Taller Perforación Direccional

Perforación Direccional

1

Proceso de construcción de pozos

DISEÑO DE POZOS

PROGNOSIS

SELECCIÓN DE EQUIPOS CONSIDERACIONES AMBIENTALES

REVISAR ALCANCE

NO

EVALUACION TECNICOECONOMICA

ESTIMADO DE COSTOS

SI ELABORACION PROGRAMA DE CONSTRUCCION

CONSTRUCCION DEL POZO

2


DISEÑO DE POZOS

PROGNOSIS

SELECCIÓN DE EQUIPOS CONSIDERACIONES AMBIENTALES

REVISAR ALCANCE

NO

EVALUACION TECNICOECONOMICA

ESTIMADO DE COSTOS

SI ELABORACION PROGRAMA DE CONSTRUCCION

CONSTRUCCION DEL POZO

2


3

Diagrama mecánico del pozo

Faja Petrolífera del Orinoco

4

Diseño de Trayectoria del Pozo

5

Diseño de trayectoria

Diseño de trayectoria Simular la mejor forma de pozo, el cual se perforará más rápidamente y al menor costo posible Qué se analiza? Las diferentes fases de la ruta de perforación, ya sea solo vertical o direccional para alcanzar una zona determinada o target. Esto incluye: •Forma del pozo. •Trayectoria. •Anticolisión.

6

Trayectorias operaciones

7

Perforación direccional. Definición, objetivos y causas que la originan.

La perforación direccional controlada es la ciencia y arte de desviar un agujero a lo largo de un curso planeado, desde una localización de partida, hasta un objetivo, ambos, definidos por un sistema de coordenadas. Con ella, se pueden perforar varios pozos desde una misma localización/plataforma.

Objetivos de la Perforación Direccional. Aumentar el volumen de reservas recuperables. • Aumento de la rentabilidad. • Evitar atravesar formaciones difíciles. • Incrementar la tasa de producción de los pozos. • Controlar severos problemas de conificación de agua y gas. • Aprovechar los diferentes mecanismos de producción de los yacimientos. • Reactivar pozos en yacimientos marginalmente económicos. • Explotar yacimientos de arenas de espesores menores de 20 pies. • Accesar reservas en yacimientos heterogéneos o de poca continuidad lateral. • Acelerar e incrementar el recobro final de los pozos. • Alcanzar yacimientos que se consideraban económicamente no explotables. • Reducir costos en perforación costa afuera. •





Causas que originan la Perforación Direccional. • Localizaciones inaccesibles.

• Formaciones con fallas.

• Domos de sal.

• Múltiples pozos con una misma plataforma.

12


Causas que originan la Perforación Direccional. • Pozo de alivio.

• Pozos verticales (control de desviación).

• Desvío de un hoyo perforado originalmente.

• Pozos geotérmicos


Causas que originan la Perforación Direccional. • Diferentes arenas múltiples.

• Aprovechamiento de mayor espesor del yacimiento.

• Desarrollo múltiple de un yacimiento.

• Perforaciones económicas o costa afuera.

Herramientas utilizadas en la perforación direccional En el mercado existen una gran variedad de herramientas que son útiles en la perforación direccional, las clasificaremos en la forma siguiente: a. Herramientas deflectoras. b. Herramientas de medición. c. Herramientas auxiliares.

Son aquellas que se encargan de dirigir el hoyo en el sentido que se tenga predeterminado. Entre ellos se tienen: a. Mechas de perforación. b. Cucharas deflectoras (guíasonda) c. Junta articulada d. Motor de fondo e. Sistemas de Perforación Direccional Rotatoria, RSS

15

Herramientas utilizadas en la perforación direccional DESARROLLO HISTORICO DE LAS MECHAS DE PERFORACIÓN 1951 Primera mecha tricónica con insertos de carburo de tungsteno

1909 Howard Hughes primera mecha de dientes de acero de 2 conos rodantes

1976 Mecha bicónica con chorros extendidos

1982 Primera mecha PDC de cuerpo de matriz

1995 Mecha impregnad a con diamante

2008 Nueva tecnologíaa de mecha PDC para turbinas

Final 1800 Primera mecha a percusión con barras metálicas

1900

1910

En 1907 Reuben C. Hughes primera zapata perforadora, que revolucionó la perforación por cable. COLA DE PESCADO

1920

1930

1933 Mecha tricónica de dientes con cojinetes de rodillos

1940

1950

1958 Introducción mechas de diamante natural para formaciones duras y abrasivas

1960

1970

1966 Smith Tool desarrolla la primera mecha bicónica con insertos de carburo de tungsteno

1980

1979 Primera mecha de cuerpo fijo (acero) con cortadores PDC

1990

1989 Primera mecha PDC by center

2000

2010

2002 Innovación tecnologica con estructura de corte dual (Impregnada + PDC)

Herramientas utilizadas en la perforación direccional

Son herramientas con cuerpo de acero, cuya forma asemeja una cuchara punteada y que es asentada dentro del pozo con el objeto de desviar el hoyo de su trayectoria original. La cuchara puede ser orientada en una dirección específica, si esto es requerido. Existen tres diseños de cucharas deflectoras: a. Cuchara recuperable (guíasonda standard) b. Cuchara de circulación c. Cuchara permanente




Es una herramienta especial que se usa para desviar el pozo sin necesidad de usar cuchara. Su gran limitación, y esto debido a su diseño en si, es que con ella no se puede lograr una orientación determinada, por lo que sólo puede usarse en aquellos casos en los que no se requiere control del rumbo.


Motores de fondo Permiten generar potencia directamente en la mecha, sin la necesidad de rotar la sarta de perforación. Se

utilizan en la perforación direccional y horizontal. Existen dos tipos de ellos: 

Motores de fondo accionados por turbinas



Motores de desplazamiento positivo.

Motor tipo turbina Es una unidad multietapas, de álabes

configurados

para

proporcionar rotación de la mecha por efecto del empuje del fluido circulado.

Herramientas utilizadas en la perforación direccional Motor de desplazamiento positivo (PDM) Está basado en el principio de Moineau y compuesto, fundamentalmente, por un estator y un rotor excéntrico. El movimiento se logra bombeando fluido a través de la sarta y dentro de las cavidades progresivas del motor. La presión del fluido a través del motor origina la rotación de este, transmitiendo un torque rotativo a la mecha. El motor de desplazamiento positivo tiene cuatro componentes básicos: 

Ensamblaje de la válvula basculante (flotadora).



Ensamblaje de la sección de potencia.



Ensamblaje de acople (transmisión).



Ensamblaje de cojinetes.


La perforación con motor direccional Se logra de 2 modos:

ACTIVIDADES DE UN MOTOR DE FONDO

Rotación: la totalidad de la sarta de perforación rota (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia delante. Desplazamiento: para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la columna de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.

Deslizando

Rotando

23


Son herramientas que tienen la capacidad de perforar pozos direccionales con una rotación continua de la sarta, eliminando la necesidad de deslizar un motor de fondo direccional, lo que genera una mejor transferencia de peso al sistema y por ende una mejor tasa de penetración. En la actualidad, la industria petrolera clasifica los sistemas rotativos direccionales en dos grupos: Apuntar la Mecha (Point the Bit) Empujar la Mecha (Push the Bit)

24


Apuntar la Mecha (Point the Bit) Consiste en dirigir la mecha de manera que su eje quede alineado con el de la dirección deseada del hoyo. La mecha corta con la cara solamente.

Empujar la Mecha (Push the Bit) Consiste en empujar la mecha hacia los laterales. En donde, el eje de la mecha esta desalineado con el eje que se desea obtener del hoyo. La mecha corta lateralmente y con la cara.

25

Herramientas Herramie ntas utilizadas en la perforación direccional

Estos equipos o instrumentos sirven para localizar posibles “pata de perro” o excesivas curvaturas. Para los instrumentos y métodos actuales son un medio rápido, preciso y económico de vigilar el fondo del pozo.

