Perforación Direccional

Perforación Direccional.

Modulo I

Fundamentos de Perforación Direccional.

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.

OBJETIVO • Describir las principales características de la Perforación Direccional

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.

PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Es el arte de dirigir un hoyo a lo largo de un curso predeterminado hacia un objetivo ubicado a una distancia dada de la línea vertical.

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.

Ventajas y Desventajas  Desventajas – Mayor planificación previa de la construcción del pozo. – Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la orientación del hoyo. – Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada. – Costo más elevado respecto a un pozo vertical.

Causas que originan la Perforación Direccional.

Causas que originan la Perforación Direccional. 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

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

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

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

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.

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.

Pozos Verticales (control de desviación): Donde en el área a perforar existen fallas naturales, las cuales ocasionan la desviación del hoyo.

Pozos Geotérmicos Es aplicable en países industrializados donde la conservación de la energía es muy importante. Se usan como fuentes energéticas para calentar el agua.

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

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

Desarrollo múltiple de un Yacimiento. Cuando se requiere drenar el yacimiento lo más rápido posible o para establecer los límites de contacto gaspetróleo o petróleo-agua.

Conceptos Básicos

Concepto s básicos involucra dos en la Perforaci ón Direccion al

  FORMULAS PARA CALCULAR LA DIRECCIÓN Y EL DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL DE UN POZO DIRECCIONAL

EJERCICIOS 1.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo : • Coordenadas de Superficie: S: 134444.66 mts ; O: 12060.09 mts • Coordenadas de Objetivo: S: 134050.74 mts; O: 11990.83 mts • Calcular: • Dirección • Desplazamiento Horizontal • Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el Desplazamiento del pozo. 2.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo: • Coordenadas de Superficie: S: 134319.04 mts; O: 11620.43 mts • Coordenadas de Objetivo: S: 134050.74 mts; O: 12060.09 mts • Calcular: • Dirección • Desplazamiento Horizontal • Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el Desplazamiento del pozo.

Azimuth:: el ángulo norte del Profundidad Medida (MD): ladel profundidad Ángulo Inclinación (fuera ) Es : Es el ángulo fuera Profundidad Punto de deEs Arranque Vertical (KOP):Es (TVD): Es lala en el Direccional, que con la de hoyo a través del Hoyo Este que sehace mide un de la Pozo vertical, también se llama ángulo distancia vertical de cualquier punto dado profundidad ense el cual secon coloca medición de la sarta deinicial Perforación), compás con base en la escala deflexión. del la herramienta hoyomagnético, al piso de (Tubería la deflexión cabria. y se mide la longitud del Hoyo. completa del de comienza el circulo desvío del360º mismo.

N K O P

TVD

MD

E

O

 S

OBJETIVO

AZIMUTH

Tipos de Pozos Direcciona les

Tipo Tangencial. 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.

Tipo Tangencial 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.

Pozo Direccional Tipo Tangen

PERFILES DE POZOS PERFIL TANGENCIAL O “J”

 SECCIÓN DE INCREMENTO DE ANGULO  SECCIÓN DE MANTENIMIENTO DE ANGULO

OBJETIVO

Arenas de profundidad

poca

Pozos profundos con desplazamiento horizontal considerable

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.

PERFILES DE POZOS PERFIL TIPO “S”

 SECCIÓN DE INCREMENTO DE ANGULO SECCIÓN DE MANTENIMIENTO DE ANGULO SECCIÓN DE DISMINUCIÓN DE ANGULO

OBJETIVO



Zonas Productoras Múltiples Pozos Profundos con problemas de gas o agua

Tipo “S” Especial Presentan las mismas secciones que un pozo direccional tipo “S” a diferencia que en la sección de caída del ángulo no se alcanza la verticalidad y se perfora la arena objetivo manteniendo cierto ángulo de desviación

PERFILES DE POZOS PERFIL “S ESPECIAL”

 SECCIÓN DE INCREMENTO DE ANGULO  SECCIÓN DE MANTENIMIENTO DE ANGULO SECCIÓN DE DISMINUCIÓN DE ANGULO

OBJETIVO



Por condiciones de estratigrafía Pozos con desplazamiento horizontal Para obtener mayor considerable área de flujo

POZO HORIZONTAL

POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO

POZOS MULTILATERALES

¿COMO PLANIFICAR Y CONTROLAR LA PERFORACIÓN DE UN POZO DIRECCIONAL? El cuidadoso planeamiento de un proyecto direccional previo al comienzo de las operaciones es probablemente el factor más importante de un proyecto. Cada pozo direccional es único en el sentido de que este tiene objetivos específicos. Perforar un pozo direccional básicamente envuelve perforar un pozo desde un punto en el espacio (locación de superficie) a otro punto en el espacio (el objetivo) de tal manera que el pozo pueda ser usado para los propósitos propuestos. Para poder hacer esto tenemos primero que definir las locaciones en superficie y del objetivo.

¿COMO PLANIFICAR Y CONTROLAR LA PERFORACIÓN DE UN POZO DIRECCIONAL?

Locación.- Lo primero que debemos hacer es definir el sistema local de coordenadas originado en el punto de referencia de la estructura. En muchos pozos en tierra, este punto puede ser la locación de superficie. La localización del objetivo es entonces llevado a este sistema local de coordenadas, si es necesario.   Tamaño del Objetivo.- Durante la fase de perforación de un pozo direccional, la trayectoria del pozo en relación al objetivo es constantemente monitoreada. La tecnología disponible hoy nos permite perforar pozos precisos. El costo de perforación del pozo depende enormemente de la precisión requerida y los límites aceptables del objetivo deben ser bien definidos antes de comenzar el pozo.   Costo Vs. Precisión.- Este es el punto clave. En muchos casos las compañías operadoras adoptan un tamaño arbitrario de tolerancia

¿COMO PLANIFICAR Y CONTROLAR LA PERFORACIÓN DE UN POZO DIRECCIONAL?

Buena Comunicación.- Una buena comunicación con los departamentos de Geología y Exploración antes de empezar el pozo puede ayudar a prevenir toda clase de errores. Esto es particularmente cierto cuando se contempla hacer una carrera de corrección en el pozo. EL primer paso de cualquier plan para corregir el azimut de un pozo siempre se debe consultar con el departamento de geología. Perfil del Pozo.- Conociendo la posición de la locación en superficie y determinando la localización del objetivo, expresada en TVD y coordenadas rectangulares, es posible determinar la mejor geometría del perfil del pozo desde superficie hasta el fondo del pozo.

INFORMACIÓN PARA LA PLANIFICACIÓN DE UN POZO DIRECCIONAL La planificación de un pozo direccional requiere de la siguiente información: 1. Coordenadas de superficie y del objetivo (UTM, Lambert o Geográfica). 2 .Tamaño y forma del objetivo (s). 3. Coordenadas de Referencia local (para pozos multilaterales). 4.Inclinación requerida del pozo cuando se entre al horizonte del objetivo. 5. Litología pronosticada (incluye tipos de formación, profundidad vertical verdadera del tope de las formaciones, dirección de buzamiento de la formación). 6. Barrenas propuestas y datos del ensamblaje de fondo (BHA) a utilizar. 7. Programa de revestidores y tipos de fluidos de perforación. 8. Detalles de todos los problemas potenciales que pueden afectar

  CONTROL DE TRAYECTORIAS  

CONTROL DE TRAYECTORIAS La capacidad de control de trayectoria del pozo no basta para garantizar la construcción de un pozo perfecto, ya que, para que la perforación direccional resulte exitosa es necesario realizar una cuidadosa planificación. Para optimizar los planes de los pozos, los geólogos, los geofísicos y los ingenieros deben trabajar en forma conjunta desde un primer momento, en lugar de hacerlo en forma secuencial utilizando una base de conocimientos incompleta. Una vez determinada una ubicación en la superficie y un objetivo deseado en el subsuelo, el planificador direccional debe evaluar los costos, la exactitud requerida y los factores técnicos y geológicos para determinar el perfil apropiado del hueco (oblicuo, en forma de S, horizontal o quizás tenga una forma más exótica). La perforación dentro de otro hueco, fenómeno denominado colisión, es totalmente inaceptable, por lo cual se utiliza comúnmente un programa anticolisión con el fin de planificar una trayectoria segura. 

CONTROL DE TRAYECTORIAS • Optimización de la trayectoria. La perforación direccional en los modos de deslizamiento y de rotación por lo general da como resultado una trayectoria más irregular y más larga que la planificada (trayectoria roja). Las patas de perro pueden afectar la posibilidad de colocar el revestidor hasta la profundidad total. El uso de un sistema rotativo direccional elimina el modo de deslizamiento y produce un hoyo más suave (trayectoria negra).

CONTROL DE TRAYECTORIAS Por otra parte es importante seleccionar el sistema rotativo apropiado para el trabajo que debe ser capaz de alcanzar el incremento angular deseado. En ciertas situaciones la comunicación en tiempo real y la posibilidad de evaluar la formación resultan críticas para lograr resultados exitosos. El sistema rotativo direccional está ligado al sistema MWD y al conjunto de sistemas de perfilaje durante la perforación LWD, PWD dentro de la herramienta. En los sistemas rotativos direccionales la variedad de barrenas que se pueden utilizar es mayor que en el caso de los motores direccionales, puesto que el control de la orientación de la herramienta es suficiente aun cuando se utilizan barrenas de perforación agresivas. El sistema rotativo direccional permite el uso de barrenas de conos y PDC.

