Manual de Perforación Direccional

 

 

MANUAL DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL

i

 

  TAB LA DE CONTENID CONTENIDO O  CAPITULO 1 CAUSAS QUE ORIGINAN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL •  Localizaciones inaccesibles  •  Formaciones de fallas  •  Múltiple pozos con una misma plataforma  •  Pozo de alivio  •  Desviación de un hoyo perforado originalmente (side track)  •  Pozos verticales (control de desviación)  •  Pozos geotérmicos  •  Diferentes arenas múltiples  •  Aprovechamiento de mayor espesor de un yacimiento  •  Económicas 

CAPITULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS •  Glosario de términos  •  Elaboración de un gráfico de pozo direccional según cada concepto 

CAPÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL •  Herramientas deflectoras  •  Herramientas de medición  •  Herramientas auxiliares 

ii

 

  TAB LA DE CONTENID CONTENIDO O  CAPÍTULO 4 TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES •  Tipo tangencial  •  Tipo “S” •  Tipo “S” Especial  •  Ejercicios de cálculos de Dirección y Desplazamiento Horizontal  •  Diseño direccional de un pozo tipo “J” y tipo “S”

CAPITULO 5 MÉTODOS DE ESTUDIOS DIRECCIONALES •  Método Tangencial  •  Método de Ángulo Promedio  •  Método de Radio de Curvatura  •  Método de Curvatura mínima 

CAPÍTULO 6 CORRECCIÓN POR DECLINACIÓN MAGNÉTICA •  Definición general CAPÍTULO 7 TEORÍA GENERAL DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL •  Introducción  •  Tipos de pozos horizontales  •  Métodos de construcción de pozos horizontales 

CAPÍTULO 8 ULTIMA TECNOLOGIA SOBRE PERFORACIÓN DIRECCIONAL •  Perforación direccional con sistema rotatorio  •  Perforación paralela de precisión 

BIBLIOGRAFIA iii

 

  INTRODUCCIÓN  

Cada año, más empresas inmersas en el negocio petrolero planean y utilizan pozos direccionales como parte de sus programas de perforación. Con el tiempo, los equipos y técnicas de perforación direccional se han ido perfeccionando generando así un proceso más eficiente, confiable y exacto cuya aplicabilidad se plantea más frecuente a corto, mediano y largo plazo. Para ello es necesario tener conocimientos básicos dentro del amplio tema de la perforación direccional, especialmente los referidos a las causas, características, tipos de pozos, herramientas utilizadas, métodos de cálculo y aplicaciones más comunes. Un aprendizaje completo respecto a este tema permite abrir un abanico de posibilidades al momento de planificar un pozo, así como innovar e implementar tecnología de punta que permita construir pozos no sólo a bajo costo y en menor tiempo, sino con los menores problemas operacionales posibles.

iv

 

 

O BJ ETI ETIVO VO GENER AL   Basándose en la información geológica disponible y los conocimientos básicos sobre perforación direccional, elaborar un programa para perforar un pozo de petróleo, agua o gas; aplicando el método y seleccionando las herramientas de acuerdo al problema establecido.

1

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Perforación Direccional  Definición  La perforación direccional controlada es el arte de dirigir un hoyo a lo largo de un curso predeterminado a un objetivo ubicado a una distancia dada de la línea vertical.

Los

principios

de

aplicación

son

básicamente

los

mismos,

independientemente, si se utiliza para mantener el hoyo tan cerca como sea posible a la línea vertical, o desviarla deliberadamente de ésta.

Figura Nº 1.1 Perforación direccional

2

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Ventajas y Desventajas Ventajas. •  Posibilidad de obtener más producción por pozo. •  Mayor producción comercial acumulada por yacimiento. •  Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa en los

mercados. •  Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y gastos de

operaciones. •  Permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que desde un

solo sitio se pueden perforar varios pozos. •  Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero la capacidad

productiva del pozo depende del espesor del estrato, además de otras características geológicas y petrofísicas.

Desventajas •  Mayor planificación previa de la construcción del pozo. •  Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la orientación

del hoyo. •  Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada. •  Costo más elevado respecto a un pozo vertical.

3

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Causas que originan la Perforación Direccional. Ç Direccional.  Ç Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales, estas pueden ser planificadas previamente o causadas por problemas en las perforaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las más comunes son las siguientes:

- Localizaciones Inaccesibles Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de instalaciones o edificaciones (parques, edificios, etc), o donde el terreno por sus condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas, etc) hacen difícil su acceso.

Figura Nº.1.2 Localizaciones Inaccesibles

4

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Domo de Sal Donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de un levantamiento de sal y por razones operacionales no se desea atravesar el domo.

Figura Nº.1.3 Nº.1.3 Domo de Sal

5

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Formaciones con Fallas Donde el yacimiento está dividido por varias fallas que se originan durante la compactación del mismo.

Figura Nº. 1.4 Formaciones con Fallas 

6

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Múltiples pozos con una misma plataforma pla taforma Desde la misma plataforma se pueden perforar varios pozos para reducir el costo de la construcción de plataformas individuales, minimizando los costos por instalación de facilidades de producción.

Figura Nº.1.5 Múltiples pozos con una misma plataforma

7

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Pozos de Alivio Es aquel que se perfora para controlar un pozo en erupción. Mediante el pozo de alivio se contrarresta las presiones que ocasionaron el reventón.

Figura Nº.1.6 Pozos de Alivio

Desviación de un hoyo perforado originalmente Es el caso de un hoyo, en proceso de perforación, que no “marcha” según la

trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las perforaciones atravesadas.

Figura Nº.1.7 Desviación de un hoyo perforado originalmente originalmente  

8

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL Pozos Verticales (control de desviación) Donde en el área a perforar existen fallas naturales, las cuales ocasionan la desviación del hoyo.

Figura Nº.1.8 Pozos Verticales (control de desviación)  Pozos Geotérmicos  Es aplicable en países industrializados donde la conservción de la energía es muy importante. Se usan como fuentes energéticas para calentar el agua.

Figura Nº. 1.9 Pozos Geotérmicos  9

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL

Diferentes Arenas múltiples Cuando se atraviesa un yacimiento de varias arenas con un mismo hoyo.

Figura Nº.1.10 Diferentes Arenas múltiples

Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento   El yacimiento es atravesado por la sarta en forma horizontal.

Figura Nº.1.11 Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento Yacimiento   10

 

CA PÍTULO 1 CAUSAS QU QUEE OR IGIN IGINAN AN LA PE R FO FORR ACIÓN DI DIRR EC CIO CIONAL NAL Desarrollo múltiple de un Yacimiento  Cuando se requiere drenar el yacimiento lo más rápido posible o para establecer los límites de contacto gas-petróleo o petróleo-agua.

Figura Nº.1,12 Desarrollo múltiple de un Yacimiento  Yacimiento 

11

 

CA PÍTULO 2

CONCEPT CO NCEPTO O S B ÁS ICOS ICOS En la planificación de un pozo direccional se deben tener claro ciertos conocimientos de la trayectoria de la dirección que se quiere que el pozo tenga, igualmente de los conceptos generales que están involucrados en la técnica direccional.   direccional.

Azimuth Es el ángulo fuera del norte del hoyo a través del Este que se mide con un compás magnético, con base en la escala completa del circulo de 360º. 360º.   Ángulo de 

inclinación ( ):  Es el ángulo fuera de la vertical, también se llama ángulo de deflexión.

Punto de Arranque (KOP) Es la profundidad del Hoyo en el cual se coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío del mismo.

Profundidad Vertical (TVD)  Es la distancia vertical de cualquier punto dado del hoyo al piso de la cabria.

Profundidad Medida (MD) Es la profundidad en el Pozo Direccional, que se hace con la medición de la sarta (Tubería de Perforación), mide la longitud del Hoyo.  

Objetivo Es el punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrada con el hoyo desviado.

Tolerancia del Objetivo La máxima distancia en la cual el objetivo puede ser errado. 12

 

CA PÍTULO 2

CONCEPT CO NCEPTO O S B ÁS ICOS ICOS

Figura Nº. 2.1 Pozo Direccional  DIRECCIÓN U ORIENTACIÓN  ORIENTACIÓN   Ángulo fuera del norte o sur (hacia el este u oeste) en la escala de 90º de los cuatro cuadrantes.

Figura Nº. 2.2 Dirección u Orientación Orientación  

13

 

CA PÍTULO 2

CONCEPT CO NCEPTO O S B ÁS ICOS ICOS GIRO  GIRO  Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo para realizar cambio de dirección u orientación.  orientación. 

COORDENADAS Coordenadas de una localización o de un punto del hoyo, son sus distancias en la dirección N-S y E-O a un punto dado. Este es un punto cero adaptado geográficamente.

Figura Nº. 2.3 Coordenadas  PATA DE PERRO Cualquier cambio de ángulo severo entre el rumbo verdadero o la inclinación de dos secciones del hoyo.

SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO Es la tasa de cambio de ángulo real entre las secciones, expresadas en grados sobre una longitud específica.

14

 

CA PÍTULO 2

CONCEPT CO NCEPTO O S B ÁS ICOS ICOS

Figura Nº. 2.4 Pata de Perro (dog leg)

15

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 3.1 Taladro para Perforaciòn Direccional Direccional   16

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL Top Drive  Drive  Es un equipo que posee un motor eléctrico para transmitir rotación a un eje inferior a través de un sistema planetario de engranaje, y tiene además en su parte superior una unión giratoria que permite circular lodo hacia el interior del eje en rotación. La velocidad de rotación puede ser controlada desde un panel de regulación de potencia eléctrica.

Figura Nº. 3.2 Top Drive 17

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

TUBERIA DE PERFORACIÓN (DRILL PIPE) DEFINICIÓN El componente de la sarta que conecta el ensamblaje de fondo con la superficie.

Figura Nº. 3.3 Tubería de perforación FUNCIONES •  Transmitir la potencia generada por los equipos de rotación a la barrena. •  Servir como canal de flujo para trasportar los fluidos a alta presión. •  Permitir que la sarta alcance la profundidad deseada.

