Herramientas direccionales Portamechas (Drill Collar-Broca) Barras pesadas (Heavy Weight) Estabilizadores (Estabilizers): Estabilizadores de aleta soldada, estabilizadores de aleta integral, estabilizadores de aleta rotativa, estabilizadores de camisa reemplazable Escariador (Roller Reamers) Substituto flotador (Float Sub) Substituto (Bit Sub) Disipador de vibración (Shock Sub) Ensanchador de agujero (Hole Opener) Codo desviador (Bent Sub) Substituto de orientación (UBHO) Tijeras de perforación (Drilling jar) Métodos de deflexión y herramientas desviadoras Desviador de pared (Wishptock) Chorro de barrena Motores de fondo (PDM) o turbinas Motor de desplazamiento positivo dirigibles (Bent Housing) Componentes de un Sistema rotativo direccional
Para mis amigos de perforacion les dejo la tecna basica de los perforines La perforación direccional es sin duda uno de los más innovadores procedimientos que en la actualidad forma parte de la industria petrolera para la búsqueda, localización y explotación de arenas petrolíferas. El hecho de “navegar” a través de un yacimiento petrolífero e ir construyendo la trayectoria del pozo de acuerdo a un plan previo de ingeniería, es ya una ventaja para optimizar la producción de la arena.
Luego de la Perforación del Hoyo Superficial, se comienza el empleo de las herramientas direccionales que van a permitir inclinar la trayectoria de la sarta de perforación, controlando la dirección o azimuth de la sarta respecto al norte del plano horizontal. Las herramientas direccionales comúnmente empleadas durante la perforación de hoyos horizontales son:
Motor de Fondo con su prespectivo Bent Housing: Llamese el codo de la herramienta que permite producir una desviación de manera orientada, permitiendo ligeras inclinaciones que van
direccionando la sarta de perforación.
Monel: es una herramienta que corrige los efectos del campo magnético de la Tierra y el material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los datos tanto del MWD y el LWD. Está hecho de una aleación que permite despreciar la interferencia magnética y así la herramienta MWD pueda brindar datos confiables de azimuth e inclinación.
Martillo (Jar) : están diseñados para desarrollar un impacto tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos direccionales para que la tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que este atascada.
Herramienta Doublé Pin: es una herramienta cuyas conexiones son PIN x PIN, para unir juntas cuyos extremos son caja.
Estabilizador: Son necesarios para un BHA direccional. Los que están cercanos a la mecha tienen conexiones BOX x BOX., y los que se colocan en el resto de la sarta tienen conexionen PIN x BOX. Poseen espiral hacia la derecha Se emplean para controlar la desviación del hoyo, reducir el riesgo de pegas diferenciales y dog legs (patas de perro).
HEL (Hostil Environment Logging): herramienta que permite cuantificar la profundidad de la perforación. Instala el MWD (Measuring While Drilling : Midiendo mientras se perfora). Esta herramienta permite ubicar la trayectoria de la sarta de perforación y por ende la del pozo en construcción debido a que proporciona los datos de Profundidad, Inclinación respecto a la vertical y azimut (inclinación respecto al plano horizontal), con lo cua l se construyen los SURVEY’s, importantes datos que registran la secuencia del Pozo y permiten hacer una comparación respecto a la trayectoria planificada .
En esta junta también cuando se requiera su corrida, se ubica el registro BAP (Bore Annular Pressure), que permite calcular las presiones en tiempo real en el hoyo anular, y con ello monitorear la limpieza del hoyo y así optimizar una alta ROP sin alterar la estabilidad del revoque.
MFR (Multiply Frecuency Resistivity): lleva instalada la herramienta LWD (logging while drilling: Registrando Mientras se perfora), la cual permite registrar cada una de las profundidades y obtener datos para cada una de ellas. Este es un servicio primordial que permite obtener data en tiempo real de la litología y fluidos presentes mientras se está perforando. Ello permitirá el estudio de las características geológicas presentes, y conllevará a la toma de decisiones, sobre todo a la hora de fijar los topes y bases de cada una de las formaciones, marcadores y arenas.
Otras herramientas son el NDT , que ubica al registro Densidad Neutrón, y el IDS , que emite información necesaria sobre la ubicación del pozo para realizar la corrida del survey. Los registros comúnmente empleados en las perforaciones en el Campo Uracoa son el Gamma Ray, el Densidad - Porosidad Neutron y el Resistivo.zz
ARME DEL ENSAMBLAJE DIRECCIONAL .
