ................ 197 Ilustración 22: Especificaciones del HWDP .................................. ................................................... .................................. ................... 198 Ilustración 23: Tabla de Especificaciones del PowerPak ................................ ................................................. ........................ ....... 198 Ilustración 24: Características y Especificaciones del PowerPak - A675 ................................ .................................... .... 198 198 Ilustración 25: Especificaiones del Motor A675XP ....................... ......................................... ................................... ..................... .... 198 Ilustración 26: Especificaciones del Motor A675HS ................................. .................................................. ........................... .......... 198 Ilustración 27: Especificaciones del PowerPulse ................................... .................................................... .............................. ............. 198 198 Ilustración 28: Especificaciones del SlimPulse .................. ................................... .................................. ................................. ................ 198 198 Ilustración 29: Especificaciones del Shock Sub .................................. ................................................... ................................. ................ 198 Ilustración 30: Especificaciones de Tijeras Hidráulicas .................................. ................................................... ........................ ....... 198 Ilustración 31: Especificaciones del PowerDrive ..................... ...................................... .................................. ........................... .......... 198 Ilustración 32: Especificaciones del IMPulse ...................... ....................................... .................................. .............................. ............. 198 Ilustración 33: Especificaciones del PowerPak – PowerPak – A475M4560 A475M4560 XP ................. ................................... ........................... ......... 198 Ilustración 34; Especificaciones del Motor A475HS ................................. .................................................. ........................... .......... 198 Ilustración 35: Gráfica de RPM Vs GPM del IMPulse................................ ................................................. ........................... .......... 198 Ilustración 36: Propiedades del DrillPipe................................. DrillPipe.................................................. .................................. ........................ ....... 198 Ilustración 37: Tipo de Conexiones de Roscas .................................. ................................................... ................................. ................ 198 Ilustración 38: Dimensiones de Estabilizador tipo IB ........................ .......................................... .................................. .................. .. 198 Ilustración 39: Características Características del HWDP ................................. .................................................. .................................. ..................... .... 198 Ilustración 40: Diseño del Pozo ...................................... ....................................................... .................................. .............................. ............. 198

Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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GLOSARIO TÉCNICO

Arrastre: Es el empaquetamiento de la Sarta de Perforación debido al asentamiento de los recortes en el lado bajo del pozo, este asentamiento de recortes no permite que se saque la Sarta de Perforación del Pozo

Anti-colisión: volumen de incertidumbre y análisis de proximidad, es el único método válido para realizar plots de “Traveling Cylinder” que son rasgos esenciales para un programa de perforación direccional y evitar el acercamiento acercamiento con los pozos vecinos. vecinos.

Anticlinal: Pliegue en el el que las capas situadas en el el interior son las más antiguas. Aprisionamiento: Es una condición en la que la tubería de perforación, la cañería u otras herramientas quedan inadvertidamente alojadas en el pozo en una posición fija.

Azimut: Dirección de una línea medida desde el Norte Geográfico en sentido de las manecillas del reloj.

Aumento de ROP : el aumento significativo en la tasa de penetración de la barrena. Puede indicar que la barrena ha penetrado una zona de alta presión, avisando así sobre la posibilidad de un influjo.

Bending: Dobladura o flexión, dependiendo dependiendo del del trabajo que se está realizando por ej. ej. Bending stress, es un esfuerzo de flexión.

Bent housing: El bent housing es una parte integral del motor motor direccional. Este incluye un motor y un bent sub. Los housing del motor de fondo permiten proporcionar proporcionar al conjunto de fondo para que pueda orientarse a cualquier dirección.

Bent sub: El bent sub es una pequeña sección del DP con un ángulo mecánico dentro de este. Este es usado para para perforar pozos direccionales. Un bent sub está entre un motor (en el fondo, cerca al trépano) y un DC (el más bajo). Típicamente, el bent sub crea una curva o Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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doblez de ½° a 2 ½°. Un bent sub de ½° producirá un cambio de inclinación de 2 a 3°/100 ft. Un bent sub de 2° producirá un cambio de inclinación de 6 a 8°/100 ft.

Bottom Hole Assembly: Un BHA es un soporte del conjunto de fondo de pozo. El BHA es parte de una sarta de tuberías de perforación debajo del DP. Este consiste de tales cosas como DC, Sub y Bent housing. En D&M las herramientas de MWD y LWD están ubicadas en el BHA.

BHA drag: el arrastre de un BHA es la fuerza de fricción entre el BHA y el agujero. El perfil de un pozo es diseñado para minimizar el arrastre del BHA para evitar que se esté pegando la sarta de tuberías de perforación.

BHA torque: el torque del BHA es una fuerza rotacional aplicada a la sarta de tuberías de perforación. El perfil del pozo es diseñado para minimizar el torque del BHA para evitar daños en la sarta de tuberías de perforación.

Buzamiento: Ángulo que forma la superficie de un estrato con la horizontal, medido en el plano que contiene la línea de máxima pendiente.

Buildup rate (BUR): es el cambio de inclinación en un pozo donde el ángulo es incrementado. Define el rango cuando el pozo debería ser desaviado desde la vertical hasta el KOP para la máxima inclinación requerida al finalizar la curva en orden de alcanzar el objetivo. El BUR está expresado en º/30 m, por tanto la inclinación optima está en función al máximo BUR permisible y la ubicación del objetivo, un típico BUR es de 3º/30 m. la fórmula es la siguiente: BUR = 180/Pi * 30/Radio de curvatura (m).

Bit Whirl: (bitwalk) Rotación excéntrica del trépano. Una cura potencial sería incrementar el WOB, disminuir las RPM y usar un BHA más rígido. También se podría cambiar el trépano y usar estabilizadores de Sarta.


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Cuñas1: es un aparto que disminuye gradualmente en tamaño y tiene unos dientes fuertes que aguantan la tubería de perforación cuando se ajustan alrededor de esta para mantenerla suspendida en el hoyo mientras se hace la conexión del cuadrante.

Deformación elástica: Cambio de dimensión temporal causado por un esfuerzo. Una vez que el esfuerzo es removido el objeto recupera su dimensión original.

Desplazamiento: Es la distancia de cuanto se aleja el pozo de la verticalidad. Desviación: Es el ángulo que mide cuanto se aleja el pozo de la verticalidad. Densidad Equivalente de Circulación (ECD): es la densidad efectiva a cualquier profundidad, creada por la suma de la presión hidrostática y la pérdida de presión anular.

Drillstring, Drill stem (Sarta de Perforación): P erforación):2 tuberías de acero de aproximadamente 10 metros de largo que se unen para formar un tubo desde la barrena de perforación hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo la operación de perforación y también sirve de conducto para el lodo de perforación.

Esfuerzos Tectónicos: Es el esfuerzo producido por las fuerzas de compresión en la Formación, estas se dirigen en el mismo sentido apretando y actuando sobre la misma línea de acción.

Falla: Fractura del terreno con desplazamiento relativo de las partes separadas. Falla de fatiga: Es una fractura en la superficie del metal que se propaga desde puntos donde se concentran ciclos de fuerzas reversas. Las fracturas normalmente muestran marcas concéntricas.

Fatiga: Es la tendencia del metal a romperse bajo las condiciones repetidas y constantes de cambios cíclicos de fuerzas.

1

RON Baker, “Conceptos Básicos de Perforación”, Per foración”, Pagina 38

2

QUIMINET.com, “Glosario de Términos Petroleros”


18



Fuerza Cedente: La fuerza bajo el cual el material se desvía de la proporcionalidad existente entre la deformación y la fuerza.

Fuerza cedente compresiva: Es la máxima carga compresiva que un metal puede soportar sin deformarse de una forma permanente.

Fuerza compresiva: es el esfuerzo a la que está sometido un cuerpo por acción de dos fuerzas opuestas que tienden a disminuir su volumen.

Fuerza torsional: Es la torsión necesaria para producir una torsión permanente. Formación Permeable: Influjo: es una entrada de petróleo, gas o agua en el pozo. Cuando la presión de fondo es inferior a la presión de formación, y la permeabilidad es suficientemente grande, el fluido de la formación entrará al pozo causando un “influjo”.

IWOB: significa Peso Integrado sobre el Trépano, se instala en el MWD para medir el peso sobre el trépano. Para poner peso al trépano el perforador baja el trépano al fondo, gira el trépano y entonces afloja el freno del malacate. Aflojando el freno se deja salir más cable como para presionar abajo sin poner demasiada tensión en la tubería.

Junk: abandono del equipo o maquinaria especialmente cuando se tiene problemas en el pozo.

Kickoff point: Punto de inicio de la desviación (PID) de la vertical. Liner: calza o tubería corta de revestimiento. Lobe: Lóbulos para las configuraciones del rotor/estator, el rotor tiene un Lobe menos que el estator.

Litología: Término que se aplica a las características generales de un sedimento (composición, textura, etc.).


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Límite de fatiga: Es la fuerza máxima que el metal puede soportar sin romperse bajo condiciones de fuerzas cíclicas reversas.

Límite de proporcionalidad: Es la mayor fuerza que un metal puede soportar sin que la deformación producida se aparte de la ley de proporcionalidad.

Límite elástico: Es la fuerza máxima que un metal puede soportar antes de cambiar de dimensiones.

Measure Depth: Profundidad medida, aplicada para el cálculo de Volúmenes de fluidos. Mandril: Pieza de metal de forma cilíndrica en que se asegura lo que se ha de tornear. También llamado escariador.

Movimiento Axial (Bit Bounce): es el movimiento axial resonante del BHA provocado por las vibraciones axiales, influido por el ángulo del pozo, largo del BHA, RPM, WOB, y la dureza de la formación.

Offshore: Perforación marina costa afuera. Ojo de Llave (Key Seat): Situación en la que la Tubería de Perforación penetra en la pared del pozo por desgaste (ranura).

Onshore: Perforación costa adentro especialmente en perforaciones marinas. Oscilación Torsional (Stick Slip) : es la aceleración y desaceleración de los componentes del BHA.

Overpull: sobre tirón o sobre tracción, ejercer sobre la tubería una tracción (esfuerzo sometido por la acción de dos fuerzas opuestas que tienden a alargarlo) superior a la de su peso, tanto en el aire como en el fluido.

Pandeo: es el resultado de altas cargas de compresión Pata de Perro (Dogleg): Es una desviación aguda o doblez en dirección o inclinación del pozo, que causa fallas de fatiga en las Herramientas de Perforación. Esta curvatura del pozo Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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resultante de una combinación en los cambios de inclinación y dirección entre 2 estaciones de registro se mide en °/100 ft. La severidad de un DL es la misma referida a un intervalo de 100 ft generalmente son considerados DL normales de 3 – 5°/100 ft de 5 – 7°/100 ft son moderados y mayores a 7°/100 ft son considerados de alta severidad, estas severidades altas provocan problemas en el pozo tales como ojo de llave, desgaste de tubería. La falla más común de sondeo es la fatiga por desgaste, debido al DogLeg donde el sondeo trabaja a través del buckling, fuerza que indica que la tubería está fuera de tensión y compresión.

Peso Equivalente de Circulación (EMW): es la presión ejercida a una profundidad determinada y que es convertida en densidad (Densidad que debiera tener el lodo para ejercer una presión dada a una profundidad de interés).

Pérdida de Circulación: Migración de Lodo hacia las formaciones. Presión de Formación: Presión a la que se encuentran los fluidos contenidos en el espacio poroso y/o Fisuras de la Formación. Presión a partir de la cual la formación se fractura y permite que el lodo fluya dentro de ella.

Presión Diferencial: es la diferencia entre la presión de Formación y la presión hidrostática de fondo. También se refiere a la oposición de fuerzas internas y externas que ejercen presión sobre un equipo. Se clasifica como: SOBREBALANCEADA (PH > Pform), SUBBALANCEADA (PH < Pform), BALANCEADA (PH =Pform).

Pozo tipo Slant: estos son pozos inclinados a cualquier dirección, en forma de “J” estos tienen una sección vertical, una sección curva y una sección vertical tangencial hacia el objetivo.


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Pozo de Desarrollo: es un pozo perforado para la producción de petróleo y gas natural después de que en el pozo evaluado se ha confirmado la suficiente y larga reserva para su explotación.

PowerPulse: son herramientas M10 MWD estos son diseñados para usar en fondo de pozos de diámetros 8 ½ pulgadas y temperaturas arriba de 175°C. Estas herramientas son completamente compatibles con todas las herramientas del LWD, excepto ARC5.

Punto Neutro: es el punto donde los esfuerzos de tensión y compresión se hacen cero. Punto Cedente: es la fuerza de atracción entre las partículas dispersas en un lodo, debido a las cargas de los iones disueltos en el lodo y por la concentración y tipo de iones.

PDM Steerable: Motores direccionales de desplazamiento positivo que vienen incluidos con un bent housing para orientar a la herramienta a cualquier dirección.

Prueba de formación (DST): es básicamente le terminación temporal del pozo para recopilar información sobre la productividad potencial de la formación. Se baja un conjunto de fondo (empaquetador, válvula de control de flujo, registrador de presión). Algunas veces se sustituye la tubería por tubing o sarta de perforación. Debido a que este tipo de prueba exige llevar los fluidos a la superficie, es importante que se tomen precauciones especiales para evitar la pérdida de control del pozo.

ROP (Rate of Penetration) 3: es la velocidad con que el trépano entera en la formación, también es el punto de partida para la predicción de la sobrepresión. A > profundidad > compactación y < Porosidad, por tanto, la ROP disminuye gradualmente con la profundidad a medida que la porosidad disminuye y la roca se hace cada vez más dura frente a la perforación.

 >∅>

Rumbo: Línea imaginaria vista desde arriba con respecto al Norte Geográfico. Medida en un eje de coordenadas de 0-90°. 3

DATALOG, “Análisis de las Presiones Anormales de Formación”, Versión 2.1, Febrero 2004, Pagina 52


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Sidetrack: desviación de un hoyo o pozo. SlimPulse: es una herramienta MWD telemétrica para las paredes del pozo reducidas. Este reemplaza a las herramientas SLIM y SHARP. El SlimPulse usa un pulser para generar una onda continua de pulsos positivos y es impulsado por una batería potencial que puede ser combinada con el ARC5 herramientas de resistividad del LWD

Shocks Axiales: Son choques axiales. El Top Drive se sacude y rebota la Sarta de Perforación. Una cura potencial sería parar la perforación, cambiar el WOB, cambiar las RPM, cambiar el trépano por uno menos agresivo que no dañe la formación y usar un Shock sub.

Shock sub: son amortiguadores que están diseñados para absorber eficazmente las vibraciones ocasionadas por cualquier combinación de peso sobre el trépano, caída de presión en el trépano, peso del lodo y la profundidad del pozo. Es importante que la herramienta de amortiguación esté ubicada en un punto con mínima exposición a cargas laterales o doblamiento.

Sub: es una unión substituta, o unión en forma de niple con extremos de diferentes tamaños o diseños de rosca.

ToolFace: es un medida angular tomada por la herramienta del MWD para definir la orientación del BHA en el agujero. El perforador usa el ToolFace de la herramienta para dirigir en la dirección requerida (arriba, abajo, izquierda, derecha). El ToolFace Magnético (MTF) se usa en inclinaciones debajo de 4º y el ToolFace de Gravedad en inclinaciones mayores a 4º.

Torsión: Es la fuerza creada por una acción de Torque. Torque: Fuerza radial aplicada sobre el eje longitudinal de una herramienta. Es la medida del esfuerzo que soporta un eje o vástago en oposición a su rotación. En un equipo rotativo esto se aplica especialmente a la rotación de la columna de sondeo y su acción contra el pozo. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Se suele lograr una reducción del torque agregando diferentes aditivos para fluidos de perforación.

True Vertical Depth: Profundidad Real, aplicada para el cálculo de Presiones. ToolPusher: Jefe de perforadores, o Jefe de cuadrilla de perforadores. Tracción: esfuerzo a que está sometido un cuerpo por la acción de dos fuerzas opuestas que tienden a alargarlos.

Tortuosidad: es una característica que representa lo tortuoso de una curva, es decir, el grado de vueltas o rodeos que tiene. La tortuosidad de las rocas porosas interconectadas es la longitud de la muestra de la roca sobre la longitud del camino electrolítico equivalente.

= ⁄

.

Velocidad de Penetración (ROP): es la velocidad a la que el trépano puede romper la roca en virtud del mismo y por tanto profundizar el pozo, sus unidades por lo general están en ft/hrs o m/hrs.

Velocidad de Rotación (RPM) 2: son las revoluciones por minuto generados por el motor o turbina, en formaciones blandas usualmente presentan un cambio mayor de ROP para un cierto cambio de RPM.

 >>

Viscosidad Plástica: es la resistencia del lodo al flujo causada por la concentración de sólidos, tamaño y forma de los sólidos y la viscosidad del fluido que los contiene.

WOB (Weight on Bit)2: el peso sobre el trépano tiene influencia directa con el ROP, un aumento de WOB produce un aumento de ROP.

 >>

Yunque: prisma de hierro acerado, de sección cuadrada, a veces con punta en uno de los lados encajado en un tajo de madera fuerte para trabajar en él a martillo los metales.


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ABREVIATURAS APWD: ADN: BF: BHA: BHT: BUR: CCS: D & M: DC: DCNM: DD: DLS: DNI: DOR: DP: DSG DTU: DTOR: DWOB: EOB: EOD: EQ Jar: GT: GTF: GPM: HD: HS:

Annular Pressure While Drilling (Presión Anular mientras se perfora). Azimuthal Density Neutron Porosity (Azimut, Densidad, Porosidad Neutrón). Buoyancy Factor (Factor de Flotación). Bottom Hole Assembly (Arreglo de Fondo de Pozo). Bottom Hole Temperature (Temperatura de Fondo de pozo). Build Up Rate (Tasa de Incremento o acumulación). Confined Compressive Strength (Resistencia a la Compresión Limitada). Drilling and Measurements (Mediciones y Perforación) Drill Collar (Portamechas o Lastrabarrenas). Drill Collar No-Magnético. Directional Drilling (Perforación Direccional). Dog Leg Severity (Severidad de las Patas de Perro). Dirección e Inclinación. Drop Off Rate (Tasa de abandono). Drill Pipe (Tubería de Perforación). Drilling Strength Guide (Guia de la fuerza de Perforación). Double – tilted U – joint Housing (usado en Perforación Direccional) Downhole TOR (Torque en el Fondo de pozo). Downhole BHA (Peso sobre el Trépano en el Fondo de pozo). End of Buildup (Final de la acumulación o Incremento). End of Drop (Final de la caída de abandono). Tijeras Greater Torque (Alto torque). Gravity ToolFace (ToolFace de gravedad) Galones por Minuto. Horizontal Displacement (Desplazamiento Horizontal). High Speed (Velocidad alta).


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IADC: International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación). IDEAL: Integrated Drilling Evaluation and Logging (Evaluación Integrada de Perforación y Registros). IST: Incoming System Test (Prueba de Sistema entrante). KOP: Kickoff Point (Punto de arranque). LWD: Logging While Drilling (Adquisición de registros durante la Perforación). LPG: Libras por Galón. LCM: Large Circulating Material (Material grande circulante). Measured Depth (Profundidad medida). MD: MDI: M10 Dirección & Inclinación MDC: M10 Drill Collar Mega Hertz. MHz: MTF: Magnetic ToolFace (ToolFace Magnético). MWD: Measurements While Drilling (Mediciones durante la Perforación). NMDC: No-Magnetic Drill Collar (Portamechas no Magnético). OBM: Oil Base Mud (Lodo base aceite). OST: Outgoing System Test (Prueba de Sistema de salida). PowerDrive (Herramienta Direccional) PD: PDM: Positive Displacement Motor (Motor de Desplazamiento Positivo). Pf: Presión de Formación. PH: Presión Hidrostática. PN: Punto Neutro. POOH: Pull Out Of Hole (Sacar la herramienta del agujero) PowerPulse (Herramienta Direccional) PP: PRS: Series Pulling Tools (Herramientas de Extracción). RIH: Run in Hole (carrera en agujero abierto). Rate of Penetration (Velocidad de penetración). ROP: RSS: Rotary Steerable System (Sistema Rotativo Direccional). RPM: Revoluciones por minuto. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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SLB: Schlumberger. SNMDC: Short No-Magnetic Drill Collar (Portamechas corto no Magnético). SOBM: Seal Oil Base Mud (Lodo a base de aceite de sello). TD: Total Depth (Profundidad Total). TFA: Time Frequency Analysis (Análisis de Frecuencia de Tiempos). Through Flow Line (Por Línea de Flujo). TFL: TVD: True Vertical Depth (Profundidad vertical verdadera). UBHO: Universal Bottom Hole Orientation (Orientación Universal de fondo de Pozo). UCS: Unconfined Compresive Rock Strength (Fuerza de roca ilimitada compresiva). VS: Vertical Section (Sección vertical). WBM: Water Base Mud (Lodo base agua). Wear Guide (Guía de desgaste). WG: X/O: Crossover (Conexión). XP: Extra Power (Versión del PowerPak). Extra Curve (Curva Extra). XC:


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RESÚMEN

E

n Resumen, el propósito del presente proyecto es la aplicación del desarrollo tecnológico de la perforación multilateral aplicada al pozo SAL-15, sobre todo basándonos en la perforación de las ventanas laterales del pozo, utilizando las herramientas adecuadas para la perforación. Se tomó en cuenta que la perforación multilateral tiene éxito en pozos verticales ya existentes, y en este caso se llevará a cabo para pozos nuevos de desarrollo esto en función a las pruebas DST que se realicen a finales de este año, cuando se alcance cierto objetivo en los reservorios propios del pozo. Como el pozo SAL-15 aún no ha llegado a los objetivos planeados, a lo que se refiere las profundidades finales de cada rama, se diseñó el BHA apropiado para perforar ambas ramas, realizando ciertas propuestas de herramientas de perforación direccional de nueva generación para aumentar la precisión en el control direccional del pozo, logrando la optimización en la perforación de pozos multilaterales, se tomo en cuenta las caídas de presión, el rango de caudales con las que trabajan las herramientas, posibles Pérdidas de circulación, etc. Con la ayuda del software (Drilling Office) que simula los cálculos de Hidráulica, Torque y Arrastre, Tortuosidad, etc. para cada diseño de BHA, se selecciona el BHA apropiado, tomando en cuenta las diferencias del uso de una u otra herramienta adicionada en cada BHA y las posibilidades de obtener buenos resultados con el diseño seleccionado.


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INTRODUCCIÓN

A

Principios del año 1953 se llegó a perforar el primer pozo multilateral en Rusia, con nueve ramas a partir del pozo principal que era un único pozo de petróleo y que fue perforado con TurboDrills. De igual manera entre los años 1987 y 1995 se llegaron a perforar 315 pozos multilaterales en USA. Entre ellos se perforó un primer pozo multilateral en Venezuela con cuatro ventanas laterales, el cual tuvo problemas, en los pozos antecesores debido a la falta de integridad al nivel de la ventana de los laterales, lo que originó inmediato arenamiento. Pese a estos problemas la tecnología fue mejorando cada vez más, con una línea de productos. Llegando de esta manera a desarrollarse en la Industria Petrolera, la Perforación Multilateral con la utilización de la nueva Tecnología que hoy en día tiene grandes ventajas como desventajas técnicas y económicas. Partiendo de este punto se podría decir que en Bolivia aún no existen este tipo de pozos multilaterales pero hace referencia (Barrios W.)4 al pozo Víbora 33 (pozo vertical de desarrollo) para que este sea explotado nuevamente haciendo la apertura de ventanas laterales y tenga mayor producción y costo reducido, utilizando un arreglo de Terminación y Completación con Liner Ranurado y obturadores externos. Por otro lado Petrobras hace referencia al pozo SBL-5 5 en el cual las Empresas Operadoras presentaron proyectos para este pozo y la posibilidad de que fuera un pozo multilateral, pero lamentablemente la formación productora no fue encontrada a la profundidad deseada, encontrándose con una falla y los resultados de las pruebas de presiones (DST)6, no fueron satisfactorias, por tanto se vieron obligados a realizar 2

4

Barrios Walter, PROYECTO DE GRADO, “Perforación Multilateral de Pozos”, Agosto 2000.

SBL-5 = Sàbalo Nº 5, pozo de desarrollo. DH, Directional Hole.

5

DST = Drilling Stem Test, Prueba de pozo.

6


29



Casing Sidetrack, con el propósito de mejorar la producción, el primero al Oeste (no satisfactorio) y el segundo hacia el Sur, consiguiendo de esta manera llegar al objetivo trazado. Los grandes problemas presentados de este tramo fueron las pérdidas de circulación y el incremento paulatino de torque y arrastre en el BHA direccional. Para evitar los problemas presentados, las recomendaciones son evaluar el perfil estratigráfico del área, ubicar la locación a ser perforada como pozo multilateral, utilizar herramientas de perforación direccional de nueva generación adecuadas para aumentar la precisión en el control direccional, logrando la optimización en la perforación de pozos multilaterales, tomar en cuenta las caídas de presión, el rango de caudales con las que trabaja la herramienta, análisis de torque y arrastre e Hidráulica, etc.

E

n concordancia a lo anterior y debido a varios estudios y perforaciones realizadas en otros países, se demostró que la perforación de pozos Multilaterales aumentó la producción en casi un 40 % más, mejorando el Índice de Productividad. Como Bolivia tiene 48,7 (TCF) Trillones de pies cúbicos de gas y los campos San Alberto y Sábalo exportan el 70% del Gas, este no abastece a la Demanda Internacional. Por ello se están planificando la Perforación de Pozos Multilaterales en la Región del SubAndino Sur de Bolivia ya que en nuestro país abundan reservas gasíferas, estos tienen su propia energía y la formación productora es el Huamampampa netamente gasífero, además lo que se requiere es tener la mayor producción posible en menor tiempo, para lograr dichos objetivos se diseñará un BHA direccional apropiado para la perforación de ambas ramas laterales del pozo SAL-15, esperando tener éxito, ya que este reduce costos de perforación ya sea en un número de pozos perforados desde superficie, instalaciones, equipo, etc. e incrementa el área de drene por pozo en el reservorio para cubrir la demanda de Gas.


30


CAPÍTULO: II


“INTRODUCCION A A LLA PPERFORACIÓN MULTILATERAL”


31



1.1 CONCEPTOS GENERALES La Perforación Multilateral en la Industria es un pozo en el cual hay más de una sección lateral horizontal o direccional, perforado a partir de un pozo principal, encontrándose conectados. Los pozos multilaterales no son un nuevo concepto, pero sus aplicaciones han incrementado con éxito durante la última década. Los multilaterales representan una alternativa en la construcción de pozos. 1.2 TÉCNICAS Y APLICACIONES Generalmente las empresas productoras de petróleo requieren 3 condiciones ideales de este tipo de tecnologías:   

Conectividad del recinto principal con cada uno de los ramales Posibilidad de reingresar a los ramales en forma selectiva Sello hidráulico entre el pozo madre y los ramales.

