Diseño de Ensamblaje de Fondo (BHA) para perforaciones petroleras
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ESCUELA TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TESIS DE GRADO Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos
“PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO DE PERFORACIÓN (BHA) DE LA SECCIÓN 6 1/8 PULGADAS DEL
POZO SACHA 179H OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN”
AUTOR: JOSÉ LUIS LUNA
DIRECTOR: ING. MARCO CORRALES
QUITO, MARZO 2007
II
DDEECCLLAARRAACCIIÓÓNN
YYoo,, JJOOSSÉÉ LLUUIISS LLUUNNAA IIRRUUAA,, ddeeccllaarroo qquuee ttooddoo eell ttrraabbaajjoo aaqquuíí eessccrriittoo eess ddee mmii aauuttoorrííaa
yy qquuee nnoo hhaa ssiiddoo pprreesseennttaaddoo ppaarraa nniinnggúúnn ggrraaddoo pprrooffeessiioonnaall
JJoosséé LLuuiiss LLuunnaa IIrruuaa
III
CERTIFICACIÓN
CCeerrttiiffiiccoo qquuee eell ttrraabbaajjoo ddee ““PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE
ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO DE PERFORACIÓN (BHA) DE LA
SECCIÓN 6 1/8 PULGADAS DEL POZO SACHA 179H OPERADO POR
PETROPRODUCCIÓN”” ffuuee ddeessaarrrroollllaaddoo úúnniiccaammeennttee ppoorr JJoosséé LLuuiiss LLuunnaa,, bbaajjoo mmii
ssuuppeerrvviissiióónn..
____________________________________________
IInngg.. MMaarrccoo CCoorrrraalleess PPaallmmaa
DDIIRREECCTTOORR DDEE PPRROOYYEECCTTOO
IV
V
DEDICATORIA.
A MI MADRE
José Luis Luna Irua
VI
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por guiar mis pasos.
A mis Hermanos por todo el apoyo y comprensión en todo momento.
Mi sincera gratitud a la Universidad Tecnológica Equinoccial por haber forjado los
pilares en mi desarrollo profesional, al Ingeniero Jorge Viteri Decano y al Ingeniero
Bolívar Haro Subdecano de la Facultad de Ingeniería por su optimismo y objetividad en
fortalecer sus ideales con el fin de crear profesionales.
Mi eterna gratitud al Ingeniero Freddy Robalino de la compañía Petroproducción por su
invaluable ayuda, al los Ingenieros Sergio Landivar de la compañía Schlumberger y a
María de los Ángeles Perdomo de la compañía Halliburton por su valiosa colaboración
en la realización de esta tesis.
José Luis Luna Irua
VII
INDICE GENERAL
Pág.
PORTADA I
DECLARACIÓN II
CERTIFICACIÓN DE TESIS III
CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA IV
DEDICATORIA V
AGRADECIMIENTO VI
INDICE GENERAL VII
INDICE DE ILUSTRACIONES XV
INDICE DE FORMULAS XVIII
RESUMEN XX
SUMMARY XXIII
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………...1
2. JUSTIFICACIÓN……………………………………………………………………3
3. OBJETIVOS………………………………………………………………………....5
3.1. Objetivo general………………………………………………………………...5
3.2. Objetivos específicos…………………………………………………………....5
4. IDEA A DEFENDER………………………………………………………………..5
5. VARIABLES………………………………………………………………………...6
VIII
5.1. Variable dependiente……………………………………………………………6
5.2. Variable independiente………………………………………………………….6
6. MARCO DE REFERENCIA………………………………………………………...6
7. METODOLOGÍA……………………………………………………………………7
7.1. Tipo y diseño de la investigación……………………………………………….7
7.2. Métodos de investigación a emplearse………………………………………….7
7.2.1. Método general…………………………………………………………..7
7.2.2. Método específico………………………………………………..............7
7.2.3. Modalidad…………………………………………………………..........8
7.2.4. Técnicas………………………………………………………………….8
7.2.5. Instrumentos……………………………………………………………..8
8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN………………………………………………...8
8.1. Revisión de literatura especializada………………………….............................8
8.2. Charlas técnicas………………………………………………………................9
9. MARCO CONCEPTUAL…………………………………………………………...9
9.1. Definición de términos conceptuales…………………………………………...9
