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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

PARA EL DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN DE

POZOS HORIZONTALES

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por la Br. Mendoza L. Wilmary A

Para optar al Título

de Ingeniera de Petróleo

Caracas, Febrero 2012

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA EL

DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN DE POZOS

HORIZONTALES

TUTOR ACADÉMICO: Prof. Pedro Díaz

TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Asdrúbal Gamboa

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por la Br. Mendoza L. Wilmary A.,

Para optar al Título

de Ingeniera de Petróleo

Caracas, Febrero 2012

DEDICATORIA

iii

DEDICATORIA

A DIOS, por darme la oportunidad de tener la familia que tengo, y darme

la salud y sabiduría para poder lograr todas las metas que me he

planteado hasta hora.

A MIS ABUELOS, por siempre inculcarme los principios y valores

humanos que se deben tener en la vida, además de ese cariño tan especial

que sólo ustedes saben dar.

A MIS PADRES, por todo su amor y apoyo incondicional, teniéndome

paciencia en los momentos que lo he necesitado.

A MI HERMANA, por intentar comprenderme en todo momento aun que

no entendiera mucho del tema.

A MI NOVIO, por estar conmigo a lo largo de toda esta etapa,

compartiéndola y apoyándome, se que sin ti las cosas se me hubiesen

hecho más complicadas, y por que de ahora en adelante vamos a seguir

compartiendo nuestras vidas juntos…

Finalmente a MI, por mi dedicación y esfuerzo, por no dejarme vencer por

los altibajos presentes, y poder cumplir con mi meta deseada ser Ingeniero

de Petróleo…!!!

WILMARY ALEJANDRA MENDOZA LOPE

AGRADECIMIENTOS

iv

AGRADECIMIENTOS

A la Universidad Central de Venezuela, “La casa que vence las sombras”,

por permitir formarme como profesional en sus aulas y por darme el orgullo de

siempre poder ser llamada UCEVISTA!

Al Ing. Asdrubal Gamboa, actual Gerente de Unidad de Negocios de

Weatherford Latín América, por darme la oportunidad de realizar mi Trabajo

Especial de Grado dentro de su equipo de trabajo.

A la Ing. Betcy Maraguacare, quien me brindó su confianza y paciencia, y

además dedico tiempo para enseñarme parte de sus cocimientos.

Al Ing. Cesar Berdugo, actual Gerente de Operaciones de Campo de

Weatherford Latín América, por dame su confianza y apoyo durante la

realización de mi Trabajo Especial de Grado. A todo el personal que

conforma Drilling Services, que labora en Weatherford Latín América,

especialmente José Torres, con quien tuve la oportunidad de aprender y

compartir a lo largo del tiempo que duró mi trabajo.

A Edgar Fuenmayor, mi compañero de tesis por tenerme toda la paciencia

del mundo.

A mi tutor académico Ing. Pedro Díaz, por su buena disposición al

brindarme el apoyo y la asesoría tanto técnico como no técnica en lo

referente al desarrollo del Trabajo Especial de Grado.

A mi familia, por estar allí siempre para mi, y ofreciéndome todo su cariño y

atención. A mi novio, por siempre estar conmigo no dejándome de caer.

WILMARY ALEJANDRA MENDOZA LOPEZ

RESUMEN

v

Mendoza L., Wilmary A.,

DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

PARA EL DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN DE

POZOS HORIZONTALES

Tutor Académico: Prof. Pedro Díaz. Tutor Industrial: Ing. Asdrúbal Gamboa.

Tesis. Caracas. U.C.V Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería de Petróleo.

Año 2012, 149 pp.

Palabras Clave: Parámetros de Operación, Herramienta Computacional,

Perforación, Base de datos, Sarta de Perforación.

Resumen. El presente trabajo de investigación tiene como objetivo el desarrollo de

una herramienta computacional que permita compilar las mejores prácticas

operaciones de la compañía Weatherford Latín América división Oriente, a fin de

lograr un diseño de sarta de perforación que permita optimizar el tiempo y costos

asociados a dicha actividad para pozos horizontales en la Faja Petrolífera del Orinoco,

para ello se tomaron como referencia un grupo de pozos perforados por la compañía

en el oriente del país, de los cuales se tomaron en cuenta sólo aquellos que se

encontraban en la zona de estudio y en su adyacencias. Se definieron y evaluaron un

conjunto de parámetros estáticos, dinámicos, asumibles y calculables, tales como:

diámetro del hoyo, profundidad inicial medida, profundidad vertical verdadera, entre

otros; los cuales permitieron realizar la escogencia de las configuraciones de sartas

exitosas de acuerdo a las fases (hoyo intermedio u hoyo de producción) de

perforación del pozo, estas conforman la base de datos utilizada por la herramienta

computacional, así mismo se realizó una comparación del uso del motor de fondo con

el sistema de rotación continua (RSS) la cual no fue concluyente debido a la poca

experiencia que se tiene con el uso de RSS. Seguidamente con la base de datos

estructurada se realizó el diseño de la herramienta computacional, a fin que la misma

se utilice como un registro y al introducir nuevos parámetros de operación, esta los

compare, arrojando como resultado una configuración de sarta que se ajuste a los

parámetros introducidos, luego se realizó una validación de los resultados para

comprobar el buen funcionamiento de la misma utilizando Jar Placerment, el cual es

un programa de optimización de la ubicación del martillo. Finalmente los resultados

arrojados por la herramienta computacional le permitirán al usuario tener una guía al

momento de la toma de decisión, para escoger la configuración de sarta de

perforación que mejor se ajuste a los requerimientos operacionales en campo.

ÍNDICE GENERAL

vi

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. xi

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. xiii

CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………..3

I.1 PROBLEMA............................................................................................................ 3

I.2 OBJETIVOS ............................................................................................................ 4

I.2.1 Objetivo General ............................................................................................... 4

I.2.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 4

I.3 ALCANCE .............................................................................................................. 5

I.4 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... 5

I.5 LIMITACIONES ..................................................................................................... 6

CAPÍTULO II:MARCO TEÓRICO ............................................................................. 7

II.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL ........................................................................ 7

II.2 RAZONES PARA PERFORAR DIRECCIONALMENTE .................................. 7

II.3 LIMITACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL…………………...9

II.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL ....................................................................... 10

II.6 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ........................................................ 11

II.7 PARTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN ................................................. 12

II.7.1 Mecha o barrena de perforación. ................................................................... 12

II.7.2 Barra de Perforación ...................................................................................... 13

II.7.3 Tubería de Perforación Pesada ...................................................................... 14

II.7.4 Tubería de Perforación (Drill Pipe) .............................................................. 16

II.7.5 Herramientas especiales ................................................................................ 17

II.7.5.1 Sustitutos (Crossover) ............................................................................ 17

II.7.5.2 Estabilizadores ........................................................................................ 18

II.7.5.3 Martillo (Jar) .......................................................................................... 19

II.7.5.5 Motores ................................................................................................... 20

II.7.5.6 Herramientas de medición ...................................................................... 23

II.8 TIPOS DE ENSAMBLAJES DE FONDO DE POZO ........................................ 26

ÍNDICE GENERAL

vii

II.8.1 Ensamblaje de construcción (Tipo Fulcro)................................................... 26

II.8.2 Ensamblaje Pendular .................................................................................... 27

II.8.3 Ensamblaje para mantener ............................................................................ 28

CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO .................................. 29

III.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

..................................................................................................................................... 29

III.2 DATOS GENERALES DE LA FPO. ................................................................. 30

III.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LA FPO. .................................................... 32

III.3.1 Características principales de las formaciones. ............................................ 33

III.4 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA FPO. ................................ 39

III.5 ÁREA BOYACÁ. ............................................................................................... 40

III.5.1 Ubicación Político-Administrativa............................................................... 40

III.5.2 Ubicación Geográfica................................................................................... 40

III.5.3 Características generales del Campo ............................................................ 41

III.6 ÁREA JUNÍN. .................................................................................................... 42


III.6.2 Ubicación Geográfica................................................................................... 42


III.7 ÁREA AYACUCHO. ........................................................................................ 43


III.7.2 Ubicación Geográfica.................................................................................. 44


III.8 ÁREA CARABOBO.......................................................................................... 45


III.8.2 Ubicación Geográfica.................................................................................. 45

III.8.3 Características generales del Campo ........................................................... 46

CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO .......................................................... 47

IV.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................................ 47

IV.2. METODOLOGÍA DE TRABAJO ..................................................................... 49

IV.2.1 Revisión bibliográfica .................................................................................. 50

ÍNDICE GENERAL

viii

IV.2.2 Selección de localización ............................................................................. 50

IV.2.3 Recolección de información ........................................................................ 50

IV.2.4 Determinación de Parámetros ...................................................................... 50

IV.2.5 Construcción y Sistematización de la Base de Datos .................................. 53

IV.2.5.1 Descripción de los problemas operacionales ........................................ 55

IV.2.6 Análisis comparativo entre DHM y RSS. .................................................... 59

IV.2.7 Desarrollo de la herramienta computacional ............................................... 60

IV.2.7.1 Visualización y diseño de la herramienta computacional ..................... 60

IV.2.7.2 Desarrollo de los algoritmos previos a la programación. ..................... 61

IV.2.7.3 Generación de los algoritmos previos al desarrollo de la herramienta

computacional ..................................................................................................... 61

IV.2.7.4 Desarrollo del lenguaje de programación utilizado por la herramienta

computacional para la selección de sartas de perforación .................................. 64

IV.2.7.5 Depuración de errores de la programación ........................................... 65

IV.2.8 VALIDACIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .............. 69

IV.2.9 ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................. 69

IV.2.10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................ 70

CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS ....................................................... 70

V.1 Selección de la localización. ................................................................................ 73

V.2 Determinación de los parámetros. ........................................................................ 74

V.3 Sistematización de la base de datos. .................................................................... 84

V.4 Comparación entre DHM y RSS. ......................................................................... 84

V.4.1 Comparación Teórica .................................................................................... 85

V.4.2 Comparación Práctica. .................................................................................. 89

V.4.2.1 Análisis comparativo entre los pozos GS-331 y GS-332. ...................... 93

V.4.2.2 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-270 y el pozo NZZ-279 ..... 97

V.4.2.3 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-274 y el pozo NZZ-279 ... 101

V.5. DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL “WILED 1.0 –

BHA SELECTOR” .................................................................................................... 109

ÍNDICE GENERAL

ix

V.6 VALIDACIÓN DE LOS RESULTADOS ARROJADOS POR LA

HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .................................................................. 109

V.6.1 Caso I: Parámetros de la experiencia en estudio cargados en la base de datos

(Pozo CIB-374) ..................................................................................................... 109

V.6.1.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0- BHA selector .............................. 110

V.6.1.2 Resultados arrojados por el Jar Placement .......................................... 111

V.6.2. Caso II: Parámetros de la experiencia en estudio no cargados en la base de

datos (Pozo E4-P27). ............................................................................................. 111

V.6.2.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0-BHA selector ............................... 113


V.6.3 Caso III: Parámetros de pozo en planes de perforación (Pozo NZZ-282) .. 113

V.6.3.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0 – BHA Selector. ........................... 113


CONCLUSIONES .................................................................................................... 116

RECOMENDACIONES. .......................................................................................... 117

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................... 118

ABREVIATURAS Y SIMBOLOS ........................................................................... 121

GLOSARIO .............................................................................................................. 123

ANEXOS .................................................................................................................. 128

ANEXO 1: TABLAS DE TUBERIAS ..................................................................... 128

ANEXO 2: POBLACIÓN INICIAL ......................................................................... 131

ANEXO 3: INFORMACIÓN DE POZOS PERFORADOS POR LA COMPAÑÍA

WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE, DRILLING

SERVICES ................................................................................................................. 139

ANEXO 4: HOJA TÉCNICA DE MOTOR DE FONDO SISTEMA 6 ¾ DE


SERVICES ................................................................................................................. 146

ANEXO 5: HOJA TÉCNICA DE HERRAMIENTA ROTARIO DIRECCIONAL

SISTEMA 6 ¾ DE WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE,

DRILLING SERVICES .............................................................................................. 147

ÍNDICE GENERAL

x

ANEXO 6: HOJA TÉCNICA DE MOTOR DE FONDO SISTEMA 8 1/4 DE


SERVICES ................................................................................................................. 148

ANEXO 7: HOJA TÉCNICA DE HERRAMIENTA ROTARIO DIRECCIONAL

SISTEMA 8 1/4 DE WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE,

DRILLING SERVICES .............................................................................................. 149

ÍNDICE DE TABLAS

xi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla II. 1 Tipo de pozos horizontales. ....................................................................... 10

Tabla II. 2 Grados más comunes en las tuberías de perforación ................................. 16

Tabla II. 3 Clasificación de las tuberías de perforación por longitud ......................... 16

Tabla II. 4 Pesos unitarios más comunes de las tuberías de perforación .................... 16

Tabla III. 1 Datos Generales de la FPO…………………………………………...…31

Tabla III. 2 Descripción de las Formaciones que conforma la FPO. .......................... 33

Tabla IV. 1 Parámetros de evaluación de la matriz…………………………………54

Tabla IV. 2 Problemas operacionales.......................................................................... 55

Tabla IV. 3 Clasificación de las prácticas operacionales. ........................................... 56

Tabla IV. 4 Ejemplo de Matriz de caracterización. .................................................... 57

Tabla IV.5 Ejemplo de ponderación de las experiencias………………………...…..58

Tabla IV. 6 Características comunes de los pozos seleccionados …………………..67

Tabla IV.7 Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de

construcción ............................................................................................................... 68

Tabla IV.8 Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de

navegación .................................................................................................................. 69

Tabla V. 1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford...70

Tabla V. 2 Clasificación de los parámetros comparativos. ......................................... 73

Tabla V. 3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA

#22 ............................................................................................................................... 75


#44 ............................................................................................................................... 78


#67 ............................................................................................................................... 81

Tabla V. 6 Sistemas de 6 ¾ pulg. ................................................................................ 84

Tabla V. 7 Sistemas de 8 pulg. .................................................................................... 85

Tabla V. 8 Pozos comparados según la herramienta de perforación utilizada............ 86

Tabla V. 9 Características comunes de los pozos seleccionados. ............................... 87

ÍNDICE DE TABLAS

xii

Tabla V. 10 Problemas operacionales surgidos en las corridas para la construcción de

los pozos GS-332, GS-331, NZZ-270, NZZ-279 y NZZ-274.................................... 88

Tabla V.11 Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los

parámetros de operación. Pozo CIB-374. ................................................................. 110

Tabla V.12 Parámetros de operación del martillo según su ubicación. Pozo CIB-374.

................................................................................................................................... 111


parámetros de operación del Pozo E4-P27................................................................ 112

Tabla V. 14 Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo

E4-P27. ...................................................................................................................... 113


parámetros de operación del Pozo NZZ-282. ........................................................... 114

Tabla V.16 Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo

NZZ-282. ................................................................................................................... 115

Tabla A.1 Valores de peso de las barras de perforación (lbs/pie)…….……………128

Tabla A.2 Datos sobre las capacidades y el desplazamiento de tubería pesada rango II

y III ............................................................................................................................ 129

Tabla A.3 Datos de dimensiones de tubería pesada rango II .................................... 130

Tabla A.4 Datos de dimensiones de tubería pesada rango III ................................... 130

Tabla B.1Coordenadas de los pozos horizontales suministrados por la compañía

perforado con DHM………………………….……………………………………..131

Tabla C.1 Coordenadas de los pozos horizontales suministrados por la compañía

perforados con RSS………………………………………………………………...135

Tabla D. 1 Nomenclatura de la matriz de caracterización………………………….139

Tabla D. 2 Matriz de Caracterización. ...................................................................... 140

Tabla D. 3 Ponderación de las experiencias............................................................. 144

ÍNDICE DE FIGURAS

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura II.1 Ejemplo de mechas PDC, diamante y bicéntricas..................................... 13

Figura II.2 Barras de Perforación ................................................................................ 14

Figura II.3 Tubería de perforación pesada .................................................................. 15

Figura II.4 Sustitutos ................................................................................................... 18

Figura II.5 Estabilizadores .......................................................................................... 19

Figura II.6 Martillo...................................................................................................... 20

Figura II.7 Monel ........................................................................................................ 20

Figura II.8 Motor de fondo.......................................................................................... 21

Figura II.9 Herramienta Rotatoria Direccional ........................................................... 22

Figura II.10 Sistema HEL™ de MWD ....................................................................... 24

Figura II 11 Multi-Frequency Resistivity (MFR™) ................................................... 25

Figura II.12 Ensambles Convencionales de construcción para Perforación Rotaria y

respuesta del ensamble de Construir ........................................................................... 27

Figura II.13 Ensambles Convencionales de caída del ángulo para Perforación Rotaria

y respuesta del ensamble a tumbar .............................................................................. 28

Figura II.14 Ensambles Convencionales empacados para Perforación Rotaria y

respuesta del ensamble a mantener ............................................................................. 28

Figura III.1 Ubicación y división de la Faja Petrolífera del Orinoco…….…………29

Figura III.2 Mapa de distribución API en la FPO ....................................................... 30

Figura III.3 Cuenca Oriental de Venezuela. ................................................................ 32

Figura III.4 Configuración estructural esquemática de la FPO................................... 40

Figura III.5 Ubicación del área de Boyacá.................................................................. 41

Figura III.6 Ubicación del área de Junín ..................................................................... 42

Figura III.7 Ubicación del área de Ayacucho ............................................................. 44

Figura III.8 Ubicación del área de Carabobo .............................................................. 45

Figura IV.1 Esquema de trabajo…………………………………………….…………………………….49

ÍNDICE DE FIGURAS

xiv

Figura IV.2 Esquema general del funcionamiento de la herramienta previo al

desarrollo computacional. ........................................................................................... 60

Figura IV.3 Algoritmo de funcionamiento del botón pozo. ........................................ 62

Figura IV.4 Algoritmo de funcionamiento del botón herramientas y lodo. ................ 63

Figura IV.5 Algoritmo de funcionamiento del botón parámetros. .............................. 63

Figura IV.6 Algoritmo del proceso para obtención de los resultados. ........................ 64

Figura IV.7 Vista de pantalla de resultados del Jar Placement. ................................. 67

Figura V.1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford.72

Figura V.2 Perfil de un pozo horizontal. ..................................................................... 86

Figura V.3 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo GS-332 y GS-

331 ............................................................................................................................... 89

Figura V.4 Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo GS-332 y GS-

331 ............................................................................................................................... 90

Figura V.5 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-332 ..... 91

Figura V.6 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-331 ..... 91

Figura V.7 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo GS-332 ............... 92

Figura V.8 Comparación de DLG vs MD de perforación del pozo GS-331............... 92

Figura V.9 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-270 y

NZZ-279 ...................................................................................................................... 93

Figura V.10 Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-270 y

NZZ-279 ...................................................................................................................... 94

Figura V.11 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-270.95

Figura V.12 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-279.95

Figura V.13 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-270........... 96

Figura V.14 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-279........... 96

Figura V.15 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-274 y

NZZ-279 ...................................................................................................................... 97

Figura V.16 Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-274 y

NZZ-279 ...................................................................................................................... 98

Figura V.17 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-274. 99

ÍNDICE DE FIGURAS

xv

Figura V.18 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-274......... 100

Figura V.19 Icono de Wiled 1.0 – BHA selector ....................................................... 101

Figura V.20 Ventana de inicio de la herramienta computacional. ............................ 102

Figura V.21 Ventana de nueva experiencia de la herramienta computacional ......... 102

Figura V.22 Vista del botón “General” de la herramienta computacional. .............. 103

Figura V.23 Vista botón “Well” de la herramienta computacional. .......................... 104

Figura V.24 Vista del botón “Mud & Tools” de la herramienta computacional. ...... 105

Figura V.25 Vista del botón “Parameters” de la herramienta computacional. ........ 105

Figura V.26 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se

introduce un valor numérico en la casilla de KOP .................................................... 106


selecciona el grado de ubicación del martillo. .......................................................... 106


introduce la temperatura a la cual van a estar sometida los compontes de la sarta... 107

Figura V.29 Vista del botón “Drill String” de la herramienta computacional.......... 107

Figura V.30 Vista preliminar para seleccionar la configuración final de la página a

imprimir. ................................................................................................................... 108

Figura V.31 Vista final de la página de resultados a imprimir. ................................ 109

INTRODUCCIÓN

1

INTRODUCCIÓN

Con el pasar del tiempo la industria petrolera ha manifestado su interés en la

perforación de pozos direccionales, en especial lo que respecta a pozos horizontales.