PARAMETROS DEL ESQUEMA DE UN POZO DIRECCIONAL Hay tres parámetros específicos que deben ser tomados en cuenta cuando se planea la trayectoria de un pozo direccional: 1. Punto de Arranque (KOP- KICK OOF POINT). El punto de arranque está a lo largo de la profundidad del pozo medido en la cual se inicia un cambio en la inclinación del pozo y el mismo es orientado a una dirección en particular (en términos de Norte-Sur ; Este y Oeste). En general, los objetivos más distantes tienen un KOP menos profundo lo que reduce la inclinación de la sección tangente del pozo. Generalmente es más fácil tener el KOP en formaciones superficiales que en formaciones más profundas. El KOP debe empezar en formaciones que sean estables y no en aquellas que causan problemas, como en arcillas no consolidadas.

PARAMETROS DEL ESQUEMA DE UN POZO DIRECCIONAL

Generalmente es más fácil tener el KOP en formaciones superficiales que en formaciones más profundas. El KOP debe empezar en formaciones que sean estables y no en aquellas que causan problemas, como en arcillas no consolidadas.

PARAMETROS DEL ESQUEMA DE UN POZO DIRECCIONAL 2. Régimen de Construcción (BUR – Build-Up Rate) y Régimen de Caída (DropOff Rate - DOR).- El régimen de construcción y de caída (expresado en grados de inclinación) son los regímenes en los cuales el pozo es desviado de la vertical (usualmente medido en grados por cada 100 pies perforados (º/30m). Los regímenes son elegidos bajo la base de la experiencia de perforación en la locación y las herramientas disponibles, pero regímenes entre 1 a 3 grados por cada 100 pies (30 m) perforados son los mas comunes usados en pozos convencionales. Valores de régimen de construcción mayores a 3º/100 pie (30 m) a veces son denominados “Patas de Perro – Dog Legs”. 3. Ángulo de la Tangente o Inclinación (Tangent Angle – Drift).- El ángulo de la tangente es la inclinación (en grados desde la vertical) de una larga sección recta del pozo después de la sección de construcción del pozo. Esta sección del pozo es denominada “Sección Tangente” porque forma una tangente del arco formado a través de la sección de construcción del pozo. El ángulo de la tangente generalmente esta entre 10 a 60 grados.

Método de Construcción Tipo Tangencial

Método de Construcción Tipo Tangencial

Método de Construcción Tipo Tangencial

Método de Construcción Tipo “S”

Herramient as utilizadas en la Perforació n Direccional

BARRENAS ELEMENTO CORTANTE O HERRAMIENTA QUE PERFORA EL HOYO EN LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN.

DE DIENTES

DE INSERTOS

PDC

IMPREGNADAS

Barrenas Direccionales

Taladro para Perforaciòn Direccional

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

TUBERIA DE PERFORACIÓN

TUBERIA PESADA CROSSOVER

BARRAS DE PERFORACIÓN ESTABILIZADORES

MECHA

TUBERIA DE PERFORACIÓN DEFINICIÓN ES EL COMPONENTE DE LA SARTA QUE CONECTA EL ENSAMBLAJE DE FONDO CON LA SUPERFICIE

TUBERIA DE PERFORACIÓN

TUBERIA DE PERFORACIÓN FUNCIONES TRANSMITIR LA POTENCIA GENERADA POR LOS EQUIPOS DE ROTACIÓN A LA BARRENA

SERVIR COMO CANAL DE FLUJO PARA TRANSPORTAR LOS FLUIDOS A ALTA PRESIÓN.

PERMITIR QUE LA SARTA PROFUNDIDAD DESEADA

ALCANCE

LA

TUBERIA DE PERFORACIÓN CARACTERÍSTICAS CADA TUBO DE PERFORACIÓN TIENE TRES (3) PARTES PRINCIPALES: CUERPO PIN CAJA

CUERPO

CAJA

PIN

TUBERIA DE PERFORACIÓN CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Espesor Diametro Peso Nominal Nominal 13,75 de Pared 4 1/2 (pulg) (pulg) 3,958(lbs/pie) 16,60 3,826 20,00 3,640 22,82 3,500 5

Diametro Interno 0,271 (pulg) 0,337 0,430 0,500

16,25

0,296

19,50

0,362

25,60

0,500

4,408 4,276

TUBERIA DE PERFORACIÓN CLASIFICACIÓN SEGUN LA LONGITUD

SEGUN LA CONDICIÓN

RANGO

CONDICIÓN

PIES

1

18

- 22 2 27 - 30 3 - 45 GRADOS

CASI NUEVO PREMIUM POCO USO MAYOR USO

CLASE CLASE 2 CLASE 3

38 SEGUN EL GRADO DEL ACERO PUNTO CEDENCIA (lbs/pulg2) SIMBOLOS MINIMO

E X G S

TIPO

E75 X95 G105 S135

75.000 95.000 105.000 135.000

MAXIMO 105.000 125.000 135.000 165.000

TUBERIA DE PERFORACIÓN PROPIEDADES FISICAS ESPECIFICACIONES API

5” RESISTENCIA TORSIÓN lbs-pie

(19,5 lbs/pie) RESISTENCIA TENSIÓN lbs

RESISTENCIA COLAPSO lppc

RESISTENCIA ESTALLIDO lppc

NUEVA

74.100

712.070

15.672

17.105

PREMIUM

58.113

560.764

10.029

15.638

CLASE 2

50.356

486.778

7.079

13.634

• 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. ESPIRAL

TUBERIA EXTRA PESADA DE PERFORACIÓN

DEFINICIÓN

DRILL PIPE

ES UN TUBULAR DE ESPESOR DE PARED GRUESA SIMILAR A LAS BARRAS DE DIAMÉTRO PEQUEÑO, CUYA CONEXIÓN POSEE LAS MISMAS DIMENSIONES QUE LA TUBERIA DE PERFORACIÓN.

HEAVY WEIGHT

TUBERÍA EXTRA PESADA

POZOS VERTICALES

(HEAVY WEIGHT). DAN RIGIDEZ AL ENSAMBLAJE EVITANDO LA FATIGA DE LAS CONEXIONES. POZOS DIRECCIONALES

PROPORCIONAN PESO SOBRE LA BARRENA.

TUBERIA EXTRA PESADA DE PERFORACIÓN FUNCIONES

REPRESENTA LA ZONA DE TRANSICIÓN ENTRE LAS BARRAS Y LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN, PARA MINIMIZAR LOS CAMBIOS DE RIGIDEZ ENTRE LOS COMPONENTES DE LA SARTA.

TUBERIA EXTRA PESADA

TUBERIA DE PERFORACIÓN

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN

TUBERIA EXTRA PESADA DE PERFORACIÓN TIPOS CONVENCIONA L NO TIENE SURCOS Y POSEE UN AMORTIGUADOR DE DESGASTE

ESPIRAL

POSEE SURCOS HELICOIDALES EN EL CUERPO Y NO TIENE AMORTIGUADOR DE DESGASTE

TUBERIA EXTRA PESADA DE PERFORACIÓN TIPOS DE AMORTIGUADORES AMORTIGUADORES DOBLES

Reduce el deterioro en el cuerpo del tubo y lo mantiene alejado de la pared del pozo

conexione s

AMORTIGUADOR DE DESGASTE TUBERIA EXTRA PESADA

Mantiene la parte media del tubo alejado de la pared del pozo

TUBERIA DE PERFORACIÓN

Espesor de pared es mayor; y las Conexiones más largas

TUBERIA EXTRA PESADA DE PERFORACIÓN

TABLA DE DIMENSIONES TUBERIA Medida Tuberia (pulg.) 5 3 1/8” 4 1/2 2 7/8”

Diametro Interno (pulg.)

3

Espesor de Pared (pulg.)

HERRAMIENTAS

PESO

DIMENSIONES

Rango II

Conex. 1

OD

lbs/pie ID NC50 4 ½”IF 6 ½”

50 2 3/4 42

0.875

NC46 4IF

6 1/4”

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN

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.

BARRAS DE PERFORACIÓN

LASTRABARRENAS

PROPORCIONAN PESO SOBRE LA BARRENA (POZOS VERTICALES Y DIRECCIONALES).

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN FUNCIONES PROPORCIONAN PROPORCIONA LA PESO SOBRE RIGIDEZ Y PESO LA BARRENA SUFICIENTE A LA BARRENA PARA PRODUCIR LA CARGA AXIAL REQUERIDA POR LA BARRENA PARA UNA PENETRACIÓN MÁS EFECTIVA DE LA FORMACIÓN. LA CANTIDAD DE LASTRABARRENAS EN UNA

SARTA DEPENDE DEL PESO SOBRE LA BARRENA Y SE UTILIZAN EN POZOS DIRECCIONALES Y VERTICALES

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN

TIPOS

NORMAL Los lastrabarrenas lisos son utilizados en circunstancias normales. ESPIRAL Los lastrabarrenas helicoidales previenen a la tuberia de adherirse a la pared de la formación, mediante la reducción del área de contacto de la superficie.

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN DIMENSIONES

Rango de Diámetros 3-12 pulgadas Rango de Peso 650 a 11.500 libras

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN LONGITUD

CAJA

Conexiones Aprox. 30-31 pie

PIN

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN DIAMETROS RECOMENDADOS DIAMÉTRO MINIMO DE LOS LASTRABARRENAS RECOMENDADO EN OPERACIONES DE PERFORACIÓN

Diametro Hoyo (pulg) 17 1/2

Diametro Lastrabarrenas Uso Común (pulg)

9 - 12

12 1/4

8 - 10

8 1/2

6 1/2 - 6 3/4

LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN ESPECIFICACIONES API PESO POR PIE (API)

ECUACIÓN lbs/pie = 2,67 (OD2 ID2) lbs/pie = 2,57 (OD2 ID2)

lbs/pie: Peso de los lastrabarrenas(lbs/pie) OD: Diámetro Externo (pulg.) ID : Diámetro Interno (pulg.) 2,67: Constante 2,57: Constante

CROSS OVER CROSS OVER

ROSCA CAJA

ROSCA PIN

CROSS OVER

ROSCA PIN

CROSS OVER

PIN TUBERIA DE PERFORACIÓN

CAJA LASTRABARREN A DE PERFORACIÓN

CROSS OVER

CROSS OVER

CROSS OVER SECUENCIA DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

CROSS OVER CROSS OVER

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.

