Tesis Sidetrack

UNIVERSIDAD DE AQUINO-BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO                      

“Estudio Técnico y Económico para aplicar Técnica de Sidetrack en el pozo VBR – 22A” Proyecto de Grado para optar a la Licenciatura en Ingeniería en Gas y Petróleo

Autor: LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

Tutor: Ing. Santiago Arana

SANTA CRUZ – BOLIVIA

2009  

DEDICATORIA

Ante que todo quiero dedicarle este primer paso en mi vida profesional a Dios por ser quien ha estado a mi lado en todo momento dándome las fuerzas necesarias para continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas las barreras que se me presenten. A mis queridos padres, son ustedes quienes verdaderamente son los dueños de este titulo, sin su apoyo no lo habría logrado, mil gracias por ser mis guías, y por ser para mi un ejemplo de trabajo, esfuerzo y dedicación. A ustedes les dedico el esfuerzo de 5 años de estudio y de un aprendizaje que siempre llevaré grabado en mi corazón, porque como siempre me lo dices “Papá”, la educación es la única herencia que me dejarás, mil gracias porque por fin cobraré mi fortuna en sabiduría y lucharé por un futuro aún mucho mejor. A mis hermanas, a toda mi familia, y amigos, gracias por estar conmigo y de una u otra manera formar parte de esta meta alcanzada. Mil palabras no bastarían para agradecerles su apoyo, su comprensión y sus consejos en los momentos difíciles. A todos, espero no defraudarlos y contar siempre con su valioso apoyo, sincero e incondicional.

 

AGRADECIMIENTOS

Yo expreso sinceramente mi gratitud… Primeramente, al Sr. Rómulo Duran Camargo por su generosidad al brindarme la oportunidad de recurrir a su capacidad y experiencia en un marco de confianza, afecto y amistad, fundamentales para la concreción de este trabajo. Al Sr. Gustavo Asin por su disposición, valiosas sugerencias y acertados aportes durante el desarrollo de este trabajo. A mis padres y hermanas por brindarme un hogar cálido y enseñarme que la perseverancia y el esfuerzo son el camino para lograr objetivos. A la Universidad de Aquino Bolivia – Santa Cruz por los excelentes años de aprendizaje y formación. Finalmente quiero expresar mi gratitud al Sr. Santiago Arana, mi tutor, por su confianza, apoyo y enseñanza en el desarrollo de este estudio.

 

ÍNDICE Pág. CAPITULO I INTRODUCCIÓN………………........................................................................1 1.1. ANTECEDENTES.....................................................................................1 1.2. DELIMITACION.........................................................................................6 1.2.1. Límite Geográfico...................................................................................6 1.2.2. Límite Temporal.....................................................................................6 1.2.3. Límite Sustantivo....................................................................................6 1.3. Planteamiento del Problema..................................................................7 1.3.1. Identificación del Problema....................................................................8 1.4. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA..........................................................8 1.5.

SISTEMATIZACIÓN

DEL

PROBLEMA

Y

ABORDAJE

DE

LA

SOLUCIÓN……….................................................................................8 1.6. OBJETIVOS............................................................................................11 1.6.1. Objetivo General...................................................................................11 1.6.2. Objetivo Especifico...............................................................................11 1.7. JUSTIFICACION.....................................................................................11 1.7.1. Justificación Científica..........................................................................11 1.7.2. Justificación Social...............................................................................12 1.7.3. Justificación Económica.......................................................................12

 

1.7.4. Justificación Personal...........................................................................12 1.8 METODOLOGÍA......................................................................................12 1.8.1. Tipo de Investigación............................................................................12 1.8.2. Tipo de Estudio.....................................................................................13 1.8.3. Fuentes de Información....................................................................... 13 1.8.4. Métodos................................................................................................13 1.8.5. Procedimientos.....................................................................................14 CAPITULO II MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL..................................................,,,,,,,,,,,,,15 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL..............................................................30 2.1 INTRODUCCIÓN......................................................................................30 2.2 OPERACIÓN DE PESCA……………………………………………………31 2.2.1 Clasificación de las Herramientas de Pesca……………………………..32 2.3 INICIOS DE LA TÉCNICA DEL SIDETRACK……………………………..34 2.3.1 Diseño y Desarrollo…………………………………………………………37 2.3.2 Conceptos Generales del Sidetrack………………………………………39 2.3.2.1 Ventajas del Sidetracking………………………………………………..39 2.3.2.2 Operación de Sidetrack Orientado en Agujero Revestido……………40 2.4 HERRAMIENTAS Y APERTURA DE VENTANA…………………………43 2.4.1 Whipstock……………………………………………………………………43 2.4.1.1 Descripción del Whipstock……………………………………………….44

 

2.4.2 Freza de Un Viaje……………………………………………………..........45 2.4.3 Registrador de Cuplas……………………………………………………...47 2.4.4 Perfil del Caliper…………………………………………………………….47 2.4.5 Apertura de la Ventana……………………………………………………..49 2.4.6 Manejos de Desechos……………………………………………………...51 2.5 PERFIL DE UN POZO DIRIGIDO…………………………………………..52 2.5.1 Características del Perfil de un Pozo Dirigido……………………………52 2.5.1.1. Kickoff Point………………………………………………………………52 2.5.1.2 Inclinación del Pozo………………………………………………………52 2.5.1.3 End of Buildup…………………………………………………………….53 2.5.1.4 Hold Angle…………………………………………………………………53 2.5.1.5 Sección Tangencial……………………………………………………….53 2.5.1.6 Start of Drop……………………………………………………………….54 2.5.1.7 End of Drop………………………………………………………………..54 2.5.1.8 Target Displacement……………………………………………………..54 2.5.1.9 Target Location……………………………………………………………55 2.5.1.10 Drop off Rate…………………………………………………………….55 2.5.1.11 Buildup Rate……………………………………………………………..55 2.5.1.12 Turn Rate…………………………………………………………………55 2.5.1.13 TVD……………………………………………………………………….55 2.5.1.14 MD………………………………………………………………………...56

 

2.5.1.15 Desplazamiento Horizontal…………………………………………….56 2.5.1.16 Sección Vertical…………………………………………………………56 2.5.1.17 Azimuth…………………………………………………………………...56 2.5.1.18 Cuadrante………………………………………………………………..57 2.5.1.19 Coordenadas Polares…………………………………………………..57 2.5.1.20 Coordenada Rectangular……………………………………………….57 2.6 CONTROL DE LA DESVIACIÓN…………………………………………...58 2.6.1 Arreglos de Fondo Rotatorios……………………………………………..58 2.6.1.1 Conjunto Pendular “Drop”………………………………………………..60 2.6.1.2 Conjunto Fulcrum “Build”………………………………………………...62 2.6.1.3 Conjunto Empacado “Hold”……………………………………………...66 2.7 HERRAMIENTAS UTILIZADAS DURANTE LA PERFORACIÓN……...68 2.7.1 Trépano………………………………………………………………………68 2.7.1.1 Trépano Tricónico………………………………………………………...68 2.7.1.2 Trépano de Cortadores Fijos…………………………………………….69 2.7.1.2.1 Trépanos PDC…………………………………………………………..70 2.7.1.2.2 Trépanos de Diamantes……………………………………………….70 2.7.1.3 Funciones Hidráulicas Críticas………………………………………….71 2.7.1.3.1 Identificación de la Función Hidráulica Crítica necesaria Acorde a la Aplicación………………………………………………………………………….72 2.7.2 MWD………………………………………………………………………….73

 

2.7.3 Motor de Perforación……………………………………………………….74 2.7.3.1 Sub-Ensamblajes Principales……………………………………………75 2.7.3.1.1 Sección de Potencia……………………………………………………76 2.7.3.1.2 Sección de Transmisión……………………………………………….77 2.7.3.1.3 Sección de Bearing…………………………………………………….78 2.7.4 Estabilizadores………………………………………………………………79 2.7.5 Drill Collars…………………………………………………………………..80 2.7.6 Heavy Weight Drill Pipe…………………………………………………….81 2.7.7. Tuberías de Perforación…………………………………………………...82 2.7.7.1 Grado de la Tubería de Perforación…………………………………….83 2.8 PRINCIPIOS GEOLÓGICOS………………………………………………..84 2.8.1 Determinación de Presiones……………………………………………….86 2.8.1.1 Presión Hidrostática………………………………………………………86 2.8.1.2 Presión de Sobrecarga…………………………………………………..86 2.8.1.3 Presión de Formación……………………………………………………87 2.8.1.4 Presión de Fractura………………………………………………………89 2.8.2 Proceso de Compactación…………………………………………………90 CAPITULO III 3 RELEVAMIENTO DEL POZO VBR – 22A...........................................,,,,,,91 3.1 OPERACIÓN DE PERFORACIÓN…………………………………………91 3.2 FLUIDO DE PERFORACIÓN………………………………………………..98

 

3.2.1 Tipos de Fluido de Perforación Utilizados………………………………100 3.2.2 Fluido de Terminación…………………………………………………….100 3.3 REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN…………………………………….100 3.4 DESVIACIÓN DEL POZO VBR – 22A……………………………………101 3.5 ESTRATIGRAFÍA DEL BOOMERANG…………………………………..102 3.6 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN…………………………………………….103 CAPITULO IV 4. INGENIERIA PROPUESTA – VIABILIDAD TÉCNICA……………...…107 4.1

SELECCIÓN DEL CAMPO Y POZO……………………………......…107

4.1.1 Datos generales del Campo Víbora (VBR)……………………………107 4.1.2 Ubicación del Pozo……………………………………………………....110 4.2

CORRELACIÓN DE PERFORABILIDAD - ROP Víbora vs. ROP Ingre.................................................................................................110

4.2.1 Bit Record – Campo Víbora.............................................................110 4.2.2 Bit Record – Campo Ingre................................................................113 4.3

ESCENARIOS PARA DRENAR RESERVORIOS YANTATA Y SARA APROVECHANDO EL POZO VBR – 22A…………………………....115

4.3.1 OPERACIÓN DE PESCA……………………………………………....117 4.3.2 OPCIONES DE SIDETRACKING……………………………………...118 4.3.2.1

SIDETRACK - OPCIÓN I…………………………………………...118

4.3.2.1.1 Base de Datos del Pozo…………………………………………….118

 

4.3.2.1.2 Resumen de Operación……………………………………………..119 4.3.2.1.3 Esquema de Sidetrack Propuesto………………………………….120 4.3.2.1.4 Análisis de Riesgos………………………………………………….122 4.3.2.2

SIDETRACK - OPCIÓN II…………………………………………..123

4.3.2.2.1 Base de Datos del Pozo…………………………………………….123 4.3.2.2.2 Acondicionamiento del Pozo………………………………………..124 4.3.2.2.3 Resumen de Operación……………………………………………..124 4.3.2.2.4 Esquema de Sidetrack Propuesto………………………………….126 4.3.2.2.5 Análisis de Riesgos…………………………………………………..128 CAPITULO V 5. ANALISIS ECONOMICO – VIABILIDAD ECONOMICA………………..129 CAPITULO VI 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………134 6.1 CONCLUSIONES……………………………………………………………134 6.2 RECOMENDACIONES……………………………………………………...135

 

ÍNDICE DE TABLAS Pág. TABLA 2.2.1 Selección de Cuña y Packer correspondiente………………..42 TABLA 2.2.2 Selección de Diámetro de Casing……………………………...81 TABLA 2.2.3 Características Geométricas y Mecánicas de las tuberías de perforación…………………………………………………….......83 TABLA 3.1 Leak Off Test……………………………………………………….92 TABLA 3.2 Parámetros de Perforación………………………………………..95 TABLA 3.3 Rata de Penetración……………………………………………….96 TABLA 3.4 Reología del Fluido de Perforación………………………………99 TABLA 3.5 Revestimientos……………………………………………………100 TABLA 3.6 Desviación VBR-22A……………………………………………..101 TABLA 3.7 Estratigrafía Boomerang…………………………………………102 TABLA 4.1 Producción de gas natural, Campo Víbora…………………….108 TABLA 4.2 Producción de petróleo, Campo Víbora……………………......109 TABLA 4.3 BIT RECORD(Campo Víbora).................................................111 TABLA 4.4 BIT RECORD (Campo Ingre)..................................................114 TABLA 4.5 Diseño de casing………………………………………………....120 TABLA 4.6 Diseño de Casing…………………………………………………125

 

ÍNDICE DE FIGURAS Pág. FIGURA 1.1.1 Ubicación del Bloque Boomerang……………………………2 FIGURA 1.1.2 Estado sub-superficial pozo VBR 22 – A……………………9 FIGURA 2.2.1 Desvío Sidetrack……………………………………………….34 FIGURA 2.2.2 Fresa de Carburo adaptado con insertos……………………38 FIGURA 2.2.3 Fresa adjuntada al Whipstock………………………………...38 FIGURA 2.2.4 Whipstock……………………………………………………….44 FIGURA 2.2.5 Fresa de un Viaje………………………………………………45 FIGURA 2.2.6 Multi-Finger Caliper…………………………………………....48 FIGURA 2.2.7 Casing Collar Locator………………………………………….48 FIGURA 2.2.8 Kick off Point……………………………………………………52 FIGURA 2.2.9 Well Inclination…………………………………………………52 FIGURA 2.2.10 End Of Build Up………………………………………………53 FIGURA 2.2.11 Hold Angle…………………………………………………….53 FIGURA 2.2.12 Tangent Section………………………………………………53 FIGURA 2.2.13 Start of Drop…………………………………………………..54 FIGURA 2.2.14 End of Drop……………………………………………………54 FIGURA 2.2.15 Target Displacement………………………………………....54 FIGURA 2.2.16 Target Location……………………………………………….55 FIGURA 2.2.17 TVD, MD, HD………………………………………………….56 FIGURA 2.2.18 Vertical Section, Azimuth…………………………………….56 FIGURA 2.2.19 Cuadrante……………………………………………………..56 FIGURA 2.2.20 Coordenadas Polares………………………………………..56 FIGURA 2.2.21 Coordenadas Rectangulares………………………………..56 FIGURA 2.2.22 Ubicación de Estabilizadores y Fuerzas Resultantes…...59 FIGURA 2.2.23 Arreglo Pendular ……………………………………………...61 FIGURA 2.2.24 Conjuntos Pendulares………………………………………..62 FIGURA 2.2.25 Near Bit y Camisas Estabilizadoras………………………...63 FIGURA 2.2.26 Efecto Fulcrum………………………………………………..64 FIGURA 2.2.27 Arreglo Fulcrum……………………………………………….65 FIGURA 2.2.28 Arreglos Empacados…………………………………………66  

FIGURA 2.2.29 Estructura de Corte del Trépano de Conos………………..68 FIGURA 2.2.30 Trépano de Conos……………………………………………69 FIGURA 2.2.31 Trépano PDC………………………………………………….70 FIGURA 2.2.32 Cizallamiento………………………………………………….70 FIGURA 2.2.33 Trépano Impregnado…………………………………………71 FIGURA 2.2.34 Desgaste de Granos………………………………………….71 FIGURA 2.2.35 MWD…………………………………………………………...74 FIGURA 2.2.36 Power Pack Steerable Motor………………………………..76 FIGURA 2.2.37 Bend Housing……………………………………………..…..77 FIGURA 2.2.38 Sección Bearing 8”……………………………………………78 FIGURA 2.2.39 Partes Internas del Bearing………………………………….78 FIGURA 2.2.40 Estabilizador de Aletas……………………………………….79 FIGURA 2.2.41 Camisas Estabilizadoras…………………………………….79 FIGURA 2.2.42 Drill Collar Estándar y Espiral……………………………….80 FIGURA 2.2.43 HWDP Estándar y Espiral……………………………………83 FIGURA 2.2.44 Gradientes de Formación……………………………………89 FIGURA 2.2.45 Gradientes de Fractura……………………………………....89 FIGURA 3.1 ROP………………………………………………………………...97 FIGURA 3.2 Estado Sub-superficial AÑO 1995 del Pozo VBR-22 A……..104 FIGURA 3.3 Estado Sub-superficial Actual del Pozo VBR-22 A…………..106 FIGURA 4.1 Mapa de ubicación del Campo Víbora………………………..107 FIGURA 4.2 Máximo Perforado (Víbora)...................................................112 FIGURA 4.3 ROP......................................................................................112 FIGURA 4.4 Máximo Perforado (Ingre).....................................................113 FIGURA 4.5 ROP………………………………………………………..……..113 FIGURA 4.6 Estado actual VBR – 22A……………………………………...116 FIGURA 4.7 Pozo con 2 pescas……………………………………...………117 FIGURA 4.8 Opción I…..…………………………………………………...…120 FIGURA 4.9 Programa, Sidetrack I…………………………………………..121 FIGURA 4.10 Opción II….…………………………………………………….126 FIGURA 4.11 Programa, Sidetrack II………………………………………..127

 

ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO PARA APLICAR UN SIDETRACK EN EL POZO VBR-22A

 

1 LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO PARA APLICAR UN SIDETRACK EN EL POZO VBR-22A

 

 

CAPITULO I 1.1.

INTRODUCCION

Antecedentes.-

El campo Víbora, ubicado en el departamento de Santa Cruz, a aproximadamente 10 Km. de la frontera con Cochabamba, precisamente en el bloque Boomerang, es la planta principal de dicho bloque, el cual comprende además los Campos Sirari, Yapacaní y Arroyo Negro.