En la medida en que alguna de estas condiciones no sea indispensable, el proyecto decrece en complejidad y costo, a los que podemos dividir en 5 niveles:   



Pozo principal y laterales abiertos Pozo principal entubado y laterales abiertos Pozo principal entubado y cementado – laterales entubados pero no cementados. Pozo principal y laterales entubados con sello hidráulico en las uniones a través de cementación.

1.3 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA MULTILATERAL La multilateralización debe cumplir: Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

32


 Conectividad:


el Liner lateral debe ser conectado mecánicamente al agujero

madre.  Aislación: los laterales y pozo principal deben estar completamente aislados.  Carreras: el número de carreras debe   

ser minimizado. Laterales: el sistema debe ser capaz de proveer múltiples laterales. Intervención: facilidad para la terminación e intervención de los laterales. Productividad: debe mejorar sustancialmente la capacidad productiva del pozo, reduciendo los costos de producción.

1.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS Las principales ventajas de la perforación multilateral de pozos son:            

Mejorar el Índice de Productividad. Incrementar el área de drenaje por pozo en el reservorio. Reducir el número de pozos para explotar un mismo reservorio. Mejorar el factor de recuperación de la reserva probada. Se utiliza para ello pozos ya existentes, sean estos verticales u horizontales. Provee mayor flexibilidad operativa. Menor impacto ambiental. Evitar las conificaciones de gas, petróleo y agua. Acceder a zonas de poco drenaje o no drenadas. Mejora la eficiencia del drenaje. Múltiples pozos laterales del mismo reservorio. Cada lateral puede ser tratado individualmente.

Algunas de las desventajas más significativas son: 

Para diámetros reducidos de pozos, se requieren herramientas especiales de trabajo.


33







La necesidad de utilización de herramientas especiales para la desviación, como desviadores recuperables, obturadores, etc. Como no se aplica rotación desde superficie, se ve la necesidad de alquilar motores de fondo.

1.4.1 VENTAJAS TÉCNICO-ECONÓMICAS Los pozos ramificados son útiles por las siguientes razones:  





Son muy rentables para la producción. En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor que el horizontal y la fractura se genera horizontalmente. Por el cuidado del medio ambiente, este tipo de pozos reducen considerablemente el impacto ambiental (menos locaciones, menos aparatos de bombeo, menor ruido, menor cantidad de líneas de transporte, menos caminos, etc. También se reducen costos de horas de equipo, cañerías, instrumental, supervisión, etc.

1.5 MÉTODOS DE DESVIACIÓN Son métodos de Kick-off para la desviación. 1.5.1 WIPSTOCK Son herramientas altamente efectivas diseñadas para proveer el desplazamiento lateral desde la pared del pozo. Es usado en formaciones duras a muy duras, no proporcionan cambios muy largos en el DogLeg, debido al factor proporcionado, hechos en pequeños cambios en el MD. El Whipstock en agujero abierto recuperable es usado solo en aplicaciones especiales tales como agujeros muy calientes, Sidetrack en profundidad, bombas pequeñas, etc. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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El Whipstock está sujeto a un BHA flexible que incluye un pequeño trépano, (Ver Fig. 1-2). El BHA típico es el siguiente: Whipstock + Pilot Bit + Stabilizer + Shear pin Sub + DP (1 Joint) + UBHO + NMDC.

Fig. 1- 1 Whipstock

En algunos casos se puede utilizar otro componente que es el Milling Assemblies, ver Fig. 1-1, uno de los componentes acondicionados con PDC o Tungsteno para apertura de ventanas en agujero entubado.

Fig. 1- 2 Whipstock con PDC o Tungsteno

1.5.2 JETTING Algunas veces el BHA para Jetting (limpieza por chorro) es usado para desviarse de un tapón de cemento en formaciones blandas, es recomendado el uso de una boquilla larga y dos boquillas muy pequeñas para minimizar la posibilidad de un lavado alrededor del tapón. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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   


Es utilizado utilizado en formaciones muy blandas blandas Rotar, lavar hasta la construcción del ángulo. Continuar construyendo el ángulo con BHA rotario. La velocidad de las boquillas debe ser de 500 ft/ser.

Las precauciones cuando se está corriendo un Jetting son: 



Adquirir suficientes DC para permitir suficiente peso en el BHA al inicio de la perforación. No correr tijeras de perforación en un Jetting BHA.

1.5.3 MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO Es el método predominante predominante para hacer un Kickoff en un pozo, este tiene abundante abundante abastecimiento, usualmente alrededor de una locación, costos efectivos para mayor aplicación, capaz de encontrar objetivos después de completar el Kickoff, y altamente flexible en controlar DLS. Estos motores con Bering housing, son motores especialmente diseñadas para pozos direccionales, los Bering housing vienen a formar una parte integral de los motores direccionales y este permite orientar la herramienta a la dirección requerida. El ángulo puede variar desde 0° hasta 3° como máximo en un motor de 6” (A675). La ventaja de este es que permite rotar tangentes tangentes sin necesidad de cambiar el BHA. Estos motores pueden ser usados para realizar Kick-off, correcciones de carrera y Sidetrack. Además la aplicación usual del motor direccional es como el mejor componente del BHA que puede ser usado en modo rotario u orientado (sliding). Fig. 1- 3 Motor de Desplazamiento Positivo Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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El BHA está diseñado como un conjunto cerrado en modo rotario. Los Motores de Fondo tienen diferentes configuraciones para distintos tipos de trépanos y formaciones. 1.5.4 ROTARY STEERABLE SYSTEM El sistema rotario direccional es un sistema nuevo de perforación para el Kick-off, con el uso de la herramienta PowerDrive el cual tiene rotación continua de la sarta de perforación, genera:       

buena limpieza del pozo, mejora la calidad del pozo, reduce el tiempo de perforación en una sección (no se necesita deslizar), genera una perforación de alcance amplio. Parámetros de Perforación Optimizados, Optimizados, mejorando las ROP. El WOB y las RPM pueden pueden ser incrementadas para obtener las ROP deseadas. Ninguna reducción en ROP para deslizar.

Fig. 1- 4 Rotary Steerable System


37


CAPÍTULO: III


“METODOLOGÍA D DE LLA PPERFORACIÓN MULTILATERAL”


38



2.1 METODOLOGÍA Y GEOMETRÍA Antes de ver la tecnología multilateral a fondo es necesario que se sepa las terminologías más usadas en la Industria Petrolera, estas son detalladas a continuación: Multi-Lateral: sección de entrada después del pozo original. Stacked Lateral : dos laterales saliendo del mismo pozo o del pozo piloto. Opposed Lateral: dos

laterales perforados en un ángulo de 180° saliendo del mismo plano horizontal (o en la misma formación).

Coat Hanger Well Profile: un

lateral perforado en forma de arco que a su vez este colocará la sección horizontal directamente debajo del pozo vertical. 2.2 ELECCIÓN DEL SISTEMA DE PERFORACIÓN

Para hacer un agujero, la sarta de perforación gira, lo que hace que el trépano corte y penetre la roca y la tierra. En pozos altamente desviados u horizontales, la torsión requerida para girar la sarta de perforación hace que la perforación con mesa rotaria sea impráctica o imposible. imposible. La problemática que se presenta en la la mayoría de los los casos es el atascamiento de la sarta de perforación lo cual origina tiempos de perforación muy elevados, esto debido al uso del sistema de rotatorio Kelly. En estas situaciones se utiliza un motor en el interior del agujero, donde la sarta de perforación no gira, más bien se utiliza el lodo como fluido hidráulico para suministrar potencia al motor. Si se utiliza un Motor de fondo con trépanos PDC para formaciones duras se requiere del sistema de mesa rotaria y si hacemos uso del Top Drive es necesario utilizar utilizar una Turbina. El Top Drive genera menor tiempo en la perforación y su maniobrabilidad es mayor, a diferencia del sistema Kelly el Top Drive es más costoso pero se compensa con las ventajas brindadas por el mismo. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

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2.2.1 MESA ROTARIA O KELLY BUSHING La mesa rotaria es un dispositivo de transmisión del equipo de perforación que hace girar a la sarta de perforación durante las operaciones y sostiene el peso de la sarta de perforación o revestimiento de fondo durante la bajada y subida. La configuración del cuadrante tiene la función de transmitir el movimiento giratorio de la mesa rotaria a la sarta de perforación. La mesa rotaria es lo que le da el nombre al sistema de perforación rotatorio o rotativo. Su energía proviene de su propio motor o de un sistema eléctrico fuera de la torre. El buje maestro le da empuje al buje de transmisión y acomoda unos aparatos conocidos como cuñas.

Fig. 2- 1 Mesa rotaria o Kelly bushing.

El Kelly se utiliza para transmitir el movimiento de rotación de la mesa giratoria o Kelly buje a la sarta de perforación, permitiendo al mismo tiempo que se aumente o reduzca la sarta de perforación durante la rotación no se usa cuando el Top Drive es usado para girar la sarta.


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2.2.2 TOP DRIVE Es una nueva tecnología para la perforación rotaria, este reemplaza al Kelly y swivel. El Top Drive está colgado en la torre adicionado a la sarta de perforación debajo del bloque viajero. Este dispositivo proporciona mejor seguridad y el incremento de la eficiencia de la perforación. El Top Drive proporciona la rotación de la sarta de perforación, tiene la capacidad de sostener, colgar y girar 10.000 metros de longitud de una sarta de perforación, también tiene conexión con la manguera del lodo de perforación en el bombeo. El top drive rotario actúa a altas RPM en una sarta de tubería rígida. Así si es posible, controlar la dirección, las altas RPM deberían ser usados durante la fase de build-up rotario, cuando el BHA es más flexible. Además esto es vital, chequear con un ingeniero MWD para un rango aceptable se RPM (para evitar la resonancia). En un nuevo trabajo las especificaciones del equipo (particularmente en bombas de lodo y el cuadro de maniobras) deberían ser chequeadas por el ToolPusher.

Fig. 2- 2 Top Drive Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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2.3 TIPOS DE SIDETRACK Como un concepto general podemos decir que un Sidetrack (tapón de desvió) es colocar una lechada de cemento a una profundidad específica para que pueda ser usada para soportar al Whipstock (herramienta de desvío) o también utilizado como un propio desviador para direccionar al trépano dentro del área deseada. Este se puede decir que es el método más utilizado para la desviación hacia un lateral además de ser de muy bajo costo relacionado con la técnica de una multilateralización. Tabla 2- 1 Sugerencia de BHA para condiciones de Sidetrack en fondo de pozo

Se muestran algunas figuras de tipos de tapones de cemento, para poder apreciar la diferencia entre los tipos que existen y cuál es el que se utiliza para la desviación y no entrar en la confusión con otros que a pesar de ser también tapones tienen otras utilidades.


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Fi . 2- 4 Sidetrack A u ero Entubado


Fig. 2- 3 Sidetrack Agujero Abierto

2.4 SIDETRACK EN AGUJERO ABIERTO 7 Hay dos tipos de Sidetrack en agujero abierto: este Sidetrack es en Agujero abierto, usualmente para evitar el abandono del equipo. El pozo es desviado fuera del tapón de cemento usando un trépano/PDM/bent sub. Alguna inclinación causada por el desplazamiento es construida a una dirección al azar, el BHA es desviado al sacar la herramienta del pozo (POOH). 1) Blind Sidetrack.-

La desviación es luego decaída de la vertical usando un conjunto de fondo pendular. El Sidetrack es usualmente considerado satisfactorio cuando la profundidad de la pesca ha sido pasada o atravesada. este Sidetrack interpretado para alcanzar objetivos específicos, puede ser necesario debido a un trabajo de pesca insatisfactorio en un pozo desviado. La tolerancia del objetivo original se puede mantener o el cliente puede proporcionar un tamaño del objetivo incrementado. 2) Orienting Sidetrack.-

Otra aplicación es en la perforación de pozos horizontales el cliente puede perforar un pozo piloto a una inclinación específica, a la profundidad del pozo registrada, luego ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, página 315

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el pozo piloto es cementado en el fondo y desviado para llegar a ser un pozo horizontal. Si el tapón de cemento es más duro que la formación, el Sidetrack debería ser bastante simple. 2.4.1 SELECCIÓN DEL TRÉPANO PARA SIDETRACK

OH 17 ½”: normalmente no hay problemas, un trépano de conos dentados duraría 25 horas de perforación. OH 12 ¼”: un trépano tri-cono con rodamientos lubricados y protección de calibre duraría por 15 horas (incluso si está a altas velocidades, PDM). OH 8 ½”: si la formación es de media a dura, el Sidetrack necesita más de una carrera de trépano, por lo tanto necesitamos orientar al motor, incluso para un Sidetrack ciego. En formaciones duras un trépano de diamantes (fondo plano) para un Sidetrack especial debería ser usado. En agujeros de 8 ½” debería ser usado un trépano de diamante. 2.4.2 WHIPSTOCK EN AGUJERO ABIERTO Hay ciertas situaciones donde el Whipstock puede ser usado en Sidetrack agujero abierto, un buen ejemplo es en pozos geotérmicos, para omitir una pesca donde las altas temperaturas de fondo de pozo se oponen al uso de PDM. El Whipstock BHA la componen hasta el fondo, orientadas (si se requiere) hacia la punta de la cuña y se sitúa firmemente en el tapón de cemento. 2.4.3 SIDETRACK EN FLANCOS BAJOS Algunas veces en pozos desviados con inclinación > 10°, si no es necesario cambiar la dirección del agujero, se podrá decidir el uso de un BHA pendular y desviarlo fuera de la zona baja o del flanco bajo del pozo. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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El BHA pendular de 60 pies es usado para acondicionar el tapón de cemento, en el punto del desvió, se usan altas RPM y bajo WOB para permitir que el trépano pueda cortar un poco las zonas o los lados bajos. La dureza de la formación y el mayor tiempo son necesarios para hacer esto. 2.4.4 TURBODRILLS Para hacer un Sidetrack profundo en formaciones duras (posiblemente calientes), un trépano de diamantes, una turbina corta y un bent sub a menudo se han utilizado con éxito. Un BHA pendular incorporando el trépano y turbina (sin bent sub) también ha sido satisfactoriamente exitoso para salir de la parte baja del tapón de cemento. 2.5 SIDETRACK EN AGUJERO ENTUBADO O REVESTIDO8 Algunas veces, usualmente por razones geológicas, este llega a ser necesario para desviar un pozo desde el interior del Casing. Existen dos propuestas: 1) Casing permanente con el Whipstock.- esto implica el anclado del Whipstock en el interior del Casing y fresando una ventana. Varios viajes de ida y vuelta son precisos. La operación se realiza por un especialista. En profundidad, pozos geotérmicos por ejemplo es el método más usado para Sidetrack en agujero abierto. 2) Sección de Fresado.- una sección del Casing es fresado o cortado a un intervalo de profundidad deseada usando una sección de fresa. Por lo menos 50 pies del Casing (preferentemente 70 pies) deberían ser fresados o pulidos. Es mejor iniciar fresando la sección directamente por debajo del collar del Casing. Normalmente dos carreras son necesarias para fresar la sección.

ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, page 319

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Fi . 2- 5 A ertura de ventana con BHA flexible usando fresa Watermelon

El tapón de cemento está acondicionado abajo, alrededor de 4 pies desde el tope de la sección fresada. Este punto el agujero se limpia circulando antes de sacar la herramienta del pozo y cambiar por un BHA para desviar el pozo. Tener mucho cuidado con la interferencia magnética el compás magnético pasa por la parte inferior de la ventana. Si la inclinación es > 5° el GTF puede ser usado para guiar al trépano fuera del Casing en la dirección deseada. El GTF no es afectado por el magnetismo. 2.6 OPERACIONES DE PERFORACIÓN 9 Como el sistema direccional es un amplio uso hoy en día, es vital que el perforador sea orientado con las básicas operaciones de PDM, DWOB y DTOR se usan mucho en las herramientas especialmente cuando se está usando un trépano PDC. Los objetivos de las operaciones de perforación son: 

  

En pozos desviados, ver la relación que existe entre el peso del BHA en el aire y el peso disponible para la perforación. Cómo se decide descolgar y sacar el BHA. Explicar la influencia que tiene el tipo de trépano o el torque reactivo. Porqué durante un solo Kickoff corto, es aconsejable mantener un régimen de presión diferencial del motor.

ANADRILL-Schlumberger, “ Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, page 288

9


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 


Explicar la diferencia que tiene la inclinación del agujero sobre el ToolFace Mostrar los efectos de la inclinación del agujero que tiene sobre el tipo de dirección de cambio logrado durante una carrera de corrección.

2.6.1 PESO DEL BHA Antes de ser diseñado el BHA, hacer un estimado del WOB máximo, que sería requerido. Esto dependerá de las especificaciones del trépano y la formación. Llegando al fondo, el WOB actualmente aplicado dependerá también de la respuesta del BHA direccional. Un BHA puede ser mejorado para una situación dada que tiene un WOB apropiado. El número de DC deberá mantenerse mínimo y los HWDP son usados para el resto del WOB requeridos. El punto neutro (N) de la sarta de perforación es donde ocurre la transición de tensión y compresión. Todo por debajo del (N) está en compresión y todo por encima de (N) está en tensión (ver Fig. 2-7).

Fi . 2- 6 Conce to del WOB dis onible Fig. 2- 7 Punto Neutro (N) en el DC

Es peso por pie de cada tamaño del DC y HWDP son conocidos, así, que el peso en el aire de algún BHA es fácilmente calculado. Además, tenemos que corregir a las condiciones actuales en el fondo del pozo para un pozo desviado. Para cualquier pozo, Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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el efecto de flotación del lodo en la sarta de perforación está disponible una tabla de valores del Factor de Buoyancy (BF). Ver Tabla 2-2 Tabla 2- 2 Factor de Buoyancy Factor de Buoyancy

Mud

Mud

Steel Pipe

(g/cc) (lb/gal) Buoyancy Factor 0,75 0,8 0,82 0,9 0,95 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2 2,1 2,2

6,25 6,67 7,09 7,5 7,92 8,34 9,2 10 10,85 11,7 12,5 13,3 14,2 15 15,9 16,7 17,5 18,3

0,904 0,898 0,892 0,886 0,879 0,873 0,86 0,847 0,835 0,822 0,809 0,797 0,784 0,771 0,758 0,746 0,733 0,72

Aluminium Pipe Buoyancy Factor 0,77 0,76 0,74 0,73 0,71 0,7 0,67 0,64 0,61 0,58 0,55 0,52 0,49 0,46 0,43 0,4 0,37 0,34

La Flotación puede tener un efecto significante en el cálculo del WOB, por ej. En un lodo de 14 LPG, el 21% del peso en el aire se pierde debido a la flotación. En la Fig. 2-6 se muestra un objeto de peso “W” el cual se encuentra tumbado en un plano inclinado a un ángulo α. “W” puede ser dividido en dos componentes, uno Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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perpendicular al plano y el otro paralelo al plano. La fuerza perpendicular “P” tendería a mantener el objeto contra el plano, este crea fricción. Y la fuerza Paralela “L” tendería a deslizar el objeto abajo del plano. Se calculan con la siguiente ecuación:

=∗ cos

En pozos desviados, la inclinación puede ser permitida para el cálculo del WOB disponible:

 =    ∗cos  ó

Así, teniendo una inclinación de 45°, el peso del BHA disponible como WOB es solo el 71%, si el pozo fuera vertical. El DP no debe ser corrido en compresión en un pozo que no sea horizontal. Para asegurar que el DP está siempre en tensión, el (N) debe estar en cualquiera, el HWDP o DC. Un Factor de Seguridad (FS) es usado, si es práctico, en el cálculo del peso del BHA requerido. Este es normalmente 10%. Con la siguiente ecuación:

      +      =  ∗ cos  ó

Una sarta de perforación telescopiada puede ser usada, este normalmente involucra el uso de dos o más tamaños de DC debajo de HWDP. Finalmente la posición de las tijeras de perforación puede ser considerada. El mecanismo de viaje de las tijeras EQ deberá ser de 5000 Lbs. en tensión para evitar la ubicación del (N). Las tijeras pueden ser corridas en tensión o compresión en el BHA. Ejemplo del peso del BHA. Ver Anexos (Ilustración 1).


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2.6.2 ORIENTACIÓN Un BHA con PDM/bent sub puede ser usado para pozos Kicking-off, para corrección de carreras o para Sidetrack. Un típico BHA Kickoff/correction/Sidetrack es el siguiente: Bit + PDM + Bent sub + Float sub + UBHO + NMDC + DC + HWDP + DP. La deflexión correcta y la dirección del agujero pueden ser realizadas por la orientación precisa del motor. La dirección en que la herramienta debería estar ubicada en orden de dar ciertos resultados puede ser encontrado usando la tabla OUIJA, que utiliza diagramas de vectores. El survey debería dar la inclinación, dirección y el ToolFace. 2.6.2.1 TORQUE REACTIVO El Torque reactivo es creado por los lodos de perforación empujando contra el estator. Cuando se está perforando con un MWD, como el WOB es incrementado el Torque de la perforación creado por el motor incrementa. Una pequeña desventaja de usar un PDM/bent sub, método de Deflexión es que el torque reactivo se hace difícil de mantener un ToolFace continuo o firme. Usando un survey en un solo tiro, el DD debe estimar la magnitud del torque reactivo. El Torque reactivo permitirá que el torque reactivo perfore en la dirección correcta. Los parámetros de perforación en el fondo, especialmente la presión de la bomba debería mantenerse constantes cuando se está usando un PDM. Este debería dirigir al torque reactivo constante y el ToolFace firme (proporcionando que no hay un cambio de formación). Reduciendo la velocidad de flujo, se conduce a un torque reactivo menos. Reducir el WOB, también nos conduce a un torque reactivo menor. Finalmente el uso de un trépano menos agresivo significa menos torque reactivo. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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2.6.3 CORRECCIÓN DE CARRERAS Si una corrección de carrera es requerida es el deber más importante del DD. Esto es relativamente extendido. Si esto aparece el objetivo sería omitido, piden un objetivo extendido o una carrera controlada. Decidir cuándo hacer la corrección de la carrera no es tan claro. El DD deberá seguir las siguientes reglas de oro: 1) No hacer la corrección demasiado pronto: el pozo podría continuar caminando después de sacar el PDM del pozo. Una segunda corrección así podría ser requerida luego. Esto significa muchos viajes. El pozo puede detenerse caminando en un cierto punto. Además, dar tendencias de la formación da la posibilidad de mostrase antes de correr el motor. 2) No dejar la corrección para más tarde: 3) Una típica corrección de una carrera debería ser para un cambio de dirección de 5° a 12°. 4) Tratar de hacer una corrección de una carrera antes de conseguir una formación demasiado dura. Tabla 2- 3 Ángulo de Deflexión (Dogleg Severity) en °/100 ft.


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5) Elegir el bent sub corrección. 6) Para tamaños de agujeros mayores a 8 ½” usando un bent sub de 1 ½° o 2° para la corrección de la carrera. 7) para inclinación de agujeros grandes, la velocidad más baja de la curva, para dar la severidad del Dogleg. 8) Es importante la elección del trépano 9) Tratar de no tumbar la inclinación en una carrera de corrección. 2.7 SARTA DE PERFORACIÓN 10 La sarta de Perforación (Drill string) consiste de 2 partes:  

El Drill Pipe El BHA

El DP de aluminio o acero, es usado para transmitir potencia rotacional o torque y para transportar el fluido de perforación al trépano. El DP es la parte más flexible de la sarta de perforación, típicamente tiene 30 pies de longitud dependiendo del grado y clase se determina cuánto es el peso que puede soportar el BHA.

El BHA es la sección más baja de la sarta de perforación que proporciona rigidez y el peso requerido para la perforación, este BHA consiste de varios componentes tales como los Reamers, Estabilizadores, Mud Motor, MWD/LWD, etc. el principal componente del BHA en pozos verticales u horizontales es el DC. El Bit, el trépano de perforación debe tener la cantidad de peso correcto para funcionar correctamente. Ya que el exceso de peso puede ser dañino y/o destruir al trépano. El rango de WOB va de 10.000 a 55.000 Lbs. (10 a 50 klbs).

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FARSUR, “Drilling String Introduction” , “Jars Information”, CD


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Cuando se aplica WOB el Punto Neutro es creado, esto teóricamente cuando las fuerzas axiales son igual a Cero. El PN se mueve hacia arriba y abajo en la sarta de perforación debido al pandeo del trépano donde a partir de este punto las fuerzas hacia arriba están en Tensión y las de abajo en Compresión. Si te encuentras con 100.000 Lbs. en el fondo el WOB sobre el trépano deberá ser 100.000 Lbs. y 0 Lbs. en el tope y esto significa que el PN está en el tope de la sarta de perforación y el resto de la sarta está en compresión. Ver Fig. 2-8. Si el equipo de perforación es usado para soportar el peso exacto de la sarta de perforación, en este caso 100.000 Lbs. el PN se desplazará desde el tope hasta el fondo. La cantidad de WOB es ahora Cero y la sarta está en Tensión. Ver Fig. 2-9. Para estar seguros de que el PN no se mueve dentro del DP y pandee a la sarta de perforación. El número de DC en el BHA es calculado con un Factor de Seguridad. En Tensión

En Com resión 0 Lbs.

100.000 Lbs .

PN

0 Lbs.

PN

100.000 Lbs. WOB

WOB Fig. 2- 8 Herramienta en Tensión Fig. 2- 9 Herramienta en Compresión Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Hay dos tipos de atascamiento:  

Mecánica Diferencial.

La sarta puede ser mecánicamente atascada de la siguiente manera: 











La sarta puede llegar a pegarse en un derrumbe de agujero, los resultados de la arcilla absorben a agua, expandiéndose y luego se viene cayéndose o deformándose el agujero. Se pueden presentar una variedad de desechos en lugares como las articulaciones de las herramientas o estabilizadores y bloquear la circulación. Los agujeros de bajo calibre son comunes en formaciones de arcilla. Si la arcilla absorbe agua y se hinchan alrededor de los componentes de la sarta de perforación evitando el movimiento de la sarta de perforación. El atascamiento de ruptura ocurre cuando las cantidades grandes de arena o lutita son conducidos hacia arriba del agujero por la alta presión de la formación y los fluidos entran a las paredes del pozo. Un ojo de llave ocurre cuando el DP en Tensión lleva una ranura en el sitio de la pared del pozo cuando es creado una curva o DL. Como la sarta es levantada o bajada los collares o uniones de la herramienta pueden ser alojadas en la sección superior o inferior de los ojos de llave.

