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MANUAL DE
PERFORACIÓN DIRECCIONAL
CAPITULO 1
CAUSAS QUE ORIGINAN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
Localizaciones inaccesibles
Formaciones de fallas
Múltiple pozos con una misma plataforma
Pozo de alivio
Desviación de un hoyo perforado originalmente (side track)
Pozos verticales (control de desviación)
Pozos geotérmicos
Diferentes arenas múltiples
Aprovechamiento de mayor espesor de un yacimiento
Económicas
CAPITULO 2
CONCEPTOS BÁSICOS
Glosario de términos
Elaboración de un gráfico de pozo direccional según cada concepto
CAPÍTULO 3
HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
Herramientas deflectoras
Herramientas de medición
Herramientas auxiliares
CAPÍTULO 4
TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES
Tipo tangencial
Tipo "S"
Tipo "S" Especial
Ejercicios de cálculos de Dirección y Desplazamiento Horizontal
Diseño direccional de un pozo tipo "J" y tipo "S"
CAPITULO 5
MÉTODOS DE ESTUDIOS DIRECCIONALES
Método Tangencial
Método de Ángulo Promedio
Método de Radio de Curvatura
Método de Curvatura mínima
CAPÍTULO 6
CORRECCIÓN POR DECLINACIÓN MAGNÉTICA
Definición general
CAPÍTULO 7
TEORÍA GENERAL DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
Introducción
Tipos de pozos horizontales
Métodos de construcción de pozos horizontales
CAPÍTULO 8
ULTIMA TECNOLOGIA SOBRE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
Perforación direccional con sistema rotatorio
Perforación paralela de precisión
BIBLIOGRAFIA
Cada año, más empresas inmersas en el negocio petrolero planean y utilizan
pozos direccionales como parte de sus programas de perforación. Con el
tiempo, los equipos y técnicas de perforación direccional se han ido
perfeccionando generando así un proceso más eficiente, confiable y exacto
cuya aplicabilidad se plantea más frecuente a corto, mediano y largo plazo.
Para ello es necesario tener conocimientos básicos dentro del amplio tema
de la perforación direccional, especialmente los referidos a las causas,
características, tipos de pozos, herramientas utilizadas, métodos de
cálculo y aplicaciones más comunes. Un aprendizaje completo respecto a este
tema permite abrir un abanico de posibilidades al momento de planificar un
pozo, así como innovar e implementar tecnología de punta que permita
construir pozos no sólo a bajo costo y en menor tiempo, sino con los
menores problemas operacionales posibles.
Basándose en la información geológica disponible y los conocimientos
básicos sobre perforación direccional, elaborar un programa para perforar
un pozo de petróleo, agua o gas; aplicando el método y seleccionando las
herramientas de acuerdo al problema establecido.
Perforación Direccional
Definición
La perforación direccional controlada es el arte de dirigir un hoyo a lo
largo de un curso predeterminado a un objetivo ubicado a una distancia dada
de la línea vertical. Los principios de aplicación son básicamente los
mismos, independientemente, si se utiliza para mantener el hoyo tan cerca
como sea posible a la línea vertical, o desviarla deliberadamente de ésta.
Figura Nº 1.1 Perforación direccional
Ventajas y Desventajas
Ventajas.
Posibilidad de obtener más producción por pozo.
Mayor producción comercial acumulada por yacimiento.
Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa en los
mercados.
Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y gastos de
operaciones.
Permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que desde
un solo sitio se pueden perforar varios pozos.
Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero la
capacidad productiva del pozo depende del espesor del estrato, además
de otras características geológicas y petrofísicas.
Desventajas
Mayor planificación previa de la construcción del pozo.
Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la
orientación del hoyo.
Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada.
Costo más elevado respecto a un pozo vertical.
Causas que originan la Perforación Direccional. Ç
Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales,
estas pueden ser planificadas previamente o causadas por problemas en las
perforaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las
más comunes son las siguientes:
- Localizaciones Inaccesibles
Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de
instalaciones o edificaciones (parques, edificios, etc), o donde el terreno
por sus condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas, etc) hacen difícil
su acceso.
Figura Nº.1.2 Localizaciones Inaccesibles
Domo de Sal
Donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de un
levantamiento de sal y por razones operacionales no se desea atravesar el
domo.
Figura Nº.1.3 Domo de Sal
Formaciones con Fallas
Donde el yacimiento está dividido por varias fallas que se originan durante
la compactación del mismo.
Figura Nº. 1.4 Formaciones con Fallas
Múltiples pozos con una misma plataforma
Desde la misma plataforma se pueden perforar varios pozos para reducir el
costo de la construcción de plataformas individuales, minimizando los
costos por instalación de facilidades de producción.
Figura Nº.1.5 Múltiples pozos con una misma plataforma
Pozos de Alivio
Es aquel que se perfora para controlar un pozo en erupción. Mediante el
pozo de alivio se contrarresta las presiones que ocasionaron el reventón.
Figura Nº.1.6 Pozos de Alivio
Desviación de un hoyo perforado originalmente
Es el caso de un hoyo, en proceso de perforación, que no "marcha" según la
trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos
inherentes a las perforaciones atravesadas.
Figura Nº.1.7 Desviación de un hoyo perforado originalmente
Pozos Verticales (control de desviación)
Donde en el área a perforar existen fallas naturales, las cuales ocasionan
la desviación del hoyo.
Figura Nº.1.8 Pozos Verticales (control de desviación)
Pozos Geotérmicos
Es aplicable en países industrializados donde la conservción de la energía
es muy importante. Se usan como fuentes energéticas para calentar el agua.
Figura Nº. 1.9 Pozos Geotérmicos
Diferentes Arenas múltiples
Cuando se atraviesa un yacimiento de varias arenas con un mismo hoyo.
Figura Nº.1.10 Diferentes Arenas múltiples
Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento
El yacimiento es atravesado por la sarta en forma horizontal.
Figura Nº.1.11 Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento
Desarrollo múltiple de un Yacimiento
Cuando se requiere drenar el yacimiento lo más rápido posible o para
establecer los límites de contacto gas-petróleo o petróleo-agua.
Figura Nº.1,12 Desarrollo múltiple de un Yacimiento
En la planificación de un pozo direccional se deben tener claro ciertos
conocimientos de la trayectoria de la dirección que se quiere que el pozo
tenga, igualmente de los conceptos generales que están involucrados en la
técnica direccional.
Azimuth
Es el ángulo fuera del norte del hoyo a través del Este que se mide con un
compás magnético, con base en la escala completa del circulo de 360º.
Ángulo de inclinación ((): Es el ángulo fuera de la vertical, también se
llama ángulo de deflexión.
Punto de Arranque (KOP)
Es la profundidad del Hoyo en el cual se coloca la herramienta de deflexión
inicial y se comienza el desvío del mismo.
Profundidad Vertical (TVD)
Es la distancia vertical de cualquier punto dado del hoyo al piso de la
cabria.
Profundidad Medida (MD)
Es la profundidad en el Pozo Direccional, que se hace con la medición de la
sarta (Tubería de Perforación), mide la longitud del Hoyo.
Objetivo
Es el punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrada con
el hoyo desviado.
Tolerancia del Objetivo
La máxima distancia en la cual el objetivo puede ser errado.
Figura Nº. 2.1 Pozo Direccional
DIRECCIÓN U ORIENTACIÓN
Ángulo fuera del norte o sur (hacia el este u oeste) en la escala de 90º de
los cuatro cuadrantes.
Figura Nº. 2.2 Dirección u Orientación
GIRO
Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo para
realizar cambio de dirección u orientación.
COORDENADAS
Coordenadas de una localización o de un punto del hoyo, son sus distancias
en la dirección N-S y E-O a un punto dado. Este es un punto cero adaptado
geográficamente.
Figura Nº. 2.3 Coordenadas
PATA DE PERRO
Cualquier cambio de ángulo severo entre el rumbo verdadero o la inclinación
de dos secciones del hoyo.
SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO
Es la tasa de cambio de ángulo real entre las secciones, expresadas en
grados sobre una longitud específica.
Figura Nº. 2.4 Pata de Perro (dog leg)
Figura Nº. 3.1 Taladro para Perforaciòn Direccional
Top Drive
Es un equipo que posee un motor eléctrico para transmitir rotación a un eje
inferior a través de un sistema planetario de engranaje, y tiene además en
su parte superior una unión giratoria que permite circular lodo hacia el
interior del eje en rotación. La velocidad de rotación puede ser controlada
desde un panel de regulación de potencia eléctrica.
Figura Nº. 3.2 Top Drive
TUBERIA DE PERFORACIÓN (DRILL PIPE)
DEFINICIÓN
El componente de la sarta que conecta el ensamblaje de fondo con la
superficie.
Figura Nº. 3.3 Tubería de perforación
FUNCIONES
Transmitir la potencia generada por los equipos de rotación a la
barrena.
Servir como canal de flujo para trasportar los fluidos a alta presión.
Permitir que la sarta alcance la profundidad deseada.
CARACTERÍSTICAS
Cada tubo de perforación tiene 3 partes principales
Cuerpo
Pin
Caja
Figura Nº. 3.4 Partes de una Tubería
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS
Tabla Nº. 3.1 Caracteristicas Físicas
CLASIFICACIÓN
Tabla Nº. 3.2 Clasificación
PROPIEDADES FISICAS
ESPECIFICACIONES API
Tabla Nº. 3.3 Propiedades Físicas
TUBERÍA EXTRA-PESADA (HEAVY WEIGHT)
Es un componente de peso intermedio entre la tubería y los lastrabarrenas
para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por
juntas extra largas, para facilitar su manejo, tiene las mismas dimensiones
de la tubería de perforación corriente, debido a su peso y forma, esta
tubería puede mantenerse en compresión, salvo en pozos verticales de
diámetro grande.