ESTABILIZADORES • ESTABILIZADOR TIPO CAMISA Es aquel donde solamente es necesario cambiar la camisa, cada vez que se necesite un estabilizador de diferente diámetro o cuando haya desgaste de sus aletas. • ESTABILIZADOR TIPO INTEGRAL Es aquel donde se tiene que cambiarlo completamente cada vez que se requiere un estabilizador de diferente diámetro.

ESTABILIZADORES

 CONTRIBUYEN A REDUCIR LA FATI EN LAS CONEXIONES.

 PERMITEN REDUCIR LA PEGA DE LA SARTA.  PREVIENE CAMBIOS BRUSCOS DE ÁNGULO.  AYUDAN

A

MANTENER

LOS

LASTRABARRENAS CENTRADOS.  AMPLIADORES.

ESTABILIZADORES

FUNCIONES PROPORCIONAR UNA BUENA ÁREA 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.

ESTABILIZADOR

NEAR BIT

ESTABILIZADORES NO ROTATORIO

ROTATORIO ESPIRAL

CORTO

RECTO

LARGO

CORTO

LARGO

ESCARIADORES

ESTABILIZADORES REAME R

RASPADORES

ESTABILIZADORES

cortadore s

Estabilizadores

ESCARIADORES

 MANTIENEN EL HOYO EN PLENO CALIBRE.  SE EMPLEA COMO ENSANCHADOR CUANDO SE PERFORA EN FORMACIONES DURAS.  LIMPIEZA DEL HOYO.

HERRAMIENTAS ESPECIALES MARTILLO LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN (SOBRE) MARTILLO DE PERFORACIÓN LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN (DEBAJO)

MARTILLOS HERRAMIENTA COLOCADA EN LA PERFORACIÓN PARA SER UTILIZADA ATASCAMIENTO DE TUBERÍA.

SARTA DE EN CASO

CARACTERÍSTICAS:

 MECÁNICAS, HIDRÁULICAS E HIDROMECÁNICAS.

 PERMANECEN EN EL POZO DURANTE UN LARGO PERIOD

PERFORACIÓN CONTINUA, AÚN EN CONDICIONES DIFÍC  DIFERENTES DIÁMETROS.  SE AJUSTAN EN LA SUPERFICIE O EN EL POZO.  PUEDEN GOLPEAR HACIA ARRIBA O ABAJO.  CALIBRACIÓN MODIFICABLE.  UNIÓN FLEXIBLE (ARTICULACIÓN LIMITADA).

HERRAMIENTAS ESPECIALES MARTILLO OPERACIÓN DE PERFORACIÓ N

HWDP LASTRABAR RENA

MARTILLO DE PERFORACIÓ N

LASTRABARR ENA

ESTABILIZADORES

BARRE NA

OPERACIÓN DE PERFORACIÓ N

AMORTIGUADORES AMORTIGUADOR CONTRIBUYEN A REDUCIR LA FATIGA Y LAS FALLAS EN LAS CONEXIONES DE LOS LASTRABARRENAS. AYUDAN A INCREMENTAR LA VIDA ÚTIL DE LA BARRENA DEBIDO A LA REDUCCIÓN DE LAS FUERZAS ACTUANTES SOBRE ELLA, PROTEGIENDO LA ESTRUCTURA DE CORTE Y LOS COJINETES. REDUCEN POSIBLES DAÑOS A LOS EQUIPOS EN SUPERFICIE.

Herramientas 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.

HERRAMIENTAS ESPECIALES

MOTOR DE FONDO

MOTOR DE FONDO

ESTATOR

ROTOR

Herramientas • 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

Estat or Rotor

Rot or

Estator

MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO REDUCE EL DESGASTE O DAÑO DE LA UNIÓN GIRATORIA, CUADRANTE Y ROTARIA. DISMINUYE EL DESGASTE EXTERNO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN. DISMINUYE EL DESGASTE INTERNO DEL REVESTIDOR. UN MOTOR DE FONDO COLOCADO CON LA BARRENA ADECUADA PROPORCIONA UNA MAYOR TASA DE PENETRACIÓN.

Herramientas 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 barrena 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. La presión en la superficie aumentará a medida que se le aplica más peso a la barrena. Un peso excesivo puede atascar el motor; por lo tanto, la perforación con el motor helicoidal es función de coordinar la presión disponible de la bomba con el peso sobre la mecha.

Motor de Fondo

Motor

HERRAMIENTAS

MOTOR



FUNCIONAMIENTO

ESTATOR 



Cuenta con vida útil y Revolución directamente ROTOR potencia muy limitada. proporcional a la tasa de flujo.

VENTAJAS DESVENTAJAS

Significativamente Suficientemente lento para afectado por alta utilizar tricónicas. Temperatura (300 F).

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

Sección Motora de una Turbina

Rotor y Estator de una Turbi

TURBINA

UNIDAD AXIAL MULTIETAPA. ALTA RPM IDEAL PARA FORMACIONES DURAS APROPIADO PARA BARRENAS IMPREGNADAS DE DIAMANTES.

TURBINA 

FUNCIONAMIENTO



VENTAJAS



DESVENTAJAS

HERRAMIENTAS Rotor

Estator

No aplicación con mecha Altatiene potencia tricónicas Muy larga vida Alta potencia a expensa del flujo Seccion Motora

Cuerpo al calor Excelente resistencia Turbina Costosas

Eje de la Turbina

HERRAMIENTAS ESTABILIZADORES





BENT HOUSING

MWD

• • • • •

Es un complejo sistema de telemetría pozo abajo, llamado Measuremnt While Drilling. Algunos de los beneficios del control direccional con el MWD son: Mejora el control y determinación de la posición real de la barrena. Reduce el tiempo de registros. Reduce el riesgo de atascamiento por presión diferencial. Reduce las patas de perros. Algunas compañías que fabrican estos equipos incluyen a sus servicios, registros de Rayos Gamma, Resistividad, Temperatura anular, además en superficie se obtienen los valores de Inclinación, Azimuth, posición de la cara de la herramienta (tool face) y los parámetros de perforación que ayudan a la eficiencia de la perforación como son, peso sobre la barrena, torque, velocidad de penetración, presión de bomba, RPM, etc.

MWD • Sistema de Superficie El sistema de superficie decodifica la señal llegada desde la herramienta en el fondo del pozo y la entrega al operador en un sistema métrico decimal, a través del terminal de computación; está compuesto de los siguientes elementos. • Transductor • Panel visual del ángulo de inclinación, azimuth y cara de la herramienta • Computadora

HERRAMIENTAS ESPECIALES

MEDICIÓN MIENTRAS SE PERFORA (MWD)

PROPIEDADES DE LA ROCA

DIRECCION EN QUE PERFORAN

POTENCIA DE TORSION

PESO EN LA BARRENA

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

Registro emitido por LWD

LWD

HERRAMIENTAS

• MONEL El lastrabarrena o lastrabarrena k-monel tiene las mismas características físicas de los otros lastrabarrenas, solamente que es un lastrabarrena no magnético de acero inoxidable, cuya función es eliminar los efectos magnéticos que puedan influir en la lectura de un registro de dirección.

VÁLVULA FLOTADORA

ES UNA VÁLVULA TIPO “CHECK” QUE IMPIDE EL CONTRAFLUJO DEL LODO DE PERFORACIÓN.

ENSAMBLAJE DE FONDO DIRECCIONAL HW DP X/O

X/O MARTILLO ESTAB. DCS X/O DCS X/O VÁLVULA FLOTADORA MWD MONEL MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO MECHA

LOS CROSS OVER (X/0) PUEDEN SER REEMPLAZADOS POR ESTAB(S).

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.  

Etapas 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

Perforación Direccional. ETAPAS 

Punto de Tangencia

INCREMENTO DE ÁNGULO



MANTENIMIENTO DE ÁNGULO



DISMINUCIÓN DE ÁNGULO

P a n d e o

Gravedad

Fuerza Lateral de la Mecha

Pandeo Gravedad

Punto Fuerza Lateral de Pivote la Mecha

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

Estabilizadores

Incremento de Ángulo del Pozo. En hoyos con 5° o más de inclinación, el doblez será hacia el lado inferior del hoyo. Este brazo de palanca hace que la mecha empuje fuertemente hacia el lado alto del hoyo resultando en un aumento del ángulo a medida que progresa la perforación. La flexibilidad de la sarta de perforación encima del Near Bit y el peso aplicado determinan 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

