PERFORACION HORIZONTAL.pdf

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título: PERFORACIÓN DIRECCIONAL APLICADA A LA HORIZONTAL Autor: E. Gonzáles, N. Aiza, J. Montaño, D. Sibauty, M. Fernández Fecha: Código de estudiante: 201301237, 201301573, 201301305, 201300475, Carrera: Ing. En Gas y Petróleo Asignatura: Investigación de Operaciones Grupo: A Docente: Ing. Marcos Elías Zeballos Periodo Académico: 7 semestre Subsede: Santa Cruz Copyright © (2016) por (E. Gonzáles, N. Aiza, J. Montaño, D. Sibauty, M. Fernández). Todos los derechos reservados.

Título: Perforación Direccional Aplicada a la Horizontal Autor: E. Gonzáles, N. Aiza, J. Montaño, D. Sibauty, M. Fernández __________________________________________________________________________________________________________

RESUMEN: La perforación horizontal es una técnica de gran aplicabilidad, la cual tiene como fin incrementar el recobro y drenaje de los fluidos subterráneos. Dichos pozos se caracterizan por ser perforados con altos ángulos de inclinación (generalmente superiores a 85º), en caso de querer minimizar el  problema de conificación de agua estos pozos deben ser paralelos al tope del estrato es trato productor de hidrocarburos, si se requiere reducir el efecto de conificación de gas deben ser paralelos a la base y si se presentan ambos problemas (conificación de gas y agua) deben ser perforados  paralelamente en la sección secció n intermedia. Para el logro de este objetivo se emplean herramientas de dirección y ángulo mientras se perfora (MWD) las cuales permiten navegar a través de las formaciones objetivo; adicionalmente se utilizan herramientas de registro mientras se perfora (LWD) las cuales sirven de referencia para mantener el pozo en el objetivo predeterminado. La parte vertical inicial de un pozo horizontal, a menos que muy sea corta, típicamente se perfora utilizando la misma técnica de perforación rotatoria que se utiliza para perforar pozos más verticales, en el que la sarta de perforación se hace girar en la superficie. La sarta de perforación consta de muchas articulaciones de tubería de perforación de aleación de acero, collares de  perforación y la broca en sí. Desdé el punto de inicio hasta el punto de entrada de la sección curvada de un pozo de perforación horizontal, se perfora utilizando un motor hidráulico montado directamente encima de la broca y accionado por el fluido de perforación. La broca girarse por el motor hidráulico sin girar la tubería de perforación desde el motor a la superficie. La dirección del agujero se logra mediante el empleo de un motor de fondo direccionable. Al orientar la curva en el motor y al perforar sin girar el tubo, el orificio se puede dirigir, haciendo una curva que transforma la perforación vertical a horizontal e incluso puede cambiar la dirección a la izquierda o la derecha. La sección curvada tiene típicamente un radio de entre 100 y 150 metros. Los instrumentos de perforación transmiten diversas lecturas del sensor a los operadores que están en la superficie. Como mínimo, los sensores proporcionan el azimut (dirección respecto al norte) y la inclinación (ángulo relativo a la vertical) de la perforación. Los instrumentos modernos para la perforación permiten a los operarios de perforación direccional calcular la  posición (las coordenadas x, y, z) de la broca en todo momento. A veces se incluyen sensores adicionales en la sarta de perforación.

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Estos sensores pueden proporcionar información sobre el medio ambiente de fondo de pozo (por ejemplo, la temperatura, la presión, el peso de la broca, la velocidad de rotación de la broca y el ángulo de perforación). También pueden mostrar varias medidas de las características físicas de la roca que lo rodea como la radiactividad natural y la resistencia eléctrica, similares a los obtenidos por la extracción vertical, pero en este caso obtienen sus datos en tiempo real durante la  perforación. La información infor mación se transmite a la superficie a través de pequeñas pequ eñas fluctuaciones en la  presión del fluido de perforación en el interior del tubo de perforación.

Palabras clave: Perforación Horizontal

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ABSTRACT:

Horizontal drilling is a technique of wide applicability, which aims to increase the recovery and drainage of underground fluids. These wells are characterized by being drilled at high angles of inclination (generally greater than 85 °), in case you want to minimize the problem of water coning these wells should be parallel to the top stratum oil producer , if required reduce the effect of gas coning should be parallel to the base and if both problems ( gas and water coning ) are  presented should be drilled parallel in the intermediate section. To achieve this objective, direction and angle tools while drilling (MWD ) which allow you to navigate through the target formations are used ; further logging tools while drilling ( LWD ) which serve as a reference to keep the well in the predetermined target used. The initial vertical portion of a horizontal well, unless very short is typically drilled using the same rotary drilling technique used to drill vertical wells in which the drill string is rotated at the surface. The drill string consists of many joints of drillpipe alloy steel drill collars and the drill itself. From the start point to the entry point of the curved section of a horizontal drilling well is drilled using a mounted directly above the bit and driven by the drilling fluid hydraulic motor. The bit rotated by the hydraulic motor without rotating the drill pipe from the engine to the surface. The direction of the hole is achieved by using an engine addressable background. By orienting the bend in the motor and drill without rotating the tube, the hole can be directed, making a curve curve that transforms the vertical drilling horizontally and can even change the direction to the left or right. The curved section has a radius typically between 100 and 150 meters. Drilling instruments transmit various sensor readings operators that are on the surface . At least the sensors provide the azimuth ( direction relative to north ) and inclination ( angle relative to vertical ) drilling . Modern instruments for drilling allow operators directional drilling calculate the position (coordinates x , y, z) of the drill at all times . Sometimes additional sensors are included in the drill string. Horizontal drilling is a technique of wide applicability , which aims to increase the recovery and drainage of underground fluids. These wells are characterized by being drilled at high angles of inclination ( generally greater than 85 ° ) , in case you want to minimize the problem of water coning these wells should be parallel to the top stratum oil producer , if required reduce the effect of gas coning should be parallel to the base and if both problems ( gas and water coning ) are presented should be drilled parallel in the intermediate section. To achieve this objective, direction and

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angle tools while drilling (MWD ) which allow you to navigate through the target formations are used ; further logging tools while drilling ( LWD ) which serve as a reference to keep the well in the predetermined target used. The initial vertical portion of a horizontal well, unless very short is typically drilled using the same rotary drilling technique used to drill vertical wells in which the drill string is rotated at the surface. The drill string consists of many joints of drill pipe alloy steel drill collars and the drill itself. From the start point to the entry point of the curved section of a horizontal drilling well is drilled using a mounted directly above the bit and driven by the drilling fluid hydraulic motor. The bit rotated by the hydraulic motor without rotating the drill pipe from the engine to the surface. The direction of the hole is achieved by using an engine addressable  background. By orienting the bend in the motor and drill without rotating the tube, the hole can  be directed, making a curve that transforms the vertical drilling horizontally and can even change the direction to the left or right. The curved section has a radius typically between 100 and 150 meters .Drilling instruments transmit various sensor readings operators that are on the surface . At least the sensors provide the azimuth ( direction relative to north ) and inclination ( angle relative to vertical ) drilling . Modern instruments for drilling allow operators directional drilling calculate the position (coordinates x , y, z) of the drill at all times . Sometimes additional sensors are included in the drill string. These sensors can provide information about the environment down hole (eg, temperature, pressure, weight of the drill , the speed of rotation of the bit and drilling angle ) . They can also display multiple measurements of the physical characteristics of the surrounding rock as natural radioactivity and , similar to those obtained by the vertical extraction electrical resistance, but in this case get their data in real time while drilling. The information is transmitted to the surface through small pressure fluctuations in the drilling fluid within the drill pipe. These sensors can provide information about the environment down hole (eg, temperature, pressure, weight of the drill , the speed of rotation of the bit and drilling angle ) . They can also display multiple measurements of the physical characteristics of the surrounding rock as natural radioactivity and , similar to those obtained by the vertical extraction electrical resistance, but in this case get their data in real time while drilling. The information is transmitted to the surface through small pressure fluctuations in the drilling fluid within the drill pipe Keyword: Horizontal Drilling

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TABLA DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 10 2. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ......................................................... 11 3. MARCO TEÓRICO ............................................................................................................... 13 3.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL ...................................................................................... 13 3.2 OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL ..................................................... 13 3.3 PLANEACIÓN DEL PROYECTO DIRECCIONAL ......................................................... 14 3.4. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ....................................... 16 3.4.1 PERFORACIÓN HORIZONTAL .................................................................................... 18 3.4.2 OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL.................................................... 19 3.4.3 APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL .......................................... 20 3.4.4 VENTAJAS Y DESVENTJAS DE LA PERFORACION HORIZONTAL ..................... 32 3.4.5 MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL .......................................................... 35 3.4.6 MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS HORIZONTALES .............................. 43 3.4.7 ASPECTOS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ............................................... 47 3.4.8 PARAMETROS QUE SE DEBEN CONSIDERAR: ....................................................... 48 3.4.9 REQUERIMIENTOS DE POZOS HORIZONTALES .................................................... 48 3.4.4.2 PLANEACIÓN .............................................................................................................. 50 3.4.4.3 METODOS DE TERMINACIÓN DE POZOS HORIZONTALES .............................. 54 3.4.4.4 PELIGROS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ................................................. 60 3.4.4.5 PROBLEMAS COMUNES DURANTE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ......... 63 3.4.4.6 HERRAMIENTAS APLICADAS ALA PERFORACION HORIZONTAL ............... 66 APLICACIÓN DE LA PERFORACION DIRECCIONAL HORIZONTAL DESARROLLADA EN BASE A LOS SIGUIENTES CALCULOS:............................................................................ 78 5. CONCLUSIÓN .......................................................................................................................... 98 6. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................ 99

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1. INTRODUCCIÓN La perforación horizontal es otra aplicación especial de la perforación direccional y se utiliza  para aumentar la productividad de varias formaciones, una de sus primeras aplicaciones fue en yacimientos naturalmente fracturados o que presentan fracturamiento vertical, esto debido a que la mayor cantidad de producción viene de las fracturas, por lo cual un pozo vertical se encuentra limitado debido a que es menos probable que se encuentre con un sistema de fracturas y esto ocasionara que sus gastos de producción sean bajos, por lo tanto, un pozo horizontal tiene muchas más posibilidades de encontrarse con estos sistemas de fracturas, un ejemplo de la  perforación horizontal es en el yacimiento naturalmente fracturado . Los pozos horizontales en muchos casos permiten aumentar el radio de drene y con esto se puede incrementar la producción al igual nos permiten reducir los problemas de conificación de agua o de gas, al colocar el pozo de forma óptima en la zona productora generara que se puedan producir altos gastos de crudo y con mucho menos caídas de presión debido a la cantidad de formación expuesta al pozo. Otra de sus aplicaciones es el fracturamiento hidráulico el cual aprovecha al pozo horizontal para generar numerosas sistemas de fracturas a lo largo del pozo para aumentar la producción y reducir significativamente el número de pozos verticales necesarios para explotar el yacimiento, también  pueden utilizarse para optimizar y maximizar la eficiencia de drenado del yacimiento ya que conecta las partes del campo que son productivas.