2.8 HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN Las diferentes herramientas de perforación y sus sustitutos que se muestran en la siguiente figura 2-10 tienen diferentes funciones en un diseño de BHA para la perforación de pozos, estas herramientas son de mucha importancia incluso al momento de hacer uso de cada una de las herramientas, la combinación y posición de las mismas, por ello en el siguiente página se da una breve explicación de las funciones de cada una de las herramientas de perforación. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Fi . 2- 10 Herramientas de Perforación Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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2.8.1 DRILL COLLAR (DC) Son barras pesadas, tubulares de acero rígido, de espesor grueso, tienen una longitud típica de 30 ft, que son usados en el fondo del BHA para proporcionar peso sobre el trépano, para mantener el peso y mantener a la sarta de perforación desde un pandeo. Pueden ser espirales o lisos. En perforaciones direccionales son preferibles los DC espirales, la ranura de los espirales mecánicamente en el collar reducen el área de contacto de las paredes del pozo un 40%. Al perforar se requiere de altos pesos sobre el trépano y asegurar que la tubería de Perforación permanezca en tensión, para esto se utilizan los DC. Al mantenerse el Drill Pipe en tensión el Pandeo y el desgaste se minimiza. Por diseño el cuerpo de los DC es más fuerte que las conexiones, por lo tanto el daño se produce en las conexiones, por lo que se recomienda valores de torque óptimos a la hora de ajustar las conexiones. El peso de los DC y los estabilizadores proporciona un efecto pendular que causa el trépano para moverse en el fondo en aplicación vertical. 2.8.1.1 SHORT DRILL COLLAR (SDC) También llamados pony collar, que es una versión simple y corta del DC, estos viene de diferentes longitudes (de 5’-10’-15’). 2.8.1.2 DRILL COLLAR NO-MAGNÉTICO (NMDC) Estos son normalmente lisos (no espirales), resistente a la corrosión. Los instrumentos magnéticos en el agujero necesitan ser ubicados en un DC no magnético de suficiente longitud para permitir las mediciones del campo magnético sin interferencia magnética.


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2.8.1.3 DRILL COLLAR NO-MAGNÉTICO CORTO (SNMDC) Es una versión corta del DC no magnético, estos pueden estar ubicados entre el motor y el collar del MWD para contra restar la interferencia magnética desde abajo. Finalmente los SNMDC se utilizan en BHA diseñados para pozos horizontales. 2.8.2 FLOAT SUB Este es una unión Pin - Box que tiene una cavidad hacia afuera contiene una válvula flotadora. Este a menudo se corre por encima del motor de fondo o para evitar que se dañe la herramienta con los recortes pequeños del lodo cuando está en pausa. Este evita que el lodo ingrese por directa cuando se para la perforación y cuando se está circulando permite pasar al fluido a través de la válvula. En un BHA convencional rotario, una válvula flotadora es insertada en el bit sub (en el caso de un BHA pendular) o en el hueco hacia afuera cerca del estabilizador del trépano. Los diseños de asiento y trampa de la válvula flotadora están disponibles. Algunos clientes no pueden permitir el uso de una válvula flotadora (por los problemas de control de arremetidas o surgencias). 2.8.3 FLOW SUB Es un crossover Pin-Box que se utiliza mayormente con el SlimPulse (MWD), generalmente se utiliza con un Flow Sleeve o monel para evitar que se desgaste el collar del SlimPulse. 2.8.4 BENT SUB11 Un bent (Ver Fig.2-11) usualmente es fabricado por un Pin – Box. La conexión Pin del bent sub puede ser compatible con el Box del PowerPak del mismo OD. El Pin es

11

ANADRILL, Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual, Version 2”, January 1998, page 165


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mecanizado por un cierto ángulo del eje del cuerpo de la parte alta. Este ángulo usualmente va de 1° a 3° en intervalos de ½°. Un Bent Sub es usado directamente por encima del PDM o Turbina, la fuerza del trépano siguen un cierto arco de curvatura como este taladro. En la actualidad el Bent Sub viene incluido como parte integral del PDM ya no viene separado.

Fi . 2- 11 Bent Sub

Fig. 2- 12 UBHO

2.8.5 ORIENTING SUB (UBHO) 4 El Orienting Sub es comúnmente llamado UBHO (Ver Fig. 2-12) sub, es una unión recta que tiene conexión Pin – Box que son compatibles con el Bent Sub y/o NMDC. Este es agujereado en la parte de arriba para aceptar una pata de mula, este es alineado directamente por encima del Scribe line del Bent Sub. En la actualidad el UBHO se utiliza por arriba del Motor y debajo del SlimPulse que va directamente conectado con el Scribe Line del SlimPulse, y no así con el PowerPulse. La función principal es la de orientar la cara del motor en dirección de la chaveta o pata de mula que lleva el UBHO.


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2.8.6 BIT SUB Es un sub Box-Box que es corrido directamente por encima del trépano usado cuando no está un estabilizador cerca del trépano. Esta válvula flotadora tiene un agujero hacia afuera, existen varios tamaños de bit sub. 2.8.7 EXTENSION SUB Es un sub corto, tipo crossover, que puede ser usado para afinar un BHA, este es normalmente Pin-Box. Un Float Sub puede ser usado como un extensión-sub que es usualmente proporcionado por el DD Company. 2.8.8 SHOCK SUB Son herramientas de amortiguación, que están diseñados para absorber eficazmente las vibraciones ocasionadas por cualquier peso sobre la broca, tales como, caída de presión, peso del lodo, profundidad del pozo, etc. Las herramientas de amortiguación deben estar ubicadas inmediatamente por encima del bit para disminuir la cantidad de masa sin resorte por debajo de la herramienta. Es muy importante que el shock sub esté ubicado en un punto con mínima exposición a cargas laterales o doblamiento. Ventajas y Características:     



Reduce el costo efectivo al incrementar la vida del trépano Reduce las fallas en la sarta de perforación inducidas por la vibración No es afectada por la columna hidrostática Reduce las fallas potenciales en las conexiones Aísla el equipo de superficie de los daños por vibración transmitidos a través de la sarta de perforación. Neutraliza el efecto de la bomba abierta por el resorte en ambas direcciones.


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2.8.9 HEAVYWEIGHT DRILL PIPE (HWDP) Es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre sí por juntas extra largas. Tiene las mismas dimensiones que una tubería de perforación corriente. Debido a su peso y forma puede mantenerse en compresión. Ver características del HWDP en Anexos (Ilustración 39). Reduce la fatiga en el tubo de perforación normal, también ayuda a mantener en tensión el Drill Pipe. Sus ventajas son: 



 

Reduce los costos de perforación al eliminar o reducir las roturas de tuberías en la zona de transición. Aumenta la capacidad de alcanzar mayores profundidades de equipos pequeños al sustituir los DC. Puede reducir daños de fatiga en la tubería de Perforación. Mejora el control direccional mediante la reducción de la torsión y arrastre.

2.8.10 ESTABILIZADORES12 Es un componente de la Sarta de Perforación que proporciona poco peso, mecanizado con piezas sólidas de barras de acero, la gravedad actúa sobre la gran masa de los collares y proporciona la fuerza necesaria a los trépanos de manera eficiente para romper la roca. Los estabilizadores son usados para:   

Controlar la desviación del agujero. Reducir el riesgo de atascamiento diferencial Prevenir los DogLeg y ojos de llave.

ANADRILL-Schlumberger, “ Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, page 156 -158

12


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2.8.10.1 ESTABILIZADOR CON ALETAS SOLDADAS Las aletas son soldadas en el cuerpo, estas pueden ser espirales o rectas, no son recomendados para formaciones duras porque es dañino para la fatiga de las aletas, son relativamente baratos. 2.8.10.2 ESTABILIZADOR CON ALETAS INTEGRALES (IB) Son hechos en una sola pieza, estos son más caros que los estabilizadores con aletas soldadas, pueden ser corridos en formaciones blandas y proporcionar lato contacto de área en la formación, estos pueden tener 3 o 4 aletas, normalmente tienen insertos de carburo de tungsteno, que son recomendados para formaciones abrasivas.

Fig. 2- 13 Estabilizadores con Aletas Integrales

Fi . 2- 14 Estabilizadores con Aletas soldadas

2.8.10.3 OTROS ESTABILIZADORES Existen otros tipos de estabilizadores 2.8.10.3.1 NOR TRAK Con aletas integrales no soldadas

Fig. 2- 15 Estabilizadores Nor Trak Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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2.8.10.3.2 TURBO BACK Es usada por encima del trépano para evitar el torque en el BHA. 2.8.11 TURBINAS

Fig. 2- 16 Estabilizadores Turbo Back

Algunas características de las turbinas:      

Altas RPM (entre 900-1000) Carreras a 400 horas en exceso Bajo WOB aplicado y Baja vibración Típicamente tienen 100 etapas o arriba de 180 etapas Utiliza trépanos impregnados de diamante para formaciones abrasivas o duras. Para formaciones blandas utiliza el PDC como trépano.

2.8.12 TIJERAS Las tijeras son dispositivos usados para controlar y acelerar la fuerza hacia arriba o para transmitir una fuerza de impacto hacia abajo los percutores producen un efecto de martillado para liberar o emitir fuerza a las herramientas.  

Hidráulicas Mecánicas

Tijeras Hidráulicas.-

Consisten de dos fluidos hidráulicos separados por una válvula. Cuando la tensión o compresión es aplicada en la herramienta en posición amartillada. Los fluidos desde una cámara son comprimidos y pasan a través de una válvula a altas resistencias de flujo dentro de la segunda cámara. Esto permite a la herramienta extenderse o contraerse. Estas tijeras hidráulicas entregan una ventaja en altos ángulos y pozos horizontales.


62



Las tijeras hidráulicas están diseñadas para ofrecer un impacto direccional hacia arriba o hacia abajo. Algunas tijeras trabajan en una sola dirección. Estas tijeras permiten una breve y repentina aceleración de la sarta de perforación por encima de las tijeras. En una Tijera Hidráulica existen dos tipos de fuerza, el impacto e impulso donde a mayor velocidad se tiene mayor impacto de fuerza. Las tijeras están ubicadas debajo del Punto Neutro en Compresión. La magnitud de ola de estrés está relacionada con la velocidad de aceleración del BHA. La viscosidad del aceite es cambiado, como se utiliza durante un periodo de tiempo, esta hidráulica disminuye la demora de tiempo. Ventajas de usar Tijeras Hidráulicas: 

  

La fuerza de las tijeras pueden cambiar en el fondo del pozo con la variación del sobre tirón. El torque no es requerido para operar las tijeras El esfuerzo de torsión atrapado en la sarta de perforación no afectan a las tijeras. El retraso del tiempo desde las tijeras hidráulicas permiten frenar al ser aplicados y proteger el equipo de levantamiento.

Desventajas de usar Tijeras Hidráulicas: 



Requieren especial procedimiento cuando se está sacando la tubería dentro o fuera del pozo. Las tijeras la mayoría de las veces son corridas en tensión por lo que su colocación en el BHA está restringido.

Tijeras Mecánicas.-

Son herramientas de percusión que se opera en forma mecánica para dar un impacto ascendente a una pesca, mediante la liberación repentina de un de un dispositivo que


63



se mueve por el interior de la herramienta. Se puede liberar la pesca con un impacto ascendente, la tijera mecánica resulta muy efectiva. Ventajas de las Tijeras Mecánicas:   



Son bloqueadas en posición hasta que haya la necesidad. Hay menos restricción en los lugares donde se colocan en el BHA. No hay tijeras que inesperadamente no requieren procedimientos especiales cuando tropiezan dentro o fuera del agujero. Son sujetados al desgaste mínimo en condiciones normales de perforación.

2.8.13 TRÉPANOS En operaciones de perforación los trépanos de perforación son lo primordial para ingresar al pozo. Esta herramienta corta las rocas y atraviesa las formaciones y profundiza el pozo. Los trépanos perforan al romper la formación porque generan cargas mayores a la fuerza compresiva de la formación. El peso sobre el trépano se debe mantener alto para perforar más rápido. Una buena estabilización mejora la vida útil del trépano ya que puede que eje axial del trépano no rote en el centro del pozo lo que permitirá al lodo escapar al lado más ancho, minimizando la eficiencia Hidráulica. 2.8.13.1 TIPOS DE TRÉPANOS Existen dos grandes grupos, Ver Anexos (Ilustración 2)  

Roller Cone (ver Fig. 2-17) Fixed Cutter

Trépano Tri-cono.- o Roller cone diseñado para aplastar, triturar y deformar la roca de manera eficiente incurriendo en una cantidad mínima de desgaste sobre la superficie cortante. Este tiene 3 cortadores cónicos o conos que tienen dientes clavados Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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alrededor de ellos, que al girar el trépano los conos y los dientes giran para perforar en línea recta. Las boquillas están diseñadas para lubricar y por donde pasa el lodo continuamente con el propósito de limpiar el fondo del pozo de los recortes producidos por la perforación. La eficiencia de la Perforación es por su mayoría afectado por el WOB.

Fig. 2- 17 Roller Cone – Bit (Trépanos Tri-cono)

Hay dos tipos de trépanos Tri-cono:  

Los trépanos con Dientes de acero o Conos Dentados (Milled-Tooth). Los trépanos de Inserto de carburo de Tungsteno (Insert Bits).

Trépanos de Inserto.- Las ventajas son: la durabilidad de la estructura de corte, rango de formaciones, tolerancia inter-estratificada, estabilidad y buena direccionabilidad. Y la desventaja de usar este tipo de trépano es que produce bajas ROP, quedan desechos en el agujero y la duración de la resistencia (Ver Fig. 2-18). Trépanos Dentados.- la ventaja de estos es que tienen un ROP rápido, buena estabilidad y es económico. Y la Desventaja es que tienen tipos de dientes desgastados, duración de resistencia, deja desechos en el agujero (Ver Fig. 2-19). Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Fig. 2- 19 Trépanos de Inserto


Fig. 2- 18 Trépanos de Cono Dentado

Trépanos con Cortadores Fijos.- tienen sus fresas empotradas a la cabeza del trépano, las cuales se mueven sólo cuando el trépano gira y no tiene partes móviles (Ver Fig. 2-20). Existen dos tipos de trépanos de Fresa fija:  

Los PDC. Los de Diamantes.

Fi . 2- 20 Tré anos Fixed Cutters Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Trépanos Impregnados de Diamante.- estos tienen diamantes artificiales que son los cortadores de las rocas las cuales perforan arando o raspando y moliendo la roca, normalmente requieren altas RPM (usar Turbina para dar mayor RPM) para compensar el poco volumen de corte generados por revolución (Ver Fig. 2-21). Un trépano diseñado para tener larga vida, típicamente perfora a un ritmo lento, este perforaría las formaciones más duras, su acción cortante es similar al PDC y TSP pero tiene pequeñas cantidades de diamantes. Una buena analogía para su efecto es pensar en una arenilla lijada Tiene la ventaja de tener una extensa duración, efectiva penetración, perfora rocas duras y tiene bajo riesgo de desechos en el fondo del agujero. Y la desventaja de usar este trépano es que produce bajas ROP, RPM sensibles y alto costo de aplicación Trépanos PDC (Polycrystalline Diamond Compact).- son efectivos para perforar en formaciones de arcilla especialmente cuando es usado en combinación con lodos base aceite (Ver Fig. 2-22). Estos trépanos proveen resistencia en el fondo del pozo, controlan el flujo, y están adjuntados a la sarta de perforación. Eliminan la formación por un deslizamiento cortante. Es importante tomar en cuenta la longitud del trépano, en el recorrido del pozo de radio corto, en perforaciones Horizontales y Direccionales. Como también tomar en cuenta la selección de los cortadores para tener larga vida del trépano y bajo costo y tener altas consistencias del ROP. Este tipo de trépano es más adecuado para perforar en la formación los Monos. Trépanos TSP (Thermally Stable PDC).- Trépanos térmicamente estables, tienen una similar acción cortante que los PDC pero estos son más tolerantes para el calor, así que cortaría rocas mucho más duras, pero su elemento cortante es más pequeño que del PDC que resultan recortes más pequeños siendo hechos con resultados de baja ROP. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Los PDC, TSP y Diamante Natural perforan con mayor eficiencia con mayor WOB que los Roller-Cone pero son más sensibles para la velocidad de rotación

Fig. 2- 21 Trépanos de Diamante

Fig. 2- 22 Trépanos PDC

2.8.13.2 SELECCIÓN DE TRÉPANOS13 La selección correcta de un trépano es un factor muy importante en el planeamiento y en la ejecución de un plan de perforación. La acción cortante de varios tipos puede ser la primera consideración cuando se está seleccionando un trépano. Cada trépano es fabricado para agujeros en diferentes maneras. Por ello se debe tener en cuenta lo siguiente:   

13

Costo de Trépano y Tipo de Formación a Perforar. UCS y CCS y el Sistema de Lodos en uso. Evaluación de las formaciones para la aplicación de trépanos para:  Analizar las fuerzas compresivas de las rocas.  Evaluar los parámetros de formación que son relevantes para la selección de trépanos y la optimización.

MITCHELL, Bill, “Oil Well Drilling Engineering”, Julio 199 3, Pág. 145-200


68


 


Minimizar los riesgos de perforación (en zonas altamente abrasivas). El principal problema para la selección de trépanos es la aglomeración de trépanos.

La nomenclatura de IADC del código de Trépanos y la lectura del mismo, es muy importante para la selección de trépanos ya que ayuda a identificar el trépano adecuado para cada tipo de formación. Tabla 2- 4 Clave para la Aplicación del Trépano

DSG.- es un indicador de formación en calidad de perforabilidad, WG.- es un indicador de formación en calidad de desgaste potencial. 2.8.13.3 SISTEMA GRADUAL DE TRÉPANOS IADC14 Este sistema gradual de trépanos es usado para todos los tipos de trépanos Roller-Cone y Fixed-Cutters. Con este sistema se puede describir los trépanos con dientes de acero, insertos de carburo de Tungsteno, cortadores de diamantes naturales o sintéticos. Ver Anexos (Ilustración 3). Para identificar el tipo de Roller-Cone se debe familiarizar con el código de los 3 Dígitos IADC, el primero tiene 2 dígitos designadas para formaciones duras y el tipo de la estructura de recortes (Milled-Tooth or Insert Bits). El tercer dígito muestra las características únicas. ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, page 220 -221

14


69


Tabla 2- 6 IADC - Especificaciones del Tercer Dígito


Tabla 2- 5 IADC- Especificaciones del Primer Dígito

Tabla 2- 7 Lectura de Códigos IADC

2.8.14 MOTORES DE FONDO15 Los motores de fondo son la mejor herramienta indispensable para la perforación. Hay dos tipos importantes de motores de fondo los cuales son:  

La Turbina, que es básicamente centrífuga. Los Motores de Desplazamiento Positivo (PDM).

Las principales operaciones se muestran en la Fig. 2-23. El diseño de las herramientas son totalmente diferentes, las Turbinas eran un amplio uso hace algunos años. Además,

ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, page 196 -215.

15


70



tienen significativas mejoras en cuanto a trépanos y diseños de PDM que turbinas que sólo son usadas hoy en día para aplicaciones especiales.

Fig. 2- 23 Diseño de Turbinas y PDM

2.8.14.1 MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO Los Motores de lodo han llegado a ser una tecnología a lo largo del camino. Primero se debe observar los principios de operación de todos los motores de lodo. Algunos motores de lodo se componen de 4 partes básicas:    

Conjunto de válvulas de descarga (Dump Valve). Sección de potencia (Power Section). Conjunto de rodamientos conectados (Rod Assembly). Conjunto de Bearing y un eje de Transmisión (Bering and Drive Shaft).

este permite que el lodo llene o drene desde la sarta de perforación mientras se está haciendo el viaje de ida y vuelta de la tubería. Cuando el tipo de flujo mínimo es estabilizado, la válvula de pistón es estabilizada. Así, todo el lodo es dirigido a través del motor. Dump Valve.-

El motor funcionaría perfectamente sin la válvula de descarga. Este puede bajar o estar en línea y ser reemplazado por un Sub teniendo las mismas conexiones. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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la sección de potencia de un motor de fondo convierte la energía hidráulica en energía mecánica haciendo girar al trépano usando el principio de “Moineau”. La fuerza del fluido que es bombeado progresivamente dentro del motor causa movimiento al eje para rotar dentro del estator (Ver Fig.2-25). Así éste, es un motor con desplazamiento POSITIVO. La fuerza de rotación es luego transmitida a través de las conexiones de rodamientos y del eje de transmisión al trépano. Power Section.-

El rotor es producido con un juego de lóbulos y una distancia helicoidal similar para el estator pero con un lóbulo menos (Ver Fig. 2-24), el rotor puede por lo tanto ser igualado e insertado dentro del estator. Cada espiral completado del estator es llamado etapa, una interferencia ligera adecuada entre el OD del rotor y el ID del estator son controlados por la potencia del motor. está conectado en el inferior del rotor. Este transmite el torque y la velocidad de rotación desde el rotor al Drive Shaft y de este al trépano. La junta universal convierte el movimiento excéntrico del rotor a movimiento concéntrico al Drive Shaft. Connecting Rod Assembly. -

Bearing and Drive Shaft Assembly. – El eje de transmisión es un componente rígidamente

construido de acero hueco. Esto es soportado dentro del Bearing housing por empuje axial y radial. El Bearing Assembly transmite el empuje de perforación y el poder rotario con la barrena de perforación la mayoría de los lodos fluyen directamente a través del centro del eje de transmisión al trépano.



TIPOS DE CONFIGURACIONES DEL POWERPAK (PDM)

Existen una variedad de configuraciones del rotor/estator disponibles para ambas aplicaciones (baja velocidad/alto torque y alta velocidad/bajo torque). Las siguientes opciones están disponibles de acuerdo al objetivo planeado: Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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 










SP (Standard Power) longitud estándar en la sección de potencia. XP (Extra Power) la sección de potencia extendida que permite alto torque (30-70% más que el SP). GT (Greater Torque) mayor potencia extendida que el torque máximo (30 % más que el XP). HS (High Speed) la sección de potencia con una configuración de 2:3 lobes con mayor aumento de velocidad en el trépano y por tanto mayor potencia de salida. HF (High Flow) especialmente diseñado para secciones de potencia que tienen alta tolerancia de flujo. Disponible solo para modelos de A500 y A700. AD (Air Drilling) especialmente diseñados para motores más lentos y disponibles para cualquier rango de flujo.

Fig. 2- 24 Motor de Desplazamiento Positivo Fig. 2- 25 Configuración de Lobes en un PDM Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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2.8.14.2 HIDRÁULICA DE MOTORES DE LODO (PDM) Se debe tomar en cuenta varios factores: 











El rango de flujo permisible.- estos tienen diseñados ciertos rangos de volumen de fluidos para cada tamaño y tipo de PDM. Estos son capaz de generar mejor limpieza del pozo, útil cuando el ROP es alto. Pérdida de presión sin carga.- esta pérdida de presión y la RPM del motor son proporcionales al tipo de flujo. Este no es usualmente más grande que 100 Psi. Caída de presión a través del motor (Pmotor). Como el trépano toca el fondo y el WOB es aplicado, la presión de la bomba incrementa. Este incremento de presión es normalmente llamado Presión diferencial del Motor (P on-bottom – Poffbottom). El torque del motor incrementa en proporción directa con el incremento de la presión diferencial Presión de ahogo.- hay un máximo valor recomendado para la presión diferencial del motor, a ese punto el torque óptimo es producido por el motor. Si el WOB efectivo es incrementado mas allá de ese punto, la presión de la bomba incrementa aún más. La presión de la bomba hace lecturas altamente disparadas y no varía como WOB adicional que es aplicado, esto es conocido como la condición de agotamiento o ahogo. Caída de presión a través del trépano (Pbit).- para dar peso del lodo y tipo de flujo, el TFA de las boquillas del trépano determina la caída de presión a través del trépano. para cada tipo y marca de PDM hay un cierto valor recomendado de Pbit. Este no debería de ser excedido. Boquillas del rotor.- la mayoría de los motores multi-lobes tienen un rotor hueco. Este puede ser llenado o tapado por un chorro de boquillas. El uso de las boquillas del rotor pueden:  Incrementar el flujo del lodo a través del motor


74





Reducir las RPM del trépano a altas velocidades de flujo. Este es satisfactorio si se está usando un trépano tri-cono convencional, y ayuda a prolongar la vida del trépano reduciendo el desgate en el trépano.

La selección de las boquillas es crítica, ya que un excesivo desvío nos conduce a una caída substancial en el rendimiento del motor y consecuentemente a la eficiencia de perforación. Las altas velocidades de flujo nos conducen a ROP más rápidos y la mejor limpieza del agujero. Pmotor altas significan que el incremento del WOB puede ser usado conduciendo a un mayor torque y mayor rapidez del ROP. P bit es alto significa las boquillas más pequeñas pueden ser usadas, conduciendo a una mejor hidráulica de perforación. La comparación entre un PDM de 1:2 lobes y un multi-lobes se puede observar en la siguiente tabla:

Tabla 2- 8 Comparación de un PDM de 1:2 lobes y un multi-lobes

2.8.14.3 BHA PARA UN MOTOR DIRECCIONAL En un BHA direccional el objetivo es el Kickoff del pozo y la inclinación del ángulo máximo a lo largo de la dirección del agujero deseado. Alcanzando el máximo ángulo, Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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la sarta de perforación es girada a un ritmo bajo de 30 a 60 RPM. Idealmente en una sección inclinada, la condición de terminar las fuerzas laterales en cero en el trépano debería ser logrado desde el BHA direccional. Así, muy poca orientación deberá ser necesaria después de alcanzar el máximo ángulo. la Severidad del Dogleg esperada con un trépano específico y el tamaño de un motor (OD y el ángulo del bent housing) es calculado usando la geometría de los 3 puntos. Estimación del DLS.-

Donde no especifica la información de los motores direccionales disponibles, las características del ángulo construido, una buena estimación de conseguir es usando la siguiente fórmula (ver Fig. 2-26).

      ℎ   ∗200   100 = 

Fig. 2- 26 Distancia “L” usada para calcular las características del ángulo – build.

°

Donde:

á

´

L = Distancia desde el trépano al centro del tope de la camisa del estabilizador.

Nota: Esta fórmula es usada solamente para la fase de Build.up, cuando la herramienta está en descenso el DLS es diferente.

El trépano es el primer punto de contacto, el segundo punto de contacto es el bent o estabilizador en el bearing housing. El tercer punto de contacto es normalmente el primer estabilizador por encima del motor. El máximo BUR ocurre cuando el 100 % de la perforación está hecha deslizando. El agujero es asumido para estar en calibre. Las características de la formación y los parámetros de la perforación afecta a la respuesta del BHA direccional. Así, los valores Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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pronosticados de la severidad del Dogleg deberían ser usados como un estimado solo hasta algún dato actual que es recibido desde una carrera direccional. Como el ángulo del Bent housing es incrementado, las fuerzas laterales del trépano incrementan, esto llega a ser mas difícil para deslizar. Y en modo rotario, llega a ser más difícil para rotar y también hay más tensión o fatiga en el motor. 2.8.14.4 REQUERIMIENTOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON TODOS LOS PDM Los PDM pueden ser usados con lodos base agua o base aceite. Además, aplica las siguientes restricciones:  

 



Máximo peso del lodo recomendado es 17 LPG. El contenido de arena debe ser < a 1%. El contenido de arena por encima del 5% reducirá la vida de la herramienta por 50%. Los lodos a diesel deberían ser evitados. Daños en los bearing y/o el bombeo del motor serían minimizados si se usa un LCM medio o excelente y mezclados cuidadosamente, principalmente en el bombeo. Motores corridos con lodos base aceite donde BHT < 200°F raramente sufren daños. A BHT > 300°F la vida del estator puede ser reducida incluso si el mejor lodo disponible (base aceite o agua) es usado. El elastómero del estator se expande cuando el BHT incrementa.