9.1.1. Compañía operadora……………………………………………………..9
9.1.2. Equipo de superficie …………………………………………………….9
9.1.3. Conjunto de fondo de pozo ……………………..……………….............9
9.1.4. Fondo de pozo……………………………………………….................10
9.1.5. Kick off point ……………………………………………………..........10
IX
CAPÍTULO II
2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y MÉTODOS
PRÁCTICOS DE DISEÑO DE BHAs
2.1. Introducción…...………………………………………………………...……..11
2.2. Definición…………………………...…………………………………………12
2.3. Requerimientos para realizar una perforación horizontal……….…………….13
2.3.1. Definición de la planeación horizontal del pozo……………………….14
2.4. Métodos de perforación horizontal…………………………………………….19
2.4.1. Pozos Horizontales de radio largo…………………………………...…20
2.4.2. Pozos Horizontales de radio medio…………………………..……...…23
2.4.3. Pozos Horizontales de radio corto…………………………………...…26
2.4.4. Pozos Horizontales de radio ultra corto……………………………...…28
2.5. Aplicaciones de los pozos horizontales dentro de la industria......…………….32
2.6. Reservorios candidatos para una perforación horizontal………………………34
2.6.1. Aspectos importantes para una perforación horizontal…………...……35
2.7. Metodología práctica de diseño de BHAs……………...……………………...36
2.7.1. Recopilación de la información…………………………………...……37
2.7.2. Determinar el diámetro de lastrabarrenas………………………………38
2.7.2.1.Calcular la longitud de los lastrabarrenas…………………………..39
2.7.2.2.Determinar el cambio de diámetro adecuado entre las secciones de la
sarta………………………………………………………………….30
2.7.3. Calcular la longitud de la tubería pesada……………………………….41
2.7.4. Diseño de la tubería de trabajo………….……………………………...41
X
2.7.4.1.Calcular la máxima tensión permisible y la tensión de trabajo para
cada sección de tubería…………………………………...…………42
2.7.4.2.Calcular la máxima longitud de las secciones de tubería de trabajo
(Grado y Peso)………………………………………………………47
2.7.4.3.Determinar la capacidad de presión interna y colapso de la tubería de
trabajo……………………………………………………………….49
2.7.5. Criterios de estabilización de la sarta de perforación…………………..51
2.7.5.1.Principios de estabilización de aparejos de fondo………………….53
2.8. Reglas prácticas para estabilizar la sarta de perforación………………………59
2.9. Nomenclatura…………………………………………………………...……..65
CAPÍTULO III
3. HERRAMIENTAS PARA REALIZAR UNA PERFORACIÓN
HORIZONTAL
3.1. Barrenas……………………………………………..…………………….…...67
3.1.1. Introducción …………………………..………………………….…….67
3.1.2. Definición …………...…………………………………………………67
3.2. Tipos de barrenas…………………………………….…………….……….….67
3.2.1. Barrenas tricónicas………………………………..……………………68
3.2.1.1.Partes de las barrenas tricónicas……………………………………69
3.2.1.2.Aplicaciones de las barrenas tricónicas…………………………….71
3.2.2. Barrenas de cortadores fijos……………………………………………73
XI
3.2.2.1. Introducción………………………………………………………..73
3.2.2.2.Barrenas de diamante natural………………………………………74
3.2.2.3.Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP)………………...76
3.2.2.4.Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC)…………..77
3.2.2.4.1. Elementos de las Barrenas PDC……………………...…….78
3.2.3. Barrenas especiales……………………………………………………..82
3.3. Selección de barrenas……………………….…………………………………83
3.3.1. Criterios de selección de barrenas……………………………...……....83
3.3.2. Selección por medio de registros geofísicos……………………………83
3.3.3. Selección en función de la formación que va a perforar…………...…..84
3.4. Factores que afectan el desgaste de las barrenas………………………………86
3.5. Determinación del costo por pie (Aspecto Económico)……………………….88
3.6. Procedimiento para usar barrenas PDC………………………………………..89
3.7. Problemas comunes de las barrenas al no perforar……………………………90