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2. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL El concepto de perforación horizontal es relativamente nuevo, se remonta al menos al 8 de septiembre de 1891, cuando la primera patente de los EE.UU. para el uso de ejes flexibles para rotar barrenas de perforación fue emitida a John Campbell Smalley (número de patente 459152). Mientras que la aplicación principal se describe en la patente era dental, la patente también comprende el uso de ejes flexibles en escalas físicas mucho más grandes y más pesadas tales como, por ejemplo, los utilizados para taladrar agujeros en placas de calderas u otros tipos de trabajo pesado. Los ejes flexibles o cables que se emplean habitualmente en perforaciones  petrolíferas verticales no se pueden doblar para hacer curvas de radio corto. El primer registro de un verdadero pozo de extracción realizado mediante perforación horizontal, se perforó cerca de Texon, Texas, y se completó en 1929. Se perforó otro yacimiento de petróleo utilizando este sistema en 1944, en Franklin, Venango County, Pennsylvania, a una  profundidad de 150 metros. China probó la perforación horizontal en 1957 y más tarde la Unión Soviética también probó la técnica. Generalmente, sin embargo, se produjeron pocas aplicaciones  prácticas hasta la década de 1980, cuando el advenimiento de la mejora del pozo de perforación y los motores de la invención del equipo de telemetría de fondo de pozo, hizo que la tecnología comercialmente viable. Las pruebas de que la perforación horizontal podía realizarse con éxito se llevaron a cabo entre 1980 y 1983 por la empresa francesa. El Aquitaine en cuatro pozos horizontales perforados en el suroeste de Francia e Italia en alta mar. La creación de perforación de pozos utilizando técnicas horizontales se llevó a cabo posteriormente por British Petroleum en Prudhoe Bay de Alaska, en un intento exitoso para reducir al mínimo el agua no deseado y la producción de gas. Siguiendo el ejemplo de estos éxitos iniciales, la primera generación de perforación horizontal moderna se expandió rápidamente en formaciones naturalmente fracturadas, tales como las de tiza de Texas en Austin y pizarra en Bakken de Dakota del Norte. La segunda generación de perforación horizontal es un resultado de la mejora del desplazamiento horizontal, creciendo significativamente. Como los operadores y los contratistas Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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de perforación y servicio han diseñado, probado y perfeccionado sus procedimientos y el equipo se ha mejorado, los desplazamientos horizontales alcanzables rápidamente pasaron de 120 metros a más de 2400 metros. La segunda generación de aplicaciones de la tecnología de perforación horizontal han incluido la perforación de trampas estratigráficas, depósitos heterogéneos, yacimientos de carbón (para producir su contenido de metano) y pozos de inyección de fluidos  para aumentar las tasas de producción. La tercera generación de las técnicas de perforación horizontal permiten alcanzar longitudes horizontales mucho mayores, más profundas y la colocación más precisa de múltiples orificios horizontales para explotar fuentes de roca fracturada (donde se acopla con la nueva tecnología de fracturación hidráulica) y pozos de inyección de calor (las arenas petrolíferas canadienses de drenaje por gravedad asistida por vapor de agua) destinados a impulsar las tasas de producción y los factores de recuperación.

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3. MARCO TEÓRICO

3.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La perforación direccional se define como la práctica de controlar la dirección e inclinación de un pozo a una ubicación u objetivo debajo de la superficie, y un pozo direccional es aquel que se  perfora a lo largo de una trayectoria planeada para alcanzar el yacimiento en una posición  predeterminada, localizada a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de perforación. Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ángulo y la dirección del pozo, las cuales son referidas a los planos verticales (inclinación) y horizontal (dirección).

3.2 OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La perforación direccional tiene como objetivo el alcance de una ubicación subterránea  preestablecida a través de una trayectoria planificada, se puede entender como el proceso tridimensional es decir la barrena no solo penetra verticalmente sino que se desvía intencionalmente o no hacia los planos x-y donde le plano x se define como plano de dirección y el y como el de inclinación luego entonces los ángulos asociados con los desplazamientos en los  planos x - y son llamados ángulos dirección y de inclinación respectivamente.

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3.3 PLANEACIÓN DEL PROYECTO DIRECCIONAL El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria trayectoria del agujero para alcanzar un objetivo dado. El diseño inicial debe proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados económicamente.

El segundo o diseño final debe incluir los efectos de las condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA) que serán utilizados y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero.

Por lo tanto podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes factores:



Características de estructura geológica



Espaciamiento entre pozos



Profundidad vertical

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Desplazamiento horizontal del objetivo

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Los parámetros necesarios para la planeación de pozos direccionales dependen de la zona en que se realiza la perforación. De esta zona se debe conocer la litología, la situación estructural y la  profundidad vertical de los posibles intervalos productores.

Realizando un análisis de esta información, se deben considerar los siguientes factores: 

Características del objetivo: La forma, tamaño y profundidad vertical del objetivo son  parámetros básicos que pueden obtenerse de los diferentes estudios realizados en la zona o región. La correcta caracterización de las formaciones por atravesar, constituye el factor  básico para la selección de las condiciones óptimas de operación durante la perforación del pozo.



Profundidad vertical del objetivo:  Este dato no es posible modificarlo, ya que es función de la profundidad a la cual se encuentra la estructura productora.



Localización del equipo: La localización superficial del equipo de perforación depende de la distribución estructural de las formaciones a perforar. Se deberá aprovechar la tendencia que presentan determinadas formaciones de desviar el curso de la barrena o de mantener su rumbo durante la perforación, de tal manera que la barrena sea dirigida hacia el objetivo según la trayectoria planeada.



El conocimiento de las tendencias de desviación y el tipo de formaciones, determinará la posición del equipo de perforación, la profundidad de inicio de desviación y en consecuencia del desplazamiento horizontal a los objetivos.



Desplazamiento horizontal del objetivo:  Este valor es función de la localización superficial que tenga el equipo de perforación. Se supone que dicha localización fue determinada considerando la distribución estructural de las formaciones a perforar, por lo tanto puede considerarse como un dato fijo.

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3.4. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL El primer pozo horizontal perforado en Bolivia VGR-29 se realizó el 6 de enero de 1991 en el campo vuelta grande, u bicada en la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca, fronteriza con el Municipio de Boyuibe en Santa Cruz, mediante estudios de exploración se determinó que el yacimiento es de gas condensado, de la formación yecua.

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3.4.1 PERFORACIÓN HORIZONTAL

Se definen como pozos horizontales aquellos que son perforados paralelamente a los planos de estratificación del yacimiento, el cual se va desviando desde la vertical hasta los 90° a una  profundidad y dirección establecida y penetrando al yacimiento con una sección completamente horizontal. La longitud del tramo horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área que se desea producir. Es decir un pozo horizontal es aquel donde la última etapa del pozo que se perfora (zona productora) es aproximadamente de 90° con respecto a la vertical. Los pozos horizontales son utilizados para incrementar los ritmos de producción ya que con esta técnica de perforación se aumenta el área de drene y su eficiencia por gravedad, la  perforación horizontal permite desarrollar campos costa afuera con menor número de pozos,  plataformas más pequeñas y económicas que las convencionales. La perforación horizontal se  puede aplicar a yacimientos de baja permeabilidad, a yacimientos cuyos fluidos son de alta viscosidad y a yacimientos naturalmente fracturados, donde se comunica a las fracturas con el  pozo, ayudando al flujo de los fluidos del yacimiento. Los pozos horizontales permiten incrementar el área de contacto del yacimiento y aumentan la productividad por arriba de la que  puede proporcionar un pozo vertical. Los pozos horizontales también pueden reducir la tendencia a la conificación en yacimientos con cuerpos de agua o casquete de gas, ya que generan una baja  presión diferencial alrededor del pozo perforado. La productividad de los pozos horizontales  puede ser mayor que la de los pozos verticales por muchas razones:



Los pozos horizontales generan una gran área de comunicación con la formación  productora.



Atraviesan perpendicularmente el sistema natural de fracturas, reduce los problemas de arenamiento y de conificación de agua y/o gas.



Por lo general justifica los costos de perforación con grandes gastos de producción.



Reducen las caídas de presión ya que generan una gran eficiencia de drenaje de la formación productora al lograr un mejor control.



Se mejora el manejo del yacimiento.

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

Se produce en zonas de poco espesor donde la perforación vertical es antieconómica.



Se pueden inyectar fluidos como método de recuperación mejorada (recuperación térmica).



Se puede lograr una mayor recuperación de petróleo en yacimientos de baja  permeabilidad

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3.4.2 OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL El objetivo de un pozo horizontal, es de por lo menos triplicar la producción del pozo Los  pozos horizontales son pozos perforados en forma direccional con una inclinación próxima a los 90 grados, los objetivos primarios para perforar un pozo horizontal son: 1.- Interceptar la mayor cantidad de fracturas en una formación que contenga hidrocarburos. 2.-Evitar la perforación o evitar la navegación dentro del nivel de h20 o por encima del gas. 3.-Incrementar el área de drenaje. Incrementar campos de reservorio de alto buzamiento. Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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4.-Mejorar la inyección de agua, gas, vapores químicos en formación con recuperación secundaria.