Para llevar a cabo la perforación de un pozo horizontal, es necesario contar con una

configuración de sarta de perforación adecuada, que permita transmitir la energía

necesaria desde la mesa rotatoria hasta la mecha y así poder mantener la

direccionalidad del hoyo, lo más cercano posible al plan originalmente trazado.

Weatherford Latín América S.A es una compañía de servicios y de equipos para la

industria de petróleo y gas, dedicada a maximizar el valor de los bienes de sus

clientes. Su mercado es la industria mundial de la exploración y producción de

hidrocarburos con una gran variedad de productos y servicios que engloban todo el

ciclo de vida de un pozo, incluyendo la perforación, la evaluación, la terminación, la

producción y reacondicionamiento de éste [1]

.

La selección de un ensamble de fondo apropiado para la perforación de este tipo de

pozos es un punto crítico en la planeación y ejecución del trabajo, ya que de este

depende el éxito de la operación, el tiempo de operación y por ende los costos

operativos asociados. Diversos criterios son tomados al momento de la selección de

las herramientas que conformaran el ensamble, sin embargo, la experiencia en pozos

vecinos al que se quiere construir dicta principalmente la configuración a utilizarse.

Ya teniendo la selección del ensamble, se estudian los efectos de la tracción, arrastre

e hidráulica del pozo sobre éste, evaluando el comportamiento de la sarta durante las

actividades de perforación. En la actualidad Weatherford Latín América, División

Oriente no cuenta con una herramienta que unifique los criterios a considerar para el

diseño y selección de la sarta de perforación a utilizar, así como tampoco con una

INTRODUCCIÓN

2

definición clara de los criterios a incorporar en dicha herramienta y su preponderancia

sobre la escogencia final de la sarta de perforación.

Debido a lo descrito anteriormente, decide unificar dentro de una misma base de

datos, su experiencia en la ingeniera de planificación y mejores prácticas

operacionales, que junto con un estudio multidisciplinario, permitirán el diseño de

una herramienta computacional que determine según diversos parámetros

operacionales la configuración de una sarta de perforación idónea, dirigido

principalmente a pozos horizontales a perforar en la Faja Petrolífera del Orinoco

(FPO).

Con la finalidad de llevar a cabo el desarrollo de la herramienta, se muestra en el

Capítulo I el planteamiento del problema, objetivos, alcances y limitaciones, luego en

el Capítulo II, se desarrollará el marco teórico, este engloba la definición y funciones

de una sarta de perforación, sus partes y diseño; en el Capítulo III, se describe la

ubicación y características de la FPO.

En el Capítulo IV, se explicará la metodología a seguir para cumplir con todos los

objetivos planteados. Seguidamente en el Capítulo V, se presentarán los resultados

obtenidos con sus respectivos análisis. Para finalmente en el Capítulo VI se

presentarán las diferentes conclusiones y recomendaciones que permitirán el uso

eficiente de la herramienta propuesta.

CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

3

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

I.1 PROBLEMA

La perforación direccional, es un procedimiento que consiste en dirigir un pozo a

través de una trayectoria determinada con el fin de llegar a un objetivo que no es

viable por medio de una perforación vertical convencional [2]

.

Para llevar a cabo la explotación de un campo petrolero, es necesario realizar la

perforación de varios pozos de manera satisfactoria; a fin de cumplir con dicha

premisa, es necesario contar con una sarta de perforación que permita realizar dicho

proceso de la manera más eficiente posible, con la menor cantidad de viajes y con las

herramientas necesarias que garanticen su mejor desempeño.

El desconocimiento de la configuración ideal de sartas de perforación adecuadas a los

requerimientos de cada pozo a perforar direccionalmente, tanto en aquellos campos

donde Weatherford Latín América División Oriente tiene experiencia en la ingeniera

de planificación y mejores prácticas operacionales, como en los bloques de la Faja

Petrolífera de Orinoco, generó la necesidad, como empresa de servicios de

perforación direccional de llevar a cabo un proyecto para la creación de una

herramienta computacional, donde se compile toda su experiencia con relación a la

configuración de las sartas utilizadas, tomando en cuenta las diferentes fases de

perforación y la interacción de los parámetros operacionales a considerar, así como su

efecto unificado sobre los equipos de perforación.


4

I.2 OBJETIVOS

I.2.1 Objetivo General

Desarrollar una herramienta computacional para llevar a cabo el diseño de una sarta

de perforación para pozos horizontales en la Faja Petrolífera del Orinoco.

I.2.2 Objetivos Específicos

1. Revisar los pozos perforados por la compañía Weatherford Latín América

División Oriente para determinar su localización y cuantificar cuántos de estos se

encuentran dentro o en las cercanías de las áreas correspondientes a la FPO.

2. Definir los parámetros estáticos, dinámicos, asumibles y calculables a ser

considerados y evaluados durante el diseño de la sarta de perforación.

3. Identificar y unificar diversos criterios de ingeniería obtenidos a través de las

mejores prácticas de perforación, considerando los parámetros estáticos,

dinámicos, asumibles y calculables.

4. Realizar un análisis comparativo entre el DHM (Down Hole Motors) y el RSS

(Rotary Steerable System) durante la construcción y la navegación de pozos

horizontales.

5. Elaborar una herramienta computacional que permita compilar toda la

información obtenida mediante las mejores prácticas operacionales y que arroje

como resultado un diseño ideal de la sarta a implementar.

6. Validar los resultados arrojados por la herramienta computacional.


5

I.3 ALCANCE

Llevar a cabo el desarrollo de una herramienta computacional para el diseño de una

sarta de perforación que permita perforar pozos horizontales en la Faja Petrolífera del

Orinoco (FPO), tomando como referencia las mejores prácticas operacionales de la

compañía de servicio Weatherford Latinoamérica División Oriente, en los campos:

Área Pesada, Bares, Carabobo G, Cerro Negro, El Salto, Huyapari, Isleño, Melones

Norte Zuata, Pilom, Temblador y Uracoa; con una muestra de 90 pozos horizontales.

Durante las operaciones ejecutadas en los campos entre febrero del 2008 y marzo del

2011[3]

.

I.4 JUSTIFICACIÓN

En años recientes la evolución de la industria petrolera en Venezuela, está enfocado

principalmente en el desarrollo de técnicas en el área de perforación direccional,

debido a que la nación cuenta con las reservas más grandes de hidrocarburo

extrapesado del mundo presentes en la FPO, las cuales para poder ser extraídas de

manera eficiente, deben aplicarse tecnologías de punta en el área de perforación

direccional, a través del uso de simuladores que permitan verificar de acuerdo a los

parámetros establecidos y/o asumidos, las condiciones de fondo y operatividad de las

herramientas utilizadas durante la perforación de un pozo.

Es por ello que el diseño y aplicación de esta herramienta computacional permitiría

optimizar el tiempo y costos asociados, correspondientes a la selección de la

configuración adecuada de la sarta de perforación a implementar en la FPO.


6

I.5 LIMITACIONES

A lo largo de la elaboración de la herramienta computacional surgirán limitaciones en

cuanto al número de datos a considerar por pozo, los cuales permitirán definir el tipo

y número de piezas que conformaran la sarta de perforación, uso, aplicación e

interpretación del lenguaje de programación a implementar y finalmente la limitada

información correspondiente a la perforación de pozos horizontales con el uso de

RSS.

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

7

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

II.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL

El avance de la industria petrolera en Venezuela, ha evolucionado hacia la

perforación de pozos direccionales, en virtud de las inmensas cantidades de

hidrocarburo pesado y extrapesado presentes en la FPO, cuya técnica de extracción se

fundamente básicamente en este tipo de perforación [4].

La perforación direccional no es más que la ciencia de desviar un pozo a lo largo de

un curso planeado hasta un objetivo en el subsuelo, cuya localización está a una

distancia y dirección lateral desde la vertical del pozo y a una profundidad vertical

específica. Este es el primer paso para el desarrollo de la técnica de pozos

horizontales, el avance principal de esta técnica ha permitido el desarrollo de una

gama de las herramientas orientables rotatorias, que permiten el control del segmento

horizontal, sin parar la rotación de la secuencia del taladro [2].

II.2 RAZONES PARA PERFORAR DIRECCIONALMENTE

El desarrollo tecnológico reciente ha incorporado la perforación direccional como una

de las técnicas aplicables más modernas, permitiendo así la explotación de

yacimientos antiguamente inaccesibles a través de las técnicas de perforación

tradicionales, así como también, puede aplicarse en aquellos casos donde se presenten

problemas operacionales que ameriten un cambio en el programa de perforación,

entre las más comunes destacan:

Falla de Objetivo (Missed Target).

Si se falla en llegar a cierto objetivo con la trayectoria que se esté llevando, la

perforación direccional sirve para redireccionar el pozo hacia la formación de interés

[5].


8

Desvío (Sidetracking) y enderezamiento (Straightening).

La perforación direccional puede realizarse como una operación para evitar un

obstáculo (tubería ó herramientas abandonadas ó cementadas ó el pozo taponado), ya

sea para dirigir el pozo por una trayectoria lateral o de llevar al pozo nuevamente a la

vertical enderezando las secciones desviadas previamente [5]

.

Buzamiento estructural (Structural Dip).

Si la estructura de la formación y su buzamiento impiden mantener la verticalidad de

un pozo, se considera más rápido y económico situar el taladro tomando en cuenta la

desviación que el pozo ha de tomar y permitirle así, orientarse naturalmente hacia el

objetivo. El pozo puede ser orientado o direccionado en las últimas etapas para hacer

más precisa su llegada al objetivo [5]

.

Perforación a través de una falla (Fault Drilling).

La perforación direccional puede ser usada para desviar la trayectoria de un pozo y

eliminar el peligro de perforar un pozo vertical a través de una falla abruptamente

inclinada la cual podría torcer y cortar el revestimiento [5]

.

Para entrar a una formación en un punto particular o en un ángulo

determinado.

La perforación direccional hace posible penetrar una formación en un punto o ángulo

particular, de forma tal que se pueda aumentar la productividad del yacimiento [5]

.

Para llegar a una localización inaccesible.

Se puede situar al taladro lejos del objetivo, para llegar posteriormente con

perforación direccional a la formación productora de manera efectiva, como por

ejemplo los siguientes casos: debajo de una población, terreno montañoso o

pantanoso, cuando no se permite el acceso o existan restricciones ambientales [5]

.


9

II.3 LIMITACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Limitaciones Geométricas.

Esta limitación la establece el usuario, determinada por la máxima curvatura del

pozo; mientras que el desempeño del motor se basa en las experiencias en pozos

vecinos al igual que con los componentes de la sarta [6]

.

Hidráulica.

La hidráulica describe las diferentes interrelaciones y efectos entre la viscosidad del

lodo, el caudal o tasa de flujo y las presiones de circulación sobre el desempeño del

fluido de perforación en sus diversas funciones. Se enmarca dentro de la máxima

presión de circulación operativa del equipo de perforación y la densidad equivalente

de circulación (EDC - Equivalent Density Circulation) [6]

.

Arrastre.

El arrastre en la fricción adicional, que se genera al mover la sarta axialmente a lo

largo del pozo, aumenta su efecto en la medida en que se incrementa la profundidad e

inclinación del pozo, lo cual genera un aumento de la fricción entre el hoyo y los

componentes de la sarta de perforación [6]

.

Limpieza del agujero.

Esta limitante está relacionada con la eficiencia de remoción de ripios del fluido de

perforación. Esta eficiencia disminuye a medida que se incremente el ángulo de

inclinación del pozo [6]

.

Torque Reactivo.

Se relaciona con la rotación de la sarta en contrasentido a las agujas del reloj y la

dificultad para mantener o colocar la cara de la herramienta en el ensamble navegable

[6].

Peso sobre la mecha.

Este genera una fuerza sobre la mecha, la cual regula la presión en la formación para

generar una óptima tasa de penetración (ROP - Rate of Penetration), maximizando así

la vida de la mecha [6]

.


10

Estabilidad del agujero.

Depende esencialmente del efecto mecánico generado por las características de la

formación, tales como: tasa de penetración, efectos de vibración, torque y arrastre,

prácticas de perforación inapropiadas [6]

.

II.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL

Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación de

un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. También se

denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de 86º

respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del

yacimiento y del área a drenar en el mismo [7]

.

A continuación se muestran los tres tipos de pozos horizontales básicos (Ver tabla 1),

los cuales están clasificados en relación a su tasa de aumento de ángulo, su radio de

curvatura, así mismo, se muestra el tamaño o diámetro del hoyo recomendado para su

implementación:

Tabla II.1 Tipo de pozos horizontales [7]

.

TIPO DE

POZO

TASA DE

AUMENTO

RADIO DE

CURVATURA (ft)

DIAMETRO

DEL HOYO (in)

Radio Largo

2° a 6°/100 ft

1000 - 3000

8½ - 12¼

Radio Medio

6°a 35°/100 ft

160 - 1000

6 - 8½

Radio Corto

>35 °/100 ft

< 160

6

II.5 SARTA DE PERFORACIÓN

Una sarta de perforación está integrada por un conjunto de componentes metálicos

armados secuencialmente, los cuales conforman el ensamblaje de fondo (BHA -

Botton Hole Assembly) y la tubería de perforación, a fin de cumplir las siguientes

funciones [7]

:


11

Proporcionar peso sobre la mecha (PSM).

Conducir el fluido de perforación en su ciclo de circulación.

Prueba de perforabilidad (Drill off test).

Darle verticalidad o direccionalidad al hoyo.

Proteger la tubería de pandeo y de la torsión.

Reducir patas de perro y llaveteros.

Asegurar la bajada del revestidor.

Reducir daño por vibración al equipo de perforación.

Servir como herramienta complementaria de pesca.

Construir un hoyo en calibre.

Darle profundidad al pozo.

II.6 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN

El diseño de la sarta de perforación consiste en unificar criterios sobre el orden de los

componentes que la conforman, de acuerdo al tipo de pozo y a los diversos esfuerzos

a los cuales va ha ser sometida la misma a lo largo de su trayectoria.

El objetivo del diseño de la sarta de perforación, es dar a conocer los diferentes tipos

de sartas programadas durante las etapas de perforación de un pozo. Por tal motivo en

todo diseño de sarta se deben considerar las siguientes herramientas que son

fundamentales para la perforación de un pozo [8]

.

Mecha.

Barras de Perforación.

Tubería de perforación pesada.

Tubería de perforación.

Herramientas especiales:

Sustitutos.

Estabilizadores.

Martillos.

Motores de fondo.


12

Herramientas de medición (MWD/LWD).

II.7 PARTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

II.7.1 Mecha o barrena de perforación.

Durante la planificación del programa de perforación de un pozo, se deben

seleccionar los tipos de mecha a utilizar, de acuerdo a las características de la

formación, al desempeño actual que se tenga y a la disponibilidad existencial dentro

del taladro.

Para la planificación del programa de mechas de un pozo a perforarse, se procede de

la siguiente manera:

El ingeniero de diseño encargado de la planificación del pozo, deberá llevar a cabo

una selección inicial del tipo de mechas a implementar, basado en los objetivos,

riesgos y geometría del pozo.

Efectuar un estudio detallado de los registros de mechas de los pozos vecinos, para

que el programa sea un promedio del área.

El programa de mechas y los programas operacionales deberán de afinarse para

lograr que el pozo a perforar rebase la operación promedio del área [9]

.

En la actualidad existen diversos tipos de mechas para la perforación de pozos que

difieren entre sí (Ver Figura II.1), ya sea en su estructura de corte o por su sistema de

rodamiento. Las mechas se clasifican en:

Mechas tricónicas.

Mechas de diamantes.

Mechas de diamantes policristalino (PDC).


13

Figura II.1 Ejemplo de mechas PDC, diamante y bicéntricas. [9]

Las mechas de conos o chorros están disponibles en cualquier tipo de diseño,

estructura de corte y sistema de toberas. Las mechas PDC y diamante tienen la opción

de diseñarse bajo pedido especial. Para el uso de ellas es necesario tomar en cuenta

los siguientes parámetros operacionales:

Peso sobre la mecha (WOB - Weight on bit ).

Velocidad de rotación (RPM).

Hidráulica de perforación.

II.7.2 Barra de Perforación

También conocida como portamecha o “Drill Collar”, constituyen uno de los

componentes principales del ensamblaje de fondo y son un conjunto de tuberías de

acero o metal no magnético de gran espesor, colocados en el fondo de la sarta de

perforación, encima de la mecha, lo cual proporciona la rigidez y peso necesario para

producir la carga axial requerida por la mecha para una penetración más efectiva de la

formación [9]

.

Las barras de perforación (Ver Figura II.2), más utilizadas son las lisas y las que tienen

formas de espiral. Las barras lisas tienen mayor tendencia al atascamiento por tener

una mayor área de contacto con la pared del hoyo. Para llevar a cabo perforaciones

profundas y pozos direccionales donde existe mayor tendencia al atascamiento y

donde se utilizan barras de diámetros medianos a pequeños, es muy frecuente el uso

de barras en espiral. Las ranuras brindan protección contra el atascamiento diferencial


14

al reducir la zona de contacto con la pared del hoyo y permiten además, que la

presión hidrostática se iguale alrededor de las barras de perforación.

Cuando se requiere utilizar barras de diámetros mayores de 8”, es recomendable el

uso de barras con acanalados para las cuñas y los elevadores, lo cual facilita el

manejo, porque eliminan la necesidad de utilizar abrazaderas de seguridad y

sustitutos de elevación. Con estos acanalados las barras de perforación pueden

manipularse como tuberías de perforación.

Figura II.2 Barras de Perforación [9].

En el Anexo 1, se presenta la tabla A.1, correspondiente a los valores del peso de las

barras (lbs/pie) para las diferentes combinaciones de diámetro externo e interno de

uso común.

II.7.3 Tubería de Perforación Pesada

También conocida como “Heavy Weigth”, “Heavy Weight Drill Pipe”, “Heavy Wall

Drill Pipe” y “Heavy Wate”, es un componente especial de peso intermedio para la

sarta de perforación. Es un tubular de pared gruesa similar a las barras de diámetro

pequeño, cuya conexión tiene las mismas dimensiones que la tubería de perforación

normal, para facilitar su manejo, pero ligeramente más largas. Gracias a su forma y


15

peso, resultan lo suficientemente rígidas para mantenerse en compresión, igual que

las barras de perforación.

Las tuberías de perforación pesadas, normalmente se fabrican en dos rangos de

longitud, rango II y rango III.

La de rango II mide, aproximadamente 30,5 pies y la de rango III, unos 45 pies.

Las de rango II se fabrican de seis diámetros diferentes, a saber 3 ½ pulgadas, 4

pulgadas, 4 ½ pulgadas, 5 pulgadas, 5 ½ pulgadas y 6 ⅝ pulgadas.

Las de rango III se fabrican de 4 ½ pulgadas y 5 pulgadas, las cuales

principalmente se utilizan en la perforación costa afuera [9].

Un distintivo importante en las tuberías de perforación pesada, es la sección central

integrada que protege a la tubería contra el desgaste por abrasión (Ver Figura II.3).

Sirve además de centralizador y contribuye con la reciedumbre y rigidez total del

tubo.

Figura II.3 Tubería de perforación pesada [9].


16

En el Anexo 1, se presentan las tablas A.2, A.3 y A.4 correspondientes a los datos

dimensionales, las capacidades y el desplazamiento de la tubería de perforación

pesada, de rango II y III respectivamente.

II.7.4 Tubería de Perforación (Drill Pipe)

Estos son tubos de acero con características especiales usados para transmitir rotación

y fluido a la mecha en las operaciones de perforación, terminación y reparación de

pozos. Sus principales características son:

Juntas reforzadas.

Facilidad y rapidez de enroscamiento.

Alto grado de resistencia.

Los fabricantes de tuberías deben cumplir con las características mostradas en las

tablas II.2, II.3 y II.4 respectivamente:

Tabla II.2 Grados más comunes en las tuberías de perforación [9].

Límite de Elasticidad (Yield Strength)

Grado Min (lpc) Max (lpc)

E 75000 105000

X 95 95000 125000

G 105 105000 135000

S 135 135000 165000

Tabla II.3 Clasificación de las tuberías de perforación por longitud [9].