2.8.15 POWERDRIVE Este tipo de herramienta (PowerDrive X5) logra incrementar la ROP, mediante la rotación continua de toda la sarta de perforación, mejorando la limpieza del pozo, reduciendo el riesgo de pega y minimizando la tortuosidad a lo largo de la trayectoria, lo cual representa ahorros en tiempo de taladro par la compañía operadora, es utilizada especialmente para formaciones blandas ya que rota todo el tiempo. Por ello Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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se mejoró esta herramienta con mayor velocidad de rotación que es el PowerDrive Xceed con mayor velocidad de rotación. El PowerDrive Xceed no tiene restricciones en las boquillas del trépano o hidráulica. Las boquillas del trépano pueden ser optimizadas sin la utilización de un reductor de flujo para maximizar la respuesta en la dirección en formaciones blandas. El aumento de TFA en formaciones blandas aumentará la dirección mediante la reducción del lavado de la formación alrededor del trépano. El contenido de arena en un sistema de lodo debe ser activamente monitoreado y reportado diariamente. La vida del BHA es significativamente afectada por el alto contenido de arena, que debe mantenerse lo más bajo posible y preferiblemente debajo de 0.25%, no debe superar el 2% para esta herramienta, se recomienda el 1%. 

POWER DRIVE - X5

Ventajas del uso de un PD X5  

      

 

Usar un PD es igual a ADN4+Impulse+PPak Cuenta con sensores acimutales de GR en el trépano, lo cual permite la identificación y correlación de litología en el momento preciso. Reduce la Tortuosidad Se utiliza especialmente para Sidetrack en agujero abierto Tiene la capacidad de alto DLS Es resistente a formaciones abrasivas. DLS para motor 675M-XP de 0° a 4°. GPM de 300 a 650 Utiliza 3 pad´s que a través del sistema hidráulico del lodo son accionados para direccionar el pozo. Rotación completa del collar Caída de presión debajo de la herramienta entre 600 y 800 Psi.


78



WOB depende de las limitaciones del trépano.  La herramienta cuenta con un modo piloto automático, que le permite identificar cambios en inclinación y/o azimut cerca del trépano y aplicar la corrección requerida. POWER DRIVE - XCEED 



Ventajas de uso del PowerDrive Xceed 

      

Alta capacidad de DogLeg en formaciones no consolidadas o interestratificadas. Utilizado para Sidetrack en Agujero Abierto y entornos duros o abrasivos Usado con trépanos Bi-Center Mejora la limpieza del pozo Mejor respuesta en la aceleración y desaceleración Mejora la calidad del agujero Menor propensión a pegar la herramienta Mejora la ROP

2.8.15.1 COMPONENTES DEL POWERDRIVE La herramienta compone básicamente de dos secciones: Unidad de Control (Control Unit) y Unidad de Desviación (Bias Unit).

Fig. 2- 27 Componentes del PowerDrive Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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


UNIDAD DE DESVIACIÓN:

Está conectada directamente al trépano. En la unidad de desviación (Bias Unit) se encuentran los 3 pads internos de navegación que están en constante contacto con la formación, los cuales están activados por impulsores que reciben potencia del lodo y se accionan hidráulicamente, hacen contacto con las paredes del hoyo y empujan al trépano en la dirección deseada.

Pad o out

Pad iin

Fig. 2- 28 Unidad Bias del Power Drive

Una válvula de 3 discos controla el flujo del lodo a los impulsadores. Cuando se requiere la desviación cada impulsador es extendido en secuencia por cada revolución del trépano, se apoya del lado contrario de hacia dónde se quiere desviar. Los Pads están en constante contacto con la formación, en una acción suave y continua. Cuando no se requiere de desviación el Power Drive es puesto en modo Neutro, haciendo rotar el estator de válvula de disco al lado alto. 

TURBINA IMPULSORA:

Consta de 2 turbinas impulsoras que proveen la potencia para los sensores electrónicos de la Unidad de Control.

Fig. 2- 29 Turbina Impulsora del PowerDrive Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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


UNIDAD DE CONTROL

Está mecánicamente ligada a la Unidad BIAS y fija la desviación y dirección. Contiene controles y sensores electrónicos dentro de un estuche cilíndrico de presión el cual está montado sobre los bearing. Los bearing le permiten a la Unidad de Control permanecer estacionaria o girar independientemente del movimiento de la Sarta de Perforación. 2.8.16 POWERPULSE (MWD) Esta herramienta de MWD trabaja con un sistema de telemetría de onda continua para la transmisión de la información a superficie, manejando velocidades de transmisión de 16 bits por segundo. Es un sistema de telemetría y levantamiento, incluido con el collar, consiste de 3 partes esenciales, la turbina, parte electrónica, y modulador. Este hace mediciones de dirección – inclinación, azimut, GR. Esta herramienta consiste de un DC que consiste de 3 componentes internos: el Modulador, la Turbina y la parte electrónica.

Características:    



  

Reducción en la longitud del collar por permitir mayor flexibilidad. Continuas ondas de lodo, opera en rangos de flujo hasta de 2000 GPM. Realiza mediciones de D&I, con un sensor de GR opcional, ToolFace. Sensor de torque y peso en el fondo para evaluar y optimizar el desempeño (IWOB) Sensor opcional de vibraciones en que permite evaluar los choques y vibraciones en fondo para minimizar el riesgo de falla del BHA. continuos survey mientras se está rotando. Combinable con todas las herramientas VISION y LWD. Altas velocidades telemétricas para altos datos de densidad incluso para perforar formaciones duras.


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


Fondo del pozo: peso/torque/rpm/aceleración y desaceleración/4 ejes de choques y vibraciones.

2.8.17 SLIMPULSE (MWD) Es la última generación de herramientas de MWD recuperable que proporciona soluciones rentables de alta eficacia en ambientes de perforación. Los componentes del SlimPulse utilizan la misma tecnología que el PowerPulse y MWD IMPulse. Las herramientas del SlimPulse proporcionan mediciones de dirección, inclinación, rayos gamma y ToolFace en tiempo real para la telemetría de pulsos del lodo. Las mediciones continuas de dirección e inclinación son tomadas mientras se perfora para facilitar el control de la trayectoria y reducir estacionariamente los survey medidos. Los datos de telemetría son activados automáticamente entre una estructura de deslizamiento y una estructura de rotación para optimizar los rangos actualizados para el control de la trayectoria.

Fig. 2- 30 Herramienta SlimPulse - MWD

Características: 



Herramienta recuperable y reemplazable de MWD/GR para agujeros reducidos y eficiencia operativa mejorada. Compatible para radios de curvatura de 0º a 145º/100 ft.


82


  






Opera en todos los rangos de flujo y para todo tipo de fluido. (35 a 1200 GPM) Continuas ondas telemétricas positivas Continuas mediciones de D&I, ToolFace, GR, lo cual minimiza el tiempo no productivo Proporciona la indicación instantánea de un cambio de la trayectoria de un pozo de perforación. Combinable con ARC475 y APWD

2.8.18 IMPULSE (MWD) El IMPulse está compuesto por una herramienta híbrida de MWD y LWD integrado por los pulsos del lodo, al igual que el PowerPulse es un sistema de telemetría y Levantamiento, con la única diferencia de que este hace mediciones de Densidad y Porosidad en tiempo real con la herramienta ADN-VISION. Tiene 2 MHz de resistividad de la formación con un collar 475. Y se utiliza para diámetros reducidos de agujero (4 ¾”). Mientras el IMPulse incorpora las mediciones de resistividad desarrollados por la herramienta ARC5, este es adicionalmente capaz de transmitir datos en tiempo real. El IMPulse incluye sensores para medir la temperatura de la herramienta y medir los choques transversales del fondo del pozo, y usa comúnmente paquetes de D&I. mide la resistividad de la formación a múltiples profundidades de investigación usando una antena de 5 transmisores y 2 receptores. La Telemetría de pulsos del lodo de esta herramienta es similar al PowerPulse, incluyendo la baja frecuencia. La turbina y el alternador generan la potencia al electrónico y de este al motor. Para el control del la perforación direccional, las medidas de inclinación y dirección son transmitidas mediante la telemetría respecto al motor de fondo. Los datos transmitidos proveen un control absoluto de la información para mantener la trayectoria y la dirección del trépano. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Características:   

  

    

 

Incorpora un sistema de carreras continuas con ondas telemétricas. Capacidad de transmisión de datos de 6 bits por segundo. Diseñados para permitir mediciones de D&I continua cerca al trépano, minimizando los DLS ahorrando así el tiempo de taladro. Independiente de la turbina, este proporciona potencia a la herramienta Utiliza 3 magnetómetros y 3 acelerómetros para los 6 ejes de D&I Transmisión en tiempo real de resistividad compensada en todos los tipos de lodo. Sensor de GR Acimutal. Máxima severidad del DL: deslizando = 30º/30 m; rotando = 15º/30 m. 400 GPM in collares de 4 ¾” Mediciones en tiempo real registradas Combinado con las herramientas VISION en agujeros reducidos y para la evaluación de la formación. Medida estándar de temperatura 150ºC y rango de presión 2000 Psi. Incluye mediciones opcionales de:  Caída de Presión mientras se perfora (APWD)  Medidas de Inclinación cerca al trépano

2.8.19 DRILL PIPE16 Los DP o Barras de Sondeo son un importante miembro del BHA, que se utiliza para perforar con el método rotativo, desde la cabeza de inyección hasta el trépano, incluyendo hasta el vástago de perforación, las barras de sondeo, las cuplas de herramientas, los portamechas, estabilizadores y otros elementos relacionados (Drill stem), mediante el cual se provee rotación al trépano y al mismo tiempo se circula WCS-Well Control School, “Glosario”, pagina 29

16


84



lodo a altas presiones. Esta se halla sometida a una combinación compleja de fuerzas. Es el miembro más débil de la columna Perforadora. Sus funciones principales son: 

Pandearse bajo condiciones de alta Tensión.



Rotar a altas RPM.



Circular Fluidos a alta Presión.

Clases de Drill Pipes.Los Drill Pipes no son como otros tubulares ya que trabajan en condiciones de humedad. Pueden ser usados más de una vez y este es el factor tomado en cuenta para su clasificación. Un Drill Pipe es definido por su peso nominal, grado y clase. El API ha definido lineamientos para la clasificación de los Drill Pipes. En resumen son:

New: Aquellos que nunca han sido usados. Premium: Han tenido un uso uniforme con 15 % de espesor desgastado Clase 2: Aquellos que tienen un espesor de pared mínimo de 35% de desgaste Clase 3: Aquellos que tienen un espesor mínimo de pared de un 45% de desgaste


85


CAPÍTULO: IIII


“ARREGLO DE FFONDO D DE PPOZO ((BHA)”


86



3.1 GENERALIDADES Todas las herramientas ubicadas entre el trépano y el Drill Pipe forman parte del arreglo de fondo del BHA. El propósito de un BHA es múltiple 17:      

Prevenir los DogLeg o patas de perro. Mejorar el desempeño del trépano. Minimizar los problemas de la Perforación. Minimizar vibraciones dañinas. Minimizar el peligro de aprisionamiento diferencial Facilitar el control direccional.

El objetivo de este capítulo es 18: 

  





17

Describir el número mínimo de BHA que necesitan ser cambiados en un pozo direccional. (supone solo convencional, no Steerable, para ello están disponibles los PDM). Describir cual es el significado de la fuerza del trépano y el efecto pendular. Explicar el efecto de rigidez del DC en el diseño del BHA. Explicar por qué es aconsejable minimizar el número de DC y estabilizadores en un BHA direccional. Describir los efectos que tienen los parámetros de perforación sobre la inclinación y dirección dentro de cada tipo de BHA. Dar ejemplos de BHA típicos diseñados para aumentar o disminuir la inclinación

MITCHELL, Bill, “Oil Well Drilling Engineering”, Julio 1993, Page. 427-429

ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual Version 1.2”, January 1997, page. 263

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3.2 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE UN DISEÑO DE BHA. Para dar criterios sobre diseños de BHA, primeramente se deben conocer los diferentes tipos de BHA que existen. Existen diferentes tipos de BHA16:

Slick: compuesto sólo con un Drill Collar. Pendular: diseñado para construir pozos verticales y permitir la caída en la inclinación del pozo. Empacado: está diseñado para pozos verticales, reduce la severidad del DogLeg y los ojos de llave. Asegura la bajada de la cañería. Direccional: diseñado para mantener una dirección o inclinación, también puede hacer que ambas cambien, se basa en el principio de las palancas. De Pesca, Terminación y Prueba: están diseñados con herramientas específicas de esas áreas. Para seleccionar un DC el tamaño tiene que ser menor al diámetro efectivo del pozo, tomar en cuenta la resistencia al doblamiento y el tipo de conexión. Para seleccionar un DP tomar en cuenta el peso nominal, grado, clase y tipo de conexión. Para pozos inclinados se deben considerar que el WOB se lo aplica en dirección del pozo pero el peso del BHA sigue actuando verticalmente. Para reducir el peso del BHA en pozos inclinados, el peso sumergido debe ser multiplicado por el coseno del ángulo de inclinación. El peso del BHA requerido es estimado por la clasificación de la Formación y las especificaciones del trépano. Tipo de Formación Dura

Tipo de trépano WOB (Lbs/in) Tricono de Dientes Insertos 5600-11250 Trépano de Inserto 2250-9000 Cojinete de Fricción 4500-6750


RPM 35-70 35-70 35-60

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3.2.1 BHA ROTARIO19 Una vez que la deformación inicial y dirección del pozo (por ej. KOP) que han sido logrados con trépano y el motor el resto del pozo (sin carrera de corrección) es perforado usando técnicas de perforación rotaria convencional. Por ejemplo las herramientas del MWD han llegado a ser comunes en las fases de KOP y BUR e incluso en las formaciones blandas estos han llegado a ser posibles para la construcción de ángulo máximo (incluso a 50° de inclinación) con trépano + (motor de lodo + bent sub) + combinación de MWD, proporcionado a la fricción del agujero que no llega a ser excesivo. Este elimina una entrada y salida de la tubería de revestimiento. 3.2.1.1 PRINCIPIOS DEL BHA ROTARIO Fuerzas Laterales y Rigidez.- El BHA afecta a la trayectoria del pozo por ello, el diseño de un BHA puede variar desde uno simple (trépanos, DC y DP) a un sistema de conexión complicado (trépano, shock sub, rodillo ensanchador, estabilizadores, DCNM, DC de acero, crossover sub, extensión sub, tijeras, HWDP, y DP). Todos los BHA causan esfuerzos laterales en el trépano, Ver Anexos (Ilustración 4), que pasan a incrementar en la inclinación del agujero (fuerzas laterales positivas – efecto de apoyo), no cambia en inclinación (cero neto de fuerzas laterales – BHA mejorado), o la caída de una inclinación (fuerzas laterales negativas – efecto pendular) en adición los cambios en dirección del agujero (bitwalk) pueden ser minimizados o incrementados por un BHA rotario específico y los parámetros de perforación. La mayoría de los componentes de perforación usados en un BHA (por ej. Los DC) pueden ser considerados como un cilindro vacío o hueco (ver Fig. 3-1) nuestra rigidez puede ser fácilmente calculada.

   =∗     = ∗  /64 é

ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual Version 1.2”, January 1997, page. 264 -272

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Donde: E = Módulo de Young, ver tabla 3-1 (lbs. /in2). I = Momento de inercia (in 4). OD = Diámetro externo (in). ID = Diámetro interno (in). Fig. 3- 1 BHA como un cilindro hueco

Tabla 3- 1 Módulo de Elasticidad

La máxima Fuerza Pendular (fuerza lateral negativa) en el trépano está dada por la siguiente ecuación:

Donde:

= ∗∗∗sin 2

H = Fuerza Negativa Lateral

BC = Factor Buoyancy

I = Inclinación (º)

L = Longitud Tangencial.

Wc = Peso del Collar en el aire (Lbs. /ft).


90



Si aplicamos una carga axial (peso sobre el trépano), una fuerza positiva es introducida (Bending), la fuerza pendular es reducida. Así, que este tipo de BHA no es usado en pozos desviados. 3.2.2 BHA CON UN SOLO ESTABILIZADOR Una manera fácil de controlar el punto tangencial es insertar un estabilizador en el BHA (ver Fig. 3-2). Si el estabilizador está lo suficientemente lejos para regresar desde el trépano, este no tiene efecto en el comportamiento del BHA. Los collares entre un trépano y un estabilizador giran cuando cierto peso sobre el trépano es aplicado. Un punto es alcanzado cuando ocurre una fuerza lateral máxima negativa (péndulo). Mover el estabilizador más cercano al trépano reduce la fuerza pendular, dando fuerzas laterales positivas. El collar directamente por encima del estabilizador se pandea o se dobla cuando es aplicado un peso. El estabilizador empuja fuerte al trépano hacia la parte lateral del agujero. Este es llamado efecto de apoyo. Incrementar un peso sobre el trépano (arriba de un cierto punto) conduce a un incremento del BUR.

Fig. 3- 2 Diferencia del BHA con uno y dos estabilizadores Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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3.2.3 BHA CON DOS ESTABILIZADORES Los BHA con multi-estabilizadores más simples tienen un estabilizador cerca al trépano (de 3 a 6´ desde el trépano hasta la vanguardia de la aleta del estabilizador) y el segundo estabilizador a la misma distancia por encima de este. Para dar peso sobre el trépano, la distancia entre el primer estabilizador (L1) y el segundo (L2) se determina con el punto de tangencia. Si ocurre una tangencia entre el trépano y el estabilizador del fondo, resultan fuerzas laterales negativas. Ver Anexos (Ilustración 5). Una comparación de fuerzas laterales entre un BHA pendular con un solo estabilizador Vs un BHA pendular con dos estabilizadores, Ver Anexos (Ilustración 6). El segundo estabilizador incrementa las fuerzas laterales negativas reduciendo el efecto de fuerzas positivas. En la práctica el peso sobre el trépano es uno de las más importantes formas de DD que han controlado el tipo de incremento de desviación y ensanchando en formaciones blandas. 3.2.4 BHA CON ESTABILIZADORES MÚLTIPLES 20 En un BHA lock-up es esencial el uso de un tercer estabilizador, de lo contrario el comportamiento del BHA es irregular e impredecible. Además en un BHA drop-off (pendular), dos estabilizadores son normalmente suficientes, un tercer estabilizador tendría un efecto insignificante en la mayoría de los casos. A menos que sea absolutamente necesario (por ej. En problemas de pegamiento diferencial), esto es aconsejable para un número límite de estabilizadores en cualquiera de los 3 BHA. En adición al tercer estabilizador a 30 pies por encima del tope original del estabilizador tiene un efecto significante en respuesta de un BHA build-up, la gráfica ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual Version 1.2”, January 1998, page 272-275

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de inclinación Vs la Fuerza lateral del trépano para 3 BHA con dos estabilizadores y la otra muestra cómo el uso de un tercer estabilizador incrementa la fuerza lateral. Ver Anexos (Ilustración 7). Este ayuda a mantener el torque rotario dentro de los límites aceptables y desgastes mecánicos reducidos en el agujero. Esta es la propuesta en la mayoría de las locaciones en todo el mundo. Bajo Calibre en el segundo estabilizador.Si el segundo estabilizador es de bajo calibre, este llega a ser más fácil de dar un punto tangencial debajo de este. Es más fácil de construir el ángulo, y el efecto es mucho más grande con el más bajo calibre. En un BHA locked un bajo calibre del segundo estabilizador es usualmente incluido a propósito en el BHA para alcanzar una condición de cero neto de fuerzas laterales en el trépano. Bajo Calibre de estabilizadores cerca al trépano.- Si el bajo calibre de los estabilizadores que están próximos al trépano, resulta una pérdida de fuerzas laterales del trépano. Con un BHA build-up, el tipo de aumento es así reducido. Con un BHA luck-up resulta una caída de inclinación. En un BHA drop-off es recomendable el uso de un estabilizador de bajo calibre cerca al trépano (donde es permitido económicamente) en pozos tipo “S” para iniciar la caída. Derrumbes de agujero.En formaciones blandas, la erosión del agujero ocurre debido a altas velocidades en el anular, Ver Anexos (Ilustración 8). Intentar la construcción de una inclinación o mantenerla es más difícil (imposible de mantener suficiente peso sobre el trépano).En muchas formaciones blandas podría ser muy necesario el uso de un régimen de flujo bajo mientras se está perforando. Si esto no resuelve el problema, un viaje de ida y vuelta para un collar de fondo más flexible (BHA Gilligan) puede ser necesario. Si esto no es aceptable, correr un motor puede ser necesario. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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3.2.5 BHA PARA CONTRUIR LA INCLINACIÓN La siguiente Figura 3-3 muestra un ejemplo de un BHA comúnmente usado para construir la inclinación. El ángulo de construcción del orden de 5°/100 ft. Y más alto es posible con un BHA (9), dependiendo de la geología, inclinación, diámetro del agujero, diámetro del collar y los parámetros de perforación. El tipo de incremento en inclinación (Buildup rate en °/100 ft.) es muy importante. El más prudente es de 5°/100 ft como máximo. Si el tipo de curvatura de la pared del pozo es alta y este ocurre en superficies poco profundas. El ojo de llave puede formarse en una curva, cuando estamos perforando por delante. Si la curva es revestida, el Casing puede llegar a desgastarse a través de una parte reducida del agujero que es perforado, este desgaste es causado por la rotación de la tubería en tensión pasando el área de alta curvatura.

Fi . 3- 3 BHA ara construir la inclinación

3.2.6 BHA PARA MANTENIMIENTO DE LA INCLINACIÓN En orden de mantener la inclinación del agujero dentro de una pequeña ventana (una situación así llamada lockup), la condición es que las fuerzas laterales sobre el trépano Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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sean cero neto. Este tipo de BHA puede ser rígido. La rigidez del BHA también ayuda a controlar el bitwalk. En la práctica un cambio ligero en la inclinación del agujero ocurre a menudo, incluso con una buena selección del BHA locked. Además el objetivo es conseguir una carrera completa del trépano sin necesidad de un POOH para un cambio de BHA. La Figura 3-4 nos muestra algunos BHA típicos para mantenimento de inclinación. La responsabilidad de este tipo de BHA es determinado por los siguientes factores:      

Fi . 3- 4 BHA ara mantener la inclinación

Tamaño del agujero. La distancia entre una serie de estabilizadores más bajos y cercanos al trépano. La rigidez de los collares directamente más cercanos por encima del trépano. Calibre de los estabilizadores. Efectos de formación. Parámetros de perforación.

En resumen reduciendo el calibre del segundo estabilizador nos da el mismo resultado como dejar un solo estabilizador pero incrementando la distancia entre éste y el trépano. Además el propósito del control direccional, es formar una mejor aproximación. 3.2.7 BHA PARA BAJAR LA INCLINACIÓN Una selección común de BHA para disminuir la inclinación se ve en la Fig. 3-5. El BHA (5) (60’ de péndulo) es más común donde se necesita alto DOR (1,5° a 4°/100 ft), un ejemplo, en un pozo direccional tipo “S”. Además los pozos tipo “S” son Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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normalmente planeados para tener un DOR de 1° a 2°/100 ft, Esto en orden de evitar los ojos de llave y el excesivo desgaste de las tuberías de perforación.

Fig. 3- 5 BHA para disminuir la inclinación (DOR)

3.2.8 BHA ESPECIALES Los BHA especiales están agrupados de la siguiente manera: Tamdem Stabilizer.  Roller Reamer.  Estabilizadores con Calibre variable.  Jetting BHA.  BHA en agujero recto.  Gilligan BHA. 

Tandem Stabilizer.- este es justamente común para carreras con un conjunto de estabilizadores directamente por encima del trépano. Es normalmente utilizado para propósitos del control direccional, una alternativa son para carreras en áreas de calibre extendido (para tener mayor contacto con las paredes) Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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Roller Reamers,- en formaciones medias/duras cuando el torque rotario es excesivo, este puede ser necesario para dispensar con algunos o todos los estabilizadores en el BHA. Además, mientras estos son relativamente fáciles de rotar, ellos se comportan de manera diferente a los estabilizadores desde el punto de vista direccional, estos tienen una tendencia de dejar caer el ángulo. Jetting BHA.- para formaciones muy blandas, los Jetting son una manera fácil y efectiva en cuanto a costos para un pozo Kickoff 21, estos son perfectamente compatibles con las herramientas MWD. Straight-hole BHA.- Ahora un BHA rígido es preferido esto da una mejor posibilidad de dar un agujero vertical o muy cercano, si debido a los efectos de la formación severa, el agujero llega a torcerse, esto puede ser necesario para una carrera con motor de lodo o BHA pendular (con bajo WOB y altas RPM), para volver el pozo vertical antes de re-entrar con un BHA rígido. Gilligan BHA.- es un BHA build-up flexible diseñado para ciertas aplicaciones específicas donde son requeridos altos BUR, en orden de 6° a 11°/100 ft son posibles, dependiendo de la flexibilidad del componente tubular (collar flexible, HW o incluso DP) que deben estar directamente debajo del estabilizador más cercano al trépano. El uso de este tipo de BHA Gilligan, Ver Anexos (Ilustración 9), fue bastante común antes de la llegada de los motores de lodo, para llevar a cabo un Sidetrack ciego (pozo vertical) por un indicador de golpeteo para un tapón de cemento. Además un BHA Gilligan es usado en otras aplicaciones.