FIG. 1.1.1 Bloque Boomerang

Fuente: Repsol YPF

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Con una extensión de más de 4.000 metros de superficie, el Campo Víbora cuenta con 33 pozos perforados. Algunos se encuentran cerrados, pero una mayoría está en producción.

Gran parte de este gas sale vía ducto hacia el altiplano boliviano.

A lo largo de su vida productiva el pozo VBR-22A no ha logrado realizar una eficiente labor, el de drenar grandes volúmenes de hidrocarburos, esto debido a problemas que se han presentados sucesivamente, cuya perforación se inicia el 03-09-95 y finaliza el 04-11-95. Llegándose a perforar 2850 mbbp, drenando gas y condensado solo de la Ar. Yantata, no cumpliendo así con el objetivo de drenar los reservorios Petaca y Yantata respectivamente, ya que en el reservorio Petaca no se realizaron pruebas.

Posteriormente en el año 1997 se tomó la decisión la profundizar el pozo para drenar de la Arena Sara y optimizar la producción en la Arena Yantata, y llegando a perforar hasta la profundidad final de 3580 metros, una vez tomada la decisión de iniciar la etapa de terminación del pozo, esta concluye sin éxito llegándose a perder la herramienta de empaque de grava debido a

problemas mecánicos

aprisionándose esta y perdiendo los reservorios de tanto de Sara como de Yantata, no cumpliendo nuevamente con los objetivos planteados.

En el año 1998 se realiza una intervención al pozo, donde desde Noviembre se comienza a drenar de la Arena Petaca, posteriormente se cierre el pozo por exceso de producción de agua.

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Actualmente el pozo VBR-22A está cerrado.

El objetivo principal de este proyecto es el de analizar tanto técnica como económicamente el pozo para perforar un sidetrack aprovechando el pozo VBR22A, cuyo objetivo principal es el de drenar áreas de la formación Sara, optimizando así también la producción en la Arena Yantata, dándole así una nueva vida al pozo mencionado anteriormente, incrementado la producción de hidrocarburos del campo.

Se estudian dos escenarios de sidetracking para este pozo:

Opción I PROGRAMACION o Extraer arreglo actual o Aislar niveles inferiores con tapones o Verificar estado de Cañería 7” o Verificar estado aislamiento detrás Cañería 7” o Realizar CF’s para buena aislamiento o Realizar Apertura de Ventana en Cañería 7” o Perforar tramo 6” hasta 3700 metros o Bajar Liner 5” para cubrir Yantata y Sara

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Opción II PROGRAMACION o Extraer arreglo actual o Aislar niveles inferiores con tapones o Verificar punto libre en Cañería 7” o Cortar y recuperar Cañería 7” o Verificar buena aislamiento detrás cañería 9 5/8” o Realizar Registro corrosión en cañería 9 5/8” o Realizar CF’s para buena aislamiento o Realizar Apertura de Ventana en Cañería 9 5/8” o Perforar tramo 8 1/2” hasta 3100 metros o Bajar Cañería 7” para aislar Fm. Yantata o Perforar tramo 6” hasta 3700 metros o Bajar Liner 5” para cubrir Fm. Sara

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1.2 Delimitación.1.2.1. Límite geográfico.-

El estudio de factibilidad se lo realizará en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

1.2.2. Límite temporal.-

El estudio se desarrollará en el periodo comprendido entre agosto y diciembre del año 2008.

1.2.3. Límite sustantivo.-

El proyecto se basará en las teorías que sustentan la técnica del sidetrack y, las que sustentan el análisis de viabilidad técnica y económica.

1.3

Planteamiento del problema.-

El pozo VBR-22A a lo largo de su vida productiva no ha logrado realizar una eficiente labor, el de drenar grandes volúmenes de hidrocarburos, esto debido a problemas que se han presentados sucesivamente. Se llega a la conclusión de que debido a problemas mecánicos no se ha cumplido con el objetivo de lograr drenar los grandes reservorios que se tienen y se conocen en especial en la Arena Sara, la cual es la arena objetivo principal, y tampoco de la Arena Yantata donde se afirma hay grandes reservas de gas y condensado.

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  FIG. 1.1.2 Estado Actual, Pozo VBR – 22A

FUENTE: Repsol YPF

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1.4.

Formulación del problema.-

¿Será viable Técnica y Económicamente, recuperar la herramienta y el pozo VBR – 22 A, mediante la aplicación de la técnica sidetracking?

1.5.

Sistematización del problema y abordaje de la solución.-

Para la sistematización del problema y abordaje de la solución se utilizará el método CAUSA-EFECTO del problema y ACCIÓN-FIN de la solución.

1.5.1. Sistematización del problema.-

•

Causas.-

C 1: Pesca de la herramienta

C 2: Terminación fallida del pozo

C 3: No se aplicaron otras técnicas de recuperación

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•

Problema.-

Pozo VBR-22 A, abandonado y sin producción

•

Efectos.-

E 1: Herramienta perdida y sin uso

E 2: Pozo abandonado con inversión perdida

E 3: Pozo limitado a una técnica fallida

1.5.2. Abordaje de la solución.-

•

Acciones.A 1: Recuperar la herramienta si fuera factible técnica y económicamente.

A 2: Aplicar la Técnica Sidetracking, si fuera factible.

•

Solución.-

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Pozo VBR-22 A, recuperado y en producción si existe viabilidad técnica y económica.

•

Fines.F 1: Herramienta operando y rindiendo productivamente

F 2: Pozo recuperado y generando ingresos por la nueva producción

F 3: Nueva Técnica operando exitosamente

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Objeti4vos.1.5.3. Objetivo general.-

Determinar la viabilidad técnica y económica de recuperar la herramienta y el pozo VBR-22 A, aplicando la Técnica del Sidetrack y/o la conveniencia de perforar un Nuevo Pozo en las proximidades. 1.5.4. Objetivos específicos.•

Realizar un relevamiento y análisis completo relacionado con el Pozo VBR22 A, en torno a su problemática actual, identificando las alternativas técnicas más convenientes para su recuperación, o generando otra referente a la posibilidad de perforar un pozo nuevo, aprovechando las reservas existentes.

•

Proponer una técnica alternativa de recuperación que es la del sidetracking y/o proponer una solución alternativa más conveniente.

•

Determinar la viabilidad técnica de la propuesta.

•

Determinar la viabilidad económica de la misma.

•

Concluir y recomendar.

1.6.

Justificación del proyecto.-

1.6.1. Justificación científica.-

Se justifica científicamente el proyecto, ya que aplicará una técnica alternativa para la recuperación que es la del sidetracking.

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1.6.2. Justificación social.-

La recuperación del pozo VBR-22 A, es una gran oportunidad de generación de fuentes de empleos, directos e indirectos, ya que esta es la primordial necesidad de Bolivia, además que los beneficios económicos generados podrán ser utilizados para el mejoramiento de la educación y salud en Bolivia. 1.6.3. Justificación económica.-

La recuperación del pozo, o la posibilidad de uno nuevo, permitirá un nuevo programa de producción, generándose recursos económicos provenientes de la venta del producto generado. 1.6.4. Justificación personal.-

El presente proyecto de grado me permitirá aplicar el conocimiento adquirido en el transcurso de mi educación superior y asimismo lograr obtener la titulación de Ingeniería en gas y petróleo. 1.7.

Metodología.-

Los métodos de investigación que se utilizarán en el presente proyecto son de recopilación de información mediante observación directa, entrevistas, las cuales están enfocadas a complementar la información necesaria para la elaboración del presente proyecto. 1.7.1. Tipo de investigación.-

El tipo de investigación que se utilizará en el presente proyecto es descriptiva y explicativa.

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1.7.2. Tipo de estudio.-

El tipo de estudio a realizar en el proyecto es un “Estudio de viabilidad técnica y económica”, ya que se desea conocer cuan factible es la recuperación de la herramienta y del pozo para que ingrese nuevamente en producción y/o perforar en las proximidades un nuevo pozo.

1.7.3. Fuentes de información.-

Las fuentes de información son requisitos indispensables en la realización del presente proyecto, las cuales se dividen en: fuentes primarias y fuentes secundarias. 1.7.3.1. Fuentes primarias.•

Observación.

•

Entrevistas.

1.7.3.2. Fuentes secundarias.•

Bibliografía.

•

Revistas especializadas.

1.7.4. Métodos.-

Para cada uno de los objetivos específicos del presente proyecto se aplicará metodología Descriptiva y Explicativa ya que no interesan las causas sino las características de los fenómenos, enumerándolas, clasificándolas y midiéndolas.

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1.7.5. Procedimientos.-

La recopilación de información se realizará mediante entrevistas, y todas las fuentes primarias y secundarias mencionadas anteriormente.

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CAPITULO II 2.1

MARCO TEORICO CONCEPTUAL Y REFERENCIAL

MARCO TEORICO CONCEPTUAL A

Apertura de Ventana (Sidetrack).- Significa salir en una trayectoria diferente a la perforada a través de un pozo puede ser en agujero descubierto o entubado. API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

B

Barril.- Bbl, una medida estándar para el aceite y para los productos del aceite. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, o 159 litros. Barriles por día (bpd.).- En términos de producción, el número de barriles de aceite que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para mantenimiento). Biodegradable.- Material que puede ser descompuesto o sujeto a putrefacción por bacterias u otros agentes naturales. Bit.- Trépano de perforación. Buckling.- Colapso rápido y repentino, y desplazamiento lateral de la columna de perforación, que ocurre cuando las fuerzas que desestabilicen la columna superan las fuerzas que la estabilizan.

C

Cabeza de Pozo.- Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas, válvulas, preventores, etc.

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Casing.- Tubería de revestimiento, tubería revestidora o cañería aisladora o de entubación. Casing Conductor.- Puede tener un diámetro de hasta 36 pulgadas. Cuando el piso es blando cerca a la superficie, el casing conductor se introduce martillándolo. Casing de Superficie.- Usando el trépano la perforación continúa a través del casing conductor hasta la profundidad programada. El diámetro perforado es de 17 pulgadas o mayor. La profundidad del hueco de superficie usualmente la establecen las agencias reguladoras. Ellos requieren que el hueco de superficie sea perforado para todas las zonas de agua fresca, el casing de superficie se sienta y cementa paras proteger estas zonas. La profundidad puede ser de cientos a miles de pies o metros. Por lo general la cuadrilla conecta el BOP stack al casing de superficie en la cabeza del pozo, por ello este casing debe ser suficientemente fuerte para soportar el BOP stack. También tiene que soportar la presión del gas y otros fluidos que el pozo pueda encontrar. Además, debe ser lo suficientemente fuerte para soportar las sartas adicionales de casing que se introducen en el pozo. Casing Intermedio.- Pueden tener 12 pulgadas de diámetro, y se corren para sellar formaciones problemáticas como zonas de pérdida de circulación o zonas con presiones anormales. Frecuentemente es la sección más larga de casing en el pozo. La cuadrilla también conecta el BOP a este casing usando un adapter, y un casing head, o un drilling spool, el cual va conectado al tope del casing head de superficie. Por consiguiente ancla el BOP para la perforación que viene más tarde. La cuadrilla debe conectar el BOP a cada sarta de casing que se corre en el pozo. Primero, ellos lo colocan en el casing de superficie, después en el casing intermedio, y finalmente, en el casing de producción. Casing de Producción.- Tiene de 8 a 10 pulgadas. Cuando se cementa, el casing de producción sella la zona productora y el pozo queda listo para iniciar la producción. LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

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Este casing también protege el tubing y otras herramientas usadas en la producción del pozo. El operador del campo usualmente lo perfora, haciéndole huecos en el completamiento del pozo. Casing Liner.- En ocasiones se corre un liner en lugar de casing en el pozo. Un liner es un casing corto y ranurado usado para revestir la sección más pequeña del hueco abierto debajo de una sarta existente de casing en el hueco. Es como el casing, solo que no va hasta la superficie. En cambio, la cuadrilla de casing lo cuelga del fondo de la sarta de liner o casing corrida anteriormente usando una pieza especial de equipo llamada colgador de liner “liner hunger”. En este caso existe un liner intermedio, y un liner de producción. El uso de liners ahorra dinero, ya que no se extienden hasta superficie. CBL.- (Cement Bond Logging) Registros de adherencia del cemento. Cedencia.- Propiedad o condición del material para soportar la deformación elástica, o bien, la resistencia que pone el material a la deformación ante la exposición de una carga. Centralizadores.- Se instalan en varias juntas de casing. Evitan la fricción del casing contra las paredes del hueco. En otras palabras, mantienen un espacio entre la pared externa del casing y la pared del pozo. Reducen el arrastre y la pega diferencial al correr casing. El arrastre es la resistencia al movimiento causada por el contacto del casing con el pozo. Cemento.- Bombeado entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo con el fin de mantener la tubería en su lugar. Collar Flotador.- El collar flotador o zapato flotador evita que el lodo de perforación entre a la sarta de casing a medida que la cuadrilla la corre en el hueco. Al mantener el casing vacío el lodo permite que el casing flote parcialmente, el casing flota en el anular igual que un bote de acero flota en el agua. Al permitir que el casing flote se disminuye la fatiga en el equipo de levante. LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

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Pero la cuadrilla no puede mantener el casing totalmente vacío, si lo hicieran, la presión hidrostática del lodo en el anular podría colapsar casing. Control de Pozo.- Se refiere a tener una presión hidrostática igual a la presión del yacimiento. Conjunto de Fondo de Pozo (BHA).- Este estándar divide el BHA en dos segmentos: superior e inferior. El BHA inferior, o conjunto de perforación, ocupa, aproximadamente, los primeros 100 pies arriba del trépano. A excepción de los pozos horizontales, el BHA inferior proporciona cierto peso en el trépano. También tiene funciones de dirección y medición, y puede usarse para rotar el trépano independientemente de la rotación de la sarta. El BHA superior, que consiste en el resto de los componentes hasta la NWDP, aísla la NWDP y las tijeras del pandeo, para realizar o asistir con el trabajo con tijeras hacia abajo, y proporcionar peso al trépano por arriba de la porción disponible desde el BHA inferior. Si bien es posible tener una variedad infinita de BHA´s, todos se pueden agrupar en uno o dos grupos: convencional (de ángulo bajo) y de ángulo alto. La porción inferior de la sarta de perforación se conoce como BHA, e incluye: 9 La broca “Bit”. 9 Los collares de perforación “Drill Collars”. 9 Estabilizadores “stabilizers” o rimadores “reamers”. 9 Heavy Weight Drill Pipe (HWDP).

Compresión.- Fuerza axial que presiona unas contra otra las fibras de acero de un componente. Crossover Sub.- unión sustituta o niple con roscas diferentes en ambos lados, pin y box. Cutting.- Recortes de perforación generados por el trépano.

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Curvatura del pozo.- Las partes de la sarta se curvan cuando se las fuerza a través de las secciones curvas del pozo, o alrededor de salientes y otras irregularidades del pozo. La ubicación y la severidad de la curvatura del pozo tienen un gran impacto sobre la rapidez con que se acumula el daño por fatiga resultante.

D

Daño de formación.- El daño de formación se puede dar por las operaciones en el desarrollo de un pozo, en la perforación por ejemplo el fluido de perforación invade la formación productora a través del revoque que se adhiere a la pared del pozo el cual provoca una reacción negativa en la formación como el hinchamiento de los granos de la formación obstruyendo en paso de los hidrocarburos al pozo. Densidad Equivalente de Circulación (ECD).- Equivalent circulating density, se define como: ECD = (Pérdida de Presión en el anular/ (0,052 x Prof. Vertical ft.)) / Densidad Lodo ppg. Detector de Gas.- Instrumento para detectar la presencia de varios gases, a menudo como medida de seguridad contra flama o gases tóxicos. Dog Leg.- O pata de perro, es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros direccionales. DST.- (Drill Steam Testing) Usa una herramienta especial y un empacador, para captar información a cerca de presión, temperatura, muestras de fluido etc. El ensayo DST es una prueba de terminación temporaria del pozo que se utiliza para determinar la producción comercial y para tomar muestras del fluido de la formación, la idea es aislar la zona de interés con empacadores temporales. A través de los resultados de esta prueba, se interpretan los tipos de fluidos del reservorio, su presión y capacidad de producción. Estos datos son muy importantes en el momento de seleccionar el método inicial de terminación o cuanto trabajo de intervención se necesita. LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

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Drill Collar.- Sección de tubería pesada, corrida para dar peso al trépano. Drill String.- Conjunto de tuberías de perforación de 9m de longitud conectadas.

E

Estabilidad.- Habilidad de un componente de la sarta de resistir al pandeo. La estabilidad está afectada tanto por fuerzas mecánicas como por fuerzas del área de presión. Emulsión.- Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de gotitas muy finas.

F

Fatiga.- Fatiga es el daño estructural permanente, localizado y progresivo que ocurre cuando un componente se somete a ciclos reiterados de esfuerzo con magnitudes de esfuerzo que generalmente están muy por debajo de la fluencia. Las excursiones de esfuerzo cíclico ocurren cuando un

componente se rota

mientras está doblado o pandeado, y por la vibración. Al aumentar y bajar la carga, el daño por fatiga se acumula en los puntos de esfuerzo alto del componente, y se forman fisuras por fatiga en estos puntos. Las fisuras pueden crecer bajo cargas cíclicas continuadas hasta que se produzca la falla. Fluido de Perforación.- El tipo de lodo a utilizar, así como sus características de lubricación y arrastre son factores que deben ser supervisados continuamente durante la perforación. Fluido de Control Base Aceite.- Es una mezcla formada por dos fases, una continua que es el aceite y otra dispersa que es una solución acuosa de salinidad controlada. Fluido de Control Base Agua.- Es una mezcla de aditivos en agua, estabilizada químicamente.