Pandeo Gravedad

Fuerza Lateral de la Mecha Punto Pivote

Incremento de Angulo

Incremento de Ángulo del Pozo. La velocidad de incremento del ángulo, o pata de perro, es muy importante, el máximo ángulo confiable es de aproximadamente 5° por cada cien pies perforados. Los ángulos mayores de 5° por cada cien pies pueden causar dificultades, dependiendo de la profundidad a la cual ocurre la curvatura del hoyo. Si la velocidad de curvatura es alta, se pueden formar ojos de llave en el hoyo, o si la curva está revestida, el revestidor se puede desgastar completamente mientras se perfora la parte inferior del hoyo. Este desgaste se atribuye al hecho de que el peso combinado de la sarta de perforación y del lodo, debajo de la curva forza a la sarta contra la pared del hoyo. Por esta razón, la planificación de ángulos muy marcados en el diseño del pozo deberá realizarse sólo cuando se está próximo al objetivo o target. Durante el aumento del ángulo se deberán hacer inspecciones direccionales cada 20 a 30 pies para evitar perder el control del hoyo. Si el ángulo está aumentando muy rápido, una reducción del peso sobre la barrena, 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 barrena e incrementar la velocidad rotatoria. En formaciones blandas, el incremento en el ángulo se puede lograr con la hidráulica de la mecha 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 este listo para volver a la vertical en el tipo “S”. Mantener el ángulo requiere un ensamblaje de fondo rígido o empacado de mantenimiento y prestarle atención estricta al peso sobre la barrena. Un ensamblaje de fondo rígido típico tiene un estabilizador encima de la barrena (Near Bit) y otros estabilizadores colocados encima de un lastrabarrena. El estabilizador deberá tener un diámetro externo tan grande como sea posible en función del diámetro del hoyo y sin embargo, con un diámetro interno pequeño para poder pescarlo en caso de pega de tubería. Los estabilizadores de mayor diámetro y rígidos también ayudarán a evitar que el hoyo se desvíe a la derecha o a la izquierda del curso propuesto. La desviación generalmente,

Mantenimiento del ángulo del hoyo Otro tipo de ensamblaje de fondo rígido consiste en un Near Bit, un lastrabarrena cuadrado y un estabilizador encima de ésta. La rigidez del lastrabarrena cuadrado permite mantener la dirección; forzando a perforar en una línea inclinada, pero recta. Sin embargo, los lastrabarrenas cuadrados se doblan si se aplica peso excesivo. Además, se coloca un estabilizador encima de la carcaza del motor. Mientras se perfora hacia adelante, se usa una rotación muy lenta de la sarta que reduce el daño al revestidor y a la tubería de perforación, y los estabilizadores, por su parte, se encargan de mantener la dirección del hoyo.  

SARTA EMPACADA HEAVY WEIGHT 5” SUB LASTRABARRENA 8 5/16” ESTABILIZADOR 8 5/16” LASTRABARRENA 8 5/16” ESTABILIZADOR 8 5/16” LASTRABARRENA 8 5/16” ESTABILIZADOR 8 5/16”

NEAR BIT 8 5/16” BARRENA PDC CON VÁLVULA FLOTADORA

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

Punto de Tangencia

Pandeo

Gravedad

Fuerza Lateral de la Mecha

Disminución del Ángulo en el Hoyo 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 en 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.

Disminución del Ángulo en el Hoyo 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 minuto 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.

SARTA PENDULAR HEAVY WEIGHT 5” SUB LASTRABARRE NA 8” ESTABILIZADOR 26” LASTRABARRENA 9 ½” ESTABILIZADOR 26” LASTRABARRENA 9 ½” VÁLVULA FLOTADORA BARRENA TRICÓNICA DE DIENTES

Métodos de Estudios Direccionales.

Métodos de Estudios Direccionales Método Tangencial. Este método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma inclinación y el mismo rumbo entre dos estaciones. Este método presenta imprecisiones en el cálculo, especialmente en pozos tipo tangencial y tipo “S”, en los que indica un menor desplazamiento vertical y mayor desplazamiento horizontal de lo que realmente hay en el hoyo.

Método de Calculo Tangencial

• Supone que el pozo es una linea recta desde el primer survey hasta el ultimo

Métodos de Estudios Direccionales • Método de Radio de Curvatura Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudio. Este método es muy preciso, sin embargo, no es fácil su aplicación el campo porque requiere el uso de una calculadora o computadora programable.

Método de Cálculo de Radio de Curvatura • Aplica un “mejor ajuste” curvo (radio fijo) entre estaciones de surveys. • Más exacto, refleja la forma del pozo mejor que el método de ángulo promedio.

Métodos de Estudios Direccionales • Método de Ángulo Promedio. Se basa en una suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre dos estaciones. Este método es mucho más difícil de justificar teóricamente, sin embargo, lo suficientemente sencillo para usarlo en el campo.

Método de Cálculo de Ángulo Promedio • Supone que las distancias de un survey a otro como lineas rectas • Casi exacto y se pueden hacer calculos manuales

Métodos de Estudios Direccionales • Método de Curvatura Mínima Es el método que probablemente estima en una forma más confiable el comportamiento de la direccional en cualquier tipo de pozo, y se basa en la suposición de que el pozo es un arco esférico con un mínimo de curvatura, por lo que existe un máximo radio de curvatura entre dos puntos o estaciones.  

Calculo de Mínima Curvatura • Utiliza multiples puntos entre surveys para representar mejor la forma del pozo. • Un poco mas exacto que el metodo de radio de curvatura.

PLANOS DE INCLINACIÓN Y DIRECCIÓN

PLANO DE INCLINACIÒN

____ Propuesta ____ Real

PLANO DE DIRECCIÒN

KOP 500 500

500 1000

1500

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

¿Qué representa la información de un survey ? • Un survey, o en forma mas apropiada survey station, cuenta con los siguientes componentes: – Inclinación. – Dirección del pozo (Azimuth). – Profundidad Medida .

• Los surveys de más calidad se obtienen de manera estatica. • La información del survey le informa al perforador dirección donde se encuentra el pozo. • La Inclinación y Dirección del pozo son mediciones hechas debajo de la superficie por sensores direccionales. • La Profundidad Medida es una medida que se realiza desde la superficie, algunas veces monitoreando la profundidad.

Métodos para Calcular Survey • Una vez que se ha verificado la calidad de la inclinación, dirección del pozo, y profundidad medida en la estación del survey los datos son proporcionados al perforador direccional. • El cálculo de los surveys se realiza entre estaciones de surveys para proporcionar al perforador direccional una idea de la trayectoria del pozo en los planos vertical y horizontal.

Métodos para Calcular Survey • El cálculo para surveys puede enterderse de una mejor manera al aplicar principios trigonometricos

Comparación entre métodos

Perforación Direccional. COMPASS Computarized Planning Analysis Survey System

Tabla de Método Ángulo Promedio

EJERCICIO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO DEL ÁNGULO PROMEDIO

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Corrección por Declinació n Magnética

Corrección por Declinación Magnética.

Campo Magnético de la Tierra • El núcleo de la tierra contiene acero, nickel y cobalto y es ferromagnético. • Se puede imaginar a la tierra como si tuviera una barra magnética en el centro, a lo largo del eje de rotación norte-sur. • Aunque la dirección del campo es al norte magnético, la magnitud será paralela a la superficie de la tierra al ecuador y a puntos con altas pendientes en la tierra cerca al polo norte.

Norte Verdadero • El Norte Verdadero, o norte geográfico, está alineado con el eje de rotación de la tierra. • El norte verdadero no se mueve haciéndolo una referencia perfecta. • Un survey referenciado al norte verdadero será válido hoy en cualquier otra vez en el futuro. • La corrección que se aplica para cambiar la dirección del norte magnético al norte verdadero se denomina declinación.

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Tabla de Método Ángulo Promedio

Declinación Magnética • Movimientos complejos de fluidos en el núcleo provocan que el campo magnético de la tierra cambie lenta e impredeciblemente en el tiempo (variación secular). • La posición de los polos magnéticos también cambia en el tiempo. • Sin embargo, se puede compensar estas variaciones aplicando una corrección (declinación) al survey magnético que tiene como referencia el norte verdadero.

Movimiento de Polos Magnéticos (1945 – 2000) North Pole

South Pole

Aplicación de la declinación al este • Una declinación al este significa que el norte magnético se encuentra al este del norte verdadero. • Por ejemplo, si la dirección del pozo en norte magnético es 75° y la declinación es 5° este, la dirección al norte verdadero se debera calcular de la manera siguiente: Dirección Verdadera = Dir Mag + Declinación 80° = 75° + (+5°)

Corrección al Este

Corrección al Oeste

Implicaciones de una Declinación Incorrecta • Considerando que la declinación es la suma en grados de la corrección a la dirección magnética del pozo, cualquier error hecho en la declinación tiene serias consecuencias. • Por ejemplo, si se aplica una declinación de +18°, en lugar de utilizar una declinación de -18 ° , la dirección reportada del pozo será incorrecta por 36°! • Este error podría no ser detectado hasta que la información se compare con surveys independientes.

PERFORACIÓN DE UN POZO DE RE-ENTRADA

PLANIFICACIÓN Y PERFORACIÓN DE POZOS DE RE-ENTRADA LATERAL (SIDE TRACK) Abertura de Ventana (Side Track) • Significa salir de una trayectoria diferente a la perforada a través de un pozo y puede ser en agujero descubierto o entubado

PLANIFICACIÓN Para la planificación de la perforación de este tipo de pozo, se comienza con la elaboración de un resumen donde se estudia y se analiza la posibilidad de aplicar esta tecnología en un pozo existente. Se escoge el prospecto y se analiza la creación del lateral. Para la creación de la ventana se utiliza una fresadora provista por la compañía de servicio encargada del corte. Se analiza el beneficio que podría tener el desarrollo de esta tecnología como es la reducción de los costos por instalación de facilidades de superficie, perforación e impacto ambiental. Después de repasar todos los aspectos técnicos, se efectúa el análisis económico comparativo del proyecto. Y luego debe concluirse que la creación de un lateral en un pozo existente es una alternativa ventajosa debido a que los altos índices económicos, como la Tasa Interna de Retorno y el Valor presente Neto del proyecto, dan un mejor rendimiento financiero que el promedio normal de la inversión. El objetivo del proyecto es obtener mayor producción de una zona.  

PERFORACIÓN DE UN POZO DE RE-ENTRADA La ventana lateral es creada por medio de una herramienta desviadora llamada deflector de perforación, la cual se asienta y orienta de tal manera que un BHA de molienda corta la tubería de revestimiento y crea de esta manera la ventana. Luego el lateral se consigue con herramientas direccionales llegando hasta el yacimiento.

