Manual de pozos Direccionales

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES PROGRAMA GENERAL

MODULO DE PERFORACION DIRECCIONAL

1 JAVIER ILLANES UTTAB 03 DE NOVIEMBRE DE 2008

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES

1. PERFORACION DIRECCIONAL 1.1FUNDAMENTOS DE PERFORACION DIRECCIONAL 1.1.1 INTRODUCCION A LA PERFORACION DIRECCIONAL 1.1.2 METODOS DE ESTUDIO DIRECCIONALES 1.1.3 DISEÑO DIRECCIONAL 1.1.4 MEDICIONES Y REGISTROS DIRECCIONALES 1.1.5 EQUIPO Y HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACION DIRECCIONAL Y METODOS DE DEFLEXION 1.1.6 CONSIDERACIONES DE LAS SARTAS DE PERFORACION Y ENSAMBLES DE FONDO 1.1.7 SISTEMAS DE MEDICION MWD, LWD Y PWD 1.1.8 MOTORES DE FONDO ESTANDAR Y SISTEMAS ROTARIOS (ÚLTIMA GENERACION) 1.1.9 OPERACIONES DE PERFORACION DIRECCIONAL 1.1.10 SISTEMAS DE DIRECCIONAMIENTO ROTACIONAL-CONTROL DE TRAYECTORIAS

1.2PERFORACION NO CONVENCIONAL 1.2.1 PLANIFICACION Y PERFORACION DE POZOS DE RE-ENTRADA LATERAL (SIDE TRACK) 1.2.2 PLANIFICACION DE POZOS HORIZONTALES-CONSIDERACIONES 1.2.3 PLANIFICACION DE POZOS MULTILATERALES-CONSIDERACIONES

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES 1.2.4 PROBLEMÁTICA DURANTE LA OPERACIÓN DIRECCIONAL/MULTILATERAL. 1.2.5 TERMINACION Y REPARACION DE POZOS, NIVEL III,IV,V.VI (MULTILATERALES)

2. SARTAS DE PERFORACION Y MANEJO DE TUBULARES 2.1 OBJETIVO 2.2 TIPOS DE SARTA DE PERFORACION 2.2.1 EMPACADA 2.2.2 PENDULEADA 2.2.3 NAVEGABLE 2.2.4 ROTATORIA NAVEGABLE (IRSS) 2.3 COMPONENTES QUE INTEGRAN UNA SARTA 2.3.1 TUBERIA DE PERFORACION 2.3.2 TUBERIA EXTRA PESADA (HW) 2.3.3 LASTRABARRENAS (DRILLCOLLARS) 2.3.4 ACCESORIOS DE LA SARTA (ESTABILIZADORES, OTROS DE FONDO, TURBINAS, MARTILLOS, MWD/LWD, REDUCTORES DE FRICCION, AMORTIGUADORES DE VIBRACIONES.) 2.3.5 HERRAMIENTAS DE MANEJO (CUÑAS, ELEVADORES LLAVES DE FUERZA). 2.4 TIPOS DE CONEXIONES EN SARTAS DE TRABAJO Y TUBERIAS DE REVESTIMIENTO 2.4.1 CONEXIONES API (REGULAR, IF, ETC) 2.4.2 CONEXIONES DE PATENTE (HYDRILL, GRAN PRIDECO, PRINVER, TAMSA, ETC) 2.5 DISEÑO DE SARTAS DE PERFORACION 2.5.1 DEFINICION Y CONCEPTOS (PESO AJUSTADO DE LAS TUBERIAS, RESISTENCIA DE LAS TUBERIA, FACTRO DE FLOTACION, MARGEN PARA TENSIONAR, FUERZA DE APLASTAMIENTO POR LAS CUÑAS, CODIGO DE COLORES, CALIBRACIONES, RESISTENCIA A LA FLEXION PARA CONEXIONES, RELACION DE RIGIDEZ, MOMENTO DE INERCIA, ETC.) 2.5.2 SELECCIÓN DE LASTRA BARRENAS. 3

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES 2.5.3 ESTABILIZDORES (TIPOS Y SELECCIÓN) 2.5.4 DISEÑO POR PUNTO NEUTRO TENSION-COMPRENSION CON FLOTACION 2.5.5 DISEÑO PUNTO NEUTRO TENSION-COMPRENSION POR AREAS DE PRESION

2.5.6 EVALUACION Y CONTROL DE DESGASTES Y FATIGA DE SARTAS DE PERFORACION (HORAS DE ROTACION, CICLOS DDE PANDEO, ETC). 2.5.7 MANEJO DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO 2.5.8 CUIDADOS DE TRANSPORTE, CUÑAS Y SISTEMAS DE IZAJE, LLAVES DE APRIETE., GRASAS UTILIZADAS. 2.5.9 EVALUACION DE CONOCIMIENTOS 2.5.10

1. FUNDAMENTOS DE PERFORACION DIRECCIONAL 1.1 Introducción a la Perforación Direccional Perforación Direccional es definida como la practica de controlar la dirección y desviación del pozo hacia un objetivo. Horizontales, Multilaterales. Cambios en direccional

stering

Se utilizaba en los 70 registros S.S o de toma sencilla, tool o herramienta de direccionamiento con cable, motores rectos.

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Se utiliza a finales de los 80 Mwd medida de dirección durante la perforación y steerable bent housing motor es decir motor direccionable con carcasa con sub angular.

Actualmente a

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Actualmente se utiliza MWD con motores de alto rendimiento Performance Motors, estabilizadores Near Bit Inc/Gamma, Rotary Steerable o sistemas de direccionamiento rotatorios.

1.1.2 Mètodos de Estudio Direccionales Una de las cosas que la mayoría de las personas que trabajan con pozos direccionales no acabamos de comprender, es que en realidad no obtienes suficiente información direccional para establecer con precisión la ubicación del fondo del hoyo. Esto es cierto incluso si todas las mediciones son 100% exactas.

Para comprender esto, asumamos que estamos viajando de un punto A al punto B. Es cierto registrar la dirección cuando nos dejó un punto, cuando llegamos al punto B. También tenemos una medida de la distancia recorrida mientras que se va del punto A al punto B. Suponiendo que sabemos que es el punto A, ¿ahora tenemos suficiente información para determinar dónde está el punto B. La respuesta es no. Todo lo que podemos saber con certeza es que el punto B se encuentra dentro de una esfera cuyo radio es igual a la distancia que viajó en ir del punto A al punto B. De hecho el punto B puede ser incluso en la misma ubicación que el punto A. Aquí hay una Simple ejemplo, Vamos de Nueva York en un vuelo a Londres. Salimos de Nueva York, noreste de vuelo, volar 3500 mi., En la tierra de Londres también al noreste. ¿Podemos calcular que Londres es relativo a la Nueva York de esa información? Supongamos que el avión dio la vuelta a la mitad del camino y voló de vuelta a Nueva York y aterrizó. Las ventanas se cerraron podríamos suponer que estábamos en Londres, pero creemos estar exactamente en el mismo punto donde comenzamos. El propósito de todo esto es que la dirección en dos puntos y una muestra de duración del curso son de suficiente información para fijar a un punto en el espacio con relación a los demás. ¿Cómo podemos hacerlo? 6

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Los primeros métodos El primer método de cálculo de la dirección en las encuestas es un método que ahora se conoce como el método tangencial. Atrás en los años 1940, 1950, y la década de 1960, cuando fue utilizado por todas las empresas, no tiene nombre porque es sólo la forma en que todos los estudios de dirección calculada. El supuesto hecho de este método es que la duración del curso desde el punto A al punto B es una línea recta del punto A al punto B en la dirección de la encuesta en el punto B. Esto es un fácil método para calcular utilizando un pequeño libro de tablas publicados por los estados unidos. Dado que no existían de calculadoras, los valores podian ser calculados con dos decimales de presicion, o había redondeo, y si se hace correctamente todos tuvieron la misma respuesta. Lamentablemente, el método no es muy exacto. El problema es, por supuesto, con la hipótesis. Si

la inclinación en el punto A es de 10 ° y la inclinación en el punto B es de 14 ° el método básicamente dice que el trayecto de A de B es a lo largo de una línea recta con una inclinación de 14 °.

Radio de curvatura método En 1968, Wilson escribió un documento en el que básicamente cambiando la forma direccional de los registros se calcularon permanentemente. Su hipótesis fue que el cambio en la inclinación y el cambio en el acimut ambos podrían ser considerados segmentos de un círculo. En otras palabras, el cambio de una a otra inclinación podría considerarse de lugar en un ángulo constante construir con un radio de curvatura constante. Asimismo el cambio en acimut también ocurrió en un constante cambio de ángulo con el correspondiente radio de curvatura constante. La hipótesis ciertamente hizo más sentido que cualquier método anterior, y el método más tarde se convirtió en el método de elección para la mayoría de los cálculos de topografía direccional. La desventaja del método 7

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES es que salió antes de la calculadora electrónica. Ya que contiene funciones trigonométricas que había que hacer por slide rule que no era lo suficientemente precisa o la trigonometría con cuadros que requería una eléctrica / calculadora mecánica. La única alternativa para el cambio fue el uso de la trigonometría tablas logarítmicas que hizo de este un tedioso proceso.

Metodo de Curvatura minimo Taylor y Mason (1972) analizó cuatro posibles métodos. Se tomó el criterio de que el camino estaba bien suave (2 º orden sin problemas). Matemáticamente se puso de manifiesto que la curva mínima entre dos resgistros fue, de hecho, un segmento de un círculo y, por tanto, tiene un radio constante de curvatura. La diferencia entre este y el método del radio de curvatura es que el segmento de círculo es el camino y no así la proyección de la ruta y en un plano horizontal o vertical. En otras palabras, el camino propio es un segmento de un círculo, y no sus proyecciones. Esto tiene mucho más sentido que en el método de radio de curvatura Debido a la mejor hipótesis. De este método, que ahora se conoce como método de curvatura minimo, que ha sido adoptado por la mayoría de los registros y funcionamiento de las empresas. Parece ser que las únicas personas que se aferraban al método del radio de curvatura son aquellos que no entienden la diferencia. Ahora que tenemos las calculadoras electrónicas y de los pequeños ordenadores hay razones legítimas para no utilizar este método.

Aquí están las ecuaciones para el método de curvatura mínimo:

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1.1.3 Diseño Direccional Trayectoria del pozo En la planificación de un pozo horizontal o cualquier direccional como sea el caso, tenemos que decidir sobre el camino que llevará también a lograr su meta de destino. Este camino de los pozos se llama la trayectoria del pozo. Dado un número infinito de posibilidades para un poz, podríamos

hacer dos preguntas: ¿Cuál es la trayectoria ideal para los pozos? ¿Existe un pozo trayectoria ideal? Hay cualquier cantidad de cosas que podría incorporarse en la definición de una trayectoria ideal de pozos, pero aquí van son algunas sugerencias:  Alcanzar objetivos  Fácilidad para ver los detalles  Longitud total mínima  Acomodacion de todas las herramientas para trabajos de perforación y terminación Podemos decir que el éxito de cualquier pozo esta en llegar a su meta, sea o no un pozo direccional. No debería ser una sorpresa para nadie en el negocio de que muchos de los pozos no llegan a su objetivo. Nosotros, en el sentido de la 'industria petrolera, estándo en el negocio de la perforación y 9

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES terminación de pozos, y con pocas excepciones, un pozo que no llega a su objetivo sería mejor no haberlo perforado. ¿Qué significa "fácil de perforar"? Esto se refiere en efecto en el que un pozo que es fácil de perforar, tiene una mayor posibilidad de éxito. Una vez más hay una serie de cosas que podría enumerar, pero algunos se destacan:  Pozo de baja fricción, 4 A  Pozo estable  Buena remoción de cortes

 Número mínimo de cambios en el fondo del pozo de montaje (BHA) y ajustes durantela perforación. Una trayectoria debe tener un mínimo de longitud total. Esto puede sonar un poco confuso, pero lo que estamos diciendo es no perforar hoyos innecesarios. Por ejemplo, queremos perforar un pozo con una sección horizontal de 3000 pies, y queremos que la sección horizontal pueda comenzar a un determinado objetivo ubicado a 2000 pies de distancia de la superficie y una profundidad de 10000 pies, es evidente que no se perforara un pozo vertical de 9500 pies, y arrancará con un radio de 500 pies y la curvatura de perforación con el objetivo, ya que nos daría 1500 pies adicionales de la sección horizontal. El exceso de longitud en un pozo rara vez es un gran problema, porque es tan evidente, pero la estrecha participación de los ingenieros en la etapa de planificación podría ayudar a las situaciones en las que este tema no es tan evidente. Por último, debemos planificar las trayectorias del pozo que se adapte a todas las herramientas que tenemos previsto ejecutar en el hoyo. Eso es obvio, pero también debemos considerar las herramientas que no tiene aún el plazo inicialmente, pero puede resultar conveniente o incluso necesario para que se ejecute. Así cualquier plan para un pozo horizontal y debe incluir una lista de las herramientas que se utilizaran para llevarlo acabo. 10

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, Probablemente los dos problemas másMANEJO graves queDE se TUBULARES producen en este ámbito es la necesidad imprevista de ejecutar herramientas adicionales en las etapas de conclusión o posterior labores y los problemas causados por los cambios realizados a la trayectoria durante las operaciones de perforación. Trayectorias más comunes Como hemos dicho antes, hay un número infinito de posibles trayectorias. Ahora vamos a ver algunas de las más comunes y discutir posibilidades de sus ventajas y desventajas.

Trayectoria de construcción de pozo Esta es la trayectoria mas común y la que la mayoría de las veces de pensar cuando pensamos en pozos horizontales. Como se muestra en la figura siguiente, que consta de una sección vertical, la construcción de la sección, y una sección horizontal. Su principal recomendación es que es simple, y por lo general fácil de perforar. La construcción de la sección suele ser una constante con un angulo previsto. En la práctica a menudo es perforado con dos diferentes ángulos de la. Esto se hace porque a menudo es muy dificil construir exactamente lo planificado en cuanto al ángulo de perforación. Por lo tanto, el ángulo de la construcción se inicia con un ángulo de la construcción y más tarde a otro ajustado durante la construcción de la sección a fin de alcanzar la meta en la ubicación y la inclinación requerida. La estratigrafía tiene alguna influencia en las decisiones también.