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Fondo de Pozo.- Un término para describir herramientas, equipos e instrumentos utilizados en el agujero.

G

Gas.- El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación está constituido por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos. Representa aproximadamente 47% de los combustibles utilizados en el país y el 72% de nuestra petroquímica se deriva del metano y etano contenido en el gas, de ahí la importancia de este recurso como energético y como petroquímico. Su procesamiento consiste principalmente en: ™ La eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce generalmente como “endulzamiento”. ™ La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos criogénicos (uso de bajas temperaturas para la generación de un líquido separable por destilación fraccionada) previo proceso de deshidratación para evitar la formación de sólidos. ™ Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento. ™ Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina; en ocasiones también resulta conveniente separar el isobutano del n-butano para usos muy específicos. Gravedad Específica.- La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4ºC.

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Gravedad API.- La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la gravedad específica de los aceites.

H

Herramienta (de fondo).- Cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforación y se corra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientas de registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo. Hidrocarburo.- Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno. HWDP.- La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del Drill Pipe. El HWDP también se conoce como Heavy Weight Drill Pipe, Su posición en la sarta está entre el Drill Pipe y los Drill Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transición entre el DP, más liviano, y el DC, el cual es rígido y pesado. El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en la sarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrés en el Drill Pipe. También ayudan a mantener el DP en tensión, y le dan peso a la broca, al igual que lo hacen los DC, especialmente en perforación direccional.

I

Informe Final de Operación.- Es el documento que contiene: Introducción, Datos Generales, Gráficas de Programa contra Real, Aparejos de Fondo, Récord de Trépanos, Parámetros de Perforación, Reportes Diarios, Costos, Aspectos Relevantes, Conclusiones y Recomendaciones.

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L

Leak-off Test, LOT, prueba para determinar la fuerza o presión de fractura de la formación abierta, por lo general es llevada a cabo inmediatamente después de la perforación por debajo de una zapata de casing. Durante la prueba, el pozo es cerrado y se bombea fluido al agujero incrementando la presión gradualmente. A una determinada presión el fluido penetrara la formación, o Leak Off, ya sea aprovechando la permeabilidad de la roca o creando espacios fracturando la roca. Los resultados del Leak Off Test dictan la máxima presión o peso del lodo que puede ser aplicada al pozo durante la operación de perforación. Para mantener un pequeño factor de seguridad para permitir operaciones seguras de control del pozo, la presión máxima de operación por lo general ligeramente por debajo del resultado de la prueba Leak-Off.

M

Matar el pozo.- Agujero de llenado con lodo de perforación de densidad adecuada para detener el flujo de petróleo / gas.

N

Near Bit.- Estabilizador corrido por encima del trépano. La diferencia entre un estabilizador y un Near Bit; es que el Near Bit no tiene pin en ninguno de sus extremos, mientras que el estabilizador tiene un pin y una caja. El Near Bit tiene dos cajas, en una de ellas se enrosca el pin de la broca y en la otra el pin de un Drill Collar o de una herramienta que va encima.

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O

Orientación del Tool Face.- Es la medida angular de la cara de la herramienta flexionada con respecto al lado alto del pozo o la norte.

P

Pandeo.- Si se aplica más peso sobre el trépano que lo que la sarta puede soportar y con el cual permanecer estable, se producirá el pandeo o buckling de partes de la sarta. El pandeo generalmente ocurre cerca del fondo de la sarta, pero puede ocurrir en otros puntos de la sarta en determinadas circunstancias. PDC.- Diamantes Policristalinos Compactos. PCD.- Diamantes Policristalinos. Perforación direccional.- Proceso de dirigir el trépano hacia un objetivo previamente definido con un ángulo, rumbo y desplazamiento dentro de un radio de tolerancia. Perforación horizontal.- Es el proceso de dirigir el trépano durante la perforación de un pozo en una dirección y orientación aproximada de 90° con respecto a la vertical para lograr extenderse varios cientos de metros dentro del yacimiento con el fin de alcanzar los objetivos principales. Perforación vertical.- Perforación de la parte vertical del pozo, pudiendo variar de acuerdo a las características propias de la formación. Pescado.- Es cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante las operaciones de perforación o terminación, el cual debe recuperarse o se deba eludir antes de que la operación pueda continuar. Petróleo.- Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, oleum, presente en forma natural en rocas. Pozo vertical.- Un pozo recto con cero grados de inclinación.

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Pozo.- Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite y gas. Pozo desviado.- Un pozo perforado en ángulo con la vertical (perforación desviada), para cubrir el área máxima de un yacimiento de aceite o de gas, o para librar el equipo abandonado en le agujero. Polímero.- Compuesto complejo en le cual moléculas individuales (monómeros) se unen químicamente en cadenas largas. Ppm.- Partes por millón. Presión atmosférica.- El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio. Presión manométrica.- La presión que registra un dispositivo de medición normal. Dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmosférica. Profundidad desarrollada.- Es la longitud medida durante el desarrollo de la perforación vertical y direccional conforme al programa. Profundidad vertical verdadera.- Es la profundidad real del pozo proyectado en el plano vertical. Profundización.- Este tipo de intervención se realiza cuando:

1. Los pozos son terminados en la cima de la formación productora. 2. Se

tienen

antecedentes

de

acumulaciones

de

hidrocarburos

a

profundidades mayores.

Básicamente, el proceso consiste en romper la zapata y perforar hasta la profundidad programada. Algunas veces, la presencia de pescados dificulta esta operación; en tal caso se recomienda realizar una ventana en la tubería de revestimiento de acuerdo con el procedimiento, y salir lateralmente hasta la profundidad de interés. Punto inicial de desviación (KOP).- Es la profundidad a la cual se inicia la desviación del pozo.

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R

Rata de penetración (ROP).- Es la distancia o intervalo perforado por unidad de tiempo de rotación del trépano. Recorte de Perforación.- Levantados continuamente por un fluido bombeado que circula constantemente. Para facilitar la eliminación de estos, el fluido es circulado a través de las tuberías de perforación, saliendo por las boquillas del trépano y luego ascendiendo a superficie a través del espacio anular. Reventón (Blowout).- El escape de aceite, gas o agua de un pozo debido a la liberación de presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención. Riesgo.- Estos pueden ser desde déficit de tiempo hasta siniestros de gran magnitud con pérdidas humanas. Si los riesgos son del conocimiento de la empresa perforadora de acuerdo con las características de la intervención que se va a ejecutar, deberán ser calculados y considerados tanto en la cotización como en los programas operativos; sin embargo existen riesgos internos imponderables que afectan los resultados de la empresa, Por esta razón, deberán calcularse e incluirse en el programa operativo y en el costo. Riesgos Internos.- Pueden ser representados por riesgos operativos y de tipo geológico. Riesgos Externos.- Financieros, políticos, sociales, y del mercado. Rocas Ígneas.- Rocas formadas a partir de la solidificación de magma fundido. Rocas Metamórficas.- Rocas que han cambiado considerablemente su forma y estructura original, por la acción de calor y/o la presión. Rocas Sedimentarias.- Rocas formadas por la acumulación de sedimentos en el fondo de un mar, lago o pantano durante millones de años.

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S

Sarta de Perforación (Drill String).- Tuberías de acero de aproximadamente 10 metros de largo que se unen para formar un tubo desde el trépano de perforación hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo a operación de perforación y también sirve de conducto para el lodo de perforación. Severidad del Dog Leg.- Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar (por convención se ha establecido de 100 pies o 30 metros). La severidad se reporta en grados por cada 100 pies o grados por cada 30 metros. En la conversación normal, la severidad se nombra como “pata de perro”. Esto puede causar confusión al principio. Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sea posible en la perforación convencional (menos de 4 o 5º/30 metros). Las severidades altas provocan problemas en el pozo tales como ojos de llave, entrampamientos de tubería o desgaste de la misma o de la tubería de revestimiento. Sobrecarga.- Un componente está sobrecargado cuando la/s carga/s aplicada/s supera/n su capacidad de portar carga/s. Sinclinal.- Plegamiento en la roca estratificada en forma de palangana.

T

TCP.- Cañones bajados junto con la tubería de producción, operación de baleo. Tool Face.- El término se usa en relación a la cara de las herramientas desviadoras o a los motores dirigibles. Tipo de Formación.- Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá tomar en cuenta la columna geológica que se desea perforar, clasificando la compacidad y la dureza de las formaciones a atravesar, así como los echados regionales para intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante la perforación.

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Trampa.- Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar un campo de aceite o gas. Trampa

Estratigráfica.-

Trampa

de

hidrocarburos

formada

durante

la

sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los estratos de roca. Trampa Estructural.- Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión de estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre. Trépanos.- Es una herramienta de fondo cuya función básica es perforar la formación.

V

Ventana.- Abertura molida en la tubería de revestimiento. Vibración: La vibración es un fenómeno complejo que, sin duda, es la causa de muchas fallas y problemas de funcionamiento de las herramientas pozo abajo. Aunque la vibración puede ocurrir en más de una dirección a la vez, los modos de vibración se caracterizan generalmente nombrando la dirección principal del movimiento de los componentes afectados. Viscosidad.- Propiedad de los fluidos que caracteriza su resistencia a fluir, debido al rozamiento entre sus moléculas.

W

Well Completion.- o completamiento es el término que describe las actividades y métodos de preparación del pozo para su producción de aceite y gas. El aceite y el gas fluyen dentro del pozo a través de las perforaciones del casing.

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Y

Yacimiento de gas / condensado.- Un yacimiento que contiene gas natural y aceite, con una mayor proporción de gas. El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se convierta en petróleo líquido. Z Zapato Guía “Guide Shoe”.- Es un accesorio pesado de acero que la cuadrilla conecta en el extremo de la primera junta de casing que se va a meter al pozo. Guía el casing en el hueco. También tiene una abertura en el extremo, el lodo de perforación entra por esta abertura cuando la cuadrilla corre el casing dentro del pozo.

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2.2

MARCO TEÓRICO REFERENCIAL

2.2.1 INTRODUCCIÓN

La Perforación Direccional controlada es la ciencia y arte de desviar un agujero a lo largo de un curso previsto a partir de una ubicación inicial hasta una ubicación objetivo, ambas definidas con un sistema de coordenadas dadas. La Perforación de un pozo Direccional, básicamente, implica la perforación de un agujero desde un punto en el espacio (ubicación de la superficie) hasta otro punto en el espacio (la meta) de tal manera que el agujero puede ser usado para sus fines propios. Un típico pozo direccional comienza con un agujero vertical, y luego se desvía de este (kick-off point), de tal manera que la localidad de fondo del agujero pueda terminar cientos o miles de pies o metros de distancia desde el punto inicial. Con el uso de la perforación direccional, varios pozos pueden ser perforados hacia un reservorio desde un mismo punto inicial.1 Según datos de importantes compañías, el costo de perforación representa aproximadamente el 40 % de los costos de descubrimiento y desarrollo, es por esto que esta técnica se la comenzó a emplear desde el año 1920, con el objetivo de desviar obstrucciones y el de impedir curvaturas en pozos verticales, desde entonces los motores de desplazamiento positivo que se colocan en los conjuntos de fondo (BHA) se utilizan para perforar todos los pozos direccionales al igual que dispositivos de medición precisos. Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional: -

Complicaciones por la geología local.

                                                             1

FUENTE: Raymond de Verteuil and Iain McCourt, Schlumberger: “Introduction to Directional Drilling”, USA, Created 1998, reviewed 2001.

 

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-

Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.

-

Disminuir costos. (Ej.: evitar instalaciones off-shore)

-

Disminuir riesgos ambientales.

-

Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.

-

Pozos de alivio.

-

Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos.)

La técnica de origen de la perforación direccional fué el Sidetrack, utilizada para pasar pescas y obstrucciones. El Sidetrack orientado, es el tipo más común de desviación, se realizan cuando hay cambios inesperados en la geología y obstrucciones en el camino del pozo. 2.2.2

Operación de Pesca

Uno de los grandes problemas que afectan la perforación de un pozo son las pescas que se originan en su interior y que pueden ocurrir por varias causas, siendo las más comunes las fallas de los componentes de la sarta de perforación, aprisionamientos, y operaciones mal efectuadas. Durante la perforación, maniobras y operaciones con las distintas herramientas, es fundamental evitar que ocurra una pesca, ya que ésta suele ocasionar pérdidas de tiempo, operaciones fallidas, pérdidas de herramientas, hasta llegar a la pérdida parcial o total de un pozo. Se define pesca como: “operación o procedimiento que se efectúa dentro de un pozo con herramientas especiales, con el objeto de remover o recuperar materiales, herramientas, sondeo o cañerías que impiden o afectan la perforación o la continuación normal de las operaciones para terminar el pozo”. En las tareas de pesca, lo esencial es no perder el tiempo. Si no se escoge o no se tiene a mano la herramienta apropiada, se demora la recuperación. Esto, LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

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además de consumir el valioso tiempo de equipo, multiplica la dificultad con que se recuperan las piezas perdidas. Por eso es importante conocer todas las herramientas de las que se puede disponer, así como el trabajo para el cual ha sido diseñada cada una de ellas. Causas: Existen muchas y muy variadas causas, pero dentro de las más comunes en nuestro medio se citan las siguientes: A. Falla del equipo de superficie. B. Falla de las herramientas dentro del pozo. C. Falla por operación inadecuada. D. Descuido o error humano.

2.2.2.1

Clasificación de las Herramientas de Pesca.

Existen diversas operaciones de pesca y existe gran diversidad de herramientas y diseños a usar según el tipo de trapajo a realizar, tales como: fresar elementos pequeños, recuperar elementos dentro del pozo, lavar columnas de perforación atrapadas, sacar sondeo dentro del pozo, cortes de cañería, recuperar sondas, etc. Es de vital importancia la selección de la herramienta adecuada a las características de la tubería o accesorio a recuperar. Cada operación de pesca es diferente dependiendo de la manera en que se atrapa o suelta el elemento. La primera agrupación de las herramientas de pesca es en dos clases generales: Las que sacan la pesca completa y las que lo rompen para sacarlos en trozos muy pequeños.

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La segunda división de estos artefactos es según la forma de la pesca, así hay pescadores para recuperar piezas tubulares tales como portamechas, barras de sondeo, cañerías y para piezas de formas diversas: trépanos de conos, mordazas, pernos, etc. Las herramientas de pesca que más se utilizan, según el tipo de trabajo a realizar pueden clasificarse en: a) Pescadores de limpieza y recuperación de materiales sueltos b) Fresas, zapatos y trépanos de molienda c) Pescadores de agarre exterior e interior d) Cortadores de corte exterior e interior e) Herramientas para golpear f) Caños lavadores g) Pescadores para cables

La habilidad para operar las herramientas de pesca, como las características físicas de las mismas, dependen del tamaño del pozo, y si el mismo se encuentra entubado o no, siendo más difícil cuanto más chico es el diámetro del pozo.2 Generalmente cuando surgen problemas en las operaciones de perforación, son pocas las probabilidades de recuperación de la pesca y estas decrecen con el tiempo. Ha sido esta falta de éxito, asociado con los riesgos y la economía que han hecho que la pesca en estas aplicaciones sea insignificante. A menudo se opta por abandonar la pesca y desviar inmediatamente (sidetracking).

                                                             2

 H. Bazzara, P. Boscato,D. Breuer, A. Solano, A Miguel, D. Legaz: “Diferentes situaciones durante la perforación”, Agosto de 1998. 

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Fuente: SLB

FIG 2.2.1. Sidetrack

2.2.3 INICIOS DE LA TÉCNICA DEL SIDETRACK En 1920, cuando los whipstocks se dieron a conocer en los campos de California, el uso primario fué el de un “dispositivo correccional”. Esta corrección era necesaria ya sea para desviar alrededor de una pesca o para poner un agujero de vuelta a su verticalidad inicial. Un uso alternativo del Whipstock era el de perforar pozos de alivio en casos de incendios superficiales o subterráneos. Más tarde, esta herramienta fue usada para desviar intencionalmente el pozo desde una posición vertical. Así, por primera vez, el sidetrack mediante el Whipstock se convirtió en una operación previamente planificada y contribuyó al avance de la perforación direccional. Durante los años 1920 y 1930, otros métodos tales como las Knuckle Joint o Juntas Articuladas y Deflectores se utilizaron para desviar el pozo. Todos estos métodos fueron comunes cuando se llegó a comprender que las estructuras geológicas, tales como zonas de fallas, trampas estratigráficas, y los domos de sal podrían ser direccionalmente perforados. Sin embargo, el desempeño de estas herramientas de desviación no era tan previsible como los whipstocks. Más y más, la palabra Whipstock se convirtió en sinónimo de sidetracking. En los años 1940`s y 1950`s la tecnología de survey o planimetría avanzó para proveer una imagen más precisa de la trayectoria y desviación de los pozos.