Un pozo Kickoff , quiere decir inducir el pozo a producción por medio de gas o aire comprimido, GLOSARIO de la Ind. Petrolera, Third Edition. Page 132. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A 97 PETROLERA” 21



3.3 PROBLEMAS COMUNES DEL BHA 3.3.1 EFECTOS DE FORMACIÓN Esto a menudo sucede, cuando cierto TVD es alcanzado, el comportamiento del BHA cambia significativamente. Por ej. Un BHA que mantuvo la inclinación debajo de 5000 ft. de profundidad puede comenzar a caer el ángulo. Suponiendo que un trépano no ha intentado su bajo calibre, esto probablemente debido a los efectos de la formación (cambios en la formación, cambios de buzamiento, etc.). Se debe chequear el calibre de los estabilizadores cuando se está sacando del agujero. Tener cuidado con la ranura cortada en la punta afilada de los estabilizadores. Cuando se perfora en condiciones balanceadas, se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en zonas de presión anormal. Este aumento es provocado por los recortes arcillosos adicionales que penetran en la boca del pozo y se acumulan alrededor/sobre los portamechas. También puede aumentar el arrastre por que la formación es blanda, lo cual puede hacer que el pozo se cierre alrededor del portamechas y el trépano. 3.3.2 TRÉPANOS DESGASTADOS En una sección de agujero largo en formaciones blandas con inter-estratificaciones duras longitudinales, los trépanos con dientes largos pueden conseguir desgastes. Las ROP caerían forzadamente. Las fuerzas netas laterales decrecerían socavando el agujero debido a los estabilizadores. Si el desgaste de los dientes es malinterpretado como una embolada de trépanos y continuando los esfuerzos longitudinales hechos para una perforación adicional. Serios problemas pueden hacerse en el agujero, con una caída de inclinación de 6 ha sucedido en esta situación (con una severidad de DogLeg grave). En adición un trépano teniendo desgaste en los dientes tiene una tendencia de perder la dirección. Así que es importante sacar del agujero un trépano desgastado en tal situación. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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3.3.3 SIDETRACK ACCIDENTALES En formaciones blandas donde un BHA con estabilizadores múltiples (un build-up o Lockup) es corrido inmediatamente después de un motor de lodo/bent sub en una carrera de Kickoff, se deberán tomar grandes cuidados. La circulación se debería cortar justamente antes del KOP. El BHA debería estar lavando y circulando, usando un régimen de flujo completo. El riesgo de un Sidetrack de un pozo (con un retro-taponamiento subsecuente y una retro-perforación) es alto. Donde el Kickoff es completado en un agujero piloto de formación blanda un under-reamer o agujeros sin tubería de revestimiento son usados para abrir el principal agujero corriendo un Casing. 3.3.4 TRÉPANOS ACUÑADOS. En formaciones duras, este es especialmente importante chequear cada trépano por el desgaste del calibre, etc. cuando un RIH con un nuevo trépano y/o BHA es imprescindible que el perforador inicie las ensanchadas en la primera señal de un calibre bajo del agujero, si trata de embutir el trépano hacia el fondo, llegará a aprisionar y la vida del trépano será muy corta. 3.3.5 PEGAMIENTO POR DIFERENCIAL Donde el pegamiento por diferencial es un problema más que un esfuerzo, tres estabilizadores pueden ser corridos para minimizar el contacto de la pared con los DC. Además, la distancia entre estos estabilizadores “extras” normalmente tienen un poco de efecto, tal que solo permiten el incremento del torque rotario. Esto es vital para minimizar el tiempo que toman los survey (incluso con MWD) en un área pegada de potencial diferencial. 3.3.6 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Algunos parámetros de Perforación nos inducen a un camino derecho, esto es recomendado para bajas RPM (si permite la dirección del agujero). Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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El WOB puede ser simultáneamente incrementado, si la inclinación del agujero lo permite. Los trépanos PDC normalmente tienen una tendencia a caminar a la izquierda. Esto debería ser permitido para cuando se planee el ángulo dirigido en la etapa pre-Kickoff para aumentar el tipo de build-up y el WOB. Además cuando el WOB alcanza cierto valor puede ocurrir una flexión contraria cuando se está usando un BHA flexible build-up (a 90 pies entre el estabilizador de la sarta en el fondo y el trépano). 3.3.7 TORQUE Y ARRASTRE El torque tiene una influencia indirecta en ROP, a través de su efecto sobre el trépano y la sarta de perforación. La vibración por torsión donde el torque aumenta hacia arriba de la sarta de perforación, oponiéndose a la rotación y reduciendo el WOB para luego librarse con el fin de acelerar la rotación, por tanto la ROP afecta sobre el RPM y WOB. Este comportamiento de Stick-Slip es usual en áreas de perforación duras y es una causa común de fallas en la sarta de perforación. 

Causas que inducen a un Torque y Arrastre del BHA.-

Son causados por las fuerzas Laterales y la fricción entre el agujero del pozo y la sarta de perforación estas fuerzas dependen:   

Peso, Tensión, Pandeo, Rigidez Hidráulica Vibraciones dinámicas y ojos de llave(Keyseat)

Los factores que inducen en un arrastre son: 

 

Los DogLeg aumentan la fuerza de contacto entre la pared del pozo y la sarta. Consume gran parte de la energía de la sarta. En agujeros abiertos los DP´s reducen el arrastre y el torque. Los revoques de lodo grueso, especialmente si contienen recortes.


100



Las curvas muy pronunciadas en el pozo. Aquí se usan estabilizadores con cortadores, donde se desgasta más la parte superior e inferior, que la central. Análisis del Torque y Arrastre del BHA.



El análisis de torque y arrastre es el cálculo de las fuerzas mecánicas durante la perforación para determinar las pérdidas de fricción del torque al rotar y el arrastre al deslizar que pueden ser usados para simular y analizar las condiciones de perforación. Los aspectos de los cuales el Torque y Arrastre dependen son el máximo WOB disponible, el pandeo de la sarta de perforación y el factor de fricción. Con respecto a la perforación hay dos tipos modos de perforar, deslizando y rotando: 



Al perforar deslizando el torque es nulo y el arrastre es alto, como también las posibilidades de pandear la sarta de perforación. Al perforar rotando el arrastre es reducido, el pandeo es prácticamente imposible y el torque es incrementado.

El plan de un pozo está diseñado para minimizar la severidad del DogLeg este es el tipo de cambio del ángulo del agujero (inclinación) mas el tipo de cambio del azimut (dirección). El torque del BHA es la fuerza rotacional aplicada a la sarta de perforación direccional. Se necesita minimizar el torque del BHA para evitar daños en la tubería de perforación. La sarta de tubería de perforación está hecha con ciertos parámetros de torque. Durante la perforación no se quiere exceder la parte más débil del BHA o puede causar una rotura por torsión. Durante la perforación normal, el torque rotativo aumenta gradualmente a medida que aumenta la profundidad, debido al efecto de contacto entre las paredes del pozo y el sondeo. 22

22

Well Control School, “Principios Básicos de la Surgencia”, 1997, página 4.


101



El aumento en la presión de formación provoca que penetren mayores cantidades de recortes de arcilla al pozo. Estos tienden a adherirse, a impedir la rotación del trépano o a acumularse alrededor de los portamechas. El aumento del torque en una extensión de varias decenas de metros es un buen indicador de aumento de la presión. 3.3.8 TORTUOSIDAD Es el grado de desviación natural que se tiene a medida que se va profundizando en la perforación. Si esta es excesiva en la parte superior del pozo causa un mayor esfuerzo de torsión y arrastre en las secciones subsiguientes del pozo, lo que puede conducir al desgaste de la sarta de perforación y la cañería de revestimiento. La tortuosidad aumenta el potencial de problemas de perforación, tales como:   

Daños mecánicos y de pegamiento a la tubería Atascamiento /deslizamiento debido al esfuerzo de torsión y arrastre Implica el tener que hacer correcciones para volver al pozo a la verticalidad, lo cual resulta bastante costoso y no asegura que el problema vuelva a ocurrir.

3.4 DISEÑO DE BHA Para diseñar un BHA se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos:        

Profundidad máxima estimada de la sección Diámetro del pozo Propiedades de lodo Margen para tensionar el arreglo (MOP =50000-100000 Lbs) El Overpull (sobre tracción) Diseño al Colapso (FS = 1,1 a 1,5) Diseño al Reventamiento (FS = 1,2) Diseño a la Tensión (FS = 1,1)


102



Factores que afectan el desempeño de un BHA:     



Rugosidad del pozo Inclinación de la Formación Torque al perforar Arrastre durante los viajes Uso de estabilizadores con cortadores

DISEÑO AL COLAPSO

Línea de carga:

Línea de Diseño:

0

= ∗0,052∗  =∗1, 3 

2000 ) T F ( 4000 D A 6000 D I D 8000 N U F 10000 O R P 12000

LÍNEA DE CARGA LÍNEA DE DISEÑO

0

8883

11548

PRESION (Psi)

Fig. 3- 6 Gráfica del Diseño al Colapso


103





DISEÑO AL REVENTAMIENTO Línea de Carga:

==∗

Donde: Ps = Presión de superficie (Psi) Pf = Presión de Fondo (Psi) Pp = Presión Poral (Psi/ft) Prof = Posible zona de Interés (ft) Línea de Diseño:

=∗1, 2



DISEÑO A LA TENSIÓN

Los valores de fuerza de tensión están basados en un área mínima, el espesor y la mínima resistencia del DP. Empuje:

= ∗ 

Peso y Fuerza:

=ó∗Á =∗Á ó = ∗

Slip Crushing:



   ∗ ∗  = 1+ 2∗ + 2∗  


104



1  = tan+

 = ∗

Donde: Sh/St = relación de Slip crushing K = carga lateral en las cuñas Y = ángulo de lomo de la cuña Z = factor de fricción que genera al lubricante Ls = longitud de la cuña (16 pulg) TL =tensión total de la herramienta


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CAPÍTULO: IIV


“HIDRÁULICA D DE PPERFORACIÓN”


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4.1 HIDRÁULICA PARA LA SARTA DE PERFORACIÓN 23 El principal propósito de un programa de hidráulica es perforar en la manera más eficiente. Este está hecho para la circulación del lodo a un volumen adecuado y la presión para mantener frío al trépano, la limpieza del fondo de pozo, proporciona una acción de limpieza por chorro para ayudar a perforar el agujero por erosión hidráulica y transportar los recortes afuera del agujero 4.1.1 GENERALIDADES La hidráulica se ocupa de los efectos interrelacionados de la viscosidad, el caudal y las presiones de circulación, sobre el desempeño del lodo de perforación en sus varias funciones. Los principales requerimientos de un lodo de perforación son:   

Efectiva limpieza en el fondo del pozo Adecuada capacidad de limpieza de los recortes de perforación Estabilidad de las paredes del pozo.

El comportamiento de un lodo de perforación: La hidráulica de perforación engloba al estudio del comportamiento del lodo, el tipo de flujo y las presiones generados por fricción. 

 

El comportamiento del lodo es efectuado por las propiedades reológicas del lodo. El tipo del pozo depende de la geometría del pozo y del caudal de circulación. La pérdida de presión por fricción es efectuada por ambos parámetros.

El flujo turbulento, en el Espacio Anular puede tener efectos indeseables, tales como el lavado del pozo, altas presiones de circulación y una mayor invasión del filtrado

ANADRILL-Schlumberger,“Directional Drilling Training Manual, Version 1.2”, January 1998, page 252.

23


107



hacia las zonas permeables, baja viscosidad y bajas velocidades en el EA que son recomendables para una buena limpieza de los recortes de perforación. 4.1.2 REOLOGÍA Es el estudio de las deformaciones y flujo de un lodo cuando está en movimiento. Las propiedades reológicas son definidas por la velocidad de corte y esfuerzo de corte.

Velocidad de Corte (Shear Rate) Es la velocidad relativa de dos láminas de fluido dividido por la distancia entre láminas (velocidad/unid. Long) se mide en RPM o .

− .⁄100 .

Esfuerzo de corte (Shear Stress) Es la fuerza de fricción que se ejerce cuando una lámina de fluido se desliza sobre otra. (Fuerza por unidad de área) se expresa en

⃗ F→

A r

Fig. 4- 1 Esquema del Esfuerzo de corte

Las propiedades reológicas de un fluido de perforación son importantes para determinar los siguientes parámetros: 



Cálculo de la pérdida de presión por fricción en la tubería y/o en el espacio anular. Cálculo de la fuerza de pistoneo, cuando se saca o se baja la sarta de perforación y/o la cañería de revestimiento. Cálculo de la densidad equivalente de circulación.

 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

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 


Capacidad de limpieza de los recortes de perforación. Indirectamente, cálculo de la velocidad del lodo en las boquillas, pérdida de presión por fricción en el trépano y selección de las boquillas.

4.1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS Por el comportamiento del flujo y de acuerdo a la selección entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte, los fluidos se clasifican en: Newtonianos Fluidos

No Newtonianos Dilatantes



Plásticos de Bingham.



Pseudoplásticos.

Fluidos Newtonianos: Son aquellos donde el esfuerzo de corte es proporcional a la velocidad de corte a presión y Temperatura constante. Por Ej. Agua, gasolina y diesel, estos fluidos comienzan a fluir inmediatamente. Se aplica una fuerza cuando la presión deja de ejercerse, el fluido retorna a su estado inicial. Fluidos No Newtonianos: son aquellos donde la resistencia al esfuerzo de corte disminuye con relación a la velocidad de corte. Entre estos fluidos tenemos el Plástico de Bingham y los fluidos Pseudoplásticos (ej. Lodos de perforación y lechadas de cemento). Bingham Plástico.-

son aquellos que necesitan un esfuerzo inicial para entrar en movimiento, pero esta resistencia incrementa proporcional a la velocidad de corte. Pseudoplásticos.- son

aquellos que necesitan mayor esfuerzo para iniciar el movimiento, pero esta resistencia disminuye a medida que la velocidad de corte incrementa. Dilatantes.- son

aquellos donde la resistencia al esfuerzo de corte incrementa con relación a la velocidad de corte.

  =     


109



4.1.2.2 RÉGIMEN DE FLUJO Es el término utilizado para describir la forma en que se desplaza un fluido a través de una tubería y/o en el espacio anular. Las etapas por la que el lodo atraviesa son:   

Flujo Tapón. Flujo Laminar Flujo Turbulento.

cuando está en flujo laminar el lodo se desplaza en forma laminar, cuando las capas de flujo se desplazan en forma lineal una con relación a otra. Flujo Laminar:

cuando el lodo se desplaza en forma turbulenta y no hay un ordenamiento ni formas de capas de flujo. Flujo Turbulento:

Velocidad de circulación:

a) Velocidad promedio: es la velocidad media con la que se desplaza el lodo y esta depende de los caudales de bomba y relación de área.

⃗ =  

b) Velocidad crítica: es la velocidad límite a la cual un lodo entra en régimen turbulento, la misma depende de las propiedades reológicas del lodo.

⃗ >  → 

4.1.2.3 MODELOS MATEMÁTICOS

⃗ <  → 

Los dos modelos matemáticos comúnmente utilizados para describir el comportamiento de los fluidos de perforación son:  

El Plástico de Bingham El modelo exponencial (Power Low).

4.1.2.3.1 MODELO PLÁSTICO DE BINGHAM Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

110



Todos los cálculos se pueden hacer en base a una relación lineal, entre la velocidad de corte y el esfuerzo de corte. Es el modelo más usado en la hidráulica, pero no es el más exacto para fines de cálculo. Este modelo está definido por dos parámetros que son: la viscosidad plástica y el punto cedente.

Viscosidad Plástica.- es la resistencia del lodo al flujo, causada por:   

La concentración de sólidos Tamaño y forma de sólidos Viscosidad del fluido que los contiene.

=   

Punto Cedente (Yield Point).- es la fuerza de atracción entre las partículas dispersas en un lodo, debido a:  

Donde:

Carga de los iones disueltos en el lodo Concentración y tipo de los iones.

=   ⁄100

L600 = lectura reológica a 600 rpm (adim) L300 = lectura reológica a 300 rpm(adim). VP = Viscosidad Plástica (cps) YP = Yield Point (lbs/100 ft 2). Las ecuaciones de cálculo varían con respecto a otro Modelo Matemático, como el Software Drilling Office no utiliza este Modelo Plástico de Bingham, no se muestran las ecuaciones de cálculo, pero vale resaltar que este Modelo no está descartado para el desarrollo del cálculo de hidráulica ya que es utilizada por otras compañías. 4.1.2.3.2 MODELO EXPONENCIAL Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

111



Los fluidos Pseudoplásticos están definidos con mayor exactitud por este modelo. Este es el que mejor se acerca al comportamiento del lodo, por eso es el más utilizado para fines de cálculo en la hidráulica. Está definido por los factores “n” y “k”, que son el índice de comportamiento de flujo e índice de consistencia del lodo respectivamente. Está definido por la siguiente ecuación:

   =∗ 

Donde: τ

= Esfuerzo de corte (lbs/100 ft2)

k = Índice de consistencia (lbf *seg/100 ft2) n = Índice de comportamiento de flujo (adim) (dv/dr) = velocidad de corte (seg – 1 ó rpm) L600 – L300 = lecturas de reología a 600 rpm y 300 rpm. RPM = revoluciones por minuto.



 =1,703∗ =3,32∗  = 511

INTERIOR DE LA SARTA

La velocidad media del lodo y la velocidad crítica del lodo son comparadas para determinar el régimen de flujo, antes de calcular las pérdidas de presión por fricción. Si Vi y Vc difieren significativamente escoger la apropiada ecuación de flujo. 

VELOCIDAD MEDIA DEL LODO


112




= 24,5∗ 


 ⁄

VELOCIDAD CRÍTICA

       − − 5, 8 2∗10 ∗ 1, 6 3∗+1  =    ∗[  ∗ 4∗ ] Donde:



→

Flujo Turbulento

Vi < Vc

→

Flujo Laminar

PÉRDIDAS POR FRICCIÓN 

FLUJO LAMINAR

 1, 6 ∗ 3∗+1 ∗   = [  ∗ 4∗ ] ∗ 300∗ ,  .  − ,  2, 2 7∗10 ∗ ∗ ∗ ∗    = , 

Donde:

Vi > Vc

 ⁄

FLUJO TURBULENTO



  

 

= Pérdida de presión por fricción en el interior de la sarta (Psi)

Qb = Caudal de bombeo (gpm) = Diámetro interior de la sarta (pulg) = Densidad del lodo (lbs/gal)

L = longitud de la sarta (ft) 

ESPACIO ANULAR

 VELOCIDAD MEDIA DEL LODO Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

113




 = ℎ24, 5∗


 ⁄

VELOCIDAD CRÍTICA

   2,4 2∗+1 −   − 3, 8 78∗10 ∗  =    ∗[ℎ∗ 3∗ ] 

 ⁄

PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN 

FLUJO LAMINAR



FLUJO TURBULENTO

 2, 4 ∗ 2∗+1 ∗ ]    =[ℎ∗ 3∗ ] ∗[300∗ℎ ,  ,  − ,  7, 7 ∗10 ∗ ∗ ∗     = ℎ ∗ ℎ+, ∗

Donde:

Qb = rango de flujo (GPM) Dh = diámetro del agujero (pulg) Dp = OD de la sarta (pulg)



= Pérdida de Presión por fricción en el espacio anular (Psi).

L = longitud de la sarta (ft).

4.2 CONDIDERACIONES DE LA HIDRAULICA24 (RANGO DE FLUJO)

ANADRILL-Schlumberger, “Directional Drilling Training Manual, Version 1. 2”, January 1998, page 145

24


114



Los sistemas de fluidos de perforación introducen ruidos durante las operaciones de bombeo que pueden tener equipos de MWD en superficie forzando a decodificar las señales de la herramienta desde el fondo. Por ello se debe tomar en cuenta cuidadosamente el sistema de lodos. 





Mantener el rango de la bomba lo más alto posible para el rango de flujo necesitado. Los pulsos presión de la bomba de lodo incrementado por la frecuencia de la bomba son filtrados afuera por la computadora del MWD en superficie. Esto reduce los ruidos de la bomba sobre las señales del MWD. Estar seguros de que la línea de bomba esté en buenas condiciones. Los Liner dañados causan mucho ruido. Mantener constante el WOB como sea posible, particularmente cuando se esta perforando con motores de fondo a base de aceite. Los cambios de torque en el motor causarían ellos mismos cambios de presión en las tuberías de perforación.

4.3 EQUIPOS EN SUPERFICIE 4.3.1 BOMBAS DE LODO Las bombas de lodo son utilizadas para bombear el fluido de perforación durante la bajada de herramientas o durante las operaciones de perforación. Vienen de diferentes especificaciones, se clasifican como bombas Dúplex de Simple acción, Tríplex de doble acción. 4.4 CÁLCULO DE HIDRÁULICA Se puede observar en el cálculo de hidráulica que por el método “Modelo Exponencial” se tiene mayor exactitud y es el método que utiliza el software “Drilling Office” para cálculo de hidráulica. Ver el resumen de Hidráulica en la Fig. 4-1. HYDRAULICS - SUMMARY Company Name: Field: Structure: Well: Location: Borehole: Operator: District: BHA Data: Wellbore Data:

SAN ALBERTO (PBR) San Alberto SAL-15

P-T: Mud Wt: PV: YP: K: n: Fann 3: Fann 6: Fann 100: Fann 200:

Off 9,200 25,0 31,0 972,0 0,532 0,0 0,0 0,0 0,0

ppg cP lbf/100ft2 eq.cP

Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA” Well SAL-15

OH 8 1/2" (BHA # 1-A)RS W ellbore Geometry Rama Superior

lbf/100ft2 lbf/100ft2 lbf/100ft2 lbf/100ft2

Pressure Drop Summary Surf. Eqpt: 43 * Inside Drillstr. 1238 Tools: 116 Motor/RSS: 1508 Bit Nozzles: 232 * Annulus: 865 Chokeline: 0 Hyd Imbalance: 0 TOTAL: 4002

115

psi psi psi psi psi psi psi psi psi



Fig. 4- 1 Resumen de Hidráulica - Software

Desarrollo del cálculo se puede ver en Anexos (Ilustración 10). Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

116



Tabla 4- 1 Comparación de Resultados para la Caída de Presión, Manual Vs Software. CA DA DE PRESI N TOTAL

CAIDA DE PRESIÓN

MANUAL

SOFTWARE

EN EL ESPACIO ANULAR

874,1

830

Psi

ESPACIO INTERIOR

567,8

788

Psi

TRÉPANO

260,2

262

Psi

EQUIPO SUPERFICIAL

39,43

40

Psi

TOOLS-MWD

106,47

106

Psi

1293

1293

Psi

3141

3319

Psi

MOTOR

CAIDA DE PRESI N TOTAL DIFERENCIA =

178

UNIDADES

Psi

Hoja de cálculo para caída de Presión en el PowerDrive se puede ver en Anexos (Ilustración 11). 4.5 HIDRÁULICA EN EL TRÉPANO Consiste en determinar las la pérdidas de Presión por Fricción en las Boquillas del Trépano. Un mayor porcentaje de la Presión normal se pierde al bombear el lodo a través de las boquillas del trépano. Ver Anexos (Ilustración 12). La caída de Presión a través del Trépano está en función de los siguientes factores:    

Densidad del Lodo Caudal de la Bomba Velocidad de salida del lodo a través de las Boquillas Cambio de Energía Cinética

El factor principal que determina la Caída de Presión es la velocidad del Lodo a través de la Boquillas. Obviamente esto está controlado por el caudal de la Bomba y el área de las Boquillas. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

117



La Caída de Presión a través del trépano es independiente de las propiedades reológicas del Lodo debido a que el flujo es turbulento. A medida que se profundiza el pozo disminuye el caudal de Bombeo y la Caída de Presión a través de las Boquillas decaerá también, esto se puede evitar ajustando el área de las Boquillas. Ecuaciones de Cálculo



ÁREA TOTAL DE LAS BOQUILLAS

    + +     = 1304

Donde:



An = (π/4)*d2 = Área total de las boquillas (Pulg2) d1,d2,d3 = n732 = diámetro de la boquillas (Pulg). 

VELOCIDAD DEL LODO EN LAS BOQUILLAS

Donde:

 = 0,3 2∗   ⁄

Vn = Velocidad del lodo en las boquillas (ft/seg) Qb = Caudal de Bombeo (GPM)

⁄ – Formaci o nes Bl a ndas → 180 a 200 f t seg ⁄ a → 200 a 280 f t seg Rango de Velocidades { ForFormmaciacioonesnes Medi } Duras → 350 ft⁄seg 

PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN EL TRÉPANO.-


118



Es la caída de Presión que se produce al circular el Lodo a través de las Boquillas del Trépano.

 ∗   = 1120

Donde: Qb = rango de flujo (GPM)

    ó  = 10858∗

DL= densidad de lodo actual (LPG) A = TFA (pulg2) Pn = Caída de Presión en las boquillas (Psi) 

FUERZA DE IMPACTO

Es la medida de la Fuerza con la que el Fluido de Perforación impacta la Formación.

 =0,0173∗∗ √  ∗   =  ∗∗ 1932 

Donde: Fi = Fuerza de Impacto 

POTENCIA HIDRÁULICA EN EL TRÉPANO

Es una medida de la Energía utilizada en el Trépano, HHPOB, es la Potencia Hidráulica en el Trépano (HP).



= ∗ 1714

POTENCIA ESPECÍFICA



Es la relación entre la Energía utilizada en el trépano y el área del pozo, donde SHHPOB es la potencia específica y dh es diámetro del pozo

= 1 ⁄

 PÉRDIDA TOTAL DE PRESIÓN POR FRICCIÓN Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

119



Es la suma de las caídas de Presión que se produce en la totalidad del sistema circulatorio. 



 =  + + +

POTENCIA EMPLEADA EN LA BOMBA

Es una medida de Energía utilizada en todo el sistema de circulación.

 ∗5  = 171413.



POTENCIA HIDRÁULICA

Es el porcentaje de Energía utilizada en el trépano.



ℎ=   ∗100

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN

%

Es la Presión Hidráulica efectiva ejercida por el lodo. Es el efecto combinado de la densidad del fluido y de la fuerza que se requiere circular el lodo en el espacio anular. Donde h es la profundidad del pozo.

 = + 0,052∗ℎ



4.5.1 PROCEDIMEINTO DE CÁLCULO PARA WOB EN POZOS INCLINADOS 1) Calcular el WOB provisto por los Drill Collars: Donde:

 = ∗ ∗10,0015∗∗cos

  

= WOB provisto por los Drill Collars (lbs)

= Longitud de Drill Collars (ft) = Peso en el aire de los Drill Collars (lbs/ft)


120



MW = Densidad del Lodo (LPG) 2) Cálculo del máximo WOB provisto por el Heavy Weight:

 =  ∗ ∗ 10,015∗ ∗cos

Donde:

  

= WOB provisto por los Heavy Weights (lbs)

= Longitud de Heavy Weight (ft) = Peso en el aire de los Heavy Weight Drill Pipe (lbs/ft)

3) Calcular la fuerza Crítica de pandeo del HWDP:

    (   )∗∗(  )∗sin      =1617∗    Donde:

     

= Fuerza Crítica de pandeo (lbf) = OD del Heavy Weight Drill Pipe (pulg)

= ID del Heavy Weight Drill Pipe(pulg)

= OD del Tool Joint (pulg)

BF = Factor de Flotación (1-0.15*MW) = Diámetro del pozo (pulg)

= Ángulo de inclinación del pozo

4.- Cálculo de pandeo del Drill Pipe:

       n  ( )∗∗( )∗si       =1617∗  

Donde:


121


  


= OD del Drill Pipe o tubería (pulg)

= ID del Drill Pipe(pulg) = OD del Tool Joint (pulg)

5. - El WOB debe ser reducido por el 85% del factor de seguridad.

