Post on 12-Nov-2021
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CMP16-619
Aplicación de perforación con piloto corto teniendo información en
tiempo real cercano a la barrena
Emmanuel Riveroy Pérez, Petróleos Mexicanos, emmanuel.riveroy@pemex.com
Resumen
Actualmente para la perforación de pozos petroleros es muy común realizar diseños
de sarta donde utilizamos registros en tiempo real y ampliadores, pero el común de
estos diseños para la perforación es colocando el ampliador generalmente entre 35-
50 m de distancia a la barrena (piloto largo), obligándonos a tener que realizar un
viaje adicional con una sarta que tenga el ampliador lo más cercano a la barrena
para ampliar el agujero piloto. A continuación les presento los resultados de la
perforación de la sección 12 ¼” x 14 ¾” con piloto corto y registrando en tiempo real
en el pozo exploratorio “Pemex 1” localizado en el Golfo de México así como los
beneficios de ésta aplicación.
Introducción
Hoy en día el desarrollo de proyectos para la perforación de pozos petroleros tiene
como factor importante para la aceptación del mismo los costos que esto implica, por
tanto debemos de buscar mecanismos y desarrollos tecnológicos que nos permitan
lograr mayor eficiencia operativa reduciendo los costos.
Desde hace varias décadas en la perforación de pozos petroleros, hemos venido
utilizando herramientas de registros en tiempo real, así como herramientas de
ampliación y de forma paralela han venido cada uno desarrollando su tecnología
hasta poder disponer hoy en día de registros nucleares, radioactivos y resistivos así
como una amplia variedad de sistemas de ampliación, ya sean hidráulicos o
mecánicos.
Actualmente para la perforación de pozos de desarrollo o exploratorios es muy
común realizar diseños de sarta donde utilizamos ambas tecnologías, registros en
tiempo real y ampliadores, pero el común de estos diseños para la perforación son
colocando el ampliador por arriba de las herramientas de registros (piloto largo),
generalmente entre 35-50 m de distancia a la barrena (Fig. 1) debido a factores como
comunicación de las herramientas y mecanismo de activación del ampliador, lo que
nos obliga a tener que realizar un viaje adicional con una sarta que tenga el
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ampliador lo más cercano a la barrena (piloto corto) para ampliar el agujero piloto, lo
que implica aumento en el tiempo y costos del proyecto pozo.
Fig. 1. Diseño convencional de sarta de perforación con piloto largo
Implicaciones de perforar ampliando con piloto largo
Se incrementa el tiempo en el programa de perforación al hacer un viaje
adicional para ampliar el agujero piloto.
Mayor incertidumbre en la secuencia litológica recuperada y analizada al
perforar y ampliar simultáneamente con alrededor de 40 m de diferencia.
Derivado de la separación antes mencionada, se llega a presentar choques y
vibraciones por la interacción barrena y ampliador al perforar diferente
formación.
Al ampliar el agujero piloto, se tiene el riesgo de desconexión en algún
componente de la sarta debido al torque reactivo y a no tener apoyo en la
barrena.
Fatiga del ensamble de fondo por choques y vibraciones al ampliar el pozo
piloto.
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Retos de diseño de sartas con piloto corto
Necesidad de ampliaciones del pozo para cumplir con el programa de
revestimiento del pozo.
Tener información de registros del pozo lo más cercano a la barrena para
tomar decisiones oportunas.
Mejorar las condiciones del pozo para incrementar la efectividad de la
cementación, siendo de mayor impacto en diámetros reducidos.
Minimizar choques y vibraciones de la sarta.
Obtener los registros de las herramientas en tiempo real y con buena calidad.
Tener ampliadores que permitan la transmisión de la información.
Tecnología que nos permita tener información de los sensores cercanos a la
barrena en tiempo real.
Trabajos realizados con éste diseño
En la sonda de Campeche en el Golfo de México, se tiene registrado como el primer
pozo que se perfora con éste tipo de diseño, por lo que los resultados obtenidos son
de gran valor para aplicaciones futuras y continuar incrementando el desarrollo de
nuevos procesos en la perforación de pozos petroleros.
Consideraciones de diseño
Necesidad de una configuración de sarta de ampliación con piloto corto
Antena para transmitir (enviar) la información de los sensores del sistema
rotatorio al MWD
Ampliador estabilizador para minimizar las vibraciones de la sarta
Distribución óptima para mitigar ruido en la herramienta de registro sónico
Hidráulica óptima para asegurar funcionamiento de ampliador y estabilizador
hidráulico
Hidráulica para asegurar la limpieza del pozo
Simulaciones de modelador dinámico mediante análisis de elemento finito
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Desarrollo
A continuación, les presentamos los resultados de la perforación de la sección 12 ¼”
x 14 ¾” en el pozo exploratorio Pemex 1, localizado en el Golfo de México (Fig. 2),
así como los beneficios de ésta aplicación para el desarrollo de proyectos en
perforación de pozos petroleros.
Fig. 2 Localización del pozo Pemex 1
El objetivo de la sección 12 ¼” x 14 ¾” fue perforar verticalmente (Fig. 3), y aislar la
zona de alta presión con un liner intermedio de 11 7/8” a 4230 m, permitiendo en la
siguiente etapa utilizar fluido de menor densidad sin problemas de tener algún brote
o manifestación del pozo.
Los riesgos más altos para ésta etapa en particular, de acuerdo al análisis y
experiencia, son un brote o manifestación del pozo y un atrapamiento de la sarta. El
primero como ya mencionamos anteriormente es porque vamos atravesar la zona de
alta presión, y el segundo riesgo alto que es tener una pérdida parcial o pérdida total
de circulación, y es debido a pasar de una zona de alta presión a una de baja
presión (un cambio de gradiente de formación), lo que puede provocar atrapamientos
de la sarta de perforación por decantación de los recortes y traer consecuencias
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como side track, TR de sacrificio, ventanas, etc., lo que implica un incremento en los
tiempos y costos del proyecto.