Péndulo invertido (Totco) (Totco) Se basa en el principio del péndulo y solo indica el grado de inclinación del pozo sin mostrar el rumbo.

26


Toma sencilla (Single shot) Proporciona la información de una medida sencilla de inclinación y dirección del pozo. Se corren en hoyos desnudos, a través de la sarta de perforación, al cual debe instalársele una barra no magnética (monel), para que su lectura no sea afectada por el magnetismo natural de la tierra, y por la influencia magnética del acero del mismo ensamblaje

Tomas múltiples (Multi shot) Provee múltiples medidas en diferentes ángulos de inclinación y dirección del pozo a distintas profundidades. Por lo general, el intervalo de tiempo para realizar cada medida es de 20 segundos. Se utiliza igualmente para hoyos desnudos, por lo que al igual que el single shot, requiere de la presencia de un monel.

27


28

Herramientas utilizadas en la perforación direccional Orientación giroscópica de toma sencilla. Este método usa un instrumento normal de toma sencilla con un adaptador para acoplarlo a una unidad giroscópica, al instrumento no lo afecta el campo magnético ni la proximidad del hierro

Orientación direccional (DOT) Esté dispositivo denominado herramienta de orientación direccional, le permite al operador mantener, debidamente la orientación de los motores pozo abajo durante la perforación.

29


30


31


32


MWD (Measurement while drilling) Permite medir en tiempo real, la inclinación y dirección de la trayectoria de un pozo mientras se perfora. Su aplicación directa es en la perforación direccional controlada.

Componentes de la herramienta Equipos

de apoyo: Normalmente, es un portamechas antimagnético con un diámetro interior agrandado, para

alojar en su interior los sensores componentes del sistema de medición y permitir el flujo sin restricción del fluido. El

equipo de apoyo consta de un transmisor de señales (pulser) instalado en el extremo superior del MWD. Ensamblaje del MWD:

Está formado por los elementos necesarios para la transmisión de la señal:

 Rotor  Ensamblaje de medición (sensores, componentes electrónicos)  Sección proveedora de energía (baterías).  Sistema de superficie: Encargado de decodificar la señal proveniente de la herramienta y transformarla en

registros y coordenadas geográficas. La demodulación de la señal enviada por el pulser consiste en dos procesos: recepción y decodificación.


Downhole flow rate

Direction and inclination

Transmission module

Downhole weight and torque on bit

Power generation module

Electronics module

Gamma ray or 3-axis vibration


LWD (Logging while drilling) Es una herramienta que permite realizar, mientras se perfora, los perfiles comúnmente corridos después de terminar la fase de perforación (resistividad, rayos gamma, densidad, neutrón). Normalmente forma una unidad integral con el MWD y el motor de fondo. • HERRAMIENTA GEOSTEERING

(GEONAVEGACIÓN)

HERRAMIENTA DE RESISTIVIDAD DUAL COMPENSADA (CDR*)


Bad Cal

Good Cal



MWD/LWD Tool Configuration 17 ½

” Hole

ARC900

12 ¼

”-

8½

” Hole

VISION 825

VISION 675

6

¾ “ -

5

¾ ” Hole

VISION 475




Directional Drilling

(Survey, cont. D&I, Toolface)



Formation Evaluation (Send RT LWD data to surface)



Drilling Optimization

(DWOB, DTOQ, MVC, Shock)



Drilling Safety

(Borehole Stability, APWD)



Son herramientas que forman parte del ensamblaje de fondo, su utilización y posición, dependen del efecto que se desee lograr durante la construcción de la trayectoria del pozo. Algunas herramientas auxiliares son: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j.

Estabilizadores Barra de perforación (Drill Collars) Martillo (Drilling Jar) Barra antimagnética (K- monel) Tubería pesada o de transición (Heavy Weight Drill Pipe) Transmiter- Sub Cross- Over, Bit Sub. (Sustitutos) Bent sub Acelerador (Drilling Acelerator) Amortiguador (Sock Absorber)

41


Función: Dar firmeza y seguridad al BHA o sarta de perforación, cuidándola del contacto con las paredes del hoyo y evitar desviaciones por acuñamiento lateral de la sarta. Posición: La disposición de los estabilizadores en el ensamblaje depende del desempeño y el efecto que se quiera dar en la trayectoria de la sarta


Proporciona rigidez y el peso suficiente sobre la mecha para obtener una ROP más efectiva, mantiene en tensión la tubería de perforación y ayuda a reforzar el extremo inferior de la sarta de perforación que está sujeta a esfuerzos de compresión, torsión y flexión.

43


Es una herramienta que se coloca en la sarta de perforación para ser utilizada únicamente, en caso de que exista una pega de tubería en el hoyo. Su función es proporcionar energía de impacto en las sartas atascadas. Ésta va intercalada en la tubería pesada en tensión.

44


Componente de la sarta de perforación hecho de un acero inoxidable especial No magnético cuya función es eliminar los efectos magnéticos que pueden influir en la lectura de un registro de dirección.

45


 



 



Es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por juntas extra largas. Debido a su menor tamaño ofrece un menor contacto con las paredes del hoyo, la tubería de transición ofrece mayor estabilidad, lo cual permite al operador direccional tener un mejor control del ángulo y dirección del pozo La función más importante es servir de zona de transición entre las barras y la tubería de perforación, para minimizar los cambios de rigidez entre los componentes de la sarta, con el objeto de reducir las fallas. Permite perforar a altas velocidades de rotación con menor torsión, lo cual reduce el desgaste y deterioro de la sarta. La tubería pesada es ideal para pozos desviados, porque es menos rígida que las barras y menos contacto con las del hoyo. (Mejor control del ángulo y rumbo del pozo). La experiencia de campo indica que entre las barras y la tubería de perforación se deben instalar de 12 a 15 tubos hevi wate, en pozos direccionales suelen usarse hasta 30 tubos o más. 46


Está herramienta contiene una ranura, alineada directamente con la cara de la herramienta cuando se arme el ensamblaje. La herramienta deflectora se registra en relación directa con la dirección magnética del recinto del pozo. Al revelarse la película indica la relación en la cara de la herramienta, la inclinación y el norte magnético.

Un acople para unir dos diámetros o roscas de tubería distintos. Su función es conectar la mecha a la sarta y va colocada encima de la mecha.

Es un sustituto el cual está desviado de su eje axial vertical, por grados específicos en el mismo para cada 100 ’ perforados

47


Función: incrementar la energía del Martillo. Posición: una junta por encima del Martillo.

Función: minimizar la vibración de la sarta. Posición: encima de la mecha.

48


Ensamblajes de Fondo (BHA) Definición El BHA es la sección de la sarta de perforación que agrupa al conjunto de herramientas que se encuentren entre la mecha y la tubería de perforación; éste afecta la trayectoria de la mecha y consecuentemente la del pozo. Este complejo grupo de herramientas se extiende sobre la mecha aproximadamente entre 500 y 1000 pies, su construcción puede ser sencilla o compleja dependiendo de los equipos y herramientas que se utilicen para su configuración. En perforación direccional, particularmente durante la rotación, el BHA constituye la herramienta principal en el control de desviación de un hoyo, ya que la correcta configuración de sus componentes permite la obtención de un comportamiento lo más aproximado posible a la trayectoria de perforación planificada, dicha configuración determina el comportamiento del ángulo de inclinación del hoyo, es decir, si el ángulo incrementa, decrece o se mantiene.

49


Componentes del Ensamblaje de Fondo 

       

Proporcionar el peso requerido por la mecha para maximizar la tasa de penetración Producir hoyos en calibre Evitar la formación de desviaciones tipo "pata de perro" y ojos de llave Minimizar las vibraciones y la posibilidad de atascamientos diferenciales Proteger la sarta de perforación del pandeo y torsión excesiva. Controlar la dirección e inclinación del hoyo. Asegurar la corrida del revestidor (casing) en el hoyo. Incrementar el rendimiento de la mecha. Servir como herramienta en operaciones de pesca, pruebas y reparación de pozos.