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Trayectoria Curva - S La curva de trayectoria, ha sido empleada en la perforación costa fuera, algunos pozos direccionales fueron perforados en alta mar. Los perforadores lo odian pero a los geólogos les encanta, las razones por las que los perforadores lo odian:  Añade considerable torque y arrastre  Requiere que el cambio de dirección hacia el final del pozo donde el control es más difícil, y se necesita más tiempo  Adiciona costos al pozo

Los motivos porque a los geólogos les agrada es principalmente porque lo relacionan con la interpretación de registro.  Las mediciones de profundidad en un pozo vertical reflejan, la formación real y el espesor relativo  La correlacion de los registros entre los pozos es más difícil si alguno son pozos verticales y algunos se desviaron.  Los registros pueden ser engañosos ya que pueden dar lecturas en capas muy delgada, porque la roca a un lado del pozo en que corresponden a la roca en el lado opuesto. Contactos gas-petróleo, aceite-agua contactos son menos precisas en pozos desviado por la misma razón que en el punto anterior. Estos puntos son legítimos, y muchas personas de perforación sólo han sido conscientes de las primeras dos. La actitud prevaleciente entre las 12

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES personas de perforación era que los geólogos eran demasiado perezosos para hacer correcciones de profundidad y espesor. Sección trayectoria tangente La sección tipo de tanget trayectoria horizontal es más a menudo empleados en las operaciones costa afuera

En esta configuración tenemos una sección vertical, la construcción de la sección superior, una sección tangente, una construcción de la sección inferior, y una sección horizontal. La superior e inferior de la sección construimos ángulos pueden ser los mismos, pero rara vez se encuentran en la práctica. La inclinación de la tangente, que a veces se denomina ángulo de la tangente o angulo de navegacion, depende de la ubicación del objetivo. Desde un punto de vista de perforación direccional es más fácil para ver los detalles, si esta entre los 45-60 grados, pero desde un punto de vista de la remoción de cortes este es el peor rango. Este tipo de trayectoria la mayoría de las veces es empleado cuando el objetivo es la sección a cierta distancia de la superficie

Estrategias, diseño y planificación de la perforación direccional.  La profundidad vertical verdadera (TVD) es la variable más importante desde el punto de vista de la navegación. Es como la 13

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES altitud para un avión cuando planifica un aterrizaje. Un avión tiene que aterrizar tangencialmente a la superficie de la pista para evitar estrellarse.  En la parte de perforación direccional muchas veces este aterrizaje se hace por aproximación en las arenas productoras. No es recomendable quedarse muy por encima ni tocar el fondo de la arena para evitar contactos de agua.  La tasa de construcción de ángulo tiene que ser bien planificada y luego controlar la tasa real. Cuando la tasa real excede la planificada, la sección deberá repasarse para suavizar las patas de perro (dog leg) creadas y permitir que el equipo de completación pueda pasar estas curvas.  Al realizar desvíos del pozo así sea en la parte horizontal, antes de continuar perforando hay que asegurarse que el ensamblaje de  fondo pueda salir de la curvatura creada. Asimismo, cuando se pasa a través de ventanas hay que asegurarse que se puedan salir de la misma antes de continuar perforando.  Si sabemos que se utilizarán bombas de subsuelo, se deberá crear una sección tangencial, para evitar que estos equipos sufran esfuerzos de pandeo. Si adicionalmente vamos a colocar una cuchara de desvío, esta sección tangencial deberá ser más larga. Generalmente, las secciones tangenciales se planifican en cuellos lutíticos donde se puedan rotar el ensamblaje de fondo sin el riesgo de disminuir la inclinación.  En lo concerniente al arrastre, es importante saber que hay que disponer de una curva planificada que nos indique hasta cual profundidad van a llegar los ensamblajes programados y cuanta tubería de perforación y tubería pesada será necesaria para perforar el pozo. Hay que tener tubería de perforación en exceso porque las arenas abrasivas desgastaran las juntas de las mismas y un lote de tubería tendrá que ser reacondicionada (haré banding) 14

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, DE TUBULARES  Tomando en cuenta la torsión,MANEJO esta se incrementa continuamente con la profundidad y la tubería de perforación va a estar recostada en el lado bajo del hoyo, donde las juntas sufren desgaste por abrasión. Por esto es recomendable utilizar tuberías premium de 5” o 5 ½”.  Para maximizar el modo rotario sobre el modo de deslizamiento se recomienda un AGS (estabilizador de calibre ajustable), colocado sobre el motor de fondo, las aletas de este estabilizador se ajustan desde la superficie y combinados con el peso sobre la barrena, crean un ensamblaje para el incremento, disminución o mantenimiento del ángulo de inclinación. También hay que observar los giros o cambios de rumbo del ensamblaje de fondo en modo rotario.

 Para la toma de registros finales se deberán realizar desde el fondo hacia arriba para tener una mejor correlación con la profundidad medida.

Consideraciones de diseño • • • • • • •

Severidad Torque Reactivo Arrastre Hidráulica Limpieza del Agujero Peso Sobre Barrena Estabilización de Agujero

Tipos de Pozos Direccionales • Slant 15

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • • • •

Build and Hold construer y mantener S-Curve Extended Reach o alcance entendido Horizontal

Pozos en Curva S

Tipo Extended-Reacho alcance extendido

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • Remplaza pozos marítimos y explota mas yacimientos con menos Plataformas

Pozos Horizontales y su Clasificación:

Radio Corto • 2°-3°/Foot Construcción • Equipo especializado • Driles Flexibles - Tubing • Radio Medio • 10°-22°/100’ Construcción • Doble Bend Assemblies • Radio Largo • 1.5°-6°/100’ Construcción Herramientas

Short Radius 45'

200'

Medium Radius 300'

2,000'

Long Radius 17 1,400'

4,000'


Aplicación de los Pozos Direccionales

• Controlar Pozos Verticales • Pozos De Alivio. • Explota yacimientos cercanos en el mar desde tierra y reduce el impacto ambiental • Perforacion Bajobalance • Minimiza daños a la formacion, • Reduce perdida de circulacion y pegaduras. 18

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO TUBULARES • Incremente ROP aumentando vida de laDE barrena, y • Reduce o elimina la necesidad de costosos programas de simulacion.

1.1.4 Mediciones y Registros Direccionales Objetivos de las Lecturas Surveying (Registros) • Determina la locación del agujero 19

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • Monitorea la trayectoria del pozo y asegura la intersección del objetivo • Orienta las herramientas direccionales • Anti-colisión • Determina TVD • Evalúa severidades en el agujero

Aplicación de los Sensores Direccionales Sensores Direccionales Medidas: Datos de Survey (Registros) (Statico o Dinámico) – Inclination – Dirección de pozo (Azimuth) Datos de orientación (Dinámico) – Toolface Magnético

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Toolface Gravitacional

¿Qué es un Dato de Lectura “Survey?

Un survey o más apropiadamente estación de Survey, consiste en los siguientes componentes:  Inclinación  Dirección del Pozo (Azimuth)  Profundidad de la Lectura

La calidad más alta del survey es lograda cuando se toma una lectura en el estado Estático. El Survey le informa al Perforador direccional donde ha pasado el agujero. La Inclinación y la dirección del agujero son dos medidas proporcionadas por los sensores de medición de fondo. 21


La profundidad de la lectura es un dato obtenido en superficie para ir monitoreando por intervalos.

Inclinacion: • Inclinación es el ángulo medido en grados, por medio del cual el eje sensor del survey varia tomando como referencia una línea vertical referenciada desde la cabeza del pozo. • Una inclinación de 0° se considera vertical • Una inclinación de 90° se considera horizontal.

¿Que es un Dato de Orientación? • Orientar, o datos de cara de la herramienta “toolface data, es un dato dinámico y te informa hacia donde esta dirigido el Bend del motor. 22

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • Orientar la cara de la herramienta a la posición deseada y manteniéndolo nos enviara hacia donde el pozo debe dirigirse. • Existen dos tipos de datos toolface – Highside (Gravitacional) – Magnético – Toolface Magnético (cara de la herramienta)

• Toolface Magnético es la dirección, en el plano Horizontal, donde el bend del motor es referenciado por el norte. • Toolface Magnético = Dirección mostrada + Total Corrección + Toolface Offset.

• Toolface magnético es típicamente usado en inclinaciones menores a 5° • El toolface magnético leído es cualquier dirección magnética a donde este apuntando

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Toolface Gravitacional Toolface (cara de la herramienta) gravitacional, es donde cambia la referencia sobre su eje de la línea trazada del motor cambia a la parte alta del agujero. Toolface Gravitacional = Dirección investigada por Toolface gravitacional + Toolface Offset Si la inclinación esta arriba de 5°, entonces el toolface gravitacional puede ser usado. El toolface debe ser referenciado a la parte alta del instrumento de lectura, no importa que dirección lleve el pozo El toolface debe ser presentado por un numero en grados hacia la izquierda o derecha de la parte alta 0 “highside

• Por ejemplo, un toolface apuntando a parte alta el instrumento obtendrá un 0° • Un toolface que apunta ala parte baja obtendrá un dato de 180° • Si hacemos una prueba donde la cara es 0 y giramos ligeramente a la derecha podríamos obtener un 70° la derecha.

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3.0 Tipos de Survey Directional •

Existen muchos mecanismos de Lectura:

•

Magnético

•

–

Single Shot (Registro de toma sencilla)

–

Multishot (Registro de Toma Múltiple)

–

Steering tool (MWD (Herramienta de medida durante la perforación)

Gyroscopico –

Orientar herramienta

–

Convencional

–

Inercial

–

Rate gyro 25


Brújula Flotada Magnética • Una brújula mecánica utiliza una caratula que se orienta por si misma al norte magnético, similarmente una brújula de expedición la necesita, todas apuntan al norte magnético • La caratula de la brújula usa un imán adjunto para conseguir esta orientación del agujero • La inclinación es medida por medio de una aguja flotante o péndula. • En el dispositivo flotante, es suspendido en un fluido lo cual le permite moverse libremente cuando la inclinación cambia

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Multishot electrónicos Acelerómetros Electrónicos & Ejes del Magnetómetro • Eje “Z” es a lo largo de la longitud de la herramienta • “X” & “Y” son ejes cruzados en el plano y son perpendiculares entre ellos y también con el eje “Z” • “Highside” es alineado con el eje “X” • los tres ejes son ortogonales entre ellos

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Sensores Electrónicos – El acelerómetro mide la intensidad de la fuerza gravitacional que actúa sobre cada eje – Inclinación y Gravedad Toolface es medido con el paquete de acelerómetros en los tres ejes.

– Magnetómetros mide la intensidad de la fuerza magnética de la tierra y esta actúa en cada eje – Azimuth y Magnético Toolface es medido mediante el paquete de magnetómetros

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Magnetometro en continuo cambio • Responde al efecto del campo magnetico de la tierra en cada plano • El magnetometro contiene dos bobinas opuestas enrrollada en dos barillas magneticamente permeables • Como una corriente es aplicada a las bobinas un campo magnetico es creado el cual magnetiza a las barillas • Cualquier campo magnetico paralelo aplicado a las bobinas puede causar un saturamiento rapido en cualquiera de las dos • La diferencia de la saturacion representa la fuerza del campo externo

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Registro Gyroscopico • Principo del Giroscopico Un rotor de un Giroscopico es compuesto de un disco jirador montado sobre un eje. Si es accionado por un motor electrico es capaz de jirar sobre 40,000 revoluciones por minuto (rpm) • EL disco jirador (rotor) puede ser “orientedo” o apuntar en una direccion conocida. la direccion en la que jira es matenida inertemente o inmovil. por lo cual puede ser usada para referencias de medida.

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO TUBULARES • Fuera o dentro del agujero el giroscopio puedeDE mantener esta medoida o determinada direccion

Aplicacion del Gyro • Instrumento gyroscopico de muestreo puede obtener lecturas aun con una interferencia cercana, como puedes ser Revestimientos cercanos, tuberia de produccion o pozos cercanos • Los sensores del gyroscopico se clasifican en 3 categorias: •

Gyroscopico Libre (convencional)

•

Gyroscopico promedio Sitemas de navegacion Campo Gravitacional de la Tierra

• La dirección de la fuerza gravitacional de la tierra se define “vertical”

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • El Vector gravitacional es siempre perpendicular a la superficie terrestre • Este es esencialmente 1.0 g sin consideración de Locación

Campo Magnético de la Tierra • la parte de afuera del centro de la tierra contiene Fierro, níquel y cobalto y es ferro magnético. • La tierra puede ser imaginada con una larga barra magnética en el centro a lo largo en dirección de norte a sur a través de la cual giran ejes • La trayectoria del flujo del campo magnético podría ser paralela a la altura a la superficie terrestre al la altura del ecuador y entrar en un punto cercano al polo norte.

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Componente del Campo Magnético

• M = Dirección del Norte Magnético • N = Dirección del Norte verdadero • Btotal = Fuerza total del campo del campo magnético local • Bv = Componente Vertical del campo magnético • Bh = Componente Horizontal del campo magnético • Dip = Dip ángulo de el campo magnético local en relación a la horizontal 33

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • Dec = Variación entre la componente horizontal del campo magnético y el norte real • Gtotal = Fuerza del campo total de del campo gravitacional de la tierra.

Dip Angle y Latitud • Líneas del flujo magnético entran perpendicularmente a la superficie terrestre a (90°) a los polos magnéticos. • Líneas de flujo magnético son paralelos al superficie terrestre a la altura del ecuador (0°) • Dip Angle incrementa cuando la latitud incrementa 34

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • En cuanto dip angle incrementa la intensidad de la componente horizontal de la tierra decrementa

Dip Angle vs. Latitud

• El magnetismo en el Ecuador, Bh = Btotal, Bv = 0 • El magnetismo en los Polos, Bh = 0, Bv = Btotal • Bh es la proyección (usando el dip angle) del Btotal dentro el plano horizontal. 35

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Movimiento del Polo Magnético (1945 – 2000)

Declinación Magnética • El complicado movimiento de la parte exterior del núcleo causa el campo magnético de la tierra y este cambiado lenta e impredeciblemente con el tiempo • La posición del polo magnético también cambian con el tiempo. • Sin embargo, nosotros podemos compensar esta variación aplicando corrección a los survey magnéticos referenciados al norte verdadero

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Norte Verdadero

• Norte Verdadero, o geografico esta alineado con el eje donde gira la tierra • Norte Verdadero no se mueve es una perfecta referencia • Un survey esta referenciado al norte verdadero sera valido hoy y en cualquier tiempo en el futuro • La correccion que se aplica para cambiar la direccion del norte magnetico a norte verdadero es llamada Declinacion

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Grid Convergence • Correccion para la distorcion causada por la proyeccion de la curva de la tierra a un mapa plano. • La Correccion proviene del severo movimiento desde el Ecuador respecto a los polos • Dos metodos comunes de proyeccion, Mercator y Lambert

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Pruyeccion UTM Grid

• Mercator Grid, la tierra es dividida en 60 zonas de 6° grid

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Comparando las Proyecciones Grid

• Diferentes proyecciones Producen variaciones en diferentes vistas en términos de distancia, forma, escala y área.