Rango 1 Rango 2 Rango 3

Longitud (pies) 18 a 22 27 a 30 28 a 45

Tabla II.4 Pesos unitarios más comunes de las tuberías de perforación [9].


17

Diámetro externo (pulg) Peso nominal (lbs/pie)

2¾

4,85

6,65

27/8

6,85

10,40

3½

9,50

13,30

15,50

4

11,85

14,00

15,7

5

16,25

19,2

25,6

5½

19,2

21,9

24,7

II.7.5 Herramientas especiales

II.7.5.1 Sustitutos (Crossover)

Son herramientas de pequeña longitud, regularmente no mayores de cuatro pies, que se

utilizan en la sarta para enlazar herramientas y tuberías que no son compatibles con el

tipo de rosca de las conexiones (Ver Figura II.4).


18

Figura II.4 Sustitutos [9]

.

II.7.5.2 Estabilizadores

Son herramientas que permiten estabilizar el ensamblaje de fondo o sartas de

perforación cuidándola del contacto con las paredes del hoyo y para controlar la

desviación, tanto en hoyos verticales como direccionales, además cumplen con otras

funciones y propósitos entre las cuales se pueden mencionar las siguientes:

Aquellos colocados cerca de la mecha controlan la desviación, aumentan la tasa de

penetración y mantienen la rotación de la mecha alrededor del eje de la sarta de

modo de proveer una distribución de cargas uniformes en la cara de la

herramienta. Esto aumenta la vida útil de la estructura de corte y de los

rodamientos de la mecha.

Los colocados en la parte superior de las barras controlan la centralización de la

sarta y minimizan los problemas de perforación asociados con la dinámica de la

misma, además la cuidan del contacto con la pared del hoyo.

En la perforación direccional se utilizan para limitar la longitud de contacto de las

barras con la pared del hoyo, de modo de reducir el torque, el arrastre y las pegas

por presión diferencial.

Sustitutos OD lisos

Sustitutos de secciones reducidas


19

En zonas con alta tendencia a la desviación, los estabilizadores aumentan

notablemente la rigidez de la sección superior de las barras para evitar cambios

bruscos del ángulo de inclinación del pozo [9].

En el mercado existen una gran gama de estabilizadores, pero cada uno de ellos se

debe utilizar para un trabajo específico, ya que el comportamiento del estabilizador

dependerá de la correcta selección que se haga del mismo. De tal manera que la mejor

selección se realiza cuando las condiciones de perforación están bien establecidas y

cuando se conocen las aplicaciones del estabilizador. Básicamente, las herramientas

estabilizadoras son de aleta soldada, camisa integral, camisa reemplazable en el

equipo de perforación y patines reemplazables (Ver Figura II.5).

Figura II.5 Estabilizadores

[9]

II.7.5.3 Martillo (Jar)

La Figura II.6 muestra un martillo, el cual está diseñado para desarrollar un impacto

tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos

direccionales para que la tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que la

misma este atascada. El martillo puede ser hidráulico o mecánico [10]

.


20

Figura II. 6. Martillo [10].

II.7.5.4 Monel

Es una herramienta que corrige los efectos del campo magnético de la Tierra y el

material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los datos tanto del

MWD y el LWD. Está hecho de una aleación que permite despreciar la interferencia

magnética y así la herramienta MWD pueda brindar datos confiables de azimut e

inclinación (Ver Figura II.7) [10]

.

Figura II.7 Monel

[11].

II.7.5.5 Motores

Motor de Fondo (Down Hole Motor)

El motor de fondo es una herramienta direccional que convierte la energía hidráulica

del lodo de perforación en energía mecánica, así permite la rotación de la mecha sin

necesidad de transmitir esta rotación desde superficie, pueden ser de turbina o

helicoidales.


21

En la Figura II.8 se muestra un diagrama de un motor direccional, el cual es la

herramienta más utilizada para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener

la versatilidad de poder perforar tanto en modo rotatorio, como deslizando.

Figura II.8. Motor de fondo [10].

La sección de poder se encuentra conformada por un rotor y un estator excéntrico, la

potencia está determinada por el número de vueltas del espiral (etapas) y la relación

de lóbulos rotor/estator. El motor de fondo no realiza la desviación por sí solo,

requiere del empleo de un codo ajustable (bent housing), el ángulo del codo es el que

determina la severidad en el cambio de ángulo.

Sección de Poder

Cojinete ajustable

Sección Giratoria


22

Herramienta Rotatoria Direccional (RSS- Rotary Steerable System)

Es una herramienta que utiliza la tecnología de orientación de la mecha del sistema

“Revolution” (guía el eje de la mecha de acuerdo al eje del hoyo en que se está

trabajando).

El sistema usa un estabilizador pivote para orientar el centro de la mecha con el

centro de la dirección deseada en el plan direccional, optimizando el proceso de

perforación direccional y maximizando la eficiencia al perforar. La Figura II.9

muestra un diagrama del RSS, destacando la presencia de una camisa no rotatoria,

asegurando un agujero en calibre.

Figura II.9 Herramienta Rotatoria Direccional [10].


23

II.7.5.6 Herramientas de medición

Cuando se está perforando un pozo direccional, se deben tener los equipos de

medición para determinar precisamente la dirección e inclinación del pozo. Estos

equipos o instrumentos sirven para localizar posibles patas de perro o excesivas

curvaturas [10]

.

Sistema HEL™ de MWD (Hostil Environment Logging).

Esta herramienta permite cuantificar la profundidad de la perforación. Instala el

MWD (Measuring While Drilling: Midiendo Mientras se Perfora). Esta herramienta

permite ubicar la trayectoria de la sarta de perforación y por ende la del pozo en

construcción debido a que proporciona los datos de profundidad, inclinación respecto

a la vertical y azimut, con lo cual se construyen los registros (survey´s), importantes

datos que registran la secuencia del pozo y permiten hacer una comparación respecto

a la trayectoria planificada [10]

.

Cuando se requiera su corrida, se ubica el registro BAP (Bore Annular Pressure), que

permite calcular las presiones en tiempo real en el hoyo anular, y con ello monitorear

la limpieza del hoyo y así optimizar una alta ROP sin alterar la estabilidad del

revoque [10]

.

La medición del sistema MWD (Ver Figura II.10) proporciona los parámetros

inclinación y dirección del pozo, los cuales se determinan mediante un conjunto de

acelerómetros, magnetómetros y giroscopios instalados en la herramienta. También es

posible incorporar un emisor-receptor de rayos gamma a fin de permitir en tiempo

real, la correlación y evaluación de las formaciones atravesadas [10]

.


24

Figura II.10. Sistema HEL™ de MWD

[10].

El sistema HEL está conformado por los siguientes sensores y herramientas:

ESM (Environmental Severety Measurement) sensor.

BAP (Bore/Annular Pressure) sensor.

HAGR (High Temperature Azimuthal Gamma Ray) herramienta.

PMT (Sistema de telemetría modulada de presión o Pressure

ModulateTelemetry).

DBM (Modulo de batería doble o Dual BateryModule) o IBM

(InteligentBattery Module o Módulo de Batería Inteligente); esta

configuración podría variar dependiendo del trabajo a realizar, pueden ser dos

ó tres baterías.

PMT

ESM

DBM

HAGR

BAP

PMT


25

Herramienta Multi-Frequency Resistivity (MFR™) Resitividad

de multiple frecuencia (Multiply Frecuency Resistivity) [10]

.

Lleva instalada la herramienta LWD (Logging While Drilling: Registrando Mientras

se Perfora), la cual permite registrar cada una de las profundidades y obtener datos

para cada una de ellas (Ver Figura II.11). Este es un servicio primordial que permite

obtener data en tiempo real de la litología y fluidos presentes mientras se está

perforando. Ello permitirá el estudio de las características geológicas presentes, y

conllevará a la toma de decisiones, sobre todo a la hora de fijar los topes y bases de

cada una de las formaciones, marcadores y arenas [10]

.

Figura II.11. Multi-Frequency Resistivity (MFR™) [10].

A partir de la inclinación y la dirección tomada en cada intervalo de la perforación o

estación direccional y considerando la profundidad medida, la cual es equivalente a la

longitud total de la sarta de perforación dentro del hoyo, se determinan los valores de:

Profundidad Vertical Verdadera (TVD - True Vertical Depth), Coordenadas

Transmisor

Punto de medición

Transmisor

Receptor


26

Rectangulares de Fondo, Severidad de la Pata de Perro y Desplazamiento Horizontal

que se presentan en el reporte direccional del pozo [10]

.

Actualmente se emplean los sistemas de registros durante la perforación LWD. Esta

modalidad permite la medición de la Resistividad, Registros de Densidad-Neutrón y

Espectroscopia Natural de Rayos Gamma, adicionalmente a todos los parámetros que

se incluyen en el reporte direccional [10]

.

II.8 TIPOS DE ENSAMBLAJES DE FONDO DE POZO

La ubicación de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo, depende del

desempeño que se quiera de la sarta en cuanto a trayectoria se refiere. Esta selección

tiene que ver con los tipos básicos de sartas para modificación del curso o

mantenimiento del mismo, que son de construcción, de mantenimiento y de caída

angular. Ahora bien, el diseño de estas sartas no tiene muchas reglas de tipo general,

ya que el comportamiento de ellas depende de la dureza de la formación, de la

tendencia a la desviación del hoyo, del tamaño relativo hoyo - ensamblaje y de la

distribución de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo.

Los ensamblajes más comunes son los del tipo fulcro, pendular y los empacados.

Estas sartas pueden tener diferentes distribuciones de los estabilizadores en los

mismos, pero el objetivo al cual están dirigidos es la de controlar la trayectoria del

pozo [12]

.

II.8.1 Ensamblaje de construcción (Tipo Fulcro)

Usa una palanca y punto de apoyo o pivote para obtener ventaja mecánica. Un

estabilizador insertado en la sarta justo encima de la mecha actúa como apoyo o

pivote. El portamecha encima del estabilizador actúa como palanca y al aplicar peso,

provoca que este se doble o pandee. Por arriba de 5o inclinación la tubería se pandea

hacia la cara baja del hoyo (por gravedad) empujando a la mecha fuertemente contra

la parte alta del hoyo, creando una tendencia a construir ángulo o inclinación debido a


27

las fuerzas laterales positivas. A mayor cercanía a la mecha, mayores serán las

fuerzas laterales generadas para un mismo diámetro de portamecha dado.

La Figura II.12 que se presenta a continuación muestra varios ensamblajes tipo fulcro

típico para caída angular y su tendencia a la construcción [12]

.

Figura II.12 Ensambles Convencionales de construcción para Perforación Rotaria y respuesta del

ensamble de Construir [12]

.

II.8.2 Ensamblaje Pendular

Se basa en el principio del Péndulo. El estabilizador encima de la mecha colocado en

la configuración anterior, es removido, haciendo el ensamble de fondo menos

flexible. Un estabilizador por encima de la barra de perforación apropiadamente

ubicado, evita que este se recueste en el lado bajo del hoyo, actuando la fuerza

gravitacional sobre la parte inferior del ensamble, causando que el hoyo pierda o

disminuya el ángulo. Incrementando el largo de la tangente, y el peso del portamecha

y/o su rigidez, se ampliará la tendencia a tumbar de este ensamble de fondo. La

Figura II.13 que se presenta a continuación muestra varios ensamblajes tipo péndulo

y su tendencia a la caída angular [12]

.


28

Figura II.13 Ensambles Convencionales de caída del ángulo para Perforación Rotaria y respuesta del

ensamble a tumbar [12]

.

II.8.3 Ensamblaje para mantener

El ensamblaje para mantener el ángulo constante en la construcción del pozo también

es llamado ensamble empacado/rígido. Para lograr este efecto se multiplica la

cantidad de estabilizadores emplazados en puntos específicos, espaciados de forma

regular para controlar la sarta minimizando la desviación del hoyo. El aumento de la

rigidez en el ensamble de fondo al adicionar estabilizadores previene la sarta del

Pandeo y fuerza a la mecha a ir derecho y adelante. La Figura II.14 que se presenta a

continuación muestra varios ensamblajes empacados y su tendencia a mantener el

ángulo [12]

.

Figura II.14 Ensambles Convencionales empacados para Perforación Rotaria y respuesta del ensamble

a mantener [12]

.

CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO

29

CAPÍTULO III

DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO.

III.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL

ORINOCO

La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) se encuentra ubicada en el Flanco Sur de la

Cuenca Oriental en una sección sedimentaria que descansa en el basamento cristalino

al norte del río Orinoco y del Escudo Precámbrico Guayanés. Con una extensión de

600 Km de oeste a este, la FPO inicia en el estado Delta Amacuro, atraviesa el Sur de

los estados Monagas y Anzoátegui, hasta cubrir parte del estado Guárico. Presenta un

ancho de 32 a 100 kilómetros y comprende un área total de 55.314 Km² [13]

.

Tal como se muestra en la Figura III.1, la FPO se encuentra dividida en cuatro áreas

principales, siendo estas de Oeste a Este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, las

cuales, a su vez, se encuentran segmentadas en un total de 31 bloques de 500 Km²

cada uno aproximadamente [13]

.

Figura III.1 Ubicación y división de la Faja Petrolífera del Orinoco [13].


30

III.2 DATOS GENERALES DE LA FPO

La Faja Petrolífera del Orinoco posee un área actual en explotación de 11.593 Km².

En esta área se encuentra un estimado de 1,36 billones de barriles de Petróleo

Original en Sitio (POES), con una gravedad de 6 a 12º API, por lo que constituye la

fuente de reservas de hidrocarburos líquidos más grande del mundo [13]

.

Una característica de las formaciones que conforman los yacimientos de la FPO es

que están constituidos por arenas no consolidadas, presentando una alta porosidad y

permeabilidad. Las arenas de la Formación Oficina y Merecure constituyen los

principales yacimientos petrolíferos en la mayoría de los campos tradicionales de la

FPO. Las lutitas de la unidad han sido consideradas como posibles rocas generadora

de hidrocarburos, sin embargo los últimos estudios evidencian un origen cretácico

[13].

En los yacimientos de la FPO el petróleo entrampado es totalmente inmaduro. Este se

originó en la parte más profunda del centro de la cuenca al norte y migró

posteriormente junto a otros fluidos a la parte más alta hacia el sur de la cuenca,

donde se acumularon y preservaron debido a los cambios en la permeabilidad de las

arenas y a la presencia de fallas sello o cementación diagenética (Ver Figura III.2)

[13].

Figura III.2. Mapa de distribución API en la FPO

[13].


31

En la Tabla III.1, que se muestra a continuación, se presentan datos generales de las

áreas de la FPO con información compilada de diversas fuentes [14, 15, 16, 17, 18, 19]

.

Tabla III.1 Datos Generales de la FPO

CARACTERÍSTICAS

NOMBRE DEL ÁREA

BOYACÁ

(MACHETE)

JUNÍN

(ZUATA)

AYACUCHO

(HAMACA)

CARABOBO

(CERRO

NEGRO)

N° de Bloques 8 13 8 3

Extensión Aproximada

[Km2]

23.610 14.580 11.300 2.311

Ubicación Guárico Guárico

Anzoátegui

Anzoátegui

Monagas

Anzoátegui

Monagas

POES Estimada [MMMBLS] 489 557 87 227

Presión inicial del yacimiento

[Lpc] 690-1.520 230-1.750 530-1.500 671-1.550

Temperatura [°F] 100-125 98-170 111-150 108-132

Permeabilidad absoluta [D] 1-10 0,8-12 1-10 6-10

Saturación inicial de agua 30% 20% 18% 18%

Saturación inicial de petróleo 75% 75% 80% 82%

Porosidad promedio 30% 33% 32,5% 32%

RGP [PCN/BN] 60 58-200 30-160 66-155

Boi [BY/BN] 1,05 1,05 1,056 1,051

Rango de profundidad

[PIES] 500-14.300 253-3.840 500-4.200 1.400-3.500

Rango de espesores de arena

[PIES] 10-259 15-350 10-250 20-200

Rango °API 4-15 6-12 8-12 6-10

Rango de viscosidad [cP] 500-67.500 5.000-50.000 1.000-8.500 1.700 - ≥25.000

Potencial de producción

aproximada en el área

[MBPD]

- >2.000 - >1.400


32

III.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LA FPO

La Cuenca de Oriente es la segunda cuenca petrolífera más importante de Venezuela.

Está limitada al norte por la Cordillera de la Costa, al sur por el río Orinoco, al este

por la plataforma del delta del mismo río y al oeste por el lineamiento del Baúl. Ha

sido subdividida operacionalmente en dos Subcuencas: la de Guárico y la de Maturín.

La FPO puede definirse estratigráficamente como una secuencia de rocas

sedimentarias que aumentan su grosor y buzan hacia el norte reposando sobre un

basamento de origen ígneo-metamórfico de edad Precámbrica. La sección

sedimentaria está representada por las Formaciones Hato Viejo y Carrizal del

Paleozoico, Formación Ipire del Jurásico, El grupo Temblador del Cretácico,

Formaciones la Pascua, Roblecito, Chaguaramas, Merecure, Oficina, Freites y las

Piedras del Cenozoico y la Formación la Mesa del Pleistoceno [13]

.

En la Figura III.3, se muestra la extensión, límites y elementos tectónicos de la

Cuenca Oriental de Venezuela:

Figura III.3 Cuenca Oriental de Venezuela [13].


33

III.3.1 Características principales de las formaciones

En la Tabla III.2, se muestra la descripción de las formaciones que conforman la FPO

[13].

Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforma la FPO [13]

.

FORMACIÓN HATO VIEJO (Paleozoico - Cámbrico)

Bloque

s Litología Espesor

Extensión

Geográfica Paleoambientes

Importancia

económica

Boyacá

Junín

Ayacuc

ho

Unidad conformada

esencialmente por

una arenisca de grano

fino a grueso, colores

gris-rosado, gris y

gris oscuro, friable,

dura, maciza y

áspera, ligeramente

calcárea y en partes

muy micácea y

pirítica; los granos

son redondeados y

muy bien

cementados. Estas

presentan

características

cuarcíticas y otras

feldespáticas y

localmente contiene

conglomerados y

betas de calcitas en

las fracturas.

El espesor

máximo

penetrado

es de unos

91 m (300

pies).

Subsuelo de la

parte sur del

estado Guárico,

y suroccidental

del estado

Anzoátegui.

El ambiente de

sedimentación es

continental, y sus

sedimentos

representan el

relleno de cuenca

(facies fluvial y/o

piedemonte) de

una fase erosiva,

contemporánea o

subsiguiente a un

período de intensa

actividad

tectónica.

No se ha

reportado

importancia

económica de

esta

formación

para el área de

estudio.

Alcanza en el

área Junín

solamente

siete (07)

pozos.

FORMACIÓN CARRIZAL (Paleozoico - Cámbrico temprano)

Bloque

s Litología Espesor

Extensión


Importancia

económica

Boyacá

Junín

Ayacuc

ho

Está constituida por

una secuencia de

arcilitas verdosas a

gris oscuro, duras,

masivas y densas.

Ocasionalmente

teñidas de rojo, las

cuales contiene

algunas capas de

limolita y areniscas.

Generalmente está

bioturbada. Presenta

intercalaciones de

areniscas o

conglomerados de

guijarros.

En el pozo

Carrizal

2X se han

medido

1.827 m

(5.994

pies), pero

se supone

que el

espesor

sea mucho

mayor.

Ubicada en el

subsuelo de la

parte

meridional de

los estados

Guárico y

Anzoátegui, y

probablemente

en el sur de

Monagas.

Las estructuras

sedimentarias

sugieren, que

fueron depositadas

bajo condiciones

de ambiente

marino (nerítico),

en aguas someras

y condiciones de

corriente típicas

de llanuras de

marea.

Gran parte de

los pozos

perforados en

el área de

Junín han

alcanzado a la

Formación

Carrizal.


34

Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]

.

FORMACIÓN IPIRE (Jurásico Medio - Tardío)

Bloques Litología Espesor

Extensión


Importancia

económica

Boyacá

Anteriormente

conocida como

Formación Espino,

se encuentra

constituida por una

sección gruesa de

areniscas macizas,

cuarzosas, de color

gris claro a

blancuzco, friables

con tamaño y forma

de los granos muy

variable,

cementados

principalmente por

caolinita.

En el pozo

NZZ-88X se

perforó un

espesor total

de 1.540 m

de

sedimentos

rojos.

La

distribución

conocida se

restringe al

subsuelo del

Graben de

Espino,

aunque al

noroeste de

la Falla

Sabán se

encuentra

una sección

delgada que

puede ser la

Formación

Ipire bien

preservada.