CARACTERÍSTICAS Cada tubo de perforación tiene 3 partes principales •  Cuerpo •  Pin •  Caja

18

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 3.4 Partes de una Tubería  CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Tabla Nº. 3.1 Caracteristicas Físicas  CLASIFICACIÓN

Tabla Nº. 3.2 Clasificación  19

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

PROPIEDADES FISICAS ESPECIFICACIONES API

Tabla Nº. 3.3 Propiedades Físicas 

TUBERÍA EXTRA-PESADA (HEAVY WEIGHT) Es un componente de peso intermedio entre la tubería y los lastrabarrenas para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por juntas extra largas, para facilitar su manejo, tiene las mismas dimensiones de la tubería de perforación corriente, debido a su peso y forma, esta tubería puede mantenerse en compresión, salvo en pozos verticales de diámetro grande.

Figura No. 3.5 Tubería Extra Pesada (Heavy Weight)

20

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL FUNCIONES Representa la zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de perforación, para minimizar los cambios de rigidez entre los componentes de la sarta.

Figura Nº. 3.6 Posición de los Heavy Weight  TIPOS

Figura Nº. 3.7 Tipos de Heavy Weight  21

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 3.8 TIPOS DE AMORTIGUADORES 

 

Tabla No. 3.4 Propiedades Física de los Heavy Weight

22

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

LASTRABARRENAS DE PERFORA PERFORACIÓN CIÓN (DRILL CO COLLAR) LLAR)

 

DEFINICIÓN   DEFINICIÓN Es un conjunto de tubos de acero o metal no magnéticos de espesores significativos, colocados en el fondo de la sarta de perforación, encima de la barrena.

Figura Nº. 3.9 Posición de los Lastrabarrenas(drill collar)  FUNCIONES Proporciona la rigidez y peso suficiente a la mecha para producir la carga axial requerida por la barrena para una penetración más efectiva de la formación.

23

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

TIPOS   NORMAL



Las barras lisas son utilizadas en circunstancias normales.   ESPIRAL



Las barras helicoidales previenen a la tubería de adherirse a la pared de la formación, mediante la reducción del área de contacto con tacto de la superficie.

Figura No. No. 3.10 Barras Espi Espiraladas raladas y Normal

24

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

DIMENSIONES

Figura Nº. 3.11 Dimensiones  HERRAMIENTAS DESVIADORAS O DEFLECTORAS Un requisito primordial para la perforación direccional es tener las herramientas desviadoras apropiadas, junto con barrenas y otras herramientas auxiliares. Una herramienta deflectora es un dispositivo mecánico que se coloca en el hoyo para hacer que se desvíe de su curso. La selección de esta herramienta depende de varios factores pero principalmente del tipo de formación en el punto de inicio de la desviación del hoyo.  Antes de empezar cualquier desviación, el lodo debe acondicionarse y el hoyo debe estar limpio de ripios. Generalmente, pasan varias horas desde el momento que se saca la columna de lodo desde el fondo del hoyo hasta que se mete la herramienta de desviación y se fija en su posición. 25

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

MOTOR El motor se mueve con el flujo del lodo de perforación por la sarta, eliminando así la necesidad de girar la sarta. Posee un estator que tiene una cavidad en espiral recubierta de un elastómero con una sección transversal elíptica a través de toda su longitud. El rotor, que es un elemento de acero, sinusoidal que corre dentro del estator

Estato   Rotor

Figura N° 3.12 Rotor y Estator del Motor

Posee una serie de cuñas que empujan el rotor de un lado de la elipse al otro en forma progresiva recurrente a través de la longitud de la cavidad. Con la finalidad de que el motor sinusoidal se mueva a través de la elipse y se adapte a la cavidad helicoidal (espiral) del estator el rotor debe girar, dando por resultado una fuerza de rotación que se usa para girar la barrena.

26

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Una vez que se ha introducido la herramienta al hoyo y se ha orientado, se pone a funcionar el motor con la torsión del fluido de perforación, entonces la mecha se asienta en el fondo. Como la herramienta es un motor de desplazamiento positivo, la torsión de perforación es proporcional a la pérdida de presión a través de la herramienta.

Figura Nº. 3.13 Vista de un Motor La presión en la superficie aumentará a medida que se le aplica más peso a la mecha o barrena. Un peso excesivo puede atascar el motor; por lo tanto, la perforación con el motor helicoidal es función de coordinar la presión disponible de la bomba con el peso sobre lla a Barrena.

Ventajas del Uso del Motor   Torque / Rotación definido por la relación de los lóbulos (lobe).



  Revolución directamente proporcional a lla a tasa de flujo.



  Suficientemente lento para utiliz utilizar ar mechas Tricónicas.



  Torque variable con peso sobre la barrena.



  Bajo requerimiento de Potencia con las Bombas del Taladro / 150 psi por



etapa. 27

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

  Herramienta fácil para ser operada.



  Tecnología muy accesible.



Desventajas del Uso del Motor   Cuenta con vida útil y potencia muy limita limitada. da.



  Significativamente muy afectado por al alta ta Temperatura (300 ºF).



  Alto torque a expensas de velocidad.



  El pobre balance radial afecta el MWD y Barrena.



TURBINA La turbina contiene rotores y estatores en forma de aspas. Los estatores están conectados al casco de la herramienta y se mantienen estacionarios. Para hacerlo funcionar, el fluido de perforación comienza a circular por la sarta de perforación. Las aspas en cada uno de los estatores estacionarios guían el lodo hacia las aspas de los rotores a un ángulo.

Figura N°. 3.14 3.14 Rotor y Estator de una Turbina

28

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

El flujo del lodo hace que los rotores, y por ende el eje de transmisión, giren hacia la derecha.

Figura N°. 3.15 Sección Motor Motoraa de una Turbina

Debido a que la unión sustituta y la mecha están conectadas al eje, la barrena gira.

Figura N°. 3.16 Sección de una Turbina

29

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Cuando un motor de de turbina se usa para desviar un hoyo, la barrena es ubicada a unas cuantas pulgadas del fondo del hoyo y se orienta. Se ponen a funcionar las bombas y la la barrena se baja ssuavemente uavemente al fondo fondo del hoyo. Cuando la turbina empieza a girar indicará una caída de presión de circulación en la superficie. Entonces, se puede aplicar el peso deseado para iniciar la perforación de la sección desviada del hoyo.

Ventajas del Uso de Turbina   Muy alta potencia.





  Herramienta de principio muy confiable.   Perfecto balance radial.



  Muy larga vida.



  La potencia no depende de Elast Elastómeros. ómeros.



  Las Turbinas tienen excelent excelente e resistencia al calor.



  Velocidad y torque son manipulables desde la superficie.



Desventajas del Uso de la Turbina   No tiene apli aplicación cación con barrenas tricónicas.   Alta potencia a expensa del flujo.





  Poca aplicación en hoyos superficiales.



  Son difíciles y costosas de desarrollar.



30

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 3.17 Diferencia entre llaa turbina y el motor de desplazamiento positivo

31

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

DESVIACIONES Existen ocasiones en las que es necesario abandonar o desviar la porción inferior del pozo. Existen muchos motivos para efectuar una desviación; la tubería de revestimiento puede estar dañada o pudo haberse caído, basura también pudo haberse caído dentro del pozo, la zona de producción puede haberse dañado en el pozo original, o puede ser necesario llegar a hasta otra zona de drenaje menos profunda. Si es necesario que se abra otra ventana en la tubería de revestimiento, primero se debe circular cemento de vuelta hacia el punto inmediatamente superior al punto de arranque del desvío, luego el cemento es acondicionado de nuevo hasta el punto de arranque del desvío. El punto de arranque del desvío se puede lograr con un sub ponderado y un motor de fondo de hoyo, en una combinación whipstock (desviador guía barrena, guía sondas). Una vez que la ventana ha sido cortada y apropiadamente removida. El diseño apropiado de un ensamblaje de fondo de hoyo es crucial. Si se mantiene el ángulo actual del pozo, un ensamblaje de hoyo empacado debe ser introducido, (péndulo) estabilizadores se ubican sobre la barrena en puntos clave. Si el pozo va a ser horizontal y el ángulo deseado aún no se ha alcanzado, un ensamblaje tipo fulcro es insertado con estabilizadores cerca de la barrena. Varios cambios de ángulo pueden llevarse a cabo durante el curso de la perforación antes que la profundidad y el objetivo hayan sido alcanzados. Dependiendo del tipo de terminación a ser realizada, la nueva sección del hoyo puede ser registrada, el revestidor auxiliar insertado y el nuevo intervalo puede ahora ser perforado y la producción puede continuar.

32

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 3.18 Herramienta de Desviación EQUIPO DE MEDICIÓN MWD (Meassurement While Drilling):  Es un sistema de telemetría de pulso positivo compuesto por tres sub-partes integradas. Estas partes son : a. Ensamblaje del Pulser en el Fondo del Hoyo. b. Ensamblaje de los Instrumentos de la Probeta en el Fondo del Hoy Hoyo o c. Sistemas de Superficie. 33

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

a. 

E l E ns am ambl bla aje de dell P ulser uls er en el Fondo del del Hoyo:   Esta parte del equipo es donde se ancla la herramienta para que pueda operar en forma segura y consta de un lastrabarrena antimagnético que posee un diámetro interior superior a una normal, esto con el objeto de poder alojar en su interior la sarta de sensores MWD permitiendo así que el flujo del lodo de perforación no sea restringido.

Pulser

Probeta

Figura N°. 3.19 Pulser y Probeta del MWD

b. 

E ns ambla amblaje je de los IIns ns trumentos de la P robeta en el el F ondo d del el Hoy Hoyo o: Está compuesto por el rotor, sensores y partes eléctricas (Assembly directional) y las baterías.

Figura N°. 3.20 Disposición de la Herramienta de MWD

34

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL c. 

Sistema de Superficie:   Este sistema se encarga de decodificar la señal que llega a la herramienta desde el fondo del pozo y la entrega al operador en un sistema métrico decimal, a través del terminal de computaci computación; ón; está compuesto por el transductor, la caja de distribución, el filtro activo, el panel visual del ángulo, azimuth y cara de la herramienta (tool face), el ploteador y el computador. Una de las aplicaciones más comunes para un sistema MWD direccional es orientar el motor cuando se está cambiando la dirección de la perforación. Los sensores ubicados inmediatamente encima del motor, que toman mediciones de inclinación, azimuth y orientación de la cara de la herramienta mientras esta perforando, suministran una información inmediata al perforador direccional de la trayectoria del hoyo.