Barras de perforación (Drill Collars)



Tubería de perforación pesada



Estabilizadores



Amortiguadores



Vibradores (martillos)



Substitutos



Crossover



Motores de fondo



Herramientas de medición

Herramientas utilizadas en la perforación direccional TIPOS DE SARTAS

SARTA CONVENCIONAL

SARTA DIRECCIONAL

TUBERIA DE PERFORACIÒN

HEAVY WEIGHT

HEAVY WEIGHT

DRILLING JAR

TUBERIA DE PERFORACIÒN DRILL COLLARS

ESCAREADOR

ENSAMBLAJE DE FONDO (BHA)

MWD + LWD

MOTOR DE FONDO

ESTABILIZADOR

Nuevos adelantos tecnológicos han desarrollado sistemas automatizados para perforación direccional reemplazando a los motores de fondo.

51


ENSAMBLAJES PARA POZOS DIRECCIONALES:  TÉCNICAS DE CONTROL DE DESVIACIÓN SEGÚN LA DUREZA DE LA FORMACIÓN:

CONSTRUCTOR DE CONSTRUCTOR DE ÁNGULO

FORMACIONES

DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO DE DE ÁNGULO

SUAVES SUAVES A MEDIANAS

DE CAÍDA CAÍDA ANGULAR ANGULAR

FORMACIONES MUY SUAVES SUAVES

CONSTRUCTOR DE CONSTRUCTOR DE ÁNGULO DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO D DEE ÁNGULO DE CAÍDA CAÍDA ANGULAR ANGULAR

FORMACIONES DURAS

CONSTRUCTOR D CONSTRUCTOR DEE ÁNGULO DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO DE DE ÁNGULO DE CAÍDA ANGULAR

52

Herramientas Herramie ntas utilizadas en la perforación direccional EJEMPLOS DE ENSAMBLAJES CONSTRUCTORES CONSTRUCTORES DE DE ÁNGULO EN FORMACIONES MUY SUAVES: ENSAMBLAJE

CONFIGURACIÓN

COMENTARIOS

NEAR BIT

2

Trabajan muy bien en formaciones suaves para dar altas tasas de inclinación. Además son buenos en construcciones de alta inclinación. No se deben correr en zonas con alta probabilidad de pegas por presión dif erencial.

90’

1 NEAR BIT

Sin especificación de tamaño de hoyo BC

NEAR BIT 60’

3 4

30’

Ideales para trabajar en zonas con altos problemas de pegas por presión diferencial. Ensamblaje No. 3 tiene tasas reducidas de construcción angular.

BC

NEAR BIT 60’

Sin especificación de tamaño de hoyo

NEAR BIT

5

Poseen tasas reducidas de construcción angular. No son recomendables para perforar formaciones muy suaves cuando se requiera construir ángulo. Son muy rígidos. B.C. = 1/4’’ 1/4’’ a 1/2’’ 1/2’’ si el ensamblaje es muy rígido.

BC 30’

30’

6 NEAR BIT

Sin especificación de tamaño de hoyo

45’

30’

BC

NEAR BIT 60’

30’

7 BC

NEAR BIT 60’

8 NEAR BIT

NEAR BIT

Hoyo de 12.25’’ 12.25 ’’ y y p = 10 Lb/gal con barras de 8’’ 8 ’’ x 2,25’’ 2,25’’ según según Keith Millheim. B.C. = 1 / 4’’ 4 ’’ a 1 / 2’’ 2 ’’ si el ensamblaje es muy rígido.

BC 45’

9

10

60’

30’

BC 45’

60’

53

Herramientas Herramie ntas utilizadas en la perforación direccional EJEMPLOS DE ENSAMBLAJES DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO ANGULAR ANGULAR EN FORMACIONES MUY SUAVES: ENSAMBLAJE

1

CONFIGURACIÓN

3’-6’

5’-15’

30’

COMENTARIOS

30’,60’ ó 90’

30’

PC

2

3’-6’

30’-40’

3’-6’

15’-20’

3

30’, 60’

30’, 60’

30’

30’,60’ ó 90’

Estos ensamblajes son básicos y están ordenados de mayor a menor desempeño productivo. Los ensamblajes 1 y 2 requieren una barra corta, el ensamblaje 3 se puede definir como un ensamblaje de “conveniencia” ya que el segmento estabilizador se coloca aproximadamente a 30’ del primero, lo equivalente a la longitud de una barra. Estos tipos básicos tienen ligera tendencia positiva en la fuerza lateral, decreciendo con el aumento en inclinación, la adición del cuarto estabilizador causa que la fuerza lateral sea levemente negativa, decreciendo con el aumento en inclinación.

30’,60’ ó 90’

PC

NEAR BIT 15’

30’

5’-10’

30’

30’

4

30’

Modificación al ensamblaje básico 3.

NEAR BIT

De desempeño similar al ensamblaje 7 sin el último estabilizador.

5

NEAR BIT 30’

30’

30’

Puede causar caída angular si el estabilizador cercano pierde calibre.

6

NEAR BIT

7

15’

30’

30’

Similar al ensamblaje 4 sin el último estabilizador. Ideal en zonas de ligera tendencia a la desviación.

54

Herramientas utilizadas en la perforación direccional EJEMPLOS DE ENSAMBLAJES DE CAÍDA ANGULAR EN FORMACIONES MUY SUAVES: ENSAMBLAJE

CONFIGURACIÓN 60’-70’

COMENTARIOS De excelente desempeño. Es el típico ensamblaje pendular y adecuado en condiciones donde no hay peligro potencial de pega por presión diferencial.

30’

1

Ensamblaje pendular adecuado para hoyos de diámetro pequeño. (Dhoyo < 8 3/4‘’)

45’

2

60’-70’

3

30’

30’

30’

Este ensamblaje puede causar construcción angular si el peso sobre la mecha es m uy elevado.

4

5

Desempeño idéntico a ensamblaje 1 pero adecuado a condiciones donde el peligro por pega diferencial esté presente.

NEAR BIT 30’

B.C.

Observación: El uso de este ensamblaje en la perforación de pozos rectos verticales puede causar construcción angular cuando no es el caso deseado.

Este ensamblaje utiliza un estabilizador cercano de bajo calibre para prevenir una excesiva tasa de caída angular. Usado regularmente cuando se requiera iniciar una caída leve en un pozo direccional y luego seguir con un ensamblaje 1,2 o 3. Es un ensamblaje especial para iniciar grandes caídas en pozos con inclinaciones superiores a 20º.

55

Herramientas utilizadas en la perforación direccional EJEMPLOS DE ENSAMBLAJES CONSTRUCTORES DE ÁNGULO EN FORMACIONES SUAVES A MEDIANAS: ENSAMBLAJE

1

CONFIGURACIÓN

COMENTARIOS

NEAR BIT

Estos ensamblajes pueden alcanzar altas tasas de construcción angular, aproximadamente entre 1º/100 pies y 5º/100 pies dependiendo del tipo de mecha, dureza y litología de la formación, así como la correcta configuración del ensamblaje.

90’

NEAR BIT 60’

2

30’

NEAR BIT

3

60’

Estos ensamblajes son típicos para alcanzar moderadas tasas de construcción angular. El ensamblaje 5, de estabilización sencilla, tiene respuestas menores a las variaciones litológicas y de dureza que las configuraciones multiestabilizadas. Estas últimas configuraciones están más afectadas por los cambios de formación.