Los sedimentos

inmaduros de la

Formación Ipire,

son de relleno de

graben

continental. El

ambiente

sedimentario es

fluvial y lacustre

con deposición

rápida y continua.

No se ha

reportado

importancia

económica de

esta

formación

para el área

de estudio.

GRUPO TEMBLADOR - FORMACIÓN CANOA (Cretácico Medio)

Bloques Litología Espesor Extensión


Importancia

económica

Boyacá

Junín

Ayacucho

En el estado

Guárico, se

caracteriza por la

presencia de lutitas

moteadas de colores

abigarrados,

intercaladas con

areniscas cuarzosas

generalmente

arcillosas. En el

estado Monagas se

constituye por la

presencia de

conglomerados de

grano fino y

areniscas

conglomeráticas,

areniscas limolitas y

arcilitas

generalmente

moteadas de colores

abigarrados.

En el área

Boyacá,

presenta un

promedio de

90 m (295

pies). El

espesor de

la unidad

disminuye

hasta que

desaparece

al sur, así

como hacia

el área de

Ayacucho.

Subsuelo de

la región

meridional,

central y

parte de la

región

norteña de

los estados

Monagas,

Anzoátegui y

Guárico.

La presencia de

conglomerados y

restos de plantas,

sugiere su

depositación en

ambientes

continentales.

No se ha

reportado

importancia

económica de

esta

formación

para el área

de estudio.


35

Tabla III.2. Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]

.

GRUPO TEMBLADOR - FORMACIÓN TIGRE (Cretáceo Superior)



Importancia

económica

Boyacá

Junín

Ayacucho

En Boyacá y Junín es

arenosa con

intercalaciones de

lutitas. Las areniscas

suelen ser de grano

medio a grueso,

cuarzosas y sin

presencia de cemento,

donde la matriz

arcillosa,

generalmente

abundante, actúa

como material

aglutinante. Las lutitas

son de color blanco a

gris claro. Hacia

Ayacucho es una

secuencia variable de

areniscas

glauconíticas, gruesas

y friables, limolitas

gris-verdosas, lutitas

carbonáceas y calizas

con restos de fósiles.

Hacia el área

de Boyacá

presenta un

espesor de 170

m (558 pies).

Desaparece

por erosión al

este de

Ayacucho así

como hacia el

escudo de

Guayana.

Subsuelo en el

sur, centro y

parte del norte

de los estados

Monagas,

Anzoátegui y

Guárico.

La fauna encontrada

en la Formación

Tigre indica un

ambiente marino,

profundo, de

plataforma que varía

hacia arriba desde

plataforma exterior

a talud. Presenta un

desarrollo de

ambientes de

plataforma hacia el

sur del estado

Guárico.

No se ha

reportado

importancia

económica de

esta formación

para el área de

estudio.

FORMACIÓN LA PASCUA (Eoceno Tardío - Oligoceno)



Importancia

económica

Boyacá

Está formada por

areniscas y lutitas

oscuras, con algunos

lignitos. Las areniscas

son de color gris a gris

marronusco, de grano

muy fino a muy

grueso, de

escogimiento pobre a

bueno y poseen

crecimiento

secundario de cristales

de cuarzo, cemento

calcáreo y silicio.

Las lutitas son de

color gris negruzco a

negro, masivas a

finamente laminadas,

localmente calcáreas,

con algunos granos de

pirita y laminas de

lignito.

Las areniscas

se engrosan a

unos 150 m en

el área Mayor

Las Mercedes,

mas de 460 m

hacia el

piedemonte al

noroeste y más

de 610 m al

norte del

campo Copa-

Macoya. En

Boyacá el

espesor

máximo es de

137 m.

Se reconoce

en la mayor

parte de

Guárico

oriental y

norteño. Hacia

el sur, este y

sureste, se

acuña con la

Formación

Roblecito.

Hacia el oeste

se acuña

contra el Arco

del Baúl.

Se ha interpretado

un ambiente de

marino marginal a

costa afuera hacia el

oeste, y pantanos,

estuarios y de bahía

interdistributaria

hacia el oeste.

Las areniscas

de esta

formación

constituyen

significantes

reservorios

para petróleos

livianos,

pesados y gas,

en diversas

partes de la

Subcuenca.


36

\


.

FORMACIÓN ROBLECITO (Eoceno Tardío - Mioceno)



Importancia

económica

Boyacá

Junín

Se caracteriza por

la presencia de

lutitas gris a gris

oscuro,

medianamente

duras,

comúnmente

limosas, no-

calcáreas,

frecuentemente

glauconíticas y

micro fosilíferas.

Presenta un

espesor de 460 -

580 m en el

área mayor de

las Mercedes.

En el resto de la

cuenca el

espesor varía

desde su

acuñamiento

estratigráfico

contra el arco

del Baúl, al

sureste, hasta

más de 2.130

m, al noroeste.

Presente en los

afloramientos

aislados en el

piedemonte de

Guárico,

generalmente

dentro de la

faja

parantóctona

desde el

noreste de San

José de

Tiznado hasta

el norte de

Clarines.

Se ha

interpretado un

paleoambiente

que varía desde

plataforma

media a

plataforma

extrema.

Las arenas de

la Formación

Roblecito

constituyen

importantes

reservorios

de petróleo y

gas.

FORMACIÓN CHAGUARAMAS (Oligoceno Superior - Mioceno Medio)



Importancia

económica

Boyacá

Alternancia de

arenas, lutitas y

lignitos de aguas

salobres. Se

divide en tres

intervalos. En la

parte basal

predominan las

lutitas. El

intermedio

representa un

cuello lutítico de

extensión

semiregional

interpretado como

una pequeña

pulsación

transgresiva del

mar. El intervalo

superior es

también lutítico,

con

intercalaciones de

arenas y

abundantes

lignitos.

Se ha

determinado un

espesor total de

2.590 metros

(8.500 pies) en

las cercanías de

la población de

San José de

Guaribe,

disminuyendo

gradualmente

hasta

desaparecer

totalmente por

erosión, en las

inmediaciones

del pueblo de

Barbacoas.

Se ha

destacado la

presencia de

esta formación

en el área de

Boyacá. Hacia

el sur y

sureste, se

acuña contra el

escudo de

Guayana, a lo

largo del río

Orinoco.

Se interpreta un

ambiente de

sedimentación

que varía desde

marino marginal

a continental

Las arenas

inferiores de

la formación

constituyen

importantes

reservorios

de petróleo y

gas


37


.

FORMACIÓN MERECURE (Oligoceno Superior - Mioceno Inferior)



Importancia

económica

Junín

Ayacucho

Compuesta en más del

50 % por areniscas de

color gris claro a

oscuro, masivas, mal

estratificadas y

lenticulares, duras, de

grano fino a grueso,

incluso

conglomerática, con

estratificación cruzada

y una variabilidad

infinita de porosidad y

permeabilidad. Las

arenas están

intercaladas por

laminas delgadas de

lutitas de color gris

oscuro a negro,

carbonáceas,

laminadas

irregularmente,

algunas arcilitas

ferruginosas con

ocasionales capas de

lignitos.

La formación

presenta un

espesor

máximo de

1990 pies. Se

adelgaza hacia

el sur hasta

acuñarse, por

debajo de la

Formación

Oficina, en los

límites sur del

área mayor de

Oficina.

La Formación

Merecure es

reconocida en

el subsuelo de

la subcuenca

de Maturín, al

sur del frente

de

deformación y

en los campos

de Anaco.

Ambiente variable

de sedimentación

de lagunas y aguas

salobres a

francamente

marinas. El

ambiente es típico

de clásticos basales

transgresivos

depositados por

corrientes fluviales

entrelazadas y, en

posición más distal,

por condiciones

deltaicas.

La Formación

Merecure

representa,

junto con la

Formación

oficina, las

principales

unidades

productoras de

yacimientos

petrolíferos en

la Cuenca

Oriental

FORMACIÓN OFICINA (Mioceno Inferior y Medio)


Geográfica

Paleoambientes Importancia

económica

Junín

Ayacucho

Carabobo

Se divide en una

porción superior

lutítica y una inferior

arenosa. La porción

superior presenta

abundantes capas de

lignitos intercalados

entre las lutitas, que

suelen ser carbonosas,

de color marrón a

negro y muestran

evidencias de

bioturbación. Se

presentan también

algunas areniscas,

separadas por

intervalos potentes de

lutitas, que son más

frecuentes y de mayor

espesor hacia su parte

media.

Aumenta

desde el borde

de la cuenca

hacia su eje:

200 - 275 m

en Temblador,

600 m a más

de 1400 m en

el área mayor

de Oficina,

más de 2000

m en Anaco y

1000 m en

Anzoátegui.

Se presenta en

el subsuelo de

los estados

Anzoátegui y

Monagas.

Aflora en

superficie en

los domos de

Santa Ana,

San Joaquín y

en las

cercanías del

campo Cerro

Pelado.

Se sedimentó en un

inmenso complejo

fluvio-deltaico,

donde son comunes

las arenas

lenticulares y de

relleno de canales

de ríos. Al norte del

corrimiento de

Anaco, se acumuló

en condiciones

marinas marginales

a neríticas.

En sus arenas

se encuentran

los principales

yacimientos

petrolíferos de

la Cuenca

Oriental. Las

lutitas de la

unidad se

consideran

como posibles

rocas

generadoras de

petróleo.


38


.

FORMACIÓN FREITES (Mioceno Medio a Mioceno Tardío basal)



Importancia

económica

Junín

Ayacucho

Carabobo

Caracterizada

por la presencia

de una

secuencia

monótona de

lutitas de tonos

verdes a gris

verdoso, con

areniscas en el

tope y base. En

el Norte

presenta una

gruesa sección

de lutitas, la

cual se vuelve

más arenosa a

medida que se

va adelgazando

en el Área de

Carabobo.

Presenta un

espesor de

2598 pies en

la carretera

Aragua de

Barcelona.

En el área

Carabobo, el

espesor se

reduce

desde 1804

pies en el

norte a 240

pies en el

sur.

Se presenta

en todo el

flanco Sur de

la subcuenca

de Maturín

casi hasta el

río Orinoco.

Suprayace

concordante

con la

Formación

Oficina.

En la mayor parte

de la cuenca

representa, en

general, un

ambiente marino

somero en su

proporción

inferior, pasando a

ambientes de

aguas algo más

profundas en la

parte media. La

parte superior

corresponde a

ambientes de

aguas llanas.

Las lutitas y

arcillas

presentes

constituyen el

sello principal

de los

reservorios

petrolíferos de

la Formación

Oficina, y

contienen, en la

parte inferior,

arenas

productoras de

hidrocarburos.

FORMACIÓN LAS PIEDRAS (Plioceno)



Importancia

económica

Junín

Ayacucho

Carabobo

Consiste en

areniscas

micáceas,

friables, de

grano fino y

colores gris

claro a gris

verdoso,

interlaminada

con lutitas gris a

verdoso,

arcilitas

sideríticas,

grises, lutitas

ligníticas y

lignitos.

También se

encuentran

algunas calizas

arenosas duras y

de color verde.

En la

sección tipo

posee un

espesor de

3297 pies, el

cual

aumenta

hacia el eje

de la cuenca

de Maturín,

hasta un

máximo

probable de

4495 pies.

Hacia los

flancos de la

cuenca,

disminuye a

la mitad.

Aflora en la

porción

norteña los

estados

Anzoátegui y

Monagas. En

el subsuelo se

extiende al

este hasta

Pedernales,

Delta

Amacuro y

golfo de

Paria. Hacia

el sur, llega a

las cercanías

del Orinoco.

Aguas dulces a

salobres. En el

área del campo

Pedernales, la

formación fue

depositada en un

ambiente deltaico

a marino somero.

Las arenas de la

Formación las

Piedras son

productoras de

petróleo pesado

en los campos

de Orocual,

Manresa y

Pirital, en el

norte del estado

Monagas. Las

areniscas

constituyen

excelentes

acuíferos


39

Tabla III.2. Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]

.

FORMACIÓN MESA (Pleistoceno)



Importancia

económica

Junín

Ayacucho

Carabobo

La formación

consiste de arenas

de grano grueso y

gravas, con

cemento

ferruginoso

cementado y muy

duro;

conglomerado

rojo a casi negro,

arenas blanco -

amarillentas, rojo

y púrpura, con

estratificación

cruzada. Contiene

lentes

discontinuos de

arcilla fina

arenosa y lentes

de limolita. Al

suroeste de

Maturín se

compone de

arcillas moteadas

y abigarradas.

El espesor,

que es muy

variable,

disminuye

de norte a

sur. En

Maturín,

presenta un

espesor

máximo de

902 pies,

mientras

que en el

estado

Bolívar rara

vez llega a

los 66 pies.

Se extiende por

los llanos

centro-

occidentales y

orientales

(Guárico,

Anzoátegui,

Monagas). Se

encuentran

algunos

afloramientos

en los estados

Sucre y

Bolívar, al sur

del río

Orinoco.

La Formación

Mesa constituye

una sedimentación

fluvio- deltaica y

paludal, resultado

de un extenso

delta que

avanzaba hacia el

este en la misma

forma que hoy

avanza el delta del

río Orinoco.

Esta

formación

contiene

grandes

cantidades de

agua dulce

para uso

doméstico y

para el uso en

la producción

de petróleo

III.4 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA FPO

Las acumulaciones de hidrocarburos presentes en la Faja están controladas

esencialmente por trampas estratigráficas. Es por esto, que no se encuentran contactos

de agua-petróleo regionales, ni tampoco contactos gas-petróleo [13]

La estructura regional está representada por un suave monoclinal de mantos apenas

inclinado hacia el norte, cortado por fallas menores, en su mayoría de rumbo Este-

Oeste. El principal mecanismo de entrampamiento al sur es estratigráfico, debido al

adelgazamiento de las arenas de las formaciones Merecure y Oficina del Este al

Oeste. Hacia el norte el entrampamiento es una combinación estructural –

estratigráfica, conformado por dos grupos de fallas [13]


40

La Zona Central de la FPO posee una estructura monoclinal que sigue un rumbo Sur-

Norte con un buzamiento de dos a cuatro grados al norte, mientras que la zona

Oriental se presenta como un monoclinal de suave buzamiento norte de

aproximadamente cuatro grados, fracturado por múltiples fallas principales,

orientadas este-oeste, así como por algunas fallas menores de rumbo noreste-suroeste

que forman un ángulo de unos 45° con la principal. La mayoría de las fallas son no -

sellantes, normales y de gran extensión (superior a los 15 km). La Figura III.4,

muestra la configuración estructural esquemática de la FPO [13].

Figura III.4 Configuración estructural esquemática de la FPO [13]

III.5 ÁREA BOYACÁ

III.5.1 Ubicación Político-Administrativa

Desde el punto de vista político - administrativo, el área de Boyacá se ubica en la

jurisdicción de los municipios Miranda, Las Mercedes e Infante en el Estado Guárico

[13].

III.5.2 Ubicación Geográfica

El Área de Boyacá se encuentra ubicada en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de

Venezuela, en la parte Sur del estado Guárico. Está situada en la parte Occidental de


41

la Faja, presenta una superficie de 23.610 Km2 y se encuentra limitada al norte por el

distrito San Tomé, al sur por el Río Orinoco, al oeste por el Parque Nacional Aguaro-

Guariquito y al este por el área de Junín (Ver Figura III.5) [13].

Figura III.5 Ubicación del área de Boyacá [13].

III.5.3 Características generales del Campo

El POES estimado del área Boyacá es de 489 MMMBLS, por lo cual representa un

área con extensas acumulaciones de hidrocarburos cuyo factor de recobro primario se

ha estimado en 5%. Actualmente no se encuentra en fase de explotación [13].

Las arenas de interés comercial presentes en el área comprenden las unidades:

Cretácica (Formaciones Tigre y Canoa) y Terciaria (Formaciones Roblecito, La

Pascua y Chaguaramas) [13].

La información del área reporta valores de espesor de entre 10 y 259 pies; gravedad

de 4 - 15 ºAPI; presión inicial de entre 690 – 1520 lpc; porosidad promedio de 30%;

permeabilidad entre 1– 10 darcys, y saturación de petróleo promedio de 75% [13].


42

III.6 ÁREA JUNÍN


Desde el punto de vista político - administrativo, el área de Junín se ubica en la

jurisdicción de los Municipios Santa María de Ipire del Estado Guárico, y Francisco

de Miranda y José Gregorio Monagas del Estado Anzoátegui. En la Figura III.6, se

muestra la ubicación del área Junín y su división en bloques [13].

Figura III.6. Ubicación del área de Junín [13].


Esta área se encuentra ubicada en el flanco sur de la Cuenca Oriental de Venezuela,

en la parte central de la FPO. Presenta una superficie de 14.580 Km2 y limita al norte

por el distrito operacional de PDVSA San Tome (campos Budare y Socororo), al Sur

por la rivera del Río Orinoco, al este por el área de Ayacucho y al Oeste por el área

de Boyacá [13].


43


Los yacimientos en el área de Junín, ocurren principalmente en cinturones masivos

que asemejan una arquitectura tipo rompecabezas. En ésta área la geometría de los

yacimientos se puede describir como una serie de redes interconectadas de cuerpos de

arena producidos por la migración, erosión y aluviones de canales [13].

Los hidrocarburos de la FPO que saturan las arenas del área de Junín son de tipo

pesado y extrapesado y en algunos casos se encuentra bitumen natural en la dirección

sur, contra el borde del Escudo Guayanés. Presentan un POES Oficial asociado de

244 MMMBLS con reservas probadas de 15 MMMBLS dentro de las cuales se

incluyen los volúmenes correspondientes a las Empresas Mixtas PetroCedeño y

PetroAnzoátegui, cuyas reservas probadas son de 3,6 y 2,7 MMMBLS

respectivamente. Estos crudos en su mayoría están degradados, así mismo guardan

una relación entre gravedad API y profundidad [13].

El contenido de vanadio es muy alto, el promedio es de 400 ppm en peso. Otro metal

común es el níquel. El contenido de azufre generalmente está entre 2,5% y 3,5% [13].

Las viscosidades se encuentran en el rango entre 5.000 cP y 50.000 cP. Las menores

viscosidades se encuentran en el norte específicamente en Junín Norte (20 – 2.000

cP) y aumentan hacia el sur, lo que implica en esa zona un menor recobro primario

[13]

III.7 ÁREA AYACUCHO


Desde el punto de vista político-administrativo, esta área de Ayacucho se ubica en la

jurisdicción de los municipios San José de Guanipa, Independencia y Freites en el

Estado Anzoátegui [13].


44


Esta área se encuentra ubicada en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela,

al sur de los estados Monagas y Anzoátegui. Está situada en la parte Oriental de la

FPO, al norte del Río Orinoco y de Ciudad Bolívar y presenta una superficie

aproximada de 11.300 Km2 y un área en estudio de 4.304 Km

2 (Ver Figura III.7)

[13].

Figura III.7 Ubicación del área de Ayacucho [13].


Las areniscas objeto del estudio corresponde a las básales de la Formación Oficina y

de la Formación Merecure y reportan valores de espesor de entre 30 y 300 pies,

gravedad API de 8,0 - 11,0º, porosidad promedio de 32,5%, presión inicial de 1.100

lpc, permeabilidad entre 400 – 4.000 md, y saturación de petróleo promedio de 80%

[13].


45

III.8 ÁREA CARABOBO


Desde el punto de vista político-administrativo, esta área se ubica en la jurisdicción

de los municipios Independencia en el Estado Anzoátegui y Libertador y Uracoa en el

Estado Monagas (Ver Figura III.8) [13].

Figura III.8 Ubicación del área de Carabobo [13]


Como se muestra en la Figura 25, el Área de Carabobo se encuentra ubicada en el

flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, en la parte Sur de los estados

Monagas y Anzoátegui. Está situada en la parte Oriental de la FPO, al norte de la

ciudad de Puerto Ordaz y del río Orinoco. Presenta una superficie de 2.311 Km2 y

está limitada al Norte por el área tradicional del Distrito Social de Morichal, al Este

por el Estado Delta Amacuro, y al Oeste por el Área de Ayacucho [13].