3.4.3 APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL En la aplicación de pozos direccionales se proveen soluciones optima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente:



Mejorar la recuperación y el drenaje del reservorio.



Incrementar la producción en reservorio consolidados.



Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección.



Control de problemas de conificación de gas/agua.

Así como también existen otras aplicaciones que explicaremos a continuación: Los pozos horizontales han surgido como una alternativa para solucionar los problemas  presentados en la inyección de agua convencional (digitación viscosa, baja eficiencia de barrido, etc.); además, se han empleado en técnicas de recobro mejorado con el fin de incrementar el factor de recobro obtenido a lo largo de la vida del proyecto.

Las principales aplicaciones de los pozos horizontales para recuperar hidrocarburos en diversas configuraciones se enumeran a continuación. Yacimientos Estrechos: Los pozos horizontales presentan mayor efectividad en formaciones de delgado espesor, ya que la utilización de pozos verticales resulta antieconómica, debido a que con un pozo horizontal de alcance extendido se tiene mayor área de contacto que con varios pozos verticales. Yacimientos naturalmente fracturados:  La utilización de pozos horizontales en yacimientos naturalmente fracturados, permiten un aumento en la productividad por encima de los pozos verticales debido a la alta probabilidad de intersectar las fracturas y drenarlas efectivamente.

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Formaciones con conificación de agua y gas: Los pozos de gran longitud mantienen una taza alta de producción, aunque la producción por unidad de longitud sea pequeña, con lo cual se reduce la conificación de agua y gas, ya que se minimiza la presión diferencial en la región cercana al pozo.

Yacimientos de Aceite Pesado:  La utilización de pozos horizontales en yacimientos de aceite  pesado ha tenido gran desarrollo en campos de Canadá, Venezuela y California en los Estados Unidos, pues se tienen resultados satisfactorios y viabilidad económica. El pozo horizontal Edad West en la arena Sparky en Canadá, produce más de 7 veces la tasa de un pozo vertical promedio, igualmente los pozos horizontales en el Lago Maracaibo en Venezuela producen a una tasa de más del doble de los pozos verticales.

Aplicación en la Recuperación Mejorada. Los pozos horizontales pueden ser utilizados como inyectores o productores en proyectos de recuperación mejorada, ya que un pozo inyector largo mejora la inyectividad al proporcionar una gran área de contacto con el yacimiento, también mejorar la eficiencia de barrido con una apropiada orientación de los pozos horizontales.

En la actualidad se están utilizando pozos horizontales en la modalidad de “dual apilados” como método de recuperación mejorada en aceites pesados. Drene Gravitacional Asistido por Vapor (Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)): Este  proceso se está convirtiendo en una tecnología dominante empleada en la recuperación de aceite  pesado, donde Canadá ha jugado un papel líder en el desarrollo y aplicación del proceso. En el SAGD, se utilizan dos pozos horizontales superpuestos (dual apilado) separados por una distancia de algunos metros, colocados cerca del fondo de la formación productora. El pozo horizontal superior es utilizado para inyectar vapor, el cual se eleva bajo fuerzas de expansión y forma una cámara de vapor arriba del pozo, el pozo inferior por su parte, es usado  para colectar los fluidos producidos (agua de formación, condensado y aceite). El vapor es alimentado continuamente dentro de una creciente cámara de vapor y al elevarse se condensa en el límite de la cámara, calentando y llevando al aceite al pozo productor. Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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Inyección de agua: La aplicación de los pozos horizontales perforados para la inyección de agua  parece ser muy prometedora para obtener una recuperación adicional. Recientemente, se han  perforado algunos pozos horizontales en U.S.A y Canadá para inyección de agua; sin embargo, no hay datos publicados disponibles de los resultados. Unos cuantos pozos horizontales han sido  perforados en yacimientos donde el agua se inyecta por debajo de la estructura para mantener la  presión.

Inyección miscible:  Las aplicaciones de inyección miscible han sido exitosas en Canadá, actualmente muchas referencias muestran una delgada capa de aceite entre la capa superior de gas y la inferior de agua; se inyecta un solvente miscible en lo alto de la estructura, por lo que los  pozos horizontales son perforados cerca de la zona de agua. El aceite es conducido hacia abajo y recuperado o capturado en los pozos horizontales (Oilfield Review, 2002/2003).

FIG- 7

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En producción de gas: Se utilizan en yacimientos de baja y alta permeabilidad. En yacimientos de baja  permeabilidad, los pozos horizontales mejoran el área de drenaje por pozo y reducen el número de pozos que se requieren para drenar el yacimiento. En yacimientos de alta permeabilidad, los  pozos horizontales se pueden usar para reducir la turbulencia cerca de la cara del pozo debido a que las velocidades del gas son altas en los pozos verticales y de esta forma mejorar la capacidad de entrega del pozo en yacimientos de alta permeabilidad.

En aplicaciones EOR En especial en procesos térmicos. Un pozo horizontal proporciona una gran área de contacto del yacimiento, por lo tanto aumenta la inyectividad de un pozo inyector, siendo beneficioso en aplicaciones de recuperación de petróleo donde la inyectividad es un problema. Los pozos horizontales también han sido usados como productores. Una adecuada configuración de los  pozos horizontales, especialmente en yacimientos naturalmente fracturados, mejora la eficiencia de barrido en aplicaciones EOR. Recientemente, se han utilizado en la inyección de agua, en aplicaciones de inyección de polímeros para mejorar la eficiencia, y también en inyección de fluidos miscibles.

Otras aplicaciones de pozos direccionales aplicados a la horizontal Aplicación de pozos horizontales en procesos de inyección de agua: El concepto de inyección de agua empleando pozos horizontales, fue introducido por Tabber en 1992 como un método para mejorar el desempeño de la inyección convencional. El autor afirmó que en los pozos horizontales se puede trabajar a menores presiones y con mayores tasas de inyección que con pozos verticales, debido a que estos últimos presentan menor contacto con la formación de interés y por lo tanto poseen menor área de drenaje, ocasionando una recuperación más lenta del aceite. Gracias a la mayor tasa de recuperación de aceite y al potencial para incrementar el recobro final, se pensó en ese entonces que la aplicación de pozos horizontales a la inyección de agua  podría traer grandes beneficios en comparación con la inyección convencional. Joshi también fue un pionero en el desarrollo y aplicación de la tecnología de pozos horizontales, recopilando sus Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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investigaciones en un libro en 1991, el cual presenta un completo estudio acerca de esta tecnología. Posteriormente proporciono un análisis de costos y beneficios de pozos horizontales empleando una gran variedad de aplicaciones, incluyendo inyección de agua y recobro mejorado en el 2001. La propuesta inicial de una inyección de agua mediante el uso de pozos horizontales consistía de un pozo horizontal inyector y uno o más pozos adyacentes productores horizontales como se muestra en la figura 9a. Con el tiempo el concepto de inyección de agua horizontal se expandió  para incluir varias combinaciones entre pozos verticales y horizontales, gracias a estudios desarrollados mediante simuladores numéricos y modelos físicos escalados. Solo hasta enero del 2001 se registró la primera patente de la aplicación de pozos horizontales en proyectos de inyección de agua, por Alex Turta y Conrad Ayasse, el método desarrollado se denominó “Toe To Heel Waterflooding” (TTHW)11. A partir de la creación de este método los

autores han desarrollado una serie de investigaciones, donde se han obtenido resultados optimistas, los cuales indican que en algunas circunstancias (Heterogeneidad del yacimiento, desfavorable relación de movilidades, segregación del agua de inyección) el proceso puede llegar a ser mejor que la inyección convencional. De las diferentes configuraciones analizadas y estudiadas, presentes en la literatura, el método TTHW con pozos horizontales ubicados cerca al tope de la formación y un pozo inyector vertical,  presenta mejores resultados en cuanto a factor de recobro. Esto debido a que el frente agua generado en este tipo de procesos asciende desde la base de la formación hasta el pozo productor, recorriendo menores distancias comparadas con la inyección de agua convencional y logrando mayores eficiencias de barrido volumétricas. Por las razones  presentadas anteriormente este trabajo de investigación se enfatizará en esta técnica desarrollada  por Alex Turta y Conrad Ayasse.

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A continuación se presenta una descripción más detallada del proceso así como también las ventajas que este puede llegar ofrecer sobre la inyección convencional. La propuesta inicial de una inyección de agua mediante el uso de pozos horizontales consistía de un pozo horizontal inyector y uno o más pozos adyacentes productores horizontales. Con el tiempo el concepto de inyección de agua horizontal se expandió para incluir varias combinaciones entre pozos verticales y horizontales, gracias a estudios desarrollados mediante simuladores numéricos y modelos físicos escalados.

FIG- 8 La palabra TTHW se deriva de sus siglas en ingles Toe To Heel Waterflooding, en español inundación de agua de la punta al talón, haciendo referencia a la punta y talón en un pozo horizontal. La tecnología TTHW es un proceso de desplazamiento basado en el método térmico TTH (Toe to Heel Air Inyection). Este se puede clasificar como un desplazamiento de aceite short-distance (corta distancia), el cual es aplicable a yacimientos de que presenta alta heterogeneidad, segregación gravitacional o desfavorable relación de movilidades.

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El método TTHW utiliza un pozo horizontal productor, ubicado en el tope de la formación y un pozo vertical inyector, el cual es perforado en la parte inferior, cerca de la base de la formación.

Process Toe to Heel Water flooding (TTHW)

FIG- 9 La mayor parte del agua de inyección que ingresa por la zona inferior de la formación se extiende rápidamente a lo largo de la base por acción de la fuerza de gravedad, fenómeno que genera bajas eficiencias de barrido en la inyección de agua convencional. Sin embargo, en el caso del TTHW se aprovecha este efecto (segregación gravitacional), gracias a la caída de presión uniforme generada por el pozo horizontal, el cual contacta gran parte del intervalo productor. Además teniendo en cuenta la corta distancia que tiene que recorrer el aceite para ser producido, se genera un banco de agua que desplazará el aceite desde la base hasta el tope de la formación de forma más eficiente, logrando altas eficiencias de barrido tanto areal como vertical. Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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Descripción del proceso TTHW En este tipo de procedimientos están involucrados dos factores importantes: La caída presión generada en los primeros años del proyecto y los altos cortes de agua que se obtienen una vez el agua ha irrumpido en el pozo productor.