Calculos de surveys Para iniciar este tema iniciaremos recordando las funciones trigonométricas básicas.

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Matemáticas Básicas – Asignaciones 1. Define lo Siguiente: = 

C

=

A

=



=

B

A2 + B 2 =

2. A=3yB=4 

C

Encuentra:

A 

C= =

B

=

3. A=1yB=1 

C

Encuentra:

A 

B

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES C= = = 4. C = 120 y B = 75 

C

Encuentra:

A 

A= =

B

=

= 65° 

C

Encuentra:

A 

A= =

B

=

= 50° 

C

A

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B

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Encuentra: B= C= =

En el triangulo de arriba, cual es la hipotenusa?

________

En todos los triángulos, Los ángulos internos deben sumar _______ grados.

Cálculo de Survey Ahora con ayuda de las funciones trigonométricas arriba señaladas y de una hoja de cálculo nos propondremos a calcular una estación de Survey completa. Paso # 1,2 y 3 Obtenidos de las estaciones de los registros direccionales, la profundidad se saca de la longitud de la tubería y las herramientas proporcionan inclinación y azimuth, según el tipo de la herramienta si es magnetiica se referirá al norte magnetico y requerirá una corrección por declinación. Si la lectura proveniente de un giroscopio leera respecto al norte verdadero. Paso # 4

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Calcula la longitud de curso de la estación, esta se logra restando la profundidad a la que estuvo la barrena la conexión anterior a la profundidad actual a la que se encuentra la barrena, esto es. 1218.50 – 1209 = 9.5

Paso # 5 Calcula la inclinación promedio entre ambas estaciones, esto se obtiene sumando las inclinaciones de ambas y dividiéndolas entre 2. (78.6 + 72.09 )/2 = 75.34

Paso # 6 Calcula el azimut promedio entre ambas estacones, sumando los dos azimut y dividiéndolas entre 2. (96.03 + 96.33) / 2 = 96.18

Paso # 7 Calculo para el incremento en TVD, este se obtiene partiendo de que tenemos nuestra sección de profundidad perforada y debe ser llevada al plano vertical utilizando la inclinación promedio obtenida como ángulo. ΔT V D

9.5 75.34

ΔTVD = 9.5 Cos 75.34 44

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, = 2.40 MANEJO DE TUBULARES Paso # 8 Calcula la profundidad Vertical a esa profundidad perforada sumando a la profundidad vertical de la estación pasada el incremento obtenido en el paso anterior.

TVD = 1175.12 + 2.40 = 1177.40

Paso # 9 Calcular la cantidad desplazada en esta estación, para esto utilizaremos funciones trigonométricas utilizando nuestro ángulo promedio entre estaciones y la longitud perforada en esta misma o utilizando el incremento de la profundidad vertical ΔTVD

9.5 2.40

75.34

Desp.= 9.5 Sen 75.34

Desp= 2.4 Tan

75.34 Desp.

= 9.19

ó

= 9.19

Paso # 10 Una vez que conocemos nuestro desplazamiento ahora haremos cálculos en el plano horizontal para conocer el movimiento generado a través de coordenadas, primero calcularemos el cambio o incremento en Latitud 45

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES utilizando nuestro azimut promedio entre estaciones y la distancia desplazada calculada en el paso anterior.

96.18º 9.19 m

Para obtener el cambio en latitud utilizamos valores trigonométricos complementarios esto es:

96.18º

A

83.82º

9.19 m

B

Utilizando los datos calculados de la figura de arriba calcularemos el cambio en Latitud es decir. Movimiento en el eje N-S. 46

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES A= Δ Latitud = 9.19 Cos 83.82 = .99 m

Paso # 11 Calcular la latitud actual, esto se obtiene sumando la latitud acumulada con el valor obtenido del incremento en Latitud

Latitud = -5.95 - .99 = -6.94 m

Paso # 12 Calculo del incremento en Longitud, este se calcula del mismo modo que utilizamos para el cálculo del incremento de Latitud esto es:

B= Δ de Longitud = 9.19 Sen 83.82 = 9.13 m

Paso # 13 Calculo de la longitud actual, esto se obtiene sumando la longitud acumulada anterior con el valor obtenido del incremento de longitud, esto es:

Longitud = 9.13 + 93.16 = 102.29 m

Paso # 14 Calculo de la dirección del cierre. Utilizando nuestras coordenadas obtenidas en los pasos 11 y 13 calcularemos nuestra dirección de cierre 47


ө

ß

C

- 6.94

102.29

Tan ß = 102.29 / -6.94 ß = 86.11º

Por lo tanto la dirección del cierre es: ө = 86.11º- 180º = 93.89º

48

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Paso # 15 Utilizando el teorema de Pitágoras obtendremos el valor del Cierre

A² + B² = C²

C = √ A² + B²

C = √ (-6.94) ² + (102.29) ² = 102.53

Paso # 16 Calculo de la sección vertical, en este paso necesitamos utilizar la dirección del cierre y la magnitud del cierre calculado en los pasos 14 y 15 para que sean proyectados hacia el rumbo del programa que en este caso es 88º

88º 5.89º 93.89

º

102.53

Por lo tanto tenemos que la sección vertical es: SV= 102.53 Cos 5.89 = 101.97 m.

49

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Así de este modo y paso a paso hemos calculado la estación de un survey

Proyecciones Manuales

Propósito para las proyecciones Manuales: – Pozo Direccional tiene una trayectoria planificada – En algunos casos, el Desviador no estará acorde al plan durante la perforación – Por lo tanto es crítico que el desviador tenga que monitorear el progreso del pozo o construcción para asegurar que el objetivo definido sea alcanzado.

50

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Generalmente hacemos Proyecciones Manuales al objetivo definido para el pozo: – Que necesitamos?? - Coordenadas de Objetivo: - Polares o Rectangulares - TVD - Plano de Proyección MD

Inc

Azm

TVD

VS

N/S

E/W

Survey 1

4525

25.75

150.5

4500.00

210.72

-175.00

123.00

Survey 2

4560

26.5

149.5

4531.42

225.69

-188.35

130.71

Target

?

?

?

?

?

?

?

Se da el Objetivo: 357.34 ft @ 143.85° y La profundidad vertical verdadera TVD TVD: 4788.69 ft – VS: 135° 51


Procedimiento

1. 2. 3. 4. 5. 6.

Calcular el desplazamiento del Objetivo Identificar el TVD o profundidad vertical verdadera Calcular el VS Sección vertical del objetivo Calcular el averaje o ángulo promedio del Azimuth o dirección al Objetivo Comparar este promedio con Azimuth survey anterior Calcular el averaje o promedio de Inclinación 52

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES 7. 8.

Comparar este averaje con Inclinación anterior Calcular la Profundidad Medida (MD) del objetivo.

Calcular las coordenadas del Target: N/S, E/W. Basados con la información del Closure o cierre dada de 357,34 pies en dirección 143,85 grados podemos obtener el ángulo θ al restar 180 – 143.85= 36.15 grados de cos θ= coor W/357,34 Senoθ= coor s/357.86 Identificar el

TVD del Target

Dado. Identificar el delta tvd que será el del objetivo menos el de la estación 2 53

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Calcular el desplazamiento del objetivo respecto a la estación 2 Para esto restamos las coordenadas cartesianas norte sur de la estación anterior y luego restamos este oeste del survey anterior, en el ejemplo coordenadas del objetivo. Menos coordenadas del último registro o estación 2

Calcular la Sección Vertical: Proyectar la Sección Horizontal del Target en el plano de VS

Calcular el average del cambio de azimuth al target Se calcula de el cambio de coordenadas o desplazamiento de coordenadas del objetivo menos coordenadas estación 2, es decir 288,55S-(-188,35S)=100,2 pies y la coordenada EW se calcula de 210,79E-130,71E=80,08 pies.

54

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Desde aquí optemos el ángulo Averaje dado que tangⱷ=80,08/100,25 ⱷ=38,63 grado el ángulo averaje de la ultima estación será el complementario 180-38,63=141.37grados Comparamos el azimuth average con el azimuth del Survey anterior (survey # 2)

Si el azimuth average es igual: NO es necesario corrección en Azimuth para alcanzar el objetivo. Si el azimuth average no es igual: Corrección es necesaria. Azimut average = 141.370

Azimuth Survey # 2 = 149.500 Azm 2 ? Azm avg

55

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Calcular el azimuth de proyeccion al target: Basados en la definición de ángulo average que es el ángulo promedio entre el azimuth de la estación 2 y el del objetivo tarjet según la formula: Azm avg = (Azm 2 + Azm T)/2 141.370 = (149.50 + Azm T) /2 Azm T = 133.240

Calcular el cambio enInclinación Trabajar enel Plano Vertical

56


57


Calcular ?TVD y ?Desplazamiento •Angulo que forman los dos lados: ß •Comparar el valor de Inclinación con inclinación de survey # 2 Si son iguales: la inclinación se mantiene

58


Calcular ?MD • Distancia en MD del Survey 2 al target • Pitágoras…. ?MD = 287.47 ft

Target: 59

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Coordenada Polar: 354.59ft @ 146.550 TVD: 4857.73 ft

VS: 1350 Calculo deAverage deInclinación: (Inc2+ Inc T)/2 = AvgInclinacion

Calculo de Average de Inclinacion: (Inc2 + Inc T)/2 = Avg Inclinacion

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE Direccional TUBULARES 1.1.5 Equipo y Herramienta utilizadas en la Perforación y Métodos de Deflexión  La selección del motor de fondo para una barrena PDC deberá ser de alto torque y rpm de acuerdo a las rpm recomendadas para la barrena. Para una barrena tricónica es necesario un motor de alto torque pero de baja rpm. 

Muchas veces es necesario tener un buen control de la inclinación del pozo, por lo que se requiere un A.B.I., o un inclinómetro cercano a la barrena, este instrumento permitirá un mejor control direccional y mejorar el tiempo de reacción.

 Sobre el motor de fondo se puede colocar un MWD y un LWD, estos equipos generalmente contienen el sensor direccional y se les pude instalar sondas para registro de resistividad y rayos gamma, que serán tomados mientras se perfora. 

Pueden trabajar con pulso negativo o positivo modulando los impulsos generados por la bomba de lodo, hay equipos actualmente que pueden trabajar con pulsos electromagnéticos.

 Estos pulsos son captados en superficie por sensores y son decodificados secuencialmente. Los mismos, equipos tienen baterías y memoria suficiente para grabar en tiempo real los registros del pozo. 

Cada vez que se van a correr tienen que ser probados e inicializados y al sacarlos del pozo toda esta información registrada en el fondo puede ser descargada a computadoras.



Muchos de estos equipos requieren un galonaje o un gasto mínimo para poder tomar registros o entrar a un modo operativo. Para la 61

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES toma de registros direccionales hay que apagar y encender las bombas.

 Sobre estos equipos y dependiendo de la zona se colocan moneles o barras (drill collars) no magnetizadas que aíslan el campo magnético de la sarta para que los sensores direccionales puedan captar el campo magnético terrestre y orientarse. La cantidad o longitud de estas barras depende de la intensidad del campo magnético en la zona y la dirección del pozo. 

A continuación se utiliza un martillo hidráulico con un flex joint y tubería pesada (hevi-wate), luego se intercala la tubería de perforación (drill pipe) y se completa con tubería pesada en la sección vertical para transmitir peso sobre la barrena.

FIG. EQUIPOS DE PERFORACION DIRECCIONAL

Metodos de Deflexion del Agujero 62

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • Whipstock “ Utilizacion de Cuchara” • Se sigue usando. • Jetting “con tobera como tercer cono” • Se continua usando solo en formaciones suaves. • Herramientas Rotatorias convencionales • Mantener, tumbar e incrementar inclinacion. • Motores de Fondo • Mas comun utilizado y preciso • Rotary Steerable o sistema de direccionamiento rotacional Desviando mientras se rota.

Whipstock “operacion con Cuchara”

Se utiliza en reentradas y operaciones de side track

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Jetting “Desviacion con Tovera ” Es la generacion de angulo mediante la aplicacion de tovera creada por la barrena de perforacion con una tovera o dos ciegas y una lateral abierta, esto permite orientar el impacto hidraulico y produce la desviacion.

Principios del BHA Convencional de Rotación 64

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • Fuerza Lateral • Peso Sobre Barrena • Stabilizacion • Principio de Fulcro

1.1.6 Consideraciones de las Sartas de Perforación y Ensambles de Fondo • Fuerza Axial es ocacionada por el pezo aplicado a la barrena produciendo bucles entre estabilizadores. • La medida del agujero, medida de los collars, medida de los estabilizadores utilizados en el BHA afecta como el peso sobre barrena debe ser concentrado y cuanto fuerza lateral ocaciona. Peso Sobre Barrena •

Efectos del incremento del Pesos sobre Barrena. Incremento de Peso sobre Barrena – Incrementa Build Rate o tasa de increment de angulo

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Razones para Utilizar Estabilizadores: - Los Estabilizadores ayudan a concentrar el peso sobre la barrena - Estabilizadores minimizan deflecciones y Vibraciones - Estabilizadores reduce torque de perforación y menos contacto de driles - Estabilizadores ayudan aprevenir atrapamientos por Ojos de llave y diferenciales

-

66


Control Direccional con ensambles de Rotacion

• Tipos de BHA • Fulcro (Construccion) • Pendulo (Tumbar) • Empacada (Mantener) Principio de Fulcro y Ensambles de Construccion • Un estabilizador insertado en la sarta justo arriba de la barrena actua como pivote • El drill collar arriba del estabilizador actua como palanca • Aplicando peso causa defleccion al collar • Realiza una defleccion soble la parte baja del agujero. • Empuja la barrena bruscamente hacia la parte alta del agujero creando una tendencia de construccion

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Posicion del Fulcro Dependiendo de la posicion del estabilizador es el efecto que va a generar.