46


El petróleo entrampado en el área de Carabobo, presenta características marinas, por

lo que se cree que fue originado de las Formaciones Querecual y San Antonio. Los

yacimientos poseen una profundidad que oscila entre 1.000 y 4.500 pies. La sección

productora está representada por la Formación Oficina de edad Mioceno Inferior, del

Terciario Medio, representada por cuatro miembros (Morichal, Yabo, Jobo, Pilón). El

miembro más prospectivo es Morichal que presenta tres intervalos. El superior y el

medio está representado por arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia

de carbones y espesores promedio de 220’ y 250’. En el intervalo inferior (Morichal

Inferior) existen paquetes de arenas masivas poco consolidadas con espesores de

arena importantes (60 a 80 pies) [13].

Los yacimientos bajo estudio presentan una gravedad API de 6 - 10º, porosidad

promedio de 32%, presión inicial de 671 a 1550 lpc, permeabilidad entre 5 a 10 darcy

y saturación de petróleo promedio de 82% [13].

CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO

47

CAPÍTULO IV

MARCO METODOLÓGICO

Para realizar el presente Trabajo Especial de Grado se definió una metodología que

permitió asegurar el cumplimiento del objetivo general propuesto, el cual consta del

desarrollo de una herramienta computacional para llevar a cabo el diseño de una sarta de

perforación para pozos horizontales en la FPO, a continuación se presenta lo concerniente

al tipo de investigación realizada.

IV.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN

La investigación puede ser de varios tipos, y en tal sentido se puede clasificar de

distintas maneras. Sin embargo es común hacerlo en función de su nivel, su propósito

y su diseño [14]

.

En función del nivel la investigación, se clasifica en:

Descriptiva.

Busca desarrollar una imagen o fiel representación del fenómeno estudiado a partir de

sus características.

Experimental.

Consiste en la manipulación de variables experimentales no comprobadas, con el fin

de describir las causas que originan una situación en particular.

Exploratoria.

Consiste en la búsqueda de objetos o datos que se suponen están relacionados a algún

hecho.

En función del propósito de investigación, se clasifican en:

Básica.

Su propósito radica en formular nuevas teorías o modificar las existentes, en

incrementar los conocimientos científicos o filosóficos, pero sin contrastarlos con

ningún aspecto práctico.


48

Aplicada.

Se caracteriza por la aplicación o utilización de los conocimientos que se adquieren.

En función del diseño de investigación, se tienen:

Documental.

Consiste en un proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e

interpretación de datos que provienen de fuentes documentales: impresas,

audiovisuales o electrónicas.

Campo.

Su base fundamental es la recolección de datos directamente de la realidad donde

ocurren los hechos (datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna, es

decir, el investigador obtiene la información pero no altera las condiciones existentes.

Experimental.

Su función es someter a un objeto o grupo de individuos a determinadas condiciones,

estímulos o tratamientos, para observar los efectos o reacciones que se producen.

El tipo de investigación de este Trabajo Especial de Grado es exploratoria, aplicada y

de campo. Es exploratoria, ya que se buscaron datos concernientes a actividades de

perforación de una muestra de pozos, es aplicada debido a que se utilizaron los

conocimientos adquiridos de las experiencias operacionales y es de campo en virtud

de que los datos fueron tomados de actividades realizadas en diferentes áreas de

operaciones.

IV.2. METODOLOGÍA DE TRABAJO

En este TEG, se entendió el término BHA como sarta de perforación. Los

componentes del BHA tienen diversos criterios dependiendo de cada compañía de

operación. Para pozos verticales se entiende por BHA como la sarta compuesta por

una mecha, barras de perforación, tubería pesada de perforación y estabilizadores,

también pueden contener motor de fondo y herramientas de medición. Mientras que

para pozos direccionales el BHA cuenta con otros dos criterios conocidos, el primero


49

es que el BHA está compuesto por una mecha, motor de fondo, estabilizadores,

herramientas de medición, monel, heavy weigth, martillo y drill pipe, en otras

palabras todas las herramientas que se encuentran desde el fondo del pozo hasta llegar

a la mesa de rotación del taladro, mientras que otro criterio de las compañías es que el

BHA llega hasta donde esté ubicado el martillo. Es por ello para asegurar el

cumplimiento de los objetivos propuestos anteriormente se realizó un plan de trabajo

el cual se muestra en la Figura IV.1, donde se ilustran el esquema de trabajo y las

etapas involucradas:

Figura IV.I Esquema de trabajo

Desempeño de trabajos

anteriores

Bases para el diseño de sarta

de perforación Información suministrada

por personal de campo

Elaboración de la Herramienta Computacional

Validación

Análisis de resultados

Conclusiones y recomendaciones

Determinación de Parámetros

Construcción y Sistematización de la base de datos

Análisis comparativo de DHM y RSS

Revisión bibliográfica

Selección de la localización

Recolección de la información


50

IV.2.1 Revisión bibliográfica

Se llevó a cabo una investigación sobre las diversas configuraciones de sartas

utilizadas para la perforación de pozos horizontales. La consulta del material

bibliográfico incluyó textos académicos, artículos técnicos, manuales de operaciones

en pozos utilizados por Weatherford Latín América División Oriente y Trabajos

Especiales de Grado realizados por estudiantes de la Escuela de Ingeniería de

Petróleo (EIP) de la Universidad Central de Venezuela (UCV), entre otras fuentes.

Esta investigación permitió identificar el área de estudio, las partes de una sarta de

perforación, los tipos de ensamble de fondo, los parámetros reportados en los

diferentes manuales de operaciones de pozos, así como las diversas experiencias

operacionales

IV.2.2 Selección de localización

En esta etapa, los datos suministrados por la compañía, conformaron una población

de 90 pozos horizontales (Ver Anexo 2 Tablas B.1 y C.1), los cuales fueron ubicados

en un mapa geográfico referido a la zona sur oriental del país, a fin de determinar la

muestra definitiva a utilizar para el desarrollo del Trabajo Especial de Grado.

IV.2.3 Recolección de información

De toda la información investigada en la revisión bibliográfica y recopilada a través

de los reportes finales (slide sheet) de cada uno de los pozos seleccionados en la fase

anterior, se seleccionó el material asociado o relevante, para lograr resolver el

problema planteado y cumplir los objetivos propuestos en este Trabajo Especial de

Grado.

IV.2.4 Determinación de Parámetros

Es de suma importancia al momento de estudiar el diseño del BHA saber cuáles son

los principales parámetros que permiten elaborar una sarta de perforación. Según la

literatura, existen una serie de componentes que deben ser calculados para lograr un


51

BHA óptimo. Lubinski realizó diversos cálculos para lograr determinar esos

parámetros y con ello logran una mejor tasa de penetración y mejor limpieza del

hoyo, debido a los diámetros óptimos y peso sobre la mecha requeridos, entre otros.

Cuando se realizan operaciones en campo, no siempre existen en la locación los

componentes idóneos para el BHA y por lo tanto se utilizan las tuberías que existan

en el taladro. Es por ello que al momento de realizar este TEG y debido a la

practicidad de las operaciones en campo, estos cálculos no fueron hechos, en virtud

de que, la determinación de los parámetros se fundamentó en las mejores experiencias

y prácticas operacionales de campo.

Por tal motivo la determinación de os parámetros a considerar durante el diseño de

sarta de perforación, se hizo mediante entrevistas no estructuradas a personal de

campo de acuerdo a su experiencia y experticie; ya que, estos son tomados

empíricamente, utilizando como referencia las fases, las trayectorias de los pozos y

los datos suministrados por los slide sheet de cada uno de los pozos seleccionados.

Una vez identificados esto parámetros, los mismos se clasificaron según su

comportamiento dentro de las categorías siguientes:

Parámetros Estáticos: Son los parámetros que durante una corrida

permanecieron con el mismo valor.

Parámetros Dinámicos: Son valores que se modificaron a lo largo de una corrida

y fueron reportados a través de un rango (mínimo - máximo). Para fines de este

estudio se tomo el máximo valor dentro del rango, el cual representa el caso más

crítico considerado.

Parámetros Asumibles: Son parámetros que se predeterminaron en función a la

información que manejo de pozos vecinos.

Parámetros Calculables: Son generados a partir de otros datos disponibles.

Estos fueron:

(Ec.IV.1)

Donde:


52

DF: Pies perforados (pies).

MD final: Distancia medida final (pies).

MD inicial: Distancia medida inicial (pies).

(Ec.IV.2)

Donde:

TEP: Tiempo efectivo de perforación (hrs).

TPR: Tiempo de perforación rotando (hrs).

TPD: Tiempo de perforación deslizando (hrs).

(Ec.IV.3)

Donde:

TPCP: Tasa promedio de construcción del plan (°/100 pies).

DLS: Desviación (°/100 pies).


(Ec.IV.4)

Donde:

%ST: Porcentaje de deslizamiento teórico (%).

TPCP: Tasa promedio ponderada de construcción del plan (°/100 pies).

TCM: Tasa de construcción teórica del motor (°/100 pies).

(Ec.IV.5)

Donde:

%SC: Porcentaje de deslizamiento de la corrida (%).

PD: Pies deslizados (pies).



53

(Ec.IV.6)

Donde:

%SC: Respuesta del motor (%).

%SC: Porcentaje de deslizamiento de la corrida (%).

%ST: Porcentaje de deslizamiento teórico (%).

(Ec.IV.7)

Donde:

ROP promedio: Tasa promedio de perforación (pies/hrs).


TPE: Tiempo efectivo de perforación (hrs).

IV.2.5 Construcción y Sistematización de la Base de Datos

En esta etapa se realizó un análisis de la información recopilada, que consistió en la

construcción de un cuadro comparativo entre los diferentes pozos considerados, el

cual contiene todos los parámetros disponibles (matriz) y obtenidos a través de los

reportes finales, con el fin de optimizar el mejor manejo de la información.

Luego se fijaron los criterios de evaluación para la determinación de las mejores

prácticas operacionales en campo, a fin de descartar aquellas que no fueron exitosas.

A continuación se presentan los criterios de clasificación de los diferentes parámetros

evaluados en la matriz:

Bueno = 3, Regular = 2 y Malo =1

Pies perforados: Se considero la mayor cantidad de pies perforados sin haber

realizado cambios en la sarta de perforación.


54

Bueno: de 1500 pies en adelante.

Regular: desde 500 pies hasta 1500 pies.

Malo: menos de 500 ft.

Respuesta del motor: Esto se relaciona con el rendimiento del motor durante la

fase de construcción, debido a que en esta fase se necesita que el mismo deslice

para poder generar el ángulo deseado, por lo que a menor rendimiento mejor será

la respuesta del motor.

Bueno: mayor o igual a 30 %.

Regular: entre 10 % y 30%.

Malo: menor o igual a 10 %.

Porcentaje de deslizamiento: Es considerado durante la fase de navegación, en la

cual se requiere que el motor sólo rote, por lo que a mayor rendimiento del motor,

menor será el porcentaje de deslizamiento del mismo.

Bueno: menor o igual a 30 %.

Regular: entre 30 % y 50%.

Malo: mayor o igual a 50 %.

Tasa de perforación: Esta relacionado con los pies perforados por unidad de

tiempo.

Bueno: mayor a 90 pies/hrs.

Regular: entre 50 pies/hrs y 90 pies/hrs.

Malo: menor a 50 pies/hrs.

La Tabla IV.1 muestra los parámetros de evaluación de la matriz:


55

Tabla IV.I Parámetros de evaluación de la matriz.

Fase de perforación

Construcción Navegación

Pies Perforador

<500 pies

500-1500 pies

>500 pies

Respuesta del motor

>30%

10-30%

<10

Deslizamiento en fase horizontal

>50%

30-50%

<30%

Tasa de penetración

<50 pies/hrs.

50-90 pies/hrs.

>90 pies/hrs.

Sumatoria

A cada uno de los BHA ubicados en la matriz, se les realizó la evaluación de los

parámetros antes mostrados, así como también se le asignó una valoración a los

problemas operacionales presentados durante su corrida, a fin de incorporarlos dentro

de la matriz como un parámetro de evaluación adicional, los cuales estuvieron

ponderados con valores negativos, dependiendo de su preponderancia, siendo el valor

-3 asignado a aquel problema operacional que haya tenido mayor impacto en el

desarrollo de la perforación, y el valor 0 asignado a aquellos problemas operaciones

que no dependieron de la configuración de sarta utilizada. La Tabla IV.2, muestra los

problemas operaciones con su respectiva ponderación.


56

Tabla IV.2 Problemas operacionales.

Problemas Operacionales Ponderación

Apoyo -2

Arrastre -2

Colgamiento -3

Falla de mecha -1

Pega de tubería -3

Problemas con herramientas de MWD y LWD -1

Problemas de construcción -2

Problemas del motor -1

Problemas externos 0

Torque excesivo -2

Ubicación del objetivo -1

IV.2.5.1 Descripción de los problemas operacionales

Apoyo: Situación en la cual la sarta se recuesta de las paredes del hoyo,

produciendo, que no llegue suficiente peso a la mecha y esto a su vez disminución

de las ROP.

Arrastre: Generado al mover la sarta axialmente a lo largo del pozo.

Colgamiento: Esto ocurre luego de realizar un viaje de calibración del hoyo, al

momento que la tubería baja al fondo de la sección perforada.

Falla de mecha: Escenario en el cual la mecha presenta desgaste o daños

ocasionados por errores en la selección de la misma.

Pega de tubería: Se genera cuando la tubería, por diversas condiciones, se

encuentra imposibilitada de moverse hacia fuera del hoyo. En algunos casos no

puede moverse hacia adentro, ni tampoco rotar.

Problemas con herramientas de MWD y LWD: Se clasifican estas fallas como

fallas de comunicación, presencia de baterías descargadas, falla en los sensores

(de superficie o de las herramientas).


57

Problemas de construcción: Se atribuyen estos a la falta de seguimiento al plan

de trayectoria preestablecido.

Problemas del motor: En este caso el motor no proporciona las ROP necesarias,

por lo que no genera los DLS requeridos por el plan, esto generado por fallas en la

sección de poder del mismo.

Problemas Externos: Son ocasionado por equipos, herramientas o sistemas que

no conforman la sarta de perforación, tal es el caso de: las bombas superficiales,

top driver, sistema de lodo, entre otros.

Torque excesivo: Generado por esfuerzos de torsión por encima de los valores

preestablecidos de trabajo, que en las peores situaciones pueden sobrepasar el

esfuerzo de torsión máximo de la tubería ocasionando la ruptura de la misma.

Ubicación del objetivo: Son discrepancias entre la ubicación de las arenas

predeterminadas por los geólogos a través de correlaciones y la ubicación real de

las arenas productoras.

Para ambas fases, construcción (hoyo intermedio) y navegación (hoyo productor), se

realizó una sumatoria de las ponderaciones de cada indicador, para cada una de las

experiencias, cuyo resultado se clasificó según un criterio final de rangos que definió

las mejores, regulares y peores prácticas operacionales. Este criterio es mostrado en la

Tabla IV.3

Tabla IV.3. Clasificación de las prácticas operacionales.

Clasificación de la practica operacional Rangos de resultado

Buena 7-9

Regular 4-6

Mala 0-3


58

La Tabla IV.4 muestra un ejemplo de la ponderación de cada experiencia por

ensamblaje de fondo y según el pozo en el cual se utilizo dicho ensamblaje. En el

Anexo 3, Tablas D.3, muestra la ponderación de todas las experiencias.

Tabla IV.5. Ejemplo de ponderación de las experiencias.

BHA # Campo P.P. R.M. O D.H. ROP POP SUM

1 Bare 3 3 2 -2 6

2 Bare 3 3 3 -3 6

3 Bare 3 2 2 - 7

4 Bare 1 2 1 -1 3

5 Bare 3 3 3 - 9

6 Bare 3 3 2 - 8

7 Bare 2 3 2 -2 5

8 Bare 2 3 2 - 7

9 Bare 3 3 2 -3 5

10 Bare 3 2 1 - 6

La tabla IV.5 e un ejemplo de la tabla de caracterización de las experiencias

seleccionadas por cada ensamblaje utilizado para la construcción de las dos fases en

estudio de los pozos. En el Anexo 3, Tablas D.2, se encuentra la matriz de

caracterización con todas las experiencias.


59

Tabla IV.4. Ejemplo de Matriz de caracterización.

BHA Campo Pozo GH IMDP IT DF Face GPM TEP TCM TPCP %ST % SC %RM ROP WOBS WOBR TL DL PO

1 Bare MFB-873 12 1/4 994-4354 3212-3306 3164 C 500 49,57 9,00 3,16 35,1 35,9 0,79 65,90 20,00 15,00 P 9,7 PC

2 Bare MFB-873 8 1/2 4354-7001 N/A 2647 N 500 13,40 N/A N/A 0 10,9 0 197,50 12,00 15,00 V 8,7 COL

3 Bare MFB-877 12 1/4 1005-4032 3327-3388 3027 C 550 43,53 9,00 3,09 34,3 48,3 13,97 69,5 12,00 14,00 P 9,70 OK

4 Bare MFB-877 8 1/2 4032-4113 N/A 81 N 400 3,67 N/A N/A 0 48,1 0 22,1 30,00 8,00 V 8,6 BIT

5 Bare MFB-877 8 1/2 4113-6533 N/A 2420 N 500 15,18 N/A N/A 0 12,7 0 159,4 20,00 15,00 V 8,7 OK

6 Bare MFB-866 12 1/4 1020-3811 3397-3428 2791 C 560 89.62 9.00 2.88 32.00 29.80 -2.20 66.17 40.00 25.00 P 10.00 EXT

7 Bare MFB-866 8 1/2 4594-5960 N/A 1366 N 460 18.22 N/A N/A 0 26.40 0 75.20 40.00 15.00 V 8.90 PC

8 Bare MFB-866 8 1/2 5409-6315 N/A 900 N 460 14.87 N/A N/A 0 27.80 0 55.20 40.00 15.00 V 9.90 OK

9 Bare MFB-871 12 1/4 1002-4018 3350-3466 3016 C 530 66.87 9.00 3.12 34.67 42.20 7.53 43.90 20.00 10.00 P 9.80 COL

10 Bare MFB-871 8 1/2 3909-6291 N/A 2382 N 550 89.78 N/A N/A 0 40.64 0 26.10 35.00 10.00 V 8.70 OK


60

IV.2.6 Análisis comparativo entre DHM y RSS

Se realizó un análisis comparativo sobre el uso de DHM (Down Hole Motors) y el

RSS (Rotary Steerable System) durante la construcción y la navegación de pozos

horizontales. Dicha comparación se hizo de manera técnica y de acuerdo a

experiencias operaciones.

De carácter técnico, utilizando datos disponibles en las hojas técnicas de motores de

fondo y del sistema de rotación continua, con diámetros externos nominales de 6,75

pulg y 8 pulg, correspondientes a las fases de perforación en estudio; los datos se

ubicaron en una tabla a fin de contribuir al análisis comparativo entre estos dos

sistemas.

Desde el punto de vista operacional se procedió con la selección de cinco (5) pozos,

que se agruparon en tres parejas (resultando un pozo común en dos de las tres parejas)

los cuales poseían características similares, para que la comparación fuese

representativa. Los criterios y consideraciones realizadas para la escogencia y

agrupamiento de los pozos fueron los siguientes:

Los pozos de cada pareja deben pertenecer al mismo campo, a fin de asumir que

las herramientas utilizadas en cada uno de ellos, hayan estado sometidas a

condiciones litológicas similares.

Seleccionar ensamblajes de fondo sólo de la fase de construcción, ya que en fase

de navegación no se posee experiencia suficiente con RSS (sólo un pozo en fase

horizontal).

Intervalos de construcción de ángulo, MD y TVD similares.

Partiendo de las características comunes antes señaladas, se procedió a la

construcción de dieciséis gráficas, las cuales describieron el desempeño del DHM y

RSS.


61

IV.2.7 Desarrollo de la herramienta computacional

Se elaboró una herramienta computacional (BHA Selector) en la cual se integraron los

criterios obtenidos mediante las mejores prácticas operacionales de la empresa, así

como, los parámetros estáticos, dinámicos, asumibles y calculables considerados, a

fin de que dicha herramienta generara como resultado el diseño de la posible sarta de

perforación a implementar. A continuación se presentan la secuencia de acciones

realizadas para lograr el desarrollo final de la herramienta computacional.

IV.2.7.1 Visualización y diseño de la herramienta computacional

Inicialmente se contemplo el diseño de las ventanas que desplegaría la herramienta

para la introducción de datos y muestra de resultados. Para el diseño de estas se

tomaron como guías diferentes programas pertenecientes a la compañía, lo que

permitió definir formularios para la introducción de datos, distribución en general y

resultados mostrados.