Figura No. 3.5 Tubería Extra Pesada (Heavy Weight)
FUNCIONES
Representa la zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de
perforación, para minimizar los cambios de rigidez entre los componentes de
la sarta.
Figura Nº. 3.6 Posición de los Heavy Weight
TIPOS
Figura Nº. 3.7 Tipos de Heavy Weight
Figura Nº. 3.8 TIPOS DE AMORTIGUADORES
Tabla No. 3.4 Propiedades Física de los Heavy Weight
LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN (DRILL COLLAR)
DEFINICIÓN
Es un conjunto de tubos de acero o metal no magnéticos de espesores
significativos, colocados en el fondo de la sarta de perforación, encima de
la barrena.
Figura Nº. 3.9 Posición de los Lastrabarrenas(drill collar)
FUNCIONES
Proporciona la rigidez y peso suficiente a la mecha para producir la carga
axial requerida por la barrena para una penetración más efectiva de la
formación.
TIPOS
NORMAL
Las barras lisas son utilizadas en circunstancias normales.
ESPIRAL
Las barras helicoidales previenen a la tubería de adherirse a la pared de
la formación, mediante la reducción del área de contacto de la superficie.
Figura No. 3.10 Barras Espiraladas y Normal
DIMENSIONES
Figura Nº. 3.11 Dimensiones
HERRAMIENTAS DESVIADORAS O DEFLECTORAS
Un requisito primordial para la perforación direccional es tener las
herramientas desviadoras apropiadas, junto con barrenas y otras
herramientas auxiliares. Una herramienta deflectora es un dispositivo
mecánico que se coloca en el hoyo para hacer que se desvíe de su curso. La
selección de esta herramienta depende de varios factores pero
principalmente del tipo de formación en el punto de inicio de la desviación
del hoyo.
Antes de empezar cualquier desviación, el lodo debe acondicionarse y el
hoyo debe estar limpio de ripios. Generalmente, pasan varias horas desde el
momento que se saca la columna de lodo desde el fondo del hoyo hasta que se
mete la herramienta de desviación y se fija en su posición.
MOTOR
El motor se mueve con el flujo del lodo de perforación por la sarta,
eliminando así la necesidad de girar la sarta. Posee un estator que tiene
una cavidad en espiral recubierta de un elastómero con una sección
transversal elíptica a través de toda su longitud. El rotor, que es un
elemento de acero, sinusoidal que corre dentro del estator
Figura N° 3.12 Rotor y Estator del Motor
Posee una serie de cuñas que empujan el rotor de un lado de la elipse al
otro en forma progresiva recurrente a través de la longitud de la cavidad.
Con la finalidad de que el motor sinusoidal se mueva a través de la elipse
y se adapte a la cavidad helicoidal (espiral) del estator el rotor debe
girar, dando por resultado una fuerza de rotación que se usa para girar la
barrena.
Una vez que se ha introducido la herramienta al hoyo y se ha orientado, se
pone a funcionar el motor con la torsión del fluido de perforación,
entonces la mecha se asienta en el fondo. Como la herramienta es un motor
de desplazamiento positivo, la torsión de perforación es proporcional a la
pérdida de presión a través de la herramienta.
Figura Nº. 3.13 Vista de un Motor
La presión en la superficie aumentará a medida que se le aplica más peso a
la mecha o barrena. Un peso excesivo puede atascar el motor; por lo tanto,
la perforación con el motor helicoidal es función de coordinar la presión
disponible de la bomba con el peso sobre la Barrena.
Ventajas del Uso del Motor
Torque / Rotación definido por la relación de los lóbulos (lobe).
Revolución directamente proporcional a la tasa de flujo.
Suficientemente lento para utilizar mechas Tricónicas.
Torque variable con peso sobre la barrena.
Bajo requerimiento de Potencia con las Bombas del Taladro / 150 psi
por etapa.
Herramienta fácil para ser operada.
Tecnología muy accesible.
Desventajas del Uso del Motor
Cuenta con vida útil y potencia muy limitada.
Significativamente muy afectado por alta Temperatura (300 ºF).
Alto torque a expensas de velocidad.
El pobre balance radial afecta el MWD y Barrena.
TURBINA
La turbina contiene rotores y estatores en forma de aspas. Los estatores
están conectados al casco de la herramienta y se mantienen estacionarios.
Para hacerlo funcionar, el fluido de perforación comienza a circular por la
sarta de perforación. Las aspas en cada uno de los estatores estacionarios
guían el lodo hacia las aspas de los rotores a un ángulo.
Figura N°. 3.14 Rotor y Estator de una Turbina
El flujo del lodo hace que los rotores, y por ende el eje de transmisión,
giren hacia la derecha.
Figura N°. 3.15 Sección Motora de una Turbina
Debido a que la unión sustituta y la mecha están conectadas al eje, la
barrena gira.
Figura N°. 3.16 Sección de una Turbina
Cuando un motor de turbina se usa para desviar un hoyo, la barrena es
ubicada a unas cuantas pulgadas del fondo del hoyo y se orienta. Se ponen a
funcionar las bombas y la barrena se baja suavemente al fondo del hoyo.
Cuando la turbina empieza a girar indicará una caída de presión de
circulación en la superficie. Entonces, se puede aplicar el peso deseado
para iniciar la perforación de la sección desviada del hoyo.
Ventajas del Uso de Turbina
Muy alta potencia.
Herramienta de principio muy confiable.
Perfecto balance radial.
Muy larga vida.
La potencia no depende de Elastómeros.
Las Turbinas tienen excelente resistencia al calor.
Velocidad y torque son manipulables desde la superficie.
Desventajas del Uso de la Turbina
No tiene aplicación con barrenas tricónicas.
Alta potencia a expensa del flujo.
Poca aplicación en hoyos superficiales.
Son difíciles y costosas de desarrollar.
Figura Nº. 3.17 Diferencia entre la turbina y el motor de desplazamiento
positivo
DESVIACIONES
Existen ocasiones en las que es necesario abandonar o desviar la porción
inferior del pozo. Existen muchos motivos para efectuar una desviación; la
tubería de revestimiento puede estar dañada o pudo haberse caído, basura
también pudo haberse caído dentro del pozo, la zona de producción puede
haberse dañado en el pozo original, o puede ser necesario llegar a hasta
otra zona de drenaje menos profunda.
Si es necesario que se abra otra ventana en la tubería de revestimiento,
primero se debe circular cemento de vuelta hacia el punto inmediatamente
superior al punto de arranque del desvío, luego el cemento es acondicionado
de nuevo hasta el punto de arranque del desvío. El punto de arranque del
desvío se puede lograr con un sub ponderado y un motor de fondo de hoyo, en
una combinación whipstock (desviador guía barrena, guía sondas). Una vez
que la ventana ha sido cortada y apropiadamente removida. El diseño
apropiado de un ensamblaje de fondo de hoyo es crucial. Si se mantiene el
ángulo actual del pozo, un ensamblaje de hoyo empacado debe ser
introducido, (péndulo) estabilizadores se ubican sobre la barrena en puntos
clave. Si el pozo va a ser horizontal y el ángulo deseado aún no se ha
alcanzado, un ensamblaje tipo fulcro es insertado con estabilizadores cerca
de la barrena. Varios cambios de ángulo pueden llevarse a cabo durante el
curso de la perforación antes que la profundidad y el objetivo hayan sido
alcanzados. Dependiendo del tipo de terminación a ser realizada, la nueva
sección del hoyo puede ser registrada, el revestidor auxiliar insertado y
el nuevo intervalo puede ahora ser perforado y la producción puede
continuar.
Figura Nº. 3.18 Herramienta de Desviación
EQUIPO DE MEDICIÓN MWD (Meassurement While Drilling): Es un sistema de
telemetría de pulso positivo compuesto por tres sub-partes integradas.
Estas partes son :
a. Ensamblaje del Pulser en el Fondo del Hoyo.
b. Ensamblaje de los Instrumentos de la Probeta en el Fondo del Hoyo
c. Sistemas de Superficie.
a. El Ensamblaje del Pulser en el Fondo del Hoyo: Esta parte del equipo
es donde se ancla la herramienta para que pueda operar en forma segura
y consta de un lastrabarrena antimagnético que posee un diámetro
interior superior a una normal, esto con el objeto de poder alojar en
su interior la sarta de sensores MWD permitiendo así que el flujo del
lodo de perforación no sea restringido.
Figura N°. 3.19 Pulser y Probeta del MWD
b. Ensamblaje de los Instrumentos de la Probeta en el Fondo del Hoyo:
Está compuesto por el rotor, sensores y partes eléctricas (Assembly
directional) y las baterías.
Figura N°. 3.20 Disposición de la Herramienta de MWD
c. Sistema de Superficie: Este sistema se encarga de decodificar la señal
que llega a la herramienta desde el fondo del pozo y la entrega al
operador en un sistema métrico decimal, a través del terminal de
computación; está compuesto por el transductor, la caja de
distribución, el filtro activo, el panel visual del ángulo, azimuth y
cara de la herramienta (tool face), el ploteador y el computador.
Una de las aplicaciones más comunes para un sistema MWD direccional es
orientar el motor cuando se está cambiando la dirección de la
perforación. Los sensores ubicados inmediatamente encima del motor,
que toman mediciones de inclinación, azimuth y orientación de la cara
de la herramienta mientras esta perforando, suministran una
información inmediata al perforador direccional de la trayectoria del
hoyo.