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El Section Mill, un molino hidráulico, fué el más notable de estos avances. A diferencia del Whipstock, el Section Mill remueve 360 grados de revestimiento, todo lo contrario a la pequeña ventana proporcionada por el Whipstock.

Se

convirtió igualmente común durante este período, ya se cortar una sección de la tubería de revestimiento o moler una ventana. En la década de 1980, fueron creados productos de frezado de carburo híbrido y llegaron a estar comercialmente disponibles. Normalmente era necesario ejecutar numerosas carreras para completar la sección, o para fresar una ventana útil en el revestimiento. Mediante la incorporación de carburos especiales en las herramientas fresadoras de fondo de pozo, las limitaciones operacionales cambiaron, desde el molino a otros equipos de perforación tales como el fluido y las bombas. Ahora la Section Mill podía eliminar hasta 100 ft en una sola corrida a una rata de molienda muy rápida. Sin embargo, los recortes metálicos de la operación tenían que ser removido del agujero en un tiempo de manera que se evite el pegamiento del ensamblaje del molino, por lo tanto, la tasa de fresado debía ser controlada para evitar problemas. Una vez que la sección está cortada, un tapón de cemento debía ser asentado y endurecido proporcionando una plataforma para desviar el pozo. Estas operaciones acumulativas son tiempo consumido e impactan sobretodo en la economía de la operación de re-entry. En este momento la tecnología del Whipstock no había avanzado tan rápido como la operación de molienda de una sección. Por lo tanto, se hizo muy común en los finales del decenio de 1980 y principios de 1990 moler una sección para el desvío del pozo. Si el número de corridas para moler una ventana se podría reducir, el Whipstock proporcionaría un medio más rápido de salir del agujero y aceleraría los objetivos de perforación.

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A mediados de la década, el número de viajes para completar una ventana se había reducido a una. Igualmente importante es la reducción del riesgo asociado con las operaciones de Whipstock. Hoy en día el método preferido para la reentrada es el Whipstock.3

                                                             3  Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky Seale-Smith International Inc.: “Sidetracking and Drilling One Trip-Case Histories and Economical Analisys”, March 27-29, 2001 LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

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2.2.3.1

Diseño y Desarrollo

A partir de 1997, se inició el desarrollo de materiales para estructuras de corte que muestran los beneficios de carburo, para el fresado de acero, y los beneficios de diamantes policristalinos (PCD), para la perforación de la formación. Se llevaron a cabo pruebas de laboratorio en diversos materiales en una simulación de fresado para un sidetrack y su capacidad para cortar diversos grados de revestimiento. Un exámen de los recortes en tamaño, forma, apariencia y fueron evaluados, así la condición del cortador después de la operación. Mediante la optimización en la composición de los diamantes, un material de superior fuerza y resistencia fué creado. Las características expuestas por el material lo convirtieron en un candidato para salidas del revestimiento y perforación de la formación.4

                                                             4

Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky Seale-Smith International Inc.: “Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis.” Presented at the AADE 2001 National Drilling Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001.

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FIG.2.2.2

Fresa de Carburo adaptado con insertos PCD

Fuente: Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis

FIG.2.2.3

Fresa adjunto al Whipstock

Fuente: Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis

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2.2.3.2

CONCEPTOS GENERALES DEL SIDETRACK

En campos maduros, perforar un sidetrack en un pozo existente es a menudo más rentable que perforar un pozo nuevo. Además, los avances en las herramientas y los métodos han hecho que, en muchos casos, el sidetrack sea una alternativa económica a los trabajos de pesca convencional. En el caso de pozos entubados, se hacen desvíos cortando la cañería con el fin de apartarse del pozo viejo cuya producción ha mermado debido a que sus punzados se taponaron con arena, parafina o elementos que caen de superficie y hacen que su limpieza o su remoción sea muy costosa. O también para volver hacer producir un pozo abandonado por alguna pesca irrecuperable dentro de la cañería, el cual es el caso del presente trabajo. El sidetrack puede ser ciego u orientado, el sidetrack orientado consiste en desviarse del agujero a través del revestimiento hacia un rumbo o una dirección predeterminada, por otra parte el sidetrack ciego sólo consiste en desviarse del agujero hacia cualquier rumbo; El sidetrack orientado nos puede dar una ubicación estructural del fondo de pozo mucho más favorable. El Sidetrack ofrece una alternativa económica para mayor recuperación de hidrocarburos, a menudo a tasas aceleradas. 2.2.3.2.1

Ventajas del Sidetracking

Las ventajas del sidetrack también incluyen: -

Eliminación de problemas del agujero de origen.

-

Minimización de la cantidad de agujeros nuevos a ser perforados versus pozos nuevos.

-

Utilización de la infraestructura existente.

-

Implementación de última tecnología de fluidos.

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-

Capitalización de prácticas avanzadas de perforación direccional/horizontal.

-

Explotación de reservorios marginales existentes.

-

Tecnología Multilateral.

Se trata de una operación de reparación que se resulta en la creación de una nueva sección en el pozo con el fin de (1) desviarse en torno a obstrucciones, (2) re-perforación de agujeros perdidos, o (3) para enderezar agujeros torcidos. Estas decisiones se basan en general de la economía para la perforación, teniendo en cuenta el costo total de operación versus el costo de las herramientas dejadas en el agujero. Así como muchos Sidetracks han sido exitosos, aún se pueden realizar avances operacionales en el sistema para reducir los costos, permitiendo así que más hidrocarburo sea recuperado. Esto se logra mediante la eliminación de los viajes y corridas del trépano durante el proceso de sidetracking.5 2.2.3.2.2

Operación de Sidetrack Orientado en Agujero Revestido

El sidetrack orientado en agujero revestido es la atención específica de este análisis, ya que muchas veces es más económico desviar un pozo entubado que perforar un pozo nuevo. Ya que el desvío será orientado el uso de un tapón mecánico se hace indispensable. La dirección o rumbo del Whipstock es dado por la compañía de perfilajes mediante dispositivos como el giroscopio o el MWD, y una vez direccionado y fijado, es entonces cuando se inicia la rotación de la columna fresadora.

                                                             5

 Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky Seale-Smith International Inc.: “Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis.” Presented at the AADE 2001 National Drilling Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001. 

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Este sidetrack implica desviar la trayectoria del agujero existente revestido creando una ventana en el revestimiento del pozo, fresando la tubería de revestimiento de acero en una zona, ya sea en el fondo del pozo o en una zona favorable hasta una profundidad predeterminada por debajo de la superficie. La operación de fresado es entonces seguida por la perforación dirigida de la formación rocosa a través de la ventana recientemente formada en la tubería de revestimiento. 6 El estado de la cañería es muy importante para poder ubicar el liner después del desvío, por lo tanto es necesario realizar una Prueba de Caliper, y un CCL para ubicar con precisión la profundidad en que se asentará el tapón y también para evitar de colocar el Whipstock

frente a una cupla, además de registros CBL

(Cement Bond Logging) para verificar el estado de adherencia del cemento entre la pared del pozo y la tubería de revestimiento. El sidetrack permite el desarrollo de un nuevo agujero lateral dirigido hacia sitios productores de hidrocarburos sin mover el equipo de perforación. A continuación damos una tabla para facilitar la elección de la cuña (comúnmente llamada Whipstock), y de su packer correspondiente de acuerdo al diámetro de la cañería y de su peso (en libras por pié).

                                                             6

 Patent Application Publication: “Milling system and method of milling”, April 24, 2008 

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FIG. 2.2.1 Selección de cuña

CAÑERÍA 

Fuente: Infopetróleo

PACKER PERMANENTE 

CUNA DESVIADORA 

FRESA VENTANA O FRESA  DIAMANTE 

Diámetro 

Libraje 

Diámetro 

Diámetro 

Diámetro 

Pulg. 

Lbs.pié 

Pulgadas 

Pulgadas 

Pulgadas 

5 

18 

3  31/32 

3  7/8 

4  1/8 

 

15 

3  31/32 

4 

4  1/4 

 

13 

4   1/4 

4 

4  1/4 

 

11.5 

4   1/4 

4 

4   3/8 

5  1/2 

23 

4  21/64 

4 1/4 

4  1/2 

 

20 

4  21/64 

4  1/4 

4  5/8 

 

17 

4  1/2 

4  1/2 

4  3/4 

 

15.5 

4   1/2 

4   1/2 

4  3/4 

 

14 

4   1/2 

4   1/2 

4  7/8 

 

13 

4   1/2 

4   1/2 

4  7/8 

6 

23 

4  15/16 

4  1/2 

5  1/8 

 

20 

4  15/16 

4  1/2 

5  1/8 

 

18 

4  15/16 

4  1/2 

5  1/4 

 

15 

4  15/16 

4  1/2 

5  3/8 

6  5/8 

32 

5  15/32 

5  1/4 

5  1/2 

 

28 

5  15/32 

5  1/4 

5  5/8 

 

24 

5  15/32 

5  1/4 

5  3/4 

 

20 

5  15/32 

5  1/2 

5  7/8 

 

17 

5  15/32 

5  1/2 

6 

7 

38 

5  15/32 

5  1/4 

5  3/4 

 

35 

5  15/32 

5  1/2 

5  7/8 

 

32 

5  11/16 

5  1/2 

5  7/8 

 

29 

5  11/16 

5  1/2 

6 

 

26 

5  11/16 

5  1/2 

6  1/8 

 

23 

5  11/16 

5  1/2 

6  1/8 

 

20 

6   3/16 

5  1/2 

6  1/4 

 

17 

6  3/16 

5  1/2 

6  3/8 

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2.2.4 HERRAMIENTAS Y APERTURA DE VENTANA 2.2.4.1

Whipstock

Un típico Whipstock es una rampa inclinada, que puede ser permanente o removible, asentado en el interior del revestimiento existente El Whipstock está especialmente configurado para desviar la fresa a un lado de la tubería de revestimiento con el fin de crear una ventana elíptica alargada en dicha tubería. El Whipstock tiene un cuerpo que se asienta sobre un tapón mecánico. En este sentido, conexiones ranuradas entre la cuña y el tapón mecánico facilitan la correcta orientación de la guía. La porción desviada recibe los dientes de la fresa mientras este es impulsado al fondo del pozo. De esta manera, los respectivos dientes son dirigidos contra la tubería de revestimiento para cortarla y formar la ventana.

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2.2.4.1.1

Descripción

del

Whipstock

El Whipstock tiene un cuerpo 4 definidos con una cáscara exterior de metal y una cavidad interna 11. El cuerpo 4 del Whipstock 1 tiene un extremo inferior 5 que asienta sobre el tapón. El extremo inferior 5 del Whipstock incluye una cuña de orientación 6, que se asienta en el tapón mecánico y ayuda a orientar correctamente

el

Whipstock

de

fondo. El Whipstock también comprende una porción desviada 7 que se encuentra en el extremo superior con un ángulo de 15º, y sirve para impulsar el molino hacia el exterior en

contra

de

la

tubería

de

revestimiento durante la operación FIG.2.2.4 Whipstock Fuente: FreePatents

de frezado. Esta porción desviada

El Whipstock 1 tiene un extremo

por lo general define una porción de

superior que está conectado a un

forma cóncava del cuerpo 4.

mango piloto 2 por los shear bolts o

En el caso de un Whipstock de

pernos cortantes 3. El mango piloto

perforación, esta pieza de forma

sirve como un elemento de sacrificio

cóncava

8

incluye

en el primer corte de la ventana, el

denominada

como

mango piloto es una función opcional,

perforación” 9.

una

lámina

“lámina

de

pero es de uso común.

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Estas láminas reciben explosivos de perforación, durante operaciones posteriores de completación de agujero. De esta manera, la producción también puede ser obtenida a partir del agujero primario. Más concretamente, el operador puede producir los fluidos desde la formación original a través del empacador y luego a través de una cavidad 10 dentro del cuerpo del Whipstock.7

2.2.4.2

Fresadora de Un Viaje

FIG. 2.2.5 Fresa de un Viaje

FUENTE: Freepatents

El sistema de fresas de un solo viaje incorpora un drilling sub 12, el cual incluye una combinación de fresas 13 de un viaje, un watermelon mill 14 por encima de la combinación de fresas 13 y un string mill 15 por encima del watermelon mill 14. La combinación de fresas de un viaje 13 tiene unos cortadores inferiores 16 y por encima de este unos cortadores superiores 17 unidos por un cono 18 que se ensancha hacia el cortador superior 17. El calibre del cortador inferior es menor al calibre del cortador superior. Las medidas relativas del calibre del cortador inferior                                                              7

 United Status Patent: “Whipstock Assembly and Method of Manufacture”, April 8, 2008 

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y superior son elegidas para que el cortador superior salga del revestimiento durante la perforación antes que el cortador inferior. Por esto es preferible que la columna de perforación sea relativamente rígida. Esto ocasiona que el cortador superior se mueva hacia el exterior casi de la misma proporción que el cortador inferior cuando el cono de pase por el tapón guía. El ángulo de inclinación depende de la rigidez de la columna de perforación. En cualquier columna de perforación, para asegurarse que el cortador superior salga primero del revestimiento se debe realizar la siguiente ecuación:

(R2 – R1) L > sin Ө R1 = Calibre del cortador inferior. R2 = Calibre del cortador superior. L = Distancia entre el borde de la cara superior del cortador inferior y el superior. Ө = Angulo entre el eje central del Drilling sub y la dirección de fondo de pozo.

El watermelon mill 14 tiene el mismo calibre o espesor que el cortador superior 17, y asimismo el string mill 15. El watermelon mill 14 se diferencia del string mill 15 ya que el string mill 15 tiene una acción más agresiva debida a que su cara esta más empinada sobre la superficie de corte, por ejemplo, una pendiente de 15º en el string mill 15 comparada con una de 7º en el watermelon mill 14. El watermelon mill 14 y el string mill 15 pueden intercambiar de posición. La función del watermelon mill 14 y la del string mill 15 es la de acabar, redondear y suavizar los bordes ásperos de la ventana creada por el frezado y evitar espacios estrechos en el agujero desviado. El drilling sub 12 es conectado al Whipstock mediante los shear bolts 3 o pernos cortantes mientras que el cortador inferior descansa en una cavidad en la cara cóncava 8 del Whipstock 1.

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Un pasaje para el fluido atraviesa la combinación de frezas, el string mill y el watermelon mill y sale por la cara delantera del cortador inferior a través de agujeros 19, que pueden ser de cualquier cantidad, por ejemplo 8. Esto permite la lubricación y limpieza eficiente del agujero y de los cortadores.8 2.2.4.3

Casing Collar Locator (CCL) (Registrados de Cuplas)

La herramienta se corre en combinación con rayos gamma para pozos entubados. El campo magnético de los imanes permanentes en la herramienta CCL se distorsiona cuando atraviesan la cupla de revestimiento. La distorsión se amplifica dentro de la herramienta y es enviada a superficie mediante pulsos que son registrados conjuntamente con los rayos gamma. Estos registros establecen la posición de la cupla combinándolos con el registro de rayos gamma del revestimiento y el registro de rayos gamma a agujero abierto. La

herramienta

CCL

está

disponible

en

una

amplia

gama

de

tamaños y especificaciones para hacer frente a diferentes tamaños de tuberías y revestimientos, condiciones de presión y temperatura, y cables.9 2.2.4.4

Perfil del Caliper

Es una imagen de calibración provista por una Multi-finger que proporciona 60 o 80 medidas independientes del diámetro interno de la tubería de revestimiento. Estas mediciones se las utilizan para proporcionar una imagen de alta resolución detallada y precisa del revestimiento, a fin de controlar la producción y el desgaste en la intervención. Aplicación del Servicio:                                                              8

 FUENTE: Leonordo Ritorto, Edmonton Alberta and Dave L. Heinley: “One trip milling system” , United States Patent, USA, Oct, 16 - 2001  9

 FUENTE: Schlumberger: “Casing Collar Locator”, Realizado Agosto 2004 

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-

Lapso de tiempo de corrosión o control del desgaste.

-

Evaluar la redondez del revestimiento, rugosidad interna.

-

Detectar grietas o agujeros en el revestimiento.

Beneficios: -

Inspección detallada de desgaste del revestimiento, incluyendo imagen visual.

-

Predicción de falla.