3.8. Motores de desplazamiento positivo (PDM)…………………………...……..94
3.8.1. Principios generales de operación………………………………….......96
3.8.2. Partes del motor de desplazamiento positivo (PDM)………………......98
3.8.3. Procedimiento para ajustar el Bent Housing………………...………..107
3.8.4. Jet Nozzling del rotor………………………………………...……….108
3.8.5. Tipos de motores……………………………………………………...110
3.8.6. Ventajas y desventajas del motor…………………………………......112
3.9. Nueva tecnología con el sistema PowerDrive y PeriScope 15 en la fase de
navegación……………………………………………………………………113
3.9.1. PowerDrive……………………………………………………………114
XII
3.9.1.1.Funcionamiento del sistema rotativo direccional (PowerDrive).....115
3.9.1.2.Tipos de PowerDrive……………………………………...……....118
3.9.1.3.Aplicaciones…………………………………………...………….121
3.9.1.4.Ventajas………………………………………...…………………121
3.9.1.5.Desventajas………………………………….…………………….122
3.9.1.6.Problemas…………………………………………………...…….122
3.9.1.7.Limitaciones……………………………………………...……….122
3.9.2. PeriScope 15 (LWD)…………………...……………………………..124
3.9.2.1.Direccionamiento a través de los datos……………………….…..131
3.9.2.2.Aplicaciones………………………………………..……………..136
3.9.2.3.Beneficios…………………………………………..…………......136
3.10. IMPulse (MWD)………………………………………………………137
3.11. Estabilizadores……………………...…………………………………138
3.11.1. Estabilizadores de aleta soldada………………………………………139
3.11.2. Estabilizadores de aleta integral………………………………...…….140
3.11.3. Aplicaciones…………………………………………………………..141
3.11.4. Ventajas y beneficios………………………………………………….142
3.12. Heavy Weight Drill Pipe………………………………………………143
3.12.1. Tri- Spiral Heavy Weight Drill Pipe………………………………......145
3.13. Drill Collar………………………………………...…………………..146
3.14. Drill Pipe………………………………………………………………148
3.15. Short Drill Collar (Pony Collar)……………………………………….149
3.16. Non – Magnetic Drill Collar (Monel)………………………………....150
3.17. Short Non – Magnetic Drill Collar (Pony Monel)…………………….151
XIII
3.18. Flex Monel…………………………………………………………….152
3.19. Float Sub……………………………………………………………....152
3.20. Crossover……………………………………………...………………153
3.21. Martillo Hidráulico de Perforación Dailey……………………………153
3.21.1. Características………………………………………………………....154
3.21.2. Principios de operación ………………………………………………155
3.21.3. Perforación con el martillo en compresión……………………………157
3.22. Problemas comunes con los BHAs…………………………………....159
CAPÍTULO IV
4. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO ENSAMBLAJE DE FONDO DE
POZO EN LA SECCIÓN 6 1/8” DEL POZO SACHA 179H
4.1. Introducción……………………………………………………………..……165
4.2. Conceptos Básicos……………………………………………………………165
4.3. Objetivo de los BHAs……………………………………...…………………167
4.4. Objetivo del pozo…………………………………………………………….167
4.5. Pasos predeterminados para el diseño de BHAs……………………………..168
4.5.1. Trabajo con Geólogos………………………………………………....168
4.5.2. Diseño de la trayectoria del pozo…………………………………….172
4.5.3. Identificación de puntos de casing y tamaños de hueco………………176
XIV
4.5.4. Disponibilidad de herramientas y especificaciones en función del tamaño
de hueco………………………………………………….………………178
4.6. Función de los BHAs en la trayectoria propuesta….………………………...178
4.7. Procedimiento práctico para el diseño de BHAs con Motor de fondo y
PowerDrive………………………………………….………………………..181
4.7.1. Diseño de BHA con motor………………………………...………….181
4.7.2. Diseño de BHA con PowerDrive ………………………….………….195
4.8. Operaciones de geonavegación (Detecta arenisca “U” Inferior)……………..201
4.9. Barrena utilizada el hoyo 6 1/8” ……………………………………………..203
4.10. Programa de fluidos de perforación de la sección 6 1/8”……..………204
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones…………………………………………………………………210
5.2. Recomendaciones………………………………………………………...…..213