Ensambles de Costruccion • Dos Estabilizadores incrementan el control de la fuerza lateral y evita otros problemas.

Respuesta de Ensambles de Construccion 68


Alto -

Medio -

Medio -

Alto

Medio

Bajo

Principio del Pendulo • El estabilizador pegado a la barrena es removido y se le adiciona un Drill , haciendo la parte baja de la sarta mas flexible

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES • El estabilizador de la parte alta puesto en el lugar apropiado sostiene el estabilizador de abajo ocacionando que se defleccione hacia la parte baja del agujero. • Las fuerzas gravitacionales actuan sobre el drill y la barrena causando que el agujero pierda o decremento de la inclinación

Ensable para Tumbar

• Ensambles para tumbar, actuan como un pendulo crea y controla una fuerza lateral negativa 70


Ensamble para Tumbar

• Incrementa Grado de Decremento: • Incrementa Longitud barrena Estabilizador • Incrementa Flexibilidad • Incrementa peso de Drill Collar • Decrementa peso en la barrena • Incrementa velocidad de rotaria • Longitud Total comun: • 30 ft

71


Ensambles para Tumbar

Alto – 45 ft Medio – 60 ft Bajo – 90 ft

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Angulo Alto Tirado (90’ barrena estabilizador)

• Inclination • 30° - 45°

WOB Est. drop rate/100 ft 0 - 15,000 lbs 2.00° - 2.50° 15,000 - 30,000 lbs 1.25° - 1.50°

• 20° - 30°

0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

1.25° - 1.50° 0.75° - 1.00°

•

5° - 20°

0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

0.75° - 1.00° 0.50° - 0.75°

•

0° - 5°

0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

0.00° - 0.50° 0.00° - 0.00°

Angulo Regular Tumbado (60’ Estabilizador-Barrena)


WOB 0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

• 20° - 30°

0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

1.00° 0.75°

•

0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

0.75° 0.50°

0° - 20°

Est. drop rate/100 ft 1.25° 1.00°

Angulo Bajo Tirado (30’ Estabilizador-Barrena)

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WOB 0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

• 20° - 30°

0 - 15,000 lbs 15,000 - 30,000 lbs

Est. drop rate/100 ft 0.75° 0.50° 0.25° 0.25°

Empacada (Mantener) Diseño de Sarta • Multiples estabilizadores son colocados en especificos puntos para controlar la herramienta de perforacion y minimizar la direccion del agujero • El decremento de la flexibilidad en el BHA al aderir estabilizadores mantiene la sarta y la barrena en la direccion recta. • El BHA empacado es usado para mantener angulo. Respuesta de Sarta para Mantener.

74

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES alto

alto

alto

medio

bajo

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Ensambles para Dirigir

• Construir • Tirar • Mantener

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES 1.1.7 SISTEMAS DE MEDICION MWD, LWD Y PWD El sistema MWD/LWD EMT (telemetría electromagnética) permite la transmisión de datos sin una columna de fluido continua, proporcionando una alternativa para los sistemas de pulso negativo y positivo. El sistema tiene muchas aplicaciones. Por ejemplo, su uso ayuda a realizar perforación bajo balance de una manera más costo-efectiva, especialmente cuando se perfora con fluidos de perforación aireados o gasificados, en los que los sistemas de telemetría de pulso convencionales no funcionan. El sistema EMT establece un vínculo de comunicación de dos vías entre la superficie y la herramienta que se encuentra en el fondo del pozo. Al utilizar una propagación de onda electromagnética de baja frecuencia, el sistema EMT facilita la transmisión de datos de alta velocidad hacia y desde la superficie a través de cualquier formación. Los formatos de datos se pueden personalizar fácilmente para adecuarse a las necesidades de perforación de un pozo determinado.

Teoría de funcionamiento El sistema MWD/LWD electromagnético codifica los datos en ondas electromagnéticas con frecuencias en el rango de 2 a 15 Hertz. La señal se transmite desde la herramienta del fondo del pozo a través de la tubería de perforación y la tierra, y se detecta en la superficie como un potencial de voltaje muy bajo entre la boca del pozo y un electrodo remoto. En áreas de atenuación de señal alta o a mucha profundidad, se pueden utilizar repetidores para aumentar la fuerza de la señal.

Configuraciones del sistema EMT El sistema está configurado para ser corrido con una variedad de servicios Stellar® MWD/LWD, incluyendo: 77

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Sensores Direccionales PCD, ABI™ (Inclinación en la Broca), DGR™ (Rayos Gama Dobles), PCG (Pressure Case Gamma), Resistividad EWR®-PHASE 4™ y PWD (Presión Durante la Perforación), al igual que la herramienta de guía magnética MGT**. Sperry ha integrado recientemente sus sensores ALD™ (Litodensidad Azimutal) y CTN™ (Neutrón Térmico Compensado) con el sistema EMT para proveer a los clientes con medidas de densidad y porosidad con la misma calidad de los datos tomados con cable. Aplicaciones bajo balance del sistema EMT • Formaciones de presión baja • Formaciones en donde los cortes de perforación pueden ocasionar daño • Ambientes en donde la ROP (rata de penetración) aumenta por la perforación en bajo balance Aplicaciones sobre balance del sistema EMT • Pozos en donde el bombeo de material de pérdida circulación (LCM) puede ocasionar problemas con los sistemas de telemetría de pulso de lodo. • Pozos en donde es necesaria una reducción del tiempo excesivo de toma de surveys • Aplicaciones de ROP alta en donde la densidad de registro de datos en tiempo real puede ser un problema • Aplicaciones de geonavegación • Perforación SAGD (drenaje de gravedad asistido por vapor) • TVD poco profunda (profundidad vertical verdadera) y pozos horizontales de alcance extendido • Sistemas de lodo encapsulados de aire en donde los sistemas de pulso de lodo convencionales funcionan deficientemente

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Beneficios del sistema EMT • Las comunicaciones de dos vías permiten que el sistema se configure alrededor de la operación de perforación para una mejor optimización • Si no hay partes movibles resulta en una mayor confiabilidad, menos viajes y menor NPT • Independiente del flujo de lodo, permitiendo la toma de surveys durante las conexiones lo que resulta en una reducción del tiempo de taladro • Las altas velocidades de datos dan altas densidades de datos para toma de decisiones durante la geonavegación en tiempo real Características del sistema EMT • No hay requisitos de la columna de fluido continuo • No hay restricciones de material de pérdida circulación • Funciona por medio de batería • A través del sistema de repetidor a través del hueco disponible para rango de profundidad aumentado y fuerza de la señal • Transmisión de datos de dos vías • Datos recibidos por los sistemas de información en tiempo real INSITE®/INSITE Anywhere®

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1.1.8 Motores de Fondo estándar y Sistemas Rotatorios (Última Genaración)

MOTORES DE FONDO CON SUBSTITUTO DE FLEXION El uso de estos motores han estado muy reducidos con la invención de los motores de fondo actuales pero todavía se usa en algunas áreas con el turbodrill, en la conjunción para lograr las proporciones de las construcciones más altas y cuando otro las opciones no están disponibles. Se usaron Turbodrills primero en los 1800 con el éxito limitado debido a su alto RPM (500 a 1200). El uso de turbodrills también estuvo limitado como una herramienta de la desviación debido a su rendimiento del torque bajo. La rotación de un turbodrill se deriva del la interacción del fluido de perforación y las fases múltiples de las aletas de la turbina. El rpm se

80

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE

relaciona directamente a la velocidad del flujo y torque. Una desventaja del MANEJO DE del TUBULARES turbodrill es que PERFORACION, la eficacia es más baja que el motor desplazamiento positivo. Por consiguiente, requiere más caballos de fuerza en la superficie. Muchos equipos no tienen suficientes caballos de fuerza hidráulica para ejecutar un turbodrill. Las hidráulicas siempre deben ser verificadas prioritariamente para ejecutar un turbodrill. El Principio del motor de fondo actual aventaja al turbodrill. Esta herramienta ha encontrado una gran aplicación en la perforación direccional e incluso en el agujero vertical.

El plan básico y componentes de un motor del desplazamiento positivo serán discutido en la siguiente sección Hay dos tipos predominante de motores de fondo impulsados por el flujo de lodo; 1) El de turbina que es básicamente un centrífugo o bombeo axial y 2) El de desplazamiento positivo (PDM). Se muestran los principios de funcionamiento en la siguiente figura y el diseño de la herramienta son totalmente diferentes. Las turbinas fueron muy utilizadas hace algunos años pero últimamente el PDM es el mecanismo de batalla principal para taladrar un pozo direccional.

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Figura. Tipos de Motores.

La Selección de motor Cuatro configuraciones de motores de fondo proporcionan un ancho rango de velocidades de la barrena y de rendimientos del torque requerido, satisfaciendo una multitud de aplicaciones para perforar. Éstas las configuraciones incluyen: - La Velocidad Alta / Torque Bajo - La Velocidad Media / Torque Medio - La Velocidad Baja / Torque Alto - La Velocidad Baja / Torque Alto - el Vestido Redujo.

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El motor de alta velocidad utiliza una configuración 1:2 lóbulo para producir DE TUBULARES altas velocidades PERFORACION, y los rendimientos delMANEJO torque bajos. Ellos son las opciones populares al perforar con una barrena de diamante, un barrena ticónica perforando en formaciones suaves y en aplicaciones direccionales donde están usándose las orientaciones del tiro sencillo “single shot”.

El motor de velocidad media utiliza una configuración 4:5 lóbulo la cual genera una velocidad media y una eficiencia media de torque. Ellos normalmente se usan en los pozos direccionales y horizontales más convencionales, con barrena de diamante y en aplicaciones cortando núcleos, así como para desviar. El motor de baja velocidad utiliza una configuración de 7:8 lóbulo para producir las velocidades bajas y los rendimientos de torque altos. Ellos se usan en pozos direccionales y horizontales, formaciones con media a alta dureza y Barrenas PDC para perforar. Estos motores pueden ser modificados también para ampliar la gama de utilización como por ejemplo El dispositivo de reductor de velocidad por engranaje “gear reduced” en conjunto con un motor 1:2 lóbulo sección de poder de alta velocidad. Este sistema reduce la velocidad del rendimiento del 1:2 por un factor de tres, y aumenta el torque del rendimiento por un el factor de tres. El resultado es un motor con los rendimientos de la actuación similares a uno de velocidad baja, pero con algunos beneficios significantes. El 1:2 lóbulos es más eficaz en convertir el poder hidráulico al poder mecánico que uno de multi-lóbulo y también mantiene la velocidad de la barrena consistente cuando el peso es aplicado. Este motor puede usarse en los pozos direccionales y horizontales, Formaciones duras y utilizaciones de barrenas PDC.

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Algunas otras selecciones de motor también están disponibles incluso un PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES tándem y motores modificados el motor. Estas variaciones se describen debajo. Motor Tándem – Es un motor de dos secciones de poder unidas para una mayor capacidad de torque.

Motor Modificado - La sección de valeros ha sido modificada para proporcionar características de perforación (ie. Cambiar la distancia de la barrena a la sección de flexión, etc.). Los componentes Todos taladrando los motores consisten en cinco asambleas mayores:

1. Ensamble de drenar “Dump Sub” 2. Sección de Poder 3. Ensamble de transmisión 4. Ensamble de Ajuste 5. Valeros sellados o lubricados por lodo

Ensamble de drenar “Dump Sub” Como resultado de la sección de poder (describió debajo), el motor sellara casi por completo el diámetro interior, este dispositivo se utiliza para prevenir viajes mojados y problemas de presión, El ensamble para drenar actúa hidráulicamente localizada en la parte superior del motor permite llenar la tubería mientras realiza viajes hacia abajo y drena cuando viaja hacia afuera del agujero.

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Cuando las bombas están encendidas, la válvula cierra automáticamente y dirige todo el flujoPERFORACION, a través del motor. MANEJO DE TUBULARES En caso de que no sea necesaria por perforar con gas o aire como en el caso de Bajo Balance se le colocarían a este ensamble plugs o tapones ciegos en los orificios de drenaje esto permite ajustar el motor según las necesidades.

La Sección de Poder La sección de poder del motor de fondo es la parte que convierte el desplazamiento hidráulico proporcionado por la bomba en el poder mecánico para mover la barrena. La sección de poder se comprende de dos componentes; el stator y el rotor. El stator consiste en un tubo de acero que contiene en el centro un tubo helicoidal de hule o goma especial el cual tiene una figura lobular a través del centro. El rotor es una pieza de acero helicoidal con figura lobular y va dentro del estator. Cuando el rotor se instala en el stator, la combinación de las formas helicoidales, y la configuración de los lóbulos sella las cavidades entre los dos componentes. Al pasar el fluido forzado a través de la sección de poder, la presión generada en las cavidades causa que el rotor gire dentro del estator. Así es como el motor es accionado. Es el modelo de los lóbulos y la longitud de la hélice darán las características a desarrollar por la sección de poder. Por la naturaleza del diseño, el stator siempre tiene una más lóbulos que el rotor. Las ilustraciones en Figura de abajo muestran un 1:2 lóbulo, un 4:5 lóbulo y un 7:8 lóbulo. Generalmente, cuando la proporción del lóbulo se aumenta, la velocidad de rotación disminuye.

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Ensamble de Transmisión

Debido a la naturaleza de la sección de poder, hay una rotación excéntrica del rotor dentro del stator. Este ensamble convierte este movimiento a una rotación completamente concéntrica mediante una articulación o junta de paso diseñada para soportar altos valores de torque generada por la sección de poder

Ensamble de Ajuste La mayoría de los motores actuales están diseñados con piezas de flexión ajustable, puede ponerse del cero a tres grados en los incrementos variantes en el equipo de perforación, según sea necesario usar en direccional, horizontal y pozos del re-entrada. También, para minimizar el desgaste a los componentes ajustables, normalmente se colocan las almohadillas de desgaste sobre y debajo de la curvatura ajustable.

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Sección de Valeros Sellados o Lubricados por Lodo

Esta sección esta compuesta por balines y cojinetes los cuales transmiten las cargas axiales y radiales generados por la sección de poder y transmite la rotación hacia la barrena. Esta sección puede utilizar valeros sellados, llenos de aceite o lubricados por lodo.

El Valero sellado no esta sujeto al flujo del lodo y su funcionamiento es fiable con su uso mínimo, como no es lubricado por lodo el 100 % del flujo va hacia la barrena y maximiza la eficiencia de la hidráulica incrementando así la limpieza del agujero, el rango de penetración y alarga la vida de la barrena.