FIG.2.2.6 Multi-Finger Caliper Tool Fuente: Multifinger Caliper

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FIG.2.2.7 Casing Collar Locator Fuente: Schlumberger

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2.2.4.5

APERTURA DE VENTANA

La selección de una ubicación óptima para la ventana es un aspecto vital del proceso de sidetracking. La ventana a fresar debe planificarse a estar en una tubería de revestimiento, la cual tiene que estar en buen estado y adecuadamente cementada, situada en una formación estable (lutita), y si es posible que no tenga un centralizador ya que puede retardar el proceso de molienda. Una vez que la profundidad óptima es seleccionada, basados en los perfiles del cemento, perfiles localizadores del collar flotador (Casing Collar Locator) y las características de la formación es importante poner en correlación la profundidad o el tapón a anclar de tal manera que a) este sea asentado en el mismo tramo que va a ser fresado y b) evitando la posibilidad de tener que fresar a través de la unión o cuplas. Una vez que el Whipstock y el tapón mecánico estén correctamente direccionados y fijados en el fondo del pozo, se inicia el procedimiento de fresado de la ventana mediante la rotación de la columna. La columna se somete a una carga de 5000 a 6000 libras (de la cual el drilling sub forma parte) para cizallar o cortar los pernos o shear bolts permitiendo así la rotación de la columna. La columna de fresas rota y avanza lentamente. Cuando la columna de perforación avanza el cono pasa sobre el mango piloto y obliga a los cortadores cortar a través del revestimiento. Una vez que el mango piloto ha resbalado hacia la parte más larga del cono, el cortador superior lo muele, mientras los cortadores descienden aun más llegan a contactar la lámina de perforación del Whipstock, la geometría en ángulo de la zona cóncava de este impulsa la fresa y lo pone en

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contacto con la tubería de revestimiento, para formar la ventana inicial en la ubicación deseada. Los espacios entre los cortadores son conductos que permiten la recirculación de fluidos con recortes de metal suspendidos durante la operación de molienda. Esta fresadora tiene en su cuerpo canales para el flujo de fluidos desde arriba hacia abajo y puertos jets para ayudar en la remoción de los cortes y escombros. Una vez que la combinación de fresas sale completamente del revestimiento, continua cortando a través de formación y completa la maniobra de sidetracking, es entonces que la combinación de fresas de un viaje es sacada del agujero. Un trépano de perforación es corrido en una sarta de perforación el cual es desviado por el Whipstock a través de la reciente nueva ventana. El trépano gira por medio de un motor rotativo de fondo de pozo y acompañado de un MWD. Después que el agujero lateral este formado, este se lo deja a agujero abierto, o sino el agujero es entubado con un “liner”, el cual esta sujetado del revestimiento del agujero principal, entonces se realiza la cementación. Este procedimiento es denominado “sidetracking”. El punto al cual la trayectoria del pozo es desviada se llama “kick- off point” y la abertura cortada a través del revestimiento es llamada “ventana”.

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2.2.4.6

MANEJO DE DESECHOS

Un eficaz manejo de los desechos o virutas ha demostrado ser fundamental para el éxito de la operación de apertura de ventana. Es importante hacer hincapié en la necesidad de una efectiva planificación y contar con una contingencia en esta materia. Antes de fijar el tapón mecánico es necesario cerciorarse de que la tubería de revestimiento este limpia en la profundidad donde este se va a asentar, esto puede hacerse a través de un rascador que va en la sarta. En el transcurso del fresado de la ventana aproximadamente 130 Kg. de virutas de acero se generarán en el fondo del pozo y deben ser eliminados para evitar posibles problemas con las tuberías o daños a los equipos. Se ha demostrado que entre el 70 y el 75% de viruta se recupera del pozo. No se utiliza ningún fluido especial, pero si los fluidos de alta viscosidad y con capacidad de suspensión han demostrado ser el método más eficaz para la limpieza del agujero. Es importante hacer un seguimiento del peso de fluido que vuelve a las zarandas y comparar con la cantidad de corte, para determinar la eficiencia aproximada de la limpieza del agujero y cuando bombear un barrido. El sistema de fresas cuenta con pescadores imantados colocados en las zarandas, que tiene por objeto recoger las virutas que no son circuladas fuera del pozo.

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51

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2.2.5

PERFIL DE UN POZO DIRIGIDO

2.2.5.1

CARACTERÍSTICAS DEL PERFIL DE UN POZO DIRECCIONAL

El perfil de un pozo dirigido es la trayectoria de este previamente planificada desde la superficie hasta la profundidad final de perforación. Con el fin de determinar el mejor perfil geométrico del pozo desde la superficie hasta el objetivo en el fondo del pozo, la siguiente información debe ser conocida: •

La posición de la ubicación en superficie.

•

La posición de la ubicación del objetivo.

•

La profundidad vertical verdadera (TVD).

2.2.5.1.1

Kickoff Point (KOP)

KOP es la ubicación en una profundidad determinada por debajo de la superficie en donde el pozo es desviado hacia una dirección determinada.

FUENTE: Shlumberger

2.2.5.1.2

Inclinación del pozo

La inclinación del pozo es el ángulo en el cual el agujero se desvía de la vertical.

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52

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2.2.5.1.3

End of Buildup (EOB)

El End of Buildup es la ubicación en donde el agujero ha terminado de incrementar su inclinación.

2.2.5.1.4

Hold Angle

El Hold Angle se produce donde la inclinación

del

agujero

se

mantiene

constante.

2.2.5.1.5

Sección Tangencial

Ocurre después del Buildup, donde la inclinación del agujero es constante por una cierta distancia. Podría ser un aumento o caída adicional antes de alcanzar el objetivo.

Fuente: Shlumberger

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2.2.5.1.6

Start of Drop

El Start of Drop es la ubicación donde el pozo comienza a disminuir la inclinación.

2.2.5.1.7

End of Drop

El End of Drop es la ubicación donde el pozo termina de disminuir la inclinación.

2.2.5.1.8

Target Displacement

El Target Displacement es la distancia lateral desde la superficie a la ubicación del objetivo.

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54

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2.2.5.1.9

Target Location

El Target Location es un punto en el espacio definido por las coordenadas geográficas

de

una

determinada

profundidad vertical verdadera. Un perfil puede tener múltiples objetivos.

2.2.5.1.10

Drop Off Rate (DOR)

El Drop Off Rate es el ritmo al que disminuye la inclinación. La tasa normalmente se expresa en grados por cada 100 pies o grados por 30 m de la longitud en curso.

2.2.5.2.11

Buildup Rate (BUR)

El Buildup Rate es el cambio de inclinación de un agujero donde el ángulo se ha incrementado. La tasa normalmente se expresa en grados por cada 100 pies o el angular de incrementado por cada 30 m de profundidad medida. 2.2.5.1.12

Turn Rate

El Turn Rate determina el ritmo al cual el perfil del pozo doble en una dirección azimutal. Por lo general, expresada en grados por cada 100 pies o grados por 30 m.

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2.2.5.1.13

True Vertical Depth (TVD)

La TVD o Profundidad Vertical Verdadera de cualquier punto o estación a lo largo de un pozo es la distancia vertical desde el punto de referencia en la superficie del pozo a la estación de interés.

2.2.5.1.14

Measured Depth (MD)

La Profundidad Medida de cualquier punto o estación a lo largo de un pozo es la distancia desde el punto de referencia en la superficie del pozo a la estación de interés a lo largo de la trayectoria del pozo.

Fuente: Schlumberger

2.2.5.1.15

Horizontal Displacement (HD)

El desplazamiento horizontal (HD) es la distancia entre dos puntos cualesquiera a lo largo de un pozo proyectado en un plano horizontal o plan de opinión.

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2.2.5.1.16

Vertical Section (VS)

La sección vertical es la distancia entre dos puntos cualesquiera a lo largo de la proyección de un pozo en un plano de sección vertical. 2.2.5.1.17

Azimuth

El acimut es el ángulo en el plano horizontal medido a partir de una dirección de referencia fija (como el norte verdadero), suele medirse en sentido horario. 2.2.5.1.18

Cuadrante

El rumbo del cuadrante de un pozo es el ángulo en el plano horizontal medido a partir ya sea del Norte o del Sur como dirección de referencia hacia el Este o el Oeste, definiendo la dirección del pozo.

2.2.5.1.19

Coordenadas Polares

Las coordenadas polares de un punto es la distancia proyectada en un plano horizontal desde un punto de referencia fijo y el ángulo de la presente una línea desde

dirección

de

referencia

(normalmente Norte Verdadero).

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2.2.5.1.20

Coordenada Rectangular

Las coordenadas rectangulares de un punto son definidos como la distancia proyectada a lo largo de dos ejes de referencia que se encuentran en ángulos rectos. Estos ejes se establecen en el plano horizontal y normalmente son el norte y el sur y este / oeste direcciones.10

                                                             10

 FUENTE: Schlumberger 

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2.2.6

CONTROL DE LA DESVIACIÓN

2.2.6.1

ARREGLOS DE FONDO ROTATORIOS

La tendencia de la desviación del pozo es función de las características de la formación, condiciones de operación, así como de las características de posición y construcción de los estabilizadores y portamechas. Una vez se han clasificado las formaciones, se puede seleccionar el tipo de arreglo de fondo de pozo a usar en cada diámetro del agujero. Un arreglo de fondo o BHA es la parte del arreglo de perforación por debajo de las tuberías de perforación. Las características de la formación afectan al rendimiento del BHA de la siguiente manera: Formación Suave – BHA tiene alta tendencia al descenso. Formación Dura - BHA tiene alta tendencia a construir. Los parámetros de perforación afectan el rendimiento del BHA de la siguiente manera: Más WOB = BHA tiene una tendencia a disminuir el ángulo. Baja WOB = BHA tiene una tendencia a construir ángulo. Alta tasa de bombeo = BHA tiene una tendencia a disminuir debido a que la alta velocidad del lodo puede lavar agujero. Alto RPM = BHA tiene una tendencia a mantenerse recto, porque las tuberías de perforación tienen más rigidez cuando estas están en rotación una alta RPM.11

                                                             11

 FUENTE: http://oil-well-drilling.blogspot.com/2008/05/what-does-position-of-stabilizer.html 

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FIG.2.2.22 Ubicación de estabilizadores y Fuerzas laterales resultantes

FUENTE: Schlumberger

Algunos de factores que afectan el rendimiento de la perforación direccional son: •

El calibre y ubicación de los estabilizadores

•

Diámetro y longitud de los portamechas

•

Peso sobre el trépano

•

Velocidad de rotación

•

Tiempo de trépano

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•

Anisotropía de la formación y el ángulo de buzamiento

•

Dureza de la formación

•

Caudal

•

ROP

•

RPM

Aunque los pozos desviados a veces se pueden corregir, ésta es a menudo una operación costosa. Y cuando un conjunto rígido se corre en un pozo desviado es muy probable quedar aprisionado. La mejor opción es prevenir cuando se perfora áreas con tendencia a desviarse.

2.2.6.1.1

CON JUNTO PENDULAR (Drop)

La técnica del conjunto pendular se basa en el aprovechamiento de las fuerzas gravitacionales para ayudar en el control y/o corrección de la desviación. El conjunto pendular se compone del trépano y varios portamechas de gran diámetro, o puede tener uno o más estabilizadores instalados en la columna de portamechas, en una posición predeterminada. Este efecto se logra eliminando el estabilizador colocado arriba del trépano o Near Bit, el objetivo es colocar el estabilizador lo más alto posible sobre el trépano así los Drill Collars no tocarán la pared del pozo entre el estabilizador y el trépano. La colocación apropiada da como resultado un péndulo de máxima fuerza.

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  FIG. 2.2.23 Arreglo Pendular

0.5-1.0 deg/100’

FUENTE: Schlumberger

Con este conjunto de fondo, un estabilizador es colocado de 30, 60 hasta 90 pies sobre el trépano, si es un pozo inclinado o desviado, el trépano tenderá a caer hacia la parte inferior, disminuyendo el ángulo del pozo a medida que la perforación progresa. La colocación del estabilizador depende de la rigidez de los portamechas para no permitir que la columna pendular se flexione demasiado en dirección del lado bajo del pozo.

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  FIG. 2.2.24 Conjuntos Pendulares

FUENTE: Routine Drilling Operations

2.2.6.1.2

CONJ UNTO FULCRUM (Build)

Este principio se aplica cuando se desea incrementar el ángulo de inclinación. Un estabilizador conectado exactamente sobre el trépano (llamado Near Bit Full Gauge) actuará como punto de apoyo.

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  FIG. 2.2.25 Near Bit y Camisas Estabilizadoras

FUENTE: Propia

En pozos con una inclinación de 3 grados o más fuera de la vertical, los Drill Collars que se encuentran por encima del Near Bit se encorvarán hacia el lado inferior, forzando el trépano hacia el lado superior aumentando el ángulo del pozo a medida que la perforación progresa. Esto se conoce como el efecto Fulcrum. La selección adecuada del diámetro de Drill Collars puede controlar la velocidad de aumento del ángulo con este conjunto de fondo. Cuanto más flexible sea el conjunto que se encuentra por encima del punto de apoyo, más rápido puede aumentar el ángulo del pozo. La aplicación del peso excesivo causará que el conjunto de fondo se doble más en dirección de la encorvadura inicial.

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  FIG.2.2.26 Efecto Fulcrum

FUENTE: Schlumberger

Este diseño puede incrementar el ángulo muy rápidamente, en especial en formación muy blandas. Mientras más flexible sea el aparejo, mayor será la velocidad de incremento de ángulo cuando se aplique peso sobre la barrena.

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  FIG. 2.2.27 Arreglo Fulcrum

2.0-3.5 deg/100’

FUENTE: Schlumberger

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2.2.6.1.3

CONJUNTO EMPACADO (Hold)

Este conjunto de fondo está compuesto de tres o más estabilizadores, con el primer estabilizador inmediatamente por encima del trépano, seguido por un Drill Collar corto y de largo diámetro y un segundo estabilizador. El tercer estabilizador está ubicado aun más arriba en los Drill Collar. Acorde a esto, los Drill Collar están formados por tres zonas; estabilizadores adicionales pueden ser colocados en cualquier zona para compensar las tendencias a desviar el pozo por parte de las formaciones a penetrar, y de su grado de perforabilidad. FIG.2.2.28 Arreglos Empacados

FUENTE: Routine Drilling Operations

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Formaciones con tendencias leves, medianas y severas de desvío requieren de arreglos empacados diferentes. Este se utiliza cuando se desea mantener constante el ángulo de inclinación y dirección. Esto se logra dando una completa rigidez a la sección colocada entre el trépano y aproximadamente el 60 % de la longitud total del arreglo.

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2.2.7

HERRAMIENTAS UTILIZADAS DURANTE LA PERFORACIÓN

2.2.7.1

TRÉPANO

En la perforación rotaria, el trépano de perforación que se utiliza para perforar a través de las formaciones está en la punta de una seria de tuberías de perforación rotativas. Las fuerzas motrices del trépano proceden ya sea desde superficie transmitida por las tuberías de perforación, y/o desde un motor de fondo de pozo, ubicado en el BHA (Arreglo de fondo de pozo), generalmente por encima del trépano.

2.2.7.1.1

Trépanos Tricónicos

Los trépanos de conos están disponibles en cualquier tipo de diseño, estructura de corte, y sistemas de boquillas. Este tipo de trépano perfora triturando la formación y quebrando la roca, el trépano requiere de al peso WOB para lo hacer que la roca falle. FIG.2.2.29 Estructura de Corte

FUENTE: SMITH

Cuenta con tres conos cortadores que giran sobre su propio eje, y con tres boquillas por donde sale el fluido de perforación.

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  FIG.2.2.30 Trépano de Conos

Fuente: Propia

2.2.7.1.2

Trépano de Cortadores Fijos

Los trépanos de cortadores fijo se dividen en tres grupos: o PDC (Polycrystalline Diamond Compact) o Diamante Natural o Impregnados.

Los trépanos PDC y de Diamante tienen la opción de diseñarse bajo pedido especial.

Parámetros de operación: -

Peso sobre el Trépano (WOB).

-

Velocidad de Rotación (RPM).

-

Hidráulica de Perforación.

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2.2.7.1.2.1

Trépanos PDC

Su estructura principal son cortadores PCD (Polycrystalline Diamond), los insertos de PDC se incrustan en los filos de los trépanos, corta la formación por cizallamiento, el cizallado de corte es el más eficiente si se lo compara con los otros mecanismos a idénticas condiciones operacionales en las mismas formaciones. FIG.2.2.31 Trépano PDC

FIG.2.2.32 Cizallamiento

FUENTE: SMITH

2.2.7.1.2.2

Trépanos de Diamantes

Los trépanos de diamantes pueden ser:

o Diamante Natural,

el diamante natural solo se lo encuentra en la

naturaleza y es formado a altas temperaturas y en el transcurso de millones de años, la vida útil de este tipo de trépano depende de que tan grande sea el grano que se encuentra en la superficie del mismo. o Impregnado, lleva una camisa con insertos de granos de diamantes sintéticos colocados dentro de las aletas, es necesario esperar el desgaste

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de la superficie de carburo de tungsteno, Perforan raspando y moliendo la roca, normalmente requieren altas RPM (Turbina) para compensar el poco volumen de corte generados por revolución. o Impregnado con GHI, insertos Gris Hot Pressed (GHIs) fundidos y también están soldados verticalmente en el cuerpo del trépano a fin de minimizar el desgaste del diamante y darle mayor dureza al trépano. FIG.2.2.33 Trépano Impregnado

FIG.2.2.34 Desgaste de granos.

FUENTE: SMITH

2.2.7.1.3

FUNCIONES HIDRÁULICAS CRÍTICAS

Existen tres funciones hidráulicas críticas determinadas para los trépanos de perforación, tanto para trépanos de conos como para trépanos PDC:

1. Limpieza de Estructura de Corte, hace referencia a remover la formación entre los dientes e insertos, prohibiendo así embolamientos, atacando constantemente la formación con una estructura de corte limpia maximizando la eficiencia de perforación de dicha estructura de corte aumentando la ROP y prolongando la vida útil del trépano. LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA

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2. Limpieza del Fondo del Agujero, permite que la estructura de corte encuentre formación nueva y evitando la retrituración de recortes, maximizando así las ROP. 3. Eficiente Evacuación de Recortes de Perforación, una vez dada la perforación es necesario evacuar los recortes por encima del cuerpo del trépano, estos recortes son evacuados por el Junk Slot Area, evitando la retrituración y evitando el desgaste del cuerpo del trépano en casos de formaciones abrasivas prolongando así también la vida útil del trépano.