Glosario…………………………………………………………………………...215
Bibliografía…………………………………………………………………..........219
Citas bibliográficas…………………………………………………………..........220
Anexos…………………………………………………………………………….223
XV
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURA Nº 1…………………………………………………………………………..12
FIGURA Nº 2…………………………………………………………………………..17
FIGURA Nº 3…………………………………………………………………………..18
FIGURA Nº 4…………………………………………………………………………..20
FIGURA Nº 5…………………………………………………………………………..23
FIGURA Nº 6…………………………………………………………………………..26
FIGURA Nº 7…………………………………………………………………………..30
FIGURA Nº 8…………………………………………………………………………..44
FIGURA Nº 9…………………………………………………………………………..52
FIGURA Nº 10..………………………………………………………………………..54
FIGURA Nº 11..………………………………………………………………………..55
FIGURA Nº 12..………………………………………………………………………..59
FIGURA Nº 13..………………………………………………………………………..60
FIGURA Nº 14…………………………………………………………………………62
FIGURA Nº 15…………………………………………………………………………64
FIGURA Nº 16…………………………………………………………………………68
FIGURA Nº 17…………………………………………………………………………69
FIGURA Nº 18…………………………………………………………………………74
FIGURA Nº 19…………………………………………………………………………75
FIGURA Nº 20…………………………………………………………………………76
FIGURA Nº 21…………………………………………………………………………77
FIGURA Nº 22…………………………………………………………………………81
XVI
FIGURA Nº 23…………………………………………………………………………96
FIGURA Nº 24…………………………………………………………………………97
FIGURA Nº 25…………………………………………………………………………99
FIGURA Nº 26………………………………………………………………………..101
FIGURA Nº 27……………………………………………………………………..…104
FIGURA Nº 28………………………………………………………………………..105
FIGURA Nº 29………………………………………………………………………..107
FIGURA Nº 30………………………………………………………………………..108
FIGURA Nº 31………………………………………………………………………..110
FIGURA Nº 32………………………………………………………………………..114
FIGURA Nº 33………………………………………………………………………..115
FIGURA Nº 34………………………………………………………………………..116
FIGURA Nº 35………………………………………………………………………..119
FIGURA Nº 36………………………………………………………………………..125
FIGURA Nº 37………………………………………………………………………..129
FIGURA Nº 38………………………………………………………………………..130
FIGURA Nº 39………………………………………………………………………..132
FIGURA Nº 40………………………………………………………………………..135
FIGURA Nº 41………………………………………………………………………..137
FIGURA Nº 42………………………………………………………………………..140
FIGURA Nº 43………………………………………………………………………..141
FIGURA Nº 44………………………………………………………………………..144
FIGURA Nº 45………………………………………………………………………..146
FIGURA Nº 46………………………………………………………………………..147
XVII
FIGURA Nº 47………………………………………………………………………..149
FIGURA Nº 48………………………………………………………………………..150
FIGURA Nº 49………………………………………………………………………..151
FIGURA Nº 50………………………………………………………………………..158
FIGURA Nº 51………………………………………………………………………..158
FIGURA Nº 52………………………………………………………………………..168
FIGURA Nº 53………………………………………………………………………..169
FIGURA Nº 54………………………………………………………………………..175
FIGURA Nº 55………………………………………………………………………..177
FIGURA Nº 56………………………………………………………………………..180
FIGURA Nº 57………………………………………………………………………..201
FIGURA Nº 58………………………………………………………………………..202
FIGURA Nº 59………………………………………………………………………..203
XVIII
ÍNDICE DE FORMULAS
FORMULA Nº 1……………………………………………………………….....….....38
FORMULA Nº 2……………………………………………………………….....….....39
FORMULA Nº 3……………………………………………………………….....….....39
FORMULA Nº 4……………………………………………………………….....….....40
FORMULA Nº 5……………………………………………………………….....….....41
FORMULA Nº 6……………………………………………………………….....….....42
FORMULA Nº 7……………………………………………………………….....….....43
FORMULA Nº 8……………………………………………………………….....….....45
FORMULA Nº 9……………………………………………………………….....….....45
FORMULA Nº 10..…………………………………………………………….....….....47
FORMULA Nº 11..…………………………………………………………….....….....48
FORMULA Nº 12..…………………………………………………………….....….....48
FORMULA Nº 13..…………………………………………………………….....….....48
FORMULA Nº 14..…………………………………………………………….....….....49