PERFORACIÓN DE UN POZO DE RE-ENTRADA Para realizar el plan direccional a fin de crear el lateral, se requieren los siguientes datos: • • • • • • •

Ubicación del pozo (coordenadas de superficie). Ubicación del objetivo geológico, es decir hacía donde se va a dirigir el lateral (coordenadas de objetivo). Datos de: Elevación de la Mesa Rotaria, Elevación del Nivel del Suelo, Profundidad Total, Contacto Agua-Petróleo. Topes de las formaciones que se van a atravesar. Rumbo y Buzamiento de las capas. Desviaciones del pozo, es decir, saber las inclinaciones que tiene el pozo a determinadas profundidades. Conocer los registros de CCL y CBL, para saber la mejor zona y poder escoger el punto desde donde sale el lateral, Punto de partida (KOP).

Teoría General de la Perforació n Horizontal

PERFORACIÓN HORIZONTAL Son pozos perforados horizontalmente o paralelo a la zona productora con la finalidad de tener mayor área de producción.

PERFORACIÓN HORIZONTAL

Tipos de Pozos Horizontales

APLICACIÓN PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL • Horizontes productores que tienen zonas fracturadas escasamente dispersas en el yacimiento, difíciles de atravesar con pozos verticales. • Yacimientos que tienen problemas de conificación de agua. Típicamente, intervalos productores emparedados entre una capa suprayacente de gas y un acuífero situado abajo. Con los pozos horizontales es posible reducir el flujo de agua para un régimen dado de producción. • Yacimientos con horizontes productores de poco espesor, en los que se requeriría gran número de pozos verticales para efectuar su desarrollo. • Evaluación de nuevos yacimientos. Los pozos horizontales permiten estudiar la evolución geológica y dar información valiosa para programar el desarrollo del campo.

TRAYECTORIA DE UN POZO HORIZONTAL

KOP Sección Tangencial

TVD1

TVD2 TVD3

DH 1

DH 2

DH 3

DH 4

DHT

PLANOS DE INCLINACIÓN Y DIRECCIÓN

PLANO DE INCLINACIÒN

____ Propuesta ____ Real

PLANO DE DIRECCIÒN 500 500

KOP 500 1000

1500

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto al taladro de perforación se recomienda, alta capacidad de torque, malacate de 4000 HP, top drive de 60000 lbs-pie de torque, bombas de lodo de 2000 HP.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto a los drill pipe (tubería de perforación) deben ser de 5”ya que se aumenta en un 50% la capacidad torsional.

TUBERIA DE PERFORACIÓN

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL 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.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL

No se utilizan lastrabarrenas.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto al martillo, se debe colocar muy cerca de la barrena y entre heavy weight, dos heavy weight por debajo cerca de la barrena y tres heavy weight por encima del martillo y por encima de estos se debe colocar muchos drill pipe (tubería de perforación) en una relación 3:1 o sea por cada heavy weight se deben colocar tres dril l pipe (tubería de perforación) hasta el final de la curva. No debe colocarse el martillo a nivel de la e 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 barrena(donde está pegada la sarta) la onda ya no tiene efecto.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto a los aceleradores, no es convenientes colocarlos en la perforación horizontal.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto a la barrena PDC, tiene que ser no agresiva, calibre corto, de torque promedio bajo, dientes cortos.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto a la construcción de la curva, se debe utilizar barrenas de conos y cuando se esté en la sección horizontal, utilizar barrenas PDC.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto al lodo de perforación, se recomienda utilizar un lodo sintético a base de aceite y bajo coeficiente de fricción.

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con respecto al motor de fondo, se utilizan motores de fondo con camisa desviada en su eje axial (bent housing) que se le anexa al motor dándole un ángulo de desvío y es lo que en difinitiva va a alcanzar la curva pronosticada, para la sección curva y horizontal y el más utilizado es el motor de alto torque y baja revolución, cuando los motores llegan a la locación ya traen preestablecido el ángulo.

MOTORES DE FONDO

TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL Con relación al MWD (mediciones mientras se perfora) y LWD (registros mientras se perfora) los misma deben colocarse cuando se comience a perforar la sección curva y la sección horizontal.

Completación Original de un pozo Horizontal

POZOS MULTILATER ALES

INTRODUCC IÓN

La perforación de pozos de petróleo o gas han alcanzado grandes progresos a través de los años. Actualmente, en las operaciones de perforación se cuenta con técnicas avanzadas con la utilización de herramientas y taladros especiales. Los sistemas de pozos multilaterales permiten multiplicar la producción de los pozos al ser perforado radialmente desde una sección sencilla de un hoyo madre. Las técnicas de control direccional utilizadas para la perforación de los pozos multilaterales cuentan con equipos especiales para determinar con más exactitud los parámetros que requieren mayor vigilancia para lograr el objetivo propuesto. Además se han desarrollado nuevas técnicas para perforar el yacimiento completamente en forma horizontal y de esta forma obtener un incremento en la producción. Así mismo, al igual que las técnicas y equipos, los instrumentos de medición son más precisos y los cálculos se realizan por medio de computadoras, lo que permite obtener mejores resultados con un

OBJETIVO GENERAL

Basándose en la información geológica disponible, conocimientos de la perforación direccional. Seleccionar el candidato más adecuado, para aplicar la tecnología de Perforación, completación y las consideraciones de instalación en los diferentes sistemas de pozos multilaterales.

POZOS MULTILATERALES Pozo multilateral es aquel pozo en el cual uno o más pozos son perforados y extendidos desde un hoyo principal y el cual puede ser vertical, direccional u horizontal. El principal u hoyo madre sirve como punto sencillo para la ramificación de los pozos.

POZOS MULTILATERALES Los sistemas de pozos multilaterales permiten multiplicar la producción de los pozos al ser perforados radialmente desde una sección sencilla de un hoyo madre. Una mayor diferencia entre este método y el convencional (sidetracking) es que ambos tanto el hoyo madre y las extensiones laterales producen hidrocarburos. Por lo que solamente un simple hoyo vertical es requerido, los pozos multilaterales proyectados

Tipos de Pozos Multilaterales

APLICACIONES TÍPICAS PARA POZOS MULTILATERALES Mejoramiento de productividad de yacimientos delgados. •

•

Drenaje múltiple

Recobro mejorado en zonas bien cerradas, de baja permeabilidad. •

•

Prevención de conificación de agua y/o gas.

Control de producción de arena a través de una restauración de presión (draw-down) en la cara de la arena. •

APLICACIONES TÍPICAS PARA POZOS MULTILATERALES - Mejoramiento de productividad de yacimientos delgados. - Drenaje múltiple, zonas de objetivo de espaciado cerrado con exposición horizontal en cada zona. - Recobro mejorado en zonas bien cerradas, de baja permeabilidad (incrementando el radio de drenaje de algunos pozos). - Prevención de conificación de agua y/o gas. - Control de producción de arena a través de una restauración de presión (draw-down) en la cara de la arena. - Mejoramiento en el control de agua y aumento en la eficiencia de recobro. - Intersección de fracturas verticales. - Incrementa las reservas recuperables por un factor 2.3 respecto a un pozo vertical. - Mayor índice de productividad.

Barrido de Yacimientos de Crudo Pesado

Barrido de Yacimientos Inclinados Laterales

Barrido de Yacimientos Multi-capa

Yacimientos Compartimentalizados

Barreras de Permeabilidad Vertical

CONSIDERACIONES GENERALES

- El costo de la fase inicial puede ser alto. - Mayores reservas de un solo pozo significa riesgos más altos en el mismo. - Terminación más complicada. - Interferencia de otros laterales.

NIVELES DE POZOS MULTILATERALES

NIVELES DE POZOS MULTILATERALES El consorcio TAML en sus siglas en inglés (Technology, Adavancement, Multi, Lateral) conformada por las siguientes empresas: • Baker • BP • Chevron • Mobil • Shell • Smith • Texaco • Total • Weatherford • Schlumberger • Sperry Sun Han conformado los siguientes niveles de pozos multilaterales 1, 2, 3, 4, 5 y 6

NIVELES DE POZOS MULTILATERALES

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) • La parte crítica del lateral es la llamada “Junta” que es la conexión entre el lateral y el hueco principal. Es debido a esta característica que se le da una clasificación a los pozos multilaterales como nivel 1, 2, 3, 4, 5, 6; lo que especifica como se encuentra el hueco (principal y lateral) antes, durante y después de la junta.  

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) NIVEL 1 El hueco (principal y lateral ) y lateral se encuentra abierto antes y después de la junta (conexión). Se puede colocar un liner después de la junta.

Nivel 1 • • • • • •

Hoyo Principal y Lateral a hueco abierto Miles de pozos completados. Formaciones consolidadas. Bajo costo de completación. Acceso lateral limitado. Control de producción limitada. Incremento del drenaje del yacimiento.

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) NIVEL 2 El hueco principal se encuentra revestido y cementado mientras que el hueco lateral está abierto y puede o no tener liner ranurado.

Nivel 2

• • • • • • • •

Hoyo Principal Revestido y Cementado y el lateral a hoyo desnudo con una junta Acceso total al hoyo principal. Aplicaciones en la explotación del yacimiento. La unión o junta no es mecánicamente soportada. Bajo costo de completación. La formación requiere de soporte. Potencial de re-entrada lateral. Formaciones consolidadas. El liner es opcional, pero puede ser no conectado al hoyo principal.

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) • NIVEL 3 El hueco principal se encuentra revestido y cementado mientras que el lateral se encuentra unido al hueco principal a través de un liner pero no está cementado.