De igual manera se definió el proceso de selección simplificado de las sartas el cual

se muestra en la Figura IV.2, que se basa en la introducción de datos, procesamiento

y despliegue de resultados.

Figura IV.2 Esquema general del funcionamiento de la herramienta previo al desarrollo

computacional.

Datos de entrada


62

IV.2.7.2 Desarrollo de los algoritmos previos a la programación

En esta etapa se realizó un bosquejo previo a la programación, que permitió diseñar

en forma sencilla la interfaz visual con el usuario, a partir de la cual se definieron los

controles y objetos procedentes de Visual Basic 2010, que utilizaría la herramienta

computacional. Es por ello, que se tomo en cuenta la necesidad de que la interfaz

Herramienta-Usuario fuera lo más sencilla posible para la introducción de los datos,

de tal manera se realizaron esquemas previos para describir la entrada de datos y la

obtención de los resultados.

IV.2.7.3 Generación de los algoritmos previos al desarrollo de la herramienta

computacional

Una vez determinada la información a introducir en la herramienta computacional, se

procedió a realizar un conjunto de algoritmos lógicos, los cuales mostraron el orden

secuencial del funcionamiento de las variables dentro de la herramienta.

Las Figuras IV.3, IV.4, IV.5, IV.6, muestran los algoritmos utilizados para la

programación de la herramienta, mostrando los procesos involucrados para la

obtención de los resultados.


63

Figura IV.3 Algoritmo de funcionamiento del botón pozo.


64

Figura IV.4 Algoritmo de funcionamiento del botón herramientas y lodo.

Figura IV.5 Algoritmo de funcionamiento del botón parámetros.


65

Figura IV.6 Algoritmo del proceso para obtención de los resultados.

IV.2.7.4 Desarrollo del lenguaje de programación utilizado por la herramienta

computacional para la selección de sartas de perforación

En esta etapa se generó la aplicación y se sistematizó la base de datos que conforma

la herramienta computacional. Para ello se utilizó el programa Visual Basic 2010

como software de programación y Microsoft Access 2003 como un administrador de

base de datos. Visual Basic 2010, es un sistema de desarrollo basado en la plataforma

.NET que permite conectar sistemas, información, dispositivos y usuarios distintos de


66

un modo más unificado y personalizado, proporcionando a los desarrolladores de

software las herramientas y la tecnología para crear rápida y eficazmente soluciones

de negocio que abarcan múltiples aplicaciones y múltiples dispositivos, permitiendo a

los usuarios controlar qué información, cómo y cuándo se les entrega [22]

.

Microsoft Access 2003, es una herramienta para la definición y manipulación de bases

de datos, cuyo propósito principal es mantener la información y hacer que esté

disponible en el momento requerido, siendo esta, persistente dentro del sistema, es

decir, una vez introducida en él, se mantiene hasta que el usuario decida eliminarla

[23].

IV.2.7.5 Depuración de errores de la programación

Luego de la codificación de la herramienta, se realizó una depuración de errores de

orden computacional. Esta consistió en realizar corridas con datos válidos, verificar

que arroje resultados lógicos y que no se generen problemas internos en la

herramienta, tales como los siguientes: la fase coincida con el diámetro a utilizar, el

valor de MD final no sea mayor al valor de TVD, el valor de KOP deberá ser mayor

que el valor de MD inicial, entre otros.

Es válido destacar que la generación de estos errores, causaría un error grave en la

ejecución de esta herramienta, el cual podría llegar a interrumpir el funcionamiento

lógico, ocasionando que arroje como resultado una configuración incorrecta o

resultado vacío.

IV.2.8 VALIDACIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

Para la validación se estableció comparar los datos arrojados por el BHA Selector con

los datos extraídos de las experiencias operacionales ya realizadas y por realizar en

campo.

Para ello se realizaron seis simulaciones, seleccionando tres pozos que debían

cumplir con las siguientes características:


67

1. Un pozo el cual los parámetros de las experiencias operacionales para ambas

fases (construcción y navegación) estuviesen presentes en la base de datos, con el

fin de corroborar que el funcionamiento de la aplicación fuese el correcto.

2. Un pozo el cual los parámetros de las experiencias operacionales para ambas

fases (construcción y navegación) no estuviesen presentes en la base de datos,

pero se tuviesen los datos de las herramientas utilizadas para la construcción de

ambas fases, con el fin de comparar los resultados arrojados por la aplicación con

las herramientas que fueron utilizadas realmente.

3. Un pozo por construir, en el cual el personal de la compañía seleccione las

herramientas a utilizar, y estas sean comparadas con los resultados arrojados por

la aplicación.

Para la comparación de los resultados obtenidos se utilizó un software optimizador de

posicionamiento de martillos de perforación “Jar Placement”, el cual es un sencillo

programa que ayuda al usuario a determinar la posición óptima para la colocación del

martillo en la sarta, de manera tal que al momento de ser accionado ejecute impactos

con la mayor fuerza e impulso posible. Fue desarrollado por Weatherford

International Ltd en 2010 y es utilizado por diferentes departamentos dentro de la

compañía como pesca y perforación direccional.

Los resultados desplegados comprenden una serie de gráficas que muestran como

varía la magnitud del impacto e impulso dependiendo la posición del martillo en la

sarta o según la sobrecarga aplicada al momento de activarlo (Ver Figura IV.7).


68

Figura IV.7. Vista de pantalla de resultados del Jar Placement.

Los pozos que fueron seleccionados para su análisis se muestran en la Tabla IV.6, las

características de dichos pozos se presentan en la Tabla IV.7 para la fase de

construcción y en la Tabla IV.8 para la fase de navegación.

Tabla IV.6 Características comunes de los pozos seleccionados [3]

Característica Pozo seleccionado

1 CIB-374

2 E4-P27

3 NZZ-282


69

Tabla IV.7. Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de construcción [3]

Parámetro CIB-374 E4-P27 NZZ-282

Área Carabobo Junín Junín

Campo Cerro negro Huyapari Norte Zuata

Tipo de pozo Horizontal Horizontal Horizontal

Diámetro (in) 12,25 12,25 12,25

KOP (ft) 1176 1080 1200

Inicio de tangente (ft) 2844 2816 3450

Final de tangente (ft) 3018 3076 3728

MD inicial (ft) 1082 872 623

MD final (ft) 4101 3542 4890

TVD (ft) 2877 2577 3321

Base de lodo Agua Agua Agua

Tipo de lodo Polimérico Polimérico Polimérico

Densidad (ppg) 8,9 9,8 10

DLS (°/100 ft) 4,86 3,65 4,58

Peso sobre la mecha (klbs) 25 8 20

Tasa de perforación (ft/h) 97,40 85 41,94

Área total de fujo (in2) 0,84 0,99 0,945

Tasa de flujo (gpm) 550 560 500

Presión de Bombas (psi) 1400 1300 1800


70

Tabla IV.8 Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de navegación [3]

Parámetro CIB-374 E4-P27 NZZ-282

Área Carabobo Junín Junín

Campo Cerro negro Huyapari Norte Zuata

Tipo de pozo Horizontal Horizontal Horizontal

Diámetro (in) 8,5 8,5 8,5

MD inicial (ft) 4101 3542 4890

MD final (ft) 6101 8709 5246

TVD (ft) 2887 2654 3325

Base de lodo Agua Agua Agua

Tipo de lodo Viscoelástico Viscoelástico Viscoelástico

Densidad (ppg) 9,1 8,70 8,6

Peso sobre la mecha (klbs) 20 35 20

Tasa de perforación (ft/h) 315,80 220 31,64

Área total de flujo (in2) 0,90 0,92 0,78

Tasa de flujo (gpm) 450 550 450

Presión de Bombas (psi) 1650 2300 1700

IV.2.9 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Posterior a la verificación de la herramienta computacional, se procedió a realizar un

análisis relacionado a la efectividad de la misma en cuanto a la escogencia final de la

sarta de perforación a implementar. Estos resultados se muestran con detenimiento en

el Capítulo de análisis de resultados de este Trabajo Especial de Grado.

IV.2.10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En esta etapa se presentaron las conclusiones y recomendaciones obtenidas luego de

haber realizado el análisis respectivo de los resultados arrojados por la

implementación y validación de la herramienta computacional, así como, con las

experiencias arrojadas en campo.

CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS

70

CAPÍTULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS

V.1 SELECCIÓN DE LA LOCALIZACIÓN

Los datos suministrados por la compañía, conformaron una población de 90 pozos

horizontales (Ver Anexo 2, Tablas B.1 y C.1), estos fueron ubicados en un mapa

geográfico referido a la zona sur oriental del país. Para ello se procedió a una visita a

la Dirección de Planificación y Ordenación Ambiental, donde por medio del Sistema

de Información Geográfica de Ordenamiento de Territorio, se obtuvo la información

de las coordenadas del Proyecto Socialista Orinoco (PSO), el cual delimita el área de

afectación de la FPO.

Utilizando las coordenadas UTM Sirgar Regven uso 19 de cada pozo y la

delimitación antes descrita se pudo constatar cuales de estos pozos estaban ubicados

dentro, y fuera del área de afectación.

En la Tabla V.1 se encuentran todos los pozos que conformaron la muestra, y están

dentro o en las cercanías de la zona del PSO.

Tabla V.1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford.

Número Campo Cliente Pozo

1 Cerro Negro Morichal CIB0075

2 Cerro Negro Morichal CDB0080











13 Cerro Negro Carabobo G CDB0072


71

Tabla V.1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford. Continuación.

Número Campo Cliente Pozo






19 Cerro Negro Area Pesado MPG0275











30 Norte Zuata Indovenezuela NZZ 277



33 Huyapari Petropiar E4-P26

34 Huyapari Petropiar E4-P27

35 Huyapari Petropiar E4 P29

36 Huyapari Petropiar E4 -P15

37 Melones San Tome MS 492

38 Melones San Tome MEL 360

39 Bare San Tome MFB0873




La Figura V.1 muestra la disposición de los pozos clasificados. En el Anexo 2,

figuras A1, A.2 y A.3 se tiene un acercamiento de las áreas mostradas en el mapa

geográfico.


72

Figura V.1.Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford.


73

V.2 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS

Los parámetros considerados para el diseño de la sarta de perforación estuvieron

integrados por una seria de datos característicos de cada corrida, estos fueron

organizados y clasificados en la Tabla V.2.

Tabla V.2 Clasificación de los parámetros comparativos.

Parámetros Estático Dinámico Asumible Calculable

Geometría del hoyo x

Intervalos de MD perforados x

Intervalo Tangente x

Pies perforados x

Fase x

Tasa de flujo x

Tiempo de perforación efectivo x

Tasa de construcción del motor x

Tasa ponderada según el plan x

% de Deslizamiento Teórico x

% de Deslizamiento de la corrida x

Respuesta del Motor x

ROP promedio x

WOB Deslizando x

WOB Rotando x

Tipo de Lodo x

Densidad del lodo x

Litología x


74

V.3 SISTEMATIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS

Una vez organizada toda la información de los pozos seleccionados de la Tabla V.1

“Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford”, se procedió a

evaluar los 131 BHA utilizados en estos 42 pozos seleccionados, en virtud de que,

cada uno de los pozos en estudio están conformados por más de un BHA, ya que

estos se cambian de acuerdo a la realidad operacional de perforación de cada pozo, es

decir, a medida que se cambio de fase se requiere una nueva configuración, así como

cuando existe algún problema operacional dentro o durante la perforación de una

misma fase. Partiendo de este hecho se realizó una tabla en donde se plasmaron

aquellos ensamblajes de fondo utilizados.

A fin de trabajar con una base de datos que represente las mejores prácticas

operacionales, se realizó una ponderación de los mismos para seleccionar aquellos en

los cuales se haya tenido las mejores prácticas operacionales.

A continuación se muestran las Tablas V.3, V.4 y V.5, las cuales conforman la base

de datos con la cual cuenta la herramienta computacional.


75

Tabla V.3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA #22

BHA # Área Campo Tipo De Pozo Fase Diámetro (pulg.) KOP (pies)

1 AYACUCHO Bare HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1105,00

2 AYACUCHO Bare HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

3 AYACUCHO Bare HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1126,00

4 AYACUCHO Bare HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

5 AYACUCHO Melones HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

6 AYACUCHO Melones HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1132,00

7 AYACUCHO Melones HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 2149,00

8 AYACUCHO Melones HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

9 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1082,00

10 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -



13 JUNIN Norte Zuata HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

14 JUNIN Norte Zuata HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

15 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

16 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1076,00

17 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -

18 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1010,00

19 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -





76

Tabla V.3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA #22. Continuación

BHA # Inicio MD perf.

(pies) Final MD perf. (pies) Inicio de tangente (pies) Inicio de tangente (pies)

TVD

(pies) Base de lodo

1 1005 4032 3327 3388 3002,22 WATER

2 4113 6533 - - 3068,93 WATER

3 1020 3811 3397 3428 2954,98 WATER

4 5409 6315 - - 3048,60 WATER

5 4494 6708 - - 3750,89 WATER

6 995 1551 - NPT 1550,87 WATER

7 1551 3731 - NPT 3586,24 WATER

8 5632 7534 - - 4178,83 WATER

9 846 3529 2931 3155 2539,74 WATER

10 3856 8198 - - 2520,20 WATER

11 862 3889 2959 3121 2825,50 WATER

12 2238 3542 2816 3076 2577,84 WATER

13 4299 6229 - - 3414,15 WATER

14 4369 6101 - - 3371,87 WATER

15 4846 447 - - 3825,10 WATER

16 1014 4208 2998 3105 3029,57 WATER

17 6941 8704 - - 3110,00 WATER

18 1005 3759 2666 2819 2867,16 WATER

19 5008 8352 - - 2843,20 WATER

20 1050 3913 2841 2933 2997,29 WATER

21 3913 7306 - - 2964,40 WATER

22 1000 4409 2781 2931 2807,30 WATER


77


BHA # Tipo de lodo Densidad de lodo (ppg) WOB P.P GPM TFA ROP promedio (pies/h) DLS

1 POLIMERICO 9,70 12,00 1800,00 550 0,91 69,50 3,09

2 VISCOELASTICO 8,70 20,00 1650,00 500 0,92 159,40 N/A

3 POLIMERICO 10,00 40,00 1800,00 560 0,95 66,17 2,88



6 POLIMERICO 9,20 8,00 600,00 480 0,96 158,90 3,08

7 POLIMERICO 9,60 17,00 1000,00 480 0,96 58,00 2,14

8 POLIMERICO 8,70 16,00 1200,00 450 0,92 82,70 N/A

9 POLIMERICO 9,40 40,00 1500,00 600 0,89 71,40 3,84


11 POLIMERICO 9,90 5,00 1550,00 550 0,99 77,50 3,35

12 POLIMERICO 9,80 8,00 1300,00 560 0,99 96,50 3,43




16 POLIMERICO 9,10 10,00 1450,00 550 0,88 180,80 4,10


18 POLIMERICO 9,00 8,00 1500,00 552 0,74 147,00 3,44

19 POLIMERICO 9,00 4,00 1450,00 550 0,75 222,20 N/A

20 POLIMERICO 8,80 18,00 1350,00 500 0,76 124,20 3,77


22 VISCOELASTICO 8,80 20,00 1400,00 500 0,79 110,80 3,95


78


BHA # Area Campo Tipo de pozo Fase Diametro (pulg.) KOP (pies)
























79



(pies) Final MD perf. (pies) Inicio de tangente (Pies) Inicio de tangente (Pies)

TVD

(pies) Base de lodo

23 4409 9009 - - 2810,90 WATER

24 4953 6440 - - 3015,40 WATER

25 3859 6390 - - 2902,00 WATER

26 972 4294 3058 3212 3033,22 WATER

27 4398 8048 - - 3052,70 WATER

28 119 4148 3026 3167 2947,72 WATER

29 6599 8148 - - 3075,10 WATER

30 4045 8045 - - 2944,10 WATER

31 1080 4130 3025 3116 3046,62 WATER

32 4130 7621 - - 3070,90 WATER

33 1016 4175 3000 3102 3073,44 WATER

34 4175 8175 - - 3125,71 WATER

35 1109 3837 2731 2854 2913,74 WATER

36 3838 5856 - - 2924,01 WATER

37 1036 3897 2934 3057 3130,60 WATER

38 3897 5872 - - 3128,90 WATER

39 1095 3698 3093 3208 3130,54 WATER

40 1140 4184 3126 3200 3062,02 WATER

41 4184 7174 - - 3233,10 WATER

42 1164 3579 -

2550,99 WATER

43 3579 5979 - - 2971,91 WATER

44 4610 6110 - - 3841,70 WATER


80

Tabla V.4 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#23 al BHA #44.


23 POLIMERICO 8,80 15,00 1850,00 500 0,88 238,10 N/A



26 VISCOELASTICO 8,90 22,00 1800,00 450 0,84 109,80 4,37


28 POLIMERICO 8,70 25,00 1000,00 450 0,94 82,80 3,84



31 POLIMERICO 8,80 2,00 1350,00 530 0,90 84,40 3,13

32 VISCOELASTICO 9,00 2,00 1700,00 520 193,80 N/A

33 POLIMERICO 9,00 20,00 1300,00 455 0,88 91,00 3,51


35 POLIMERICO 8,90 15,00 1500,00 500 0,74 105,30 3,44


37 POLIMERICO 8,90 10,00 1700,00 450 0,95 91,80 3,97


39 POLIMERICO 9,00 20,00 1500,00 530 0,90 98,60 3,32

40 POLIMERICO 9,00 5,00 1700,00 550 0,95 85,80 3,71


42 POLIMERICO 8,90 20,00 1400,00 500 0,88 93,20 3,89

43 POLIMERICO 8,90 10,00 1400,00 500 0,84 276,30 N/A



81


BHA # Area Campo Tipo de pozo Fase Diametro (pulg.) KOP (pies)

45 - Area Pesada HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 N/A












57 - Area Pesada HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1787,00








65 - Area Pesado HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -




82



(pies)

Final MD perf.

(pies) Inicio de tangente (pies) Inicio de tangente (pies)

TVD

(pies) Base de lodo

45 4393 4802 - N/A 3801,53 WATER

46 4802 6379 - - 3817,70 WATER

47 4634 6634 - - 3936,50 WATER

48 5209 5713 - - 3827,90 WATER

49 872 3857 2940 3202 2744,04 WATER

50 3857 7812 - - 2813,61 WATER

51 7812 9036 - - 2819,30 WATER

52 1029 3753 2770 2909 2991,05 WATER

53 3753 5748 - - 2956,70 WATER

54 1081 3884 3030 3134 3238,77 WATER

55 1082 4101 2844 3018 2877,90 WATER

56 4101 6101 - - 2887,03 WATER

57 1737 4842 3685 3874 3803,18 WATER

58 4937 6358 - - 3797,20 WATER

59 1713 4846 3591 3750 3810,49 WATER

60 4846 6447 - - 3825,10 WATER

61 4447 6197 - - 3861,10 WATER

62 4685 7185 - - 3926,70 WATER

63 1803 4604 3623 3760 3779,84 WATER

64 4604 6594 - - 3775,50 WATER

65 4902 6890 - - 3913,30 WATER

66 1770 4977 3332 3438 3522,05 WATER

67 4405 5349 - - 3528,43 WATER


83



45 POLIMERICO 8,80 20,00 500,00 500 0,84 98,60 8,68




49 VISCOELASTICO 8,80 4,00 450,00 450 0,99 74,80 3,02



52 POLIMERICO 9,00 20,00 1600,00 500 0,89 91,90 3,78


54 POLIMERICO 8,80 18,00 1100,00 550 0,85 62,60 3,39

55 POLIMERICO 8,90 25,00 1400,00 550 0,84 97,40 4,86


57 POLIMERICO 9,30 30,00 1450,00 510 0,84 58,30 3,35


59 POLIMERICO 9,00 30,00 1700,00 550 0,89 46,40 3,39




63 POLIMERICO 9,30 35,00 1500,00 500 0,90 47,60 4,29



66 POLIMERICO 9,10 30,00 1500,00 520 0,90 68,70 4,20



84

V.4 COMPARACIÓN ENTRE DHM Y RSS

V.4.1 Comparación Teórica

Esta comparación se basó en la información obtenida de las hojas técnicas de los

sistemas de perforación pertenecientes a la compañía sobre las dos fases referidas en

este Trabajo Especial de Grado. Estos datos se colocaron en las Tablas V.6 y Tabla

V.7, de acuerdo a los diámetros externos nominales.