FORMULA Nº 15..…………………………………………………………….....….....50
FORMULA Nº 16..…………………………………………………………….....….....53
FORMULA Nº 17..…………………………………………………………….....….....54
FORMULA Nº 18..…………………………………………………………….....….....56
FORMULA Nº 19..…………………………………………………………….....….....56
FORMULA Nº 20..…………………………………………………………….....….....56
FORMULA Nº 21..…………………………………………………………….....….....57
FORMULA Nº 22..…………………………………………………………….....….....57
XIX
FORMULA Nº 23..…………………………………………………………….....….....57
FORMULA Nº 24..…………………………………………………………….....….....58
FORMULA Nº 25..…………………………………………………………….....….....88
XX
Resumen
La perforación Horizontal en la actualidad es una técnica de gran aplicación, la cual
tiene como objetivo incrementar el recobro y drenaje de los hidrocarburos. Los pozos
horizontales se caracterizan por ser perforados con altos ángulos de inclinación (ángulos
cercanos a 90º). La colocación de estos pozos horizontales en la formación productora
es de vital importancia para evitar la conificación de gas y/o agua. Para el logro de este
objetivo se emplean herramientas (MWD) midiendo mientras se perfora, las cuales
muestran datos de inclinación y dirección en tiempo real, lo que permite navegar y tener
un buen control de la trayectoria del pozo; adicionalmente se utilizan herramientas de
registro mientras se perfora PeriScope 15 (LWD) las cuales sirven para detectar
contactos de fluidos y limites entre capas a una distancia de hasta 15 pies;
posteriormente se usa la herramienta PowerDrive para cambiar la inclinación y
dirección del pozo de acuerdo a los requerimientos de la trayectoria del pozo planeada.
La parte mas critica del trabajo de un perforador direccional es el diseño y orientación
del BHA (Ensamblaje de Fondo de Pozo); por otro lado el objetivo de toda Empresa
Operadora es minimizar viajes por cambios de BHA. En resumen tanto la empresa
operadora como la empresa de prestación de servicios que se encarga del
direccionamiento del pozo quieren perforar hasta la profundidad total lo antes posible;
la reputación del perforador direccional depende, en gran parte, del juicio y sentir que
tenga para elegir el BHA apropiado.
XXI
Es importante mantener una mentalidad abierta acerca del diseño de BHA, ya que no
todos los BHAs trabajan como se espera, debido a las múltiples formaciones geológicas
que se encuentran de locación a locación.
El objetivo principal de esta tesis es de brindar una información básica para los
estudiantes, futuros Tecnólogos e Ingenieros de Petróleos acerca del procedimiento
práctico para el diseño de BHAs en pozos horizontales.
El contenido de la tesis está conformado por cinco capítulos:
El primer capítulo trata de la introducción, justificación, objetivos, idea a defender,
variables, metodología, técnicas de investigación y el marco conceptual.
En el segundo capítulo se habla de generalidades de perforación horizontal y
metodología para el diseño de BHAs (ensamblaje de fondo de pozo), se da a conocer en
forma general la planeación del pozo para perforar horizontalmente y se detalla los
métodos de perforación horizontal con sus respectivas ventajas y desventajas.
En el tercer capítulo se da a conocer las herramientas con su correspondiente
funcionamiento y los problemas comunes en cada una de las herramientas que
conforman el BHA.
El cuarto capítulo es el más importante ya que se detalla la parte práctica de este trabajo
de tesis, se da a conocer los pasos prácticos que se realizaron en el pozo Sacha 179H
XXII
para el diseño de BHAs en la sección 6 1/8”, así como también su funcionamiento y
adicionalmente se muestran los resultados obtenidos hasta alcanzar la profundidad total.