NEAR BIT

4

30’

30’

NEAR BIT

5

6

NEAR BIT 45’

30’

NEAR BIT

7

30’

30’

UG NEAR BIT 45’

8 NEAR BIT

30’

Estos ensamblajes se utilizan para construir ángulos a bajas tasas (menores de 1º/100 pies). A altas inclinaciones y con ciertos diámetros de barras según el diámetro del hoyo, estos ensamblajes pueden producir una tendencia ligera en caída angular. En general, son especiales para iniciar pozos direccionales donde se necesita una simple construcción angular para atravesar el objetivo.

30’

9

56

Herramientas utilizadas en la perforación direccional EJEMPLOS DE ENSAMBLAJES DE MANTENIMIENTO ANGULAR EN FORMACIONES DURAS:

ENSAMBLAJE

CONFIGURACIÓN

2’-3’

10’-15’

b

30’

30’

c d

a

1 a: escariador de 3 o 6 puntos. b: barra corta con 1/8’’ bajo calibre (B.C.) c: barra con 1/8’’ bajo calibre (B.C.) d: estabilizador regular.

2’-3’

10’-15’

2

2’-3’

Se puede correr en pozos verticales y direccionales. d

10’-15’

a

Ensamblajes muy rígidos. Muy útil para perforación vertical en control de desviación. Nunca se debe correr en pozos direccionales las barras cuadradas. Pueden ser sustituidos por barras espirales con 1/8’’ bajo calibre.

30’

30’

a

3

COMENTARIOS

30’

30’

d

Ideal para pozos direccionales en pozos que no presenten serios problemas de desgaste al calibre.

57


FLUJOGRAMA DE SELECCIÓN DE ESTABILIZADORES PARA POZOS DIRECCIONALES: Hoyo direccional Sección Superior de barras

Sin Estabilización

No

Ensamblaje de fondo de pozo

Arrastre / Torque ?

Si

Diseño abierto de aleta soldada

Dureza de la formación ?

Media ó Dura

Aleta integral Integral tipo camisa

Suave

Alta inclinación ?

Si

Aleta de contacto mayor

No

Diseño abierto de aleta soldada

58


Diseño de BHA  

BHA (Bottom Hole Assembly). Es otro factor clave en el diseño del pozo:  Respuesta del BHA a cambios en los parámetros de operación o tendencias de formación  Diámetro de los estabilizadores  Angulo del pozo  Angulo del motor de fondo  Distancias de los estabilizadores

59

Parámetros direccionales

PROFUNDIDAD MEDIDA (MD)

PROFUNDIDAD VERDADERA (TVD)

PROFUNDIDAD DE ARRANQUE (KOP)


FINAL DE LA SECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN

SECCIÓN TANGENCIAL INICIO DE LA SECCIÓN DE DISMINUCIÓN


FINAL DE LA SECCIÓN DE DISMINUCIÓN

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL ÁNGULO DE INCLINACIÓN


DIRECCIÓN O AZIMUT

OBJETIVO (TARGET)


Fundamentos matemáticos

Fundamentos matemáticos

Sistema de coordenadas







Distancia Este-Oeste (“Este”)


Distancia Norte-Sur (“Norte”)


Distancia Norte-Sur (“Norte”)









Tipos de pozos direccionales



Tipos de pozos direccionales  Los

tipos de pozos direccionales dependerán de las razón o causa por la cual se decidió perforar direccionalmente y de algunas condiciones de las formaciones a atravesar.  Los pozos direccionales se clasifican dependiendo de su objetivo operacional y de la trayectoria y de su ángulo de inclinación, su clasificación más común es la siguiente:

85


Según su objetivo Operacional: • Pozo Side Track.

• Pozo Grass Root.

• Pozo de Reentrada (Reentry).


Según su trayectoria y ángulo de inclinación: • Tipo Tangencial (Tipo J).

• Tipo “S”.

• Tipo “S” Especial.

87

Tipos de pozos direccionales 


Según su trayectoria y ángulo de inclinación: • Pozos Inclinados.

• Pozo Horizontal.

88


TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES Según su trayectoria:

Según su ángulo final:



Tangencial (J)



Vertical: 0-10º



Tipo S



Inclinado: 10-30º



Tipo S especial



Desviado: 30-60º



Horizontal





Inclinado



Según su radio:

Altamente desviado: 60-75º Horizontal: 75-90º

Según su profundidad (TVD):



Largo: 0-7º /100



Somero hasta 6.000 pies



Medio: 8-35º /100



Mediano hasta 10.000 pies



Radio corto: 36-90º /100



Profundo hasta 15.000 pies



Ultra corto > 91º /100



Extraprofundo mas de 15.000 pies

89

Riesgos en la perforación direccional

Los pozos que presentan mayores problemas operacionales, son aquellos en los cuales su ángulo de inclinación es mayor a los 30 °. Algunos de los problemas que presentan son: •

Problemas de limpieza de hoyo

•

Formación de camadas

• Arrastres y torques •

Derrumbes

•

Pega de tubería Mecánica y/o diferencial

•

Perdida de circulación inducida.

90

Riesgos en la perforación direccional

No todas las dificultades que se presentan en una perforación direccional no se verán durante la misma, pero si pueden señalarse los siguientes: 1. Severidad de la “Pata de Perro” 2. Llavetero (ojo de llave) 3. Atascamiento por presión diferencial 4. Diámetro del hoyo 5. Efecto de la formación 6. Pozos adyacentes 7. Hidráulica 8. Fuerzas de fricción 9. Limpieza del hoyo 10.Transporte de los cortes de perforación 91

Factores que afectan la dirección del hoyo

Hay múltiples factores que afectan la dirección del hoyo, pueden ser por condiciones geológicas, operacionales o de diseño del BHA. A continuación hay algunos factores que inciden en la dirección del pozo, entre ellas están: •

Resistencia de la roca

•

Peso sobre la mecha

•

Inclinación de los estratos

• Alternancia de rocas duras y blandas •

Diseño de lastrabarrenas

•

Tipo de mecha

•

Control permanente del peso sobre Ia barrena

•

Velocidad de rotación de la mecha adecuada 92

Perforación horizontal. Definición y objetivos

Son pozos perforados paralelo a la sección productora, es decir, son perforados paralelos al buzamiento de la arena. La definición abarca, también, aquellos pozos que poseen un ángulo de desviación no menor de 86 °, con respecto a la vertical.

Objetivo: El objetivo de esta aplicación es incrementar el factor de recobro y por consiguiente obtener una mayor producción, reducir los problemas de arenamiento y de conificación de agua o gas, producir en zonas cuyo espesor sea reducido y donde la perforación vertical resulte económicamente poco rentable.

Perforación horizontal. Razones para su perforación.



Pozos Horizontales

Características •Económica

Mayor retorno sobre la inversión.

•Área de drenaje elíptica en lugar de radial

Implica mayor aprovechamiento de la permeabilidad vertical.

•Incremento del factor de recobro

Debido al drenaje de arenas delgadas / aisladas.

94

Criterios generales para la selección de pozos horizontales.

Criterios generales para la selección Reservas remanentes a recuperar deben ser al menos 2 veces las recuperadas por un pozo vertical

Continuidad en la arena objetivo

Perforación Horizontal

Espesor de la arena de Navegación mayor de 20’

Gradiente de presión mínimo al tope de la arena objetivo mayor a 0.15 Lpc/pie


Control sobre los niveles de contacto Agua - Petróleo, Gas – Petróleo, presentes en la zona de interés

Espaciamientos entre pozos


Buzamiento en la estructura menor de 10°

Características de la roca (porosidad y permeabilidad) preferiblemente buenas 96


Conocer la dirección de los esfuerzos en la arena objetivo


Zona de gas superficial o yacimientos suprayacentes al objetivo con altas saturaciones

97

Clasificación de los pozos horizontales.