Con los valeros lubricados por lodo normalmente se desvían 4% a 10% del flujo del lodo, esto para enfriar y lubricar los valeros. En la siguiente figura mostraremos los ensambles arriba mencionados:

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IDENTIFICACION DE MOTORES COMMANDER

Existe una nomenclatura para la identificación del funcionamiento de los motores commander basado en un código alfanumérico como se muestra en la parte de abajo estos nos dan las características del motor en cuestión en un manual y se puede localizar pintado sobre la armadura del motor.

88

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES LB 78 28

1er letra indica la velocidad o revoluciones a la que trabaja el motor de fondo:

L: Low Speed

“Velocidad Baja ”

M: Medium Speed “ Velocidad Media”

H: High Speed

“Velocidad Alta”

Segunda letra indica modificaciones o variaciones para una mayor gama de su funcionamiento A: Air Drilling Motor “Motor para perforar con aire”

B: Modified Bearing Section “Sección de Valeros Modificados”

E: Extender Power Sección. “Sección de Poder Extendida” N: Normal Motor “Motor Normal” S: Short Radios Motor “ Motor para Radio Corto”

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Los 2 siguientes números indican la relación lobular del motor es decir, el PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES primer número indica los lóbulos del Rotor y el segundo los lóbulos del Estator: Es decir: Rotor 7 lóbulos Estator 8 lóbulos

Los 2 últimos números señalan la el número de estaciones a lo largo de la sección de poder, es decir: 2.8 estaciones

1.1.9 Operaciones de Perforacion Direccional Lodos de perforación, cementación y terminación.  Muy pocas compañías tienen problemas cuando están perforando; pero estos aparecen al momento de efectuar viajes o cuando corren revestimiento. 

Las propiedades del fluido de perforación afectan la limpieza del hoyo. La limpieza del hoyo afecta el tiempo de viaje. Así mismo, la estabilidad del hoyo está relacionado con el lodo de perforación. Es necesario que el lodo no afecte o invada la formación y se recomienda el uso de Carbonato de Calcio en diferentes grados para crear un bloqueo superficial de las arenas que luego pueda ser lavado, en las operaciones determinación.

 Para mantener las propiedades del lodo es necesario desarrollar capacidad de suspensión en el mismo y simultáneamente tener baja la viscosidad plástica para controlar la densidad equivalente de circulación. 

Es necesario evitar la recirculación de sólidos y convertir estos en sólidos coloidales, los cuales aumentaran las propiedades del lodo de perforación.

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


Es importante mantener un control del filtrado para evitar daños a PERFORACION, DE TUBULARES la formación, en este respectoMANEJO hay que minimizar las pérdidas de filtrado y realizar estas pruebas a HT/HP.

 Con respecto a la cementación es necesario considerar el tiempo de bombeabilidad o de trabajo y siempre tener un buen margen de seguridad de por lo menos una hora. Es necesario seleccionar una buena compañía de cementación debido al alto costo de la inversión y es necesario que la cementación sea exitosa.  Para comenzar es necesario realizar pruebas de la lechada de cemento para pozos HT/HP, controlar la pérdida del filtrado y el tiempo de fraguado, para evitar que el cemento se fragüe antes de tiempo.  Los aditivos para bloque de gas y antiretrogresión para evitar la canalización o el envejecimiento del cemento. 

Hay que utilizar lavadores y espaciadores para asegurar la limpieza del hoyo y la buena adherencia del cemento.



En las zonas criticas de aislamiento hay que utilizar centralizadores apropiados para asegurar que el cemento penetre en el lado bajo del hoyo y cree un anillo completo de aislamiento.

 Hay que evitar perder circulación durante la cementación mediante el diseño apropiado de lechadas. 

Se deberá chequear el equipo de flotación antes y después de la cementación para evitar contra flujos.

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


Al bajar la terminación se debe disponer de una curva de arrastre PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES para saber hasta dónde bajará el liner por su propio peso y determinar a cual profundidad hay que comenzar a ponerle peso adicional y cuanto sobrepeso.

 Hay que determinar si el liner se baja primero y luego la empacador. Si hay riesgo de que la empacadura se asiente prematuramente o limite la bajada del liner, es preferible bajar el liner primero y después el empacador.  Muchas veces es recomendable bajar primero un raspador antes de bajar el empacador por riesgo de un asentamiento prematuro.

Perforación Bajo Balance Aunque la perforación bajo balance ha sido durante muchos años, ha adquirido recientemente una atención considerable por parte de la industria en su aplicación en la perforación horizontal. Uno de los problemas reconocidos en los inicios de la perforación horizontal es que la producción de la formación está expuesta a los fluidos de perforación por mucho más tiempo que en una convencional. Si el pozo puede producir durante la perforación entonces, en teoría al menos, se impediría que los fluidos de perforación se introduzcan en la producción de la formación.

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En algunas aplicaciones exitosas de este método suficiente producción PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES de petróleo se recupero en superficie durante la perforación para pagar el costo del pozo antes de que el proceso de producción alla terminado.  Practicas Actuales La perforación aireada no es del todo nueva y no la vamos a considerar aquí, pero en su lugar veremos lo que es nuevo y está siendo empleado hoy en dia. Varias técnicas se están empleando, y se dará una mirada a ellas y sus limitaciones. Aquí son algunas de las actuales técnicas:  Perforación con fluidos de livianos  Inyección de gas en la sarta de perforación mientras perfora En la categoría de peso ligero de fluidos de perforación son fluidos de perforación convencionales, en muchos casos son sólo agua tratada. Este enfoque tiene la ventaja de ser económico y requieren poco equipo adicional además de rotación BOP y el equipo de superficie para manejar los fluidos producidos. El inconveniente es que en muchos casos no es posible obtener fluidos los suficientemente livianos para lograr que circulan por debajo de la presión del yacimiento. Recientes trabajos se han experimentado con la incorporación de las esferas de vidrio dentro del sistema de lodo para lograr la reducción de la densidad. Estas pequeñas esferas se han utilizado como aditivo del cemento en el pasado y mostro una promesa excelente en perforación bajo balance. Una de sus grandes ventajas es que son químicamente inertes en el sistema y pueden ser recuperados para su posterior reutilización. Aligerar la columna del fluido de perforación mediante la inyección de un gas en la sarta fue inicialmente una forma atractiva para perforar bajo balance. Esto requiere un poco mas de equipos en la superficie que los fluidos de baja densidad pero es relativamente simple. Hay un costo asociado con la inyección de gas que se debe considerar, y que depende de qué tipo de gas es inyectado, aire comprimido, gas natural, o el nitrógeno. El peligro potencial y/o el problema de corrosión han 93


convertido a la mayoría de los operadores a una sola elección en esta PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES categoría - nitrógeno.

 Bajo balance verdadero de fondo Una cosa es inyectar un gas bajo en el anular durante la perforación y y otra muy distinta es perforar bajo balance. La definición de perforación bajo balance significa que el pozo frente a la presión de la formación es menor que la presión de los poros dentro de la formación. Esto no sólo significa que es inferior que la presión en el cierre del yacimiento pero si inferior a la que fluye en el yacimiento.

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Aquí vemos una grafica donde se muestra la presión anular vs tiempo en un pozo perforado con inyección de nitrógeno bajo la sarta. Los picos en la presión son los puntos en los que la tubería de perforación (drillpipe) fue saliendo por las conexiones. Se puede ver que, por alguna razón, la tasa de inyección de nitrógeno fue gradualmente disminuyendo y los picos comenzaron a exceder la presión del yacimiento. Y luego vemos un descenso total de la inyección (quizás fue agotado el suministro o tuvieron algún fallo del equipo). Ahora la formación está expuesta a un periodo más largo. La tendencia en perforación bajo balance es reducir los costos en el fluido de perforación ya que “Nunca entra a la formación”. El agua salada y el agua dulce incluso podrían ser usadas pero ¿nunca entran en la formación? Con toda probabilidad en algún momento entrara en la formación y si no tiene alguna pérdida de propiedades, entonces debe ser filtrada y tratada para prevenir el daño a la formación. De lo contrario, el costo de la perforación bajo balance es una pérdida de tiempo y dinero.

La perforación bajo balance no es una solución para los problemas de los daños de formación y si no se hace correctamente puede causar más daño a la formación que los procesos convencionales de perforación. Al igual que cualquier otra cosa en nuestra industria, no es la respuesta a todos nuestros problemas y debe aplicarse con prudencia y con adecuada supervisión de ingenieria 95


Perforación con Coiled Tubing Un libro puede ser escrito acerca de coiled tubing, y este se ha utilizado para perforar pozos horizontales. Esta es la principal herramienta para trabajos en pozos horizontales. En los últimos años, los esfuerzos realizados por las empresas de servicios para realizar el seguimiento de estos han aumentado considerablemente su fiabilidad. El coiled tubing tiene muchas ventajas  El viaje es rápido  Puede trabajar bajo presión  Puede trabajar en hoyos de pequeño diametro  Requiere menos espacio  Son más fácilmente transportados a lugares remotos Y por otro lado existen algunas desventajas    

No se puede rotar Restringen algunas tasas de circulación Limitada capacidad de pesca Pequeños equipos pueden fallar

Grandes coiled tubing son producidos periódicamente e incluso en hoyos de 4-1/2 y ahora está disponible para hoyos de 8-1/2. Por supuesto, el problema con el coiled tubing más grande es que se convierta en demasiado peso y en la mayoría de las zonas hay restricciones sobre el transporte.

Para la gran mayoría el coiled tubing es y seguirá siendo la principal Workstring para la mayoría de labores horizontales. En lo que respecta a la 96


perforación la historia no es tan clara. Con pocas excepciones, en donde los PERFORACION, TUBULARES equipos convencionales pueden ser MANEJO empleados DE para perforar pozos horizontales con coiled tubing es la opción más cara. Una de las principales razones de ello es que el colied tubing es un tubo de consumo básico. Un coiled tubing sólo puede perforar uno o dos pozos, en comparación con 20 o 30 que puede perforar una sarta. Otro problema es que con el coiled tubing el mantenimiento es intenso. La selección del coiled tubing para la perforación de pozos horizontales se hace únicamente por sus capacidades especiales en lugar de la economía.

Leyes de fricción Amonton y Coulomb han tenido una relación directa con la teoría de fricción y su forma actual desde 1799. A menudo llamada la " Ley de Fricción de Coulomb” o simplemente " Ley de fricción", fue presentada por Amonton en 1699 y añadió Coulomb en 1790.  La fuerza de fricción es proporcional al peso del cuerpo que es movido (Amonton - 1699)  La fuerza de fricción es independiente del área de contacto aparente (Amonton - 1699)  Resistencia a la fricción es independiente de la velocidad de deslizamiento (Coulomb 1790)

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Matemáticamente estas relaciones puede expresarse como

Donde F es la fuerza de rozamiento P es el factor de fricción N es la fuerza normal de contacto s

La relación es necesariamente una desigualdad, porque el producto de el factor de fricción y el contacto normal de la fuerza es igual a la fuerza de fricción sólo cuando la fuerza frente a la fuerza de fricción es igual o mayor que el mismo producto. Para ilustrar una simple fuerza de deslizamiento que se aplican algunos puntos de carga, P, como en la siguiente figura. En este ejemplo podemos afirmar dos posibilidades matemáticamente

Se podría ilustrar la torsión de carga de manera similar como en la figura siguiente

Cuando se estudia la simple la estática y la dinámica de cuerpos rígidos como los estudiantes de pregrado que a menudo hacen uso de fricción de dos factores: un factor de la fricción y un factor de fricción dinámica.

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El factor de la fricción para un determinado material es de mayor magnitud que el factor de fricción dinámica. El concepto de dos factores de fricción modelo de la realidad parece muy bien y, sin embargo, la literatura sobre la fricción y el pozo más avanzadas de la literatura en contacto con la mecánica de emplear únicamente a la fricción como único factor. ¿Por qué? Debemos examinar las relaciones de fricción un poco más para poder ilustrar algunos de los problemas con la ley de friccion

Fricción en el pozo Fricción en el pozo que normalmente se conoce como " torsión y arrastre". Torque es la fricción que se opone a la rotación de la sarta de perforación, y la resistencia es la fricción que se opone al movimiento de deslizamiento de la sarta de perforación, casing, tuberias,etc. Es evidente que estas fuerzas de fricción dictan cosas como los requisitos energéticos de la plataforma, los puntos fuertes de los tubulares, las formas de las conexiones tubulares, y de las ponderaciones de los tubulares empleados en la perforación, terminación, y trabajos de las operaciones. Factores de fricción ¿Qué factores de fricción utilizamos para hacer la perforación de fricción? Sería bueno tener una tabla de factores de fricción válida para su uso en operaciones de perforación y terminación, pero no los hay. Aquí hay 99


una gama general de los factores de fricción que puede servir como punto de PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES partida:

Open Hole: 0,30 - 0,45 Hoyo entubado: 0,20 - 0,30 En algunas zonas, estos valores han abierto hoyos que se encuentra un poco alto y en torno a valores más bajos de 0.25-0.28 han resultado más realista y, sin embargo, en otros ámbitos algunos operadores de 0,5 su uso se extendió hasta llegar a la planificación. Es evidente que el tipo de lodo utilizado también afectarán a los valores. Alegó que algunos de los nuevos sistemas de lodo sintético puede ser capaz de reducir la fricción a hoyo abierto factores a cerca de 0,1. Las mediciones reales han demostrado que el uso de la no rotación de drillpipe pueden reducir la fricción embalado hoyos factores a 0,05. Como el interés en llegar a extenderse Perforación continúa deberíamos ver algunos excelentes progresos en el futuro próximo, pero para efectos de la planificación en pozos horizontales es mejor utilizar los valores cerca del extremo superior de la gama hasta que haya suficientes datos y la confianza de utilizar valores más bajos.