2.2.7.1.3.1

Identificación de la Función Hidráulica Crítica necesaria acorde a la Aplicación

Las 3 funciones hidráulicas criticas no se las pueden manejar de manera conjuntas en una misma configuración hidráulica, siempre es necesario sacrificar una dependiendo de la aplicación o requerimiento hidráulico, por ejemplo si se va a emplear la hidráulica para remover los recortes seguramente se va a sacrificar la Limpieza de Estructura de Corte.

La hidráulica que se va a necesitar en el trépano se la diseña acorde: o al tipo de formación. o ROP. o y el requerimiento hidráulico.

Si es una formación Plástica, se tiende a embolar el trépano, entonces se necesitará una eficiente Limpieza de Estructura de Corte. Si es una formación Abrasiva, donde se genera una baja ROP, se producen recortes muy pequeños, por lo tanto no es necesario contar con una Limpieza de estructura de corte ya que no va haber embolamiento, pero si con una eficiente Limpieza del Agujero y una eficiente evacuación de los recortes.12                                                              12

 FUENTE: Smith BITS:”Introduction to Hydraulics”, 2002.

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2.2.7.2

MEDICIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN (MWD)

Es un instrumento no magnético que se lo coloca generalmente cerca del trépano o justo por encima del motor de fondo o turbina. Las

herramientas

MWD

registran

las

condiciones

de

fondo

de

pozo

transmitiéndolas a la superficie en tiempo real, nos da lecturas como ser:

-

Inclinación.

-

Dirección.

-

Tool Face o Posición de la cara de la herramienta.

El modo de mandar las señales es mediante pulsos a través fluido de perforación (drilling mud) en forma de pulsos de presión por dentro de la columna de perforación. Un traductor de presión y una computadora convierten la señal en registros direccionales. La información recolectada por el MWD también incluye:

-

Torque.

-

Peso sobre el trépano.

-

ROP

-

RPM

Algunos beneficios de la utilización de esta herramienta son: 9 Mejora el control y determinación de la posición real del trépano. 9 Reduce el tiempo de registro. 9 Reduce el riesgo de atascamiento por presión diferencial. 9 Reduce el Dog Leg. 9 Reduce el número de correcciones con motores de fondo en los pozos.

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  FIG.2.2.40 MWD

FUENTE: Infopetróleo

2.2.7.3

MOTOR DE PERFORACIÓN

Existen diferentes tipos de de motores de fondo, Basándose casi exclusivamente en la conversión de energía hidráulica en energía mecánica para impulsar el trépano. Hoy en día, los motores de fondo más populares son los motores de desplazamiento positivo o PDM, que representan aproximadamente el 90 % de los motores de perforación. Este tipo de motor fue inventado por el francés Moineau. El motor de Moineau puede ser derecho o desviado (ésta última es importante para perforar pozos dirigidos). Son construidos en todos los rangos de medidas aptos para los pozos de perforación. La principal aplicación de los motores PDM es la perforación direccional, convierte la energía hidráulica del fluido de perforación en energía mecánica haciendo rotar el trepano. Los motores PDM utilizados en la perforación direccional tienen el codo o curva (bend) que se corre configurado desde superficie, situado lo suficientemente cerca del trépano.

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Durante la perforación de pozos verticales, los motores PDM funcionan como una herramienta de rendimiento en la perforación ya que incrementa las ROP y minimizan la rotación de las tuberías de perforación. Los motores llamados Steerable o Dirigibles, tienen dos maneras de perforar, el modo rotatorio y el modo de deslizante cuando no hay rotación desde la superficie por parte de las sartas de perforación

2.2.7.3.1

Sub-Ensamblajes Principales:

Sub-Assembly

Descripción Va en el extremo superior del motor, consiste en un Crossover Sub, una

Top Sub

Válvula de Descarga, Float sub o Flex Sub.

Sección de Potencia Sección

Potencia Mecánica Rotatoria.

de Transmite el movimiento rotatorio desde la Sección de Potencia a la Sección

Transmisión

de Soporte, y también incorpora un Bend Housing ajustable.

Sección de Bearing

2.2.7.3.1.1

Consiste en un Rotor y un Stator que convierten la Energía Hidráulica en

Soporta la carga axial y radial durante la perforación y transmite el movimiento rotatorio al trépano a través del eje de transmisión.

Sección de Potencia

La sección de potencia de un motor de fondo convierte la energía hidráulica del fluido de perforación, en energía mecánica para hacer girar el trépano. Dentro de todos los motores PDM disponibles en el mercado, un eje helicoidal llamado “rotor” es rotado por el fluido dentro de la camisa llamada “stator”. El Stator esta conectado con el resto de la tubería de perforación a través del Top Sub, el Stator sólo rotará si la rotación es transmitida desde la superficie. Una cantidad conocida y constante de rotación es necesaria para hacer pasar un volumen fijo de fluido a través del sistema, para que así la rotación del motor, o las revoluciones por minuto (rpm) sea proporcional al caudal.

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El rotor y el stator tienen perfiles helicoidales que coinciden, pero el rotor tiene un espiral (o lóbulo) menos que el stator. La sección de potencia de un motor de fondo es designada por el radio de lóbulos en el rotor/stator. Ejemplo; una sección de potencia de 4:5 tiene 4 lóbulos en el rotor y 5 en el stator. Los radios de lóbulos disponibles son de configuraciones: 1:2, 2:3, 3:4, 4:5, 5:6, 7:8. En una sección de potencia ya ensamblada, el rotor y stator forman un sello a lo largo de los puntos de contacto. Formándose así cavidades independientes unas de otras. Mientras el fluido (agua, lodo o aire) es forzado a través de estas cavidades progresivas, esto causa que el rotor gire dentro del stator. El movimiento es la combinación de rotación y nutación. Cuando completa una revolución, el rotor nuda una vez por cada lóbulo del rotor. Nota: La sección de potencia debe proporcionar el suficiente torque para hacer rotar el trépano de perforación. La cantidad de torque dependerá del tipo de trépano, el tipo de formación, la hidráulica, y los parámetros de perforación aplicados en términos de peso sobre el trépano (WOB) y revoluciones por minuto (rpm). FIG.2.2.36 Power Pack Steerable Motor

Fuente: Schlumberger

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2.2.7.3.1.2

Sección de Transmisión

El ensamblaje de transmisión, el cual se encuentra adjunto al extremo inferior del rotor, transmite la velocidad rotacional y torque generado por la sección de potencia hacia los Bearing y al Drive Shaft. También compensa los movimientos excéntricos del rotor y transfiere la carga de empuje generada en la sección de potencia hacia los Bearing.

La sección de transmisión del motor Power Pack acomoda un Bend Housing ajustable superficial. Este bend Housing ajustable permite el desvió desde 0º a 3º. Para algunos motores, sólo esta disponible el Bend Housing desde 0º a 2º. Para motores de radio corto esta disponible desde 0º a 4º. Los Housing derechos están disponibles cuando los motores no son utilizados en propósitos direccionales. FIG.2.2.37 Bend Housing Ajustable, 0º-3º, Motor Power Pack

FUENTE: Elaboración Propia

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2.2.7.3.1.3

Sección de Bearing

Esta sección soporta la carga axial y radial. También transmite el torque y las RPM desde el eje de transmisión o hacia el trepano de perforación. Esta sección consiste de un Drive Shaft sujetado por unos Bearing axiales y radiales. Una variedad de estabilizadores están disponibles para cualquier aplicación.13 FIG.2.2.38 Sección de Bearing, 8”

FIG.2.2.39 Partes internas de la sección del Bearing

FUENTE: Elaboración Propia

                                                             13

 Schlumberger: ”Power Pack Motor Manual” 

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2.2.7.4

ESTABILIZADORES

La función de los estabilizadores en el arreglo de fondo es el de estabilizar el trépano y los Drill Collars en el agujero ya sea si se va a perforar un pozo vertical o direccional. Cuando un arreglo de fondo está apropiadamente estabilizado se puede aplicar un óptimo peso de perforación al trépano. Entonces el trépano será forzado a rotar sobre su eje verdadero y a perforar manteniendo la dirección programada sin cambios repentinos. Se utilizarán un número menor de trépanos, y la rata de penetración o ROP aumentará. El estabilizador debe tener un área de superficie adecuada en contacto con la pared del agujero para prevenir que este excave la pared y pierda así su efectividad. Existen estabilizadores de aletas largas recomendados para formaciones largas, con revestimiento de carburo de tungsteno e insertos del mismo; Así como de aletas cortas recomendados para formaciones duras con revestimiento de carburo de tungsteno e insertos del mismo. FIG.2.2.40 Estabilizador de Aletas

FIG.2.2.41 Camisas Estabilizadoras

FUENTE: Schlumberger

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2.2.7.5

DRILL COLLARS

Son tubos de espesor de pared gruesa que se utilizan para proporcionar peso al trépano y rigidez la sarta de perforación Son el componente más predominante del BHA. Tanto los lisos como los de forma en espiral se utilizan. En áreas donde hay posibilidad de pega diferencial los DC en forma de espiral son recomendados a fin de disminuir el área de exposición o contacto con la formación. La selección de los Drill Collars se encuentra en función del diámetro del agujero y del tipo de formación, ya sea blando o dura.

FIG.2.2.42 Drill Collar Estándar y Espiral

FUENTE: Schlumberger

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Selección de DC.:

TABLA: 2.2.2 Selección de Casing

2.2.7.6

HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP)

Esta tubería se fabrica con un mayor espesor de pared, es decir, tiene el mismo diámetro externo que la tubería de perforación estándar pero un diámetro interno más reducido, y con uniones especiales (Tool Joint) extra-largas con relación a las tuberías de perforación normal.

Se usa entre la tubería de perforación estándar y los Drill Collars, para lograr una transición menos agresiva en la sección medular de la sarta de perforación.14

                                                             14

 FUENTE: Msc. Nicolás Galíndez: “Diseño de Sartas de Perforación”.Septiembre 2004. 

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Fig.2.2.43 HWDP Estándar y Espiral

2.2.7.7

FUENTE: Schlumberger

TUBERÍAS DE PERFORACIÓN (Drill Pipe)

La sarta de Perforación es la unión mecánica de la mecha de perforación en el fondo con el sistema de rotación en la superficie. Tiene como funciones: ƒ Trasmitir rotación al trépano de perforación. ƒ Ejerce un peso sobre el trépano. ƒ Guía y controla la trayectoria del trépano. ƒ Permite la circulación de fluidos.

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2.2.7.7.1

Grado de la Tubería de Perforación

El grado de la tubería de perforación indica su cedencia o fluencia. En la mayoría de los diseños de sarta de perforación, el grado de la tubería se aumenta para garantizar extra resistencia en lugar de aumentar el peso.15

Tabla.2.2.3 Características Geométricas y Mecánicas de las tuberías de perforación.

                                                             15

 FUENTE: Msc. Nicolás Galindez: “Diseño de Sartas de Perforación”Septiembre 2004. 

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2.2.8

PRINCIPIOS GEOLÓGICOS PARA LA PERFORACIÓN DE UN

SIDETRACK La búsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades. Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer. Entre estos retos, se encuentra la adecuada determinación de la densidad del fluido de perforación para atravesar las diferentes capas terrestres, la determinación del asentamiento de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. El costo de la perforación de un pozo se ve severamente afectado por el perfil y las características de las presiones de poro, gradientes de fractura, presión de colapso y presión de formación; estas variables no solo están relacionadas con definir los mejores puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, sino que estos son en muchos casos causales de las desviaciones de tiempo y costo. Es perfectamente claro que la ECD (“Equivalent Circulation Density”) y ESD (“Equivalen Static Density) deben estar por encima de la presión poral y de la presión de colapso del pozo, pero por debajo de la presión de fractura, de otra manera ocurrirían migración de fluidos de la formación, colapso del pozo, fracturas y su consecuente perdida de circulación, entre otros problemas y es debido a estas complicadas situaciones que pueden tener lugar problemas como el atascamiento de tuberías, Blowout, pérdida del BHA, etc. La corrección o solución a estos incidentes requieren de tiempo y operaciones especiales y el presupuesto de la perforación puede verse seriamente sobrepasado. Soluciones convencionales, como LCM (Lost Circulation Materials) pueden se aplicados a bajo costo, pero a menudo revestidores y/o liner deben ser corridos a

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fin de evitar la recurrencia de estos problemas durante la perforación y poder así terminar esta en el tiempo estipulado alcanzando el objetivo planeado.16 Cuando estas operaciones no son exitosas o fallan, entonces se ve la necesidad de un sidetrack o en el peor de los casos, el abandono. Estos incidentes, adicionalmente, pueden afectar económicamente la producción, ya que se generan daños a la formación, canalizaciones de las zonas productivas, corte de agua/gas, conificación, etc., dando lugar a complicadas intervenciones. El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar como se llevara el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la perforación. Tiene mas relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado. En la actualidad, con la explotación de los horizontes productores y una baja importante en la presión de los mismos, ha tenido un impacto importante en las zonas de transición que separan las zonas sobre presionadas de las productoras, en donde muchas veces se presentan pérdidas de circulación y obligan a la cementación de tuberías de revestimiento que se encuentran fuera de programa. Cabe mencionar que los cambios de presiones están ligados –entre otros casos- a cambios de temperatura y permeabilidad de los yacimientos, atribuibles a cambios mineralógicos de las formaciones y por consiguiente, a cambios laterales o verticales de facies y planos de falla.

                                                             16

 Halliburton: “Proceso Aplicado al Control de Presiones Porales y Gradientes de Formación”, 2004.  Venezuela. 

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2.2.8.1

DETERMINACIÓN DE PRESIONES (FORMACIÓN Y FRACTURA)

Las propiedades de las formaciones lutíticas se utilizan para predecir y estimar la magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus características y además constituyen un gran porcentaje de los sedimentos depositados en las zonas petroleras. 2.2.8.1.1

Presión Hidrostática

Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No importa cual sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente manera: Ph (Psi) = 0,052 x DL (ppg) x TVD (ft)

La presión hidrostática es afectada por: -

Contenido de sólidos.

-

Gases disueltos.

-

La diferencia de gradientes de temperatura del fluido.

2.2.8.1.2

Presión de Sobrecarga

Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera:

S = peso matriz rocosa + peso fluido intersticial

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2.2.8.1.3

Presión de Formación

La presión de formación es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. También se la conoce como presión de poro. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). El Gradiente de Presión se obtiene dividiendo la presión de formación entre la profundidad. Sus unidades serán Kg/cm2/m o lb/pg2/pie. Si los fluidos de formación son agua dulce, el gradiente normal Gn = 1,00 gr/cm3 = 0,1 Kg/cm2/m = 0,433 lb/pg2/pie. El gradiente normal en el subsuelo varía entre las diferentes provincias geológicas, debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades variables de sólidos disueltos y gas, y están sujetos a diferentes temperaturas y presiones. Resumiendo, las presiones de formación pueden ser: Subnormales, Cuando son menores a la normal, es decir, a la presión hidrostática de la columna de fluido extendida hasta la superficie. Normales, Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. Anormales, Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación. Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos aspectos, dentro de las cuales se tienen: ƒ

La selección del tipo y densidad del lodo.

ƒ La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento.

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ƒ La planeación de las cementaciones. Además, deberán de considerarse los siguientes problemas que se pueden derivar de las altas presiones: ƒ Brotes y reventones (Blowout) ƒ Pegaduras de la tubería por presión diferencial. ƒ Perdidas de circulación por usar lodos densos. ƒ Derrumbes de lutita.

FIG.2.2.44 Gradientes de formación Fuente: Tipos de Presiones

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2.2.8.14

Presión de Fractura

Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga).

FIG.2.2.45 Gradientes de Fractura

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2.2.8.2

Proceso de compactación

El proceso de sedimentación involucra el depósito de capas o estratos de partículas de diferentes rocas. A medidas que estas capas continúan depositándose, se incrementa la presión de sobrecarga y las capas inferiores de sedimentos son forzadas hacia abajo para permitir el mayor depósito en la superficie. En condiciones normales de perforación, la presión de formación es la única que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia el agujero bajo ciertas condiciones geológicas. La manera en que la matriz rocosa absorbe el aumento de la presión de sobrecarga, explica la generación de presiones anormales en este ambiente.17

                                                             17

 FUENTE: “Diseño de la Perforación de Pozos” 

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CAPÍTULO III

RELEVAMIENTO Y ANÁLISIS DEL DEL POZO VBR – 22A

3.1

OPERACIÓN DE PERFORACIÓN Inicia perforación: 03/09/95 Finaliza perforación: 04/11/95

A continuación se presenta un resumen de la actividad de perforación del Pozo vertical VBR – 22A.

(Fm. Chaco)

TRAMO

17 ½

BHA

Inicial

Ensanchador

Vástago

PM 8"

Crossover

PM 8"

Reductor De Rosca

Estabilizador 17 ½ "

Crossover

PM 8"

Trépano 12 ¼ "

Estabilizador 17 ½ " PM 8" Crossover

OBSERVACIONES

-

Una vez armado el arreglo semirígido se procede a ensanchar el agujero.

-

La perforación del pozo se la inicia con Lodo Bentonítico Extendido.