LWD (Logging While Drilling): El LWD incluye sensores que miden la velocidad acústica y provee imágenes eléctricas del buzamiento de la formación, colocados en los lastrabarrenas antimagnéticos. Las cadenas de sensores comunes incluyen combinaciones Gamma Ray, Resistividad y Densidad - Neutrón.

CROSS OVER OVER

Son herramientas diseñadas para unir las partes de perforación que tienen diseño de roscas diferentes y se colocan normalmente entre la tubería y los lastrabarrenas pero también pueden colocarse en otros puntos.Un cross over tiene roscas diferente macho y hembra.

35

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

CROSS OVER

ROSCA CAJA

ROSCA PIN

CROSS OVER

ROSCA PIN

 

Figura N°. 3.21 CROSS OVER   ESTABILIZADORES En la perforación direccional se hace uso de los estabilizadores para controlar o modificar el ángulo de inclinación del pozo de acuerdo a lo deseado. Los estabilizadores se instalan en la sarta de perforación de acuerdo a la necesidad; aumentar, reducir, mantener el ángulo. Aunque existen varios tipos de estabilizadores para la perforación direccional básicamente son utilizados dos tipos.

36

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura N°. 3.22 Estabilizadores

37

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL Estabilizador tipo camisa Es aquel donde solamente es necesario cambiar la camisa, cada vez que se necesite un estabilizador de diferente diámetro o cuando haya desgaste de sus aletas.

Estabilizador tipo Integral Es aquel donde se tiene que cambiarlo completamente cada vez que se requiere un estabilizador de diferente diámetro.

Figura Nº. 3.23 Estabilizador tipo camisa y tipo integral   Contribuyen a reducir la fatiga en las conexiones



  Permiten reducir la peg pega a de la sarta



  Previene cambios bruscos de ángulo



  Ayudan a mantener llos os lastrabarrenas centrados



  Ampliadores



38

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL Funciones   Proporcionar una buena àrea de contacto con el propósito de centralizar la



barrena y los lastrabarrenas. 

  La disposición de estos en el BHA depende de la trayectoria que se quiera trazar en el hoyo.

Figura N°. 3.24 Tipos de Estabilizadores

39

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

ESCARIADORES 

  Mantiene el hoyo en pleno cali calibre. bre.   Se emplea como ensanchador cuando se perfora en formaciones duras



  Limpieza del hoyo.



Figura N°. 3.25 E s ca cariad riador or

HERR AMIENT AMIENTAS AS E SPE CIALES   MARTILLO Herramienta colocada en la sarta de perforación para ser utilizada en caso de atascamiento de la tubería.

40

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura N°. 3.26 Martillo CARACTERÍSTICAS   Mecánicos, hidráulicos .



 Permanecen en el pozo durante un largo periodo de perforación continua,



aún en condiciones difíciles.   Diferentes diámetros.



  Se ajustan en la superficie o en el pozo.



  Pueden golpear hacia arriba o abajo.



  Calibración modificable.



  Unión flexible (articulación limi limitada) tada) .



41

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura N°. 3.27 Funcionamiento del Martillo

42

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

 A MOR TIG TI G UA D OR E S   Contribuyen a reducir la fatiga y las fallas en las conexiones de los



lastrabarrenas.   Ayudan a incrementar la vida útil de la mecha debido a la reducción de las



fuerzas actuante sobre ellas, protegiendo la estructura de corte y los cojinetes.   Reducen posibles daños a los equipos en superficie.



Figura N°. 3.28 Amortiguador  

43

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

VÁLVULA FLOTADORA Es una válvula tipo “CHECK” que impide el contraflu jo del lodo de perforación.

Figura N°. 3.29 Válvula Flotadora BARRENAS Elemento cortante o herramienta que perfora el hoyo en las operaciones de perforación.

44

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

45

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura N°. 3.30 3.30 Ensamblaje Direccional

46

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Etapas Previo a la construcción de un pozo direccional es necesario conocer cierta información que permita realizar una planificación confiable, dentro de los que se tienen:

  Perfil de Pozo y Aplicación.



  Condiciones del Yacimiento.



  Requisitos de la Completación.



*

Completación del hoyo iniciado o revestido

*

Ubicación del equipo de Completación

*

Requisitos del Tamaño del Hoyo

  Restricciones del Objetivo



*

Ubicación

* *

Tamaño Forma

*

Presencia o ausencia de marcadores geológicos

  Tamaño del Hoyo y Revestidor



  Puntos de Asentamiento de los Revestidores.



La construcción de un pozo direccional puede contar con dos o tres etapas, dependiendo de la configuración direccional propuesta para el pozo. Estas etapas son incremento de ángulo, mantenimiento de ángulo y disminución de ángulo; contándose con ensamblajes de fondo (BHA) especiales para cada etapa direccional:   Fulcro.



  Pendular



  Empacado 



47

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Increment Inc remento o de Áng ulo del del P ozo. Las herramientas desviadoras se usan para perforar los primeros 20-30 pies de curvatura del hoyo. Esto se considera aplicable excepto al uso de los motores, que pueden usarse para perforar toda la sección curvada. Si se ve que el hoyo no está curvándose a una velocidad satisfactoria, probablemente se tendrán que colocar varias herramientas deflectoras. En muchos casos, sin embargo, sólo se necesita la colocación de una herramienta desviadora, después de lo cual una mayor curvatura se logra con la aplicación del principio de un estabilizador que no gira insertado en la sarta de perforación encima de la barrena ( Near Bit ). ). Con la barrena girando en el fondo, se aplica suficiente peso para causar el doblez del ensamblaje del fondo, denominado FULCRO.

Figura N°. 3.31 Estabilizadores En hoyos con 5° o más de inclinación, el doblez será hacia el lado inferior del hoyo. Este brazo de palanca hace que la barrena empuje fuertemente hacia el lado alto del hoyo resultando en un aumento del ángulo a medida que progresa la perforación.

48

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La flexibilidad de la sarta de perforación encima del Near Bit y el peso aplicado determina el incremento del ángulo por cada cien pies de hoyo. Entre más flexible sea esa porción de la sarta más rápido será el incremento del ángulo que se obtenga. Entre menor sea el diámetro de la tubería, mayor será el brazo de palanca que se puede aplicar a la barrena.

Pandeo  Gravedad

Fuerza Lateral de Punto

Fi Figg ura N°. N° . 3.32 3.32 Increment Incremento o de de A ng ul ulo o La velocidad de incremento del ángulo, o  pata de perro, es muy importante, el máximo ángulo confiable es de aproximadamente 5° por cada cien pies perforados.

Los áng ángulos ulos mayores de 5° por cada cien pies pueden causar

dificultades, dependiendo de la profundidad a la cual ocurre la curvatura del hoyo. Si la velocidad de curvatura es alta, se pueden formar ojos de llave en el hoyo, o si la curva está revestida, el revestidor se puede desgastar completamente mientras se perfora la parte inferior del hoyo.

49

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Este desgaste se atribuye al hecho de que el peso combinado de la sarta de perforación y del lodo, debajo de la curva forza a la sarta contra la pared del hoyo. Por esta razón, la planificación de ángulos muy marcados en el diseño del pozo deberá realizarse sólo cuando se está próximo al objetivo o target . Durante el aumento del ángulo se deberán hacer inspecciones direccionales cada 20 a 30 pies para evitar perder el control del hoyo. Si el ángulo está aumentando muy rápido, una reducción del peso sobre la mecha, combinada con la reducción de la velocidad rotatoria disminuirá la tasa de incremento del ángulo. Si el ángulo no está aumentando según el diseño, se deberá aplicar más peso a la mecha e incrementar la velocidad rotatoria. En formaciones blandas, blandas, el incremento incremento en el ángulo se puede lograr con la hidráulica de la barrena y con el uso de estabilizadores.

Mantenimiento del ángulo del hoyo Cuando se ha aumentado el ángulo correcto del hoyo, se vuelve entonces un problema mantener ese ángulo hasta la profundidad total de un pozo direccional del tipo tangencial o mantener el ángulo hasta que el pozo esté listo para volver a la vertical en el tipo “S”. Mantener el ángulo requiere un ensamblaje d e fondo

rígido o empacado de mantenimiento y prestarle atención estricta al peso sobre la barrena.

50

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Un ensamblaje de fondo rígido típico tiene un estabilizador encima de la barrena (Near Bit ) y otros estabiliz estabilizadores adores colocados encima de un lastrabarrena . El estabilizador   deberá tener un diámetro externo tan grande como sea posible en

función del diámetro del hoyo y sin embargo, con un diámetro interno pequeño para poder pescarlo en caso de pega de tubería. Los estabilizadores de mayor diámetro y rígidos también ayudarán a evitar que el hoyo se desvíe a la derecha o a la izquierda del curso propuesto. La desviación generalmente, la causa la inclinación y rumbo del estrato.

Figura Nº. 3.33 Mantenimiento de Ángulo Otro tipo de ensamblaje de fondo rígido consiste en un Near Bit , un lastrabarrena cuadrado y un estabilizador encima de ésta.

La rigidez del

lastrabarrena

cuadrado permite mantener la dirección; forzando a perforar en una línea inclinada, pero recta. Sin embargo, los lastrabarrenas cuadrados se doblan si se aplica peso excesivo. Además, se coloca un estabilizador encima de la carcaza del motor. 51

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Mientras se perfora hacia adelante, se usa una rotación muy lenta de la sarta que reduce el daño al revestidor y a la tubería de perforación, y los estabilizadores, por su parte, se encargan de mantener la dirección del hoyo.