LWD (Logging While Drilling): El LWD incluye sensores que miden la
velocidad acústica y provee imágenes eléctricas del buzamiento de la
formación, colocados en los lastrabarrenas antimagnéticos. Las cadenas
de sensores comunes incluyen combinaciones Gamma Ray, Resistividad y
Densidad - Neutrón.
CROSS OVER
Son herramientas diseñadas para unir las partes de perforación que tienen
diseño de roscas diferentes y se colocan normalmente entre la tubería y los
lastrabarrenas pero también pueden colocarse en otros puntos.Un cross over
tiene roscas diferente macho y hembra.
Figura N°. 3.21 CROSS OVER
ESTABILIZADORES
En la perforación direccional se hace uso de los estabilizadores para
controlar o modificar el ángulo de inclinación del pozo de acuerdo a lo
deseado. Los estabilizadores se instalan en la sarta de perforación de
acuerdo a la necesidad; aumentar, reducir, mantener el ángulo. Aunque
existen varios tipos de estabilizadores para la perforación direccional
básicamente son utilizados dos tipos.
Figura N°. 3.22 Estabilizadores
Estabilizador tipo camisa
Es aquel donde solamente es necesario cambiar la camisa, cada vez que se
necesite un estabilizador de diferente diámetro o cuando haya desgaste de
sus aletas.
Estabilizador tipo Integral
Es aquel donde se tiene que cambiarlo completamente cada vez que se
requiere un estabilizador de diferente diámetro.
Figura Nº. 3.23 Estabilizador tipo camisa y tipo integral
Contribuyen a reducir la fatiga en las conexiones
Permiten reducir la pega de la sarta
Previene cambios bruscos de ángulo
Ayudan a mantener los lastrabarrenas centrados
Ampliadores
Funciones
Proporcionar una buena àrea de contacto con el propósito de
centralizar la barrena y los lastrabarrenas.
La disposición de estos en el BHA depende de la trayectoria que se
quiera trazar en el hoyo.
Figura N°. 3.24 Tipos de Estabilizadores
ESCARIADORES
Mantiene el hoyo en pleno calibre.
Se emplea como ensanchador cuando se perfora en formaciones duras
Limpieza del hoyo.
Figura N°. 3.25 Escariador
HERRAMIENTAS ESPECIALES
MARTILLO
Herramienta colocada en la sarta de perforación para ser utilizada en caso
de atascamiento de la tubería.
Figura N°. 3.26 Martillo
CARACTERÍSTICAS
Mecánicos, hidráulicos .
Permanecen en el pozo durante un largo periodo de perforación continua,
aún en condiciones difíciles.
Diferentes diámetros.
Se ajustan en la superficie o en el pozo.
Pueden golpear hacia arriba o abajo.
Calibración modificable.
Unión flexible (articulación limitada) .
Figura N°. 3.27 Funcionamiento del Martillo
AMORTIGUADORES
Contribuyen a reducir la fatiga y las fallas en las conexiones de los
lastrabarrenas.
Ayudan a incrementar la vida útil de la mecha debido a la reducción de
las fuerzas actuante sobre ellas, protegiendo la estructura de corte y
los cojinetes.
Reducen posibles daños a los equipos en superficie.
Figura N°. 3.28 Amortiguador
VÁLVULA FLOTADORA
Es una válvula tipo "CHECK" que impide el contraflujo del lodo de
perforación.
Figura N°. 3.29 Válvula Flotadora
BARRENAS
Elemento cortante o herramienta que perfora el hoyo en las operaciones de
perforación.
Figura N°. 3.30 Ensamblaje Direccional
Etapas
Previo a la construcción de un pozo direccional es necesario conocer cierta
información que permita realizar una planificación confiable, dentro de los
que se tienen:
Perfil de Pozo y Aplicación.
Condiciones del Yacimiento.
Requisitos de la Completación.
* Completación del hoyo iniciado o revestido
* Ubicación del equipo de Completación
* Requisitos del Tamaño del Hoyo
Restricciones del Objetivo
* Ubicación
* Tamaño
* Forma
* Presencia o ausencia de marcadores geológicos
Tamaño del Hoyo y Revestidor
Puntos de Asentamiento de los Revestidores.
La construcción de un pozo direccional puede contar con dos o tres etapas,
dependiendo de la configuración direccional propuesta para el pozo. Estas
etapas son incremento de ángulo, mantenimiento de ángulo y disminución de
ángulo; contándose con ensamblajes de fondo (BHA) especiales para cada
etapa direccional:
Fulcro.
Pendular
Empacado
Incremento de Ángulo del Pozo.
Las herramientas desviadoras se usan para perforar los primeros 20-30 pies
de curvatura del hoyo. Esto se considera aplicable excepto al uso de los
motores, que pueden usarse para perforar toda la sección curvada. Si se ve
que el hoyo no está curvándose a una velocidad satisfactoria, probablemente
se tendrán que colocar varias herramientas deflectoras. En muchos casos,
sin embargo, sólo se necesita la colocación de una herramienta desviadora,
después de lo cual una mayor curvatura se logra con la aplicación del
principio de un estabilizador que no gira insertado en la sarta de
perforación encima de la barrena (Near Bit). Con la barrena girando en el
fondo, se aplica suficiente peso para causar el doblez del ensamblaje del
fondo, denominado FULCRO.
Figura N°. 3.31 Estabilizadores
En hoyos con 5° o más de inclinación, el doblez será hacia el lado inferior
del hoyo. Este brazo de palanca hace que la barrena empuje fuertemente
hacia el lado alto del hoyo resultando en un aumento del ángulo a medida
que progresa la perforación.
La flexibilidad de la sarta de perforación encima del Near Bit y el peso
aplicado determina el incremento del ángulo por cada cien pies de hoyo.
Entre más flexible sea esa porción de la sarta más rápido será el
incremento del ángulo que se obtenga. Entre menor sea el diámetro de la
tubería, mayor será el brazo de palanca que se puede aplicar a la barrena.
Figura N°. 3.32 Incremento de Angulo
La velocidad de incremento del ángulo, o pata de perro, es muy importante,
el máximo ángulo confiable es de aproximadamente 5° por cada cien pies
perforados. Los ángulos mayores de 5° por cada cien pies pueden causar
dificultades, dependiendo de la profundidad a la cual ocurre la curvatura
del hoyo. Si la velocidad de curvatura es alta, se pueden formar ojos de
llave en el hoyo, o si la curva está revestida, el revestidor se puede
desgastar completamente mientras se perfora la parte inferior del hoyo.
Este desgaste se atribuye al hecho de que el peso combinado de la sarta de
perforación y del lodo, debajo de la curva forza a la sarta contra la pared
del hoyo. Por esta razón, la planificación de ángulos muy marcados en el
diseño del pozo deberá realizarse sólo cuando se está próximo al objetivo
o target. Durante el aumento del ángulo se deberán hacer inspecciones
direccionales cada 20 a 30 pies para evitar perder el control del hoyo. Si
el ángulo está aumentando muy rápido, una reducción del peso sobre la
mecha, combinada con la reducción de la velocidad rotatoria disminuirá la
tasa de incremento del ángulo. Si el ángulo no está aumentando según el
diseño, se deberá aplicar más peso a la mecha e incrementar la velocidad
rotatoria. En formaciones blandas, el incremento en el ángulo se puede
lograr con la hidráulica de la barrena y con el uso de estabilizadores.
Mantenimiento del ángulo del hoyo
Cuando se ha aumentado el ángulo correcto del hoyo, se vuelve entonces un
problema mantener ese ángulo hasta la profundidad total de un pozo
direccional del tipo tangencial o mantener el ángulo hasta que el pozo esté
listo para volver a la vertical en el tipo "S". Mantener el ángulo
requiere un ensamblaje de fondo rígido o empacado de mantenimiento y
prestarle atención estricta al peso sobre la barrena.
Un ensamblaje de fondo rígido típico tiene un estabilizador encima de la
barrena (Near Bit) y otros estabilizadores colocados encima de un
lastrabarrena . El estabilizador deberá tener un diámetro externo tan
grande como sea posible en función del diámetro del hoyo y sin embargo, con
un diámetro interno pequeño para poder pescarlo en caso de pega de tubería.
Los estabilizadores de mayor diámetro y rígidos también ayudarán a evitar
que el hoyo se desvíe a la derecha o a la izquierda del curso propuesto.
La desviación generalmente, la causa la inclinación y rumbo del estrato.
Figura Nº. 3.33 Mantenimiento de Ángulo
Otro tipo de ensamblaje de fondo rígido consiste en un Near Bit, un
lastrabarrena cuadrado y un estabilizador encima de ésta. La rigidez del
lastrabarrena cuadrado permite mantener la dirección; forzando a perforar
en una línea inclinada, pero recta. Sin embargo, los lastrabarrenas
cuadrados se doblan si se aplica peso excesivo. Además, se coloca un
estabilizador encima de la carcaza del motor.
Mientras se perfora hacia adelante, se usa una rotación muy lenta de la
sarta que reduce el daño al revestidor y a la tubería de perforación, y los
estabilizadores, por su parte, se encargan de mantener la dirección del
hoyo.