Finalmente en el quinto capítulo se detalla las conclusiones y recomendaciones
generales del presente trabajo de tesis.
XXIII
Summary
The Horizontal Drilling at the present time is a technique of great application, which has
as objective to increase the retrieval and drainage of the hydrocarbons. The horizontal
wells are characterized to be perforated with high angles of inclination (near angles at
90º). The placement of these horizontal wells in the formation producer is of vital
importance to avoid the conificación of gas and/or water. For the achievement of this
objective tools are used (MWD) measurement while drilling, which show data of
inclination and direction in real time, it allows to navigate and to have a good control of
the trajectory of the well; additionally tools are used for logging while drilling
PeriScope 15 (LWD) which detect fluids contact and limited between strata a distance
of until 15 feet, on the tool PowerDrive is used to change the inclination and direction
the well according to the requirements of the trajectory of the planned well.
The part most criticizes of the work of a directional driller is the design and orientation
of the BHA (Bottom Hole Assembly); on the other hand the objective of all Company
Operator is to minimize trips for changes of BHA. In summary as much the company
operator as the company that lend services in the well drilling want to perforate as soon
as possible until the total depth; the reputation of the directional driller depends, largely,
of the trial and to feel that he has to choose the appropriate BHA.
It is important to maintain an open mentality about the design of BHA, since those not
all the BHAs works like one waits, due to the multiple geologic formations that are
from pad to pad.
XXIV
The main objective of this thesis is of offering basic information for the students, future
Technologists and Engineers of Petroleum’s about the practical procedure for the design
of BHAs in horizontal wells.
The content of the thesis is conformed by five chapters:
The first chapter is about the introduction, justification, objectives; devises to defend,
variables, methodology, technical of investigation and the conceptual mark.
In the second chapter it is spoken of generalities of horizontal perforation and
methodology for the design of BHAs (bottom hole assembly), it is given to know in
general form the planning of the well to horizontally drill and it is detailed the methods
of horizontal perforation with their respective advantages and disadvantages.
In the third chapter it is given to know the tools with their corresponding operation and
the common problems in each one of the tools that the BHA conforms.
The fourth chapter is the most important the practical part of this thesis work it is
detailed, it is given to know the practical steps that realized in the well Sacha 179H for
the design of BHAs in the section 6 1/8", how also your function and additionally the
obtained results are shown until reaching the total depth.
Finally in the fifth chapter it is detailed the conclusions and general recommendations of
the present thesis work.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
En una nueva técnica de la Industria Petrolera Ecuatoriana, debe establecerse las
condiciones económicas que se derivan de la aplicación horizontal de pozos.
Puesto que los hoyos horizontales incrementan enormemente el área de drenaje, con
ello sería posible eliminar la perforación de gran número de pozos verticales de
desarrollo.
El resultado es igual o más alto volumen de producción con menos pozos; pero, la
efectividad del comportamiento de un pozo horizontal en relación a uno vertical
debe ser determinada a través de comparaciones que contemplen no solamente el
aspecto productivo, sino también el aspecto económico.
Estas comparaciones que naturalmente están basadas en el incremento productivo
que puede proporcionar el pozo horizontal, deben justificar la inversión que
demande su perforación.
Existen aplicaciones especificas para la perforación de huecos horizontales y es
preciso elegir con mucho criterio el reservorio adecuado para esta técnica, puesto
2
que se tendrá riesgos y costos adicionales elevados, asociados con la perforación y
terminación.
Por tal razón, se deben tener en cuentas las Consideraciones Básicas para el Diseño
de la Perforación Horizontal de un Pozo y un conocimiento de la tecnología
disponible del ensamblaje de fondo de pozo, estableciendo sus características de
funcionamiento; que permitan mejorar la productividad y recuperación de
hidrocarburos.
3
2. JUSTIFICACIÓN
Este trabajo responderá a la insuficiente información disponible sobre los Ensamblajes
de fondo de perforación (BHA), sección muy importante de la sarta de perforación de
pozos.
Es muy importante conocer los procedimientos que se efectúan en las operaciones de
perforación en la región amazónica, que ayudara a comprender mejor las técnicas que se
vienen aplicando, minimizando riesgos y perdidas de tiempo en el momento de las
operaciones, para lograr la producción de un pozo.