98

Parámetros geométricos para el diseño de la trayectoria

Profundidad medida (MD) Profundidad vertical verdadera (TVD) Objetivo

Punto de desviación (KOP) Radio de curvatura (R) Sección de incremento de ángulo

Sección tangencial o de mantenimiento de ángulo Punto de revestidor (PC) Punto horizontal (PH)

Profundidad final (TD) Ángulo de inclinación Dirección

DCO + Agua Al Múltiple

Tres Tipos de Completación

Configuración de un pozo tipo

Tipo I: Cabezal (WH)

Gas del Anular

Hoyo Vertical 16” MD@ 400ft

Revestidor de 13 3/8”

Hoyo 12 1/4” MD@ 2900ft

Revestidor de 9 5/8”

Tipo II: PCP

Hoyo Horizontal 8 1/2” MD@ 7500ft Tipo III: Fondo (TOE)

ARENA PRODUCTORA

PCP 4600 ft, liner ranurado de 7”

PF @ 7500’

100

Ventajas de la perforación de pozos horizontales. 

Mayor recuperación de reservas que los pozos verticales.



Reduce la conificación de agua y/o gas en formaciones con problemas de interfase de fluidos.



Aumenta el índice de productividad de 3 a 5 veces para una misma caída de presión.



En casos de arenas delgadas (10 @ 20 pies), resultan más económicos producir yacimientos.



Puede reemplazar hasta cuatro pozos verticales dentro de

un

mismo

yacimiento,

dependiendo

del

espaciamiento. 

Mejora la eficiencia de barrido en proyectos de recuperación mejorada de petróleo.



Puede

hacerse

perforaciones

perpendiculares a las fracturas

horizontales

Desventajas de la perforación de pozos horizontales.    

 

El costo es de 1.3 a 4 veces mayor que el de un pozo vertical Se requiere mayor tiempo de perforación que en un pozo vertical La corrida de registros presenta dificultad para corregir el rumbo de la perforación La excesiva ondulación de la trayectoria del pozo podrían dificultar la limpieza y las estimulaciones del mismo. Alto problemas de arenamiento Las opciones de reparación son limitadas.

Perforación multilateral. Definición y tipos.

Se define como la tecnología que permite perforar a través de un solo pozo principal (que puede ser vertical o direccional) dos o más puntos de drenaje (hoyos laterales horizontales o inclinados, llamados también ramales), en múltiples capas o arenas pertenecientes a uno o diferentes yacimientos; lográndose de ésta forma la comunicación de mayor área de flujo con el pozo principal en superficie, lo cual incrementa el recobro de reservas remanentes de hidrocarburos.

103


Hoyo Madre: es el hoyo principal del pozo multilateral. Unión: es el punto por donde salen los laterales del hoyo madre.

Lateral: es el agujero que se perfora a partir del hoyo madre. Un pozo multilateral exitoso reemplazaría varios hoyos verticales y pueden reducir en conjunto la perforación y los costos, llevando consigo al aumento de la producción y proporcionando un drenaje más eficaz del yacimiento.




Tipo de Pozo

Tipo De la Terminación Sobre Embalador

1

PA - productor

Alesaje Simple

2

con Levantamiento Artificial

Número de

Pozo Nuevo o Existente

ensambladuras

Nuevo Existente

etc

PN - productor con Levantamiento Natural

Alesaje Dual

IN - Inyector MP Multipropósito

Alesaje Concéntrica


Conectividad

Accesibilidad

Control De Flujo

NR - Ninguna Reentrada

NON – Ningunos

Selectivo

SEL – Selectivo La misma clasificación que la primera, Nivel de

PR – Reentrada por la terminación

complejidad’.

Cada ensambladura tendrá un indicador propio que pueden o no pueden ser iguales.

OR TR – Reentrada a través de la tubería

SEP - Separado

REM - Supervisión Remota RMC - Control y Supervisión 108


Perforación multilateral. Ventajas y desventajas.

         

Mejoran la producción del pozo, incrementando así su potencial. Son rentables para la producción de horizontes múltiples delgados. Costo de desarrollo total reducido. Exponen mayor área de flujo. Mantenimiento de alto potencial a bajo costo. Mayor retorno sobre la inversión. Menor impacto ambiental. Proporcionan acceso a nuevos yacimientos a través de perforaciones existentes. Mejora la eficiencia de barrido areal. Al disminuir el abatimiento de presión se reduce la producción de arena.

   





  

Es más fácil detectar una arremetida en verticales que en configuraciones horizontales. Dificultad en correr registros de producción. Dificultad en realizar pruebas de pozos. La aplicación de cualquier tecnología nueva conlleva riesgos económicos y alta complejidad técnica. Dificultad en alcanzar la integridad mecánica en la unión de los ramales con el hoyo principal. Incremento en la posibilidad de colapso del hoyo en las capas de arcilla o lutita a la altura de la unión. Dificultad de verificar el primer ramal una vez perforado el segundo. Incertidumbre geológica. Riesgos de falla de la junta.



Características:  El ensamblaje del Sperry Latch es usado para hacer aterrizar y orientar el whipstock correctamente con el hoyo lateral o el liner lateral.  El diseño se realiza para permitir la instalación fácil y recuperación posterior del whipstock. Beneficios:  Aplicable para operaciones de workover en el lateral.  El plan o diseño permite un movimiento fácil del whipstock de un latch coupling a otro sin tener que sacar el whipstock del hoyo.


Ventajas: 

Aplicable a pozos existentes (reingreso) y a pozos nuevos.



La geometría exacta de la ventana y el control de la posición permite el reingreso lateral repetible para la vida del pozo.



Permite que la tubería existente este en producción para bajar el límite económico.



Bajan los costos de la instalación y de mantenimiento sistemas nivel 4.

concerniente

a

otros


Inestabilidad del Hoyo Problemas durante la perforación de tramos laterales

Modelo Mecánico de Subsuelo

Planificación Planificaci ón de un pozo direccional.

Definición – El planeamiento de un pozo direccional es un proceso de diseño el cual utiliza información proporcionada y se desarrolla un plan de pozo direccional óptimo hacia el objetivo – Criterio de diseño: Locación de superficie  Locación del target  Referencia de norte  Tamaño del target  Tendencias de formación  Tasa de construcción y tumbado  Proximidad a otros pozos  Puntos de revestimiento  Disponibilidad de herramientas y tecnología 

Tipos de trayectorias direccionales Si la posición del pozo en superficie es conocida y dada la localización del objetivo, el valor de TVD y sus coordenadas rectangulares, es posible calcular el mejor perfil que ajusta las coordenadas de superficie y las del objetivo en el fondo del pozo que ajuste esta data. El perfil del pozo es graficado en un plano vertical y se muestran a continuación:

Tipos de trayectorias direccionales

Trayectoria del Pozo Tipo Tangencial Para alcanzar la planificación geométrica de un pozo tipo I (Tangencial o Tipo J) se requiere la siguiente información: a. Coordenadas de Superficie b. Coordenadas del Objetivo c. TVD al objetivo d. TVD al KOP e. Tasa de construcción, BUR (Build Up Rate) La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta misma desviación inicial se mantiene constante hasta la profundidad total. Este tipo de desviación es aplicable a arenas de poca profundidad, donde el valor del ángulo de desviación no será muy grande y no se requiere revestimiento intermedio, hasta después de perforado el hoyo completo.