La compañía de Servicios de Perforación Direccional es la encargada de armar el BHA direccional, posicionando cada una de las herramientas de acuerdo a su funcionabilidad y al servicio solicitado. Para este paso, los técnicos de la Compañía de Servicios Direccionales hacen primero una charla de seguridad indicando al personal mantenerse alejado del área de la planchada mientras van armando e instalando las fuentes radioactivas que permitirán el registro de cada uno de los parámetros, gamma ray por ejemplo.
Para el hoyo intermedio, por lo general en los pozos del sur de Monagas, el BHA direccional se arma comenzando con una mecha bicentrica de 8-3 /8” x 9-1/2” , seguida de un motor de fondo, el
LWD y el MFR portador de la herramienta MWD, y las herramientas IDS, NDT. Se prueba la señal de los registros en superficie, antes de ser bajados y se calibran los sensores.
La perforación en esta fase requiere un torque de 4500 a 7000 libras por pie (en algunas fases el torque puede llegar a 10.000 libras por pie). En cuanto a las revoluciones por minuto, para el motor de fondo se requieren 126 -140 RPM y para el motor de superficie 45 - 60 RPM. El primero depende del galonaje para el cual cada motor de fondo tiene un factor que permite estimar las revoluciones por minuto de acuerdo a los galones que se bombean en el mismo tiempo.
CORRIDAS DE GYRO .
Esta herramienta permite corroborar la información suministrada para la empresa de Servicios de Perforación Direccional. Este constituye un sistema Giroscopico de Navegación para generar survey´s de la tasa giroscópica basada en una tecnología de orientación inercial que no es afectada por la interferencia magnética, ya que toma como referencia al Polo Norte verdadero, proveyendo a la industria un significado más preciso de la orientación y prospección del pozo. Estas corridas permiten realizar:
* Generación de Surveys mediante los registros single Shot y Multi Shot en revestidores, tubería de perforación ya sea en modo eléctrico o mediante el uso de batería.
* Permite encontrar la orientación direccional de los motores de perforación y otras herramientas en el pozo.
* Mediciones de dirección de manera alámbrica e inalámbrica para la tasa giroscópica mientras se esta perforando.
OTRAS CONSIDERACIONES PARA PERFORACION DE HOYOS DIRECCIONADOS.
Shallow pulse test: Constituyen pruebas de campo a nivel superficial o somero para evaluar construir tasas en función de los ángulos de curva, la colocación de estabilizadores, los efectos secundarios de las cargas, el torque de reacción y la fiabilidad del sistema y el tiempo medio entre fallas del mismo.
PRUEBAS DE LWD: La herramienta LWD (logging while drilling) ha de ser probada antes en superficie para comprobar eficiencia y precisión de cada uno de los registros a ser corridos:
- Densidad neutron
- Resistividad
- Gamma Ray
CORRIDA DE TUBERIA:
Durante la perforación de hoyos direccionales y horizontales es sumamente importante que el perforador lleve controlado en una hoja los viajes los diferentes parámetros para cerciorarse de que el pozo este llene y no haya pérdidas de volumen. Estos volúmenes pueden ser medidos mediante el tanque de viaje. Al final los datos son registrados en un formato parecido al que se anexa abajo:
La tubería a menudo tiene que ser probada de manera que pueda comprobarse su resistencia durante la perforación y de esta forma evitar problemas como estallido, pegas, etc.
Otro punto importante a tomar en cuenta es el drift (en ingles: desviación) de la tubería, que no es
más que la calibración interna de la tubería que permite garantizar su diámetro interno. De esta forma el drift de la tubería vendría siendo el diámetro óptimo interno de la tubería.
PERFORACIÓN EN SHOE TRACKS:
Se conoce como shoe Track el espacio comprendido entre la zapata flotadora y el cuello flotador, enroscados respectivamente en la parte inferior del primer y segundo revestidor que se baja durante el revestimiento de un hoyo, sea el de superficie o el intermedio. La función del shoe track es asegurar que la zapata esté rodeada de cemento de alta calidad y evitar la contaminación de cemento más allá del tope .