Disminución del Ángulo en el Hoyo Cuando es necesario disminuir el ángulo del hoyo en un pozo desviado tipo “S”, el

efecto del péndulo se aplica al ensamblaje de fondo. Para aplicar el efecto tipo péndulo, el Near Bit   se elimina de la sarta, pero se requiere un estabilizador superior, colocado encima del lastrabarrena que conecta la barrena. La fuerza de gravedad actúa sobre este lastrabarrena haciendo que la barrena tienda a perforar hacia el centro. La barrena es forzada contra el lado bajo del hoyo por el peso del estabilizador y como la barrena puede perforar a los lados así como hacia adelante, el ángulo disminuye cuando la barrena perfora hacia adelante. En otras palabras, el lastrabarrena y la barrena se comportan como un péndulo que busca la posición vertical.

.

Fi Figg ura Nº. Nº. 3.3 3.344 Dis minución d dee Á ng ul ulo o  52

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La distancia a la cual se coloca el estabilizador depende de la rigidez del lastrabarrena. Un lastrabarrena de menor diámetro es más flexible y se doblará más fácilmente que uno de diámetro mayor. Si se usa un lastrabarrena de menor diámetro, el estabilizador tendrá que colocarse más abajo en el ensamblaje para evitar que el lastrabarrena se doble entre la barrena y el estabilizador. En este caso, la tasa de penetración disminuye debido a que no se puede aplicar tanto peso en la barrena como a un lastrabarrena de mayor diámetro. El peso aplicado a la barrena también influye sobre el efecto de péndulo. Un peso excesivo aplicado a la barrena hará que se doble el lastrabarrena de fondo y toque el lado bajo del hoyo anulando el efecto péndular, el ángulo del hoyo podría aumentarse. Como consecuencia, debe haber un equilibro entre la tasa de penetración y la velocidad de disminución del ángulo. La velocidad de disminución, así como la velocidad de aumento del ángulo, no deberá ser mayor de 5° por 100 pies, aún cuando la curvatura del hoyo esté cerca de la profundidad total y no sea probable que se formen ojos de llave o que se dañe la sarta de perforación. Algunos limitan la velocidad de disminución a 2° por cada 100 pies. Si la disminución es menor de la esperada, se pueden usar herramientas deflectoras para regresar el hoyo a la vertical. En un pozo tipo “S”, cuando existen dos curvas o “patas de perro”, el motor de

fondo puede usarse para perforar el hoyo vertical. El hoyo se perfora con peso ligero y con bajas revoluciones por minutos del motor para ayudar a mantener la dirección vertical. La tubería de perforación se gira muy lentamente o no se gira. Una vez que el hoyo tipo “S” se ha regresado a la vertical, el hoyo se perfora de la

manera convencional hasta la profundidad total.

53

 

CA PÍTULO 3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº 3.35 Tipos de Ensamblajes 54

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S POZO DIRECCIONAL TIPO TANGENCIAL. NNNNMM TANGENCIAL. NNNNMM La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente somera, manteniéndose prácticamente constante hasta alcanzar la profundidad final. Se aplica especialmente en aquellos pozos que permiten explotar arenas de poca profundidad donde el ángulo de desviación es pequeño y no se necesita un revestidor intermedio. También, puede usarse para hoyos más profundos que requieran un desplazamiento lateral grande. En estos hoyos profundos, la sarta del revestidor intermedio se coloca a través de la sección curva hasta la profundidad requerida. El ángulo inicial y la dirección se mantienen entonces debajo de la tubería de revestimiento hasta la profundidad total. Las aplicaciones prácticas respecto a otros tipos de hoyos direccionales se sustentan en puntos de arranques (KOP) a profundidades someras, ángulo de inclinación moderado y configuración de curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo. Estas características disminuyen potencialmente el riesgo de pega de tuberías.

Figura Nº. 4.1 Pozo Direccional Tipo Tangencial

55

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S

Figura Nº. 4.2 Perfil Tangencial Formulas para determinar determinar el Radio de Curvatura(R) Curvatura(R) y el Ángulo Máximo de Desviación (aº) de un pozo tipo Tangencial.   Radio de Curvatura (R)



56

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S Ángulo Máximo de Desviación (aº)

Figura Nº. 4.3 Formulas para el cálculo del Ángulo de Desviación Máximo

57

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S La figura 4.3 muestra las formulas para el cálculo del ángulo de desviación máximo (aº) utilizado en este tipo de pozo direccional tipo tangencial dados los tres posibles casos:   Primer caso donde el Radio de Curvatura (R) es igual al Desplazamiento 

Horizontal (D3) o desvio.   Segundo caso donde el Radio de Curvatura (R) es menor al Desplazamiento



Horizontal (D3) o desvio.   Tercer caso donde el Radio de Curvatura (R) es mayor al Desplazamiento



Horizontal (D3).

Donde aº = ángulo máximo de desviación ((figura figura 4.3). D = Profundidad vertical al objetivo desde el (KOP) ((fig. fig. 4.3).

POZO DIRECCIONAL TIPO “S”  Este tipo de pozo direccional se caracteriza por presentar una sección de aumento de ángulo, una sección tangencial y una de disminución de ángulo hasta alcanzar la verticalidad. Se emplea en hoyos profundos en áreas en las cuales las dificultades con gas, flujo de agua, etc., exigen la colocación de una tubería de revestimiento intermedia.

Figura Nº. 4.4 Tipo “S”  58

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S

Figura Nº. 4.5 Perfil Tipo “S” 

Formulas para calcular el Radio de Curvatura y el Ángulo Máximo de Desviación de un pozo tipo “S”    Radio de Curvatura



Para el pozo direccional tipo “S” es necesario calcular dos radios de

curvatura, un radio de curvatura para la sección de aumento (R 1) y un radio de curvatura para la sección de descenso (R 2)

59

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S   Ángulo Máximo de Desviación (amax).



La figura 4.6 ilustra las formulas utilizadas para el cálculo del ángulo de desviación, dados los posibles dos casos.  Primer caso donde el Radio de curvatura uno (R 1) más el Radio de curvatura



dos es mayor al Desplazamiento al objetivo (D 4).  Segundo caso donde el Radio de Curvatura uno (R 1) más el Radio de



Curvatura dos (R2) es menor al Desplazamiento al objetivo (D 4).

Figura Nº 4.6 Cálculo del Ángul Ángulo o de inclinación usando el pozo direccional tipo “S”  60

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S

Donde: D4 = Desplazamiento al objetivo V4 = Profundidad vertical al objetivo V1 = Punto de arranque (KOP) R1 = Radio de curvatura de la sección de aumento R2 = Radio de curvatura de la sección de descenso amax = ángulo máximo de desvio

POZO DIRECCIONAL Tipo “S” Especial  Especial   Presentan las mismas secciones que un pozo direccional tipo “S” a diferencia que

en la sección de caída del ángulo no se alcanza la verticalidad y se perfora la arena objetivo manteniendo cierto ángulo de desviación.

Figura Nº. 4.5 Tipo “S” Especial 61

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S

Figura Nº. 4.6  4.6 Tipo “S” Especial 

Figura Nº. 4.7  4.7 Tipo “S” Especial  62

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S

63

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S FORMULAS PARA CALCULAR LA DIRECCIÓN Y EL DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL DE UN POZO DIRECCIONAL

EJERCICIOS 1.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo : Coordenadas de Superficie: S: 134444,66 mts ; O: 12060,09 mts Coordenadas de Objetivo: Objetivo: S: 134050,74 mts; O: 12060,09 mts Calcular:   Dirección 

  Desplazamiento Horizontal



  Graficar a escala en papel milimetrado milimetrado la Dirección y el Desplazamiento Desplazamiento del



pozo.

2.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo: Coordenadas de Superficie: S: 134319,04 mts; O: 11620,43 mts Coordenadas de Objetivo: Objetivo: S: 134050,74 mts; O: 12060,09 mts Calcular:  Dirección 

 Desplazamiento Horizontal



 Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el Desplazamiento del de l



pozo. 64

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S 3.- Con la siguiente iinformación nformación geológica y el levantamiento topográfico diseñar un pozo direccional tipo tangencial. Coordenadas de Superficie: S: 16202,64 mts ; E: 13338,99 mts Coordenadas del Objetivo: S: 16470,38 mts ; E: 13229,00 mts Profundidad final al objetivo (D) : 2090 pies Punto de Arranque (KOP) : 347 pies Tasa de Aumento de Ángulo : 3º / 100 pies Radio de Tolerancia ; 100 pies Nota: La tasa de aumento de ángulo y el radio de tolerancia son parámetros preestablecidos en la planificación del programa de perforación. Calcular:   Dirección   Desplazamiento Horizontal





  Radio de Curvatura



  Ángulo de Inclinación Máximo



Graficar   Plano vertical (Inclinación) 

  Plano Horizontal (Dirección)



(Escala, 1 : 100) ó 1 ccentímetro entímetro = 100 pies Calcular:   Profundidad Medida del pozo 

  Profundidad vertical verdadera



Comparar   El desplazamiento horizontal graficado con con el desplazamiento horizontal 

calculado (deben ser similares).

65

 

CA PÍTULO 4 TIPOS TI POS DE POZ POZOS OS DIRE CCIONALE S 4.- Con la siguiente inf información ormación geológica y el levantamiento topográfico diseñar un pozo direccional tipo “S”   Coordenadas de Superficie : N: 10000 pies; E: 30000 pies Coordenadas del Objetivo : A  N: 8260 pies; E: 29534 pies Punto de Arranque (KOP1) : 1480 pies Tasa de aumento de ángulo : 2º/100 pies Radio de tolerancia : 100 pies a la profundidad vertical de 4800 pies (Pvv) N: 7432 pies ; E: 29312 pies Coordenadas del objetivo: B  Tasa de disminución de ángulo hasta 0º de inclinación: 2-1/2º/100pies a 6695 pies. Radio de tolerancia :100 pies a la profundidad vertical de 7000 pies (Pvv). Calcular:   Dirección 

  Desplazamiento Horizontal



  Radio de Curvatura uno (R1) y Radio de Curvatura dos (R2)



  Ángulo de Inclinación Máximo



Graficar:   Plano Vertical (Inclinación) 

  Plano Horizontal (Dirección)



(Escala 1:400) ó 1 cm=400 pies Calcular   Profundidad Medida del Pozo 

  Profundidad Vertical Verdadera del pozo



Comparar   El Desplazamiento Horizontal Calculado con el Desplazamiento Horiz Horizontal ontal 

Graficado.