-

A la profundidad de 231m., y 334., se procede a lavar el pozo.

-

A los 402 metros se cementa cañería de 13 3/8, colocando zapato a los 402.33 metros.

Trépano 17 ½

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  OBSERVACIONES

BHA -

En este tramo se cambio de lodo a Cálcico de yeso y se reinicia la perforación. A 957 m. con un arreglo semirígido se comienza a densificar el lodo a 1,14 gr/cc. A los 1457m., se lava el pozo debido al incremento en el torque.

3 HW 5"

-

Se producen desgastes de estabilizadores de 12 1/4, superiores e inferiores.

Crossover

-

Se hacen repasos primero hasta 987 m., y paralelamente se densifica lodo a 1,16 gr/cc.

3 PM 6 ½ “

-

Se bombean 100 Bbl de baches viscosos VP = CP hasta los 1231m., recuperando cantidades de recortes de formación cada vez menores.

-

Se repasa hasta fondo de pozo 1457m., con 1-2 MLPS, 70 RPM, 1530 PSI, 687GPM y 50 - 150 Divisiones CLNXZ. En los 1685 m., se bombea 100 Bbl de bache viscoso y en retorno se observan recortes de arcillas inhibidas.

-

Después de perforar hasta 1804 m. se bombea otros 100 Bbl de baches viscosos de lodo, en retorno arcilla inhibida.

-

Se registra desvío.

Crossover

-

Al intentar sacar la herramienta se produce amago de aprisionamiento en 1744m., se maniobra repetidas veces con rotación y circulación logrando librar la herramienta. Estabilizadores y Trépanos salen muy embotados y con desgastes.

Trépano 12 ¼ “

-

Se repasa hasta 1804 m., en retorno arcilla inhibida. Se bombea baches de lodo viscoso, 100 Bbl, y luego se normaliza lodo. Se baja zapato guía a 1802 m. y cañería de 9 5/8, se ubican centralizadores, cañerías hasta 1720 metros.

Inicial

(Fm. Chaco)

TRAMO

12 ¼

TP 4 ½ "

RED 8 PM 8 " Estabilizador 12 ¼ “ PM 8"

En los 1800 metros se realiza un Leak Off Test, obteniendo los siguientes resultados: Presión

DEC

Grad. Fractura

Promedio (Psi)

gr/cc

(Psi/pie)

950

1,53

0,66

Tabla 3.1 L.O.T

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(Fm. Petaca)

Inicial

Final

TP 4 ½ “

TP 4 ½ “

Crossover

5 HW 5"

6 HW 5"

Tijera Hid. 6 ¼ "

Crossover

HW 5"

9 PM 6 ½ “

Crossover

Crossover

16 PM 6 ½ "

Trépano 8 ½ “

Estabilizador 8 ½ " PM 6 ½ " Estabilizador 8 ½ "

(Fm. Yantata)

TRAMO

8 ½“

(Fm. Yecua)

BHA

PM 6 ½ " Crossover Trépano 8 ½ “

OBSERVACIONES -

Una vez armado el arreglo de fondo se lo baja y se reinicia la perforación.

-

Se perfora hasta los 2136m., al sacar la herramienta a los 2105m., se observa aprisionamiento, maniobrando con 40 MLb de peso se avanza 2 metros a 2107m., y efectuando 3 golpes de tijera hacia abajo se consigue librar la herramienta, y se la baja rotando hasta los 2117m.Se bombea 60 Bbl. de bache lavador VP/CP = 5/3 y luego 50 Bbl de bache viscoso 21/42 recuperando en zaranda mediana cantidad de derrumbe de arcilla de formación, luego el lodo se lo normaliza. Se saca herramienta rotando por tramos hasta 2106m., y se repasa.

-

En 2167 se densifica nuevamente el lodo de 1,16 a 1,18 gr/cc.

-

Se registra desvío.

-

En 2794 m., se detiene la perforación nuevamente y se bombea 50 Bbl de bache viscoso y en retorno apreciable cantidad de arena fina de formación. Y se agregan más tubos de perforación.

-

En 2840 m., se observa máxima detección de gas 125 UGM. P.F. = 2850M.

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93

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Se acondiciona el lodo, y se comienza a bajar cañería de 7, zapato guía a 2849 m. para cementación. Se utiliza fluido de terminación KCl y se baja arreglo TCP, se ancla packer, se carga jabalina y produce el baleo del tramo 2734 – 2735 m. con cañón de 5” dando este nivel acuífero; Luego se balea tramo 2722 – 2723 m. Arenisca Yantata Medio siendo este nivel acuífero; Finalmente se balea tramo 2695 – 2708 con cañón de 5”, Arenisca Yantata, y se observa reacción inmediata con burbujeo fuerte en superficie, dando este tramo productor de condensado en el orden de los 400 BPD y gas con 1700 MPCD. ƒ Inicio de etapa de terminación: 05/11/95 ƒ Finalizó terminación: 07/12/95 Profundidad Final: 9 Según perforación 2850 mbbp. (Metros bajo boca de pozo) 9 Según registros: 2851.5 mbbp

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  Tabla 3.2 Parámetros de perforación, VBR – 22A:

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  TABLA 3.3 Rata de Penetración

   

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  FIG 3.1 ROP FUENTE: Propia 

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3.2

FLUIDO DE PERFORACIÓN

El Lodo Bentonítico Extendido se lo utiliza para iniciar la perforación, debido a sus bajos costos, hasta máximo 1000 metros de profundidad. Este tipo de lodo aguanta la presión y temperatura de fondo de pozo hasta cierta profundidad (su composición básica es: agua, bentonita, gelex, soda cáustica, biocida y extendedor.) Una característica principal en este lodo es que utiliza extendedor para un mayor rendimiento de las arcillas dándoles mayor viscosidad al lodo, lo extiende, le da mayor fluidez, se lo utiliza en mínimas cantidades 0,02 lb/Bbl., ya sea a la arcilla Bentonita o de la formación. A mayor profundidad es necesario utilizar reductor de filtrado (Poly Pac), es muy notable que al iniciar la utilización del lodo Cálcico de yeso se tenía un filtrado muy alto y que luego disminuyó debido a que se aumentó la cantidad de Reductor de Filtrado (Soltex y Poly Pac), encapsulador de arcilla para evitar la inhibición de estas. La densidad aumenta progresivamente con la profundidad para contrarrestar las gradientes de presión. El Viscosificante es muy importante que se mantenga ya que es el que ayuda a sacar los recortes hasta superficie. El PH generalmente se lo mantiene entre 9 y 10 para mantener los polímeros y evitar que estos se degraden. En los lodos de yeso el Punto Cedente es más alto que la Viscosidad Plástica, lo opuesto a lo de costumbre. Esto se da para que los recortes puedan salir a la superficie, sino los recortes caen y se produce la decantación. Los valores de la Reología del lodo disminuyen ya que se ven expuestos constantemente a mayores valores de presión y temperatura.

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TABLA 3.4 Reología de Fluido de Perforación FUENTE: YPFB

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3.2.1

Tipo de Lodo de Perforación

Tipo de Lodo

3.2.2

3.3

Tramo

Densidad

Mbbp.

gr/cc

Bentonítico Extendido

0 - 404

1.03 - 1.10

Cálcico - Yeso

404 - 2850

1.12 - 1.18

Lodo de Terminación

™ C.Y. (Cálcico - Yeso)

15.6

™ KCL

1.1

™ F.E. (Fluido de Empaque)

1.00

REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN TABLA 3.5 Revestimientos

•

D. Trepano

Cañería

Longitud

Prof. Zapato

Plg.

Plg.

m.

m.

17

13 3/8

404

402

Sre. Clase A

12 1/4

9 5/8

1810

1802

Sre. Clase A

8 1/2

7

2850

2849

Sn. Martin G

Cemento

CDF en 2825 mbbp.

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100

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3.4

DESVIACIÓN DEL POZO

Se realizó el control de desviación durante la perforación mediante la herramienta Totco cuyas lecturas se presentan en el cuadro siguiente:

TABLA 3.6 Desviación VBR-22A TOTCO

INCLINACIÓN PROFUNDIDAD mbbp. Lectura Nº ºSexagecimal 1

0º 45´

41

2

1º 15´

200

3

2º 15´

404

4

1º 30´

433

5

1º 00´

853

6

1º 00´

1174

7

0º 45´

1457

8

movido

1685

9

0º 45´

1804

10

0º 45´

1833

11

0º 30´

2052

12

movido

2223

13

0º 30´

2258

14

2º 15´

2366

15

3º 00´

2480

16

7º 00´

2850

FUENTE: YPFB

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101

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El pozo mantiene su verticalidad dentro del rango de los 2º 15´ hasta la profundidad de 2366 m. a continuación y hasta la profundidad final aumenta su desviación a un valor de 7º 00´.

3.5

ESTRATIGRAFÍA

La secuencia estratigráfica atravesada es la siguiente:

TABLA 3.7 Estratigrafía Boomerang

Sistema

Terciario

Formación y/o Reservorio

Tope (mbbp)

TVD (m)

Cota Estructural m.s.n.m

Espesor (m)

Yecua

2090

2089.60

-1890,37

445

Petaca

2535

2534.00

-2305,37

131

Petaca “C”

2594

2593.20

-2364,37

72

Yantata

2666

2665.10

-2436,37

137

Ichoa

2802

2800.40

-2802,37

340

Cretácico

FUENTE: YPFB

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102

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3.6

Pruebas de Producción

Los tramos baleados y probados, selectivamente llegaron a las conclusiones siguientes: ƒ

Prueba Nº 1 Reservorio Yantata Tramo: 2734 – 2735 m. nivel acuífero.

ƒ

Prueba Nº 2 Reservorio Yantata Tramo: 2722 – 2723 m. nivel acuífero.

ƒ

Prueba Nº 3 Reservorio Yantata Tramo 2695 – 2708 m. nivel productor. ¾ De condensado en el orden de los 400 BPD y gas con 1600 MPCD.

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  FIG. 3.2 Estado Sub-Superficial, 1995

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Fuente: YPFB

104

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Posteriormente, el 18/04/1997 hasta el 20/05/1997, durante 33 días, se Profundiza el pozo para habilitar la Ar. Sara y optimizar la producción en Yantata, una vez confirmado productor el pozo se procede a la etapa terminación, desde 15/07/1997 hasta 20/11/1997 durante 127 día, es entonces cuando se produce la pesca de la herramienta de empaque de grava debido a problemas mecánicos, después de 68 días de pesca no se logra recuperar la herramienta y se realiza un tapón de cemento a los 2625 metros y se pierden los reservorios Yantata y Sara.

En el año 1998 se realiza una nueva Intervención, donde se balea Tramo 25952599m y desde el mes de Noviembre se comienza a producir de la Ar. Petaca, durante su vida productiva se tubo arena de formación. Se Interviene para limpiar arena y efectuar empaque de grava, pero se tuvo dificultad para sacar el arreglo, así que se tuvo que cortar la tubería y producir a través de esta nueva pesca.

Actualmente el pozo VBR-22A está Cerrado.

A continuación se presenta una gráfica, mostrando el estado sub-superficial del pozo de interés.

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  FIG 3.3 ESTADO SUB-SUPERFICIAL, ACTUAL VBR-22A

FUENTE: REPSOL YPF

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CAPITULO IV 4.4

INGENIERIA PROPUESTA – VIABILIDAD TÉCNICA

SELECCIÓN DEL CAMPO Y POZO

En la aplicación de este proyecto, se tiene como propuesta el pozo Víbora – 22A, pozo que perdió los reservorios Yantata y Sara por pesca de herramienta de empaque y que actualmente se encuentra cerrado por lo que no se perderá volumen de producción alguno durante la aplicación de alguna de las propuestas a estudiar, perteneciente al Campo Víbora siendo este uno de los principales campos productores del Bloque Boomerang. 4.4.1 Datos generales del Campo Víbora (VBR) El campo Víbora, con una extensión de más de 4 hectáreas, ubicado a 143 Km. al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz, Bolivia, y ubicado en el extremo oeste del grupo de campos que conforman el Boomerang, a aproximadamente 10 Km., de la frontera de Cochabamba.

FIG. 4.1 Mapa de ubicación del Campo Víbora

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En el año 1996, el reservorio Sara de los Campos Víbora y Yapacaní, tenía caudales de 200 a 250 Bbl/día/pozo. El campo Víbora solía ser el mayor productor de gas condensado con un promedio de 4069 Bbl / día de líquidos, y 52 millones de pies cúbicos / día de gas. En las tablas a continuación se presentan los volúmenes de producción tanto de gas como de petróleo por día del campo Víbora hasta el año 2005.

Tabla 4.1 Producción de gas natural

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Tabla 4.2 Producción de petróleo

El volumen de producción bruta actual del campo Víbora es de 0.77 MM MCD de gas, y de 576 Bbl/día de condensado.

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109

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4.4.2 Ubicación del Pozo El pozo Víbora 22A, pozo de desarrollo, perteneciente a este campo, cuyas coordenadas son: Coordenadas UTM en superficie: X = 363.729.32 Y = 8`111.019.38 Zt = 224.33 m.s.n.m. Asr. = 5.25m (altura de la boca del pozo a la mesa rotaria) Zsr.= 229.63 m.s.n.m.

4.5

ROP Víbora vs. ROP Ingre

A continuación se presentan unos datos que demuestran y confirman el alto grado de perforabilidad mediante los Bit Record de dos zonas diferentes, en el bloque boomerang, específicamente en el Campo Víbora realizando una comparación con un pozo del sur del país. 4.2.1 Bit Record – Campo Víbora En este campo, ubicado en el Bloque Boomerang se han dado los siguientes parámetros récord de perforación en metros:

Mtge.

ROP

0 0 MIN AVERAGE 88,31072 2,873798 372,7704 6,621144 MAX

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TABLA 4.3 BIT RECORD

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FUENTE: Smith Bits

111

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  FIG. 4.2 Máximo Perforado

FIG. 4.3

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ROP

112

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4.2.2 Informe de Trépano – Campo Ingre En este campo, ubicado en el bloque Ingre que está en territorio chuquisaqueño se tienen los siguientes parámetros récord perforación en metros:

MIN AVERAGE MAX

FIG. 4.4

Mtge.

ROP

0 136,7 507

0 1,17 2,07

Máximo Perforado

DRILLED

507

Meters (m)

600 400 136,7 200

0

0 MIN

AVERAGE

MAX

  FIG.4.5 ROP

ROP

2,07

ROP (m/hr)

2,5 2

1,17

1,5 1 0,5

0

0 MIN

AVERAGE

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MAX

113

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TABLA 4.4 BIT RECORD

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FUENTE: Smith Bits

114

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4.3

Escenarios para drenar Reservorios Sara y Yantata aprovechando el pozo VBR – 22A

Se tiene el interés de perforar hasta este reservorio ya que Sara tiene potencial de producción, las reservas al 31/12/2007

de 36 Bpc de gas y 745 KBbl de

condensado. Las operaciones sin equipo realizadas en 2006 y 2007 en los pozos VBR-18L y VBR-19L (aún con las limitaciones operativas; baleo con 1 11/16”-

9 gr.)

demuestran el potencial de este reservorio. Hoy los 2 pozos producen 7.5 Mpcd (20% de la producción del campo). En la actualidad solo 4 pozos producen de este reservorio, 2 de los cuales fueron recientemente intervenidos. El factor de recuperación actual de este reservorio es de 48% en gas y 14% en líquido.

YANTATA

SARA

Tope 2650 Base 2783 Tope 3470 Base 3800

Conforme al estado sub-superficial actual del pozo de interés, VBR – 22A, se estudian diversos escenarios para intentar drenar del reservorio Sara y Yantata respectivamente:

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 117

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  FIG. 4.6 Estado actual VBR – 22A

1) Operación de Pesca de la Herramienta. 2) Dos opciones de sidetracking.

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 118

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4.2.1 OPERACIÓN DE PESCA El intento de realizar la pesca de la herramienta de empaque de grava ya se la realizo posterior a la profundización del pozo en el año 1997. La operación de pesca de la herramienta se la realizó durante 68 días, al culminar esta sin éxito se efectúa tapón de cemento (tope 2625 m.) Posteriormente, en el año 1999 durante la vida productiva del VBR – 22A, al drenar de la Ar. Petaca, tramo 2595 - 2599m, se produce una nueva pesca (corte químico 2333.7 m) debido a la imposibilidad de intentar sacar el arreglo final para realizar limpieza de la arena de formación, es entonces cuando se decide cortar la tubería y producir a través de esta.