Torsión y arrastre Los modelos de torque y arrastre son muy comunes y accesibles a todos los operadores. Algunos son muy sofisticados, mientras que otros son más bien rudimentarios, y no todos dan los mismos resultados. En lugar de ver estos modelos de software, ya que algunas "coples negras" de tecnología, vamos a examinar lo que ocurre en ellos. Las hipótesis y conceptos son básicamente simples y dentro de la comprensión de cualquier ingeniero y la mayoría en el campo de la ingeniería de perforación. Nos cayó 100


firmemente que la comprensión de los fundamentos es necesario para el uso PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES inteligente de estos modelos Supuestos básicos Básicamente todos los modelos de torsión y arrastre que actualmente se emplean, forman un conjunto de hipótesis conocido como "soft string assumptions” De acuerdo con estas hipótesis:  La Sarta de perforación es axialmente rígida  La sarta de perforación es torsionalmente rigida  La sarta de perforación no tiene rigidez transversal Los dos primeros implican que la sarta de perforación no tiene ningún tramo axial y ni rotacional. A efectos prácticos estas hipótesis son válidas en el estado en el que la Amonton-Coulomb (ley de fricción) se convierte en una relación de igualdad. El tercer supuesto implica que no hay rigidez de flexión y, por tanto, no están en contacto, debido a las fuerzas de la rigidez de flexión. Si bien esta hipótesis es razonable para la tubería de perforación y tubería en suaves curvas su validez es cuestionable en el radio corto de trabajo. Dos adicionales hipótesis están disponibles a la para torque y arrastre:  La sarta de perforación está en contacto con el pozo en todos los puntos  El simple relación de fricción de Amonton-Coulomb se mantiene La primera de estas dos es razonable, siempre y cuando no consideramos la rigidez de flexión como se mencionó antes, pero si queremos incorporar a la rigidez de flexión en un modelo estamos casi obligados a utilizar un modelo tridimensional en contacto con lo que añade aún más complejidad a un modelo de flexión. Hemos hablado de la relación y la fricción, pero el lamentable aspecto de su uso en estos modelos es que el papel de factor de fricción a veces se convierte en la de un "fudge factor" de las deficiencias del modelo en sí. 101


Ecuaciones básicas de la fricción pozo

Casi todos los modelos actuales se basan en uno de los dos enfoques. Un método, y quizá el más común es el uso de la ecuación incremental de Johancsik et al. (1984), mientras que otros se basan en la ecuación diferencial de Sheppard etal. (1986). En su mayor parte hay poca diferencia en los dos enfoques en cuanto a la torsión y arrastre se refiere. Donde difieren es en la tensión en el drillpipe de la sarta. El documento por Sheppard et al señala que la tensión utilizada por Johancsik et al. no es la verdadera tensión, sino más bien un medio eficaz de tensión. La ecuación derivada por Sheppard et al.e es correcta, y también lo es la de Johancsik si uno sólo reconoce que la tensión debe ser ajustada por el efecto de la presión hidrostática. Se puede comprobar un modelo con bastante facilidad para ver si es la tensión efectiva, se le dara un valor cero de tensión en la parte inferior de la sarta. La verdadera tensión en la parte inferior siempre será igual a la presión hidrostática en el área de la sección transversal y será un valor no-cero en la compresión.

Consideraciones de torsiones y arrastre  En los pozos de alcance extendido el incremento de la torsión y arrastre a partir de un patrón normal son indicadores directos de una limpieza anormal del hoyo. La torsión y el arrastre son de suma importancia ya que son ellos los que permiten la perforación del pozo en forma rotaria o en forma de deslizamiento.  Cuando se perfora en forma rotaria generalmente disminuye el arrastre y aumenta la torsión. Cuando perforamos en forma de deslizamiento aumenta el arrastre y disminuye la torsión. La modalidad de deslizamiento es necesaria para hacer correcciones a la trayectoria del pozo y al no poder deslizar se pierde el control direccional del mismo.  Por esta razón los valores de arrastre se toman hacia arriba y hacia abajo en la modalidad de deslizamiento. Estos valores de deslizamiento son importantes para determinar el factor de fricción 102


al momento de bajar los revestimientos. La torsión tiene que ver PERFORACION, DEpara TUBULARES con la resistencia de la tuberíaMANEJO de perforación no exceder sus límites, el cual depende del diámetro y el grado de la tubería de perforación en uso.  El arrastre puede impedir que la torsión en la tubería se transmita al fondo, haciendo difícil orientar la cara de la herramienta.

 También puede manifestarse como una falta de peso sobre la barrena y la consiguiente caída del ángulo de inclinación

LIMPIEZA DE POZOS Limpieza y lubricación del hoyo Uno de los principales problemas en la perforación de pozos direccionales y horizontales es la eliminación de los cortesdel pozo. Una gran parte de la extracción de los cortesse refiere a los fluidos de perforación que vamos a discutir en esta sección. La mayor parte de nuestro debate de los fluidos de perforación en esta sección estarán relacionados con la hidráulica y reología. Concentración de cortesen los pozos desviados Uno de los grandes problemas con los pozos perforados direccionalmente es la acumulación de cortesen cantidades considerablemente mayores que en los pozos verticales. De hecho, el problema es tan grande en la inclinación que oscila entre los 45 ° a 60 ° que algunas empresas destinan gastos considerables para evitar la perforación de pozos con cualquier parte significativa ese rango de inclinación. Este fenómeno ha sido verificado muchas veces por datos de campo y han sido confirmado en pruebas de laboratorio. Chin (1992) se presenta una interesante fórmula que ilustra este fenómeno.

Donde C= Concentración total de cortes 103


CH = Concentración de cortes, horizontal (ά= 90°) PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES CV = Concentración de cortes, vertical (ά= 0°) ά= ángulo de inclinación

Podríamos utilizar esta fórmula para determinar el ángulo en el que se producirá la máxima concentración de cortespara cualquier pozo somos capaces de determinar el CH, el Cv y el ángulo de inclinación crítico, entonces,

Acumulación de cortesen pozos horizontales Uno de los más graves problemas relacionados con la perforación de pozos horizontales es el de eliminar los cortes del pozo como lo mencionamos anteriormente. En la sección horizontal los cortestienden a acumularse en la parte baja del pozo formando lo que se denomina una cama de cortes. La mayoría de los cortesdebe ser eliminado para evitar que ocurra la excesiva torsión y arrastre Existen básicamente dos indicios de una grave acumulación cortes:  El aumento de la presión de circulación  El aumento de torque y arrastre no asociados a la geometría de pozo La primera es fácil de detectar si se está cerca-pagadas a las operaciones. Lt menudo lleva una considerable cantidad de acumulación antes de un aumento de la superficie circulan presión es observado como anormal por el personal de torre de perforación. Ln perforaciones laterales signincant de cualquier longitud, se debe preparar un terreno de la fricción normal que circulan frente a la pérdida de profundidad medida como el lateral se amplía, lt es fácil de hacer y lineal, ya que sólo twc puntos son necesarios para que la parcela. Cualquier desviación de este complot que indica una mayor pérdida de fricción que tienden a indicar una acumulación de detritos cama.

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El segundo indicio es un poco más difiicult de evaluar. Un aumento en MANEJO TUBULARES el par de arrastrePERFORACION, y no edue a hoie geometría puedeDE tener dos fuentes. Uno podría ser una acumulación de detritos cama y el pozo othera problema de estabilidad. Lt puede que no sea posible determinar cuál es, ya que a menudo están relacionadas. Por ejemplo, una frágil shale.stringer puede contribuir cortes adicionales que a menudo son grandes y difticult eliminar. Al mismo tiempo, la inestabilidad se traduce en un aumento del tamaño del pozo, donde la velocidad se reduce circulante, que también hace de los cortes más difíciles de eliminar.

Remoción de cortes La remoción de cortesen un pozo horizontal es más complejo que en un pozo vertical. La figura siguiente ilustra el problema. En un pozo vertical la velocidad de los fluidos va en una dirección ascendente y la fuerza de la gravedad sobre los corteses en la dirección opuesta. El mecanismo se basa en la eliminación suficiente de viscosidad en el líquido antideslizante para reducir los cortes en la corriente de flujo. En la sección horizontal la fuerza de la gravedad sobre los corteses perpendicular al campo de velocidades de las que circula el líquido y los cortes caen hacia la parte inferior del pozo donde la velocidad del fluido es más bajo. El mecanismo de remoción, en este caso, depende de la turbulencia para mantener en movimiento los cortes. Es posible que tiendan a pensar en sólo el segundo caso en lo que 105


respecta a los pozos horizontales, pero en realidad los dos casos están PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES presentes desde la horizontal y tiene una sección vertical y horizontal. Esto hace que el problema más complejo. Vamos a ver algunos métodos de eliminación:  Rotación  Repaso  Viajes cortos  Reología del lodo  Barrido del lodo  Limpieza con acidos (carbonatos) Gran parte de la sección horizontal de muchos pozos se perforaron sin rotación. Esto es especialmente frecuente cuando hay problemas de control direccional y/o la necesidad de modificar el curso a menudo. El rata de penetración es mucho más lenta mientras que la mayoría de los perforadores de pozos prefieren dedicar más tiempo a la rotación. Pero se debe reconocer que la rotación no sólo aumenta la tasa de penetración, si no que también ayuda a eliminar los cortes. El repaso está relacionado básicamente con la rotación durante la perforación en el sentido de que logra lo mismo, excepto que tiene el beneficio añadido de la hidráulica, y los estabilizadores también a través de la rotación de los cortesen la corriente de flujo. Muchos operadores repasan la longitud del kelly una o dos veces antes de cada conexión como una norma de procedimiento durante la perforación horizontal. Algunos operadores también hacen viajes cortos para agitar y desalojar la cama de cortes. Este procedimiento parece a ayudar cuando se efectúan periódicamente y se realiza en conjunto con dicho repaso Ajustar la reología de lodo eficazmente para eliminar los cortesde un pozo horizontal es una difícil tarea. Hagamos primero el bloqueo de los mecanismos de transporte de un fluido de perforación en la sección horizontal. Algunas trabajos realizados por Bain y Bonnington (1970) relacionados con el transporte de partículas en las tuberías y los resultados son interesantes desde de un punto de vista cualitativo 106


Los términos en la figura se definen como  Homogeneous suspensión: pequeñas partículas suspendidas en el barro por el régimen de flujo laminar  Heterogeneous suspensión: las partículas de mayor tamaño suspendidas por turbulencia  Saltation: las partículas más grandes continuamente recogidas y abandonadas más tarde Podemos ver en ela figura la velocidad por debajo de los cuales la mayoría de las partículas forman una cama de cortesy no se transportan en absoluto. Al parecer, la clave para la eliminación de cortesen los pozos horizontales es la velocidad y turbulencia. Mientras que la turbulencia puede ser viable hay obviamente un límite a la velocidad que podemos lograr. Ahora, teniendo en cuenta tanto la sección horizontal y vertical, lo que deseo en un fluido de perforación es:  Elevada tasa de circulación  Corriente Turbulenta  Alta resistencia a la viscosidad

Lubricación Una de las maneras de reducir la fricción es la lubricidad del lodo. Hay cualquier cantidad de medios para aumentar la lubricidad de los lodos de perforación:  Aceite de lodos  Grafito  Lubricantes especiales , etc 107


Ha sido demostrado por la experiencia que los lodos de perforación pueden reducir la fricción en un 30 a 50%. Algunos sostienen que el nuevo aceite sintético lodos pueden en el futuro dar hasta el 70% de las reducciones. Mientras que la fricción no es un problema crítico en la mayoría de los pozos someros horizontales es un problema importante en la ampliación del alcance en los pozos costa fuera donde hay menos posibilidades de elección de la ubicación de la superficie. Las perlas de plástico son uno de los medios más eficaces de reducción de la fricción disponibles en la actualidad. La desventaja es que son caros, y los sistemas de recuperación de la actualidad no funcionan muy bien. Algunos operadores están utilizando píldoras de lodos que contienen una alta concentración de las perlas de plástico sin ningún intento de recuperarlos Consideraciones de limpiezas de pozos  Hay varias formas de calibrar el pozo. Podemos sacar tubería sin rotación; también lo podemos hacer sin rotación pero con circulación y finalmente lo podemos hacer con circulación y rotación lo cual es el proceso conocido como backreaming.  El proceso de backreaming, es como una perforación inversa y lo que estamos haciendo es levantando continuamente los cortes del lado bajo del hoyo. Este proceso genera una carga de recortes que aumenta la densidad equivalente de circulación y esta no baja hasta que no se producen varios fondos arribas debido a que los recortes viajan como conjuntos separados.  Este proceso es lento y cuando se inicia hay mucho riesgo de pegar la tubería mecánicamente.  También hay que considerar que la zapata del ultimo revestidor está en posición horizontal y que este espacio se llena de recortes y arenas que se quedan en el lado bajo del revestidor. Esto pude producir atascamiento de tubería saliendo del hoyo abierto o entrando en esta parte del revestidor después de un viaje.  Hay que tener cuidado de limpiar esta zona hasta unos 60 grados de inclinación antes de sacar el ensamblaje del fondo (BHA) 108




En todo momento hay que maximizar la perforación en modo de MANEJO TUBULARES rotaciónPERFORACION, sobre el deslizamiento; porque laDE rotación hace trabajar mejor el modelo de correa transportadora para la limpieza del hoyo.



Las propiedades del lodo de perforación deberán mantener los sólidos en suspensión, pero tener baja viscosidad plástica para tener controlada la densidad equivalente de circulación.

1.1.10 Sistemas de Direccionamiento Rotacional-Control de TrayectoriasGeonavegación  Características  Sensores cerca de la barrena detectan los límites de arenas o contacto de fluidos antes de ser interceptados.  El perforador puede ajustar la trayectoria antes que la barrena abandone la formación objetivo.