Disminución del Ángulo en el Hoyo
Cuando es necesario disminuir el ángulo del hoyo en un pozo desviado tipo
"S", el efecto del péndulo se aplica al ensamblaje de fondo. Para aplicar
el efecto tipo péndulo, el Near Bit se elimina de la sarta, pero se
requiere un estabilizador superior, colocado encima del lastrabarrena que
conecta la barrena. La fuerza de gravedad actúa sobre este lastrabarrena
haciendo que la barrena tienda a perforar hacia el centro. La barrena es
forzada contra el lado bajo del hoyo por el peso del estabilizador y como
la barrena puede perforar a los lados así como hacia adelante, el ángulo
disminuye cuando la barrena perfora hacia adelante. En otras palabras, el
lastrabarrena y la barrena se comportan como un péndulo que busca la
posición vertical.
.
Figura Nº. 3.34 Disminución de Ángulo
La distancia a la cual se coloca el estabilizador depende de la rigidez del
lastrabarrena. Un lastrabarrena de menor diámetro es más flexible y se
doblará más fácilmente que uno de diámetro mayor. Si se usa un
lastrabarrena de menor diámetro, el estabilizador tendrá que colocarse más
abajo en el ensamblaje para evitar que el lastrabarrena se doble entre la
barrena y el estabilizador. En este caso, la tasa de penetración disminuye
debido a que no se puede aplicar tanto peso en la barrena como a un
lastrabarrena de mayor diámetro.
El peso aplicado a la barrena también influye sobre el efecto de péndulo.
Un peso excesivo aplicado a la barrena hará que se doble el lastrabarrena
de fondo y toque el lado bajo del hoyo anulando el efecto péndular, el
ángulo del hoyo podría aumentarse. Como consecuencia, debe haber un
equilibro entre la tasa de penetración y la velocidad de disminución del
ángulo.
La velocidad de disminución, así como la velocidad de aumento del ángulo,
no deberá ser mayor de 5° por 100 pies, aún cuando la curvatura del hoyo
esté cerca de la profundidad total y no sea probable que se formen ojos de
llave o que se dañe la sarta de perforación. Algunos limitan la velocidad
de disminución a 2° por cada 100 pies. Si la disminución es menor de la
esperada, se pueden usar herramientas deflectoras para regresar el hoyo a
la vertical.
En un pozo tipo "S", cuando existen dos curvas o "patas de perro", el motor
de fondo puede usarse para perforar el hoyo vertical. El hoyo se perfora
con peso ligero y con bajas revoluciones por minutos del motor para ayudar
a mantener la dirección vertical. La tubería de perforación se gira muy
lentamente o no se gira. Una vez que el hoyo tipo "S" se ha regresado a la
vertical, el hoyo se perfora de la manera convencional hasta la profundidad
total.
Figura Nº 3.35 Tipos de Ensamblajes
POZO DIRECCIONAL TIPO TANGENCIAL. NNNNMM
La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente somera,
manteniéndose prácticamente constante hasta alcanzar la profundidad final.
Se aplica especialmente en aquellos pozos que permiten explotar arenas de
poca profundidad donde el ángulo de desviación es pequeño y no se necesita
un revestidor intermedio.
También, puede usarse para hoyos más profundos que requieran un
desplazamiento lateral grande. En estos hoyos profundos, la sarta del
revestidor intermedio se coloca a través de la sección curva hasta la
profundidad requerida. El ángulo inicial y la dirección se mantienen
entonces debajo de la tubería de revestimiento hasta la profundidad total.
Las aplicaciones prácticas respecto a otros tipos de hoyos direccionales se
sustentan en puntos de arranques (KOP) a profundidades someras, ángulo de
inclinación moderado y configuración de curva sencilla a lo largo de un
rumbo fijo. Estas características disminuyen potencialmente el riesgo de
pega de tuberías.
Figura Nº. 4.1 Pozo Direccional Tipo Tangencial
Figura Nº. 4.2 Perfil Tangencial
Formulas para determinar el Radio de Curvatura(R) y el Ángulo Máximo de
Desviación (aº) de un pozo tipo Tangencial.
Radio de Curvatura (R)
Ángulo Máximo de Desviación (aº)
Figura Nº. 4.3 Formulas para el cálculo del Ángulo de
Desviación Máximo
La figura 4.3 muestra las formulas para el cálculo del ángulo de desviación
máximo (aº) utilizado en este tipo de pozo direccional tipo tangencial
dados los tres posibles casos:
Primer caso donde el Radio de Curvatura (R) es igual al Desplazamiento
Horizontal (D3) o desvio.
Segundo caso donde el Radio de Curvatura (R) es menor al
Desplazamiento Horizontal (D3) o desvio.
Tercer caso donde el Radio de Curvatura (R) es mayor al Desplazamiento
Horizontal (D3).
Donde aº = ángulo máximo de desviación (figura 4.3).
D = Profundidad vertical al objetivo desde el (KOP) (fig.
4.3).
POZO DIRECCIONAL TIPO "S"
Este tipo de pozo direccional se caracteriza por presentar una sección de
aumento de ángulo, una sección tangencial y una de disminución de ángulo
hasta alcanzar la verticalidad. Se emplea en hoyos profundos en áreas en
las cuales las dificultades con gas, flujo de agua, etc., exigen la
colocación de una tubería de revestimiento intermedia.
Figura Nº. 4.4 Tipo "S"
Figura Nº. 4.5 Perfil Tipo "S"
Formulas para calcular el Radio de Curvatura y el Ángulo Máximo de
Desviación de un pozo tipo "S"
Radio de Curvatura
Para el pozo direccional tipo "S" es necesario calcular dos radios de
curvatura, un radio de curvatura para la sección de aumento (R1) y un
radio de curvatura para la sección de descenso (R2)
Ángulo Máximo de Desviación (amax).
La figura 4.6 ilustra las formulas utilizadas para el cálculo del ángulo de
desviación, dados los posibles dos casos.
Primer caso donde el Radio de curvatura uno (R1) más el Radio de
curvatura dos es mayor al Desplazamiento al objetivo (D4).
Segundo caso donde el Radio de Curvatura uno (R1) más el Radio de
Curvatura dos (R2) es menor al Desplazamiento al objetivo (D4).
Figura Nº 4.6 Cálculo del Ángulo de inclinación usando el pozo
direccional tipo "S"
Donde:
D4 = Desplazamiento al objetivo
V4 = Profundidad vertical al objetivo
V1 = Punto de arranque (KOP)
R1 = Radio de curvatura de la sección de aumento
R2 = Radio de curvatura de la sección de descenso
amax = ángulo máximo de desvio
POZO DIRECCIONAL Tipo "S" Especial
Presentan las mismas secciones que un pozo direccional tipo "S" a
diferencia que en la sección de caída del ángulo no se alcanza la
verticalidad y se perfora la arena objetivo manteniendo cierto ángulo de
desviación.
Figura Nº. 4.5 Tipo "S" Especial
Figura Nº. 4.6 Tipo "S" Especial
Figura Nº. 4.7 Tipo "S" Especial
FORMULAS PARA CALCULAR LA DIRECCIÓN Y EL DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL DE UN
POZO DIRECCIONAL
EJERCICIOS
1.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo :
Coordenadas de Superficie: S: 134444,66 mts ; O: 12060,09 mts
Coordenadas de Objetivo: S: 134050,74 mts; O: 12060,09 mts
Calcular:
Dirección
Desplazamiento Horizontal
Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el
Desplazamiento del pozo.
2.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo:
Coordenadas de Superficie: S: 134319,04 mts; O: 11620,43 mts
Coordenadas de Objetivo: S: 134050,74 mts; O: 12060,09 mts
Calcular:
Dirección
Desplazamiento Horizontal
Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el
Desplazamiento del pozo.
3.- Con la siguiente información geológica y el levantamiento topográfico
diseñar un pozo direccional tipo tangencial.
Coordenadas de Superficie: S: 16202,64 mts ; E: 13338,99 mts
Coordenadas del Objetivo: S: 16470,38 mts ; E: 13229,00 mts
Profundidad final al objetivo (D) : 2090 pies
Punto de Arranque (KOP) : 347 pies
Tasa de Aumento de Ángulo : 3º / 100 pies
Radio de Tolerancia ; 100 pies
Nota: La tasa de aumento de ángulo y el radio de tolerancia son parámetros
pre-establecidos en la planificación del programa de perforación.
Calcular:
Dirección
Desplazamiento Horizontal
Radio de Curvatura
Ángulo de Inclinación Máximo
Graficar
Plano vertical (Inclinación)
Plano Horizontal (Dirección)
(Escala, 1 : 100) ó 1 centímetro = 100 pies
Calcular:
Profundidad Medida del pozo
Profundidad vertical verdadera
Comparar
El desplazamiento horizontal graficado con el desplazamiento
horizontal calculado (deben ser similares).
4.- Con la siguiente información geológica y el levantamiento topográfico
diseñar un pozo direccional tipo "S"
Coordenadas de Superficie : N: 10000 pies; E: 30000 pies
Coordenadas del Objetivo : A N: 8260 pies; E: 29534 pies
Punto de Arranque (KOP1) : 1480 pies
Tasa de aumento de ángulo : 2º/100 pies
Radio de tolerancia : 100 pies a la profundidad vertical de 4800 pies (Pvv)
Coordenadas del objetivo: B N: 7432 pies ; E: 29312 pies
Tasa de disminución de ángulo hasta 0º de inclinación: 2-1/2º/100pies a
6695 pies.
Radio de tolerancia :100 pies a la profundidad vertical de 7000 pies (Pvv).