Nivel 3 • • • • • • •

Hoyo Principal Revestido y mecánicamente conectado al liner lateral La junta es mecánicamente soportada. Bajo costo de completación. El liner lateral sujeta al hoyo principal con un liner hanger, pero no cementado. Unión no cementada. El hoyo principal y acceso de re-entrada lateral. Formaciones consolidadas. Integridad no hidráulica en la unión.

Completacion Multilateral Nivel 3 HOOK Hanger for Level 3 applications coil tubing or drill pipe re-entry

HOOK Hanger with Hold Down Slips 9 5/8" 40 lb/ft casing 5.75" drift into lateral w/diverter in place in the HOOK hanger 2,700 ft MD 5.5" drift into mainbore w/diverter in place in the HOOK hanger

+/- 4,500 ft long 8 1/2" openhole laterals with 7" slotted liners

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) • NIVEL 4 El hueco principal y lateral se encuentran revestidos y cementados en la junta. La tubería de revestimiento principal y lateral están conectadas mecánicamente. 

Nivel 4 • • • • • •

El Hoyo Principal y el Lateral Revestidos y Cementados Ambos hoyos cementados en la junta o unión. Junta mecánicamente soportada con tubulares y cemento. Junta con integridad no hidráulica. Bajo costo de completación. Total acceso al hoyo principal y lateral. Formaciones consolidadas o no consolidadas.

Completacion Multilateral Nivel 4

4 1/2” pre-drilled liner Cemented 4 1/2” liner 7” 32 lb/ft liner

MLZX Liner Hanger/Packer system

Lateral Entry Nipple

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) • NIVEL 5 Hueco principal revestido y cementado y el lateral revestido, cementado o sin cementar. La unión de los huecos (junta) se consigue con la completación. La integridad hidráulica de la unión se logra con la completación.

Nivel 5

• • • • • • •

El Hoyo Principal y el Lateral Revestidos y Cementados y Presión de integridad en la junta Junta hidráulica separada. El hoyo principal y el lateral con acceso de re-entrada. Formaciones consolidadas y no consolidadas. Presión de integridad ejecutada por la completación. El cemento no es aceptado como un sello. Alto costo en la completación La junta puede ser un nivel 3 o un nivel 4.

Completacion Multilateral Nivel 5

TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES (NIVELES) • NIVEL 6 Hueco principal revestido y cementado y el lateral revestido, cementado o sin cementar. La unión de los huecos (junta) se consigue con la tubería de revestimiento.

Nivel 6 • • • • •

Presión de integridad en la junta o unión Formaciones consolidadas o no consolidadas. La presión de integridad ejecutada con el casing. Integridad hidráulica en la junta. El cemento no es aceptado como un sello. Acceso total al hoyo principal y lateral.

Completacion Multilateral Nivel 6 1 8 5 /8 " c a s in g 1 3 3 /8 " c a s in g 1 7 1 /2 " o p e n h o le D e e p S e t S p litte r @ 4 ,0 0 0 ft T V D 5 1 /2 " lin e r c e m e n te d in 7 " R W D h o le

3 1 /2 " s lo tte d lin e r in 4 1 /2 " h o le

Perforación Direccional. PROBLEMAS



SEVERIDAD DEL DOGLEG O “PATA DE PERRO”.



EFECTO DE LA FORMACIÓN.



DEFICIENTE REMOCIÓN DE RIPIOS.

Problemas Presentes en Perforaciones Direccionales Severidad del Dogleg o “Pata de Perro” 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. Tanto 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.

Consideraciones de instalación de los equipos de completación

La instalación de los equipos de completación y requerimientos son mínimos para estos tipos de pozos. Típicamente una sarta sencilla de tubería de producción anclada a una empacadura que es asentada cerca de la base del revestidor del hoyo madre, también serán requeridos niples de descanso para taponamiento así como de válvulas de seguridad. La sarta de tubería de producción podría permitir una máxima tasa de flujo con una mínima caída de presión para igualar los parámetros de producción del pozo.

Problemas Presentes en Perforaciones Direccionales 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 un lastrabarrena pase a través de ella. Cuando la tubería es levantada o bajada, esta puede pegarse en el ojo de llave y tendrá que llevarse a cabo una operación de pesca costosa asociada a pérdida de tiempo. Si el hoyo está revestido, el revestidor sufre un proceso de desgaste mientras la parte baja del hoyo está siendo perforada. Por esta razón es más seguro construir el ángulo rápidamente en la parte baja del hoyo que en la parte alta.

Ojo de Llave

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.

Tamaño del Hoyo. Los hoyos direccionales de diámetro grande son más fáciles de perforar que los hoyos direccionales de diámetro pequeño. Los hoyos de diámetro grande se definen como aquellos que varían de 9 5/8” a 12 1/4”. Hay varias razones por las cuales es más difícil perforar los hoyos de diámetro más pequeños. Una de las razones es que los hoyos de diámetro más pequeño requieren lastrabarrenas y tubería de perforación de diámetro pequeño, que son más flexibles; consecuentemente, las características de la formación tales como la inclinación y rumbo del estrato, limitan la amplitud de aplicación de peso que puede ajustar el perforador. También contribuye menos al efecto de péndulo cuando el hoyo se va a regresar a la vertical. Los lastrabarrenas de diámetro grande también presentan problemas, hacen más difícil la aplicación del principio de un estabilizador que no gira insertado en la sarta de perforación precisamente encima de la barrena para aumentar el ángulo, y el área grande de su superficie las hace más propicias a que se peguen contra las paredes.  

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.

Equipo 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 mechas 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.

Problemas de circulación de lodos

Fuerzas 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.

Última Tecnología en Perforación Direccional.

  PERFORACIÓN ROTATIVA DIRECCIONAL La introducción de la tecnología rotativa direccional eliminó varias de las desventajas de los métodos de perforación direccional previos. Debido a que un sistema rotativo direccional perfora direccionalmente con rotación continua desde la superficie, no existe la necesidad de deslizar la herramienta, a diferencia de las perforaciones realizadas con motores direccionales. La rotación continua transfiere el peso el peso a la mecha en forma más eficaz, lo que aumenta la velocidad de penetración. La rotación también mejora la limpieza del agujero porque agita el fluido y los recortes de perforación, permitiendo que fluyan fuera del pozo en vez de acumularse formando un colchón de recortes. Los sistemas rotativos direccionales de avanzada han sido concebidos para mejorar la circulación de los fluidos y la eliminación de los recortes. A su vez, la eliminación eficaz de los recortes reduce la posibilidad de que el arreglo de fondo de pozo (BHA) se atasque o se obture.

  PERFORACIÓN ROTATIVA DIRECCIONAL

  PERFORACIÓN ROTATIVA DIRECCIONAL La rotación continua y el mejoramiento de la limpieza del pozo reducen la posibilidad de atascamiento mecánico y diferencial de la columna de perforación. Ningún componente fijo contacta la tubería de revestimiento o el pozo. Además, la tecnología rotativa direccional mejora el control direccional en tres dimensiones. El resultado neto es un pozo más suave, más limpio y más largo, perforado en forma más rápida y con menos problemas de atascamiento de las tuberías y de limpieza del pozo. Cuanto mejor es la calidad del pozo resultante, menos complicadas resulta la evaluación de formaciones y la bajada de la tubería de revestimiento. Además, se reduce el riesgo de atascamiento.  

  PERFORACIÓN ROTATIVA DIRECCIONAL Comparación de la calidad del pozo utilizando un motor accionado por el lodo de perforación y el sistema rotativo direccional. El motor accionado por el lodo de perforación tiende a producir un pozo irregular agrandado, o en espiral (extremo superior). El pozo perforado por el sistema rotativo (extremo inferior) es uniforme y está en calibre.

  PERFORACIÓN ROTATIVA DIRECCIONAL Esta amplia variedad de ventajas ha convertido a los sistemas rotativos direccionales en una parte esencial de muchos programas de perforación. Las compañías de Exploración y Producción diseñan trayectorias de pozos desafiantes, en forma rutinaria, para intersectar objetivos distintos o múltiples y maximizar la producción de petróleo y gas. Otros diseños comunes que enfrenta la perforación rotativa direccional incluyen los yacimientos compartimentalizados, los yacimientos de aguas profundas, los desarrollos con restricciones ambientales, las plataformas o las localizaciones de perforaciones distantes, e incluso ciertos campos marginales en los que el éxito económico depende de la ubicación precisa de un pozo de alta calidad. Durante las operaciones, la robusta tecnología de adquisición de registros durante la perforación “LWD”, puede ayudar a las compañías a refinar las trayectorias para sacar provecho de las capacidades de ubicación de pozos de los sistemas rotativos direccionales. El éxito de la perforación requiere herramientas de fondo de pozo que toleren ambientes de alto impacto, altas temperaturas y rocas abrasivas, con

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: Power Drive Revolution Auto Trak Auto Trak X-Extreme

POWER DRIVE El sistema Power Drive es un sistema compacto y poco complicado desde el punto de vista mecánico, que comprende una unidad sesgada y una unidad de control. La unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la mecha, aplica una fuerza sobre la mecha en una dirección controlada mientras que la columna gira. La unidad de control, que se encuentra detrás de la unidad sesgada, contiene dispositivos electrónicos, sensores y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado de la mecha, necesaria para alcanzar la trayectoria deseada.

POWER DRIVE La unidad sesgada tiene tres patines externos articulados, que son activados por el flujo de lodo existente entre el interior y el exterior de la unidad sesgada. La válvula de tres vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto opuesto a la trayectoria deseada. Una vez que un patín pasa el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de lodo y el mismo se escapa a través de una compuerta especialmente diseñada para la filtración del lodo. Cada patín se extiende no más de 1 cm durante cada revolución de la unidad sesgada. Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de empuje. Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada constantemente en una dirección, que es la dirección opuesta al punto de empuje. Si no se necesita modificar la dirección, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada patín se extiende de a uno por vez, de manera que los patines empujan en todas las direcciones y sus movimientos se cancelan entre si.  