66

 

CA PÍTULO 5  MÉ TO TOD D OS D E E S TU TUD D I O S D I R E C C I ONA ON A L E S  Métodos de Es E s tudios tudio s D i recci rec ci onales  Método Tang enc encii al al.. Este método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma inclinación y el mismo rumbo entre dos estaciones. Este método presenta imprecisiones en el cálculo, especialmente en pozos tipo ta ngencial y tipo “S”, en los que indica un menor desplazamiento vertical y mayor desplazamiento horizontal de lo que realmente hay en el hoyo.

 Método de Á Áng ng ulo PPro romedio. medio. Se basa en una suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre dos estaciones. Este método es mucho más difícil de justificar teóricamente, sin embargo, lo suficientemente sencillo para usarlo en el campo.

 Método de R adio de C ur urvatura vatura Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudio. Este método es muy preciso, sin embargo, no es fácil su aplicación el campo porque requiere el uso de una calculadora o computadora programable.

 Método de Cu Curr vatura Mínima Míni ma Es el método que probablemente estima en una forma más confiable el comportamiento de la direccional en cualquier tipo de pozo, y se basa en la suposición de que el pozo es un arco esférico con un mínimo de curvatura, por lo que existe un máximo radio de curvatura entre dos puntos o estaciones. Aunque este método también comprende muchos cálculos complejos que requieren computadora programable, es el de mejor justificación teórica y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo. 67

 

CA PÍTULO 5  MÉ TO TOD D OS D E E S TU TUD D I O S D I R E C C I ONA ON A L E S En vista de que la comparación entre los métodos estudiados nos indica para algunos imprecisión y para otros precisión pero complejidad en cálculos a nivel de campo; nos limitaremos a desarrollar el Método del Ángulo Promedio (Tabla de Campo) el cual nos dará los valores necesarios para el posterior ploteo en las curvas planificadas tanto en la proyección vertical (inclinación) como en la proyección horizontal (dirección).  A continuación se muestra la tabla de campo, así como las formulas para el llenado de dicha tabla.

68

 

CA PÍTULO 5  MÉ TO TOD D OS D E E S TU TUD D I O S D I R E C C I ONA ON A L E S

69

 

CA PÍTULO 5  MÉ TO TOD D OS D E E S TU TUD D I O S D I R E C C I ONA ON A L E S EJERCICIO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO DEL ÁNGULO PROMEDIO Con los siguientes datos de campo, llenar la tabla de campo aplicando el Método del Ángulo Promedio y plotear llos os valores de las columnas (vii - ix) y (xiv – xv) en el plano de inclinación y dirección del pozo direccional tangencial número 3 del capítulo 4.

MWD

PROFUNDIDAD (pies)

INCLINACIÓN

RUMBO

(grados)

1

347

¼

N 80 E

2

360

½

S 40 E

3 4

390 420

1 2 1/2

S 30 E S 15 E

5

550

5

S 15 O

6

750

10

S 23 O

7

850

12

S 26 O

8

950

14

S 26 O

9

1050

17

S 28 O

10

1150 1150

19

S 27 O

11

1250

21 ½

S 26 O

12

1350

24

S 26 O

13

1450

26

S 25 O

14

1550

28

S 25 O

15

1650

30

S 25 O

16

1750

32

S 25 O

17

1850

31.5

S 25,25 O

18

1950

32

S 24 O

19

2050

31.5

S 24 O 70

 

CA PÍTULO 5  MÉ TO TOD D OS D E E S TU TUD D I O S D I R E C C I ONA ON A L E S

71

 

CA PÍTULO 5  MÉ TO TOD D OS D E E S TU TUD D I O S D I R E C C I ONA ON A L E S

72

 

CA PÍTULO 6

CORR E CCIÓ CCIÓN N POR PO R DEC LINAC LINAC IÓN IÓN MAG MAG NÉTICA NÉTICA  Antes de hacer los cálculos es necesario corregir el ángulo de dirección a la dirección real, ya que todos los instrumentos de estudios magnéticos están diseñados para apuntar hacia el norte magnético, a tiempo que los planos direccionales se grafican con relación al norte real. El grado de corrección necesaria varía de sitio en sitio. Las variaciones se indican en gran número de gráficos que se denominan “isogónicos”.

Calculados para

diferentes localizaciones geográfica. Esto es motivado a que los polos magnéticos de la tierra mantienen un campo de magnetismo que puede ir variando con el tiempo, por lo que es necesario realizar estudios de magnetismo frecuentemente en aquellos lugares donde la precisión debe ser lo más exacta posible. En Venezuela podemos mencionar que en la actualidad estamos considerando para el Lago de Maracaibo una declinación de 7º Oeste y para el Oriente del país una declinación de 12º Oeste. Recientemente científicos han elaborado una nueva teoría que explica el por qué de los desplazamientos misteriosos del polo norte magnético de la tierra. La respuesta puede estar a cientos de kilómetros bajo la superficie, en una zona que los investigadores consideran como la de mayor actividad química en el mundo. Durante alrededor de 1200 años, los geógrafos han advertido cambios periódicos en la dirección del norte magnético en la dirección del norte magnético, lo suficientemente importante como para obligar a la revisión de mapas, en un promedio de un grado por década. Para averiguar el por qué de este fenómeno, se realizó un laboratorio en el cual se reproducen las condiciones de alta temperatura y presión del lugar donde la manta rocosa se encuentra con el magma, a unos 2800 kilómetros bajo la superficie del planeta. Se cree que esta puede ser la zona de mayor actividad química de la Tierra, esto basado en el estudio realizado por científicos de Berkeley y de Santa Cruz. 73

 

CA PÍTULO 6

CORR E CCIÓ CCIÓN N POR PO R DEC LINAC LINAC IÓN IÓN MAG MAG NÉTICA NÉTICA Los experimentos sugirieron que el nivel inferior de la capa rocosa reacciona ante el intenso calor del magma, incrustando glóbulos de aleaciones ricas en hierro en la capa rocosa. Dicho material rico en metales desviarán las líneas de campo magnético generado en el centro de la tierra, haciéndolas converger en algunas regiones y diverger en otras, según la teoría de los expertos. Esto influye mucho en la variación de la intensidad del campo magnético medido en la superficie de toda la tierra, se dijo en reciente reunión anual de la Unión Geofísica. El efecto neto de éstas variaciones a lo largo del tiempo, desplaza la ubicación del polo norte magnético, la dirección hacia la cual apunta la aguja de una brújula. La moderna teoría sostiene que los cambios dentro del magma controlan los cambios regionales de intensidad del campo magnético. Los investigadores esperan hacer más averiguaciones acerca de las mediciones magnéticas, comparándolas con mapas de ondas sísmicas provenientes de la región del magma. Teniendo éxito en la comprensión de los procesos físicos que se producen ahora se podrá entender mejor la causa y la dinámica de inversiones en el campo magnético de la tierra, que ocurren una vez cada varios millones de años.

74

 

CA PÍTULO 6

CORR E CCIÓ CCIÓN N POR PO R DEC LINAC LINAC IÓN IÓN MAG MAG NÉTICA NÉTICA

Figura Nº. Mapa Isogónico de los Estados Unidos

75

 

CA PÍTULO 6

CORR E CCIÓ CCIÓN N POR PO R DEC LINAC LINAC IÓN IÓN MAG MAG NÉTICA NÉTICA

Declinación 2º Este NORTE MAGNÉTICO

NORTE VERDADERO

AZIMUTH

N 42º E

____________________

_____________

N 39º O

____________________

_____________

S 88º O

____________________

_____________

N 89º O

____________________

_____________

N 89º E

____________________

_____________

N 42º E

____________________

_____________

N 39º O

____________________

____________

S 88º O

____________________

____________

N 89º O

____________________

____________

N 89º E

____________________

____________

Declinación 4º Oeste

Observando el gráfico y dados los valores de declinación, obtener las nuevas coordenadas con su conversión a coordenadas polares. 76

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL   Pozos Horizontales Son pozos perforados horizontalmente o paralelo a la zona productora con la finalidad de tener mayor área de producción.

Figura Nº 7.1 Perforación de un pozo Horizontal

APLICACIÓN PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL  HORIZONTAL   Horizontes productores que tienen zonas fracturadas escasamente dispersas en el yacimiento, difíciles de atravesar con pozos verticales.

77

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL  

•  Yacimientos que tienen problemas de conificación de agua. Típicamente,

intervalos productores emparedados entre una capa suprayacente de gas y un acuífero situado abajo. Con los pozos horizontales es posible reducir el flujo de agua para un régimen dado de producción. •  Yacimientos con horizontes productores de poco espesor, espesor, en los que se

requeriría gran número de pozos verticales para efectuar su desarrollo. •  Obras de recuperación secundaria o terciaria, ya que los pozos horizontales

pueden incrementar notablemente el índice de inyectividad y mejorar el barrido del área circundante. •  Evaluación de nuevos yacimientos. Los pozos horizontales permiten

estudiar la evolución geológica y dar información valiosa para programar el desarrollo del campo.

TIPOS DE POZOS HORIZONTA HORIZONTALES LES   Los sistemas de perforación horizontal se definen mediante la longitud de radio de giro o el incremento angular (BUR), el uso de las técnicas de perforación horizontal con motores articulados, nos permite también diferenciar los sistemas de acuerdo al tipo de herramienta utilizada. Existen cuatro tipos o sistemas de pozos horizontales básicos: •  Radio largo, tasas de iincremento ncremento de ángulo entre 2-5º/100 pies ( hoyos 8 ½”-12 ½”). •  Radio medio, tasas de incremento de ángulo entre

8-20º/100 pies (

hoyos 6”-8 ½”) motores rígidos.  

78

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL   •  Radio corto, tasas de incremento de ángulo entre 1-4º/100 pies ( hoyo 6”)motores articulados. •  Radio ultra corto tasa de incremento de ángulo de 9º/pie (hoyo 4”) motores

articulados.

Figura Nº.7.2 Tipos de Pozos Horizontales 

MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS HORIZONT HORIZONTALES ALES  Actualmente existen cuatro métodos de construcción para p ara pozos h horizontales orizontales los cuales difieren de la forma de construcción del ángulo máximo al objetivo.