Calcular:
Dirección
Desplazamiento Horizontal
Radio de Curvatura uno (R1) y Radio de Curvatura dos (R2)
Ángulo de Inclinación Máximo
Graficar:
Plano Vertical (Inclinación)
Plano Horizontal (Dirección)
(Escala 1:400) ó 1 cm=400 pies
Calcular
Profundidad Medida del Pozo
Profundidad Vertical Verdadera del pozo
Comparar
El Desplazamiento Horizontal Calculado con el Desplazamiento
Horizontal Graficado.
Métodos de Estudios Direccionales
Método Tangencial.
Este método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma
inclinación y el mismo rumbo entre dos estaciones. Este método presenta
imprecisiones en el cálculo, especialmente en pozos tipo tangencial y tipo
"S", en los que indica un menor desplazamiento vertical y mayor
desplazamiento horizontal de lo que realmente hay en el hoyo.
Método de Ángulo Promedio.
Se basa en una suposición de que el recinto del pozo es paralelo al
promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre dos
estaciones. Este método es mucho más difícil de justificar teóricamente,
sin embargo, lo suficientemente sencillo para usarlo en el campo.
Método de Radio de Curvatura
Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco
parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudio. Este método es muy
preciso, sin embargo, no es fácil su aplicación el campo porque requiere el
uso de una calculadora o computadora programable.
Método de Curvatura Mínima
Es el método que probablemente estima en una forma más confiable el
comportamiento de la direccional en cualquier tipo de pozo, y se basa en la
suposición de que el pozo es un arco esférico con un mínimo de curvatura,
por lo que existe un máximo radio de curvatura entre dos puntos o
estaciones. Aunque este método también comprende muchos cálculos complejos
que requieren computadora programable, es el de mejor justificación teórica
y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo.
En vista de que la comparación entre los métodos estudiados nos indica para
algunos imprecisión y para otros precisión pero complejidad en cálculos a
nivel de campo; nos limitaremos a desarrollar el Método del Ángulo Promedio
(Tabla de Campo) el cual nos dará los valores necesarios para el posterior
ploteo en las curvas planificadas tanto en la proyección vertical
(inclinación) como en la proyección horizontal (dirección).
A continuación se muestra la tabla de campo, así como las formulas para el
llenado de dicha tabla.
EJERCICIO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO DEL ÁNGULO PROMEDIO
Con los siguientes datos de campo, llenar la tabla de campo aplicando el
Método del Ángulo Promedio y plotear los valores de las columnas (vii -
ix) y (xiv – xv) en el plano de inclinación y dirección del pozo
direccional tangencial número 3 del capítulo 4.
MWD PROFUNDIDAD INCLINACIÓN RUMBO
(pies)
(grados)
1 347 ¼
N 80 E
2 360 ½
S 40 E
3 390 1
S 30 E
4 420 2 1/2
S 15 E
5 550 5
S 15 O
6 750 10
S 23 O
7 850 12
S 26 O
8 950 14
S 26 O
9 1050 17
S 28 O
10 1150 19
S 27 O
11 1250 21 ½
S 26 O
12 1350 24
S 26 O
13 1450 26
S 25 O
14 1550 28
S 25 O
15 1650 30
S 25 O
16 1750 32
S 25 O
17 1850 31.5
S 25,25 O
18 1950 32
S 24 O
19 2050 31.5
S 24 O
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 hacia el norte magnético, a tiempo que los
planos direccionales se grafican con relación al norte real.
El grado de corrección necesaria varía de sitio en sitio. Las variaciones
se indican en gran número de gráficos que se denominan "isogónicos".
Calculados para diferentes localizaciones geográfica. Esto es motivado a
que los polos magnéticos de la tierra mantienen un campo de magnetismo que
puede ir variando con el tiempo, por lo que es necesario realizar estudios
de magnetismo frecuentemente en aquellos lugares donde la precisión debe
ser lo más exacta posible.
En Venezuela podemos mencionar que en la actualidad estamos considerando
para el Lago de Maracaibo una declinación de 7º Oeste y para el Oriente del
país una declinación de 12º Oeste.
Recientemente científicos han elaborado una nueva teoría que explica el por
qué de los desplazamientos misteriosos del polo norte magnético de la
tierra.
La respuesta puede estar a cientos de kilómetros bajo la superficie, en una
zona que los investigadores consideran como la de mayor actividad química
en el mundo.
Durante alrededor de 1200 años, los geógrafos han advertido cambios
periódicos en la dirección del norte magnético en la dirección del norte
magnético, lo suficientemente importante como para obligar a la revisión de
mapas, en un promedio de un grado por década.
Para averiguar el por qué de este fenómeno, se realizó un laboratorio en el
cual se reproducen las condiciones de alta temperatura y presión del lugar
donde la manta rocosa se encuentra con el magma, a unos 2800 kilómetros
bajo la superficie del planeta.
Se cree que esta puede ser la zona de mayor actividad química de la Tierra,
esto basado en el estudio realizado por científicos de Berkeley y de Santa
Cruz.
Los experimentos sugirieron que el nivel inferior de la capa rocosa
reacciona ante el intenso calor del magma, incrustando glóbulos de
aleaciones ricas en hierro en la capa rocosa.
Dicho material rico en metales desviarán las líneas de campo magnético
generado en el centro de la tierra, haciéndolas converger en algunas
regiones y diverger en otras, según la teoría de los expertos.
Esto influye mucho en la variación de la intensidad del campo magnético
medido en la superficie de toda la tierra, se dijo en reciente reunión
anual de la Unión Geofísica.
El efecto neto de éstas variaciones a lo largo del tiempo, desplaza la
ubicación del polo norte magnético, la dirección hacia la cual apunta la
aguja de una brújula.
La moderna teoría sostiene que los cambios dentro del magma controlan los
cambios regionales de intensidad del campo magnético.
Los investigadores esperan hacer más averiguaciones acerca de las
mediciones magnéticas, comparándolas con mapas de ondas sísmicas
provenientes de la región del magma.
Teniendo éxito en la comprensión de los procesos físicos que se producen
ahora se podrá entender mejor la causa y la dinámica de inversiones en el
campo magnético de la tierra, que ocurren una vez cada varios millones de
años.
Figura Nº. Mapa Isogónico de los Estados
Unidos
Declinación 2º Este
NORTE MAGNÉTICO NORTE VERDADERO AZIMUTH
N 42º E ____________________
_____________
N 39º O ____________________
_____________
S 88º O ____________________
_____________
N 89º O ____________________
_____________
N 89º E ____________________
_____________
Declinación 4º Oeste
N 42º E ____________________
_____________
N 39º O ____________________
____________
S 88º O ____________________
____________
N 89º O ____________________
____________
N 89º E ____________________
____________
Observando el gráfico y dados los valores de declinación, obtener las
nuevas coordenadas con su conversión a coordenadas polares.
Pozos Horizontales
Son pozos perforados horizontalmente o paralelo a la zona productora con la
finalidad de tener mayor área de producción.
Figura Nº 7.1 Perforación de un pozo Horizontal
APLICACIÓN PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
Horizontes productores que tienen zonas fracturadas escasamente dispersas
en el yacimiento, difíciles de atravesar con pozos verticales.
Yacimientos que tienen problemas de conificación de agua. Típicamente,
intervalos productores emparedados entre una capa suprayacente de gas
y un acuífero situado abajo. Con los pozos horizontales es posible
reducir el flujo de agua para un régimen dado de producción.
Yacimientos con horizontes productores de poco espesor, en los que se
requeriría gran número de pozos verticales para efectuar su
desarrollo.
Obras de recuperación secundaria o terciaria, ya que los pozos
horizontales pueden incrementar notablemente el índice de inyectividad
y mejorar el barrido del área circundante.
Evaluación de nuevos yacimientos. Los pozos horizontales permiten
estudiar la evolución geológica y dar información valiosa para
programar el desarrollo del campo.
TIPOS DE POZOS HORIZONTALES
Los sistemas de perforación horizontal se definen mediante la longitud de
radio de giro o el incremento angular (BUR), el uso de las técnicas de
perforación horizontal con motores articulados, nos permite también
diferenciar los sistemas de acuerdo al tipo de herramienta utilizada.
Existen cuatro tipos o sistemas de pozos horizontales básicos:
Radio largo, tasas de incremento de ángulo entre 2-5º/100 pies ( hoyos
8 ½"-12 ½").
Radio medio, tasas de incremento de ángulo entre 8-20º/100
pies ( hoyos 6"-8 ½") motores rígidos.
Radio corto, tasas de incremento de ángulo entre 1-4º/100 pies ( hoyo
6")motores articulados.
Radio ultra corto tasa de incremento de ángulo de 9º/pie (hoyo 4")
motores articulados.
Figura Nº.7.2 Tipos de Pozos Horizontales
MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS HORIZONTALES
Actualmente existen cuatro métodos de construcción para pozos horizontales
los cuales difieren de la forma de construcción del ángulo máximo al
objetivo.
Estos métodos son conocidos como:
1. Métodos de Curva de Construcción Sencilla
La curva de construcción está compuesta de un intervalo de
construcción continúa, comenzando desde el punto de arranque (KOP) y
finalizando con el ángulo máximo al objetivo. Este tipo de curva se
perfora generalmente con un motor de construcción de ángulo sencillo.
Figura Nº. 7.3 Curva de Construcción Sencilla
2. Método de Curva de Construcción Tanque Simple
La curva de construcción está compuesta por dos intervalos de
incremento de ángulo, separados por un intervalo tangencial.
Generalmente para los intervalos de construcción de ángulo se utiliza
el mismo ángulo del motor de fondo el cual producirá la misma tasa de
curvatura.