POWER DRIVE La unidad de control mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la formación. La unidad de control está montada sobre cojinetes que le permitan rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforación. Por medio de su propio sistema de activación, se puede dirigir a la unidad de control para que mantenga un ángulo de giro determinado, o ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca de formación. Los sensores del acelerómetro y magnetómetro de tres ejes proporcionan información relativa a la inclinación y al azimut de la mecha, además de la posición angular del eje de impulso. Dentro de la unidad de control se encuentra unos impulsores de turbina de rotación contraria, montados sobre ambos extremos de la misma, que desarrollan el torque estabilizador necesario por medio de imanes permanentes de gran potencia, cuya acción se suma a la de las bobinas de torsión ubicadas en la unidad de control. La herramienta se puede adecuar a las necesidades especificas de la superficie y se puede programar previamente de acuerdo con las variaciones esperadas de inclinación y dirección. Si fuera necesario modificar las instrucciones, una secuencia de pulsos en el fluido de perforación transmiten las nuevas instrucciones al fondo del pozo. El funcionamiento del sistema Power Drive puede ser monitoreado por medio de herramientas MWD y de los sensores instalados en la unidad de control, esta información será transmitida a la superficie por medio del sistema de comunicación Power Pulse.

POWER DRIVE Los sensores adicionales que se encuentran en la unidad de control registran la velocidad instantánea de la columna de perforación con respecto a la formación, con lo cual se obtiene información útil acerca del comportamiento de la columna de sensores térmicos y de la vibración también están incluidos dentro de la unidad de control para registrar datos adicionales sobre las condiciones de fondo. La computadora instalada a bordo muestra y registra información relativa a las condiciones de perforación, que se transmite en forma inmediata a la superficie por medio del sistema MWD o bien se recupera posteriormente. Esta información ha ayudado a diagnosticar problemas de perforación y, junto con los registros MWD, registros de lodo y de la formación, resulta de gran importancia para optimizar las operaciones futuras.

Sistema Rotatorio - Revolution

Perforación con Sistema Rotatorio •

Ensamblaje tridimensionalmente rotación continua de la sarta.

•

No hay necesidad de (Realizar deslizamiento).

•

No se requiere parar la perforación para orientar la cara de la herramienta (Tool Face) para ajustar la trayectoria al plan.

durante

perforación

la

orientada

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 tasa de Penetración. – Mejoramiento en la información de las Herramientas de Evaluación de Formación (LWD). • No se requiere realizar deslizamientos – Minimiza la probabilidad del efecto pandeo sinosoidal. – Menos arrastre por geometría del hoyo.

Beneficios – Confiabilidad en el posicionamiento del Hoyo • Orientación en la barrena a lo requerido, sin detener la perforación – Mejor confiabilidad en el control direccional

– Hoyo en calibre • Mejor resolución en la lectura de los registros. • Mejora la bajada de revestidores. • Garantiza una excelente cementación.

Revolution

TM

Información Técnica

Revolution • Sistema de “apuntar la Mecha” (Point the bit system). • Tasa 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 mecha o barrena. • Soporta Alta temperatura y altas presiones.

Revolution Rotary Steerable System • Tres componentes principales – Modulo de Electrónica y Batería – Unidad Mecánica – Estabilizador “Pivot”

Revolution – mecanismo de orientación

• • • • •

Sistema hidráulico mueve el mecanismo de manejo excéntricamente dentro de la camisa de orientación. La bomba proporciona la fuerza motriz para desviar el eje en la dirección programada. El mecanismo de manejo se deflecta en la dirección opuesta a lo requerido para la desviación del hoyo. Guías no-rotativas previenen que la camisa gire. Si la camisa empieza a rotar el sistema hidráulico re-direcciona para que se mantenga en la orientación deseada. Si la manga de orientación comienza a rotar, el sistema de navegación dirige la hidráulica para mantener la orientación deseada.

Revolution 4-3/4 – unidad Mecánica

Material de Fabricación: Incónela Alloy 718

Revolution – principio de orientación • Camisa de orientación norotativa. • Rotación del eje central maneja la bomba hidráulica. • Bomba provee fuerza motriz para desviar el eje en el dirección la programada. • Modulo electrónico provee control con sistema cerrado. “Closed Loop”. • Sensores internos monitorean la orientación, desviación y la rotación de la herramienta.

Información en cabina de perforación

Calidad de agujero con tecnología “Apuntar la Barrena” • Herramienta operando en “Apuntar la barrena” produce significativamente mejores resultados. • Hoyo excelente en calibre. • Hoyo liso. • Pata de Perro de 15 grados obtenidos durante pruebas.

Revolution – Principio de Orientación • Sistema hidráulico autónomo ( cerrado) , “Limpio” para larga vida. • El aceite hidráulico es filtrado en la herramienta. • Pistones múltiples hidráulicos . • El manifold que contiene los pistones no rota, lo cual minimiza los ciclos de uso de los pistones. Alargando la vida.

Unidad de Control

 Sensores de Inclinación y dirección (10 pies de la mecha o barrena).  Control del microprocesador para las solenoides de la unidad mecánica.  Modulo de batería inteligente.  Memoria para función de la data de la herramienta.  Comunicación bi-direccional.

Revolution 6.75” – Especificaciones • Tamaño de barrena = 8 3/8” hasta 9 7/8”. • Tasa de desviación = 0 – 10 grados/30 m. • Tasa de rotación de la la tubería = 80 – 250 rpm. • Tasa de flujo = 1000 gpm máximo. • Peso sobre la barrena = 50.000 libras máximo. • Presión máximo = 25.000 psi. • Tiempo de programación de deflexión y toolface – dos minutos. • Temperatura operando = 150 grados C operando (165 grados ºC máximo). • Over pull =125 klbs (se puede rehusar) 350 klbs (debe ser inspeccionado). • Caída de presión en la Mecha = No hay limitaciones.

Revolution 8.25” – Especificaciones • Tamaño de barrena = 12 ¼”. • Tasa de desviación = 0 – 7.5 grados/30 m. • Tasa de rotación de tubería = 60 – 250 rpm. • Tasa de flujo = 1500 gpm máximo. • Peso sobre la Barrena = 90.000 libras máximo. • Presión máxima = 20.000 psi. • Tiempo de programación de deflexión y toolface – dos minutos. • Temperatura operando = 150 grados ºC operando. • Over pull = 250 klbs (se puede rehusar) 1.000.000 mlbs (debe ser inspeccionada). • Caída de presión en la barrena = No hay limitaciones. • Sistema para Hoyos de 17 ½” esta actualmente en prueba en bloque de cemento.

Programa de Pruebas

Equipo de Perforación en bloque de concreto

Bloque de prueba de concreto •Bloque de concreto 80’ de largo. •Fuerzas compresivas entre 10000 hasta 40000 PSI.

Bloque de prueba saliendo

Calidad de agujero con tecnología “Empujar la Barrena” • Estas Pruebas fueron hechas usando la herramienta en modo “Empujar la barrena” • Hoyos perforados producen espiral significativo. • Tortuosidad del hoyo obtuvo mala limpieza.

“Empujar la Barrena” & “Apuntar la B”

Ventajas del Sistema Rotatoria Revolution • No contiene pistones o aletas móviles en el exterior de la herramienta. • No contiene piezas móviles expuestas al fluido de perforación. • Sistema hidráulico totalmente cerrado y presión compensada. • Unidad de control totalmente integrada a la herramientas de MWD / LWD. • Capacidad de trabajar en ambientes altas temperaturas – 150 grados ºC operativo & 165 grados ºC. • Capacidad para trabajar con altas presiones – 25000 psi. • Diseño modular compacto. • No se requiere restricción de flujo en la barrena. • Calibre interno abierto, la caída de presión a través de la herramienta no es significativa.

Barrenas para el Sistema Revolution RSS •Requerimientos: – Idealmente el tipo de barrenas PDC. – Gauge Activo Corto. – Gauge Pasivo Largo. – Un Gauge Pasivo Largo por Debajo del calibre del Hoyo. – Seccion del Shank Lo mas Corto Posible. •Oportunidades: – Sin restricciones en la estructura de corte. – Los requerimientos de Torque no es problema si se compara con motores. – Mejor hidraulica. – Mejor ROP.

Largo del Gauge • Gauge Activo – Tan Corto como sea posible ( < 1”) • Suficiente solo para asegurar que la mecha corte circularmente la seccion del hoyo y no se desgaste prematuramente. • Gauge Pasivo en Calibre ( entre 1-1/2” – 2”) – Lo mas largo posible • No debe restringir a el eje de la estructura de corte de quedar tangencialmente en el eje del hoyo cuando perfora • Gauge Pasivo Por debajo del Calibre ( hasta 3”) – Largo Suficiente para prevenir que la barrena gire excentricamente causando un hoyo sobre calibre – Suficientemente bajo calibre para permitir que el eje de la estructura de corte se mantenga tangencial al eje del hoyo mientras perfora – Debera estar cerca de cubrir completamente la circunferencia

Largo de la Barrena • Largo de Fabricación de la Mecha o Barrena – El Largo de la Mecha o Barrena y la distancia entre los elementos del calibre es crucial para el desempeño del Revolution. – Debe ser los suficientemente corta para que las posiciones relativas de la Mecha o Barrena - Pivot Stabiliser - Bias Unit" se mantengan optimas en terminos de no crear un sobre calibre del hoyo. – Un Incremento en el largo de la barrena disminuira la ventaja mecanica de la herramienta y su rendimeinto direccional.