Kick -Off Point

Geometric Target

Build -Up Section

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Yacimiento

Lutita/agua End Of Build

Sin Geonavegación Con Geonavegación

Target


1.2 PERFORACION NO CONVENCIONAL 1.2.1. Planificación y Perforación de Pozos Horizontales -

Trayectoria del pozo En la planificación de un pozo horizontal o cualquier direccional como sea el caso, tenemos que decidir sobre el camino que llevará también a lograr su meta de destino. Este camino de los pozos se llama la trayectoria del pozo. Dado un número infinito de posibilidades para un poz, podríamos hacer dos preguntas: ¿Cuál es la trayectoria ideal para los pozos? ¿Existe un pozo trayectoria ideal? Hay cualquier cantidad de cosas que podría incorporarse en la definición de una trayectoria ideal de pozos, pero aquí van son algunas sugerencias:  Alcanzar objetivos  Fácilidad para ver los detalles  Longitud total mínima  Acomodacion de todas las herramientas para trabajos de perforación y terminación Podemos decir que el éxito de cualquier pozo esta en llegar a su meta, sea o no un pozo direccional. No debería ser una sorpresa para nadie en el negocio de que muchos de los pozos no llegan a su objetivo. Nosotros, en el sentido de la 'industria petrolera, estándo en el negocio de la perforación y terminación de pozos, y con pocas excepciones, un pozo que no llega a su objetivo sería mejor no haberlo perforado. ¿Qué significa "fácil de perforar"? Esto se refiere en efecto en el que un pozo que es fácil de perforar, tiene una mayor posibilidad de éxito. Una vez más hay una serie de cosas que podría enumerar, pero algunos se destacan: 110


 Pozo de baja fricción, 4 A PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES  Pozo estable

 Buena remoción de cortes  Número mínimo de cambios en el fondo del pozo de montaje (BHA) y ajustes durantela perforación. Una trayectoria debe tener un mínimo de longitud total. Esto puede sonar un poco confuso, pero lo que estamos diciendo es no perforar hoyos innecesarios. Por ejemplo, queremos perforar un pozo con una sección horizontal de 3000 pies, y queremos que la sección horizontal pueda comenzar a un determinado objetivo ubicado a 2000 pies de distancia de la superficie y una profundidad de 10000 pies, es evidente que no se perforara un pozo vertical de 9500 pies, y arrancará con un radio de 500 pies y la curvatura de perforación con el objetivo, ya que nos daría 1500 pies adicionales de la sección horizontal. El exceso de longitud en un pozo rara vez es un gran problema, porque es tan evidente, pero la estrecha participación de los ingenieros en la etapa de planificación podrían ayudar a las situaciones en las que este tema no es tan evidente.

Por último, debemos planificar las trayectorias del pozo que se adapte a todas las herramientas que tenemos previsto ejecutar en el hoyo. Eso es obvio, pero también debemos considerar las herramientas que no tiene aún el plazo inicialmente, pero puede resultar conveniente o incluso necesario para que se ejecute. Así cualquier plan para un pozo horizontal y debe incluir una lista de las herramientas que se utilizaran para llevarlo acabo. Probablemente los dos problemas más graves que se producen en este ámbito es la necesidad imprevista de ejecutar herramientas adicionales en las etapas de conclusión o posterior labores y los problemas causados por los cambios realizados a la trayectoria durante las operaciones de perforación. Trayectorias más comunes

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Como hemos dicho antes, hay un número infinito de posibles PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES trayectorias. Ahora vamos a ver algunas de las más comunes y discutir posibilidades de sus ventajas y desventajas. Trayectoria de construcción de pozo Esta es la trayectoria mas común y la que la mayoría de las veces de pensar cuando pensamos en pozos horizontales. Como se muestra en la figura siguiente, que consta de una sección vertical, la construcción de la sección, y una sección horizontal. Su principal recomendación es que es simple, y por lo general fácil de perforar. La construcción de la sección suele ser una constante con un angulo previsto. En la práctica a menudo es perforado con dos diferentes ángulos de la. Esto se hace porque a menudo es muy dificil construir exactamente lo planificado en cuanto al ángulo de perforación. Por lo tanto, el ángulo de la construcción se inicia con un ángulo de la construcción y más tarde a otro ajustado durante la construcción de la sección a fin de alcanzar la meta en la ubicación y la inclinación requerida. La estratigrafía tiene alguna influencia en las decisiones también.

Trayectoria Curva - S La curva de trayectoria, ha sido empleada en la perforación costa fuera, algunos pozos direccionales fueron perforados en alta mar. Los perforadores lo odian pero a los geólogos les encanta, las razones por las que los perforadores lo odian:  Añade considerable torque y arrastre  Requiere que el cambio de dirección hacia el final del pozo donde el control es más difícil, y se necesita más tiempo 112


 Adiciona costos al pozo

Los motivos porque a los geólogos les agrada es principalmente porque lo relacionan con la interpretación de registro.  Las mediciones de profundidad en un pozo vertical reflejan, la formación real y el espesor relativo  La correlacion de los registros entre los pozos es más difícil si alguno son pozos verticales y algunos se desviaron.  Los registros pueden ser engañosos ya que pueden dar lecturas en capas muy delgada, porque la roca a un lado del pozo en que corresponden a la roca en el lado opuesto. Contactos gas-petróleo, aceite-agua contactos son menos precisas en pozos desviado por la misma razón que en el punto anterior. Estos puntos son legítimos, y muchas personas de perforación sólo han sido conscientes de las primeras dos. La actitud prevaleciente entre las personas de perforación era que los geólogos eran demasiado perezosos para hacer correcciones de profundidad y espesor. Sección trayectoria tangente La sección tipo de tanget trayectoria horizontal es más a menudo empleados en las operaciones costa afuera

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En esta configuración tenemos una sección vertical, la construcción de la sección superior, una sección tangente, una construcción de la sección inferior, y una sección horizontal. La superior e inferior de la sección construimos ángulos pueden ser los mismos, pero rara vez se encuentran en la práctica. La inclinación de la tangente, que a veces se denomina ángulo de la tangente o angulo de navegacion, depende de la ubicación del objetivo. Desde un punto de vista de perforación direccional es más fácil para ver los detalles, si esta entre los 45-60 grados, pero desde un punto de vista de la remoción de cortes este es el peor rango. Este tipo de trayectoria la mayoría de las veces es empleado cuando el objetivo es la sección a cierta distancia de la superficie Planificación de un pozo Cuando se planifica un pozo direccional necesitamos primeramente las coordenadas de superficie y de fondo de cada sección. Con estas coordenadas tenemos un rumbo o dirección y un desplazamiento. La dirección de la trayectoria nos permite un plano de proyección de la sección vertical del pozo. Durante la planificación del pozo la sumatoria de las secciones verticales seran equivalentes al desplazamiento del pozo.

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Las secciones verticales son equivalentes al desplazamiento horizontal PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES de la trayectoria con respecto al eje vertical del pozo reflejadas al plano de proyeccion o dirección. Si por alguna razón voy en sentido contrario a la direccion planificada del pozo, puedo tener sección vertical negativa. Otra Variable importante es la profundidad vertical verdadera, que es equivalente al espacio vertical necesario o disponible para construir la curvatura del pozo. Durante la fase de planificación esta profundidad vertical es conocida mediante registros o por analogía con pozos vecinos. Otra variable a planificar es la severidad de la curvatura( dog leg), en las secciones de construcción de ángulo. Se necesita que los ensamblajes de fondo y terminaciones pasen por estas curvaturas al momoento de bajarlos en el pozo. El despegue de la trayectoria del pozo de un eje vertical se denomina K.O.P. (kick off point). En una trayectoria puede haber un K.O.P. inicial, una sección tangencial donde el ángulo de inclinación es mantenido y finalmente un segundo K.O.P. para horizontalizal el pozo. Durante la fase de planificación si es necesario utilizar una bomba de subsuelo, se crea una zona tangencial para ubicar equipos para que puedan operar sin esfuerzos de pandeo. Resumiendo esta fase tendremos una zona inicial de construcción de ángulo, una zona tangencial o de mantenimiento de ángulo y la sección final de incremento de angulo. Es muy importante planificar el aterrizaje horizontal teniendo en cuenta la profundidad vertical verdadera. Este es el espacio vertical disponible para realizar este aterrizaje. Debido al hecho de que los sensores direccionales estan por encima de la barrena de perforación, es necesario proyectar la inclinación del pozo a la profundidad de la barrena. Muchas compañias direccionales necesitan ver en los sensores Direccionales por lo menos 85 grados de inclinación antes de parar la perforación.

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Cuando se tienen los objetivos de fondo, el segundo paso es planificar la interseción de los mismos. Es de suma importancia intersectar los objetivos tanto en el plano vertical como en el plano horizontal o de dirección. Hay que tener presente minimizar la severidad de las curvaturas (dog leg) o cambios o giros de curvatura tanto a la izquierda como a la derecha, a esto se denomina tortuosidad. En estos momentos es necesario recordar que la intensidad de la curvatura es la sumatoria de cambios en el plano vertical como en el plano horizontal. Muchas veces podemos intersectar los objectivos en el plano vertical con el ángulo de inclinación, pero son los giros o cambios de dirección lo que causan problemas. En otras palabras hay que facilitar la perforación del pozo desde las etapas de planificación. Selección de Candidatos Del estudio de yacimientos se determinara si el pozo producirá en forma natural o asistida. La profundidad vertical es el espacio vertical para realizar las secciones de incremento de ángulo, de esta variable depende el éxito de la perforación. Es necesaria su estimación mediante registros y estudios de pozos vecinos. Es de suma importancia desarrollar secciones o cortes verticales de pozos vecinos de forma confiable. La incertidumbre de la profundidad vertical depende el éxito del aterrizaje. Un error en la misma nos puede dejar por encima o por debajo de la zona de interes. El espesor y calidad de las arenas nos permitira un mejor espacio para navegar en las misma. La abrasividad y granulometria de las mismas esta asociada al desgaste de la sarta de perforacion.Los datos de presion de poro nos permitira seleccionar la densidad del fluido de control. Estas variables están relacionadas directamente con el diseño de las facilidades de producción. Dependiendo de las mismas necesitaremos separadores o estaciones de flujo. Reinyección del agua salada al yacimiento 116


o recuperación secundaria. Calentadores y posiblemente desalinizadores. Es MANEJO DE necesario concebirPERFORACION, la perforación de estos pozos como unTUBULARES proyecto integral.  Estudio de Yacimientos. Determinación de TVD, porosidad, permeabilidad, contactos de agua, espesor de arenas productoras,  granulometría, tipo de hidrocarburo presente, presión de poro, longitud y espesor de cuellos lutiticos.  ¿Flujo natural o artificial? ¿Petróleo liviano o pesado? ¿Arenas sueltas o consolidadas? ¿Abrasividad de las Arenas productoras?  Historia del Yacimiento. Salinidad del Petróleo. Contenido de azufre.  Relación Petróleo - Agua. Relación Petróleo - Gas. Se puede utilizar un pozo vertical en sitio parta determinar la profundidad vertical para el aterrizaje horizontal. Se pueden utilizar pozos tangenciales de investigación y analizar pozos vecinos para determinar la profundidad vertical el la sección horizontal alejadas del punto de aterrizaje. Mientras mas información se tenga de la trayectoria del pozo horizontal será mejor para el éxito del proyecto. En ocasiones la formación productora desaparecerá durante la perforación, pero si tenemos suficiente información geológica, esta nos permitirá ubicarla nuevamente

FIG 4. SELECCIÓN DE CANDIDATOS 117


1.1.3 Planificación de Pozos Horizontales- Consideraciones Proceso General La inversión en un pozo horizontal es cuantiosa, comenzando por la ubicación y construcción de la localización, el costo de las fases de perforación y terminación y las facilidades de producción . Esto nos indica que a medida que avanzan estas fases el costo o inversión acumulado es mayor y mayor deberá ser el cuidado para que las operaciones se culminen en forma exitosa.

FIG 16. PROCESO GENERAL 118

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Tipos de Pozos Existen varios tipos de pozos los de radio ultracorto, radio corto, radio medio y radio largo a continuación se muestra una grafica con los parámetros de cada uno:

FIG . TIPOS DE POZOS

Características  Radio Ultracorto  Empleado en pozos someros  Pozos a ser reacondicionados  Pasar zonas altamente dañadas  Limitado a diámetros pequeños < 4-1/2” 119


 Pequeñas secciones PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES  Perforación por impacto (jetting)

 Radio Corto  Empleado en pozos someros  Pozos a ser reacondicionados  Curva dentro del intervalo objetivo  Nueva generación de motores articulados

 Radio Medio  Empleado en la mayoría de los pozos  Ciertas limitaciones en formaciones no consolidadas  Ciertas limitaciones en hoyos de gran diámetro

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 Radio Largo  Primera técnica en ser desarrollada  Equipos de perforación convencionales  Por la distancia entre el inicio del pozo y el punto de entrada en la sección horizontal se tiene: o Pozos de gran longitud para alcanzar el objetivo o Mayor incertidumbre direccional acumulada

Diseño de pozos horizontales Los estudios de estabilidad del hoyo nos definirá la dirección mas segura para la perforación. También deberá considerarse los sobrebalances, las perdidas de filtrado, el tamaño de partículas para minimizar la invasión al pozo. Finalmente el tipo de terminación debera estar de acuerdo a las variables de produccion . 121


Para el diseño de pozos horizontales hay que tomar en cuenta lo PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES siguiente:  Puntos de Atención / Diseño  Estudios de estabilidad de hoyo  Definir la dirección del pozo  Prevención del daño a la formación  Completación

FIG 18. DISEÑO DE POZOS HORIZONTALES

 Definir longitud y dirección del pozo  Realizar estudios sobre propiedades y continuidad del yacimiento y simulaciones a fin de determinar la longitud optima a perforar  Realizar estudios de permeabilidad vertical en las diferentes direcciones  Establecer dirección y ubicación de las fracturas (pozos que deban interceptar fracturas naturales)  Realizar estudios de interferencia con pozos existentes 122


FIG 19. LONGITUD Y POZOS

 Estudios de estabilidad del hoyo  Realizar los estudios geomecánicos necesarios para establecer las direcciones más estable del pozo o Registros o Núcleos orientados o Fracturas para determinar dirección de los distintos esfuerzos  Ventana operacional para pesos del lodo a lo largo del pozo con la inclinación requerida. 123



PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE Esquema de revestidores según pesos del lodo requeridos PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES

FIG 20. PERFILES

Estado actual de la tecnología de pozos horizontales Actualmente en la industria petrolera mundial existen tecnologías de punta y se mencionan a continuación:  Perforación profunda de alto ángulo  Objetivo o Incrementar el área de contacto entre la formación y el hoyo en pozos con profundidades superiores a 15000 pies o Atravesar diferentes arenas (producción selectiva) o Incrementar el potencial de producción por pozo, disminuyendo los costos de desarrollo 124

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE MANEJO DE TUBULARES  PERFORACION, Resultados o Incrementó 2.5 veces producción por pozo. o Rápida curva de aprendizaje (319 días en el primer pozo a 103 días en el quinto pozo). o Secciones de +/- 1800’ a 70° de inclinación dentro de la formación productora.