:  + > → á = + :  + <  → á =  + +

4.6 OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA 25 



  



25

Se necesita que las boquillas del trépano estén demasiado pequeñas en todos los trépanos para la optimización hidráulica. Caballos Fuerza, incrementa el ROP y ayuda a prevenir la aglomeración del trépano en arcillas muy suaves, mejor limpieza de la fase del trépano. Actualmente los HSI funcionan a 0,52 hp/in2, debería ser de 3 a 5 hp/in2. Las boquillas más pequeñas también incrementarían los JIT (Jet Impact Force). Ir a la bomba de líneas más pequeñas, líneas de 6ª 5 ½” para incrementar el HSI, pero también incrementará el SPP. En el caso de una carrera con PDM asegurarse de chequear dos veces el cálculo hidráulico, porque pueden afectar varios factores, el DD casi siempre diseña programas hidráulicos o al menos tiene algún conocimiento mínimo de hidráulica en ello.

GASCO Energy, “ROP Optimization”, February 28-2005, slide 12


122


CAPÍTULO: V V


“PROBLEMAS D DURANTE LLA PPERFORACIÓN”

5.1 ANTICOLISIÓN Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

123


 




Evitar el acercamiento con los pozos vecinos. Criterios de Alerta para Anticolisión: Factor de separación < 5

→

Alerta

Factor de separación < 1,5

→

Riesgo menor

Factor de separación < 1

→

Riesgo mayor

Evitar los riesgos de Colisión: Incrementando el Factor de Separación Incrementando la distancia centro a centro (planeamiento) Tomando nuevos registros en pozos offsset con Gyro Panificando las herramientas de survey precisas para la perforación o durante estas intermedias.

5.2 PEGAMIENTO POR PRESIÓN DIFERENCIAL Se refiere al pegamiento de la tubería, es una adherencia que ocurre por parte de la columna de sondeo (generalmente en los PM) se incrusta en el revoque de filtración lo que tiene como consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Este puede ocurrir en dos casos: pegamiento por presión diferencial y por pegamiento mecánico 5.2.1 SEÑALES DE PELIGRO     

Cuando la PH > Pf Formaciones permeables en agujero abierto Presión diferencial alta (1500 Psi) frente a una formación permeable Alto torque y sobre tracción después de que la tubería está sostenida inmóvil. Alta sobre tracción en las conexiones

5.2.2 IDENTIFICACIÓN DE PEGAMIENTO DE TUBERÍA Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

124


  


La circulación es llena y la presión de la bomba es normal Cuando el BHA es adyacente al espesor de la formación permeable Presión desequilibrada en el BHA

5.2.3 ACCIONES PREVENTIVAS 











Hacer un lavado especial de la zona para eliminar el revoque y así la Presión de formación pueda contra-restar a la Presión Hidrostática. Identificar las formaciones permeables que puedan conducir a un pegamiento por presión diferencial. Estimar la presión de la formación permeable usando datos del pozo más cercano, como ser pruebas DST o datos de producción del pozo. Si hay cambios de presión diferencial altos, considerar un cambio de diseño de Casing. Minimizar el OD de los DC, utilizado para minimizar el contacto de área con las costras de lodo. La velocidad anular y la limpieza del pozo se debe tomar en cuenta cuando se están reduciendo los OD de los DC.

5.3 SEVERIDAD DEL DOGLEG El DogLeg es el punto en que la trayectoria del pozo perforado cambia de inclinación y dirección más rápido de lo esperado, por ello la severidad del DogLeg o severidades altas, produce daños mecánicos y de pegamiento de tuberías. Los DL son necesarios, pero simultáneamente tiene otros factores de mayor importancia que contribuyen en la perforación, problemas de registros, completación y producción, tales como: 



Factor de fricción alto mientras se está sacando o bajando la herramienta (torque y arrastre) Ojo de llave


125




  


Fallas de los componentes de la sarta de perforación debido al doblamiento excesivo inverso. Desgaste de Casing, Y abrasión de la tubería Problemas al controlar el revestimiento del Casing Tiempo de vida reducida de la tubería

Son también llamadas patas de perro, se denominan así cuando se observa una sección torcida del casing en un pozo desviado. A veces los DL son creados intencionalmente para pozos direccionales aunque pueden tener efectos secundarios bastante dañinos. 5.3.1 FACTORES DE ALTA FRICCIÓN MIENTRAS SE ESTÁ BAJANDO Y SACANDO LA HERRAMIENTA Los DogLeg excesivos aumentan la fricción total a la sarta de perforación, aumentando la probabilidad de tener un pegamiento de la misma lo cual no permitía alcanzar la profundidad deseada. Los valores de DogLeg son definidos por la combinación de varios factores:   



Diseño de BHA Parámetros de perforación Características de la formación (ángulo de inclinación, fuerza de formación, consolidación, estratigrafía) Trayectoria del agujero (inclinación y azimut)

5.3.2 SEÑALES DE PELIGRO 

Cambios inesperados de la trayectoria del agujero (inclinación y/o azimut)

5.3.3 ACCIONES PREVENTIVAS  

Hacer una simulación o análisis de torque y arrastre. Usar datos previos de pozos direccionales en la misma área para identificar posibles problemas de DogLeg.


126





Los estudios de MWD ayudan a detectar inmediatamente los cambios de trayectoria del pozo, se debería tomar inmediatamente la acción correctiva.

5.4 KEY SEAT (OJO DE LLAVE) Los DogLeg aún severos, no causan problemas inmediatos como los DC que están bajo compresión acomodados para la nueva trayectoria, a un ojo de llave que es causado por la tensión de la sarta de perforación, normalmente la columna de perforación que roza contra la formación en la pata de perro. Los ojos de llave están asociados con los DogLeg, como la sarta de perforación podría ser forzado dentro del contacto con la formación, el desarrollo de los ojos de llave es dependiente de las horas de rotación y de la resistencia de la formación. 5.4.1 SEÑALES DE PELIGRO 



Grandes DogLeg en profundidades superficiales comparadas con la profundidad total. El atascamiento ocurrirá mientras se va sacando la herramienta del fondo del pozo.

5.4.2 IDENTIFICACIÓN DE PEGAMIENTO DE TUBERÍA   

Primero grandes secciones de OD del BHA alcanzados por el DogLeg Circulación no afectada La rotación puede ser posible

5.4.3 ACCIONES PREVENTIVAS 



Incorporar un key seat reamer dentro del diseño de un BHA, si el torque y arrastre es alto no es un problema Evitar la severidad del Dogleg, se debe dar una tolerancia máxima de Dogleg para planear bien el pozo.


127



5.5 FALLAS DE LA SARTA DE PERFORACIÓN DEBIDO A EXCESO INVERSO DEL DOBLEZ La tensión a la cual los componentes de la sarta son sujetados cuando se esta rotando a través de un cambio de Dogleg desde una tensión hasta una compresión cada media vuelta, acelera el desgaste de fatiga. Por consiguiente reducirán la vida de la sarta de perforación o el tiempo de perforación. 5.5.1 ACCIONES PREVENTIVAS    

Tener un grado de calidad superior de los tubulares Aplicar el torque recomendado para las conexiones usando el equipo apropiado Implementar un sistema de inspección esquemática de tuberías Usar un factor de seguridad adecuado, para tener un plan propio de torque y arrastre

5.6 COMPATIBILIDAD DE LOS EQUIPOS Los modernos equipos de perforación requieren el uso de nuevas tecnologías, por tanto sus requerimientos y límites son diferentes, tener especial cuidado en las siguientes áreas:        

Máximos y mínimos GPM Pérdida de presión a través de la sarta RPM WOB Máxima presión de operación Cambios de operación, si los cambios de formación ocurren Temperaturas de fondo estáticas y en circulación Longitud de carrera para el trépano. Presión inicial y final de superficie

5.6.1 ACCIONES PREVENTIVAS Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

128


    


Conocer las técnicas y especificaciones de cada herramienta corrida en el pozo Conocer las técnicas y especificaciones del equipo y sistema de superficie Tener los cálculos de hidráulica antes de correr la herramienta en el agujero Verificar la compatibilidad de los elementos del BHA Definir la formación esperada y la litología a ser perforada durante una carrera.

5.7 CONTROL DE POZOS MULTILATERALES 26 Siempre que se mantenga un aislamiento hidráulico adecuado, es posible aplicar la metodología de control de pozos existentes, y cada hoyo por separado. Caso contrario los cálculos necesitan tener en cuenta la formación más débil en cualquiera de los hoyos. Cuando existe un influjo (presión de cierre de la tubería = presión de cierre del revestidor), se puede utilizar el método de Esperar y Pesar como el Método del Perforador dependiendo de la taza de migración de influjo. Los síntomas del bajo performance en la perforación de pozos multilaterales son:       

Torque alto o fluctuante Tubería pegajosa (overpulls/transferencia de peso) Pobre control direccional ROP baja Señal de MWD intermitente Performance pobre del Motor, Broca, MWD. Pérdida de circulación

Los comportamientos Dinámicos son:   

26

Bit Bounce (Movimiento Axial) Stick Slip (Oscilación Torsional) Shocks Laterales

MANUAL DE CONTROL DE POZOS, Capítulo IX, “Pozos Horizontales y de Alto Ángulo”, 21 Agosto de 2001, page 256


129


  


Shocks Torsionales Whirl del BHA Whirl del trépano.

5.8 PROBLEMAS COMUNES EN EL BHA 5.8.1 DESGASTE PREMATURO DEL TRÉPANO El desgaste se produce debido a los shocks (aporte repentino de energía que ocurre cuando el BHA impacta con las paredes del pozo) y vibraciones producidos en el pozo (respuesta de los componentes del BHA a los shocks).

Fig. 5- 1 Shocks producidos durante la Perforación

Los shocks torsionales y las vibraciones provocan la rotación excéntrica del trépano lo que causa su desgaste prematuro.

Fig. 5- 2 Rotación Excéntrica del Trépano

5.8.2 VIBRACIONES AXIALES EN EL FONDO (BIT BOUNCE) Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

130



Las vibraciones son la respuesta de los componentes del BHA a los shocks. Este es un movimiento axial resonante del BHA.

Efecto: Trépanos rotos, herramientas de fondo rotas y baja ROP

Ambiente Típico: Pozos con baja inclinación y rocas duras

Influido por: Angulo del pozo, largo del BHA, RPM, dureza de la Formación, WOB.

Diagnóstico: Sacudones del Top Drive, vaivén del Kelly, shocks de fondo, Tri-Lobular (3*Frecuencia de RPM).

Cura: Cambiar el peso sobre la broca y las RPM, cambiar el tipo de broca PDC, usar amortiguadores (ShockSub). 5.8.3 ACELERACIÓN Y DESACELERACIÓN DEL BHA (STICK-SLIP) Es la aceleración y desaceleración alternada en la rotación de los componentes del BHA, debido a que los cortadores imparten una fuerza de torque reactivo en oposición al giro del trépano. Este Torque reactivo se propaga hacia arriba de la Sarta forzándola a vibrar. El trépano puede causar este efecto como también la fricción entre el BHA y las paredes del pozo. Este efecto produce en toda la sarta que periódicamente se terqueé y gire libre, acelerando al trépano a altas velocidades. En puede Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

casos severos se llegar a 131



detenerse o presentar una rotación inversa (en dirección contraria).

Fig. 5- 3 Stick Slip

Efecto: Fallas prematuras del trépano, fatiga o sobre-torque de las conexiones y 30 a 50 % de reducción de la ROP.

Ambiente típico: Alta fricción entre BHA/pozo, peso alto, es más común con brocas agresivas.

Influido por: Estabilización del BHA, herramientas Rotary Steerable, RPM, WOB, lubricidad del lodo, Limpieza del pozo (flujo), tipo de broca.

Diagnóstico: Grandes fluctuaciones en el torque de superficie (periodos de 3 segundos), variaciones en las RPM, shocks de fondo.

Posible solución: Parar la Perforación, Reducir el WOB, incrementar las RPM, incrementar la lubricidad del lodo (solo en pozos desviados), Uso de Roller Reamers. Otra solución sería usar un trépano menos agresivo, aumentar la lubricidad del lodo y mejorar la limpieza del pozo. 5.8.4 SHOCKS LATERALES (TRANSVERSALES) Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

132



Es el movimiento lateral caótico del BHA, de un lado a otro del conjunto.

Efecto: Daño extremo de los componentes de la sarta, el TopDrive se sacude y rebota la sarta de perforación.

Ambiente típico: Pozos de muy baja inclinación, agujeros “lavados”, secciones del BHA sin estabilización.

Influido por: Estabilización del BHA, RPM, WOB, calibre del pozo.

Cura: Una cura potencial sería parar la perforación, cambiar el WOB, cambiar las RPM, cambiar el trépano por uno menos agresivo y usar un Shock sub. 5.8.5 SHOCKS TORSIONALES Son impulsos momentáneos cuando el BHA está girando libremente y contacta la pared del pozo y la rotación es detenida.

Efecto: Conexiones sobre-torqueadas, Box-Pin dañados y componentes de la sarta rotos.

Ambiente típico: Pozos con baja inclinación y/o lavados, altas RPM

Influido por: Estabilización del BHA, lubricidad del lodo, ángulo del pozo, WOB, RPM.

5.8.6 BHA WHIRL Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

133



Es la rotación excéntrica del BHA, este movimiento puede ser en el mismo sentido o en contra de la dirección de rotación del BHA, o caótico.

Efecto: Daño extremo de la sarta y la broca, desgaste de un solo lado de las juntas y fatiga de las conexiones.

Ambiente típico: Pozos con baja inclinación, pozos “lavados”, secciones del BHA sin estabilización y conjuntos pendulares.

Influido por: WOB, lubricidad del lodo, estabilización del BHA y RPM.

Diagnóstico: Shocks altos de fondo, vibraciones en superficie (torque y peso), alto torque de superficie, conexiones fatigadas o con desgaste plano.

Cura para el Forward Whirl: Parar la operación y cambiar las RPM, incrementar el peso.

Cura para el Backward Whirl: Parar la operación, bajar el WOB, aumentar la lubricidad del lodo, incrementar el caudal, usar motores de fondo y estabilizadores rotarios. 5.8.7 BIT WHIRL Es la rotación sobre un punto diferente al centro geométrico causado por el trépano, el BHA y las paredes del pozo.

Efecto: Baja ROP, daño prematuro a la broca (fuera de calibre), pobre limpieza del pozo.


134



Ambiente típico: PDC con cortadores agresivos, intercalaciones, formaciones duro/blando y pozos con baja inclinación.

Influido por: Whirl del BHA, cambios en la dureza de la formación, pobre capacidad en la dureza del trépano.

Diagnóstico:

Fig. 5- 4 BIT Whirl- Rotación correcta del trépano

Shocks altos de fondo, pequeño ensanchamiento en el calibre del pozo.

Curas: Parar!! Luego reiniciar la perforación: Rotar con la mitad de las RPM deseadas Circular un instante Reducir el WOB Incrementar el peso suavemente hasta llegar al valor deseado Incrementar las RPM hasta la velocidad deseada. Otra solución sería usar un BHA más rígido. Cambiar el trépano y usar estabilizadores de sarta. 5.9 BAJAS RATAS DE PENETRACIÓN Esto sucede porque la rotación del trépano es la misma que se aplica desde superficie y la herramienta no cuenta con una sección de potencia. A bajas ROP la energía podría estar rompiendo las rocas y se van desgastando las herramientas de perforación o la sarta, por tanto, hay más maniobras, cambios de trépanos, DP, Herramientas, etc. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

135



5.10 PROBLEMAS EN EFICIENCIA DE CONSTRUCCIÓN DIRECCIONAL Esto se da al perforar zonas con tendencia al ensanchamiento, pero puede ser aplacado con el uso de un Underreamer. Ver Anexos (Ilustración 20).

Fig. 5- 5 WOB vs RPM

5.11 DESMORONAMIENTOS DE ARCILLA A medida que la presión de formación supera a la presión de la columna de lodo, esta pierde eficacia para sostener a las paredes del pozo y, eventualmente, las arcillas comienzan a desprenderse o a desmoronarse de los costados del pozo. Los desprendimientos de arcillas no necesariamente son una situación crítica. Sino que dependen de muchos factores, tales como los buzamientos en la formación, la consolidación, la cementación de los granos de arena, el estrés interno, etc. Los desmoronamientos de arcillas afectan a la perforación al causar problemas de arrastre por estrechamiento del pozo. Eventualmente las arcillas se adhieren a la barra de sondeo, al casing, o a las herramientas de perfilaje. Estos desmoronamientos no siempre son el resultado de presiones anormales, pero por lo general se les atribuyen otros orígenes. Cuando la causa es la presión, se pueden identificar las arcillas desmoronadas por sus bordes afilados, largos astillados y curvos.


136



CAPÍTULO: V VI “ARQUITECTURA D DEL PPOZO M MULTILATERAL”


137



6.1 PREMISAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL POZO MULTILATERAL EN SAL-15

Fig. 6- 1 Construcción del Pozo SAL-15, Vista en 3D


138



6.2 CONSTRUCCIÓN DE LOS BRAZOS DEL POZO LITOLOGÍ LITOLOGÍA POZO PILOTO

TVD

Cañería 30 ” ESCARPMENT Agujero 36 ” @ 80 m 640 m TARIJA/ CHORRO

Cañería 20 ” Agujero 24 ” @ 1400 m

1070 m

TUPAMBI 1492 m

Cañería 13.3/8 ” Agujero 17. ½” @ 2800 m Tope Liner 7 ” @ 4300 m LITOLOGÍ LITOLOGÍA RAMA SUPERIOR SUPERIOR

Hook Hanger 9.5/8” x 7” KOP = 4350 m

TVD IQUIRI LOS MONOS

H0 H1

Swell Packer

4388 m 4429 m 4558 m

H2 4669 m

Tope, Cemento @ 4824 m Tope Liner 5 ” @ 4870 m

Tope Liner 7 ”@ 4357 m Cañería 9.5/8 ” Agujero 12. ¼”@ 4407 m

H3 H4

IQUIRI LOS MONOS

4807 m 4845 m

KOP = 4950 m

I1

4884 m

Liner 7 ” Agujero 8. ½”@ 4924 m

4956 m

LITOLOGÍ LITOLOGÍA RAMA INFERIOR TVD

H0 H1 H2 H3 H4

4407 m 4442 m 4562 m 4682 m 4846 m 4884 m

I1 5001 m

5009 m

I2 I2

Tope Liner 5 ” @ 5420 m

5136 m

5086 m

RAMA SUPERIOR AZIMUTH 195° Liner 5 ” Perforado Agujero 6 ”@ 5912 md, 5086 tvd

5142 m ICLA LOWER

5386 m

Liner 7 ” Agujero 8. ½”@ 5473 m

5450 m SANTA ROSA

POZO PILOTO Agujero 8.1/2 ” @ 5450 m RAMA INFERIOR AZIMUTH 195° Liner 5” Perforado Agujero 6.1/8 ” @ 5813 md, 5544 tvd

5544 m

Fig. 6- 2 Arquitectura del Pozo SAL-15 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

5386 m

139



6.3 APERTURA DE VENTANAS LATERALES Para la apertura de la ventana lateral del Casing Sidetrack se utilizará una herramienta especial denominada Hook Hanger, que es una herramienta similar a cualquier colgador Liner convencional, a diferencia que en la parte baja del mismo tiene un pasaje de 6” que permitirá acceder al pozo piloto a través del Inserto de desviación que se fija dentro del Hook Hanger y facilita el pasaje a través de un alto DogLeg en el pozo. El Hook Hanger a utilizarse sería de muestran en la Tabla 6-1.

7"∗ 9"

, algunas especificaciones se

Tabla 6- 1 Especificaciones del Hook Hanger Especificaciones del Hook Hanger

Casing Principal OD

Peso

ID Casing (Pulg)

Drift Casing (Pulg)

Hook Hanger ID (Pulg)

Hook Hanger OD (Pulg)

9,625 "

40 #

8,835

8,679

8,5

6,765

9,625 "

43,5 #

8,755

8,599

Ancho de la

Ángulo de la

ventana (pulg)

Tamaño del agujero Csg Exit (pulg)

5,75

8,5

2,23

ventana (º)

Características y Beneficios: 

Permite crear re-entradas dentro del mismo pozo principal



Facilita el pasaje a través de un alto DogLeg en el pozo.



Las cargas son distribuidas a lo largo del Hook Hanger minimizando el estrés en la ventana principal.



La profundidad del lateral puede tener suficiente longitud para asegurar que el Liner esté colgado en la ventana y no asentado en el fondo.

Determinando el KOP, y cementando con un fluido especial hasta anclar el Hook Hanger para proceder a la apertura de la ventana. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

140


CAPÍTULO: V V II


“PERFORACIÓN M MULTILATERAL A APLICADO AL PPOZO SSAL-15”


141



7.1 ANTECEDENTES DE POZOS EN EL CAMPO SAN ALBERTO El Campo San Alberto produce de 3 reservorios: Huamampampa, Icla y Santa Rosa, siendo el principal reservorio Huamampampa por su alto potencial y alta reserva, en los tres reservorios se analizó las reservas mediante el método de balance de materiales, revelando un comportamiento típico de un reservorio volumétrico. Sin mostrar el empuje del acuífero debido a que todavía no ha producido el 10 % de sus reservas27. La producción de los pozos tiene distintos niveles y existen varios pozos verticales y Dirigidos de Alto Ángulo, (SAL-15 pozo de desarrollo) programado como multilateral, será el primer pozo multilateral de desarrollo perforado en la región Sur de Bolivia. En este campo, el pozo SAL-13 pozo vertical, perforado hasta 5733 metros (MD) de profundidad atravesando las formaciones Huamampampa Icla y Santa Rosa perforado hasta el OH 6 1/8”, con peso Equivalente de Lodo de 13,48 LPG, se cerró a la producción en el nivel de Santa Rosa, debido al alto corte de agua, con la cual se ve una reducción en el factor de recuperación las cuales han afectado en un 36 % de volumen. Y el pozo SAL-14 pozo dirigido de alto ángulo, perforado hasta los 4823,1 metros (MD) de profundidad atravesando la formación Huamampampa 1, 2, 3 y 4. Finalizando con Liner Pre-perforado de 7” en agujero de 8 ½”. Con el equipo PI-320, perforado con Turbina de 1,55 a 1,89 RPM, han sido perforados con problemas comunes de pegamiento de tuberías, torque y arrastre. Por tanto en las Formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, del campo San Alberto, por ser formaciones duras a semiduras requieren herramientas rápidas para perforar, una de ellas puede ser el PowerPak-HS (High Speed) con una configuración de 2:3 lóbulos con mayor velocidad de penetración.

UNIDAD DE FISCALIZACIÓN-SEGUIMEINTO Y CONTROL, “Auditorias Realizadas a las Empresas Petroleras , Informe Final”, La Paz, Abril 2007, page 42 -82 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A 142 PETROLERA” 27



7.2 JUSTIFICACIÓN Se quiere abordar este proyecto ya que en Bolivia aún no existen pozos multilaterales hasta la fecha, pero se están planificando la perforación de estos pozos en la zona del Sub Andino Sur de Bolivia, para abastecer a la Demanda Internacional ya que el objetivo de estos es tener la mayor producción posible en menor tiempo. Y como en nuestro país abundan reservas gasíferas, estos tienen su propia energía y la formación productora es el Huamampampa netamente gasífero, por tanto, comenzaran a producir grandes volúmenes por su propia energía. En relación a lo anterior se realizará la perforación de un nuevo pozo SAL-1528 programado como multilateral esperando tener éxito, ya que este reduce costos de perforación ya sea en un número de pozos perforados desde superficie, instalaciones, equipo, etc. Tomando en cuenta los problemas presentados en pozos anteriores en Bolivia. 7.3 OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS GENERALES. 

El objetivo general es la planificación de la perforación multilateral del pozo SAL-15 de tipo lateral apilado. Enfocándonos básicamente en la perforación de las ventanas laterales o ramas del pozo utilizando las herramientas especiales y adecuadas para esos tramos hasta llegar a los objetivos del pozo.

ESPECÍFICOS. 



El objetivo es diseñar el BHA apropiado para la perforación del pozo lateral de alto ángulo en la formación Santa Rosa y una rama lateral de alto ángulo en la formación Huamampampa e Icla. Aumentar la precisión en el control direccional del pozo utilizando las herramientas adecuadas para la trayectoria del pozo multilateral.

SAL-15= San Alberto N° 15, A-0 pozo de Desarrollo.

28


143


   


Determinar el tipo de BHA adecuado para la perforación lateral. Optimizar los parámetros de perforación en ambas secciones. Cálculo de Hidráulica. Cálculo de Torque y arrastre (análisis de Tortuosidad).

7.4 DATOS GENERALES DEL POZO SAL-15 Tabla 7- 1 Datos Generales del Pozo SAL-15 DATOS GENERALES DEL POZO

BLOQUE

SAN ALBERTO

CAMPO

SAN ALBERTO

POZO

SAN ALBERTO N° 15 (SAL-15)

CLASIFICACIÓN INICIAL

A-0 (DE DESARROLLO)

CUENCA

SUBANDINA SUR

DEPARTAMENTO

TARIJA

PROVINCIA

GRAN CHACO

PAÍS

BOLIVIA

UBICACIÓN FISIOGRÁFICA

SUBANDINO SUR COORDENADAS DEL POZO

X=

412.911,00 m (Easting)

Y=

7.586.072, 00 m (Northing)

Zt=

1562,00 m UBICACIÓN GEOLÓGICA DEL POZO

EN SUPERFICIE

ZONA DE CULMINACIÓN DE LA ESTRUCUTURA, PLANCHADA EN ROCAS DE LA FORMACIÓN TARIJA

TOPE DE LA FORMACIÓN HMP.

ZONA DE CULMINACIÓN DE LA ESTRUCTURA.