Fig. 3 Trayectoria del pozo al finalizar la etapa
La etapa se perforó con barrena PDC 12 ¼” con sistema rotatorio (con sensor de
inclinación y GR cercanos a la barrena, 2.14 m), ampliador hidráulico ajustado a 14
¾” (piloto corto 4.69 m de la barrena), registrando en tiempo real con herramientas
LWD-MWD y sónico, además de un estabilizador hidráulico ajustado a 14 1/2” (Fig.
4). Es importante mencionar que esto fue posible con la aplicación de una
herramienta que permite la transmisión de información y comunicación del sistema
rotatorio hacia la herramienta MWD vía inalámbrica rodeando el ampliador sin
necesidad de utilizar herramientas cableadas, por lo tanto, esto permitió colocar el
ampliador lo más cerca de la barrena para tener una configuración de piloto corto y
asegurar la comunicación con herramientas direccionales al mismo tiempo que la
toma de información en tiempo real.
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Fig. 4 Diseño de sarta con piloto corto utilizado para la perforación
Para el diseño de la sarta se utilizó un estabilizador hidráulico ajustado a 14 1/2” para
minimiza los choques y vibraciones en la sarta, debido a que en trabajos anteriores
se habían presentado varios casos como degollamiento, desgaste prematuro en
estructuras de corte, falla de herramientas de fondo (MWD, LWD o sónico por
ejemplo), que luego de hacer el análisis causa raíz, se encontró que un causante de
éste problema eran los altos valores de choques y vibraciones de la sarta.
Distancia del sensor a la
barrena (m)
Sónico 32.75
MWD 25.05
LWD 17.18
Antena 11.33
Dirección e
inclinación 2.39
Rayos gama 2.14
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Resultados
La perforación de la etapa 12 ¼” x 14 ¾” del pozo exploratorio Pemex 1 se logró sin
problemas ni eventos que evitaran cumplir con el programa de diseño de perforación,
siendo notable el resultado de disminuir el tiempo programado en un 37% (fig. 5), lo
que en términos económicos equivale a reducir en 35% solamente en costos por el
equipo de perforación.
Fig. 5 Gráfica de avance del pozo
Para la barrena y ampliador se tenía programado 256 horas de rotación, resultando
al final de la etapa un record de 1911 m perforados en 168 horas (Fig. 6), lo que nos
dio un ritmo de penetración (ROP) de 11.37 m/hr, mayor al programado que era de 7
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m/hr.
Fig. 6. Horas programadas de la barrena contra real
Durante la perforación se registraron valores bajos de choques y vibraciones (Fig. 7a
y 7b), lo que contribuyó al buen ritmo de penetración.
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Fig. 7a
Fig. 7b
Al finalizar la perforación de la etapa, se tomó el registro de geometría de pozo (Fig.
8), arrojando el diámetro promedio de 14.90”, muy cercano al diámetro del ampliador
que es de 14.75”, demostrando que prácticamente quedó el pozo a calibre del
ampliador. Por último, se metió liner 11 7/8” con equipo de flotación y conjunto
colgador soltador 11 7/8“ x 13 5/8” a fondo (4210 m), donde realizó la cementación
de la misma con éxito.
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Fig. 8 Registro de geometría del pozo
Conclusiones
Para la perforación de pozos exploratorios y hasta en los de desarrollo, es necesario
llevar un seguimiento detallado de las geopresiones, propiedades del fluido de
perforación, litología, parámetros de perforación, etc., que nos permita
oportunamente calibrar los modelos de las diferentes áreas de especialistas en
perforación y poder tomar decisiones para ajustar el programa y así cumplir en
tiempo y forma con el proyecto pozo, lo que para exploración le permitirá incorporar
sus reservas y en desarrollo de campos incrementar la producción de petróleo. Ahora
bien, si implementamos tecnología que nos permita incrementar la eficiencia
operativa y maximizar la toma de información en tiempo real, es de valiosa ayuda
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para además de ajustar el diseño programado del pozo, nos permite ir caracterizando
el campo.
Con este diseño de sarta de perforación novedoso con piloto corto y tomando
información en tiempo real, se puede concluir que:
Reducimos el tiempo en la perforación de un pozo debido a que evitamos un viaje
adicional para ampliar el agujero piloto con una sarta convencional.
Podemos tener información de registros geofísicos de buena calidad, sin ser
afectados por ruidos causados por los componentes de la sarta misma.
Se minimiza el problema comúnmente observado de choques y vibraciones.
Optimizamos las condiciones para realizar operaciones de introducción y
cementación de TR.
Al llevar el ampliador cercano a la barrena (4.69 m), nos brinda mayor certeza de
perforar y ampliar la misma formación.
Permite tener la transmisión de información y comunicación con el sistema rotatorio
vía inalámbrica, sin necesidad de cables en el ampliador u otros componentes de la
sarta.
Permitió cumplir con la trayectoria programada.
Los resultados de estabilidad de la sarta, dio la pauta para programar la aplicación de
un estabilizador hidráulico en futuros pozos.
Es importante realizar el análisis para probar éste diseño de sarta en etapas del
mezosoico, ya que se utilizó en el cenozoico donde las características de la
formación son muy diferentes.
Permite tomar decisiones oportunas ya que tenemos información en tiempo real con
sensores de rayos gama, resistividad, dirección del pozo, etc., cercanos a la barrena.
Los resultados obtenidos son de gran valor para el diseño de aplicaciones futuras y
continuar incrementando el desarrollo de nuevos procesos en la perforación de
pozos petroleros.