79

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL   Estos métodos son conocidos como:

1. Métodos de Curva de Construcción Sencilla  La curva de construcción está compuesta de un intervalo de construcción continúa, comenzando desde el punto de arranque (KOP) y finalizando con el ángulo máximo al objetivo. Este tipo de curva se perfora generalmente con un motor de construcción de ángulo sencillo.

Figura Nº. 7.3 Curva de Construcción Sencilla  2. Método de Curva de Construcción Tanque Simple  La curva de construcción está compuesta por dos intervalos de incremento de ángulo, separados por un intervalo tangencial. Generalmente para los intervalos de construcción de ángulo se utiliza el mismo ángulo del motor de fondo el cual producirá la misma tasa de curvatura.

Figura Nº.7.4 Curva de Construcción Tanque Simple

80

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL   3. Método de Curva de Construcción Tangente Compleja  La curva tangente compleja utiliza dos intervalos de construcción separados por un intervalo tangente ajustable. Este método difiere del tangente simple debido a que utiliza una orientación de la cara de la herramienta (tool face) en la segunda curva que produce una combinación de construcción y movimiento en este intervalo. Dicha curva permite al supervisor en sitio ajustar la tasa de construcción vertical cambiando el ángulo de la cara de la herramienta (tool face) para asegurarse llegar al objetivo.

Figura Nº. 7.5 Curva de Construcción Tanque Tanque Compleja

4. Método de Curva de Construcción Ideal  Este método utiliza dos intervalos de construcción, diferenciándose cada intervalo en la tasa de incremento de ángulo. Su diferencia con los dos métodos anteriores está en la no existencia de una sección tangencial.

Figura Nº. 7.6 Curva de Construcción Ideal  81

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL  

MOTORES DE FONDO UTILIZADAS EN PERFORACIÓN HORIZONTAL HORIZONTAL   UTILIZADAS  UTILIZADAS  Los motores de fondo son herramientas que tienen la particularidad de eliminar la rotación de la sarta mediante una fuerza de torsión pozo abajo, impulsada por el fluido de perforación.

Figura Nº. 7.7 Motores de fondo utilizados utilizados en perforación horizontal 

82

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL  

TIPS TIPS PARA PE R FORA R UN POZO POZO HORIZONT HORIZONTAL AL 1. Con respecto al taladro de perforación se recomienda, alta capacidad capacidad de torque, malacate de 4000 HP, top drive de 60000 lbs-pie de torque, bombas de lodo de 2000 HP. 2. Con respecto a los drill pipe (tubería de perforación) deben ser de 5”ya que se aumenta en un 50% la capacidad torsional.   Con respecto a la sarta de tubería, se van a utilizar muchos drill pipe (tubería de perforación) y pocos heavy weight (tubería extra pesada) espiralados. 3. No se utilizan llastrabarrenas astrabarrenas (drill collar). 4. Con respecto al martil martillo, lo, se debe colocar muy cerca de la barrena y entre heavy weight, dos heavy weight por debajo cerca de la barrena y tres heavy weight por encima del martillo y por encima de d e estos se debe colocar muchos drill pipe (tubería de perforación) en una relación 3:1 o sea por cada heavy weight se deben colocar tres drill pipe (tubería de perforación) hasta el final de la curva. No debe colocarse el martillo a nivel de la curvatura ni en la sección vertical ya que a este nivel la acción del martillo se pierde el efecto a nivel de la curvatura debido a la fricción y cuando la onda llegue al final de la mecha (donde está pegada la sarta) la onda ya no tiene efecto. 5. Con respecto a los aceleradores, no es convenientes colocarlos en la perforación horizontal.

83

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL   6. Con respecto a la selección del fluido de perforación, se debe hacer énfasis en las propiedades reológicas, geles, control de filtrado, propiedades inhibitorias y lubricidad, además del problema de remoción de los ripios de perforación, ya que en un pozo horizontal estos son transportados en un anular que varía la inclinación de 90 a 0 grados, y obviamente, los parámetros óptimos del fluido de perforación cambiaran de una sección a otra. Los lodos de emulsión inversa poseen dos características que determinan el éxito de la perforación. 1. Estos fluidos están diseñados con un míni mínimo mo de filtrado. Esto crea una concentración que permite excelentes características de remoción; por ejemplo, no hay deshidratación en el anular o incremento del revoque sobre la cara de la formación. 2. La fase oleosa externa del lodo permite la estabilidad del hoyo y excelente lubricidad durante las operaciones de perforación. 7. Con respecto a la terminación de pozos horiz horizontales, ontales, se ha reportado una cantidad considerable de información sobre como terminar exitosamente los pozos horizontales. Sin embargo, no se ha definido un método para predecir la selección de estrategias de terminación más efectivas a fin de asegurar el aprovechamiento del pozo. Esto se debe a que puede no ser práctico o efectivo en costos abrir la longitud terminada del hoyo dentro del yacimiento. Entre las terminaciones más comunes para pozos horizontales se tienen: pozos terminados selectivamente, utilizando empacadura inflable con ranuras alternadas. Sección no ranurada y un liner cementado el cual ha sido subsecuentemente cañoneado.

84

 

CA PITULO 7

T E O R IA GE NER AL DE LA PE R FO FORR ACIÓN HO HO R IZO IZONTAL NTAL  

Figura Nº 7.8 Completación Original de un Pozo Horizontal

85

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

 S E V E R ID A D D DEE L A P A TA D E P E R R O (D (Dog og L eg S ever everii ty) Muchos problemas pueden ser evitados prestando especial atención a la tasa de cambio del ángulo. Idealmente, el ángulo debería ser construido gradualmente a 2°/100 pies, con un máximo de seguridad de aproximadamente 5°/100 pies. Sin embargo, cambiar el ángulo desde 3° hasta 7 u 8° no es seguro. Un cambio de ángulo debe ser distribuido sobre toda la trayectoria. Si un ángulo de 3° es añadido ligeramente sobre 100 pies y la dirección horizontal no cambia, probablemente no se presentarán problemas durante perforaciones subsecuentes o producción. Sin embargo, si el incremento ocurre en los primeros 50 pies, con los últimos 50 pies permaneciendo recto la tasa de construcción en los primeros 50 pies es: 3°*100/50=6°/100pies. La severidad de la pata de perro es más compleja. Tantos cambios verticales como horizontales, deben ser considerados a lo largo de la trayectoria con una inclinación promedio. Si la inclinación se construye ligeramente desde 8 a 12°/80 pies, la tasa de construcción es 5°/100pies. Pero, si la dirección del hoyo cambia 25° al mismo tiempo, el factor de severidad de la pata de perro se transforma en 7°/100 pies y el hoyo tiene una forma de espiral. Patas de perro severas en la parte superior del hoyo pueden causar ojos de llaves. El peso de la tubería de perforación por debajo de la pata de perro forza a la tubería contra el lado bajo del hoyo ocasionando una caverna fuera de calibre muy pequeña para que una junta o una barra pase a través de ella. Cuando la tubería es levantada o bajada, esta puede pegarse en el ojo de llave y tendrá que llevarse a cabo una operación de pesca costosa asociada a pérdida de tiempo.

86

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Si el hoyo está revestido, el revestidor sufre un proceso de desgaste mientras la parte baja del hoyo está siendo perforada. Por esta razón es más seguro construir el ángulo rápidamente en la parte baja del hoyo que en la parte alta.

Fi g ura Nº. Nº. 8.1 Ojo de Llave Llave TAMAÑO DEL HOYO  Los hoyos direccionales de diámetro grande son más fáciles de perforar que los hoyos direccionales de diámetro pequeño. Los hoyos de diámetro grande se definen como aquellos que varían de 9 5/8” a 12 1/4”. Hay varias razones por las

cuales es más difícil perforar los hoyos de diámetro más pequeños. Una de las razones es que los hoyos de diámetro más pequeño requieren lastrabarrenas y tubería de perforación de diámetro pequeño, que son más flexibles; consecuentemente, las características de la formación tales como la inclinación y rumbo del estrato, limitan la amplitud de aplicación de peso que puede ajustar el perforador. 87

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

También contribuye menos al efecto de péndulo cuando el hoyo se va a regresar a la vertical. Los lastrabarrenas de diámetro grande también presentan problemas, hacen más difícil la aplicación del principio de un estabilizador que no gira insertado en la sarta de perforación precisamente encima de la barrena para aumentar el ángulo, y el área grande de su superficie los hace más propicias a que se peguen contra las paredes.

EFECTO DE LA FORMACIÓN La inclinación y rumbo del estrato de las formaciones afectan el curso del hoyo. Cuando una formación laminada tiene una inclinación de 45° o menos, la barrena tiende a perforar buzamiento arriba. Los ensamblajes de fondo rígidos o empacados de mantenimiento se usan para combatir la tendencia a variar fuera del curso.

Fi Figg ura N°. 8.2 E fe fecto cto de de lla a Forma Formaci ción. ón.  88

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Para evaluar el efecto de la formación es necesario considerar un parámetro referencial definido como EDA (Efective Dip Angle) 

E DA = DIP DIP ANG LE * COS(HOLE DIR -UPDI UPDIRR DIR) Donde:

DIP ANG LE = Angulo de buzamiento del estrato  HOLE DIR DIR : Dirección del hoyo  UPDIPP DIR : Buzamiento arriba de la formación   UPDI

UpDIP Up DIP Dir

N

Hole Dir Buzamient    Los valores negativos de EDA  indican que la perforación direccional se realiza Down Dip o Buzamiento abajo, por lo que la formación ejercerá una restricción

adicional de esfuerzos a ser perforada que si se estuviese perforando Up Dip  o Buzamiento arriba.

Fig Fi g ura N°. 8.3 Perfora Perforación ción Direcci Di recciona onall Up Up Dip y Down Dip 89

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

HOYOS DE POZOS ADYACENTES Cuando se desvían varios pozos desde un solo sitio, el magnetismo residual en los hoyos de los pozos adyacentes puede influir en el instrumento magnético que se usa para hacer un chequeo de la parte superior del hoyo en el pozo que se esté perforando. Aunque la cantidad de magnetismo residual es pequeña, puede ser causa de que se registren datos erróneos en el chequeo. Este problema ocurre más frecuentemente cerca de la parte superior del hoyo. A medida que el pozo se aleja de la sección vertical, el problema deja de existir. Se dice que una separación de 6 pies entre los hoyos es una separación suficiente para dejar el instrumento fuera de la influencia del magnetismo residual. Si se sospecha que hay magnetismo residual, el chequeo de la parte superior del hoyo deberá correrse con un instrumento giroscópico, que no sea afectado por el magnetismo.