Este espacio generalmente esta cubierto de cemento antes de comenzar a perforar en él. A pesar de que ya se debería comenzar a perforar en este tramo con el BHA del Hoyo Intermedio, para el caso de un shoe track en la fase del revestidor de 9-5/8”, para romper el cemento existente se debe perforar con mecha tricónica de 8- 1/2”. Con esta sarta se baja a través del shoe track hasta romper zapata dejando algunos pies mas de profundidad (10 pies aproximadamente).
TECNICAS EN HOYOS DIRECCIONADOS:
Durante la perforación en hoyos direccionales y horizontales se pueden emplear diversas técnicas más para ir construyendo el hoyo del pozo. Primeramente la Rotación permite perforar el hoyo por la energía proporcionada en la mecha al girar contra la formación. El Deslizaje, o Sliding en inglés, es una técnica que permite ir direccionando la sarta sin que la mecha este rotando, de manera que permita crear ángulo o direccionar la sarta de perforación según el plan del Pozo. Ello es posible por la herramienta Bent Housing del BHA, por la cual se construye y controla el ángulo correcto, posicionando la mecha en la dirección deseada.
La orientación es controlada por la herramienta MWD (midiendo mientras se perfora), que va aportando datos cada cierto punto. Estos datos son:
- PROFUNDIDAD: midiendo la MD (Measured Deepth) o Longitud del hoyo (profundidad medida). El MWD aporta en tiempo real la profundidad a la que está la herramienta MWD haciendo una corrección con respecto a la ubicación de la mecha.
- INCLINACIÓN: Mostrando el ángulo de desviación del hoyo respecto al plano vertical.
- AZIMUTH: que es la desviación detectada desde la superficie del Bent Housing con respecto al Polo Norte magnético en el Plano Horizontal.
Con esta data, la herramienta direccional puede calcular parámetros tan importantes como:
- TVD (true vertical deepht : profundidad vertical verdadera
- DOG LEG (PATAS DE PERRO): severidad de la desviación en angulos por cada 100 pies.
.
- DESPLAZAMIENTO ESTE – OESTE (si los valores son positivos se muestra una inclinación hacia el oeste, si son negativos hacia el Este).
- DESPLAZAMIENTO NORTE – SUR (si los valores son positivos se muestra una inclinación hacia el Norte, si son negativos hacia el Sur).
PRACTICAS OPERACIONALES:
Durante la perforación de hoyos direccionales se pueden poner en práctica otras técnicas según lo requiera la situación en la que se encuentre el pozo. Una de las más comunes es el BACK REAMING o repaso que se hace rotando la mecha para asegurar la estabilidad del hoyo y evitar que el mismo se cierre una vez que se haya sacado la tubería. De esta forma se va repasando en el hoyo ya perforado circulando. Este procedimiento también permite volver a agrandar el hoyo para la instalación de revestidores, tubos lisos, rejillas, etc, evitando de esta forma apoyos de tubería.
Otra práctica operacional es el POOH (Pull out of Hole: Salir del Hoyo), tambien abreviada en español como STH (sacar tubería del Hoyo). En Pozos direccionales generalmente este proceso se realiza con backreaming y con parámetros especificos de torque, revoluciones por minuto y galonaje. Existe la prueba de Flow Check o Verificación de Flujo, que asegura la estabilidad de las condiciones de un tapón, válvula o dispositivo de control de flujo, observando los niveles de fluido estable.
RECONOCIMIENTO DE PROBLEMAS: La perforación en hoyos direccionales está sujeta a una mayor cantidad de riesgos operacionales. Las Pegas diferenciales son una de las situaciones más frustrantes y problemáticas que se presentan durante la perforación, debido a muchos factores, entre ellos los debidos a las características propias de la formación. Cuando una tubería se queda pegada puede generar costosos daños, entre los que están el corte de tubería, operaciones de pesca y la realización de un Desvío Lateral o SIDE TRACK.
Las pegas diferenciales se deben a una diferencia de presión entre el hoyo y la formación, ocasionada por una larga sarta con demasiados drill collars que se asienta o para en el lado opuesto de donde se esta tomando fluido en el hoyo.
Cuando los drill collars están sobredimensionados o la sarta posee larga longitud de los mismos, se presta a ocasionar pegas. También son debidas a una alta desviación del hoyo, altas densidades, muchos ripios, interrupción de la circulación.