Figura Nº.7.4 Curva de Construcción Tanque Simple
3. Método de Curva de Construcción Tangente Compleja
La curva tangente compleja utiliza dos intervalos de construcción
separados por un intervalo tangente ajustable. Este método difiere del
tangente simple debido a que utiliza una orientación de la cara de la
herramienta (tool face) en la segunda curva que produce una
combinación de construcción y movimiento en este intervalo. Dicha
curva permite al supervisor en sitio ajustar la tasa de construcción
vertical cambiando el ángulo de la cara de la herramienta (tool face)
para asegurarse llegar al objetivo.
Figura Nº. 7.5 Curva de Construcción Tanque Compleja
4. Método de Curva de Construcción Ideal
Este método utiliza dos intervalos de construcción, diferenciándose
cada intervalo en la tasa de incremento de ángulo. Su diferencia con
los dos métodos anteriores está en la no existencia de una sección
tangencial.
Figura Nº. 7.6 Curva de Construcción Ideal
MOTORES DE FONDO UTILIZADAS EN PERFORACIÓN HORIZONTAL UTILIZADAS
Los motores de fondo son herramientas que tienen la particularidad de
eliminar la rotación de la sarta mediante una fuerza de torsión pozo abajo,
impulsada por el fluido de perforación.
Figura Nº. 7.7 Motores de fondo utilizados en perforación
horizontal
TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL
1. Con respecto al taladro de perforación se recomienda, alta capacidad
de torque, malacate de 4000 HP, top drive de 60000 lbs-pie de torque,
bombas de lodo de 2000 HP.
2. Con respecto a los drill pipe (tubería de perforación) deben ser de
5"ya que se aumenta en un 50% la capacidad torsional. Con respecto a
la sarta de tubería, se van a utilizar muchos drill pipe (tubería de
perforación) y pocos heavy weight (tubería extra pesada) espiralados.
3. No se utilizan lastrabarrenas (drill collar).
4. Con respecto al martillo, se debe colocar muy cerca de la barrena y
entre heavy weight, dos heavy weight por debajo cerca de la barrena y
tres heavy weight por encima del martillo y por encima de estos se
debe colocar muchos drill pipe (tubería de perforación) en una
relación 3:1 o sea por cada heavy weight se deben colocar tres drill
pipe (tubería de perforación) hasta el final de la curva. No debe
colocarse el martillo a nivel de la curvatura ni en la sección
vertical ya que a este nivel la acción del martillo se pierde el
efecto a nivel de la curvatura debido a la fricción y cuando la onda
llegue al final de la mecha (donde está pegada la sarta) la onda ya no
tiene efecto.
5. Con respecto a los aceleradores, no es convenientes colocarlos en la
perforación horizontal.
6. Con respecto a la selección del fluido de perforación, se debe hacer
énfasis en las propiedades reológicas, geles, control de filtrado,
propiedades inhibitorias y lubricidad, además del problema de remoción
de los ripios de perforación, ya que en un pozo horizontal estos son
transportados en un anular que varía la inclinación de 90 a 0 grados,
y obviamente, los parámetros óptimos del fluido de perforación
cambiaran de una sección a otra. Los lodos de emulsión inversa poseen
dos características que determinan el éxito de la perforación.
1. Estos fluidos están diseñados con un mínimo de filtrado. Esto crea una
concentración que permite excelentes características de remoción; por
ejemplo, no hay deshidratación en el anular o incremento del revoque
sobre la cara de la formación.
2. La fase oleosa externa del lodo permite la estabilidad del hoyo y
excelente lubricidad durante las operaciones de perforación.
7. Con respecto a la terminación de pozos horizontales, se ha reportado
una cantidad considerable de información sobre como terminar
exitosamente los pozos horizontales. Sin embargo, no se ha definido un
método para predecir la selección de estrategias de terminación más
efectivas a fin de asegurar el aprovechamiento del pozo. Esto se debe
a que puede no ser práctico o efectivo en costos abrir la longitud
terminada del hoyo dentro del yacimiento. Entre las terminaciones más
comunes para pozos horizontales se tienen: pozos terminados
selectivamente, utilizando empacadura inflable con ranuras alternadas.
Sección no ranurada y un liner cementado el cual ha sido
subsecuentemente cañoneado.
Figura Nº 7.8 Completación Original de un Pozo Horizontal
SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO (Dog Leg Severity)
Muchos problemas pueden ser evitados prestando especial atención a la tasa
de cambio del ángulo. Idealmente, el ángulo debería ser construido
gradualmente a 2°/100 pies, con un máximo de seguridad de aproximadamente
5°/100 pies. Sin embargo, cambiar el ángulo desde 3° hasta 7 u 8° no es
seguro. Un cambio de ángulo debe ser distribuido sobre toda la trayectoria.
Si un ángulo de 3° es añadido ligeramente sobre 100 pies y la dirección
horizontal no cambia, probablemente no se presentarán problemas durante
perforaciones subsecuentes o producción. Sin embargo, si el incremento
ocurre en los primeros 50 pies, con los últimos 50 pies permaneciendo recto
la tasa de construcción en los primeros 50 pies es: 3°*100/50=6°/100pies.
La severidad de la pata de perro es más compleja. Tantos cambios verticales
como horizontales, deben ser considerados a lo largo de la trayectoria con
una inclinación promedio. Si la inclinación se construye ligeramente desde
8 a 12°/80 pies, la tasa de construcción es 5°/100pies. Pero, si la
dirección del hoyo cambia 25° al mismo tiempo, el factor de severidad de la
pata de perro se transforma en 7°/100 pies y el hoyo tiene una forma de
espiral.
Patas de perro severas en la parte superior del hoyo pueden causar ojos de
llaves. El peso de la tubería de perforación por debajo de la pata de perro
forza a la tubería contra el lado bajo del hoyo ocasionando una caverna
fuera de calibre muy pequeña para que una junta o una barra pase a través
de ella. Cuando la tubería es levantada o bajada, esta puede pegarse en el
ojo de llave y tendrá que llevarse a cabo una operación de pesca costosa
asociada a pérdida de tiempo.
Si el hoyo está revestido, el revestidor sufre un proceso de desgaste
mientras la parte baja del hoyo está siendo perforada. Por esta razón es
más seguro construir el ángulo rápidamente en la parte baja del hoyo que en
la parte alta.
Figura Nº. 8.1 Ojo de Llave
TAMAÑO DEL HOYO
Los hoyos direccionales de diámetro grande son más fáciles de perforar que
los hoyos direccionales de diámetro pequeño. Los hoyos de diámetro grande
se definen como aquellos que varían de 9 5/8" a 12 1/4". Hay varias razones
por las cuales es más difícil perforar los hoyos de diámetro más pequeños.
Una de las razones es que los hoyos de diámetro más pequeño requieren
lastrabarrenas y tubería de perforación de diámetro pequeño, que son más
flexibles; consecuentemente, las características de la formación tales como
la inclinación y rumbo del estrato, limitan la amplitud de aplicación de
peso que puede ajustar el perforador.
También contribuye menos al efecto de péndulo cuando el hoyo se va a
regresar a la vertical.
Los lastrabarrenas de diámetro grande también presentan problemas, hacen
más difícil la aplicación del principio de un estabilizador que no gira
insertado en la sarta de perforación precisamente encima de la barrena para
aumentar el ángulo, y el área grande de su superficie los hace más
propicias a que se peguen contra las paredes.
EFECTO DE LA FORMACIÓN
La inclinación y rumbo del estrato de las formaciones afectan el curso del
hoyo. Cuando una formación laminada tiene una inclinación de 45° o menos,
la barrena tiende a perforar buzamiento arriba. Los ensamblajes de fondo
rígidos o empacados de mantenimiento se usan para combatir la tendencia a
variar fuera del curso.
Figura N°. 8.2 Efecto de la Formación.
Para evaluar el efecto de la formación es necesario considerar un parámetro
referencial definido como EDA (Efective Dip Angle)
EDA = DIP ANGLE * COS(HOLE DIR-UPDIR DIR)
Donde:
DIP ANGLE = Angulo de buzamiento del estrato
HOLE DIR: Dirección del hoyo
UPDIP DIR: Buzamiento arriba de la formación
Los valores negativos de EDA indican que la perforación direccional se
realiza Down Dip o Buzamiento abajo, por lo que la formación ejercerá una
restricción adicional de esfuerzos a ser perforada que si se estuviese
perforando Up Dip o Buzamiento arriba.
Figura N°. 8.3 Perforación Direccional Up Dip y Down Dip
HOYOS DE POZOS ADYACENTES
Cuando se desvían varios pozos desde un solo sitio, el magnetismo residual
en los hoyos de los pozos adyacentes puede influir en el instrumento
magnético que se usa para hacer un chequeo de la parte superior del hoyo en
el pozo que se esté perforando. Aunque la cantidad de magnetismo residual
es pequeña, puede ser causa de que se registren datos erróneos en el
chequeo. Este problema ocurre más frecuentemente cerca de la parte superior
del hoyo. A medida que el pozo se aleja de la sección vertical, el problema
deja de existir. Se dice que una separación de 6 pies entre los hoyos es
una separación suficiente para dejar el instrumento fuera de la influencia
del magnetismo residual. Si se sospecha que hay magnetismo residual, el
chequeo de la parte superior del hoyo deberá correrse con un instrumento
giroscópico, que no sea afectado por el magnetismo.
SISTEMA HIDRÁULICO
Una de las piezas más importante requerida para que la perforación
direccional tenga éxito es la bomba de lodo. El mejor trabajo de control
direccional se hace con la velocidad máxima de penetración y como
normalmente se usan barrenas de conos, la bomba deberá ser bastante grande
para producir los volúmenes y las presiones recomendadas por el fabricante
de las barrenas.