Fig. 4.7 Pozo con 2 pescas

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 119

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Por lo tanto se descarta la aplicación de esta técnica para lograr rehabilitar el VBR – 22A y así llegar a los objetivos propuestos. 4.2.2 OPCIONES DE SIDETRACKING Se consideran dos opciones de sidetrack a diferentes profundidades y diámetros de agujeros para desviar el agujero en torno a la pesca superior, de los cuales se espera producir aproximadamente: SARA:

3 MMPCD Gas y 50 BblD Condensado

YANTATA:

1,5 MMPCD Gas y 30 BblD Condensado

4.2.2.1

SIDETRACK - OPCIÓN I

4.2.2.1.1 Base de Datos del Pozo Nombre Pozo

: VBR – 22A ST1

Bloque

: Boomerang

País

: Bolivia

Clasificación Pozo

: Desarrollo

Objetivo

: Primario: Sara ; Secundario: Yantata

Coordenadas Ubicación Superficie

: X: 363.729.32

Profundidad Sidetrack

: +/- 2220m PM

Total Depth

: 3700m PM

Programa de Casing

: 5”, 15Lb/ft, N-80

Y: 8`111.019.38

Z: 224.33 m

Dry Hole EF Días AFE Costo

26 Días : $us. 2,810,800

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 120

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4.2.2.1.2 Acondicionamiento del Pozo ACONDICIONAMIENTO DE POZO 1 2 3 4 5 6

Ahogar el Pozo Apartar arbolito y colocar BOP´s Recuperar arreglo Actual Aislar niveles inferiores con tapón mecánico Preparar pozo antes de abrir ventana Abrir ventana en cañería de 7" Total Total + Contingencias

Días 3 1 1 0,5 2 3 10,5 11,5

Costo Contingencia M$us 180 10% 14 20 20 100 300 634 697,5

4.2.2.1.3 Resumen de Operación El VBR – 22A ST1 es un pozo re-entry el cual será perforado desde el pozo original VBR – 22A, el VBR – 22A tiene una zapata de casing de 7” a los 2809 mPM. El pozo fue completado con un arreglo de 2 7/8”, un filtro de arena y un packer asentado a los 2316 metros. Este arreglo de completación será extraído del pozo. Se aislarán niveles inferiores con tapones y se realizarán registros para verificar el estado de la cañería de 7”, así también registros para verificar el aislamiento y el estado de cementación. Se realizará cementación forzada. Se frezará una ventana en el casing de 7” para desviar el pozo. El pozo está diseñado para penetrar las formaciones Yantata y Sara. La profundidad total anticipada será de 3700 mPM que proporcionará los medios necesarios para correr cables de registros eléctricos para una evaluación de formación efectiva. El pozo será desviado desde un KOP ubicado a +/- 2200 mPM a una Inclinación y Azimuth predeterminada. Para perforar el tramo de 6”, se correrá un arreglo direccional conformado por un motor de 4 ¾” con un MWD, sensores Gamma Ray y trépano PDC o Tricónico. En este tramo se requieren tuberías de perforación y HWDP de 3 ½”.

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 121

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Una vez llegado al objetivo de los 3700 metros el pozo será revestido con Liner de 5” en preparación para posteriores operaciones de completación. TABLA 4.5 Diseño de casing Fase

Superficial Intermedia Producción Liner

Diámetro del Agujero

Profundidad

Cañería

Peso del Lodo

Pulgadas

Metros

Pulgadas

ppg

17 1/2 12 1/4 8 1/2 6

402 1802 2849 2220 - 3700

13 3/8 9 5/8 7 5

9 9,8 9,2 9,2

Tipo de Lodo

Base Agua Base Agua Base Agua Base Agua

4.2.2.1.4 Esquema de Sidetrack Propuesto

FIG. 4.8 Opción I

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  FIG. 4.9 Programa, Sidetrack I

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4.2.2.1.5 Análisis de Riesgos Durante la planificación del programa de perforación del sidetrack se deben tomar en cuenta los riesgos o posibles problemas que se pueden presentar ya sea antes, durante o después de la perforación del pozo. En el presente caso se encontraron los siguientes posibles problemas: Ž La dificultad para lograr extraer el arreglo actual del pozo. Ž Posibilidad de mala adherencia del cemento. Ž Al momento de separarse del pozo de origen, se tendrán altos ángulos en el sector de la Fm. Yantata, lo cual dificultaría las posteriores operaciones de completación. Ž El riesgo principal de esta opción de desvío es la de lograr perforar un total de 1480 metros con trépano de 6” atravesando zonas de diferentes presiones de formación con problemas: ƒ

De control del pozo, exponiendo al operador a riesgos indebidos y a costos excesivos.

ƒ

Pérdida de circulación y costos superiores a los previstos.

ƒ

Problemas de estabilidad del agujero, pegas de tubería, daño de formación, y corridas innecesarias de revestidores.

Obligando al perforador a bajar prematuramente el Casing Liner de 5 “sin haber llegado al objetivo principal (Sara) de 3700m.

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4.2.2.2

SIDETRACK - OPCIÓN II

4.2.2.2.1 Base de Datos del Pozo

Nombre Pozo

: VBR – 22A ST2

Bloque

: Boomerang

País

: Bolivia

Clasificación Pozo

: Desarrollo

Objetivo

: Primario: Sara ; Secundario: Yantata

Coordenadas Ubicación Superficie

: X: 363.729.32

Profundidad Sidetrack

: +/- 1750m PM

Profundidad Total

: 3700m PM

Programa de Casing

: 7”, 26Lb/ft, N-80

Y: 8`111.019.38

Z: 224.33 m

;

5”, 15Lb/ft, N-80

Dry Hole AFE Días AFE Costo

35 días : $us. 3,703,400

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4.2.2.2.2 Acondicionamiento del Pozo ACONDICIONAMIENTO DE POZO 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Ahogar el Pozo Apartar arbolito y colocar BOP´s Recuperar arreglo Actual Aislar niveles inferiores con tapón mecánico Trabajos previos para recuperar cañería de 7" Si verifica cañería de 7" libre, cortar y recuperar Aislar niveles inferiores con tapón mecánico Preparar pozo antes de abrir ventana Abrir ventana en cañería de 9 5/8" Total Total + Contingencias

Días 3 1 1 0,5 2 3 0,5 2 3 16 17

Costo Contingencia M$us 180 10% 14 20 20 200 200 50 150 300 1134 1247,4

4.2.2.2.3 Resumen de Operación El VBR – 22A ST2 es un pozo re-entry el cual será perforado desde el pozo original VBR – 22A, el VBR – 22A tiene una zapata de casing de 7” a los 2809 mPM. El pozo fue completado con un arreglo de 2 7/8”, un filtro de arena y un packer asentado a los 2316 metros. Este arreglo de completación será extraído del pozo. Se aislará niveles inferiores con tapones y se verificará un punto libre en cañería de 7”,

se procederá a cortar y recuperar esta cañería. Se realizarán

registros para verificar buen aislamiento por de tras de la cañería de 9 5/8” así también registros de corrosión y desgaste de dicha cañería. Se realizará cementación forzada para un buen aislamiento. Se frezará una ventana en el casing de 9 5/8” para desviar el pozo. El pozo está diseñado para penetrar las formaciones Yantata y Sara. Se perforará tramo de 8 ½ hasta los 3100mPM y se bajará cañería de 7” para aislar la formación Yantata. Se continuará con la perforación del tramo de 6” hasta 3700Mpm y se bajará Liner de 5” para cubrir la formación Sara. La profundidad total anticipada será de 3700 mPM que proporcionará los medios necesarios para correr cables de registros eléctricos para una evaluación de formación efectiva.

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El pozo será desviado desde un KOP ubicado a +/- 1750 mPM a una Inclinación y Azimuth predeterminada. Para perforar tramo de de 7” se correrá un arreglo direccional conformado por motor de fondo de 6 ½” con un MWD, sensores Gamma Ray y trépano PDC o Tricónico. En este tramo se requieren tuberías de perforación y HWDP de 5”. Para perforar el tramo de 6”, se correrá un arreglo direccional conformado por un motor de 4 ¾” con un MWD, sensores Gamma Ray y trépano PDC o Tricónico. En este tramo se requieren tuberías de perforación y HWDP de 3 ½”.

Fase

Superficial Intermedia Producción Liner

Diámetro del Agujero

Profundidad

Cañería

Peso del Lodo

Pulgadas

Metros

Pulgadas

ppg

17 1/2 12 1/4 8 1/2 6

402 1802 1750 - 3100 3700

13 3/8 9 5/8 7 5

9 9,8 9,2 9,2

Tipo de Lodo

Base Agua Base Agua Base Agua Base Agua

TABLA 4.6 Diseño de Casing

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4.2.2.2.4 Esquema de Sidetrack Propuesto

FIG. 4.10 Opción II

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  FIG. 4.11 Programa, Sidetrack II

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4.2.2.2.5 Análisis de Riesgos Durante la planificación del programa de perforación del sidetrack se deben tomar en cuenta los riesgos o posibles problemas que se pueden presentar ya sea antes, durante o después de la perforación del pozo. En el presente caso se encontraron los siguientes posibles problemas: Ž La dificultad para extraer el arreglo actual. Ž Posible cañería de 7” aprisionada y por lo tanto la imposibilidad de recuperación de la misma. Ž Posible mal estado de cañería de 9 5/8” debido a la corrosión lo cual obligaría a abandonar el proyecto. Ž Posible mal aislamiento de la cañería de 9 5/8” aumentando los días de operación en trabajos de reparación del cemento. Ž Debido a que la ventana se la fresará a los +/- 1750 metros, obliga a bajar cañería de 7” en 3100m., para continuar perforando con trépano de 6” hasta los 3700 y bajar Liner 5”. Ž Si los trabajos previos hasta abrir ventana sobrepasan los 17 días se estará igual que perforar un pozo nuevo hasta esa profundidad.

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CAPITULO V

ANALISIS ECONOMICO

Establecida la viabilidad técnica del proyecto, en función de las diferentes alternativas analizadas, es imprescindible determinar una previsión con respecto a la viabilidad económica del mismo, ya que ambas viabilidades demostradas, justificarán la ejecución del mismo en base a la alternativa elegida, y la correspondiente inversión a realizarse; obteniendo posteriormente, la recuperación de la misma y los beneficios económicos correspondientes. El análisis se enfoca en el cálculo del beneficio económico que se logrará una vez recuperada la inversión, al incorporar un nuevo pozo a la producción de gas y condensado, lo que implica un nuevo programa de ventas y de ingresos para la empresa. Será necesario determinar el ingreso incremental de la empresa en función de la capacidad de producción nueva del pozo y la inversión que se ha realizado en su perforación. Por lo tanto, se necesita determinar: (a) La inversión

que implica el proyecto en función de la alternativa que

resulte elegida. (b) Los ingresos incrementales, provenientes de la venta del hidrocarburo producido y comercializado. (c) Aplicar el criterio de evaluación para un estado de régimen, para evaluar el proyecto y así, determinar la viabilidad económica del mismo, en función de su rentabilidad y traduciendo la misma en el cálculo del periodo de recuperación de la inversión o Capital (PRC).

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5.1.

Análisis de Inversiones en función de las alternativas técnicamente determinadas y propuestas

Las alternativas técnicas planteadas y las inversiones que implican cada una de ellas son las siguientes:

5.1.1. Recuperación de la herramienta entrampada en el pozo actual

La recuperación de la herramienta ha sido técnicamente descartada, al ser imposible la misma ya que existe un doble entrampamiento, razón por la que no se realiza ninguna consideración económica. Esta alternativa, suponía la extracción de la herramienta vía intervención, conocida como acondicionamiento del pozo.

5.1.2. Aplicación de la Técnica Sidetracking 1

La aplicación del Sidetracking 1, se realizaría en un tiempo de total de 38 días incluyendo contingencias del 10% y supondría un costo total de: ™ Acondicionamiento del pozo

$us.

™ Sidetracking 1

$us. 2,810,800.-

™ Total

$us. 3,508,300.-

697,500.-

5.1.3. Aplicación de la Técnica Sidetracking 2

La aplicación del Sidetracking 2, se realizaría en un tiempo total de 52 días incluyendo contingencias del 10% y supondría un costo total de. ™ Acondicionamiento del pozo

$us. 1,247,400.-

™ Sidetracking 2

$us. 3,703,400.-

™ Total

$us. 4,950,800.-

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5.1.4. Perforación de un nuevo Pozo

La perforación de un pozo nuevo, se realizaría en un tiempo de 50 días y supondría una inversión nueva de: ™ Perforación de un Pozo nuevo $us. 5,000,000.-

5.2.

PRESUPUESTO DE INGRESOS

El presupuesto de los ingresos se determina en función del volumen producido por año por Sara y Yantata y, el precio unitario de venta del gas natural y del condensado a la fecha del análisis, dándonos el siguiente resultado: Producción de gas

4.5 MM PCD

Producción de condensado 80 BBLD Precio del gas

1.04 $us/MM BTU

Precio del condensado

27 $us/BBL

5.2.1. Ingresos por concepto de gas •

4.5 MMPC(GN) x 1,000 BTU/1 PC(GN) = 4,500 MMBTU

•

1.04 $US/MMBTU x 4,500 MMBTU = 4,680 $US/día

•

4,680 $US/día x 365 días = 1,708,200 $us/año

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5.2.2. Ingresos por concepto de condensado •

80 BBL/día x 27 $us/BBL = 2,160 $US/día x 365 días = = 788,400 $us/año

5.2.3. Ingresos Totales ¾ (1,708,200 + 778,400) $us/año = 2,496,600 $us/año

5.3.

EVALUACION ECONOMICA

Para la evaluación económica del proyecto, se toma como base la proyección de los ingresos provenientes de la venta del nuevo volumen almacenado y comercializado al régimen actual.

Así mismo, se debe considerar la inversión realizada para el fin señalado.

5.3.1. CRITERIO DE EVALUACION ADOPTADO

El criterio adoptado para la evaluación económica del proyecto, de acuerdo a los parámetros de la empresa operadora, es el correspondiente al periodo de recuperación del capital (PRC), aplicado a la alternativa técnicamente elegida, que es la de la perforación de un pozo nuevo.

CALCULO: ¾ Ingresos anuales: 2,496,600 $us/año Inversión Total (Pozo Nuevo): $us. 5,000,000 $us

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CALCULO PERIODO DE RECUPERACION DEL CAPITAL

PRC = 5, 000,000 $us / 2, 496,600 $us/año = 2 años

La inversión total que supone la perforación de un pozo nuevo, será recuperada en dos años.

A partir del tercer año en que ya se ha recuperado la inversión y para un tiempo de producción de tres años en que no existirá aun declinación, se lograrán utilidades netas de: 7, 489,800 $us.

A partir del sexto año, comenzará la declinación gradual, estimándose la producción hasta 15 a 20 años.

Conclusión: La empresa estima como periodo aceptable de recuperación de la inversión el de dos años. Por lo tanto, el proyecto cubre dicha exigencia en demasía, por lo que se justifica y se recomienda su ejecución, bajo la perspectiva económica.

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CAPITULO VI 6.1

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES ƒ

Según al estudio realizado se puede concluir que la aplicación de Pesca de las herramientas en el pozo VBR – 22A, no es viable tanto de manera técnica como económica.

ƒ

Mediante el estudio para la aplicación de la técnica del Sidetrack en el pozo VBR – 22A a diferentes profundidades y diámetros de agujeros, se llegó a la conclusión de que el Sidetrack es viable técnicamente pero que existen muchos riesgos internos asociados a dicha aplicación que pueden elevar los costos e incluso llegar a provocar pérdidas, por lo tanto la perforación de un nuevo agujero no se la realizará de manera segura.

ƒ

Se ha demostrado el buen grado de perforabilidad o alto ROP existente en el Bloque Boomerang mediante una correlación entre Bit Récords de diferentes pozos de diferentes Bloques.

ƒ

Se concluye que, en campos maduros, perforar un sidetrack en un pozo existente es a menudo más rentable que perforar un pozo nuevo, pero no así en todos los casos.

ƒ

Seleccionada la alternativa de perforación de un pozo nuevo, que implica una inversión de $us. 5,000,000; se ha determinado que el proyecto es altamente rentable para la empresa y tiene un acelerado periodo de recuperación del capital, siendo por lo tanto, viable económicamente.

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6.2

RECOMENDACIONES ƒ

Se recomienda analizar lo descrito a lo largo del estudio realizado para la selección del pozo a desviar.

ƒ

Debido al: 9 Elevado nivel de riesgos que se encontraron durante el estudio realizado. 9 Al potencial hidrocarburífero que se tiene en la zona. 9 Al alto grado de perforabilidad existente en el bloque Boomerang.

Se recomienda la perforación de un pozo nuevo en las proximidades del Pozo VBR – 22A, el cual tiene menos riesgos para llegar al objetivo principal.

En definitiva, se recomienda la ejecución del proyecto propuesto, por su viabilidad técnica y económica.

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BIBLIOGRAFÍAS

¾ Raymond de Verteuil and Iain McCourt, Schlumberger: “Introduction to Directional Drilling”, USA, Created 1998, reviewed 2001. ¾ H. Bazzara, P. Boscato,D. Breuer, A. Solano, A Miguel, D. Legaz: “Diferentes situaciones durante la perforación”, Agosto de 1998. ¾ Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky SealeSmith International Inc.: “Sidetracking and Drilling One Trip-Case Histories and Economical Analisys”, March 27-29, 2001 ¾ Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky SealeSmith International Inc.: “Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis.” Presented at the AADE 2001 National Drilling Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001. ¾ Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky SealeSmith International Inc.: “Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis.” Presented at the AADE 2001 National Drilling Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001. ¾ Patent Application Publication: “Milling system and method of milling”, April 24, 2008 ¾ United Status Patent: “Whipstock Assembly and Method of Manufacture”, April 8, 2008 ¾ Leonordo Ritorto, Edmonton Alberta and Dave L. Heinley: “One trip milling system” , United States Patent, USA, Oct, 16 – 2001 ¾ Schlumberger: “Casing Collar Locator”, Realizado Agosto 2004

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