SISTEMA HIDRÁULICO Una de las piezas más importante requerida para que la perforación direccional tenga éxito es la bomba de lodo. El mejor trabajo de control direccional se hace con la velocidad máxima de penetración y como normalmente se usan barrenas de conos, la bomba deberá ser bastante grande para producir los volúmenes y las presiones recomendadas por el fabricante de las barrenas. También se necesita una bomba grande para mantener una velocidad de circulación alta para sacar efectivamente los ripios. Los ripios más pesados y el lodo se arrastran a lo largo del lado más bajo del hoyo a una velocidad menor que el lodo limpio en el lado superior. Para controlar este problema es necesario utilizar una bomba de lodo de gran capacidad y controlar cuidadosamente las propiedades máximas de acarreo y suspensión del lodo. 90

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Fig Fi g ura N°. N° . 8.4 P robl roblem ema as de cir circula culación ción de lodos odos FUERZA DE FRICCIÓN Solamente una porción del peso de la sarta de perforación se tiene disponible para mover las herramientas en hoyos de alto ángulo. En un hoyo que tiene un ángulo de 70°, más del noventa por ciento del peso de la sarta de perforación lo soporta el lado inferior del hoyo. Esto no solamente hace difícil girar la sarta de perforación, sino que también desgasta rápidamente la tubería y sus uniones. Se puede formar un ojo de llave en el lado inferior del hoyo cuando se perforan hoyos alto ángulo en formaciones blandas. Esta misma fuerza de fricción también hace más difícil correr el revestidor dentro de un hoyo de alto ángulo y esto debe tenerse en cuenta cuando se esté diseñando el revestidor. Los centralizadores colocados en el revestidor ayudan a reducir esta fricción y aumentan las probabilidades de un buen trabajo de cementación.

91

 

CA PITULO 8 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL Ventajas y Desventajas Ventajas.   Posibilidad de obtener más producción por pozo.



  Mayor producción comercial acumulada por yacimiento.



  Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa en los



mercados.   Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y gastos



de operaciones.   Permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que



desde un solo sitio se pueden perforar varios pozos.   Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero la



capacidad productiva del pozo depende del espesor del estrato, además de otras características geológicas y petrofísicas.

Desventajas

  Mayor planificación previa de la construcción del pozo.



  Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la



orientación del hoyo.   Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada.



  Costo más elevado respecto a un pozo vertical.



92

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

SISTEMAS DE TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN ROTATORIA Son herramientas que tienen la capacidad de perforar tridimensionalmente durante la rotación continua de la sarta sin la necesidad de perforación orientada (realizar deslizamiento  ) y que no requieren detener la perforación para orientar la cara de la herramienta (tool face) para ajustar la trayectoria al plan. Existen en el mercado varias herramientas que realizan este tipo de perforación, entre las cuales se tienen:   Revolution



  Auto Trak



  Auto Trak X-Extreme



SISTEMA SISTEM A ROTATORIO ROTATORIO “REVOLUTION” “REVOL UTION”  

Figura Nº. 9.1 Sistema Rotatorio - Revolution 93

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL Perforación con Sistema Rotatorio   Ensamblaje Sistem Sistema a Rotatorio Rotatorio con capacidad de perforar



tridimensionalmente durante la rotación continua de la sarta. •  No hay necesidad de perforación orientada (Realizar deslizamiento) •  No se requiere detener la perforación para orientar la cara de la

herramienta (Tool Face) para ajustar la trayectoria al plan.

Beneficios – rotación continua Rotación Continua   Baja la probabilidad de pegar la tubería de perforación.

 – 

  Mejora la limpieza del hoyo.

 – 

  Mejor control de ECD’s.

 – 

  Mejor transferencia de peso a la Barrena – incremento en la Rata de

 – 

Penetración.   Mejoramiento en la información de las Herramientas de Evaluación

 – 

de Formación (LWD).

•  No se requiere realizar deslizamientos

  Minimiza la probabilidad del efecto pandeo sinosoidal.

 – 

  Menos arrastre por geometría del hoyo.

 – 

94

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Beneficios – Confiabilidad en el posicionamiento del Hoyo    Orientación e en n la barrena a lo requerido, sin detener la perforación



  Mejor confiabilidad en el control direccional.

 – 

  Hoyo en calibre.

 – 

  Mejor resolución en la lectura de los registros.

•

  Mejora la bajada de revestidores.

•

  Garantiza una excelente cementación.

•

RevolutionTM Información Técnica Revolution   Sistema de “apuntar la Mecha” (Point the bit system) .



•  Rata de desviación controlada en superficie. •  Ingeniería para hoyos de 6” – 6 ¾” primero, ahora herramientas para hoyos de 8 3/8” – 12 ¼”. •  Pequeño y compacto, transportable por aire.  –  Desplegué rápido •  Sistema hidráulico “limpio” para larga vida . •  No hay componentes móviles que estén expuestos al lodo. •  Sensores cerca a la barrena. •  Soporta Alta temperatura y altas presiones.

95

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL Revolution Rotary Steerable System Tres componentes principales   Modulo de Electrónica y Batería

 – 

  Unidad Mecánica

 – 

  Estabilizador “Pivot” 

 – 

Figura Nº. 9.2 Revolution Rotary Rotary Steerable System

Figura Nº. 9.3 Revolution – mecanismo de orientación   Sistema hidráulico mueve el mecanismo de manejo excéntricamente dentro



de la camisa de orientación. •  La bomba proporciona la fuerza motriz para desviar el eje en lla a dirección

programada. •  El mecanismo de manejo se deflecta en la dirección opuesta a llo o requerido

para la desviación del hoyo.

96

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL •  Guías no-rotativas previenen que la camisa gire. Si la camisa empieza a

rotar el sistema hidráulico re-direcciona para que se mantenga en la orientación deseada. •  Si la manga de orientación comienza a rotar, el sistema de navegación

dirige la hidráulica para mantener la orientación deseada.

Figura Nº. Nº. 9.4 Revolution 4-3/4 – unidad Mecánica  Revolution – principio de orientación •  Camisa de orientación no-rotativa. •  Rotación del eje central maneja la bomba hidráulica. •  Bomba provee fuerza motriz para desviar el eje en el dirección la

programada. •  Modulo electrónico provee control con sistema cerrado. “Closed Loop” .

97

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL •  Sensores internos monitorean la orientación, desviación y la rotación de la

herramienta.

Figura Nº. 9.5 Revolution – principio de orientación AUTO TRAK Es un revolucionario sistema de tecnología de Perforación rotatoria que transmite una eficiencia superior en conjunto con una precisión en la geonavegación y una capacidad de alcance ultra extendida. El Auto Trak combina las ventajas de rotación continua con lo avanzado sistema de geonavegación.

Figura Nº. 9.6 AUTO TRAK

98

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Es una unidad automatizada que controla la inclinación, la dirección (azimuth) así como la rotación de la sarta de perforación. La dirección de navegación es definida por presión distribuida selectivamente a través de una combinación de controles electrónicos y presión hidráulica en tres cojinetes estabilizados que se encuentran sobre la manga. Alguna desviación proveniente del pozo programado en su trayectoria es automáticamente automáticamente corregida a través de un control cerrado (closed-loop) sin la necesidad de interrumpir la rotación de la sarta de perforación.

Figura Nº. 9.7 Partes del AUTO TRAK 

99

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

El Ensamblaje de Fondo (BHA), está conformado por una barrena de diamantes policristalino (PDC) especialmente diseñada para realizar un corte más agresivo, una computadora que compara los datos de inclinación ,dirección y vibración de la herramienta (MWD) Mediciones Mientras se Perfora, para luego controlar la navegación y así mantener el ensamblaje en curso, esta computadora también se comunica con la superficie, recibiendo comandos y configurando su implantación, sensores de inclinación cerca de la mecha alinean el monitor a la mecha y continuamente envían mediciones al control cerrado (closed-loop). La herramienta hoyo abajo continuamente transmite información procesada en sistema status y posición direccional, el computador en superficie recibe esta información y muestra la data en tiempo real en perforación dinámica, la trayectoria del pozo, curso de navegación y la localización del fondo del hoyo. La sarta permite la evaluación de la formación y geonavegación permitiendo recibir y mostrar en superficie los registros de resistividad, gamma ray y presión. Basada en la información que se reciba en superficie, el operador del Auto Track puede redirigir la herramienta en el fondo, cambiar el curso y transmitir diferentes sets de datos para mejor alcance de los objetivos del proyecto. Esta herramienta supera problemas asociados con sistemas de motores navegables que producen hoyos en espiral, debido a la curvatura que poseen estos motores, hacen que se perfore en hoyos con sobre medidas, estas obstrucciones causan fricción el cual puede limitar el alcance del hoyo y hacen más dificil correr revestidores y completaciones. El Auto Track también permite que la rotación nunca sea interrumpida ya que permite ajustar la trayectoria constantemente a diferencia de los motores navegables en el cual se debe parar la rotación para orientar la sarta o girar el pozo.

100

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Otros beneficios producidos por la herramienta: • 

Menos torque.

• 

Menor arrastre.

• 

Mejor limpieza.

• 

Permitir el uso de mechas PDC y mejorar la eficiencia de perforación.

• 

Reducir la fricción de la sarta de perforación.

• 

Mantener los cortes de las rocas (ripios) suspendidos.

• 

Menor tiempo de perforación.

AUTO TRACK X-EXTREME  Auto Track X- Extreme. Extreme.   Para incrementar la rotación de 250 a 400 rpm al sistema  Auto Track se le ha incorporado un motor de fondo en el BHA el cual se llama  Auto Track X- Extreme. Este sistema permite: • 

Incrementar la rata de penetración.

• 

Alcance extendido más lejos.

• 

Reduce el desgaste de la sarta de perforación y revestidores.