144



7.5 SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA Tabla 7- 2 Secuencia Estratigráfica del Pozo Piloto POZO PILOTO

SISTEMA

GRUPO

1 Carbonífero Mandiyuti

FORMACIÓN

CUERPOS

Escarpment

TOPE

TOPE

COTA

(mbbp)

(TVD)

ESTRUCTURAL

Secuencia

1562

aflorante Machareti

2

Devónico

Tarija

540

540

1022

Ar. Miller

1310

1310

252

Itacuami

1480

1480

82

Tupambi

1520

1520

42

Iquiri

1860

1860

-298

Los Monos

2000

2000

-438

2240

2240

-678

4407

4407

-2845

H-0

4407

4407

-2845

H-1

4442

4442

-2880

H-2

4522

4522

-2960

H-3

4704

4704

-3142

H-4

4843

4843

-3281

4859

4859

-3297

I-1

4859

4859

-3297

I-2

5001

5001

-3439

Icla

5185

5185

-3623

5386

5386

-3824

5386

5386

-3824

5450

5450

-3888

Ar. "A" Huamampampa

Icla

Lower Santa Rosa SR-1 Prof. Final GWC = -4550 mss


145



Tabla 7- 3 Secuencia Estratigráfica de la Rama Inferior POZO RAMA INFERIOR

SISTEMA

GRUPO

FORMACIÓN

Devónico

CUERPOS

TOPE

TOPE

COTA

(mbbp)

(TVD)

ESTRUCTURAL

5185

5185

-3623

5386

-3824

5386

-3824

5544

-3982

Icla Lower

KOP entre 5185 - 5386 Santa Rosa SR-1 Prof. Final GWC = -4550 mss

Tabla 7- 4 Secuencia Estratigráfica de la Rama Superior POZO RAMA SUPERIOR

SISTEMA

GRUPO

Devónico

FORMACIÓN

CUERPOS

TOPE

TOPE

COTA

(mbbp)

(TVD)

ESTRUCTURAL

2240

2240

-678

4407

-2845

H-0

4407

-2845

H-1

4442

-2880

H-2

4522

-2960

H-3

4704

-3142

H-4

4843

-3281

4859

-3297

I-1

4859

-3297

I-2

5001

-3439

5185

-3623

Los Monos

KOP en la Base de la Formación Los Monos Huamampampa

Icla

Prof. Final GWC = -4550 mss


146



Formación Huamampampa: Esta unidad sedimentaria en el ámbito de las serranías Subandinas, se ha tornado la de mayor interés petrolero. En el Campo San Alberto, esta formación aflora presentando las siguientes características litológicas: formación dura, compuestas por areniscas gris blanquecinas, micáceas y duras, de granos finos, sub redondeados, compactas, de selección regular a buena y limolitas grises con cierta tonalidad amarillenta, laminadas, tiene escasa matriz, buena porosidad primaria y buena cementación silícea, por tanto se trabaja mayormente con trépanos Tri-Cono o sea los Milled Tooth, PDC, o de inserto, si utilizamos Motor de Fondo y si usamos Turbina se corre con trépanos impregnados de diamante. Formación Icla: Esta Formación se halla compuesta por tres secuencias litológicas: Icla Superior I1, Icla Medio I2, e Icla Lower. Es un reservorio productor de Gas y de extensión regional, bien aislado, independiente con relación al H4 y SR1. Se caracterizan por estar constituidos de limolítas gris oscuro a claro de aspecto sucio y muy fino, con menor relación de fracturas en el Icla I1, manteniéndose constante en el Icla Medio hasta su base. Sobre las lutitas del Icla Lower se apoyan bruscamente areniscas de color gris claro, de granos finos, silíceas, duras, las cuales no están fracturadas. Este tramo constituye el sello de los reservorios de la Formación Santa Rosa. Formación Santa Rosa: Esta formación ha sido atravesada totalmente por el pozo SAL-X12, es de extensión regional y de comprobada productividad gasífera. De acuerdo a sus características litológicas, ha sido dividida en tres reservorios: SR1, SR2, SR3, en el tope de esta formación y en la base de la formación Icla, se ha encontrado un banco de conglomerado, constituido por rodados de cuarcitas y areniscas compactas, con delgadas intercalaciones de limolítas, de grano fino a medio subredondeado, silíceas y bastante duras.


147



7.6 UBICACIÓN DEL POZO

Fig. 7- 1 Ubicación del Pozo SAL-15 Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

148



7.7 CORTE ESTRUCTURAL El corte estructural del Pozo SAL-15 está diseñado en base al Mapa Estructural de ambas Formaciones, Huamampampa y Santa Rosa del bloque San Alberto. Ver Anexos (Ilustración 13 y 14).

Fig. 7- 2 Corte Estructural del Pozo SAL-15

7.8 INFORMACIÓN DE POZOS VECINOS SAN ALBERTO N° 12 (SAL-X12) 29 Este pozo está ubicado en el Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco. Los objetivos principales de este pozo fue llegar a la formación Huamampampa y como secundarios estaban las formaciones Icla, Santa Rosa y Tarabuco (tramo superior), la profundidad programada estaba a 5600 m, y la alcanzada fue en 5650 m. el tiempo de perforación duró aproximadamente 325 días casi un año. Tipo de pozo de avanzada (A1) para las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. PETROBRAS, Información.

29


149



Pozo exploratorio en profundidad (A-2b) para la parte basal de Santa Rosa y el tramo superior de la formación Tarabuco. Este pozo actualmente se encuentra produciendo, pero se realizo un cambio de tubería de producción de 5 ½” a 7” para aumentar los volúmenes de producción. ITAÚ-X2 Pozo Itaú – X2 (pozo vertical) perforado hasta la Formación Santa Rosa alcanzando la profundidad de 6095 m, Los campos Itaú y San Alberto tienen directa comunicación entre ambos reservorios ya que la caída de presión en ambos campos son similares los cuales son 600 Psi para el campo Itaú sin tener producción alguna, y el campo San Alberto con una caída de presión de 764 Psi. Por tanto en este campo se deberá desarrollar un solo modelo geológico para poder optimizar la producción, teniendo mayor beneficio para el país. El Pozo Itaú – X1 fue abandonado a 992 m de profundidad por hundimiento del terreno de la planchada, debiéndose desplazar el equipo a 22 m para perforar un nuevo pozo, Itaú – X1A. Estos pozos Itaú – X1A e Itaú X-2 son productores de gas y condensado, el pozo Itaú-X3 considerado como de avanzada y ubicado a 17 km hacia el norte del Pozo Itaú-X2, fue abandonado por encontrarse los niveles productores en la fase acuífera. Actualmente el pozo Itaú X-2 se encuentra temporalmente abandonado, que posteriormente será re-perforado, haciendo una re-entrada al pozo vertical para que este sea dirigido a cierto ángulo y poder recuperar los volúmenes de gas y condensado. 7.9 APLICACIÓN DEL SOFTWARE DRILLING OFFICE El uso del Software Drilling office es utilizado para diseñar el BHA propuesto con su respectiva geometría del pozo, como también hacer el análisis de Hidráulica, Torque y Arrastre, y Tendencia del BHA, etc. se aplica solo para herramientas diseñadas por Schlumberger, es decir PowerPak y PowerDrive, etc. a menos que se introduzca un Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

150



catálogo de herramientas diseñadas por otras compañías con sus respectivas especificaciones generales de cada herramienta. BHA Editor.- Para el diseño del BHA, primeramente se realiza el diseño de la geometría

del Pozo, de acuerdo a las características de los Casing seleccionados para dicha perforación, ver Anexos (Ilustración 15). Luego se procede a diseñar el BHA comenzando por la selección del trépano y la herramienta para la perforación (PowerPack, PowerDrive) y es sistema LWD (PowerPulse, SlimPulse, ImPulse), ver Anexos (Ilustración 17). Hidráulica (Hydrailic).-

el programa de Hidráulica usualmente se define para optimizar la perforación, realiza un análisis de las caídas de presión en el motor y en el trépano, proporciona una presión estimada a lo largo de todo el sistema de circulación, generalmente para tener un buen funcionamiento y lubricación de los Bering del motor (PowerPak), la caída de presión en el trépano debe ser mayor a 250 Psi, y así tener mayor vida útil del motor. En el caso del PowerDrive la caída del trépano debe estar entre 600 a 800 Psi. Para activar los pad’s del PowerDrive. Ver Anexos (Ilustración 18). este permite realizar un análisis de torque aplicado en el BHA y calcula la fricción esperada (torque y arrastre) cuando se esta deslizando o rotando, como también se puede realizar un análisis de la tendencia del BHA y verifica si existe pandeo (buckling) en alguna zona del BHA diseñado, ver Anexos (Ilustración 19). Esta aplicación analiza las fuerzas de torque y arrastre con el fin de disminuir las fuerzas de contacto de la sarta, permitiendo minimizar el desgaste de casing. Es invaluable para evitar los problemas de buckling y de fatiga, para detectar fallas en la sarta y asegurar que el trépano tiene suficiente capacidad. Torque & Drag (DrillSAFE).-


151



7.10 DISEÑO DEL BHA PROPUESTO 7.10.1. OH 8 ½”

Fig. 7- 3 Diseño del BHA propuesto OH 8 ½” – Rama Inferior Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

152



7.10.1.1 ALTERNATIVA 1 

PDC-Bit (8 ½”) + A675M2380XP + Float Sub (6 ¾”) + PPulse (6 ¾”) + XO + SSub (6 ¼”) + DC (6 ¼”) +XO + HWDP (5 ½”) + XO + HJ + XO + HWDP (5 ½”) + DP (5 ½”) up


Impregnated -Bit (8 ½”) + A675M23107HS + Float Sub + PPulse675 (w/IWOB) + Pony-NMDC + Ss (6 ¼”) + DC (6 ½”) + XO + HWDP (5”) + HJ + Flex Joint (6 ½”) + HWDP (5”) + DP (5”) up

Donde: Impregnated-Bit = Trépano Impregnado. DC = Drill Collar. Ver Especificaciones en Anexos (Ilustración 21). HWDP = Heavy Weight Drill Pipe. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 22). Especificaciones del PowerPak HS y XP. Ver Anexos (Ilustración 23). Características y Especificaciones del PowerPak A675. Ver Anexo (Ilustración 24). A675M2380XP = PowerPak 6 ¾” de 2:3 lobes Extra Potencia, 8 etapas. Ver Anexos (Ilustración 25) A675M23107HS= PowerPak 6 ¾” de 2:3 lobes Alta Velocidad. Ver Anexos (Ilustración 26) IWOB = Integrated Weight on Bit PPulse = PowerPulse. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 27). SP = SlimPulse. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 28) XO = Crossover Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

153



Ss = Shock Sub. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 29) HJ = Hydraulic Jars. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 30) PD675 Xceed = PowerDrive 6 ¾”. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 31) IMPulse = Impulse (D&I, Rw, GR). Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 32). A475XP = PowerPak 4 ¾” Extra Power. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 33). A475M2380HS = PowerPak 4 ¾” de 2:3 lobes Alta Velocidad. Ver Anexos (Ilustración 34). Gráfica de RPM Vs GPM del IMPulse. Ver en Anexos (Ilustración 35). DP = Drill Pipe. Ver propiedades en Anexos (Ilustración36). Tipo de Conexiones. Ver en Anexos (Ilustración 37). Stabilizers = Estabilizadores. Ver especificaciones en Anexos (Ilustración 38)


154



7.10.2 OH 6” - 61/8”

Fig. 7- 4 Diseño del BHA propuesto OH 6” – Rama Superior Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

155




Diamont-Bit (6 1/8”) + A475M2380HS + Flow Sub + UBHO + SlimPulse-Bat. On Bottom + DC (4 ¾”) + Stabilizer (5 7/8”) + DC (4 ¾”) + HWDP (3 ½”) + HJ + HWDP (3 ½”) + DP (3 ½”) up


Impregnated-Bit (6 1/8”) + A475M2380HS+ Flow Sub + UBHO + IMPulse + AND (optional) + DC (4 ¾”) + HWDP (3 ½”) + HJ + HWDP (3 ½”) + XO + DP (2 7/8”) up

7.11 SECUENCIA DE OPERACIONES (LATERAL INFERIOR) La Rama Inferior será perforada o desviada en agujero abierto, atravesando un tapón de cemento comenzando con un KOP en 4950 m. aproximadamente hasta 5473 m. OH de 8 ½” y OH 6 1/8” de 5473 a 5813 m. respectivamente. 7.11.1 SECCIÓN 8 ½” 





En esta fase se atravesará las fracturas en forma perpendicular, lo cual hace que se incremente la pérdida de fluido hacia la formación. Se iniciará en 4950 m. (KOP) con trépano de 8 ½” PDC o Impregnados y PowerPak con un rumbo de 195° y un ángulo vertical de 60° al llegar al tope de la formación Santa Rosa, (5386 m TVD y 5473 m MD). Se continuará la perforación con mucha paciencia a bajas ROP, para el inicio de la perforación. Como regla, la ROP de 20 a 25 m/día es el máximo ROP aceptable cuando se está acondicionando el tapón de cemento del Sidetrack, obviamente en formaciones duras esto es más difícil de desviar. Se debe observar frecuentemente en la Zaranda, los recortes de perforación, para saber si nos estamos alejando del tapón de cemento. Generalmente con el 80% de formación y 20 % de cemento, ya se puede comenzar a desviar el pozo con más seguridad. Verificar los recortes de


156













perforación, si el porcentaje de los recortes de perforación incrementa constantemente, debemos incrementar el WOB. La profundidad en pies perforados con el motor depende del tamaño del agujero, la dureza de la formación y las condiciones del trépano. Durante la perforación se puede repasar el tramo perforado cada 6 o 9 metros dependiendo del comportamiento de la tensión al levantar la herramienta para realizar alguna conexión. Tener cuidado con el control del torque, para evitar que la herramienta se pueda desenroscar en algún punto de la sarta. Como en esta fase se incrementará el ángulo, hay posibilidades de que se presenten problemas de limpieza, llegando a incrementar el torque y la sobretensión de la herramienta, por tanto será necesario incrementar el caudal de flujo y la reología para mejorar la limpieza del pozo. Se deberá llevar el control comparativo de las gráficas de Torque and Drag. (encargado de la parte direccional). Este tramo será aislado con Liner de 7”.

7.11.2 SECCIÓN 6 1/8” 







Antes de iniciar la perforación, se deberá verificar las herramientas a ser usadas, la cañería de 5” debe estar previamente perforada e inspeccionada y solicitada con anticipación para medirla y calibrarla. Deben estar listos los 1200 bls de lodo emulsión inversa, densidad 9,7 LPG para el inicio de la perforación. Si durante la perforación se presentan condiciones anormales de torsión y sobretensión, bombear píldoras viscosas y considerar la posibilidad de realizar un viaje de calibración. Luego de perforar el tramo, llegando a la profundidad final de la Rama Inferior, se aislará con Liner Ranurado de 5”.


157





Se efectuará una prueba DST con Packer de 7”, en la Formación Santa Rosa. Ahogar el pozo y realizar una carrera de limpieza hasta el fondo del pozo.

7.12 SECUENCIA DE OPERACIONES (LATERAL SUPERIOR) Este tipo de desviación es seleccionado como Sidetrack en agujero entubado o Casing Sidetrack, abriendo una ventana en el Casing de 9 5/8” en 4350 m (KOP) aproximadamente. Para comenzar a perforar agujero de 8 ½” y 6” respectivamente. 7.12.1 SECCIÓN 8 ½” 

 











Una vez concluida la apertura de la ventana con el Whipstock para agujero de 8 ½”, la próxima carrera se realiza para perforar la sección de incremento angular del pozo y dirigida hacia los objetivos. Armar y bajar el arreglo direccional con el BHA seleccionado Se iniciará la perforación de la f ase de 8 ½” con trépanos PDC y motor o PD, con un rumbo de 195° y un ángulo vertical de 47° hasta la profundidad de 4924 m. (MD) y 4859 (TVD), tope de la formación Icla. En esta fase puede ocurrir pérdida de circulación debido a las micro-fracturas, por tanto se agregará al sistema, carbonato calcio sellante. Repasar el tramo perforado cada 6 o 9 metros, dependiendo del comportamiento de la tensión al levantar la herramienta para realizar la conexión. Tener especial cuidado en esta fase donde existirá un Sidetrack y se incrementará el ángulo, se pueden llegar a tener problemas por falta de limpieza del pozo. Correr registros, repasar con arreglo de dos estabilizadores a 30 y 60 pies del trépano. Bajar tapón y fijar en Packer. Bajar y cementar Liner de 7” con Hook Hanger de 7” en 4924 m.


158



7.12.2 SECCIÓN 6” 



 







En este tramo se realizan las mismas operaciones de perforación que el de la rama Inferior para OH de 6 1/8”. Antes de llegar a la profundidad de asentamiento, se deberá tener listo el Liner Hanger de 5” x 7” con todos sus accesorios, chequear diámetros. Densidad del lodo de 9.7 LPG para el inicio de la perforación. Debido a que la herramienta de multilateral tiene un pasaje menor, ningún diámetro a ser bajado al pozo podrá ser superior a 6”. Durante esta fase pueden ocurrir pérdidas de circulación debido a las microfracturas, por lo tanto se agregará al sistema un material sellante. Realizar los respectivos cálculos de hidráulica para determinar las máximas velocidades de sacada y bajada de herramienta, para evitar el efecto de pistoneo o suaveo. Continuar perforando direccionalmente hasta 5912 m (MD) profundidad final, atravesando la formación Icla con un ángulo de 85° de desviación y azimut de 195°, TVD de 5086 m. (ROP 15 m/d).

7.13 EQUIPO DE PERFORACIÓN El equipo de perforación seleccionado para este pozo es el DLS30 -153 con una altura de la mesa rotaria de 10 metros. Las especificaciones del equipo se detallan en la siguiente tabla.

DLS = Drilling Logging Services (Nombre del Equipo para SAL-15) seleccionado por la potencia requerida para la perforación. Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A 159 PETROLERA” 30



Tabla 7- 5 Especificaciones del Equipo, Pozo SAL-15 Equipo DLS

EQUIPO

MASTIL

TIPO

CAPACIDAD

DLS - 153

NATIONAL

CANTILEVER

1,550,000

DRECO

*

*

SUB ESTRUCTURA

Lbs. CAPACIDAD

ALTURA

NATIONAL

TIPO

1,510,000 Lbs.

LIBRE

DRECO

SLINGSHOT

(SIMULTANEA)

8,4 m.

CUADRO DE

POTENCIA

TIPO

3,000 HP

Diesel - Eléctrico

TIPO

CAPACIDAD

TORQUE

TOP DRIVE

TDS - 4S

650

45

Varco

DUAL SPEED

TN

FT-LBS

BOMBA N° 1

POTENCIA

TIPO

CAMISAS

Nat. 12-P-160

1,600 HP

TRIPLEX

5" a 7"

BOMBA N° 2

POTENCIA

TIPO

CAMISAS

Nat. 12-P-161

1,600 HP

TRIPLEX

5" a 7"

BOMBA N° 3

POTENCIA

TIPO

CAMISAS

Nat. 12-P-162

1,600 HP

TRIPLEX

5" a 7"

MANIOBRA National

*

1 2 3

7.14 PROGRAMA DIRECCIONAL El programa Direccional para ambas ramas, del pozo SAL-15 es el mismo, la diferencia es que la rama superior es en Casing Sidetrack (Agujero Entubado), (se requiere abrir la ventana) y la rama inferior es en Sidetrack Agujero Abierto (se requiere atravesar el tapón de cemento).


160



Fig. 7- 5 Gráfica de Desviación de un pozo tipo Slant


161



Cálculo de la Desviación (Rama Superior)

Objetivo: Descripción

Formación Santa Rosa Variable

Profundidad

Variable

vertical TVD Azimuth

Az

Despl.

Profundidad

horizontal

medida MD

195

Unidades

grados

KOP

V1 =

4350

End of Build

V2 =

5100

D1 =

Objetivo

V3 =

5185

D2 =

4350

metros

242

5190,37

metros

543

5902

metros

Máxima inclinación

Øi =

80

grados

Build up Rate o DLS

BUR =

2,56

°/30 m

R=

22,39

metros

Línea D-C

DC =

520,61

metros

Línea dD-O

DO =

835

metros

31,95

grados

793,96

metros

Ø BOC =

88,39

grados

Ø BOD =

56,44

grados

Ø =

33,56

grados

Línea B-C

BC =

793,65

metros

Línea E-C

EC =

666,77

metros

Radio de curvatura

Ángulo DOC

Ø DOC =

Línea O-C

OC =

Ángulo BOC Ángulo BOD

Si R
Máximo Ángulo del pozo

EOB MD Profundidad Vertical Desplazamiento

MD = TVD = D=

4381,25

metros

4327,75

metros

24,87

metros

profundidad del

5174,9

metros

3,12

metros

Objetivo coordenadas

NS =

7586072

EW =

412911

α =

metros

Tabla 7- 6 Cálculo de la Desviación – Rama Superior Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

162



7.14.1 PLAN DIRECCIONAL

Planilla Rama Inferior Tabla 7- 7 Planilla Rama Inferior – formación Santa Rosa PLANILLA RAMA INFERIOR - FORMACIÓN SANTA ROSA COMMENT

MD

INCL

Azimut

TVD

VSEC

NS

EW

DLS

TF

(m)

(°)

(°)

(m)

(m)

(m)

(m)

(°/30m)

(°)

BR

TR

(°/30m) (°/30m)

1

Tie-in

4950

0

0

4950

0

0

0

0

2

cuña

4955

1,33

0

4955

-0,06

0,06

0

7,98

195

7,98

0

3

EOC

5473,9

60

195

5386

242,38

-233,67

-64,62

3,54

-0,9

3,39

-9,54

4

Prof. Final

5814,5

64,53

194, 92

5544

542,9

-524

-142

0,4

0,4

-0,01

Planilla Rama Superior Tabla 7- 8 Planilla Rama Superior – Formación Huamampampa

PLANILLA RAMA SUPERIOR - FORMACIÓN HUAMAMPAMPA COMMENT

MD

INCL

Azimut

TVD

VSEC

NS

EW

DLS

TF

(m)

(°)

(°)

(m)

(m)

(m)

(m)

(°/30m)

(°)

BR

TR

(°/30m) (°/30m)

1

Tie-in

4350

0

195

4350

0

0

0

2

cuña

4355

1,2

195

4355

0,05

-0,05

-0,01

7,2

195

7,2

0

3

EOC

5187,3

70

195

4991,8

455,94

-440,41

-118

2,48

3,7

2,48

0

4

Prof. Final

195,52

5185

1128,2

-1089

-295

0,34

0,34

0,02

5887,3 77,93


195

163



7.14.2 DISEÑO DEL POZO Vista en Planta -600

-500

-400

-300

0

-100

0

Tie-In 0 MD 0 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0

-100

100 POZO PILOTO

Tie-In 4950 MD 4950 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0

-200

200

300

Pozo Piloto 5450 MD 5450 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0 Tie - in 4350 MD 4350 TVD 0.00° 195.00°az N=0 E=0

cuña 4955 MD 4955 TVD 1.33° 0.00°az N=0 E=0

-300

-400

-200

Cuña 4355 MD 4355 TVD 1.20° 195.00°az N=0 E=0

EOC 5187 MD 4992 TVD 70.00° 195.00°az N=-440 E=-118

400 0

-100

-200

-300

-400

> > N

>

EOC 5474 MD 5386 TVD 60.00° 195.00°az N=-234 E=-64

-500 ) m( 3 3 3 3:

3

.3

-600 ) m c(

Rama Inferior PF 5814 MD 5544 TVD 64.53° 194.92°az N=-524 E=-142

-500

-600

1 a

el

=

-700 c

-700

S S < <

<

-800

-800

RAMA INFERIOR (STR )

-900

-900

Rama Superior PF 5887 MD 5185 TVD 77.93° 195.52°az N=-1089 E=-295

-1000

-1000 RAMA SUPERIOR (HMP)

-1100

-1100

-1200

-1200

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

<<< W Scale = 1(cm):33.3333(m) E >>>

Fig. 7- 6 Diseño del Pozo – Vista en Planta Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

164

400



Vista en Corte 0

750

1500

2250

3000

3750

4500 0

0

)

750

1500

1500

2250

2250

3000

3000

m(

Tie - in 4350 MD 4350 TVD 0.00° 195.00°az 0 departure 0 0 :2) m 1

(c

3750 =

750

Tie-In 0 MD 0 TVD 0.00° 0.00°az 0 departure

Cuña 4355 MD 4355 TVD 1.20° 195.00°az 0 departure

le a c S D T


V

4500

3750

EOC 5187 MD 4992 TVD 70.00° 195.00°az 456 departure Rama Superior PF 5887 MD 5185 TVD 77.93° 195.52°az 1128 departure

4500

cuña 4955 MD 4955 TVD RAMA SUPERIOR (HMP) 1.33° 0.00°az EOC 0 departure 5474 MD 5386 TVD 60.00° 195.00°az 242 departure Pozo Piloto 5450 MD 5450 TVD 0.00° 0.00°az Rama Inferior PF 0 departure 5814 MD 5544 TVD 64.53° 194.92°az POZO PILOTO 543 departure

5250

6000

6750

5250

6000

6750

RAMA INFERIOR (STR)

7500

7500 0

750

1500

2250

3000

3750

4500

Vertical Section (m) Azim = 195°, Scale = 1(cm):200(m) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W

Fi . 7- 7 Diseño del Pozo – Vista en Corte Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

165



7.15 MEDIO AMBIENTE



La perforación multilateral es menos dañina al medio ambiente ya que no se requiere abrir

caminos contratar equipos de perforación, produce menos

locaciones, menos aparatos de bombeo, menor ruido, menor cantidad de líneas de transporte, etc. 

Los motores de Fondo seleccionados como High Speed de altas velocidades de rotación diseñados para perforaciones especiales, son corridos con trépanos impregnados de diamante por tanto estos, tienen la función de raspar o lijar la formación,

generando menos

recortes en el fondo y minimizando la

contaminación del lodo y por ende la del medio ambiente. 

Como el PowerPak logra perforar de dos modos rotando y deslizando, logrando rotar más y deslizar menos nos conducen a ROP más rápidos y mejor limpieza del pozo, logrando minimizar la contaminación del medio ambiente.


166


CAPÍTULO: V V I II


“ANÁLISIS EECONÓMICO”


167



8.1 VENTAJAS ECONÓMICAS DE LA APLICACIÓN 

De acuerdo al análisis preparado por expertos en base a costos, se da la opción de utilizar herramientas direccionales de nueva generación para la perforación de pozos multilaterales, y obtener mejor optimización en la perforación, ya que estas tienen beneficios y el incremento en costos compensa con los resultados obtenidos de dichos objetivos.

La siguiente tabla muestra los costos aproximados por día de las diferentes alternativas de BHA seleccionas en este proyecto, este incluye tipo de trépano, Motor y Sistema MWD/LWD. Considerar que el Servicio mínimo requerido para correr el PowerPulse es el D&I. OH

Alternativa

Tools

8

1

PDC-Bit

1/2"

Función

Costo aprox.

12000 $us

Motor XP PowerPulse-MWD 2

D&I 15000 $us

Trépano-Impregando Motor HS PowerPulse-MWD

6

1

1/8"

D&I + IWOB 18000 $us

Diamont-Bit Motor HS SlimPulse-MWD

2

D&I + GR 25000 $us

Trépano-Impregando Motor HS IMPulse-MWD

D&I + GR azimutal

ADN-LWD

Densidad y Porosidad Neutron

OH

Alternativa

Tools

8 1/2"

1

PDC-Bit

Función


Costo aprox.