Alta caída de presión antes ruptura: Uno de los principales factores por los cuales el TTHW  puede llegar a ser una técnica exitosa se debe a la caída de presión generada entre los pozos, ya que esta es superior y presenta mayor uniformidad que la generada en la inyección convencional. El agua proveniente del pozo inyector vertical se encargara de incrementar la presión y empujar el crudo desde la base del yacimiento, hacia el pozo productor, aunque en la mayoría de los casos, gracias a los diferentes estudios encontrados en la literatura, se ha observado que el frente de agua no es tan uniforme desde la base al pozo horizontal, pues una parte de ella avanza por esta zona, mientras que otra parte, en menor proporción, irrumpe rápidamente en la punta del  pozo horizontal hacia el talón de este mismo. Igualmente se presenta una alta eficiencia de  barrido volumétrico.

Altos cortes de agua después ruptura: Una vez avanza el frente de inyección se recuperara gran  parte del crudo en poco tiempo, gracias a la gran caída de presión, pero a su vez se presenta la irrupción muy temprana del agua de inyección en la punta del pozo productor como se observa en la figura 12. El corte de agua se incrementara gradualmente mientras se continúa con el barrido del crudo a lo largo del estrato productor hasta alcanzar un límite económico. De acuerdo a los estudios e investigaciones reportadas en la literatura el TTHW es un procedimiento que operara eficientemente a bajas tasas de inyección, con el fin de que el agua no irrumpa rápidamente en el  pozo horizontal y así obtener mayores eficiencias de barrido con menores relaciones agua aceite. Con adecuadas condiciones de operación, como presión y tasas de inyección se pueden evitar exagerados cortes agua.

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FIG- 10

Ventajas del TTHW En cuanto a la eficiencia volumétrica. El método TTHW surge como alternativa para contrarrestar los problemas ocasionados por bajas eficiencias de barrido volumétricas en la inyección de agua mediante pozos verticales, gracias a que los efectos de Heterogeneidad, segregación gravitacional y desfavorable relación de movilidades, se ven mitigados debido  principalmente a dos factores; es un procedimiento de tipo short distance e involucra pozos horizontales productores. Los procesos de tipo short distance ayudan a atenuar los efectos de la heterogeneidad y la desfavorable relación de movilidades, debido a que el desplazamiento del frente de avance depende solo de la distribución de las propiedades (permeabilidad y viscosidad) detrás del frente de desplazamiento y en una región inmediatamente delante de este frente de agua, teniendo en cuenta que esta región puede ser estrecha o grande, dependiendo de la transmisibilidad del yacimiento. Comparación frente de agua en inyección convencional y TTHW.

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FIG- 11

FIG- 12

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Una característica significativa de los procesos short-distance, es la corta distancia de viaje que recorre el aceite para ser producido, favoreciendo de esta forma a crudos de moderada viscosidad (menores a 2000 cp.) que pueden llegar a generar desfavorables relaciones de movilidades. Gracias al TTHW este efecto no sería tan significativo como si lo lo es en la inyección de agua convencional, en la cual tendrían que emplearse altas tasas y presiones de inyección. Por otra parte, el obtener altas tasas de inyección puede conducir al fracturamiento de la formación, cosa que es indeseable en este tipo de procesos puesto que puede causar canalización del agua inyectada. En crudos de alta viscosidad (mayores a 2000 cp.), aun considerando que es menor la distancia que deben recorrer para ser producidos en el TTHW, sigue siendo relevante la relación movilidades, puesto que el agua se canalizará rápidamente afectando la eficiencia de barrido areal. Además de lo expuesto anteriormente, los métodos short-distance atenúan el fenómeno de segregación gravitacional, debido a que el flujo de cualquier fluido particular es el resultado de efectos opuestos: El flujo hacia abajo debido a la segregación gravitacional y el flujo hacia arriba debido a la producción horizontal, con un descenso lineal de la presión. En este tipo de procesos, se aprovecha el efecto de segregación para que la mayor parte del agua avance por la base de la formación para posteriormente generar el empuje hacia el pozo horizontal. En cuanto al pozo horizontal, éste ayuda a mitigar el efecto negativo producido por la heterogeneidad, gracias a la gran longitud que abarca a través del intervalo productor, en comparación con un pozo vertical. Además, sumándole la alta caída de presión y menor distancia que tiene que recorrer el crudo para ser drenado, el proceso puede llegar a ser muy eficiente.

Otros Beneficios del TTHW •

Producción inmediata de aceite, es decir, existe un periodo de espera más corto que en la inyección de agua convencional para que el aceite llegue al pozo productor horizontal.

•

Reducción notable en los efectos negativos de heterogeneidad debido a la estratificación.

•

Atenuación del efecto negativo debido a la desfavorable razón de movilidades.

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•

Aumento del frente de agua. Al ser un procedimiento short distance el banco de agua crecerá más rápida y uniformemente, barriendo mayor cantidad de crudo.

•

Más indulgente frente a la calidad del agua inyectada y las operaciones en general.

•

Mejor control sobre la operación debido a la inundación fuera de la punta al talón (toe to heel). Gracias a esto, hay más posibilidades para optimizar la producción.

•

Para una línea de manejo de operación comercial y un patrón de pozo seleccionado, el número de pozos es reducido a casi la mitad debido a su uso primero como productores y luego como inyectores.

Criterios de aplicación del TTHW De acuerdo a los estudios en modelos físicos escalados realizados por Alex Turta en el año 2003, los cuales serán descritos en un capitulo posterior, los criterios en los cuales el TTHW resulta ser más eficiente que la inyección convencional.

Criterios de aplicación del proceso TTHW. Criterios de aplicación proceso TTHW Capa de gas Espesor Buzamiento

No. Mayor a 20 pies. Menor de 20 grados.

Permeabilidad horizontal (Kh)

Mayor de 200 mD.

Permeabilidad vertical (K v)

Mayor de 100 mD.

Relación de permeabilidades (K v /Kh) Viscosidad del aceite (µo) Densidad del aceite (ρo) Saturación del aceite (So)

Mayor de 0.25. Menor de 2000 cp. Menor a 56.1 lbs/pies . Mayor de 50%.

El TTHW es un procedimiento que podría llegar a ser exitoso para ciertas características del yacimiento y bajo ciertos parámetros operacionales, pero podrían llegar a presentarse ciertas dificultades concernientes al el manejo del agua producida, puesto que desde los primeros años se Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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tienen elevados cortes de agua. Por otro lado si no se realiza una adecuada valoración económica el proyecto podría no ser rentable debido a que los pozos horizontales son más costosos que los verticales. Con el fin de analizar la eficiencia obtenida al implementar un proceso Toe To Heel Waterflooding (TTHW), en este capítulo se presenta una descripción de algunos de los casos más representativos encontrados en la literatura. En ellos se analizan factores importantes al usar  pozos horizontales en procesos de inyección de agua, como la configuración de pozos, la relación de permeabilidades, la viscosidad y la tasa de inyección; los cuales serán analizados mediante simulación numérica.

3.4.4 VENTAJAS Y DESVENTJAS DE LA PERFORACION HORIZONTAL

La perforación horizontal es una técnica que ofrece una alternativa viable para el incremento del índice de productividad y la recuperación de la mayor cantidad de reservas de hidrocarburos. Esta técnica de perforación ha tenido en los años recientes avances relativamente rápidos y resultados sorprendentes en varios aspectos de su desempeño pero hay aspectos tanto positivos como negativos asociados con este tipo de perforación.

VENTAJAS Las ventajas que un pozo horizontal presenta frente a otro

vertical o desviado están

relacionados tanto con la fase de perforación como de producción. En los pozos horizontales o de ángulo elevado (mayor a 70º), la tensión generalmente desaparece y la sarta de perforación pasa libremente inclusive a través de curvas muy pronunciadas. Las vibraciones producidas por la  broca, sumadas a la tensión son una de las más frecuentes causas de fatiga y de falla de la sarta de  perforación. Estas vibraciones también desaparecen a ángulos elevados, la explicación para esto es que el peso total de la sarta descansa sobre el lado inferior del hoyo por lo que las vibraciones que genera la broca se atenúan rápidamente. Otro factor favorable tiene que ver con la flexión de la tubería de perforación, se ha observado mediante cálculos y experiencias que a altas inclinaciones, la tubería de perforación empujada gravedad contra el fondo del hoyo es capaz de  permanecer bajo cargas altamente compresivas sin flexiones, esta propiedad permite la reducción Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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del peso del conjunto de fondo y obtener menos fricción. Las formaciones productoras por lo general son mucho más suaves (blandas), que las formaciones sobreyacentes, por lo que pueden  perforarse más rápidamente. Las ventajas que ofrecen los pozos horizontales en lo referente a la producción son variadas entre las principales: Los pozos horizontales, en general dan mayor recuperación de reservas que los pozos verticales, las dos razones para obtener reservas más altas son las siguientes: •El incremento del área de drenaje. •El incremento del índice de productividad.

La caída de presión o diferencial de presión (drawdown), durante la producción es menor en un pozo horizontal. El índice de productividad es mucho más sensible al daño superficial en un  pozo vertical que en uno horizontal de las mismas condiciones, esto es de especial importancia cuando sé esta frente a formaciones débilmente consolidadas. La velocidad de flujo en un pozo horizontal será mucho menor que en un pozo vertical, lo cual reduce el arrastre. Las altas tasas de  producción con velocidades menores de flujo y caída de presión más baja proporcionan flujos totales económicos con lo que se mejora la eficiencia y la economía de recuperación de petróleo. Una de las ventajas de los pozos horizontales sobre los verticales es el incremento del contacto directo entre la sección lateral del pozo y la zona productora. El intervalo punzonado por el pozo vertical está limitado por el espesor de la zona productora, si se tiene en cuenta que generalmente la longitud del horizonte productivo es mayor que su  potencia. Otra ventaja es la posibilidad de completar varios pozos horizontales desde una misma locación y cubrir un área de drenaje mayor, especialmente en áreas de alta sensibilidad ambiental.