Primer Caso: R>D 2 El máximo ángulo de inclinación amax para la trayectoria del pozo tipo tangencial es dada por:

a max

  R    V 3  V 1   V 3  V 1       * Sen arctan   arccos    arctan      V V R D  R  D2    3 1 2      

Segundo Caso: R
  R    V 3  V 1   V 3  V 1             180  arctan  arccos  * Sen arctan       D2  R   D2  R       V 3  V 1 

Tipos de trayectorias direccionales Sección de Construcción (o Build-Up) 1. Radio de Curvatura de la Sección de Construcción (R): R 

360*100 2 * * BUR

Donde BUR es la tasa de construcción de ángulo (incremento de ángulo) en º/100ft. 2. Profundidad medida de la Sección de Construcción (MD2):

MD2 

Donde a1 es el ángulo máximo de inclinación al final de la sección de construcción 3. Profundidad Vertical de la Sección de Construcción (V 2 - V1): V 2  V 1  R1 * Sena 

4. Desplazamiento Horizontal al final de la Sección de Construcción (D 1): D1  R1 * 1  Cosa 

a 1 *100

BUR


Sección Tangencial 5. Profundidad medida de la Sección Tangencial (MD3): MD3 

V 3  V 2 Cosa 

6. Profundidad Vertical de la Sección Tangencial (V 3 - V2): V 3  V 2  MD3 * Cosa 

7. Desplazamiento Horizontal al final de la Sección Tangencial (D 2): D2  D1  MD3 * Sena 

8. Profundidad Total Medida (TMD): TMD  MD1  MD2  MD3


Problema Nº 1. Se desea perforar un pozo por debajo de un lago, para éste pozo una sección de construcción y una de mantenimiento deberá ser usada. El desplazamiento horizontal es de 2655 pies a un TVD=9650 pies. La tasa de construcción recomendada es de 2,0º/100 pies. La profundidad al punto de arranque es de 1600 pies. Determine: a. b. c. d. e. f. g. h. i.

El radio de curvatura El ángulo máximo de inclinación La profundidad medida al final de la sección de construcción La profundidad medida total El desplazamiento horizontal al final de la sección de construcción La profundidad medida cuando TVD=1915 pies El desplazamiento horizontal cuando TVD=1915 pies La profundidad medida cuando TVD=7614 pies El desplazamiento horizontal cuando TVD=7614 pies


Trayectoria del Pozo Tipo “S” Para alcanzar la planificación geométrica de un pozo tipo II (Tipo S o S Especial) se requiere la siguiente información: a. Coordenadas de Superficie b. Coordenadas del Objetivo c. TVD al objetivo d. TVD al final de la sección de disminución e. TVD al KOP f. Tasa de construcción, BUR (Build Up Rate) g. Tasa de disminución, DOR (Drop Off Rate) h. Ángulo final de inclinación a través del objetivo Un pozo S es un pozo perforado con una sección de aumento de ángulo, una sección tangencial y una caída de ángulo a cero grado, en estos pozos se baja el revestidor de producción y luego se perfora la sección de caída de ángulo. Un pozo tipo S es usado cuando la profundidad del objetivo es grande y el desplazamiento vertical es relativamente bajo.

Debido a que este pozo posee 2 curvas, se necesitan calcular 2 radios y compararlos con el desplazamiento total (D3). Estas cantidades serán usadas para calcular el máximo ángulo de inclinación al final de curva de construcción.


1. Radio de Curvatura de la Sección de Construcción (R1):

R1 

360*100 2 * * BUR

Donde BUR es la tasa de construcción de ángulo (incremento de ángulo) en º/100ft. 2. Radio de Curvatura de la Sección de Disminución (R2):

R2 

360 *100 2 * * DOR

Donde DOR es la tasa de disminución de ángulo en º/100ft. El desplazamiento total, D3 (o desplazamiento horizontal) del objetivo puede ser calculado por medio de la siguiente ecuación: D3   E / W    N / S  Donde  denota la diferencia en las coordenadas entre E/W o N/S. 2

2

Tipos de trayectorias direccionales 3. Primer Caso: D3>R1+R2 Sí el pozo S retorna a la vertical al final de la sección de disminución de ángulo al punto D, entonces el máximo ángulo de inclinación viene dado por: a

max

  R1  R2    V 4  V 1   V 4  V 1        * Sen arctan   180  arctan   arccos      D3   R1  R2    D3   R1  R2        V 4  V 1 

4. Segundo Caso: D3
a max

   R1  R2     V 4  V 1   V 4  V 1        arccos   * Sen arctan    arctan      R1  R2   D3    R1  R2   D3       V 4  V 1 

La ecuación anterior es sólo válida si el pozo S retorna a la vertical al final de la sección de disminución de ángulo al punto D. Si el pozo no regresa a la vertical entonces los cálculos necesarios a ser realizados al final de la sección de disminución serán guiados por la figura 11.17



126

Tipos de trayectorias direccionales 5. Cuando el pozo “S” no retorna a la vertical, primero se cambia D3 por D3+R2*(1-Cos( 2)) y V4 por V4 +R2*Sen( 2) y se modifican las ecuaciones del caso del pozo tipo “S”: Si D3+R2*(1-Cos( 2))
  V 4  R2 * Sen a 2   V 1  a max  arctan   R  R   D  R * 1  Cosa    2 3 2 2   1          R R  V R Sen    a 2   V 1 * 1 2 4 2     * Sen arctan  arccos       V 4  R2 * Sen a 2   V 1   R R  D R  Cos      a 2    * 1 1 2 3 2     Si D3+R2*(1-Cos( 2))>R1+R2:

  V 4  R2 * Sena 2   V 1    a max  180  arctan   D3  R2 * 1  Cos a 2    R1  R2           R1  R2 V 4  R2 * Sena 2   V 1     * Sen arctan  arccos      V 4  R2 * Sena 2   V 1    D R Cos * 1 a    R  R    3 2 2 1 2       Al conocer a1, se siguen los demás cálculos:


6. Sección de Construcción (o Build-Up)  Profundidad medida de

la Sección de Construcción (MD 2): MD2 

a 1 *100

BUR

Donde a1 es el ángulo máximo de inclinación al final de la sección de construcción  Profundidad Vertical de la Sección de Construcción (V 2):

V 2  V 1  R1 * Sena 1   Desplazamiento Horizontal al final de la Sección de Construcción (D 1):

D1  R1 * 1  Cosa 1 

Tipos de trayectorias direccionales 7. Sección Tangencial  Profundidad Vertical al final de la Sección Tangencial (V 3):

Para pozos que retornan a la vertical al finalizar la sección de disminución: V 3  V 4  R2 * Sena 1 

Para pozos “S” con caída parcial de ángulo y mantiene una cierta inclinación al objetivo, V3 es dada por:: V 3  V 4  R2 * Sena 1   Sen a 2   Profundidad medida de la Sección Tangencial (MD3):

MD3 

V 3  V 2 Cosa 

 Desplazamiento Horizontal al final de la Sección Tangencial (D 2):

D2  D1  V 3  V 2 *Tana 1 

Tipos de trayectorias direccionales 8. Sección de Disminución  Profundidad

medida de la Sección de Disminución para pozos tipo “S” que retornan a la vertical

(MD4): MD4 

a 1 *100

DOR

Donde a2 es el ángulo máximo de inclinación al final de la sección de disminución  Profundidad Total Medida pozos tipo “S” que retornan a la vertical (TMD):

TMD  MD1  MD2  MD3  MD4  V 5  V 4 

La profundidad medida al final de la sección de disminución parcial donde el ángulo de inclinación se mantiene al objetivo está dado por: MD4 

a 1  a 2 *100 DOR

La profundidad medida al final de un pozo tipo “S” donde el ángulo de inclinación se mantiene al objetivo está dado por: a  a 2 *100 V 5  V 4  TMD  MD1  MD2  MD3  1 DOR Cosa 2 

Tipos de trayectorias direccionales Problema Nº 2. Diseño de Trayectoria de un pozo tipo “S” Calcular las profundidades medidas, verticales y desplazamientos horizontales de cada sección del siguiente pozo en forma de “S” diseñado para alcanzar un domo de sal, usando la siguiente data y la figura 11.16.Determine: a. b. c. d. e. f.