Tabla V.6 Sistemas de 6 ¾ pulg.

Características Motor de fondo Herramienta rotatoria

direccional “Revolution”

Tamaño de agujero recomendado 8 ½ a 10 pulg. 8 3/8 a 9 pulg.

Longitud 319 pulg. 177,6 pulg.

Torque máximo operacional 6000 lb-pies. 20000 lb-pies.

Máxima tensión operacional

aplicada al cuerpo 161000 lbf. 125000 lbf.

Máxima tensión estática aplicada

al cuerpo 387000 lbf. 350000 lbf.

Máximo peso sobre la mecha 158000 lbf. 50000 lbf.

Rango de construcción 8 a 11 Grados/ 100 pies.*

10 Grados/ 100 pies.

Máxima temperatura

operacional 350 °F 329 °F

Máximo rango de flujo 600 Gpm. 750 Gpm.

* El valor menor pertenece a un motor LE6750 con un estabilizador y con codo de ángulo de 1,5°

y el valor mayor a un motor LE6750 con un estabilizador con codo de ángulo de a 1,83°. Para

más información referirse al Anexo 4 y 5.


85

Tabla V.7 Sistemas de 8 pulg.

Características Motor de fondo Herramienta rotatoria

direccional “Revolution”

Tamaño de agujero

recomendado 9 5/8 a 12 1/4 pulg. Hasta 12 1/4 pulg.

Longitud 335 pulg. 213,6 pulg.

Torque máximo operacional 8800 lb-pies. 40000 lb-pies.

Máxima tensión operacional


Máxima tensión estática


Máximo peso sobre la mecha 186000 lbf. 90000 lbf.

Rango de construcción 9 a 11 Grados/ 100 pies.*

7,5 Grados/ 100 pies.

Máxima temperatura

operacional 350 °F 329 °F

Máximo rango de flujo 1000 Gpm. 1500 Gpm.

* El valor menor pertenece a un motor LE6740 con un estabilizador y con codo de ángulo de

1,5° y el valor mayor a un motor LE6740 con un estabilizador con codo de ángulo de a 1,83°.

Para más información referirse al Anexo 6 y 7

V.4.2 Comparación Práctica

Esta se basó en las experiencias operacionales que se obtuvieron al momento de

perforar un pozo horizontal, tomando en cuenta las secciones que se muestran en la

Figura V.2, correspondientes al perfil de un pozo horizontal.


86

Figura V.2 Perfil de un pozo horizontal [5]

(Modificado por Mendoza,Wilmary)

Los pozos seleccionados para realizar las comparaciones fueron: GS-331, GS-332,

NZZ-270, NZZ-274 y NZZ-279, quedando agrupados como se muestra en la Tabla

V.8:

Tabla V.8. Pozos comparados según la herramienta de perforación utilizada.

Pozo perforado con DHM Pozo perforado con RSS Ubicación (campo)

GS-332 GS-331 Guara Oeste

NZZ-270 NZZ-279 Norte Zuata

NZZ-274 NZZ-279 Norte Zuata

La Tabla V.9, muestra las características que tienen en común los pozos

seleccionados.


87

Tabla V.9. Características comunes de los pozos seleccionados.

Pozo GS-332 GS-331 NZZ-270 NZZ-274 NZZ-279

Perforado

con DHM x x x

Pozo

Perforado

con RSS

x x

Ubicación

(campo) Guara Oeste Guara Oeste Norte Zuata Norte Zuata Norte Zuata

MD Inicio (ft) 2040 2016 660 648 660

MD Final (ft) 8591 8585 4269 4375 4450

TVD Final

(ft) 7943 7845 3370 3359 3381

Intervalo a

comparar (ft) 6576-8197 6576-8197 660-2926 648-2926 660-2926

Los problemas operacionales que se presentaron durante la corrida de cada pozo

también forman parte de los aspectos que fueron comparados. Estos fueron

clasificados según el pozo y las herramientas utilizadas en cada corrida. La Tabla

V.10 muestra estos inconvenientes y sus consecuencias.


88

Tabla V.10. Problemas operacionales surgidos en las corridas para la construcción de los pozos GS-

332, GS-331, NZZ-270, NZZ-279 y NZZ-274.

Pozo Sistema

utilizado

Numero BHA

correspondiente a la

corrida

Intervalo

perforado

MD (ft)

Problemas operacionales

GS-332 MOTOR

7 6576-7067

Se observaron muchas

sobrepresiones al tocar fondo

y altos torques por lo que se

decide sacar BHA para

cambio de motor.

8 7067-7262

Siguen los problemas de

sobrepresión y se decide

sacar para revisar el motor.

Se encuentra que el

elastómero del motor esta

desprendido. Se cambia por

otro motor.

9 7262-8197

Se obtienen mejores

resultados que el BHA

anterior apegándose al plan.

GS-331 RSS

3 6576-6942

Al intentar empezar la

construcción de ángulo se

hizo imposible. Se atribuye la

falla al sistema rotatorio de la

herramienta (dañado).

4 6942-8197

Se encuentra apoyo de la

herramienta al bajar. Al

inicio de la perforación no se

logra generar los DLS

requeridos por el plan. Para

no desviarse demasiado del

programa de perforación se

decide sustituir por motor.


89

Tabla V.10. Problemas operacionales surgidos en las corridas para la construcción de los pozos GS-

332, GS-331, NZZ-270, NZZ-279 y NZZ-274. (Continuación)

Pozo Sistema

utilizado

Numero BHA

correspondiente a la

corrida

Intervalo

perforado

MD (ft)

Problemas operacionales

NZZ-270 MOTOR 1 660-2926 No tuvo problemas

operacionales.

NZZ-279 RSS

1 660-1630

Al inicio de la perforación no

se logra generar los DLS

requeridos por el plan. Se

decide cambiar por otro

sistema de rotación continua.

2 1630-2926

Alto nivel de vibración que

imposibilita la orientación de

la herramienta. No se logra

generar los DLS requeridos

por el plan. Se decide

cambiar la herramienta por

motor.

NZZ-274 MOTOR 1 648-2926 No tuvo problemas

operacionales.

V.4.2.1 Análisis comparativo entre los pozos GS-331 y GS-332

Figura V.3. Comparación de velocidades de perforación entre los pozo GS-332 y GS-331

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 20 40 60 80

MD

(ft

)

Tiempo (h)

MD vs Tiempo

Motor GS-332

RSS GS-331


90

Como se aprecia en la Figura V.3, el pozo GS-331 perforado con RSS logró alcanzar

1600ft en 20 horas, mientras que el pozo GS-332 perforado con motor de fondo para

ese tiempo sólo alcanzó 220 ft.

Figura V.4. Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo GS-332 y GS-331

La Figura V.4 muestra, al pozo GS-331 perforado con RSS se mantuvo dentro de un

rango de penetración que osciló entre 100 y 200 de ROP, a diferencia del pozo GS-

332 perforado con motor de fondo, el cual muestra una variabilidad en ROP a lo largo

de la trayectoria, esto debido a que se presenta un punto con una falla de medición a

los 1400 ft.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 500 1000 1500 2000

RO

P (

ft/h

)

MD (ft)

ROP vs MD

GS-332 (MOTOR)

GS-331 (RSS)


91

Figura V.5 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-332

Figura V.6 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-331

y = 0.0318x + 12.294

R² = 0.9706

y = 0.0325x + 10.756

R² = 0.9748

0

10

20

30

40

50

60

70

0 500 1000 1500 2000

INC

LIN

AC

ION

(°)

MD (ft)

INCLINACIÓN VS MD

GS-332 (MOTOR)

GS-332 PLAN

(MOTOR)

Lineal (GS-332

(MOTOR))

Lineal (GS-332 PLAN

(MOTOR))

y = 0.0244x + 21.02

R² = 0.9871

y = 0.0219x + 23.323

R² = 0.9386

0

10

20

30

40

50

60

70

0 500 1000 1500 2000

INC

LIN

AC

ION

(°)

MD (ft)

INCLINACIÓN VS MD

GS-331 (RSS)

GS-331 PLAN (RSS)

Lineal (GS-331

(RSS))

Lineal (GS-331

PLAN (RSS))


92

Para analizar las figuras V.5 y V.6, se linealizaron las curvas correspondientes al plan

original como a la trayectoria seguida por el RSS y el motor de fondo

respectivamente, observándose que en el pozo GSS-332 el motor de fondo se ajusta

mucho mejor a la inclinación fijada por el plan. En cuanto al pozo GSS-331 se

observa una variación en el grado de inclinación respecto al plan trazado, se infiere

que esta variación es debido al cambio de dirección efectuado al pozo

correspondiente a los 450 ft de intervalo perforado.

Figura V.7. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo GS-332

Figura V.8 Comparación de DLG vs MD de perforación del pozo GS-331

0

1

2

3

4

5

6

0 500 1000 1500 2000

DL

S (

°/1

00

ft)

MD (ft)

DLS vs MD

GS-332 (MOTOR)

GS-332 PLAN

(MOTOR)

0

1

2

3

4

5

6

0 500 1000 1500 2000

DL

S (

°/1

00

ft)

MD (ft)

DLS vs MD

GS-331 (RSS)

GS-331 PLAN (RSS)


93

Al analizar las figuras V.7 y V.8 es de notar el excelente desempeño del motor de

fondo del pozo GS-332, en virtud de que se ajusto al plan originalmente trazado, caso

contrario al GS-331, donde el RSS por ser de configuración rígida se alejó del plan

diseñado y no logro concretar con éxito el DLG requerido.

V.4.2.2 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-270 y el pozo NZZ-279

Figura V.9 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-270 y NZZ-279

La Figura V.9 muestra, al pozo NZZ-279 perforado con RSS mantuvo un desempeño

superior con relación a los pies perforados por unidad de tiempo, con respecto al pozo

NZZ-279 que utilizó motor de fondo.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

MD

(ft

)

Tiempo (h)

MD vs Tiempo

Motor NZZ-270

RSS NZZ-279


94

Figura V.10. Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-270 y NZZ-279

La Figura V.10 muestra el comportamiento del pozo NZZ-270 perforado con motor

de fondo, el cual a lo largo de la trayectoria presentó un mejor desempeño que el pozo

NZZ-279 que utilizó RSS, aunque el motor presenta picos de altos y bajos ROP, pudo

aumentar su tasa de penetración a medida que se fue profundizando, caso contrario al

RSS que mientras más avanzada presentaba problemas de vibración, los cuales

afectaron su desempeño.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 500 1000 1500 2000 2500

RO

P (

ft/h

)

MD (ft)

ROP vs MD

NZZ-270 (MOTOR)

NZZ-279 (RSS)


95

Figura V.11. Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-270


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000 2500

INC

LIN

AC

ION

(°)

MD (ft)

INCLINACIÓN vs MD

NZZ-270 PLAN

(MOTOR)

NZZ-270 (MOTOR)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000 2500

INC

LIN

AC

ION

(°)

MD (ft)

INCLINACIÓN vs MD

NZZ-279 (RSS)

NZZ-279 PLAN (RSS)


96

Al observar las figuras V.11 y V.12, es de notar que el caso del pozo NZZ-270 el

motor proporcionó la inclinación requerida por el plan, cambio en el pozo NZZ-279,

el RSS a pesar que al inicio estaba cumpliendo con los requerimientos del plan hasta

los 2100 ft aprox, punto el cual alcanza su máxima inclinación y luego cae, no

alcanzado la inclinación requerida.

Figura V.13. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-270.

Figura V.14. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-279

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

0.00 500.00 1000.00 1500.00 2000.00 2500.00

DL

S (

°/1

00

ft)

MD (ft)

DLS VS MD

NZZ-270 PLAN

(MOTOR)

NZZ-270 (MOTOR)

0

1

2

3

4

5

6

0 500 1000 1500 2000 2500

DL

S (

°/1

00

ft)

MD (ft)

DLS vs MD

NZZ-279 (RSS)

NZZ-279 PLAN

(RSS)


97

Al comparar los resultados obtenido de las gráficas V.13 y V.14 el pozo NZZ-279

perforado con RSS no cumplió con el DLS requerido por el plan para una

profundidad mayor de 2000 ft, mientras que el caso del pozo NZZ-270, el motor

cumplió a cabalidad los requerimientos del DLS establecidos por el plan.

V.4.2.3 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-274 y el pozo NZZ-279

Figura V.15 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-274 y NZZ-279

Como se aprecia en la Figura V.15, el pozo NZZ-279 perforado con RSS logró

alcanzar 1500 ft en 11 horas, mientras que el pozo NZZ-274 perforado con motor de

fondo para ese tiempo alcanzó 2100 ft.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

MD

(ft

)

Tiempo (h)

MD vs Tiempo

Motor NZZ-274

RSS NZZ-279


98

Figura V.16. Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-274 y NZZ-279

La Figura V.16 muestra el comportamiento del pozo NZZ-274 perforado con motor

de fondo, el cual a lo largo de la trayectoria presentó un mejor desempeño que el pozo

NZZ-279 que utilizó RSS, a pesar que el motor presenta picos de altas y bajas ROP,

pudo aumentar su tasa de penetración a medida que se fue profundizando, caso

contrario al RSS que mientras más avanzada presentaba problemas de vibración, los

cuales afectaron su desempeño.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 500 1000 1500 2000 2500

RO

P (

ft/h

)

MD (ft)

ROP vs MD

NZZ-274 (MOTOR)

NZZ-279 (RSS)


99

Figura V.17. Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-274.


Se puede visualizar en las figuras V.17 y V.12, que en el caso del pozo NZZ-274 el

motor no se ajustó al plan en los primeros 500 ft perforados y a medida que se

avanzaba en la perforación se fue ajustando de manera forzosa, mientras que para el

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 1000 2000 3000

INC

LIN

AC

ION

(°)

MD (ft)

Inclinación vs MD

NZZ-274 (MOTOR)

NZZ-274 PLAN

(MOTOR)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000 2500

INC

LIN

AC

ION

(°)

MD (ft)

Inclinación vs MD

NZZ-279 (RSS)

NZZ-279 PLAN

(RSS)


100

pozo NZZ-279 perforado con RSS, este se ajusto desde el inicio al plan y así continuó

durante 1800 ft, aunque al finalizar se desfaso.



0

1

2

3

4

5

6

7

0 500 1000 1500 2000 2500

DL

S (

°/1

00

ft)

MD (ft)

DLS vs MD

NZZ-274 (MOTOR)

NZZ-274 PLAN

(MOTOR)

0

1

2

3

4

5

6

0 500 1000 1500 2000 2500

DL

S (

°/1

00

ft)

MD (ft)

DLS vs MD

NZZ-279 (RSS)

NZZ-279 PLAN

(RSS)


101

Al analizar las Figuras V.18 y V.14, destaca que para el pozo NZZ-279 perforado con

RSS, a los 2000 ft de profundidad alcanzó su máximo DLS ocasionando que a mayor

profundidad no alzara lo requerido por el plan. Mientras que para el pozo NZZ-274,

el motor presentó muchos inconvenientes para cumplir con el DLS requerido por el

plan, esto posiblemente por tendencia a la formación de disminuir ángulo, destacando

que a partir de los 2000 ft de profundad el motor pudo levantar el ángulo aunque

continuaba muy lejos de lo diseñado.

V.5. DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL “WILED

1.0- BHA SELECTOR”

Wiled 1.0 es un programa selector de ensamblajes de fondo de fácil manejo, el cual

engloba las mejores prácticas operacionales durante la perforación en la fase de

construcción y de navegación de un pozo horizontal.

Wiled 1.0 es muy sencillo, fue desarrollado en idioma inglés. Para su uso se debe

contar con datos característicos del pozo a perforar como geometría del hoyo, fluido

de perforación y parámetros de perforación.

Para comenzar a trabajar con el programa, el usuario debe ir al Archivo del

procesador que contenga guardado el programa y pulsar el botón izquierdo del ratón

dos veces sobre el icono de Wiled 1.0 (Ver Figura V.19). Luego de iniciar la

aplicación, el programa mostrará la Ventana de Inicio mostrada en la Figura V.20.

Figura V.19 Icono de Wiled 1.0 – BHA selector


102

Figura V.20. Ventana de inicio de la herramienta computacional.

Para continuar, el usuario debe ir al Menú “Experience”, anclada en la barra superior

de la ventana inicio, seguido de “New experience” el cual llevará al usuario a la

ventana de Ingreso de nuevas experiencias mostrada en la Figura V.21, luego debe

presionar el icono “New” para iniciar su funcionamiento

Figura V.21 Ventana de nueva experiencia de la herramienta computacional


103

Seguidamente en el botón “General”, se deben llenar los datos solicitados tales como

la fecha, el nombre del pozo, el tipo de trabajo, el nombre del usuario, seleccionar el

área y el campo a trabajo así como escribir un breve comentario (Ver Figura V.22).

Se deben completar todos los espacios para poder continuar con el funcionamiento de

la herramienta computacional. Una vez completados todos los espacios solicitados, se

debe pulsar el botón “Siguiente”, el cual se encuentra en la parte central inferior de

todas la ventadas de introducción de datos del programa.

Figura V.22 Vista del botón “General” de la herramienta computacional.

El botón “Well” contempla la introducción de los datos relacionados a la geometría

del hoyo a perforar; los datos requeridos son tales como: el tipo de pozo, la fase, el

diámetro, KOP, profundidad inicial y final que se obtendrá del pozo, el punto de

inicio y final de tangencia y finalmente a TVD. Es válido destacar que el tipo de pozo

en estudio es el horizontal, así como también los datos se deben completar de acuerdo

a la fase que corresponda. Esta ventana se muestra en la Figura V.23


104

Figura V.23. Vista botón “Well” de la herramienta computacional.

Luego el botón “Mud & Tool”, está relacionado con la base, el tipo y la densidad del

lodo que se va a utilizar durante la perforación del pozo a evaluar, así como también,

se debe indicar el orden de las herramientas de medición que se deseen incorporar

dentro de la sarta de perforación, incluyendo la longitud del Monel que se debe

colocar, esto se debe a que, dependiendo de la cantidad de sensores que se le coloque

a la sarta varía la extensión del mismo. Además de esto, se indica si se requiere que

en el resultado final se muestre una configuración de sarta de perforación con un

RSS, en caso contrario, el programa sólo arrojara configuración de sarta de

perforación con motor de fondo. Así mismo, es necesario seleccionar el grado de

ubicación del martillo según sea el caso, puede ser a los 40°,45°,50°,55°,60° o luego

de la Electrónica (Herramientas de medición). La ventana se muestra la figura V.24.


105

Figura V.24 Vista del botón “Mud & Tools” de la herramienta computacional.

Después en el botón “Parameters”, se introducen los parámetros de operación del

pozo, tales como el DLS, peso sobre la mecha, tamaño del área total de flujo de

mecha, presión de operación, tasa de bombeo que se espera utilizar de lodo, ROP y la

temperatura que se espera dentro del hoyo, esta pantalla se muestra a continuación en

la Figura V.25

Figura V.25 Vista del botón “Parameters” de la herramienta computacional.


106

Es importante destacar que, si el usuario omite o se equivoca en la entrada de algún

dato en cualquiera de las ventanas de introducción de datos, el programa no permitirá

su avance y mostrará mensaje que permitirán corregir cualquier error cometido en la

omisión o introducción de datos, tal como se muestran en las Figuras V.26, V.27 y

V.28.

Figura V.26 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se introduce un valor

numérico en la casilla de KOP

Figura V.27 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se selecciona el grado de

ubicación del martillo.


107

Figura V.28 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se introduce la

temperatura a la cual van a estar sometida los compontes de la sarta.

Una vez finalizada la introducción de los datos, el programa muestra en el botón

“Drill String”, la ventana de resultados, la cual arroja una o más posibles

configuraciones de sartas de perforación (BHA´S) a utilizar, dicha ventana se muestra

en la figura V.29.

Figura V.29 Vista del botón “Drill String” de la herramienta computacional.


108

Si el usuario desea modificar algún cambio en los datos introducidos, tiene la

posibilidad de regresar de una ventana a la(s) anterior (es), utilizando para ellos el

botón “Atrás” ubicado en la parte central de cada pantalla.