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La perforación horizontal permite producir petróleos de alto grado API (crudos pesados). En el caso de una zona productora muy delgada, las perforaciones verticales pueden ser antieconómicas debido a que los punzonamientos están insuficientemente abiertos para la  producción para ciertas formaciones delgadas con empuje de fondo, los pozos horizontales ayudan a prevenir y reducir la conificación de agua.

DESVENTAJAS Las principales desventajas que se presentan en la perforación de pozos horizontales son las siguientes: La fricción lateral causada por la rotación de la sarta aparece en forma de un torque que se incrementa muy rápidamente en desviaciones mayores a 60º. Otra desventaja de los pozos horizontales es concerniente a los ripios de perforación, los ripios son remolidos a un tamaño muy pequeño por el efecto de fresado de la sarta este efecto es causado por el peso total de la sarta, descansando sobre el lado inferior de la sección horizontal donde se alojan la mayoría de los ripios. Una cantidad de ripios finamente molidos se mezcla con el lodo de perforación y consecuentemente causan un alto contenido de sólidos. En cuanto a la producción, los pozos horizontales presentan algunas desventajas en comparación con los pozos verticales las más significativas son las siguientes: Inefectividad en formaciones potentes, sobre todo en las formaciones con permeabilidad vertical baja y permeabilidad horizontal alta, tomando en cuenta que la permeabilidad afecta la  productividad. Los costos de perforación, completación y mantenimiento de un pozo horizontal son bastante elevados.

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3.4.5 MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL

La perforación horizontal inicia con una sección vertical o con cierta orientación, para después continuar con la construcción de una curva de 0 a 90° antes de entrar francamente al intervalo horizontal de interés. Para lograr tal horizontalidad se utilizan los siguientes métodos de construcción de radio de curvatura. 1) Método del radio de curvatura largo (LTR) 2) Método del radio de curvatura medio (MTR) 3) Método del radio de curvatura corto(STR) 4) Método del radio de curvatura ultracorto (USTR)

FIG- 13

Los límites de los radios de curvatura se encuentran en los siguientes rangos: 1) Radio ultra corto R = 1 - 2 pies, L = 100 –  200 pies. 2) Radio corto R = 20 –  40 pies, L = 100 –  800 pies.

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3) Radio medio R = 300 –  800 pies, L = 1000 –  4000 pies. 4) Radio largo R ≥ 1000 pies, L = 1000 –  4000 pies.

FIG- 14

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RADIO ULTRACORTO Esta técnica es muy apropiada en la aplicación de inyección de agua en formaciones blandas, no consolidadas y de presionadas. La aplicación más común se usa para reducir el de  presionamiento del yacimiento por segregación gravitacional o para la inyección de vapores u otros fluidos, dentro del yacimiento que tiene recuperación de energía natural. El radio de giro es de 1 a 2 pies, la tasa de construcción (Build-up rate, BUR) es de 45 a 60grados/pies. En esta técnica la sección horizontal de los pozos Reentry pueden alcanzar de 100 a200 pies usando chorros de agua a alta presión para perforarlos (Ver figura 3.3). La tubería de producción de estos  pozos tienen un diámetro que varía de 1¼ a 2½ de pulgada, dependiendo del sistema de  perforación usado; después de la perforación, el eductor (Tubing) es cañoneado completado con un empaque con grava, luego se puede cortar el eductor y el próximo Re- entry es perforado en este mismo pozo a la misma elevación pero en otra dirección.

VENTAJAS:



Son efectivos en formaciones suaves y fáciles de penetrar como arenas de crudos pesados y bitumen.



Desarrollo del campo mediante pozos verticales múltiples.



Realización de pozos horizontales múltiples a través de varias capas originadas desde un  pozo vertical.

DESVENTAJAS: 





Requiere equipo especializado.  Necesita que se agrande el hoyo en la cercanía lateral del objetivo de perforación. Es imposible correr registros en la sección horizontal, y no pueden tomarse núcleo debido a lo severo del radio de curvatura.



La longitud de drenaje del pozo, generalmente es menor de 300 pies

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RADIO CORTO La tecnología de radio corto ha sido aplicada en la perforación de pozos en donde las formaciones tienen problemas geológicos por encima de la dirección del yacimiento o bien por razones económicas. De esta manera el agujero se comunica y se extiende dentro del yacimiento. El radio de giro es de 20 a 40 pies, la tasa de construcción es de 2 a 5 grados/pies. En esta técnica los pozos son perforados a través de una ventana en un pozo revestido o desnudo, en hoyos revestidos se abre una ventana de aproximadamente 20 pies de longitud que luego es moldeada  para desviar lateralmente. Las primeras versiones de los sistemas de perforación horizontal utilizaron perforación con rotación desde la superficie; además de la rotación dada en la superficie se utilizan unas juntas con cuellos flexibles de perforación. Por lo general, un equipo deconstrucción de ángulo es utilizado para perforar a través de la herramienta de desviación (whipstock), hacia la formación por la ventana moldeada a 85º de inclinación aproximadamente. Un segundo equipo estabilizador perfora el resto del hoyo, es posible perforar hoyos de 4 3/4 o 6pulgadas de diámetro y alcanzar longitudes de secciones horizontales de 250 a 450 pies. Esta técnica tiene como desventaja un limitado control direccional. Recientemente se ha desarrollado un sistema que usa motores accionados por la presión del lodo, motores de fondo, estos son usados en el fondo del pozo proporcionando un buen control direccional. Este sistema usa  pequeños motores especialmente diseñados para la operación; un motor constructor de ángulo se utiliza para perforar la sección curva y se usa un motor para mantener el ángulo y construir la sección horizontal.

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VENTAJAS:

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Más precisión para drenar el yacimiento que el de radio medio y largo.

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Atractivo en yacimientos pequeños.

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Se emplea desde un pozo convencional (Reentry).



Posibilidad de tocar contacto entre fluidos.



Se pueden aislar zonas problemáticas inmediatas a la zona productora

DESVENTAJAS:



Requiere de un motor de fondo con una articulación ensamblada.



La longitud de drenaje en el pozo, generalmente es menor que 300 pies.



Se completa únicamente a hoyo abierto.



 No se pueden tomarse núcleos, ni perfilarse; en vista del radio de curvatura presente.

RADIO MEDIO Esta técnica es la más usada en pozos terrestres. La curvatura tiene la función de proteger la ubicación del agujero cuando se tienen formaciones con fallas y estratos muy pronunciados. El radio de curvatura varía de 90 a 250 m, con un ángulo de construcción de 6° a 20° por cada 100 pies. La sección horizontal varía de 600 a 1200 m de longitud. Las secciones de construcción y horizontal son generalmente perforadas con herramientas modificadas, las cuales están configuradas para emplearse con ensamblajes de campo estándar, creando un paquete que puede ser empleado para cualquier equipo con modificaciones mínimas. Los sistemas de radio medio pueden ser más económicos cuando se emplean en yacimientos fracturados, en problemas de conificación de agua y gas, en formaciones fracturadas, de baja  permeabilidad, en yacimientos con poca energía y en formaciones de poco espesor.

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El perfil de un pozo de radio medio indica que se requiere menos longitud a perforar y mucho menos desplazamiento horizontal para alcanzar el objetivo horizontal, además de tener menos agujero descubierto en comparación con los pozos de radio largo. Una curva típica de radio medio requiere menos de 500 pies de separación, mientras que una curva de radio largo requiere alrededor de 1400 pies. Con un pozo de radio medio, muchas zonas problemáticas pueden ser perforadas en la sección vertical y ser revestidas antes de perforar la zona critica de curvatura y empezar la horizontal. La longitud más corta del agujero curvo puede salvar tiempo y problemas potenciales.

Aplicaciones:  Yacimientos fracturados, yacimientos marinos; problemas con conificación de agua y/o gas, reentradas y yacimientos estrechos.

Ventajas: Menor torque y arrastre que en pozos de radio corto, puede perforarse horizontalmente hasta una longitud de 90 m y existe la posibilidad de tomar núcleos convencionales.

Desventajas: No aplicable para formaciones superficiales y delgadas y se necesita un equipo especial de perforación.

FIG- 16 Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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RADIO LARGO Estos pozos son perforados con equipos de perforación y ensamblajes de fondo convencionales o con motores direccionales, además, tiene la flexibilidad de perforar con amplios rangos de tamaños de agujeros herramientas. Los métodos, en general el método de radio largo puede ser definido como un agujero con al menos una sección en la cual la inclinación del pozo se incrementa de 1º a 6º /100 pies. El método de radio largo ofrece usos limitados para su desarrollo. A pesar de que numerosos agujeros de radio largo han sido perforados con el propósito de investigar y determinar la extensión del yacimiento, esta técnica es más empleada cuando se requiere alcanzar objetivos alejados de la localización superficial, tales como plataformas de perforación costa afuera, localizaciones remotas y/o abruptas, así como inaccesibles o yacimientos ubicados bajo ciudades  para perforar radios largos son más flexibles que los otros métodos. En esta técnica el punto de desviación (KOP) se encuentra cerca de la superficie para permitir que el objetivo sea alcanzado a la profundidad correcta y como la longitud de la sección de construcción es grande, se incrementa la longitud de las formaciones encontradas, por lo que se requieren varios tamaños de agujeros y de TR’s, sin embargo, presenta ligeras curvas (patas de

 perro). El control de la dirección en pozos de radio largo se puede llevar a cabo por medio de herramientas disparo simple, disparos múltiples, navegables, MWD y orientación giroscópica. Otra de las ventajas de este método es que se pueden llevar a cabo terminaciones con grandes extensiones de tuberías cortas ranuradas, con empacador, con tuberías cortas pre-empacadas, entubadas y cementadas o bien en agujero abierto y terminaciones selectivas. También se puede registrar fácilmente en agujero abierto con la técnica de transportación con tubería de perforación y los registros de producción con tubería flexible equipada con un cable conductor.

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Desventajas: Se requiere un equipo con largas bombas y grandes cantidades de lodo, el riesgo a hueco descubierto es mayor ya que la tubería de perforación puede pegarse y causar daño al yacimiento mientras se perfora.