Profundidad del punto de arranque: 1200 pies Tasa de construcción de ángulo: 2,0º/100 pies Tasa de disminución de ángulo: 3,5º/100 pies TVD al final de la sección de disminución (V4): 8157 pies Desplazamiento horizontal total (D3): 2136 pies Ángulo final de inclinación en el yacimiento: 0º


Trayectoria del Pozo Tipo III Este tipo de trayectoria es usada para perforar domos de sal y para la planificación de pozos de evaluación con el fin de evaluar el alcance del yacimiento descubierto. La siguiente información es requerida:. a. Coordenadas de Superficie b. Coordenadas del Objetivo c. Uno de los otros parámetros, tales como. 1.Ángulo de inclinación máximo 2.TVD o KOP 3.Tasa de construcción, BUR (Build Up Rate) El ángulo final de inclinación a viene dado por:

 D  R  TVD  V 1 a  2 * arctg   TVD  V  Sena  1   BUR 

18000 

* R

Donde:  R= Radio de Curvatura  D= Desplazamiento horizontal total requerido  TVD= TVD al objetivo.

Métodos de cálculos direccionales.

Al final de cada survey exitoso (ejemplo: single-shot, multishot, steering tool, surface readout gyro, MWD) la siguiente data es medida: a. Profundidad medida del survey b. Inclinación del pozo c. Azimuth del pozo (corregido al norte real) La data mencionada deberá entonces ser capaz de dar la posición en el fondo del pozo al último survey point para ser calculado con exactitud en términos de: 1. 2. 3. 4. 5.

TVD Norte Este Sección vertical Severidad de pata de perro

La data calculada es luego ploteada en un gráfico de pozo direccional (TVD vs Sección Vertical en un plano vertical, coordenadas rectangulares N/S vs E/W en un plano horizontal)


Los métodos de cálculos de trayectorias direccionales nos permiten visualizar en tres dimensiones el comportamiento de la trayectoria del pozo en función de las medidas de las herramientas direccionales, tales como Profundidad Medida (MD), Inclinación del pozo ( α) y Dirección o Azimut. Los métodos de estudios direccionales son:     

Método Tangencial: Una recta entre surveys inclinada al ángulo inicial. Método Tangencial Balanceado: dos rectas entre surveys inclinadas al ángulo final e inicial. Método de Ángulo Promedio: Una recta entre surveys promediando sus inclinaciones. Método de Radio de Curvatura: Simula los surveys como parte de la superficie de un cilindro. Método de Curvatura Mínima: Simula los surveys como la superficie de una esfera.


Este método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma inclinación y el mismo rumbo entre 2 estaciones, es fácil de calcular, es impreciso, especialmente en pozos de configuración tipo sección aumentada y tangencial y el tipo “S” en los que indica menos desplazamiento vertical y más horizontal de los que realmente hay en el pozo.

135

Métodos de cálculos direccionales. Puede ser mostrada que la coordenada o latitud N/S (denotada como L) es calculada para cada tramo DM (Donde ai es el ángulo de inclinación y i su dirección)

 Li   D Mi * Sena i * Cos i 

La coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo D M

 M i   D Mi * Sena i * Sen i  El segmento TVD es calculado como:

El desplazamiento horizontal D es calculado como:

TVDi   D Mi * Cosa i 

 Di   D Mi * Sena i 

Para calcular las coordenadas totales N/S y E/W, y el valor de TVD se usan las siguientes ecuaciones:

Li 

n

 L

i

i 1

M i 

n

 M

i

i 1

TVDi 

n

 TVD

i

i 1


Éste método intenta hacer una aproximación cerrada del well path usando los resultados obtenidos en el survey actual y anterior. Efectivamente, la longitud del curso entre dos survey points es dividido entre dos, igual longitud, segmentos de línea recta. En este caso: Coordenada N/S (denotada como L)

 Li 

 D Mi 2

* Sena i 1 * Cos i 1   Sen a i * Cos i 

Coordenada E/W (denotada como M)

 M i  El segmento TVD es calculado como:

TVDi 

 D Mi 2

* Cosa i 1   Cosa i 

 D Mi 2

* Sena i 1 * Sen i 1   Sena i  * Sen i 

El desplazamiento horizontal D es calculado como:

 Di 

 D Mi 2

* Sena i 1   Sena i 


Es reconocido que el método tangencial causa un considerable error por no considerar el ángulo de inclinación y la dirección previa. El ángulo promedio y el método del ángulo promedio considera los promedios de los ángulos a1 y 1 y a2 y 2. Se basa en la suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre 2 estaciones.

Métodos de cálculos direccionales. La coordenada N/S (denotada como L) es calculada para cada tramo DM (Donde ai es el ángulo de inclinación y i su dirección) como:

 a  a i 1    i   i 1   Li   D Mi * Sen i Cos *    2 2     La coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo DM

 a  a i 1      i 1   M i   D Mi * Sen i  * Sen i  2    2  El segmento TVD es calculado como:

 a  a i 1  TVDi   D Mi * Cos i  2   El desplazamiento horizontal D es calculado como:

 a  a i 1   Di   D Mi * Sen i   2 

Métodos de cálculos direccionales. Problema Nº 3. Cálculo de Trayectorias mediante el método del Ángulo Promedio Calcular la trayectoria de un pozo desde 8000 hasta 8400 pies, donde el punto de arranque está a 8000 pies y la tasa de construcción es de 1,0º/100 pie, usando un lead de 10º y una tasa de aumento hacia la derecha de 1,0º/100 pie. La dirección del pozo es de N 30º E. Asuma que los primeros 200 pies es para colocar el lead, donde la dirección es constante hasta 8200 pies y luego aumenta a una tasa de 1,0º/100 ft.

Datos del Problema:

i 1 2 3 4

Inicio, pies Final, pies 8000 8100 8100 8200 8200 8300 8300 8400

DMi, pies 100 100 100 100

i, º 1 2 3 4

i,º 20 20 21 22


Desplazamiento Ángulo de Total, pies dirección

Li, pies

Mi, pies

TVD, pies

Li, pies

Mi, pies

TVDi, pies

0,820

0,298

99,996

0,820

0,298

8099,996

0,873

20

2,460

0,895

99,966

3,280

1,194

8199,962

3,490

20

4,086

1,528

99,905

7,366

2,721

8299,867

7,852

20,2777497

5,680

2,237

99,813

13,046

4,959

8399,680

13,956

20,812362


Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudios. Es teóricamente sensato y es muy preciso. Este método usa los ángulos del tope y la base para generar una curva en el espacio teniendo la forma de un arco esférico a la cual pasa a través de 2 estaciones (puntos). Cada longitud del curso es asumida a ser un arco circular en ambos planos (horizontal y vertical).

Métodos de cálculos direccionales. El segmento de incremento de TVD es calculado como:

TVDi 

Donde MD es el incremento de longitud, puntos 1 y 2, respectivamente.

a1

360 *  MDi * Sen a i   Sen a i 1  2 a i  a i 1  y

a2 son

los ángulos de inclinación en los

El incremento en la coordenada N/S (denotada como L) es calculada para cada tramo DM (Donde ai es el ángulo de inclinación y i su dirección) como:

360 *  MDi * Cosa i 1   Cosa i * Sen  i   Sen  i 1  2

 Li 

2 4  i   i 1 a i  a i 1 

El incremento en la coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo D M

360 *  MDi * Cosa i 1   Cosa i * Cos i 1   Cos i  2

 M i 

4  i   i 1 a i  a i 1  2

NOTA: Si el ángulo de inclinación o el azimut no cambian entre 2 estaciones o puntos entonces estas ecuaciones no son aplicables debido a que resultan una división por cero.