101

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 9.8 Auto Track X- Extreme PERFORACIÓN PARALELA DE PRECISIÓN (SAGD) Sistema Especial de Posicionamiento Mediante Mediciones Magneticas (SAGD)

Figura Nº. 9.9 Perforación Paralela de Pr Precisión ecisión SAGD

102

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL PROCEDIMIENTO PERFORACIÓN SAGD 1.- Se perfora el pozo productor en primer lugar (el inferior) en la base de la arena petrolífera ya detectada, esta perforación puede realizarse con MWD,LWD y se entuba tal cómo se realiza normalmente. 2.- Se perfora el pozo inyector (pozo superior) por la parte superior de la arena.  Acá se puede empezar a perforar de manera estándar hasta posicionarse (overlap) ambos pozos y es aquí donde se requiere la técnica especial de posicionamiento mediante mediciones magnéticas. 3.- La sarta para posicionamiento por mediciones magnético que se usa está compuesta por un Bit Sub que tiene unos bolsillos donde van colocados unos magnetos (imanes) que cuando estos giran por la rotación de la barrena (mecánica o hidráulica) generan un campo magnético el cuál es medido en sus tres ejes por una sonda que se baja con guaya en el pozo ya perforado (productor) qué está entubado. El método de bajar la sonda con guaya en el productor es por bombeo mecánico. 4.- La sarta que se usa para perforar el hoyo inyector está compuesto por una barrena-bit sub con los magnetos (esto mide 2 a 3 pies) seguido por el motor de fondo y los componentes de lectura MWD-LWD.(este último también puede ser una herramienta Electromagnética o de lo contrario de pulso) 5.- El procedimiento en sí es que se tiene la sarta direccional con el RMRS (rotaring magnet ranking system) bit sub en el fondo por ejemplo a una profundidad de 2300 pies .Entonces se mueve la sonda del inyector hasta 2330 pies se empieza a perforar con la sarta direccional y RM RMRS RS generando un campo magnético que va midiendo su intensidad en los tres ejes del campo. Entonces “x” dará el desplazamiento desplazamiento axial o la profundidad medida,”y” da el desplazamiento lateral y “z “ da la distancia con el eje del pozo inyector ya entubado.

103

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Cómo resultado se tendrá un sistema de medición magnética directamente en la mecha de perforación lo que brinda un posicionamiento direccional con cero incertidumbre.

Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor  

Figura Nº. 9.10 Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor  

104

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 9.11 Servicio de Medición con Imanes Rotatorios SAGD

Incertidumbre de las Medidas de Separación Se paración de los Pozos SAGD S AGD al Utilizar Métodos de Registro

Figura Nº.9.12 Medidas de Separación Separación de los Pozos SAGD

105

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La separación calculada usando métodos de registro convencionales está sujeta a errores acumulativos que exceden las tolerancias SAGD.

Precisión de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al Utilizar Medición con Imanes Rotatorios  El Sistema de Medición con Imanes Rotatorios mide precisa y directamente la separación en cada conexión.

.

  Figura Nº. 9.13 Precisión de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al utilizar Medición con Imanes Rotatorios.

106

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL Medición de una Pareja de Pozos SAGD

Figura Nº. 9.14 Medición de una Pareja de Pozos SAGD Medición en Pozo de Observación

Figura Nº. 9.15 Medición en Pozo de Observación

107

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL Beneficios del Sistema 

 Se eliminan los errores acumulativos de los métodos de registro convencionales.



  Mantiene la separación dentro de +/- 1 metro.



  Agujero más liso, con mínimo dog leg (tasa de incremento de ángulo).



  La posición relativa y la dirección son evaluadas en cada conexión de tubería.



  No hay errores debidos a la interferencia magnética producida por el revestidor en la parte inferior del pozo.



  No hay impacto en las operaciones y tiempo de uso del equipo de perforación. Ganancia económica!!!!

Requerimientos del Sistema   Sarta de tubería de trabajo de 2-7/8” para bombear al pozo.

o

  Unidad de Wireline Monocable con mástil.

o

  Sistema de Bombeo para desplazar la Herramienta.

o

  Introducción de la profundidad desde el sistema de recogida de datos en el

o

sitio de la torre de perforación.

Características



  Rango de detección may mayor or de 20 metros



  No se necesita ttiempo iempo de registro adicional.



  Medición cercana a la barrena.

108

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Características del Sistema RMR Como la fuente magnética rotatoria está situada en el Sustituto lastrabarrena, la medición puede ser catalogada como próxima a la barrena (near-bit) ya que el punto desde donde se realiza la medición está a menos de 3 metros de ésta. •  Pueden usarse tanto los servicios tradicionales tradicionales de bombeo al pozo como

los transportadores wireline para el desplazamiento de la sonda receptora RMRS. •  Cuando el desplazamiento es facilitado por un transportador de cable

wireline, hay los siguientes beneficios operacionales:  –  Una instalación significativamente reducida en la llocación ocación del pozo

debido a que no es necesario el alquiler de tanques de almacenamiento de fluidos ni de bombas.  –  Menor tiempo general de montaje de equipo pues no se necesita

instalar y retirar sartas temporales de tubería.  –  Mediciones de mayor precisión al no efectuarse las mediciones a

través del apantallamiento de las sartas temporales de tubos. •  Mediciones posibles hasta

20 metros

y capacidad de mantener una

precisión de ± 1 metro de separación.

109

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL Secuencia de Operaciones 

 Posicionar la herramienta encima de la barrena con la unidad de bombeo.



  Perforar a la próxima conexión/registro de profundidad.



  Grabar y analizar lla a información (data) mientras la barrena sobrepasa la sonda.



  Registrar y hacer una nueva conexión de tubería de perforación mi mientras entras se reposiciona la herramienta.



  Evaluar la posición del pozo y vuelta a perforar.

Operación del Sistema RMRS para SAGD 1) La herramienta de regist registro ro mediante imanes rotatorios es introducida en el pozo de referencia conectada a una línea de cable eléctrico mono-conductor, y bajada aproximadamente hasta un punto opuesto y ligeramente encima de la barrena . 2) La herramienta permanece estacionaria durante la duración de cada registro, lo cual normalmente se corresponde a la perforación de una sola junta. 3) La información de magnetometría y la profundidad de la barrena son grabadas de manera continua para procesarla mientras la barrena pasa cerca a la herramienta de registro. A los pocos segundos de una detención para realizar una conexión, la información es procesada y presentada como separación vertical y horizontal junto a información de la tendencia que indica convergencia/divergencia de los pozos.

110

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL 4) El perforador direccional puede tomar esta información en la forma de un nuevo punto de enlace en N, E, y TVD para planear con antelación la permanencia en la ventana (cuadrante) designada.

 

5) Se recomienda un sensor de Rayos Gamma (Gamma Ray) para control adicional sobre la Profundidad Vertical Verdadera (TVD).

Software para RMRS La Vista en Sección Horizontal muestra en rojo el pozo de referencia, y los puntos en verde son las coordenadas registradas relacionadas con el pozo de referencia. Toda la información está disponible en tiempo real para auxiliar al Perforador Direccional de PD en la toma de decisiones.

Figura Nº. 9.16 Software par paraa RMRS

111

111

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL Software de Geo-Orie Geo-Orientación ntación para SAGD SAGD  –  Esta es una vista mirando hacia abajo del pozo de referencia c con on el

nuevo pozo encima.  –  El indicador verde es el registro actual de la profundidad, mientras

los indicadores grises son las profundidad alcanzadas previamente.  –  Toda la información está disponible en tiempo real para auxiliar al

Perforador Direccional de PD en la toma de decisiones.

Figura Nº. 9.17 9.17 Software de Geo-Orientación para SAGD

112

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Figura Nº. 9.18 RMRS Especificaciones de la Herramienta 

 15,000 psi. presión máxima.



  85°C temperatura máxima.



  2 “ diámetro externo x 2.5 metros largo .



  rango: m mayor ayor de 20 20 metros (dependiendo del diseño del pozo).



  Sustitutos Lastrabarrenas con Imanes Rotatorios4-1/2” API Normal de caja y pin 15.50” x 6.75” Diámetro externo.



  6-5/8” API Normal de caja y pin 16.60” x 8.00” Diámetro externo.

113

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Sustitutos Portamechas con Imanes Rotatorios  Rotatorios  

 4-1/2” API Normal de caja y pin 15.50” x 6.75” Diámetro externo 



  6-5/8” API Normal de caja y pin 16.60” x 8.00” Diámetro externo 

RMRS 6-5/8” BITS

  Figura Nº. 9.19 Camisa para imágenes 

114

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

SAGD – RMRS & GABIS

115

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL MWD Electromagnético en Pozos SAGD  SAGD    Usado extensivamente en aplicaciones de crudo pesado.



•  Herramienta de PD usa comunicación de dos vías.  –  Permite transmisión de datos mas rápidos  –  Puede incrementar o bajar el poder de transmisión mientras se

perfora  –  Elimine la necesidad que las cuadrillas corran el registro direccional  –  Habilidad de correr sensores en la barrena.  –  Uno de los principales herramientas para que el sección lateral sea

liso.

Figura Nº 9.20 GABIS 

116

 

CA PITULO 9 ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL

RMRS RANGING Se puede el “ranging” hasta 50 metros del pozo dependiendo de la configuracion

del casing / tuberia.  

Confiabilidad hasta +/-3% @ 10m.

 

MWD & Motor independiente (60-200 rpm combinado)

 

No se requiere tiempo adicional de registro direccional.

 

Medidas de inclinación cerca a la barrena.

•

•

•

•

117

 

 

BIBLIOGRAFÍA   MOORE, Preston L. Drilling Practices Manual.



  DATA DIRECTION LTD, Desviation Control In Rotary Drilli Drilling. ng.



  Dowell Schlumberger, Perforación Direccional.



  Schell Int International ernational Petroleum, Drilling Course round two.



  Petroleum Extension Service, Fundamentos de Perforación, Tomo II.



  Drilco Oil Tools, Manual de H Herramientas. erramientas.



  Anadrill Schlumberger, Catálogo de MWD.



  Perforación Direccional, Cied



  Baker, Catalogo.