FIG- 17

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FIG- 18

3.4.6 MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS HORIZONTALES

Actualmente existen cuatro métodos de construcción para pozos horizontales los cuales difieren de la forma de construcción del Angulo máximo al objetivo. Estos métodos son conocidos como:



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

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FIG- 19 

Método de Curva de Construcción Tanque Simple La curva de construcción está compuesta por dos intervalos de incremento de ángulo, separados por un intervalo tangencial. Generalmente para los intervalos de construcción de ángulo se utiliza el mismo ángulo del motor de fondo el cual producirá la misma tasa de curvatura.

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FIG- 20 

Método de Curva de Construcción Tangente Compleja La curva tangente compleja utiliza dos intervalos de construcción separados por un intervalo tangente ajustable. Este método difiere del tangente simple debido a que utiliza una orientación de la cara de la herramienta (tool face) en la segunda curva que produce una combinación de construcción y movimiento en este intervalo. Dicha curva permite al supervisor en sitio ajustar la tasa de construcción vertical cambiando el ángulo de la cara de la herramienta (tool face) para asegurarse llegar al objetivo.

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FIG- 21 

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

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FIG- 22

3.4.7 ASPECTOS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

Uno de los más importantes aspectos de la perforación horizontal es la selección del pozo candidato, no existen reglas rígidas para la selección del yacimiento. Una de las primeras consideraciones que se toma en cuenta es la parte económica y costos del proyecto. Los pozos horizontales son más caros en una relación de 2 a 3 veces más que un pozo vertical y 1.5 veces que un pozo convencional. Para perforar un pozo horizontal para explotar un yacimiento usualmente se requiere recoger información acerca del yacimiento y de las condiciones existentes en el área.

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3.4.8 PARAMETROS QUE SE DEBEN CONSIDERAR:



Profundidad del objetivo.



Espesor o potencia de la zona productiva.



Mecanismo de producción del yacimiento.



Porosidad.



Permeabilidad absoluta.



Presión de formación.



Características de la roca reservorio.



Saturación de fluidos.



Gravedad especifica del gas y del petróleo.



Temperatura del yacimiento.



Restricciones verticales dentro del yacimiento.



Historia de producción.



Hidrocarburos originales en sitio.



Hidrocarburos remanentes.



Diámetro del pozo.



Tipo de levantamiento artificial.

3.4.9 REQUERIMIENTOS DE POZOS HORIZONTALES

Los requerimientos prioritarios y más importantes para la perforación horizontal son:



Objetivo del pozo y localización en superficie.



Características y modelo geológico del yacimiento.



Yacimiento continúo dentro de un plano vertical.



Porosidad.

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

Saturaciones.



Temperatura.



Presión.



RGA.



PVT.



Anisotropía



Permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal.



Espesor de drene.



Distancia efectiva de drene para el pozo horizontal dentro del yacimiento.



Objetivo del cliente.



Tipos de fluidos para la perforación y terminación de pozos.



Diseño y construcción de la curva.



Métodos de terminación.



Comportamiento de la producción estimada.



Trabajos futuros de reparación.



Proyectos económicos.



Costos.

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Considerando todos los requerimientos de la perforación horizontal, así como adicionales tales como:



Uso de motores de fondo y herramientas de medición mientras se perfora (MWD).



Aditivos especiales de lubricación en el lodo de perforación para reducir el torque y arrastre.



Diseño de una hidráulica óptima para una limpieza efectiva del agujero.



Diseño de los aparejos de fondo para el control de la desviación y la barrena.



Herramientas de desviación

3.4.4.2 PLANEACIÓN

La planeación consiste generalmente de las especificaciones de profundidad de entrada al yacimiento y de la longitud mínima de drene del pozo dentro del yacimiento, por lo tanto, el objetivo de la planeación se divide en dos etapas: 1. La total identificación del objetivo que se persigue dentro de un marco legal y de acuerdo con las especificaciones del cliente y que sea económicamente alcanzable. 2. Que el drene del pozo sea redituable con una realización cuidadosa del programa de  perforación y terminación del pozo con apego a las normas de seguridad y cuidado al entorno ecológico, para llegar a la realización del proyecto en la manera más segura, eficiente y económica dentro del objetivo planeado. La planeación horizontal parte básicamente de la planeación de pozos convencionales y que al igual se consideran los siguientes aspectos:



Evaluación geológica.



Determinación de la presión de poro y de fractura.



Programa de registros geofísicos

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Diseño de TR’s, aparejos de fondo, hidráulica de lodos y cementaciones.



Programa de barrenas, procedimientos de control de pozos.



Equipos de perforación

Es de suma importancia considerar toda la información posible para lograr la integración de una  buena planeación, así mismo, se debe prever de un plan de contingencias para poder solucionar  problemas potenciales durante la perforación y terminación de pozos horizontales:

Perforación: 

Perdidas de circulación.



Atrapamiento de tubería.



Problemas de inestabilidad de agujero.



Brotes.

Terminación: 

Problemas al bajar el aparejo de producción.



Ineficiencia de limpieza de agujero.

Tener cuidado en la toma de decisiones durante la planeación del pozo, es un factor crítico e importante para tener éxito en las operaciones subsecuentes. De esta manera, podemos crear un  proceso iterativo para un buen procedimiento de perforación que defina directamente la óptima terminación y que tendrá finalmente impacto en el sistema de producción

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FIG- 23

Dentro del alcance del objetivo, la planeación consiste en tres fases:



Perforación vertical.



Fases de la perforación direccional.



Fase de la perforación de drene del pozo.

Desde la superficie, la perforación de los pozos horizontales se inicia con una fase vertical, así se tienen las condiciones específicas de salida hacia el objetivo. La perforación direccional para llegar a la sección horizontal del pozo consiste de: construcción de una curva continúa a lo largo del agujero y construcción de dos curvas a lo largo el agujero. Bajo estas circunstancias, se deberá mantener la dirección optima de la trayectoria, Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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hasta lograr alcanzar el drene del agujero dentro del yacimiento. Estas fases corresponden a la  perforación vertical en el inicio del pozo y finalizar en una o dos curvas de desviación dentro de la etapa horizontal.

FIG- 24 El cambio de la trayectoria del pozo debe gobernarse. Así se minimizan los problemas que se  presentan durante la perforación tales como: limpieza de agujero, arrastre y torque e inestabilidad del agujero.

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FIG- 25

3.4.4.3 METODOS DE TERMINACIÓN DE POZOS HORIZONTALES

La selección del método de terminación para un pozo horizontal requiere de ciertas consideraciones tales como estabilidad del agujero, diámetro del agujero, alternativas de TR’s,

capacidad y sistemas artificiales de producción, aislamiento de zonas de agua, gas y de fracturas naturales. Al momento de escoger el método de terminación de un pozo horizontal este puede tener una influencia significativa en la tasa de producción, por tal motivo se debe conocer los tipos de tecnología aplicables en la terminación de un pozo horizontal.

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TERMINACION EN AGUJERO ABIERTO Esta terminación se caracteriza por su simplicidad y bajo costo. Prácticamente la tubería de revestimiento es cementada en la cima de la zona productora. La sección horizontal se deja en agujero descubierto. Es aplicable en formaciones estables y apropiadas para carbonatos y zonas de calizas fracturadas. Así mismo, en formaciones altamente permeables y donde la conificación de agua y gas no se hagan presentes. Además, es una etapa de evaluación importante dentro de la calidad del yacimiento. Teóricamente el agujero descubierto no es una terminación practica para arenas  bajo consolidadas y espesores delgados, debido a problemas de colapso. La producción esperada en agujero descubierto es tres veces más alta que alguna otra opción de terminación. Esto se debe a que se tiene una gran área abierta al flujo y menos restricciones de  producción. Para llevar a cabo altos gastos de producción en este tipo de terminación, es necesario haber dejado una buena limpieza del agujero y el mínimo daño, durante las etapas de perforación y terminación.

FIG- 26 Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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TERMINACIÓN CON TUBERIA RANURADA (Liner) La terminación con tubería ranurada es económica y muy común en la terminación de pozos horizontales. La mayor ventaja de la tubería ranurada es la protección del agujero para evitar el colapso. Esta soporta la estabilidad del agujero cuando se presentan cavidades en el frente que restringen severamente la producción. También mantiene la integridad del agujero cuando la  presión de formación decrece con el tiempo de producción. Este tipo de terminación se utiliza en los pozos horizontales de radio largo, medio y corto  perforados en formaciones bajo consolidadas. Desde el punto de vista económico, el de radio medio es el mejor para estas condiciones. Las ranuras de esta terminación están orientadas paralelas al eje de la tubería: se utilizan mucho en formaciones con problemas de arenamiento. La anchura de las ranuras se selecciona  para impedir la entrada de partículas de arena excepto las más finas y el tipo de acero para evitar la abrasión y erosión por arena.

FIG- 27

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TERMINACIÓN CON TUBERIA PRE-EMPACADA Esta terminación es aplicable a yacimientos con formaciones poco consolidadas y con  permeabilidad alrededor de 1 darcy. Se utilizan en yacimientos con gran producción de arena, la técnica consiste en la colocación de una malla 40-60 pre-empacada con grava y resina en la tubería para el control de la producción de la arena. El diseño de la malla depende de las condiciones del yacimiento. No es recomendable en terminaciones donde es necesario aislar intervalos de gas y agua. Están conformados por una tubería de doble pared pre-perforada con orificios redondos relativamente pequeños, la tubería interna está rodeada por un tamiz rígido como el tipo standard que se usa cuando se realizan empaques con grava. El espacio anular está relleno por arena muy  bien escogida y cementada con resina para evitar su pérdida por los orificios pre-perforados. En el escogimiento de la arena predominan dos requerimientos: alta permeabilidad y evitar al máximo la entrada de arena en el hoyo. Este es considerado el mejor forro disponible para terminaciones de secciones horizontales en cualquier tipo de formaciones pero es el más costoso.