Así mismo el usuario tiene la posibilidad de imprimir los resultados obtenidos, para

ello se pulsa el botón izquierdo del ratón dos veces sobre el icono “imprimir” anclado

en la barra superior de la ventana “Drill String”, generando una sub-ventana que

permite seleccionar la configuración de la página como se muestra en la Figura V.30,

presionando el botón “Aceptar” ubicado en la parte central izquierda se genera una

vista preliminar de la hoja a imprimir (Ver Figura V.31). Finalmente si el usuario está

de acuerdo con lo expuesto en la vista preliminar se selecciona el botón “imprimir”.

Figura V.30 Vista preliminar para seleccionar la configuración final de la página a imprimir.


109

Figura V.31 Vista final de la página de resultados a imprimir.

Finalmente para salir del programa, el usuario debe ir al menú “Salir”, el cual se

encuentra ubicado en la parte superior derecha de todas las ventanas.

V.6 VALIDACIÓN DE LOS RESULTADOS ARROJADOS POR LA

HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

V.6.1 Caso I: Parámetros de la experiencia en estudio cargados en la base de

datos (Pozo CIB-374)

V.6.1.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0- BHA selector

La Tabla V.11, muestra los resultados de una sarta de perforación de acuerdo a la fase

a trabajar, esta primera simulación fue realizada con el fin de corroborar el buen

funcionamiento de la herramienta computacional.


110

Tabla V.11. Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los parámetros de operación.

Pozo CIB-374.

Construcción

Descripción OD (in) longitud (ft) L. Acumulada (ft)

1 TRI-CONE BIT 12,25 1,11 1,11

2 DRILLING MOTOR 8 26,58 27,69

3 LWD (MFR) 8 20,8 48,49

4 MWD (HEL) 8 25,3 73,79

5 NO MAGNETIC DC 5 32,58 106,37

6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 136,37

7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 169,37


9 DRILL PIPE 5 1852,24 2051,61

10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 2049,39 4101

Navegación

Descripción OD (in) Longitud (ft) L. Acumulada (ft)

1 PDC BIT 8,5 1,11 1,11

2 DRILLING MOTOR 6,75 26,58 27,69

3 LWD (MFR) 6,75 20,8 48,49

4 MWD (HEL) 6,75 25,3 73,79

5 NO MAGNETIC DC 5 30 103,79




9 DRILL PIPE 5 3853,25 4050,04

10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 2050,96 6101

Al ser introducidos los datos de la experiencia operacional del pozo CIB-374, se pudo

constatar que la aplicación arrojó como resultado una sarta con una configuración

igual a la utilizada realmente para la perforación de este pozo. Esto indica que la

herramienta computacional arroja resultados lógicos y coherentes según los

parámetros de entrada introducidos.

V.6.1.2 Resultados arrojados por el Jar Placement

La Tabla V.12, indica que la ubicación del martillo más idónea para la fase de

construcción en un accionar ascendente y descendente, es luego de la electrónica, ya

que se poseen mayores valores de impacto e impulso disponibles para una misma

sobrecarga dada. Cabe resaltar que para un accionar descendente con una ubicación

del martillo de aprox. 45°, los efectos no llegan al punto de estancamiento, el cual


111

para todos los casos expuestos fue la mecha, en vista que al asegurar una liberación

de esta teóricamente se podría liberando cualquier punto de la sarta. Para el caso de

navegación, como se observa en la tabla, se obtuvo igual rendimiento que en la fase

de construcción.

Tabla V.12. Parámetros de operación del martillo según su ubicación. Pozo CIB-374.

Fase Posición del

martillo

Acción del golpe

del martillo

Sobre Carga

(klbf)

Impacto

(lb-s)

Impulso

(lb-s)

Construcción

Luego de la

electrónica

Arriba 200 921 547

Abajo 100 494 355

45° Aprox.

Arriba 200 622 1

Abajo La acción del martillo no llega al punto

de pega

Navegación

Luego de la

electrónica

Arriba 200 744 289

Abajo 100 368 141

45° Aprox. Arriba 200 300 0

Abajo 100 177 0

V.6.2. Caso II: Parámetros de la experiencia en estudio no cargados en la base

de datos (Pozo E4-P27).

V.6.2.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0-BHA selector


a trabajar, esta segunda simulación fue realizada con el fin de comparar los resultados

arrojados por la herramienta computacional y las sartas utilizadas para la perforación

de este pozo determinada por la compañía.


112

Tabla V.13. Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los parámetros de operación

del Pozo E4-P27.

Construcción


1 PDC BIT 12,25 1,11 1,11


3 LWD (MFR) 8 20,8 48,49

4 MWD (HEL) 8 25,3 73,79

5 NO MAGNETIC DC 5 19,22 93,01




9 DRILL PIPE 5 1584,99 1771

10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 900 2671

11 DRILL PIPE 5 871 3542

Navegación


1 PDC BIT 8,5 1,11 1,11

2 DRILLING MOTOR 6,75 26,58 27,69

3 LWD (MFR) 6,75 20,8 48,49

4 MWD (HEL) 6,75 25,3 73,79

5 NO MAGNETIC DC 5 19,22 93,01




9 DRILL PIPE 5 6751,99 6938


Al ser introducidos los datos de la experiencia operacional del pozo E4-P27, se pudo

constatar que la aplicación arrojó como resultado una sarta con una configuración

similar a la que se utilizó realmente para la perforación del mismo, ya que

dependiendo de las conexiones que posee cada herramienta, fue necesario el uso de

sustitutos a lo largo de la sarta, cuya suma de longitudes equivalen a la longitud de un

Hewi-Wate (30 ft aprox.). Esto nos indica que la herramienta computacional arroja

resultados lógicos y coherentes según los parámetros de entrada introducidos.


113


Tabla V.14. Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo E4-P27.

Fase Posición del

martillo

Acción del golpe del

martillo

Sobre Carga

(Klbf)

Impacto

(lb-s)

Impulso

(lb-s)

Construcción

Luego de la

electrónica

Arriba 200 1202 504

Abajo 100 567 444

45° Aprox. Arriba 200 880 35

Abajo 100 380 2

Navegación

Luego de la

electrónica

Arriba 200 758 384

Abajo 100 394 216


Abajo 100 179 0

La Tabla V.14, indica que la ubicación del martillo recomendada para la fase de

construcción en un accionar ascendente y descendente, es luego de la electrónica, ya

que se poseen mayores valores de impacto e impulso disponibles para una misma

sobrecarga dada. Cabe destacar que en la fase de navegación los valores de impulso, a

una colocación del martillo de 45° aprox. son nulos, indicando que esta ubicación

debe ser rechazada ampliamente, ya que por teoría sabemos que el accionar del

martillo debe poseer tanto impacto como impulso para que este sea efectivo.

V.6.3 Caso III: Parámetros de pozo en planes de perforación (Pozo NZZ-282)

V.6.3.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0 – BHA Selector.


a trabajar, esta última simulación fue realizada con el fin evaluar los resultados

arrojados para su aplicación en una nueva experiencia.


114

Tabla V.15. Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los parámetros de operación

del Pozo NZZ-282. Construcción


1 PDC BIT 12,25 1,11 1,11


3 LWD (MFR) 8 20,8 48,49

4 MWD (HEL) 8 25,3 73,79





9 DRILL PIPE 5 2224,21 2421


11 DRILL PIPE 5 1041 4842

Navegación


1 PDC BIT 8,5 1,11 1,11

2 DRILLING MOTOR 6,75 26,58 27,69

3 LWD (MFR) 6,75 20,8 48,49

4 MWD (HEL) 6,75 25,3 73,79





9 DRILL PIPE 5 3356,21 4123


11 DRILL PIPE 5 1161 6544

Al ser introducidos los datos de la experiencia operacional del pozo NZZ-282, se

pudo constatar que la aplicación arrojó como resultado una sarta con una

configuración similar a la determinada para ser utilizada, en este caso dependiendo de

las conexiones que posea cada herramienta, será necesario el uso de sustitutos a lo

largo de la sarta afectando la longitud de implementación de Drill Pipe.


115


Tabla V.16. Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo NZZ-282.

Fase Posición del

martillo

Acción del golpe

del martillo

Sobre

Carga

(KIbf)

Impacto

(lb-s)

Impulso

(lb-s)

Construcción

Luego de la

electrónica

Arriba 200 1188 476

Abajo 100 537 289

45° Aprox. Arriba 200 857 74

Abajo 100 404 14

Navegación

Luego de la

electrónica

Arriba 200 609 2

Abajo 100 399 259


Abajo 100 189 0

La Tabla V.16, indica que el posicionamiento óptimo del martillo sería luego de la

electrónica, debido a que en un accionar ascendente o descendente poseen mayores

valores de impacto e impulso disponibles para una misma sobrecarga dada.

Es importante señalar que esta posición a pesar de ser la recomendada por el

simulador no brinda un equilibrio entre el impacto y el impulso, siendo más notorio

para el caso de navegación en el los valores son considerablemente bajos.

CONCLUSIONES

116

CONCLUSIONES

1. Los resultados arrojados por la herramienta computacional le permitirán al

usuario tener una guía al momento de la toma de decisión, para escoger la

configuración de sarta de perforación que mejor se ajuste a los requerimientos

operacionales en campo.

2. Los parámetros más importantes para el diseño de sarta de perforación son:

diámetro del hoyo, profundidad inicial medida, profundidad vertical

verdadera, inclinación del pozo y peso sobre la mecha.

3. La desviación del plan de perforación en la fase de construcción con el uso de

Sistema de Rotación Continua se puede atribuir a la rigidez del mismo y a la

relación Sistema - Formación.

4. Los resultados de la herramienta computacional se ajustan a la realidad

operacional, en virtud de que considera las mejores experiencias obtenidas en

campo con las diferentes sartas de perforación.

5. La herramienta computacional está estructurada de manera tal de ser amigable

con el usuario, además presenta un icono de ayuda el cual permitirá al usuario

resolver cualquier duda o inquietud que se le presente durante el uso de dicha

herramienta

6. No se cuenta con experiencia suficiente para el análisis del desempeño del

Sistema de Rotación Continua en fase de navegación en la FPO.

RECOMENDACIONES

117

RECOMENDACIONES

1. Actualizar cada seis meses la base de datos, con configuraciones de sartas de

perforación exitosas en campo y sus correspondientes parámetros operaciones,

para así garantizar la vigencia del programa en el tiempo.

2. Se debe realizar un estudio más profundo de la ubicación del martillo, en

virtud de que esto incide en el buen funcionamiento operacional de la sarta de

perforación a implementar.

3. Los reportes de BHA deben ser completados de manera precisa y detallada en

cada de sus ítem de manera que faciliten la generación de la base de datos de

las experiencias realizadas, a fin de que las mismas se ajusten a la realidad

operacional.

4. Generar una base de datos con el uso de RSS, la cual se utilice para

complementar la ya existente y así generar resultados con DHM y RSS, que

permitan realizar su comparación a fin de determinar cuál es el que se ajusta

mejor para cada fase.

5. Introducir información de crossover para complementar los resultados

generados por la herramienta computacional.

6. Introducir las especificaciones y características del resto de las herramientas

de medición que posee la compañía actualmente, que no fueron contempladas

en este estudio

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

118


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Inédito. Universidad Central de Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

Caracas.

[30]http://www.petroblogger.com/2010/01/beneficios-de-la-perforacion-depozos.html

ABREVIATURASY SÍMBOLOS

121

ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

bbl: Barriles

cP Centipoise

D: Darcies

Km2: Kilómetros cuadrados

Lb/hr: Libras por horas

Long.: Longitud

´: Pies

“: Pulgadas

in: Pulgadas

mm: Milímetros

m: Metros

kg/m3: Kilogramos sobre metros cúbicos

m3/s: Metros cúbicos sobre segundo

kPa: Kilopascales

Kg: Kilogramos

mm2: Milímetros cuadrados

m/h: Metros por hora

°/30 m: Grados por cada treinta metros

°C: Grados centígrados

Ft: Pies

lb/gal: Libras por galon

gpm: Galones por minuto

psi: Libras por pulgada cuadrada

Lb: Libras

in2: Pulgadas cuadraras

ft/h: Pies por hora

°/100 ft: Grados por cada cien pies

ABREVIATURASY SÍMBOLOS

122

°F: Grados Fahrenheit

ρ: Densidad

GLOSARIO

123

GLOSARIO

Ángulo de Inclinación: Ángulo fuera de la vertical, conocido como deflexión o

desviación.

API: American Petroleum Institute, Sociedad Americana de Petróleo,

organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de

la industria petrolera en su relación con gobierno y otros.

Área: División geográfica de mayor escala, donde se realizan las operaciones de

exploración o producción.

Atascamiento por Presión Diferencial: ocurre porque parte de la columna de

perforación (generalmente los portamechas) está encajada en el revoque

resultando en una distribución no uniforme de la presión alrededor de la

circunferencia de la tubería. Las condiciones esenciales para la pegadura

requieren una formación permeable y una presión diferencial.

Atascamiento: condición según la cual la tubería de perforación, la tubería de

revestimiento u otro dispositivo pueden quedar bloqueados en el pozo. Puede

ocurrir durante la perforación, mientras que se mete la tubería de revestimiento en

el hoyo o cuando se levanta la tubería de perforación. En general, esto resulta en

una operación de pesca.

Azimuth: Ángulo fuera del Norte del hoyo únicamente a través del este (sentido

horario) el cual se mide con un compás magnético, con base a la escala completa

del círculo de 360 °.

Base de datos: elementos de información que deben ser almacenados con objeto

de satisfacer las necesidades del proceso de información en una organización. El

término implica un archivo integrado utilizado para muchas aplicaciones de

procesamiento en oposición a un archivo individual de datos para una aplicación

particular.

Buzamiento de la formación: Es el ángulo entre el plano de estratificación de la

formación y el plano horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo del

estrato.

GLOSARIO

124

Campo: Proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos

con características similares y asociados al mismo rasgo geológico.

Centipoise (cP): unidad de viscosidad igual a 0,01 poise. Un poise es igual a 1g

por metro-segundo, y un centiposie es igual a 1 g por centímetro-segundo. La

viscosidad del agua a 20°C es 1,005 cP (1cP=0,000672 lbf/pies-seg)

Coordenadas: Distancia en la dirección Norte – Sur y Este – Oeste a un punto

dado. Este es un punto cero adaptado geográficamente. En un pozo es necesario

tener las Coordenadas de Superficie y las Coordenadas de Objetivo o Fondo.

Daños a la formación: daños a la productividad de un pozo, caudada por la

invasión de partículas de lodo o filtrada de lodo dentro de la formación.

Desvío o desplazamiento horizontal: Distancia horizontal de cualquier parte del

hoyo al eje vertical a través del cabezal, se le conoce también con el nombre de

deflexión horizontal.

Dirección u Orientación: Ángulo fuera del Norte o Sur (hacia el Este u Oeste)

en la escala máxima de 90° de los cuatro cuadrantes, también se le conoce como

sentido y rumbo del pozo.

Espacio Anular: espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo o

de la tubería de revestimiento.

Formación: grupo de rocas diversas que constituyen una unidad característica

dentro de una sección estratigráfica.

Giro: Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo (B.H.A)

para realizar un cambio de dirección o rumbo del pozo, en otras palabras cambio

de la cara de la herramienta (tool face).

Impacto: hace referencia a aquel momento en que un objeto o materia chaca de

manera violenta y fuerte contra otro objeto o materia.

Impulso: fuerza que se debe aplicar a un cosa para lograr que se mueva.

Inclinación del agujero: es el ángulo, medido en grados, que se mide entre la

línea vertical y la tangente del pozo en una estación de survey.

Incremento de desvió o de desplazamiento horizontal: Diferencia de longitud

lateral entre dos desvíos o desplazamiento horizontal de dos registros.

GLOSARIO

125

Incremento de la sección de desvío: Sumatoria de todos los incrementos de

desvíos o desplazamientos horizontales en las diferentes secciones del hoyo en un

plano vertical.

Incremento parcial de PVP: Diferencia de longitud entre las profundidades

verticales de dos registros o survey, también conocida como Profundidad Vertical

Parcial (PVP).

Invasión: movimiento de un liquido fuera de su área asignada, dentro de otra

área, posiblemente resultando en un cambio físico o químico del área invadida. Se

refiere generalmente al movimiento de salmuera, lodo o filtrado de lodo dentro de

una formación geológica.

Latitud (Latitide): Es la distancia horizontal del agujero del pozo moviéndose

desde el survey original en la dirección Norte o Sur. Un valor positivo indica un

movimiento hacia el Norte, mientras un valor negativo indica un movimiento

hacia el sur. Esta componente es usada para graficar la trayectoria del agujero del

pozo en un plano horizontal.

Longitud (Departure): Es la distancia horizontal del agujero del pozo

moviéndose desde el survey original en una dirección Este u Oeste. Un valor

positivo indica un movimiento hacia el Este, mientras un valor negativo indica un

movimiento hacia el Oeste. Esta componente es usada para graficar la trayectoria

del agujero del pozo en un plano horizontal.

Longitud de rumbo o incremento parcial de la profundidad: Distancia a lo

largo del hoyo entre las profundidades de dos registros o estaciones (Survey).

Objetivo: Punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrado con

un hoyo o pozo desviado o vertical.

Pata de perro (Dog leg): Cualquier cambio de ángulo severo o brusco entre el

rumbo verdadero o la inclinación de dos secciones o registros del hoyo.

Pérdida de Circulación: el resultado de la fuga de fluido de perforación dentro

de la formación a trves de fisuras, medios porosos o dentro de fracturas.

GLOSARIO

126

Perdida de presión: disminución de presión en un conducto o espacio anular,

debido a la velocidad del liquido en el conducto, las propiedades del fluido, la

condición de la pared de la tubería y la alineación de la tubería.

Perforación Direccional Controlada.: Es la ciencia de desviar un pozo a lo

largo de un curso planeado hasta un objetivo en el subsuelo, cuya localización

está en una distancia y una dirección lateral desde la vertical y a una profundidad

vertical especifica.

Presión Diferencial: diferencia de presión entre la presión hidrostática de la

columna de fluido de perforación y la presión de la formación a cualquier

profundidad determinada del pozo.

Profundidad Medida (M.D): Profundidad del pozo que se hace con la medición

de la sarta o tubería de perforación, mide la longitud del pozo.

Profundidad Vertical Verdadera (T.V.D): Profundidad o distancia vertical de

cualquier punto del hoyo al piso del taladro.

Punto de arranque (K.O.P): Profundidad del hoyo en la cual se coloca la

herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvía del pozo.

Registro o Survey: Medición por medio de instrumentos, del ángulo de

inclinación y de la dirección o rumbo en cierto punto (estación) del hoyo

desviado.

Reporte (Slide Sheet): Es un informe realizado por los operadores de campo, que

compila toda la información realizada en campo durante el proceso de perforación

del pozo. Todos los datos se registran en una hoja EXCEL, reportada en tiempo

real.

Revoque: solido suspendido que se deposita sobre un medio poroso durante el

proceso de filtrado.

Rumbo de la formación: Rumbo de un estrato de formación, es la intersección

entre el estrato y un plano horizontal medido desde el plano Norte – Sur.

Sección aumentada: Parte del hoyo, después del arranque inicial donde el ángulo

de desvía o inclinación aumenta.

GLOSARIO

127

Sección de descenso: Parte del hoyo después de la sección tangencial donde el

ángulo de inclinación disminuye.

Sección tangencial: Parte del hoyo después del incremento del ángulo de

inclinación, donde este y la dirección del pozo debe mantenerse constante.

Severidad de la pata de perro (Dog leg severity): Tasa de cambio de ángulo de

la pata de perro expresada en grados sobre una longitud específica.

Sistema: es un conjunto de partes o elementos organizados y relacionados, que

interactúan entre sí, para llegar a un mismo objetivo.

Tasa de aumento de ángulo (B.U.R): Número de grados de aumento del ángulo

de inclinación sobre una longitud específica.

Tasa de disminución de ángulo: Número de grados de disminución del ángulo

de inclinación sobre una longitud específica.

Tolerancia del objetivo: Máxima distancia en la cual el objetivo o target puede

ser errado.

Torque: medida de la fuerza o esfuerzo aplicado a un eje, causando su rotación.

En un equipo de perforación rotatorio, esto se aplica específicamente a la rotación

de la tubería de perforación, en lo que se refiere a su acción contra el calibre del

pozo. El torque puede generalmente ser reducido mediante la adición de varios

aditivos al fluido de perforación.

Tortuosidad: La longitud real del espacio de poro sobre la trayectoria recta en la

roca depósito.

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