También se necesita una bomba grande para mantener una velocidad de
circulación alta para sacar efectivamente los ripios. Los ripios más
pesados y el lodo se arrastran a lo largo del lado más bajo del hoyo a una
velocidad menor que el lodo limpio en el lado superior. Para controlar este
problema es necesario utilizar una bomba de lodo de gran capacidad y
controlar cuidadosamente las propiedades máximas de acarreo y suspensión
del lodo.
Figura N°. 8.4 Problemas de circulación de lodos
FUERZA DE FRICCIÓN
Solamente una porción del peso de la sarta de perforación se tiene
disponible para mover las herramientas en hoyos de alto ángulo.
En un hoyo que tiene un ángulo de 70°, más del noventa por ciento del peso
de la sarta de perforación lo soporta el lado inferior del hoyo. Esto no
solamente hace difícil girar la sarta de perforación, sino que también
desgasta rápidamente la tubería y sus uniones. Se puede formar un ojo de
llave en el lado inferior del hoyo cuando se perforan hoyos alto ángulo en
formaciones blandas. Esta misma fuerza de fricción también hace más difícil
correr el revestidor dentro de un hoyo de alto ángulo y esto debe tenerse
en cuenta cuando se esté diseñando el revestidor.
Los centralizadores colocados en el revestidor ayudan a reducir esta
fricción y aumentan las probabilidades de un buen trabajo de cementación.
Ventajas y Desventajas
Ventajas.
Posibilidad de obtener más producción por pozo.
Mayor producción comercial acumulada por yacimiento.
Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa
en los mercados.
Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y
gastos de operaciones.
Permite reducir el área requerida para las localizaciones
ya que desde un solo sitio se pueden perforar varios pozos.
Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero
la capacidad productiva del pozo depende del espesor del
estrato, además de otras características geológicas y
petrofísicas.
Desventajas
Mayor planificación previa de la construcción del pozo.
Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la
orientación del hoyo.
Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada.
Costo más elevado respecto a un pozo vertical.
SISTEMAS DE TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN ROTATORIA
Son herramientas que tienen la capacidad de perforar tridimensionalmente
durante la rotación continua de la sarta sin la necesidad de perforación
orientada (realizar deslizamiento ) y que no requieren detener la
perforación para orientar la cara de la herramienta (tool face) para
ajustar la trayectoria al plan.
Existen en el mercado varias herramientas que realizan este tipo de
perforación, entre las cuales se tienen:
Revolution
Auto Trak
Auto Trak X-Extreme
SISTEMA ROTATORIO "REVOLUTION"
Figura Nº. 9.1 Sistema Rotatorio - Revolution
Perforación con Sistema Rotatorio
Ensamblaje Sistema Rotatorio con capacidad de perforar
tridimensionalmente durante la rotación continua de la sarta.
No hay necesidad de perforación orientada (Realizar deslizamiento)
No se requiere detener la perforación para orientar la cara de la
herramienta (Tool Face) para ajustar la trayectoria al plan.
Beneficios – rotación continua
Rotación Continua
– Baja la probabilidad de pegar la tubería de perforación.
– Mejora la limpieza del hoyo.
– Mejor control de ECD's.
– Mejor transferencia de peso a la Barrena– incremento en la Rata
de Penetración.
– Mejoramiento en la información de las Herramientas de
Evaluación de Formación (LWD).
No se requiere realizar deslizamientos
– Minimiza la probabilidad del efecto pandeo sinosoidal.
– Menos arrastre por geometría del hoyo.
Beneficios – Confiabilidad en el posicionamiento del Hoyo
Orientación en la barrena a lo requerido, sin detener la perforación
– Mejor confiabilidad en el control direccional.
– Hoyo en calibre.
Mejor resolución en la lectura de los registros.
Mejora la bajada de revestidores.
Garantiza una excelente cementación.
RevolutionTM Información Técnica
Revolution
Sistema de "apuntar la Mecha" (Point the bit system).
Rata de desviación controlada en superficie.
Ingeniería para hoyos de 6" – 6 ¾" primero, ahora herramientas para
hoyos de 8 3/8" – 12 ¼".
Pequeño y compacto, transportable por aire.
– Desplegué rápido
Sistema hidráulico "limpio" para larga vida.
No hay componentes móviles que estén expuestos al lodo.
Sensores cerca a la barrena.
Soporta Alta temperatura y altas presiones.
Revolution Rotary Steerable System
Tres componentes principales
– Modulo de Electrónica y Batería
– Unidad Mecánica
– Estabilizador "Pivot"
Figura Nº. 9.2 Revolution Rotary Steerable System
Figura Nº. 9.3 Revolution – mecanismo de orientación
Sistema hidráulico mueve el mecanismo de manejo excéntricamente dentro
de la camisa de orientación.
La bomba proporciona la fuerza motriz para desviar el eje en la
dirección programada.
El mecanismo de manejo se deflecta en la dirección opuesta a lo
requerido para la desviación del hoyo.
Guías no-rotativas previenen que la camisa gire. Si la camisa empieza
a rotar el sistema hidráulico re-direcciona para que se mantenga en la
orientación deseada.
Si la manga de orientación comienza a rotar, el sistema de navegación
dirige la hidráulica para mantener la orientación deseada.
Figura Nº. 9.4 Revolution 4-3/4 – unidad Mecánica
Revolution – principio de orientación
Camisa de orientación no-rotativa.
Rotación del eje central maneja la bomba hidráulica.
Bomba provee fuerza motriz para desviar el eje en el dirección la
programada.
Modulo electrónico provee control con sistema cerrado. "Closed Loop".
Sensores internos monitorean la orientación, desviación y la rotación
de la herramienta.
Figura Nº. 9.5 Revolution – principio de orientación
AUTO TRAK
Es un revolucionario sistema de tecnología de Perforación rotatoria que
transmite una eficiencia superior en conjunto con una precisión en la
geonavegación y una capacidad de alcance ultra extendida.
El Auto Trak combina las ventajas de rotación continua con lo avanzado
sistema de geonavegación.
Figura Nº. 9.6 AUTO TRAK
Es una unidad automatizada que controla la inclinación, la dirección
(azimuth) así como la rotación de la sarta de perforación.
La dirección de navegación es definida por presión distribuida
selectivamente a través de una combinación de controles electrónicos y
presión hidráulica en tres cojinetes estabilizados que se encuentran sobre
la manga. Alguna desviación proveniente del pozo programado en su
trayectoria es automáticamente corregida a través de un control cerrado
(closed-loop) sin la necesidad de interrumpir la rotación de la sarta de
perforación.
Figura Nº. 9.7 Partes del AUTO TRAK
El Ensamblaje de Fondo (BHA), está conformado por una barrena de diamantes
policristalino (PDC) especialmente diseñada para realizar un corte más
agresivo, una computadora que compara los datos de inclinación ,dirección
y vibración de la herramienta (MWD) Mediciones Mientras se Perfora, para
luego controlar la navegación y así mantener el ensamblaje en curso, esta
computadora también se comunica con la superficie, recibiendo comandos y
configurando su implantación, sensores de inclinación cerca de la mecha
alinean el monitor a la mecha y continuamente envían mediciones al control
cerrado (closed-loop).
La herramienta hoyo abajo continuamente transmite información procesada en
sistema status y posición direccional, el computador en superficie recibe
esta información y muestra la data en tiempo real en perforación dinámica,
la trayectoria del pozo, curso de navegación y la localización del fondo
del hoyo.
La sarta permite la evaluación de la formación y geonavegación permitiendo
recibir y mostrar en superficie los registros de resistividad, gamma ray y
presión.
Basada en la información que se reciba en superficie, el operador del Auto
Track puede redirigir la herramienta en el fondo, cambiar el curso y
transmitir diferentes sets de datos para mejor alcance de los objetivos del
proyecto.
Esta herramienta supera problemas asociados con sistemas de motores
navegables que producen hoyos en espiral, debido a la curvatura que poseen
estos motores, hacen que se perfore en hoyos con sobre medidas, estas
obstrucciones causan fricción el cual puede limitar el alcance del hoyo y
hacen más dificil correr revestidores y completaciones.
El Auto Track también permite que la rotación nunca sea interrumpida ya que
permite ajustar la trayectoria constantemente a diferencia de los motores
navegables en el cual se debe parar la rotación para orientar la sarta o
girar el pozo.
Otros beneficios producidos por la herramienta:
Menos torque.
Menor arrastre.
Mejor limpieza.
Permitir el uso de mechas PDC y mejorar la eficiencia de
perforación.
Reducir la fricción de la sarta de perforación.
Mantener los cortes de las rocas (ripios) suspendidos.
Menor tiempo de perforación.
AUTO TRACK X-EXTREME
Auto Track X- Extreme. Para incrementar la rotación de 250 a 400 rpm al
sistema Auto Track se le ha incorporado un motor de fondo en el BHA el cual
se llama Auto Track X- Extreme.
Este sistema permite:
Incrementar la rata de penetración.
Alcance extendido más lejos.
Reduce el desgaste de la sarta de perforación y revestidores.
Figura Nº. 9.8 Auto Track X- Extreme
PERFORACIÓN PARALELA DE PRECISIÓN (SAGD)
Sistema Especial de Posicionamiento Mediante Mediciones Magneticas (SAGD)
Figura Nº. 9.9 Perforación Paralela de Precisión SAGD
PROCEDIMIENTO PERFORACIÓN SAGD
1.- Se perfora el pozo productor en primer lugar (el inferior) en la base
de la arena petrolífera ya detectada, esta perforación puede realizarse con
MWD,LWD y se entuba tal cómo se realiza normalmente.