FIG- 28 Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA Y EMPACADORES EXTERNOS Este tipo de terminación es similar al de la tubería ranurada, con excepción de que se corre con un empacador externo para conseguir aislar alguna zona que requiera de una acidificación o  para separar algunos intervalos dañados. También es aplicable para llevar a cabo una cementación selectiva por intervalos, sin cementar todo el agujero. Dentro este tipo de terminación, es muy importante manejar las técnicas de operación anteriores. Se corre el riesgo de crear efectos de daño al empacador y a la tubería durante su expansión. Al expandirse el empacador, tiene un sello más amplio sobre la parte alta, que en la  parte baja. Generalmente la tubería se asienta sobre la parte baja del agujero. La expansión puede debilitar el sello en su parte alta. Esto provoca un deslizamiento del empaque a lo largo de su área de contacto. La excentricidad de la expansión puede reducirse cuando se colocan centradores rígidos sobre la parte baja de la tubería

FIG- 29 Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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TERMINACIÓN CON TUBERIA EXPANDIBLE La finalidad de la tubería expandible es realizar la cementación de tuberías cortas de explotación en una sola etapa, en formaciones con pérdida de circulación y posterior migración de gas, garantizando el sello mecánico en la parte superior y mejorando el sello hidráulico del cemento. Las ventajas de la tubería expandible son; que permite continuar la perforación y mantener el diseño del pozo, terminar los pozos con diámetros de TR’s convencionales con la cual se

optimiza la explotación del yacimiento, se puede probar la hermeticidad de boca de liner ahorrando tiempo y se ha probado ser una alternativa para garantizar en pozos exploratorios alcanzar los objetivos programados.

FIG- 30

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FIG- 31

3.4.4.4 PELIGROS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

Las plataformas de perforación horizontal permiten alcanzar depósitos de petróleo de difícil acceso. Al llegar al depósito de petróleo, los operadores de perforación, mediante la utilización de instrumentos y técnicas especiales, dirigen el taladro para el lado hasta que comience a taladrar en horizontal. Una vez que el instrumento está en la posición adecuada, es capaz de atravesar cientos de metros horizontalmente. Sin embargo, aunque esto facilita la extracción de petróleo en algunos casos, la perforación horizontal tiene algunos peligros que deben tenerse en cuenta:

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FIG- 32

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El fracturamiento hidráulico es el proceso que transporta el gas natural de las formaciones donde se encuentra a un pozo de producción. El líquido, que consta de agua y aditivos químicos, se bombea a presiones superiores a la resistencia de la roca, abriendo o ampliando fracturas que  pueden extenderse a incluso a varios cientos de metros de un pozo. Varios agentes químicos se  bombean a las fracturas para evitar que se cierren. Los agentes químicos utilizados en el proceso de fractura tienen el potencial de causar graves impactos ambientales adversos.

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PELIGRO QUIMICO DE LA PERFORACION HORIZONTAL Los productos químicos tóxicos se utilizan en todas las etapas de las operaciones de  perforación horizontal pueden ser peligrosos. El proceso de fractura requiere de varios millones de litros de agua mezclada con sustancias peligrosas en cada operación. Entre el 30 y el 70 por ciento del fluido utilizado reaparece tras la fracturación del suelo. Los productos químicos volátiles, tales como benceno, tolueno y xileno se mezclan en la atmósfera para crear capas de ozono.

RIESGOS DE CONTAMINACIÓN DE AGUA El proceso de fractura requiere quitar millones de litros de agua dulce de rios, lagos y embalses, lo que plantea una amenaza directa para la vida silvestre. Además, el efecto acumulativo de los productos químicos tóxicos introducidos en el medio ambiente, ya sea deliberadamente o por accidente, pone en peligro la integridad de los acuíferos y el agua de la superficie.

OTROS EFECTOS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Las operaciones de perforación horizontal con frecuencia requieren la construcción de carreteras y oleoductos, lo que puede dar lugar a la tala de miles de hectáreas de tierra. Los  productos químicos tóxicos que se encuentran en los estanques de retención, desechadas en pozos de inyección o se distribuyen en tierras ilegalmente representan una amenaza directa para los seres humanos, animales domésticos y silvestres.

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FIG- 33

3.4.4.5 PROBLEMAS COMUNES DURANTE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

Pérdidas de Circulación: Es uno de los más críticos durante la perforación y se presenta cuando existen cavernas o fracturas, debido principalmente a la presencia de formaciones no consolidadas. Limpieza del hueco en las secciones horizontales los cortes de perforación tienden a caer a la cara inferior del yacimiento dificultando el arrastre de los mismos y formando acumulaciones de sólidos que restringen el movimiento de la sarta, ocasionando una pega de tubería.

FIG- 34

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Pegamiento de tubería: Cuando la tubería no se puede mover se dice que está pegada, problema que impide rotarla y circular fluido por el pozo. Las principales causas de pegamiento pueden ser clasificadas en tres categorías: • Empaquetamiento (Pack -off) • Pega diferencial. • Geometría del pozo.

FIG- 35

Empaquetamiento: Ocurre generalmente cuando pequeñas partículas de la formación caen dentro del hueco a la altura de los lastra-barrenas o de las herramientas con diámetro cercano al del pozo, llenando el espacio anular alrededor de la sarta de perforación.

FIG- 36 Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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Pega Diferencial Cuando se perfora formaciones permeables se crea una costra o revoque de lodo debido a que la  presión hidrostática es mayor a la de la formación, siendo en consecuencia menor el diámetro del hueco en esas zonas. Entonces la presión diferencial existente origina que la tubería se adhiera a la pared del hueco causando el pegamiento de la misma y dificultando tanto el movimiento como la rotación de la sarta. El problema es mayor cuando son pozos desviados o en una sarta mal diseñada o sin estabilizadores.

FIG- 37

Geometría del Pozo La pega de tubería se puede dar tanto al bajar como al recuperar la sarta de perforación debido a que el ensamblaje de fondo es demasiado rígido para aceptar los cambios de dirección en la geometría del pozo.

FIG- 38

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Vibraciones en la Sarta: de Perforación. Se ha demostrado que la vibración en la sarta produce desgaste y fallas en la tubería y en la  broca. Se reconoce tres tipos de vibración: • Torsional • Axial • Lateral

FIG- 39

3.4.4.6 HERRAMIENTAS APLICADAS ALA PERFORACION HORIZONTAL

A continuación se mencionan algunas herramientas utilizadas para desviar un pozo, aplicadas a lo largo de la historia y evolución de esta técnica de perforación, de la misma forma se mencionan algunas herramientas utilizadas para la medición de parámetros cuando se está  perforando.

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BENT SUB (UNIÓN DE CURVATURA) Es una herramienta de desviación la cual se utiliza en ensamblajes rotatorios y se coloca encima del motor o la turbina utilizada en el ensamblaje, la cual es una pieza de unión estándar modificada hecha de acero, está pieza desde su fabricación ya tiene establecido el grado de desviación por lo cual no se puede modificar y señala una dirección descentralizada con respecto al eje de la unión del cuerpo (sub body) y el ensamblaje superior de perforación. La unión de curvatura (Bent Sub) crea una fuerza lateral, esta fuerza lateral será la encargada de hacer que las herramientas de perforación conectadas y el motor o turbina se desvíen en la dirección de la conexión descentralizada, los ángulos de deflexión de esta herramienta van desde 1.5º a más de 3º. Posteriormente se desarrollaron y fabricaron uniones de curvatura (Bent Sub) ajustables, estos son muy similares a las uniones de curvatura de ángulo fijo; la gran diferencia entre el primero y el segundo es que la unión de curvatura ajustable el ángulo de curvatura se puede ir ajustando durante la perforación, lo que generara un ahorro en tiempo, más cuando se necesita hacer una modificación en el ángulo o en el tamaño de la herramienta.

MOLESHOES (ZAPATA DE MULA) Los zapatos de mula o Muleshoe tiene una ranura y agarradera la cual sirve para colocar y  posicionar los instrumentos de medición en el ensamblaje de fondo (BHA), la herramienta se orienta hacia la unión (sub) conectado en el ensamblaje, los zapatos de mula (muleshoe) como ya se ha mencionado anteriormente contiene una agarradera interna o llave, la cual se coloca de modo que queda en una posición fija con respecto a la cara de la barrena (bit face) cuando es orientado El portador del instrumento de medición posee una ranura del muleshoe o zapatos de mula en la parte inferior y este se baja al agujero con un solo hilo de cable de acero, cuando este  portador se coloca en la unión (sub) de medición abajo del cuello no magnético, a la unión (sub) y es conectado al ensamblaje de desviación.

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CUCHARA DE DESVIACIÓN (WHIPSTOCK) La cuchara o cuña de desviación (Whipstock) es una vieja herramienta utilizada ampliamente  para generar un cambio en la trayectoria de un pozo. sus principales usos son realizar operaciones de desviación (sidetrack), al igual para realizar una operación de desvió tanto en agujero descubierto o con tubería de revestimiento, existen dos tipos de cucharas desviadoras: la cuchara desviadora recuperable y la cuchara desviadora permanente.



La cuchara de desviación recuperable : está formada por una cuchara o cuña invertida de acero, cóncava, el lado interior se encuentra acanalado para que la cuchara pueda ir guiando a la sarta de perforación al punto de inicio de desviación, esta herramienta tiene ángulos que varían entre 1º y 5º. En la parte inferior se encuentra una punta de cincel, la cual se asienta en el agujero o en el tapón de cemento y evita que gire la cuchara cuando la barrena.



La cuchara desviadora permanente: se utiliza en agujeros donde existe un medio donde asentarlo y está conectado con un pasador cizallable, el cual se coloca con un conjunto compuesto por un molino, un orientador y tubería extra pesada , esta cuchara se orienta usando métodos convencionales, posteriormente se le aplica peso lo cual  provocara que se rompa el pasador que une a la cuchara con el molino, girando lentamente la sarta de molienda, una de las ventajas de este tipo de cucharas es que realizan un agujero de calibre completo y por otro lado una desventaja es el pasador ya que se puede quebrar prematuramente lo cual generara un trabajo de pesca muy costoso.

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FIG- 40

BARRENA DE CHORRO O PROPULSIÓN (JETTING BITS) Otra herramienta utilizada para lograr un cambio en la trayectoria del pozo es la barrena de chorro o propulsión (Jetting), la cual consiste en una barrena que tiene una boquilla grande, esta se orienta a la cara de la herramienta (tool-face) y la unión de zapato de mula (muleshoe) se orienta en la dirección de la boquilla de chorro.