 Perforación bajo y cerca del balance

Para la perforación de calcita fracturada, piedra caliza o reservorios depletados, un fluido de perforación muy bajo en solidos es preferido, debido a que el fluido invasor puede ser removido por medio de producción. Una alta carga de solidos en los fluidos podría causar que el lodo entre el sistema de fractura y se gelifique El lodo gelificado podría ser imposible de remover. Algunas piedras calizas o calcitas fracturadas también tienen una permeabilidad baja de matriz, de modoque una perdida de fluido podría ocurrir a consecuencia de las fracturas. Estas formaciones son algunas veces perforadas en bajo-balance con salmuera libre de sólidos. La perforación de bajobalance permite al 125


petróleo ser producido al mismo momento en que el pozo es PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES perforado, y el petróleo es separado del fluido de perforación libre de solidos, en la superficie.  Aplicaciones o Zonas depletadas por presión o Formaciones débiles y permeables o Formaciones susceptibles a daños por alta producción  Beneficios o Reducción de daños de formación o Grado Más Veloz de Penetración (Faster Rate of Penetration – ROP) o Podría eliminar tuberías pegadas o Podría eliminar perdidas de lodo en formaciones altamente permeables o Evaluación de formación mejorada

 Perforación horizontal La perforación horizontal se ha convertido en un procedimiento común durante la última década y cubre, hoy en día, el rango de tipos de pozo indicado anteriormente. Por lo general los pozos horizontales son perforados en áreas de desarrollo en donde las formaciones y presiones, son conocidas. Sin embargo, existe el elemento de tiempo extra requerido para planificar y diseñar un pozo horizontal, el cual pudiese ser en algunos casos el doble de tiempo de planificación, diseño y logistica del equipo requerido y un de tiempo extra (50% aprox.) para perforar. Esto es debido al costo adicional de equipo especializado, coacciones de seguridad y el tiempo que toma el completar la construcción a lo largo de la reentrada horizontal. También, mientras mas larga sea la sección horizontal a ser perforada, mas bajo será el rango de construcción 126


 Ventajas de la perforación horizontal PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES o Maximizar la producción o Realzar la producción secundaria o Realzar el último recobro o Reducir la cantidad de pozos requeridos para desarrollar un campo

1.2.3 Planificación de Pozos Multilaterales  Perforación multilateral Antes de intentar mover hidrocarburo dentro de agujeros descubiertos verticales que podrían no estar bien posicionados, la industria petrolera actual esta ahora dirigiéndose hacia el uso de pozos multilaterales y ramificados, que mueven el agujero descubierto mas cerca de los hidrocarburos que allí se encuentran. Los sistemas de pozos multilaterales, permiten que múltiples agujeros descubiertos productores sean radicalmente perforados desde una sección individual de un agujero matriz o hoyo piloto Una diferencia importante entre este método y la desviación lateral convencional, es que ambos el agujero matriz y las extensiones laterales producen hidrocarburo. Debido a que un solo agujero individual vertical es requerido, los diseños de pozos multilaterales requieren un tiempo menor de perforación, muchas veces tienen requisitos menores de equipo y material e incrementan la producción de hidrocarburo.

Revisión de la tecnología de pozos multilaterales. 127


 Tecnología Weatherford.

 Tecnología Schlumberger. Tipos de multilaterales

Perforación Multilateral Realizar perforaciones laterales adicionales bien sea desde pozos nuevos o pozos existentes no es una tarea difícil. Los procedimientos son sencillos ya que las técnicas empleadas son esencialmente las mismas que las que se han utilizado para desviarlo por muchos años. Sin embargo, hay algunas consideraciones esenciales. Estas son algunas de esas consideraciones:  Reingreso Lateral En casi todos los casos será necesario durante las operaciones de perforación hacer un viaje para obtener la sarta de nuevo en la cadena lateral. La tecnología actual para reingresar de forma lateral es el uso de los doblados Subs, y la tecnología para determinar si la sarta es, en realidad, la correcta se hace a través de registros. Con esto en cuenta, uno debe ser muy 128


cuidadoso con la orientación y dirección al iniciar el lateral. Si el tronco del PERFORACION, MANEJO TUBULARES pozo no es vertical, como suele ser el caso, entonces DE nunca se debe iniciar el lateral en la parte baja del tronco, ya que este estaría erosionado a lo largo de su longitud. En este caso siempre será fácil volver a introducir la sarta, porque el pozo se ha ampliado en la parte baja. La práctica común ahora parece ser la salida a un lado del pozo en un ángulo de unos 45 º de la vertical esto asegura la reincorporación por el lateral.  Secuencia de Perforacion ¿Existe un orden especifico en la perforaciones laterales del tronco de un pozo? Parece que no, pero hay algunas prácticas de las que pueden surgir complicaciones. La mayoría de las personas prefieren comenzar en la parte inferior y añadir los laterales de la parte inferior hacia arriba. La idea es tener todos los posibles "problemas" por debajo de la barrena y no por encima de ella como sería el caso cuando la perforación superior de los laterales primero.

Uno de los argumentos más convincentes que apoyan esta opinión es que un lateral en el pozo por encima de la barrena constituye un importante alargamiento del hoyo lo que provoca una reducción del anular y una disminución de la velocidad del fluido de perforación y la extracción de los cortesserá más difícil. Además, muchos de los cortesse asentarán en la garganta de la parte superior lo que significa que cada lateral tendrá que ser limpiado después de la perforación y antes de que se ponga el pozo en producción. Desde el punto de vista de perforación, algunos podrían argumentar con esa lógica. Existen opiniones encontradas con respecto a esto, lo cierto es que la garganta de todos los laterales tendrá que ser limpiados con anterioridad a la producción independientemente de la secuencia de perforación. Este argumento también es válido.  Control de pozos multilaterales Para poder controlar una arremetida en un pozo multilateral lo primero que hay que saber es en que lateral esta ocurriendo dicha 129


arremetida, ya que en la mayoría de los casos deben ser capaces de matar el PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES pozo, sobre todo si los laterales no son horizontales. Hasta la fecha la mayoría de los eventos de control de pozos multilaterales han sido el caso de que el casing se estableció cerca de la parte superior de los laterales y las presiones en la cabeza del pozo fueron muy bajas. Hasta el momento nadie ha documentado un caso grave en un marco multilateral, pero la principal preocupación para la gente de perforación debería ser una preocupación importante para todos los involucrados en la propuesta y planificación de los pozos multilaterales.

5.2.- Procedimientos de la perforación multilateral

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FIG . PROCEDIMIENTO DE PERFORACION MULTILATERAL

Objetivo de Perforación Multilateral

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Reducir costos de desarrollos de campos maduros y/o áreas PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES ambientalmente sensibles mediante la sustitución de varios pozos verticales u horizontales por uno multilateral.

FIG. POZO MULTILATERAL Pozos Multilaterales Un pozo principal vertical, desviado u horizontal con una o más ramas laterales perforadas a cualquier profundidad, dirección o inclinación puede reducir costos de desarrollo de campos maduros y/o áreas ambientalmente sensibles.

Clasificación Los pozos multilaterales pueden clasificarse en niveles del 1 al 6

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FIG CLASIFICACION Y NIVELES DE LOS POZOS MULTILATERALES

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Nivel 1 Hoyo principal y lateral a hueco abierto

Nivel 2 Hoyo principal con casing cementado. Hoyos laterales: a hueco abierto o forro ranurado no colgado

Nivel 3 a) Hoyo principal con casing cementado. Liner lateral mecánicamente conectado al hoyo principal (rojo). b) Desvíos incorporan liner de retención y conexión al casing primario que permite reentrada selectiva a ramas laterales

FIG . NIVELES 1,2 Y 3 DE LOS POZOS MULTILATERALES

Nivel 4 Hoyo principal con casing cementado. Hoyo lateral con liner cementado conectado mecánicamente al principal

Nivel 5 Hoyo principal con casing cementado. Hoyo lateral con liner cementado o no. Presión integral en el desvío mediante equipos de completación en hoyo principal (empacadura, sellos)

Nivel 6 Hoyo principal con casing cementado. Hoyo lateral con liner cementado o no. Presión integral en el desvío mediante la intersección del casing principal y el Liner lateral sin equipos de Completación.

FIG. NIVELES 4,5 Y 6 DE LOS POZOS MULTILATERALES 134

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Experiencia en perforación multilateral

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Tecnologías de Pozos Multilaterales  Tecnología Weatherford.

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FIG. PERFORACION MULTILATERAL NIVEL 2 (Tecnología Weatherford)  Tecnología Schlumberger.

Tapón cementación

1.Bajar el casing con el ICC (parte integral).ICC no necesita ser orientado

2.El casing principal es cementado en forma normal. Se usan tapones.

3.Ramal inferior es perforado, completado y aislado( tapón recuperable

4.Orientación del tubo con el USI o bajando herramienta de asiento + MWD en orientador de fondo. Limpiar lCC

FIG. PERFORACION MULTILATERAL NIVEL 2 (Ttecnología Schlumberger)

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES FIG. REGISTRO ULTRASÓNICO DE IMÁGENES (USI)

Fluido gel

SLT= Selective landing tool

5.La cara del whipstock es alineada con la llave de orientación de la herramienta de asiento y se baja al hoyo. Esta ensamblaje automáticamente encaja en la junta. La fresa es suelta del whipstock

6.Se corta la ventana en el casing y un una sección corta de guía en la formación con motor de fondo

7.Se perfora hoyo lateral y se completa (OH, forro cementado o suelto) La herramienta de asiento es liberada y se saca todo el ensamblaje. Se limpia hoyo

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8.Para forro cementado se reemplaza el whipstock por un deflector de menor  y se baja y ancla en e ICC

9.Se baja ensamblaje de fondo (mecha etc.) y el hoyo lateral es perforado

10.Se baja forro en hoyo lateral (posiblemente cementado)

11.Se baja forro y se cementa (o OH, suelto) Se libera la herramienta de corrida del liner se circula reverso y se saca del hoyo.

12.Después de completar el hoyo lateral el deflector se desasienta liberando la herramienta selectiva de asiento. Ambas son sacadas del hoyo

13.El hoyo inferior es limpiado ,el tapón recuperado y el hoyo principal esta listo para ser completado.

FIG. PROCESO DETALLADO DEL NIVEL 2

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FIG. NIVEL 3 (RAPIDCONNECT MR)

Conexión para hoyo principal

Conexión para hoyo lateral

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE FIG. RAPIDCONNECT MR SCHLUMBERGER PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES

FIG. CUCHARA DE DESVÍO (WHIPSTOCK)

Clasificación de las completaciones multilaterales  Tipos

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES  Posibilidad de reentradas

Control de flujo

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Problemas encontrados en la completacion de pozos multilaterales  Falta de integridad mecánica a nivel de la unión de los ramales con el hoyo principal.  Colapso del hoyo en capas de arcilla o lutita a nivel de la unión.  Dificultad para verificar primer ramal una vez perforado el segundo.  Limitaciones para posteriores trabajos y producción selectiva.  Ahorros entre 15 y 30% comparando con pozos horizontales y/o verticales equivalentes al número de ramales.  En producción, el incremento es entre 1.5 y 2.5 veces mayor que en pozos horizontales (cifra reportada para pozos de 1 y 2 ramales). Selección de Candidatos  Determinación del TVD de las arenas a ser perforadas, por lo menos tener dos arenas disponibles.  Selección de un buen cuello lutítico donde realizar un segundo desvió del pozo.  Estudio del yacimiento en relación a la permeabilidad y porosidad, espesor del yacimiento y presión de poro.  Historia de producción y estudios de perforación de pozos vecinos, si es posible en forma radial alrededor de la locación del pozo multilateral. 144

PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Preparación de un programa

1.2.5 Terminación y Reparación de Pozos (Multilaterales) 4.- Terminación para pozos horizontales. El tipo de terminación dependerá si el flujo es natural o asistido. Dependerá del tipo de formación y de los intervalos con buenas arenas productoras. Si la formación perforada es dura y consolidada, se puede considerar una completacion a hoyo abierto. Si durante la perforación se presentan intervalos de lutita, se necesita correr una camisa ranurada en combinación con liner liso enfrente de estas secciones lutiticas. Si al final de la perforacion horizontal hay un intervalo de arenas sucias o muchas intercalciones lutiticas, se corre un liner o camisa y se deja esta zona a hoyo abierto. Si tengo arenas productoras poco consolidadas y sueltas y el porcentaje de sedimentos es alto hay que considerar la colocación de bombas de cavidad progresiva (PCP), en vez de electrosumergibles (ESP), debido a la erosion y desgaste interno. Hay que considerar las fases presentes, y la presencia masiva de gas impedirá el uso de bombas de cavidad progresiva. En ocasiones la práctica operacional nos indica correr un liner solo para mantener el hoyo abierto cuando se encuentran 145


intercalaciones lútiticas que pueden hincharse y cerrar el pozo. El PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES levantamiento artificial por gas, presupone la existencia previa del campo del mismo, el cual puede ser inyectado a traves de mandriles colocados estratégicamente en la terminación, para aligerar la columna de fluido y ayudar o asistir al flujo o puesta a producción del pozo.     

Terminación con liner ranurado y bombas PCP. Terminación con liner ranurado y bombas ESP. Terminación con liner preempacado y bombas PCP. Terminación con liner preempacado y ESP. Terminación con levantamiento artificial con gas (gas lift).

Aplicación de la tecnología de pozos horizontales En esta gráfica se define la aplicación de un pozo horizontal, utilizando el pozo vertical original ya conificado por el aumento del nivel del agua. En este caso se puede colocar un tapón de cemento para aislar las zonas productoras de agua y planificar un pozo horizontal en una zona productora por encima de la zona invadida por agua. De esta forma este pozo se transforma nuevamente en un pozo productivo. Hay que considerar que aun si el pozo original todavia producia petroleo, el costo de tratamiento y reinyección del agua probablemente lo hacia improductivo.

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En áreas densamente pobladas desde una sola locacion se pude realizar pozos horizontales (multilatetrales), minimizando el area afectada y el impacto ambiental, logrando captar la producción de dos intervalos productores, y simultáneamente incrementado la zona de drenaje horizontal.

En esta aplicación se perfora un pozo productor y un pozo inyector de vapor. La inyección de vapor calienta el petróleo en el intervalo común al pozo productor y le baja la viscosidad, aumentando su movilidad. Es de notar que el pozo inyector esta por encima de la trayectoria del pozo productor para aprovechar los efectos de condensación del vapor que por gravedad buscara la parte baja del pozo inyector.

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En yacimientos fracturados verticalmente, la trayectoria de un pozo horizontal comunica estas fracturas y aumenta la productividad del yacimiento. Es un requerimiento lógico que estas yacimientos presenten permeabilidad vertical para que el petróleo pueda fluir hacia la seccion horizontal.

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Manual de pozos Direccionales

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