En estas ocasiones en que los esfuerzos por recuperar toda la sarta de perforación, se procede a la detección de puntos libres o que no estén atascados mediante la aplicación de un alto torque para rotar la tubería y observando los puntos en los que se observa que la tubería gira con el torque aplicado. De alli se obtiene la profundidad en la que se espera que la tubería no este atascada, se realiza una desconexión mecánica o mediante cañoneo, separando la parte libre de la sarta de la que esta atascada para recuperarla. Este proceso se conoce como back Off, mediante el cual se saca la tubería que fue desconectada mecánicamente.
Otro problema a presentarse en la perforación de hoyos horizontales y direccionales es el no controlar la tasa de inclinación o Patas de Perro (Dog legs – DLS), que indica el ángulo de desviación por cada 100 pies perforados. La empresa de Servicios Direccionales incluye en los surveys entregados, el Dog Leg calculado para cada profundidad, así si hubo poca inclinación entre una profundidad y otra separadas por una distancia de 100 ft MD, se mostraran valores pequeños de Dog Leg. Este término también hace referencia a las veces cuando las secciones del hoyo cambian de dirección de manera más rápida de lo previsto o planeado, generando con ello serios problemas de desviación notable con respecto al plan direccional, que puede incluso ocasionar la pérdida de la arena o la realización de un side track.
EVALUACION DE MECHAS
Antes y después del empleo de una mecha, es necesario que un operador de la empresa proveedora de la mecha este presente para evaluar la mecha e indicar mediante un código IADC los resultados de su evaluación. Los mismos comprenden una serie de números y letras que permiten en cuatro ítems diagnosticar el estado de la mecha, indicando si es nueva, si tiene la mitad de su tiempo de uso, el estado de sus sellos o si esta totalmente perdida.
Es importante una buena evaluación de la mecha para que se garantice el empleo de la misma durante la perforación de un pozo sin que se puedan generar problemas ligados a un daño a la mecha. Por ejemplo:
0 – 0 – NO- A - E – I – NO - TD.
OPERACIONES COMUNES:
En un pozo tipico del sur de Monagas (Venezuela) antes del ensamblaje de la sarta direccional se procede a romper cemento y zapata con mecha tricónica de 8-1/2” , la cual perforó hasta unos 10’ mas por debajo de la zapata (1060’). L uego se saco la tubería del hoyo, se quebró el BHA y la
mecha tricónica, la cual fue evaluada posteriormente para garantizar o descartar su uso en un proximo pozo.
Seguidamente la Compañía de servicios direccionales, luego de realizar la reunión de seguridad, arma el BHA direccional para la fase del hoyo intermedio, en el cual ya se comenzaría la desviación del pozo. Este BHA consiste generalmente de una mecha Bicentrica de 8 -3/8” + motor de fondo + MFR LWD +IDS + NDT. Seguidamente se prueba la funcionabilidad de las herramientas y se baja el ensamblaje con drill pipes y heavy weights de 5” .
La perforación inicia con los siguientes parámetros PSM: 4-6 KLBS; GPM: 500; PB: 700 PSI; RPM: 45/140 MOT; TQ: 4500-5000 LBS-PIE; ROP: +/- 60 pph . Al principio Rotando 100% y luego deslizando según la ocasión y situación requerida. Se monitorea la trayectoria real vs el plan para ir corrigiendo estas desviaciones, bombeando tren de píldoras cada 300 pies para mantener la limpieza del hoyo y realizando varios backreaming en las zonas que ameriten repaso, mientras que personal de geologia identifica cada una de las formaciones, arenas y marcadores para correlacionarlos respecto al plan.
Se perfora hasta la profundidad planeada, a la cual se asenterá el revestidor. Luego se circula reciprocando hasta retornos limpios y se saca tubería libre del hoyo. Una vez en superficie se quiebran las herramientas direccionales, recuperando fuentes radiactivas y evaluando mecha. Seguidamente se procede la vestida de la llave hidraulica y a la bajada de revestidor de 7” con
equipo de flotación para luego cementar.
Para el hoyo de producción, de geometría horizontal, el BHA se compone de mecha PDC de 6-1/8” seguida igualmente de motor de fondo + LWD + MWD. Bajando con DP de 3-1/2” y llenando el pozo cada 1500 pies. Bombeando continuamente píldora viscosa + píldora de limpieza + agua de formación hasta alcanzar la profundidad final