FIG- 41 Asignatura: Investigación de Operaciones Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

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Para este medio, la energía proporcionada por el fluido de perforación va erosionando una cavidad fuera de la barrena, posteriormente el ensamblaje se avanza sin rotación por la cavidad hecha por el chorro de la boquilla, luego se iniciara la rotación y se continua con la perforación convencional, Algo importante para seleccionar la Barrena de chorro es la cantidad de energía hidráulica disponible, geológicamente las areniscas y calizas oolíticas que se cementan débilmente son los mejores candidatos para la barrena de chorro, a pesar de que las lutitas pueden ser blandas, ellas no son buenas candidatas para este método. Una de las principales ventajas de esta herramienta es que se puede utilizar el mismo BHA  para cambiar la trayectoria y si la geología es propicia este método es mucho más económico que los Motores de Desplazamiento Positivo.

FIG- 42

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TURBINAS Y MOTORES DE FONDO (MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO PDMS O MOTORES DE LODO) Estos equipos de desviación, tanto el motor de fondo y la turbina, usan la presión y el fluido de perforación para generar que la barrena rote, lo cual en conjunto con otras herramientas logran una eficiente desviación controlada del agujero, la utilización de estas herramientas estará en función primero del equipo de bombeo con el que se pueda contar y segundo de las condiciones específicas del pozo.

TURBINAS Las turbinas están constituidas por: una unión de circulación, una sección de soporte, una sección de potencia y un eje motriz, En las turbinas existen diferentes tipos de tamaños, las cuales cuentan en el estator con álabes estacionarios conectados a la carcasa, estos desvían el fluido a los álabes en el rotor, lo que generara una rotación que accionara el eje y la barrena conectada, cada combinación de álabes de estator y rotor es una etapa de la turbina, etapas múltiples incrementan la potencia de la turbina

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MOTORES DE LODO O MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM) Son los más utilizados tanto en la perforación direccional como en la perforación horizontal, debido a su amplio rango de tamaños, a los bajos requerimientos de potencia hidráulica, lo cual  permite tener una mayor y más amplia selección de barrenas; esta herramienta tiene una mejor flexibilidad de velocidades de rotación y combinación de troques y el principal factor es que este método tiene un menor costo unitario.

FIG- 44 Estos motores contienen un rotor instalado en el interior del estator, en su interior la cavidad se encuentra revestida de goma, lo cual provoca que este tipo de motores no puedan utilizarse o su eficiencia no se la mejor en zonas donde existen altas temperaturas y debido al fluido de  perforación el cual ocasiona un mayor desgaste y menor tiempo de vida útil, en estos motores de fondo el estator La mayoría de los motores de fondo funcionan con el fluido de perforación, pero se han fabricado motores que trabajan con aire, los cuales rara vez se utilizan; los motores tienen un amplio rango de velocidades, de aproximadamente 100 rpm

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ENSAMBLAJES

DE

FONDO

ROTATORIOS

(ROTARY

BOTTOMHOLE

ASSEMBLIES) Al incrementar la longitud efectiva en este tipo de ensamblajes generara que se incremente el  peso, lo que ocasionara que aumente la fuerza excediendo a la fuerza debido a la flexión, esto resultara en una mayor fuerza lateral sobre la barrena causando una incremento en la disminución en el ángulo del agujero, al igual adicionar peso a la barrena producirá una reducción en la tendencia de disminución del ángulo ya que aumentara la fuerza debido a la flexión , para lograr este incremento en la tendencia de disminución se puede usar lastra barrenas de diámetros grandes, las cuales deben colocarse por debajo del estabilizador ya que incrementar el peso en este tipo de ensamblajes resulta en una mayor tendencia de disminución.

FIG- 45

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ENSAMBLAJES DE MOTORES ORIENTABLES Este sistema es usado principalmente en la perforación de pozos horizontales, un ensamblaje orientable se define como un ensamblaje de fondo cuyo comportamiento direccional puede ser modificado mediante el ajuste de los parámetros de superficie controlables de perforación incluyendo la velocidad de rotación y el peso sobre la barrena. Esta principal habilidad para modificar su comportamiento, nos permitirá dirigirlo hacia el objetivo deseado sin la necesidad de sacarlo del fondo del agujero. Este tipo de ensamblajes es una combinación de un motor de fondo y un ensamblaje rotatorio, el que puede ser orientado para perforar como un motor de desplazamiento positivo o rotado como un ensamblaje rotatorio

FIG- 46 

El ensamblaje tipo A  es un motor recto equipado con estabilizadores excéntricos, su colocación y excentricidad de los estabilizadores determinan la severidad de pata de perro y también generaran un carga lateral en la barrena para afectar la deflexión, el arreglo de este ensamblaje ocasiona un alto torque de operación lo que conlleva a una rápida  perforación.



El tipo B  es el ensamblaje más común, está conformado por un motor con un codo de desviación (bent housing) y un estabilizador o estabilizadores, dependiendo de su colocación y el ángulo del codo de desviación (bend) se determinara la severidad de pata de perro, este ensamblaje puede tener una unión (bend) en la junta en U o un doble codo de desviación (bend ), sin embargo la mayoría de los motores con doble codo de desviación (bend) no son orientables su principal ventaja de este ensamblaje es que se usa la inclinación de la barrena para generar el cambio en la dirección del agujero en vez de la fuerza lateral en la barrena.

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HERRAMIENTAS DE MEDICION Estas herramientas de medición surgieron principalmente para disminuir el tiempo muerto durante la perforación de un pozo direccional, debido al tiempo que tomaba correrlos dentro del  pozo para que tomaran la lectura. Estos registros tanto el de toma sencilla (single shot) y el de toma múltiple (multishot) proporcionan datos de una medición sencilla de inclinación y dirección del pozo y se usaban en agujeros descubiertos a través de la sarta de perforación. estas herramientas usan una barra no magnética de monel lo que ayudaba a corregir los efectos ocasionados por la sarta de perforación y el del campo magnético de la Tierra, para brindar datos más confiables.

HERRAMIENTA DE MEDICIÓN MWD (MEASURE WHILEDRILLING) Es un instrumento electromagnético, de alta tecnología, colocado en el ensamblaje de fondo dentro de una lastra barrena no magnética, el cual toma lecturas o mediciones en el fondo del  pozo. El MWD consta de tres componentes, un sistema de poder, un sistema telemétrico y un sistema de medición.

El sistema de poder: En este sistema se utilizan principalmente turbinas o baterías, las cuales son las encargadas de  proporcionar la energía eléctrica necesaria para todos los componentes de medición y transmisión de datos

Sistema-telemétrico: Su principal función es la de transmitir la información medida a la superficie como, datos de velocidad, presión, temperatura, etc. Esto se logra a través de sensores que se codifican para transmitir a las estaciones receptoras existen diferentes métodos de transmisión los cuales son: 

Telemetría electromagnética.

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Telemetría acústica.

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Telemetría eléctrica.



Telemetría de pulsos en lodo.

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FIG- 47 HERRAMIENTA DE MEDICIÓN LWD (LOGGING WHILE DRILLING). El LWD es un sistema que se incluye dentro de los equipos MWD, pero cada una de estas herramientas tiene distintas funciones, el LWD permite medir las propiedades de la roca perforada y poder identificar las zonas con posible presencia de hidrocarburos, lo que generara que se puedan tomar decisiones en tiempo real durante la perforación. Su principal función del LWD es caracterizar las formaciones que se están perforando, esto se logra midiendo la resistividad en tiempo real de las formaciones, lo que permitirá poder tomar decisiones en tiempo real para corregir la trayectoria del pozo a partir de la información que brindan los registros de resistividad del LWD, con lo cual podremos ubicar las zonas donde se colocaran las tuberías de revestimiento, lo que reducirá sustancialmente el riesgo en zonas geológicamente complejas;

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FIG- 48

Los registros que brinda la herramienta LWD son: 

Registro de Rayos Gamma.



Registro de Resistividad de la Formación.



Registro de Densidad Neutrón.



Registro de Inclinación de la Barrena.



Registro Sónico.

El equipo LWD opera de forma muy similar al MWD ya que trasmite la información a través de una señal a la superficie por la sarta de perforación y se instala en el ensamblaje de fondo por encima de la barrena

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APLICACIÓN DE LA PERFORACION DIRECCIONAL HORIZONTAL DESARROLLADA EN BASE A LOS SIGUIENTES CALCULOS:

ESTE ES EL ENUNCIADO Y GRAFICA EN EL CUAL NOS PROPORCIONA LOS SGTS DATOS:

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5. CONCLUSIÓN Las características que particularizan esta técnica de perforación horizontal requieren poseer conocimientos relacionados con el comportamiento de los suelos y la interacción que estos  presentan con la tubería durante el proceso de instalación .A este respecto podemos concluir que la hipótesis de trabajo planteada se cumple efectivamente puesto que una ejecución exitosa con esta técnica constructiva solo puede ser obtenida si se cuenta con el personal capacitado que elabore un programa de exploración y obtención de muestras junto con la interpretación acertada de los resultados de laboratorio obtenidos así para alcanzar dos metas: •Establecer la facilidad dela ejecución de esta técnica •Definir las condiciones más adecuadas para su operación

Considerar el empleo del equipo de construcción especializado tomando en cuenta las condiciones y restricciones presentes en la instalación de ductos. Los mismos podemos decir de los objetivos propuestos al haber analizado la técnica constructiva de la perforación horizontal en sus aplicaciones. Mediante el conocimiento de sus aspectos técnicos la normatividad existente (como hemos visto es escasa) Y atraves de un caso práctico que ejemplifica la aplicación de los criterios relativos a esta técnica evidentemente que al ejecutar esta técnica de forma apropiada y cuando sea posible, definitivamente representara ventajas en la producción hacia las técnicas respecto al método tradicional

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6. BIBLIOGRAFÍA 

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Construction Miami, Florida University of Florida

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Manual de perforación direccional M I. JOSE HOMERO TREVIÑO GARCIA.

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