12000 $us

168



Motor XP PowerPulse-MWD

D&I

Trépano-Impregando 2

Motor HS PowerPulse-MWD

15000 $us D&I + IWOB

Diamont-Bit 1

Motor HS SlimPulse-MWD

6 1/8"









D&I + GR

Trépano-Impregando 2



18000 $us

Motor HS

25000 $us

IMPulse-MWD

D&I + GR azimutal

ADN-LWD

Densidad y Porosidad Neutron

La Alternativa 1 para el OH 8 ½” es más económica en comparación de la Alternativa 2 del mismo agujero ya este solo consta de un Motor (XP) con trépanos PDC y un sistema MWD/PowerPulse (D&I). Adicionar una herramienta LWD compatible con el Motor de Fondo y MWD adecuado, tiene mayor costo pero se obtienen resultados precisos y confiables en menor tiempo. Es importante resaltar el ahorro en tiempo de Perforación (menor costo) por ello la Herramienta de Perforación Direccional (PowerPak) puede ser posible para perforar secciones de agujero completo usando un solo BHA. El uso de las herramientas MWD/LWD con mayor aplicación de paquetes electrónicos es más factible en cuanto a ahorro de costos se refiere y tiempo de operación, ya que no se necesita cambiar el BHA para realizar los registros correspondientes, (utilizar un solo BHA con MWD/LWD adecuado para tomar varios registros mientras se va perforando). La Alternativa 1 para OH 6” es mucho más económica debido a que este solo compone de un sistema MWD-SlimPulse en cambio la Alternativa 2 compone


169



de un IMPulse/MWD + ADN/LWD con trépanos Impregnados y Motor (HS), esta última es de costo elevado por el sistema MWD/LWD adicionada al BHA. Es mucho mejor por la velocidad de rotación y los resultados precisos en tiempo real, tanto registro como medición mientras se perfora.

CONCLUSIONES Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

170



CONCLUSIONES 

Con la planificación de este

tipo de trabajos se pueden tener ahorros

significativos en cuanto a costos y técnicas se refiere, al momento de la toma de decisiones. 

El uso de herramientas de nueva generación pese a su alto costo, disminuyen significativamente los tiempos de operación, abaratan los costos de equipo, compensa con los resultados que se puedan obtener, lo cual hace que sea altamente competitivo económica y técnicamente.



Las herramientas Direccionales y de LWD tienen un costo mayor pero proporcionan mayor confiabilidad y mejores resultados en poco tiempo.



El BHA propuesto para la perforación de los laterales está diseñado para obtener mejores resultados hasta alcanzar los objetivos deseados y realizar los trabajos de Perforación con mayor seguridad y confiabilidad.


171





Se seleccionaron Motores de Altas Velocidades (HS) para atravesar las formaciones de interés, con una configuración de 2:3 lóbulos, de mayor etapas ya que este proporciona más vueltas sobre el trépano.



Para utilizar un PowerPak de Altas Velocidades (HS) se requiere el uso de un trépano Impregnado (box) ya que el motor está diseñado para este tipo de trépanos.



La Alternativas de BHA seleccionadas fueron diseñadas en base a las diferentes operaciones de perforación que se realicen hasta llegar al objetivo planeado, tomando en cuenta los diferentes análisis y posibles problemas del BHA.



Se pueden agregar varios estabilizadores al BHA dependiendo a la tendencia, como, tumbar, incrementar o mantener el ángulo.



La herramienta IMPulse (MWD) puede ser combinada con el ADN31 (LWD), es de costo elevado y confiable en comparación al SlimPulse que no hace lecturas de resistividad.

ADN = Azimuthal Density Neutron porosity (Densidad, Azimut y Porosidad).

31


172



RECOMENDACIONES


173



RECOMENDACIONES 



No existen riesgos significativos de colisión debido a que los pozos más cercanos se encuentran a una distancia lineal de más de 4 Km. Antes de seleccionar los componentes del BHA se recomienda realizar un análisis completo de la Formación de Interés y de los objetivos planeados.











Utilizar preferentemente caudales elevados de circulación en relación al rango de flujo de trabajo de las herramientas para suministrar la suficiente energía cinética a los motores de fondo, logrando así adecuadas penetraciones en la formación. Realizar un control continuo de la trayectoria del agujero, de manera que se pueda realizar modificaciones de los parámetros de perforación y lograr alcanzar los objetivos propuestos (profundidades y desplazamientos programados). Utilizar métodos propuestos para la Completación y terminación de pozos multilaterales, utilizando las herramientas de Completación inteligente (Hook Hanger) especial para este tipo de pozos. Los costos extras incurren desde el uso de los motores Direccionales que fueron contrarrestados por el ahorro en tiempo de viaje de tubería y el equipo conveniente y reducir los desgastes de la sarta de perforación. En ciertas áreas, la mayoría de los BHA Direccionales son ciertamente los más efectivos para el cliente en cuanto a costos. Se debería hacer un análisis de costo y beneficios, para mayor explicación. Es importante disponer de un respaldo o herramientas de repuesto (backup de herramientas) especiales en locación (PowerPak, PowerPulse, SlimPulse, IMPulse, etc.). Prestar especial atención en las especificaciones técnicas de las Herramientas como: Caídas de presión con las que trabajan, rangos de Caudales de trabajo, etc.


174









Es recomendable el uso de un Motor de fondo (PowerPak HS) más rápido, es decir, con una configuración 2:3 lóbulos para Formaciones duras como el Huamampampa, Icla y Santa Rosa, ya que los motores con más lóbulos, son actualmente menos eficientes por el incremento de área sellada entre el rotor y estator. Para mejorar las ROP se puede adicionar el uso de un PowerDrive-Vortex (tomar en cuenta el costo). Durante toda operación de perforación, se debe poner énfasis en optimizar la velocidad de penetración (ROP) y reducir al mínimo los costos. Si se perfora demasiado rápido, el trépano de podría dañarse o romperse, lo cual puede aumentar los costos.


175



BIBLIOGRAFÍA


176



BIBLIOGRAFÍA 

DIRECTIONAL HOLE DRILL STRING DESIGN, ADVANCED DRILL STRING DESIGN-INSPECTION & FIELD USE (Smith International, INC.)



DIRECTIONAL DRILLING TRAINING MANUAL , Version 1.2, January 1998, ANADRILL-Schlumberger.



PERFROACIÓN MULTILATERAL DE POZOS, PROYECTO DE GRADO, Agosto 2000, POSTULANTE Walter Barrios M, Santa Cruz – Bolivia.



APLICACIÓN DEL SISTEMA DE PERFORACIÓN RSS CON UNDERREAMER DE ALTA TENDENCIA A LA DESVIACIÓN, PROYECTO DE GRADO, Abril 2007, POSTULANTE María Alicia Flores Z, Santa Cruz – Bolivia.



DRILLING TOOLS, QUICK REFERENCE GUIDE, 2008 Edition, Schlumberger.



PROBLEMAS Y POSIBLES ALTERNATIVAS TECNICAS_POZO PB-746ML , Richard May, IPM Project Support Center, Mexico City.



MULTILATERAL TECHNOLOGY, Schlumberger.



TECHNOLOGIES FOCUS ON MULTILATERAL WELLS , OILFIELD BULLETIN, Schlumberger.



TECNOLOGÍA DE POZOS MULTILATERALES PARA REDUCIR COSTOS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN, ECOPETROL S.A., Bogotá-Colombia, H05821 10/07 Halliburton 2007.


177

“PERFORACIÓN MULTILATERAL APLICADO AL POZO SAL-15” 


REFERENCIAS DE PÁGINA WEB:

http://www.hub.slb.com www.slb.com/oilfield www.eldeber.com.bo/2008/2008-05-29/vernotaeconómica.php?id http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/Spanish08/spr08/composit e.pdf http://www.slb.com/media/services/resources/oilfield/ors02/aut02/p52-69.pdf http://www.slb.com/media/services/drilling/drillingtools_quickref.pdf https://www.ofsr.slb.com/OFSR/Project/DM/DD2/Projects/Control_of_RSS/Directonal_Drilling_Training_Manual/Ddtm_frt.pdf http://www.bgc.beijing.oilfield.slb.com/member/TechSemi/GM/Drilling_Hydraulics_an d_Torque_Drag_analysis_Lanli.ppt-2003-03-26 http://www.hub.slb.com/Docs/sl/RSG/Drilling_Ofice_-_Hydraulics_Training.ppt http://www.hub.slb.com/Docs/connect/geomarkets/uk/techday/04.pdf http://www.convertworld.com/es/presion/kilolibra+por+pulgada+cuadrada.html http://www.moscow.oilfield.slb.com/dm/Marketing/SlimPulse%20English%20(2).pdf http://www.calgary.oilfield.slb.com/res_eval_dev/drill_meas/RM/Measurements/Manua l/SlimPulse/SlimPulse%20Modulator_MM%205267197RevAD/SPMA_CO2/GenDescription_AD.pdf

(page 2).

http://pws.stonehouse.oilfield.slb.com/SHTC/SER/Metiers/Common_Disciplines/Traini ng/D_M_General/SLP_SlimPulse.pdf

(page 18).

http://www.sugarland.spc.slb.com/spc_supports/qhse/Data_Quality/SPE/Mexico/pdffil es/Paper/spe74403.pdf Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

(pag.2).

178



http://www.slb.com/media/services/software/drilling/office/drilling_office_prodsheet.p df http://www.houston.nam.slb.com/drill_production/drill_office/do31/powerplan/docum entacion/Documentacion_DO31RT/Doc/PowerPlan/Tutorials/tutorials.html http://www.patriagrande.org.bo/archivos/revista11septiempre2008/AuditoriasPetroleras. pdf http://www.hub.slb.com/Docs/ofs/ipm/projects/XFolder/SSF_102_H_Programa _de_Perforación.pdf


179



ANEXOS


180



Ilustración 1: Ejemplo de Cálculo para el peso del BHA Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

181



Ilustración 2: Tipos de Trépanos


182



Ilustración 3: Sistema de Gradientes de Trépanos IADC


183



Ilustración 4: Fuerzas Laterales del BHA

Ilustración 5: Fuerza Pendular y WOB

Ilustración 6: Comparación de fuerzas Laterales con uno y dos Estabilizadores


184



Ilustración 7: Incremento de Fuerza Lateral con el 3er Estabilizador

Ilustración 8: Efecto de Fuerzas laterales en un arrastre

Ilustración 9: BHA Gilligan


185


EN EL ESPACIO ANULAR

BHA 1-A PDC PDM Float sub Ppulse Stabilizer DC XO HWDP XO HJ Flex Joint XO HWDP DP DP DP

OH-CÑ in2 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,53 8,53

OD-BHA in2 6 6,75 6,5 6,75 8,25 6,75 6,75 5,5 6,75 6,5 6,25 4,5 5,5 5,5 5,5 5,5

TOTAL =

Va ft/min 263,6 358,1 318,5 358,1 2281,8 358,1 358,1 227,5 358,1 318,5 288 183,8 227,5 227,5 224,8 224,8

Vc ft/min 451,3 513,7 489,4 513,7 1041,6 513,7 513,7 422,3 513,7 489,4 468,9 380,4 422,3 422,3 420,8 420,8

6 576 ,8

7 998

Condición Laminar Laminar Laminar Laminar Turbulento Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar P-EA=

EN EL INTERIOR DE LA SARTA

F.Laminar SumTotal rPfi rPfi Psi Psi 0,1 0,1 3,2 0,2 3,2 6,6 92 92 3,9 3,9 0,4 0,4 6,2 6,2 0,4 3,2 3,6 2,5 2,5 0,1 6,2 6,3 170,2 192,5 389,8 752,5 874,1

Long. BHA m 0,3 8,07 0,66 8,14 1,5 9,8 0,99 46 0,99 10,76 10,49 0,99 46 1260,42 1457 2950

18 18 19

----------

Vi ft/min

Vc ft/min

Condición

2,5

1528,8

502,9

Laminar

1,2

1,2

3,5 2,88 3,25 3,25 3,25 2,75 3,25 1,25 3,25 4,78 4,78 4,78

780 1152 904,7 904,7 904,7 1263,5 904,7 6115,2 904,7 418,2 418,2 418,2

445 477,7 457,1 457,1 457,1 485,7 457,1 646,9 457,1 397,4 397,4 397,4

Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar Laminar

0,6 8,8 0,5 23 0,5 12 5,3 48,6 23 98,8 114,2 231,3

0,6 8,8 0,5 23

444,3

P-Is=

567,8

567,8

874,1

15363

Eq. Superf 1 2 3 4

C 16000 Pf -tool =

71,6

C 1 0,36 0,28 0,22 0,15

49,2 m/seg Pf -cs =

=

0,406

39,43 Psi

*1000 Lbf

EN LA HTA MWD Tool Unit PPls 6 3/4" Psi

6035,9

12,5 5,3

EN EL EQUIPO SUPERFICIAL

14/32 14/32 16/32

Área de las boqullas: AN= 0,774 pulg2 Velocidad del lodo en las boquillas: VN= 161,3 ft/seg Pérdida de Presión por Fricción en el trépano 260,2 Psi rPf -N = Fuerza de Impacto: 406,33532 Lbs. FI =

F.Turbulento SumTotal rPfi rPfi Psi Psi

ID (in2) in2

EN EL TRÉPANO Datos. d1= d2= d3=


EN EL MOTOR/RSS Motor

6 3/4

106,47 Psi.

4:5 Lobes

Pf -motor = Pf -motor =

384,9 Psi. 1293 Psi.

DHM caidas dePresion.xls está en funcion del caudal y densidad del lodo

Ilustración 10: Cálculo de Hidráulica


186

off on



Ilustración 11: Caída de Presión en el PowerDrive


187



Hidráulica del Trépano número de boquillas : d1= 18/32 = d2= 18/32 = d3= 19/32 = Área de las boquillas AN = 0,774 TFA = 0,774 Velocidad del lodo en las boquillas VN= 161,25 Para formaciones :

18 18 19 in 2 in2 ft/seg =

49,15 m/s

blandas = media-blanda= duras= Pérdida de Presión por Fricción en el trépano: 260,02 Psi. rPf-Nozzle = Fuerza de Impacto: FI= 326,76 Lbs FI= 327,18 Lbs Potencia Hidráulica en el trépano: HHPOB = Potencia Específica HSI: SHHPOB =HSI = Pérdida total de Presión por Fricción Pf T = Pfcs+Pfi+Pf N+Pf EA = Potencia empleada en la Bomba HHP = (Pf T * Q B)/1714 = Potencia Hidráulica PH = (HHPOB/HHP)*100 = porcentaje de energía utilizada en el Bit EC= Dlodo+(Pf-ea/(0,052*Prof. Pozo)) =

EC

12,04

180 -200 220-280 350

=

0,4

ft/seg ft/seg ft/seg

1000/lbf

FI= (Dl*Qb*VN)/1932

59,17 HP 1,05 HP/in2 1918 436,42 13,56 %

LPG

LPG Prof pozo (ft)

Ilustración 12: Cálculo de Hidráulica en el Trépano


188



Ilustración 13: Mapa Estructural de la Formación Santa Rosa Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

189



Ilustración 14: Mapa Estructural de la Formación Huamampampa Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

190



Ilustración 15: Geometría del Pozo – Rama Superior


191



Ilustración 16: Reporte de la Geometría del Pozo- Rama Inferior


192



Ilustración 17: Diseño del BHA


193



Ilustración 18: Gráfica de Caída de Presión - Hidráulica


194



DRILLSTRING ANALYSIS SUMMARY REPORT Client: Field: Rig: Well: Bore Hole: Engineer: Date:

PBR SAN ALBERTO (PBR) San Alberto SAL-15 Well SAL-15 CBautista2 February 19, 2009

BHA & WELLBORE DATA BHA Data: Sur vey Data: Wellbore Data:

OH 8 1/2" (BHA # 1-A)RS RAMA SUPERIOR (HMP) Wellbore Geometry Rama Superior

DRILLING PARAMETERS Operation Mode: Mud Weig ht (ppg): DWOB (klbf): DTOR (kflb): Block Weight (klbf): Bi t Measured Depth (m):

ROTATION OFF BOTTOM 11,20 0,0 0,0 65,0 4924,0

BHA DESCRIPTION Component Name 8 1/2 " Bit A675M4548SP A675M4548SP - St abilizer #1 6 3/4" Float Sub 6 3/4" PowerPulse w/IWOB Crossover 6 1/4" Shock Sub 6 1/4" Collar Crossover 5 1/2" HWDP Crossover 6 1/2" Hydraulic Jar Crossover 5 1/2" HWDP 5-1/2 " 24.70 DPS, 10% Wear

Steel Grade

G-105

G-105 S-135

Length Cum Length m m ,30 ,30 6,52 6,82 ,36 ,66 7,48 8,14 15,62 1,00 16,62 2,87 19,49 21,00 40,49 ,75 41,24 30,90 72,14 1,00 73,14 9,50 82,64 1,00 83,64 103,00 186,64 4737,36 4924,00

ID in 2 1/4 5 1/2

OD in 5 3/4 6 3/4

3 1/4 5,109 3 2 3 3 3 1/4 3 2 3/4 3 3 1/4 4,670

6 6 6 6 6 6 5 6 6 6 5

1/2 3/4 1/4 1/4 1/2 3/4 1/2 3/4 1/2 5,417

Max OD in 8 1/2 6 3/4 8 3/8 6 1/2 6 3/4 6 6 1/4 6 1/4 6 7 1/4 6 3/4 6 1/2 6 3/4 7 1/4 7 1/4

Bend Angle deg

Sub Comp To Bottom Sensor To Bit m m

Lin Weight Non-Mag kg/m 26032,64 No 121,75 No

,53 11,09

WELLBORE DESCRIPTION Section Name

Length Cum Length m m 2950,00 2950,00 1400,00 4350,00 574,00 4924,00

10 3/4" Casing 9 5/8" Casing Open Hole

Diameter in 9 3/8 8 1/2 8 1/2

FRICTION FACTORS Length m 4350,00 574,00

Cum Length m 4350,00 4924,00

Friction Factors Rotation Translation ,20 ,00 ,30 ,00

SUMMARY OUTPUT Hook Load (klbf): Applied Torque at RK B (k flb): Neutral Point Location - From the Bit (m): - From the Surface (m):

473,35 3,31 0,0 4924,0

Component Name

Buckling

8 1/2 " Bit A675M4548SP A675M4548SP - St abilizer #1 6 3/4" Float Sub 6 3/4" PowerPulse w/IWOB Crossover 6 1/4" Shock Sub 6 1/4" Collar Crossover 5 1/2" HWDP Crossover 6 1/2" Hydraulic Jar Crossover 5 1/2" HWDP 5-1/2 " 24.70 DPS, 10% Wear

NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

Stretch m ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 ,00 5,87

Max Torque kflb ,00 ,08 ,01 ,10 ,25 ,28 ,34 ,57 ,57 ,81 ,83 ,88 ,89 1,41 3,31

% of Torsion Max Bending Yield Stress psi ,00 11631,80 11258,98 4891,44 4095,40 2735,62 4395,23 4096,34 3016,59 ,56 3489,17 5056,62 4568,10 5057,73 ,97 3442,62 3,64 14911,96

Von Mises % of Tensile Stress Yield psi ,04 12600,45 12232,46 5402,76 4934,81 3408,10 4941,13 4863,75 3916,42 4859,21 4,63 5854,72 5444,53 5898,87 5877,54 5,60 69177,47 51,24

Max Side Force klbf/10 m 395,24 2,89 12,54 ,00 3,62 ,00 2,54 2,34 ,00 5,69 1,18 ,66 ,84 2,01 2,83

Ilustración 19: Análisis de Torque y Arrastre Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

195

125,45 125,68 106,85 330,00 119,05 106,85 91,72 144,80 88,35 144,80 91,72 42,96

No Yes No No No No No No No No No No



Ilustración 20: Gráfica de Pandeo y Fuerzas Laterales Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

196


Length

Bending-


Size OD

Bore ID

Connection Type &

Weight

in

in

Size

m

ft

Strength Ratio

kg

lbs

31/8

1 1/4

NC23

9.14

30

2.57:1

300

622

31/2

11/2

NC26 2 3/8 IF

9.14

30

2.42:1

367

809

4 1 /8

2

NC31 2 7/8 IF

9.14

30

2.43:1

476

1030

4 3 /4

2

NC35

9.14

30

2.58:1

681

1502

5

2 1 /4

NC38 3 1/2 IF

9.14

30

2.38:1

722

1592

6

2 1 /4

NC44

9.45

31

2.49:1

1169

2578

6

2 13/16

NC44

9.45

31

2.84:1

1056

2328

6 1 /4

2 1 /4

NC44

9.45

31

2.91:1

1281

2825

6 1 /4

2 13/16

NC46 4 IF

9.45

31

2.63:1

1160

2558

6 1 /2

2 1 /4

NC46 4 IF

9.45

31

2.76:1

1383

3050

6 1 /2

2 13/16

NC46 4 IF

9.45

31

3.05:1

1277

2816

6 3 /4

2 1 /4

NC46 4 IF

9.45

31

3.18:1

1520

3352

7

2 1 /4

NC50 4 1/2 IF

9.45

31

2.54:1

1647

3632

7

2 13/16

NC50 4 1/2 IF

9.45

31

2.73:1

1548

3413

7 1 /4

2 13/16

NC50 4 1/2 IF

9.45

31

3.12:1

1675

3693

7 3 /4

2 13/16

NC56 6 5/8 REG

9.45

31

2.70:1

1957

4315

8

2 13/16

NC56 6 5/8 REG

9.45

31

3.02:1

2112

4657

8 1 /4

2 13/16

6 5/8 REG

9.45

3l

2.93:1

2252

4966

9

2 13/16

NC61 7 5/8 REG

9.45

31

3.17:1

2746

6055

9 1 /2

3

7 5/8 REG

9.45

31

2.81:1

3041

6705

9 3 /4

3

NC70 7 5/8 REG

9.45

31

2.57:1

3224

7109

10

3

NC70 8 5/8 RGE

9.45

31

2.81:1

3421

7543

11

3

NC77 8 5/8 RGE

9.45

31

2.78:1

4210

9283

Standard Drill Collar and Special Spiral Opion

Non-Magnetic Drill Collar

Ilustración 21: Especificaciones Especificaciones del Drill Collar


197



Ilustración 22: Especificaciones Especificaciones del HWDP


198



Ilustración Ilustrac ión 23: Tabla de Especificaciones Especifica ciones del PowerPak Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

199



Ilustración 24: Características Características y Especificaciones Especificaciones del PowerPak PowerPak - A675


200



Ilustración 25: Especificaiones del Motor A675XP Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

201



Ilustración 26: Especificaciones del Motor A675HS Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

202



Ilustración 27: Especificaciones del PowerPulse


203



Ilustración 28: Especificaciones del SlimPulse Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

204



Ilustración 29: Especificaciones del Shock Sub Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

205



Ilustración 30: Especificaciones de Tijeras Hidráulicas Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

206



Ilustración 31: Especificaciones Especificaciones del PowerDrive PowerDrive Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

207



Ilustración 32: Especificaciones del IMPulse Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATU “LICENCIATURA RA EN INGENIER INGENIER A PETROLERA”

208



Ilustración 33: Especificaciones Especificaciones del PowerPak PowerPak – – A475M4560 A475M4560 XP


209




210



Ilustración 34; Especificaciones del Motor A475HS Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

211



Ilustración 35: Gráfica de RPM Vs GPM del IMPulse


212



Ilustración 36: Propiedades del DrillPipe


213



Ilustración 37: Tipo de Conexiones de Roscas Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

214



Ilustración 38: Dimensiones de Estabilizador tipo IB


215



Ilustración 39: Características del HWDP


216


WELL

FIELD

STRUCTURE

SAL-15

SAN ALBERTO (PBR)

Magnetic Parameters Model:

0

Surface Location

BGGM 2005

750

Dip: -23.417° Mag Dec: -13.442°

Date: FS:

1500

November 14, 2008 22744.2 nT

2250

Lat: Lon:

3000

San Alberto

UTM Zone 21S - WGS84, Meters

S21 49 37.570 W57 50 33.632

Northing: 7586072.00 m Easting: 412911.00 m

3750

4500 -600 0 0

0

750


Miscellaneous

Grid Conv: +0.31333244° Scale Fact: 0.9996937135

-500

-400

-100

0

100

200

POZO PILOTO

-300 2250

400 0

-100

-200

Cuña 4355 MD 4355 TVD 1.20° 195.00°az N=0 E=0

EOC 5187 MD 4992 TVD 70.00° 195.00°az N=-440 E=-118

-400

300

Pozo Piloto 5450 MD 5450 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0 Tie - in 4350 MD 4350 TVD 0.00° 195.00°az N=0 E=0

cuña 4955 MD 4955 TVD 1.33° 0.00°az N=0 E=0

1500

2250

-200

TVD Ref: Rotary Table (56.00 m above MSL) Srvy Date: February 18, 2009

Tie-In 4950 MD 4950 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0

-200

1500

-300

Slot 1 RAMAINFERIOR (STR)

Tie-In 0 MD 0 TVD 0.00° 0.00°az N=0 E=0

-100 750


Slot: Plan:

-300

-400

> > > N

3000 ) m(

Tie - in 4350 MD 4350 TVD 0.00° 195.00°az 0 departure 0 0 2: ) 1

(c

m

3750 =

Cuña 4355 MD 4355 TVD 1.20° 195.00°az 0 departure

le a c S D T


V

4500

) m ( 3 3 3 3 . 3 3 : ) m c ( 1 = e l a c S

EOC 5187 MD 4992 TVD 70.00° 195.00°az 456 departure Rama Superior PF 5887 MD 5185 TVD 77.93° 195.52°az 1128 departure

S < < <

cuña 4955 MD 4955 TVD RAMA SUPERIOR (HMP) 1.33° 0.00°az EOC 0 departure 5474 MD 5386 TVD 60.00° 195.00°az 242 departure Pozo Piloto 5450 MD 5450 TVD 0.00° 0.00°az Rama Inferior PF 0 departure 5814 MD 5544 TVD 64.53° 194.92°az POZO PILOTO 543 departure

5250

6000

6750

EOC 5474 MD 5386 TVD 60.00° 195.00°az N=-234 E=-64

3000 -500

-600 3750

Rama Inferior PF 5814 MD 5544 TVD 64.53° 194.92°az N=-524 E=-142

-500

-600

-700

-700

4500

-800

-800

RAMAINFERIOR (STR)

5250

-900

-900

Rama Superior PF 5887 MD 5185 TVD 77.93° 195.52°az N=-1089 E=-295

6000 -1000

-1000 RAMA SUPERIOR (HMP)

6750 -1100

-1100

-1200 7500

-1200

RAMA INFERIOR (STR)

7500 0

750

1500

2250

3000

3750

4500

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

<<< W Scale = 1(cm):33.3333(m) E >>>

Vertical Section (m) Azim = 195°, Scale = 1(cm):200(m) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W

Critical Points Critical Point MD

INCL

AZIM

TVD

VSEC

N(+) / S(-)

E(+) / W(-)

DLS

Tie-In

4950.00

0.00

0.00

4950.00

0.00

0.00

0.00

cuña

4955.00

1.33

0.00

4955.00

-0.06

0.06

0.00

7.98

EOC

5473.90

60.00

195.00

5386.00

242.38

-233.67

-64.42

3.54

Rama In ferio r PF 5813.50

64.53

194.92

5544.00

542.90

-524.00

-142.00

0.40

Ilustración 40: Diseño del Pozo Proyecto de Grado para optar el Título de: “LICENCIATURA EN INGENIER A PETROLERA”

217

300

400

PROYECTO de GRADO (Completo)_3-Junio-2009 -

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