2.- Se perfora el pozo inyector (pozo superior) por la parte superior de la
arena. Acá se puede empezar a perforar de manera estándar hasta
posicionarse (overlap) ambos pozos y es aquí donde se requiere la técnica
especial de posicionamiento mediante mediciones magnéticas.
3.- La sarta para posicionamiento por mediciones magnético que se usa está
compuesta por un Bit Sub que tiene unos bolsillos donde van colocados unos
magnetos (imanes) que cuando estos giran por la rotación de la barrena
(mecánica o hidráulica) generan un campo magnético el cuál es medido en sus
tres ejes por una sonda que se baja con guaya en el pozo ya perforado
(productor) qué está entubado. El método de bajar la sonda con guaya en el
productor es por bombeo mecánico.
4.- La sarta que se usa para perforar el hoyo inyector está compuesto por
una barrena-bit sub con los magnetos (esto mide 2 a 3 pies) seguido por el
motor de fondo y los componentes de lectura MWD-LWD.(este último también
puede ser una herramienta Electromagnética o de lo contrario de pulso)
5.- El procedimiento en sí es que se tiene la sarta direccional con el RMRS
(rotaring magnet ranking system) bit sub en el fondo por ejemplo a una
profundidad de 2300 pies .Entonces se mueve la sonda del inyector hasta
2330 pies se empieza a perforar con la sarta direccional y RMRS generando
un campo magnético que va midiendo su intensidad en los tres ejes del
campo. Entonces "x" dará el desplazamiento axial o la profundidad
medida,"y" da el desplazamiento lateral y "z " da la distancia con el eje
del pozo inyector ya entubado.
Cómo resultado se tendrá un sistema de medición magnética directamente en
la mecha de perforación lo que brinda un posicionamiento direccional con
cero incertidumbre.
Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor
Figura Nº. 9.10 Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor
Figura Nº. 9.11 Servicio de Medición con Imanes Rotatorios SAGD
Incertidumbre de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al Utilizar
Métodos de Registro
Figura Nº.9.12 Medidas de Separación de los Pozos SAGD
La separación calculada usando métodos de registro convencionales está
sujeta a errores acumulativos que exceden las tolerancias SAGD.
Precisión de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al Utilizar
Medición con Imanes Rotatorios
El Sistema de Medición con Imanes Rotatorios mide precisa y directamente
la separación en cada conexión.
.
Figura Nº. 9.13 Precisión de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al
utilizar Medición con Imanes Rotatorios.
Medición de una Pareja de Pozos SAGD
Figura Nº. 9.14 Medición de una Pareja de Pozos SAGD
Medición en Pozo de Observación
Figura Nº. 9.15 Medición en Pozo de Observación
Beneficios del Sistema
Se eliminan los errores acumulativos de los métodos de registro
convencionales.
Mantiene la separación dentro de +/- 1 metro.
Agujero más liso, con mínimo dog leg (tasa de incremento de ángulo).
La posición relativa y la dirección son evaluadas en cada conexión
de tubería.
No hay errores debidos a la interferencia magnética producida por
el revestidor en la parte inferior del pozo.
No hay impacto en las operaciones y tiempo de uso del equipo de
perforación. Ganancia económica!!!!
Requerimientos del Sistema
o Sarta de tubería de trabajo de 2-7/8" para bombear al pozo.
o Unidad de Wireline Monocable con mástil.
o Sistema de Bombeo para desplazar la Herramienta.
o Introducción de la profundidad desde el sistema de recogida de datos
en el sitio de la torre de perforación.
Características
Rango de detección mayor de 20 metros
No se necesita tiempo de registro adicional.
Medición cercana a la barrena.
Características del Sistema RMR
Como la fuente magnética rotatoria está situada en el Sustituto
lastrabarrena, la medición puede ser catalogada como próxima a la barrena
(near-bit) ya que el punto desde donde se realiza la medición está a menos
de 3 metros de ésta.
Pueden usarse tanto los servicios tradicionales de bombeo al pozo como
los transportadores wireline para el desplazamiento de la sonda
receptora RMRS.
Cuando el desplazamiento es facilitado por un transportador de cable
wireline, hay los siguientes beneficios operacionales:
– Una instalación significativamente reducida en la locación del
pozo debido a que no es necesario el alquiler de tanques de
almacenamiento de fluidos ni de bombas.
– Menor tiempo general de montaje de equipo pues no se necesita
instalar y retirar sartas temporales de tubería.
– Mediciones de mayor precisión al no efectuarse las mediciones a
través del apantallamiento de las sartas temporales de tubos.
Mediciones posibles hasta 20 metros y capacidad de mantener una
precisión de ± 1 metro de separación.
Secuencia de Operaciones
Posicionar la herramienta encima de la barrena con la unidad de
bombeo.
Perforar a la próxima conexión/registro de profundidad.
Grabar y analizar la información (data) mientras la barrena
sobrepasa la sonda.
Registrar y hacer una nueva conexión de tubería de perforación
mientras se reposiciona la herramienta.
Evaluar la posición del pozo y vuelta a perforar.
Operación del Sistema RMRS para SAGD
1) La herramienta de registro mediante imanes rotatorios es introducida
en el pozo de referencia conectada a una línea de cable eléctrico mono-
conductor, y bajada aproximadamente hasta un punto opuesto y
ligeramente encima de la barrena .
2) La herramienta permanece estacionaria durante la duración de
cada registro, lo cual normalmente se corresponde a la
perforación de una sola junta.
3) La información de magnetometría y la profundidad de la barrena
son grabadas de manera continua para procesarla mientras la
barrena pasa cerca a la herramienta de registro. A los pocos
segundos de una detención para realizar una conexión, la
información es procesada y presentada como separación vertical y
horizontal junto a información de la tendencia que indica
convergencia/divergencia de los pozos.
4) El perforador direccional puede tomar esta información en la
forma de un nuevo punto de enlace en N, E, y TVD para planear
con antelación la permanencia en la ventana (cuadrante)
designada.
5) Se recomienda un sensor de Rayos Gamma (Gamma Ray) para control
adicional sobre la Profundidad Vertical Verdadera (TVD).
Software para RMRS
La Vista en Sección Horizontal muestra en rojo el pozo de referencia, y
los puntos en verde son las coordenadas registradas relacionadas con el
pozo de referencia.
Toda la información está disponible en tiempo real para auxiliar al
Perforador Direccional de PD en la toma de decisiones.
Figura Nº. 9.16 Software para RMRS
Software de Geo-Orientación para SAGD
– Esta es una vista mirando hacia abajo del pozo de referencia
con el nuevo pozo encima.
– El indicador verde es el registro actual de la profundidad,
mientras los indicadores grises son las profundidad alcanzadas
previamente.
– Toda la información está disponible en tiempo real para
auxiliar al Perforador Direccional de PD en la toma de
decisiones.
Figura Nº. 9.17 Software de Geo-Orientación para SAGD
Figura Nº. 9.18 RMRS
Especificaciones de la Herramienta
15,000 psi. presión máxima.
85°C temperatura máxima.
2 " diámetro externo x 2.5 metros largo.
rango: mayor de 20 metros (dependiendo del diseño del pozo).
Sustitutos Lastrabarrenas con Imanes Rotatorios4-1/2" API Normal de
caja y pin 15.50" x 6.75" Diámetro externo.
6-5/8" API Normal de caja y pin 16.60" x 8.00" Diámetro externo.
Sustitutos Portamechas con Imanes Rotatorios
4-1/2" API Normal de caja y pin 15.50" x 6.75" Diámetro externo
6-5/8" API Normal de caja y pin 16.60" x 8.00" Diámetro externo
RMRS 6-5/8" BITS Figura Nº. 9.19 Camisa para imágenes
SAGD– RMRS & GABIS
MWD Electromagnético en Pozos SAGD
Usado extensivamente en aplicaciones de crudo pesado.
Herramienta de PD usa comunicación de dos vías.
– Permite transmisión de datos mas rápidos
– Puede incrementar o bajar el poder de transmisión mientras se
perfora
– Elimine la necesidad que las cuadrillas corran el registro
direccional
– Habilidad de correr sensores en la barrena.
– Uno de los principales herramientas para que el sección lateral
sea liso.
Figura Nº 9.20
GABIS
RMRS RANGING
Se puede el "ranging" hasta 50 metros del pozo dependiendo de la
configuracion del casing / tuberia.
Confiabilidad hasta +/-3% @ 10m.
MWD & Motor independiente (60-200 rpm combinado)
No se requiere tiempo adicional de registro direccional.
Medidas de inclinación cerca a la barrena.
MOORE, Preston L. Drilling Practices Manual.
DATA DIRECTION LTD, Desviation Control In Rotary Drilling.
Dowell Schlumberger, Perforación Direccional.
Schell International Petroleum, Drilling Course round two.
Petroleum Extension Service, Fundamentos de Perforación, Tomo II.
Drilco Oil Tools, Manual de Herramientas.
Anadrill Schlumberger, Catálogo de MWD.
Perforación Direccional, Cied
Baker, Catalogo.
-----------------------
Down Dip
Up Dip
N
UpDIP Dir
Buzamiento
Fuerza Lateral de la Mecha
Pandeo
Punto Pivote
Gravedad
Pulser
Probeta
Rotor
Estator
Hole Dir