Especificaciones de Mecha o Barrena Para RSS 12 ¼”

Grafica comparativa método Convencional Vs. RSS Revolution

AUTO TRAK

AUTO TRAK Es un revolucionario sistema de tecnología de Perforación rotatoria que transmite una eficiencia superior en conjunto con una precisión en la geo navegación y una capacidad de alcance ultra extendida. El Auto Trak combina las ventajas de rotación continua con lo avanzado sistema de geo navegación.

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

AUTO TRACK 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

AUTO TRACK 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 geo navegación permitiendo recibir y mostrar en superficie los registros de resistividad, gamma ray y presión. Basada en la información que se reciba en superficie, el

AUTO TRACK 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

AUTO TRACK Otros beneficios producidos por la herramienta: • Menos torque. • Menor arrastre. • Mejor limpieza. • Permitir el uso de barrenas 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.

AVANCES EN EL AUTO TRACK Auto Track X- Extreme. Para incrementar la rotación de 250 a 400 rpm al sistema Auto Track se le ha incorporado un motor de fondo en el BHA el cual se llama Auto Track X- Extreme. Este sistema permite: • Incrementar la rata de penetración. • Alcance extendido más lejos. • Reduce el desgaste de la sarta de perforación y revestidores.

Perforación Paralela de Precisión

SAGD

PROCEDIMIENTO PERFORACIÓN SAGD 1.- Se perfora el pozo productor en primer lugar (el inferior) en la base de la arena petrolífera ya detectada, esta perforación puede realizarse con MWD,LWD y se entuba tal cómo se realiza normalmente.   2.- Se perfora el pozo inyector (pozo superior) por la parte superior de la arena. Acá se puede empezar a perforar de manera estándar hasta posicionarse (overlap) ambos pozos y es aquí donde se requiere la técnica especial de posicionamiento mediante mediciones magnéticas.   3.- La sarta para posicionamiento por mediciones magnético que 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.

PROCEDIMIENTO PERFORACIÓN SAGD WEATHERFORD 4.- La sarta que se usa para perforar el hoyo inyector está compuesto por una barrena-bit sub con los magnetos (esto mide 2 a 3 pies) seguido por el motor de fondo y los componentes de lectura MWD-LWD.(este último también puede ser una herramienta Electromagnética o de lo contrario de pulso)   5.- El procedimiento en sí es que se tiene la sarta direccional con el RMRS (rotaring magnet ranking system) bit sub en el fondo por ejemplo a una profundidad de 2300 pies .Entonces se mueve la sonda del inyector hasta 2330 pies se empieza a perforar con la sarta direccional y RMRS generando un campo magnético que va midiendo su intensidad en los tres ejes del campo. Entonces “x” dará el desplazamiento axial o la profundidad medida,”y” da el desplazamiento lateral y “z “ da la distancia con el eje del pozo inyector ya entubado. Cómo resultado se tendrá un sistema de medición magnética directamente en la mecha de perforación lo que brinda un posicionamiento direccional con cero incertidumbre.  

Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor Pozo de Producción

Pozo de Inyección de Vapor

Vapor Fluye a la Formación

Separación Típica 5 Metros

Drenaje por Gravedad del Petróleo al Pozo Inferior

Servicio de Medición con Imanes Rotatorios SAGD

Incertidumbre de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al Utilizar Métodos de Registro Convencionales Incertidumbre Típica de Coordenadas-Extensión de 1000’

Lateral Vertical Requerida:  2  1 metros Al final del pozo: MWD:  30  4 metros Gyro:  10  3 metros

Separación calculada sustrayendo las coordenadas de los pozos # 1 y 2 mediante registros convencionales

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 Incertidumbre Típica de las Coordenadas Lateral :  0.5 metros vertical :  0.5 metros A 10 metros de separación

Cada registro RMRS brinda una determinación independiente de la separación de los pozos y sus coordenadas

El Sistema de Medición con Imanes Rotatorios mide precisa y directamente la separación en cada conexión.

Medición de una Pareja de Pozos SAGD

Perforación Paralela de Precisión

Medición en Pozo de Observación

Beneficios del Sistema  Se eliminan los errores acumulativos de los métodos de registro convencionales.

 Mantiene la separación dentro de +/- 1 metro.  Agujero más liso, con mínimo dog leg (tasa de incremento de ángulo).

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

 No hay errores debidos a la

interferencia magnética producida por el revestidor en la parte inferior del pozo.

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

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

o Unidad de Wireline Monocable con mástil o Sistema de Bombeo para desplazar la Herramienta

o Introducción de la profundidad desde el

sistema de recogida de datos en el sitio de la torre de perforación

Características Rango de detección mayor de 20 metros

No se necesita tiempo de registro adicional

Medición cercana a la barrena

Características del Sistema RMRS •

• •

•

Como la fuente magnética rotatoria está situada en el Sustituto Lastrabarrena, la medición puede ser catalogada como próxima a la barrena (near-bit) ya que el punto desde donde se realiza la medición está a menos de 3 metros de ésta. Pueden usarse tanto los servicios tradicionales de bombeo al pozo como los transportadores wireline para el desplazamiento de la sonda receptora RMRS. Cuando el desplazamiento es facilitado por un transportador de cable wireline, hay los siguientes beneficios operacionales: – Una instalación significativamente reducida en la locación del pozo debido a que no es necesario el alquiler de tanques de almacenamiento de fluidos ni de bombas. – Menor tiempo general de montaje de equipo pues no se necesita instalar y retirar sartas temporales de tubería. – Mediciones de mayor precisión al no efectuarse las mediciones a través del apantallamiento de las sartas temporales de tubos. Mediciones posibles hasta 20 metros y capacidad de mantener una precisión de ± 1 metro de separación.

Secuencia de Operaciones Posicionar

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

Perforar

a la profundidad.

próxima

conexión/registro

de

Grabar

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

Registrar

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

Evaluar la posición del pozo y vuelta a perforar.

Operación del Sistema RMRS para SAGD 1) La herramienta de registro mediante imanes rotatorios es introducida en el pozo de referencia conectada a una línea de cable eléctrico mono-conductor, y bajada aproximadamente hasta un punto opuesto y ligeramente encima de la barrena.   2) La herramienta permanece estacionaria durante la duración de cada registro, lo cual normalmente se corresponde a la perforación de una sola junta. 3) La información de magnetometría y la profundidad de la barrena son grabadas de manera continua para procesarla mientras la barrena pasa cerca a la herramienta de registro. A los pocos segundos de una detención para realizar una conexión, la información es procesada y presentada como separación vertical y horizontal junto a información de la tendencia que indica convergencia/divergencia de los pozos. 4) El perforador direccional puede tomar esta información en la forma de un nuevo punto de enlace en N, E, y TVD para planear con antelación la permanencia en la ventana (cuadrante) designada. 5) Se recomienda un sensor de Rayos Gamma (Gamma Ray) para control adicional sobre la Profundidad Vertical Verdadera (TVD).

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

Software para RMRS – Esta es una vista mirando hacia abajo del pozo de referencia con el nuevo pozo encima. – El indicador verde es el registro actual de la profundidad, mientras los indicadores grises son las profundidad alcanzadas previamente. – Toda la información está disponible en tiempo real para auxiliar al Perforador Direccional en la toma de decisiones. 

RMRS

Especificaciones de la Herramienta

15,000 psi. presión máxima 85°C temperatura máxima 2 “ diámetro externo x 2.5 metros largo

rango: mayor de 20 metros (dependiendo del diseño del pozo)

Sustitutos Portamechas con Imanes Rotatorios

4-1/2” API Normal de caja y pin

15.50” x 6.75” Diámetro externo

6-5/8” API Normal de caja y pin

16.60” x 8.00” Diámetro externo

RMRS 6-5/8” BIT SUB

Camisa para imágenes

Sarta SAGD Hoyo 12 ¼” Item Number 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Description BIT RMRS MAGNET SUB X/O GABIS - INC/GAMMA SUB MOTOR LN7830 W/PAD BELL/FLOAT SUB SHORT FLEX NMDC PIN x PIN CROSSOVER NM TOOL CARRIER EMITTER SUB FLEX NMDC FLEX NMDC FLEX NMDC JARS XX jts.DP XX jts.HWDP DP TO SURFACE

Survey to bit distance= Gamma to Bit = Annular Pressure to Bit=

Connection Top Bottom PIN = P BOX = B P 6 5/8" REG P 4 1/2" REG

B 6 5/8" REG

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" REG

B 6 5/8" REG

B 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

P 6 5/8" REG

B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

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B 4 1/2" IF

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B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

B 4 1/2" IF

P 4 1/2" IF

20.55 16.40

Connection OD ID (mm) (mm) 311

307

Tube OD ID (mm) (mm) 311 NA 203 57 184 57 203 NA 203 76 171 76 171 76 171 100 171 71 171 76 171 76 171 76 171 83 127 83 127 83 127 83

Cum Length Length (m) (m) 0.30 0.30 0.46 0.76 1.30 2.06 7.67 9.73 0.70 10.43 4.00 14.43 1.00 15.43 6.00 21.43 3.46 24.89 9.00 33.89 9.00 42.89 9.00 51.89 4.57 56.46 56.46 56.46 56.46 56.46 56.46 56.46 Total BHA = 56.46

SAGD – RMRS & GABIS

MWD Electromagnético en Pozos SAGD • Usado extensivamente en aplicaciones de crudo pesado • Herramienta de PD usa comunicación de dos vías – Permite transmisión de datos mas rápidos – Puede incrementar o bajar el poder de transmisión mientras se perfora – Elimine la necesidad que las cuadrillas corran el registro direccional • Habilidad de correr sensores en la barrena – Uno de los principales herramientas para que el sección lateral sea liso

GABIS

RMRS RANGING • Se puede el “ranging” hasta 50 metros del pozo dependiendo de la configuración del casing / tubería • 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