Presupone que el pozo es un arco esférico con mínimo de curvatura; que hay máximo radio de curvatura entre puntos o estaciones. Es el de mejor justificación teórica y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo. Este método ajusta efectivamente un arco esférico en dos puntos de surveys. Para ser más específicos, este toma los vectores en el espacio definidos por la inclinación y azimut a cada punto de survey y suavizar estos en el pozo usando un factor de radio la cual es definido por la curvatura en la sección del hoyo. Un factor de radio (RF) es usado para suavizar los vectores en la curva del pozo. Esta curvatura es conocida como pata de perro (dog leg)




La Severidad de la Pata de Perro es una medida de la cantidad de cambio en la inclinación y/o dirección de un hoyo, usualmente expresada en grados por cada 100 pies de longitud en curso (°/100pies). Existen varias ecuaciones para calcular el efecto total del cambio en inclinación y azimut. El ángulo de pata de perro (DL) en grados viene dada por:

Cos DLi   Cosa i  a i 1   Sen a i 1 * Sena i * 1  Cos i   i 1  La Severidad de la Pata de Perro (DLS) viene dada por:



 100   * ArcCosCosa i  a i 1   Sen a i 1 * Sen a i * 1  Cos i   i 1   100 ft  MD

DLS 




Punto MD, pies 1 2

2810 2850

, , grados grados 47 47,5

311 315

Cos DL  Cosa 2  a 1   Sena 1 * Sen a 2 * 1  Cos  2   1  Cos DL  Cos47,5  47  Sen47* Sen 47,5* 1  Cos 315  311 Cos DL  0,998648433364  DL  2,979





 100 100   * DL  * 2,979  DLS  7,448 40 100 ft  100 ft  MD

DLS 






 DL  *Tan RF    * DL  2 

Primero se calcula el factor de relación (RF) El segmento de incremento de TVD es calculado como:

360

TVDi 

Donde MD es el incremento de longitud, puntos 1 y 2, respectivamente.

a1

 MDi * RF * Cosa i 1   Cosa i  2 y

a2 son

los ángulos de inclinación en los

El incremento en la coordenada N/S (denotada como DL) es calculada para cada tramo D M (Donde ai es el ángulo de inclinación y i su dirección) como:

 Li 

 MDi 2

* RF *Sena i 1 * Cos i 1   Sen a i * Cos  i 

El incremento en la coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo D M

 M i 

 MDi 2

* RF *Sena i 1 * Sen  i 1   Sen a i * Sen  i 


El perfil vertical de un pozo es definido en un plano sellado por la dirección a través del slot (localización en superficie) hasta el objetivo. Esta dirección es descrita como el azimut de la sección vertical o dirección del objetivo. La desviación horizontal total (desplazamiento) del pozo proyectado en este plano es llamado la sección vertical.

Las coordenadas N/S y E/W desde 2 puntos de surveys pueden ser graficados en el plano horizontal (Ver Figura 11.38). La línea que une esos puntos es la trayectoria real del pozo en el plano horizontal. La vista vertical del perfil del pozo es obtenida por medio de la proyección de todos los puntos en el plano horizontal en un plano que contiene el punto origen de referencia (Superficie=O) y el objetivo en el fondo del pozo (T), la línea OT es la dirección del objetivo.

Métodos de cálculos direccionales. Para determinar la longitud de la línea OA (también conocida como the closure of point A) se usa la siguiente ecuación:

OA   N A  E A 2

2

Closure of a point es la distancia horizontal más corta desde un punto de survey particular hacia el punto de referencia. La longitud proyectada de la línea OA en la línea OT es la línea OA’, y dicha longitud es conocida como la sección vertical, y viene dada por

VS  O A  OA * Cos

  E     t arg et  ArcTan    N 


La data a continuación se refiere a un pozo perforado direccionalmente: a. TVD en el punto 1: 1150 pies b. Coordenadas N/S en el punto 1: 350 pies c. Coordenadas E/W en el punto 1: 550 pies d. Rumbo del Objetivo: 65° La data del survey en 2 puntos son las siguientes:

Punto 1 2

MD, Inclinación, pies grados 1200 1400

15 19

Azimuth Corregido, grados 45 55

Sección Vertical, pies 646,3

Use el método de radio de curvatura para calcular la trayectoria del pozo entre los puntos 1 y 2, y la severidad de la pata de perro.


MD, Punto pies

Azimuth TVD, Inclinación Corregido, pies , grados grados

1

1200

1150

2

1400 1341,22

Sección Vertical, pies

N, pies

E, pies

350

550

15

45

646,3

19

55

702,7

387,53 594,73


Cos DL  Cosa 2  a 1   Sen a 1 * Sena 2 * 1  Cos  2   1  Cos DL  Cos19  15  Sen 15* Sen 19* 1  Cos 55  45 Cos DL  0,996283902323  DL  4,941



DLS 

100

MD

* DL 

100 1400  1200

* 4,941  DLS  2,47



100 pie


Antes de hacer los cálculos es necesario corregir el ángulo de dirección a la dirección real, ya que todos los instrumentos de estudios magnéticos están diseñados para apuntar hacía el norte magnético, a tiempo que los planos direccionales se grafican con relación al norte real. El grado de corrección necesaria varía de sitio a sitio. Las variaciones se indican en gran número de gráficos que se denominan “isogónicos”. En Venezuela podemos mencionar que en (1993), estamos considerando para el Lago de Maracaibo una declinación de 6˚ Oeste y para el Oriente del país una declinación de 11˚ Oeste.



DIRECCIÓN LEÍDA

DECLINACIÓN ESTE

DECLINACIÓN OESTE

NE

SUMAR A LA LECTURA

RESTAR A LA LECTURA

SE

RESTAR A LA LECTURA

SUMAR A LA LECTURA

NW

RESTAR A LA LECTURA

SUMAR A LA LECTURA

SW

SUMAR A LA LECTURA

RESTAR A LA LECTURA


El azimut de un pozo a cualquier punto es definido como la dirección del hoyo en un plano horizontal medido en la dirección de las agujas del reloj desde un norte de referencia. Usualmente es expresado en ángulos que varían de 0º a 360º, medidos desde el norte, o en sistemas de cuadrantes de 0º a 90º medidos desde el norte en el cuadrante noreste y desde el sur en el cuadrante sureste. Todas las herramientas magnéticas (MWD, otros ) dan lecturas referido al Norte Magnético; así que esta medida debe ser corregida con la declinación magnética del área donde se trabaja.

158


159


Medición de Dirección – Referencia de Azimuth – Medición en Cuadrantes






Sistemas de Referencias y Coordenadas ¿ Cual es la tendencia natural de la mecha durante la penetración en los estratos ? • De forma inclinada • Horizontal • Perpendicular

¿ Cual es la mas favorable

Referencia de Profundidad – Profundidad Medida (MD.) – Profundidad Vertical Verdadera (TVD.) Tendencia natural de penetración es perpendicular con respecto a los estratos

NMR

ESTRATOS / CAPAS

Profundidad Vertical Verdadera “ TVD”

Profundidad Medida a Través del pozo “ MD “

90°

165


SISTEMAS DE REFERENCIAS Y COORDENADAS

Elevación de Equipos en Tierra

ELEVACION DEL TERRENO

ELEVACION MESA ROTARIA ( EMR. )

NIVEL REFERENCIA AL MAR


Elevación de Equipos en Mar

RKB Plataforma

MSL

SEA BED / ML • RKB: Rotary Kelly Bushing- Profundidad relativa a la mesa rotaria • MSL: Mean Sea Level - Profundidad relativa al agua • Sea Bed:- Profundidad relativa al fondo marino 167




SISTEMA DE REFERENCIA Y COORDENADAS Toolface Termino usado en perforación direccional toolface es a menudo usado como frase corta de “orientación de toolface”. Esto puede expresarse como una dirección referido al Norte o parte alta del pozo. “

Lado Alto 0o TFO

”

Orientación de Toolface es una medida angular del toolface de la deflexión de una herramienta con respecto al Norte o la parte alta del pozo.

Lado Alto 0o TFO

90o

Lado Bajo 180o TFO

TFO - Grados de la parte alta a la marca del Tool Face ( Sección del Pozo en Plano Horizontal )

Taller Perforación Direccional

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