La planificación de un Ensamblajes de fondo de perforación (BHA) es un trabajo
realizado con mucho cuidado y determinando el propósito por el cual se va a realizar. El
BHA que es una sección del equipo de perforación, necesita de una detallada planeación
y un enfoque en la tecnología que se va a utilizar.
En este proceso de planificación se debe tomar muy en cuenta al grupo de trabajo que
va a realizar este procedimiento, entre los cuales tenemos: ingenieros petroleros,
operadores, geólogos, petrofísicos, tecnólogos y una compañía de servicios experta.
El diseño de un BHA esta basado tanto en la geología del reservorio, el tipo de pozo
principal que va ha ser perforado; el porque, donde y cuando se va a realizar este
trabajo.
4
La compañía de servicios de perforación es la encargada de dar a conocer los
procedimientos que se va a realizar; así como el tipo de herramientas que se va a utilizar
e inclusive el costo de la operación a la cual va a ser sometido el pozo.
Otro objetivo de la planificación de un BHA de perforación es, identificar y direccionar
todas las condiciones significantes, eventos, parámetros, reglas, regulaciones y
situaciones que probablemente tengan un impacto en la operación de perforación de
cualquier tipo de pozo sea este vertical direccional u horizontal.
En cada trabajo, las compañías de servicios de perforación, aprenden nuevas lecciones
las cuales pueden aplicar para perfeccionar los procesos y entrenamiento para efectuar
en el próximo trabajo.
5
3. OBJETIVOS
3.1. OBJETIVO GENERAL
• Dar a conocer la metodología practica para el diseño de ensamblaje de fondo
de pozo (BHA) para lograr la máxima efectividad y el mínimo de
contratiempos en la perforación en la fase de navegación del pozo horizontal
Sacha 179 H.
3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Dar a conocer los conceptos básicos y parámetros involucrados en el diseño
óptimo del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).
• Describir las diferentes herramientas que conforman el ensamblaje de fondo
de pozo (BHA), así como la función durante el proceso de perforación
horizontal.
• Indicar los problemas comunes en las herramientas que conforman el
ensamblaje de fondo de pozo (BHA).
4. IDEA A DEFENDER
Dar a conocer la manipulación, operaciones técnicas del ensamblaje de fondo de pozo
para la perforación horizontal, para optimizar la taza de penetración y asegurar un buen
diseño de hoyo.
6
5. VARIABLES
5.1. VARIABLE DEPENDIENTE
Contar con la existencia del proyecto de perforación de un pozo horizontal.
5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE
• Identificación petrofísica de las formaciones
• Contar con los datos estadísticos de pozos aledaños.
• Existencia de equipo apropiado para la perforación direccional
6. MARCO DE REFERENCIA
En el proceso de perforación de un pozo, el ensamblaje de fondo de pozo es el
componente del equipo de perforación que más se somete a esfuerzos sean estos axiales
o laterales (tensión, compresión, presión interna y externa, flexión, fatiga, torsión,
abrasión, erosión y corrosión). La acción independiente o combinada de dichos
esfuerzos puede causar problemas durante la perforación, tales como: desprendimientos,
pegaduras por presión diferencial, altos arrastres, altos torques y fugas en los elementos
tubulares. Por supuesto, estos problemas son causa de altos costos y pérdidas de tiempo
de perforación. Consecuentemente, un adecuado diseño del ensamblaje de fondo de
pozo es fundamental para el éxito de la perforación. El ensamblaje de fondo de pozo
7
debidamente diseñado evitara los doglegs y ojos de llave, produciendo de esta manera
huecos de tamaño completo y paredes lisas maximizando la rata de penetración como
también minimizando los problemas durante la perforación.
7. METODOLOGÍA
7.1. TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
Esta investigación se llevara a cabo con la información proporcionada por las
EMPRESAS PRIVADAS y PETROPRODUCCION; así como también con
investigaciones técnicas en el campo y estudios bibliográficos.
7.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN A EMPLEARSE
Para este tipo de investigación vamos a utilizar los siguientes métodos:
7.2.1. Método General:
Método deductivo
Método de Análisis
Método de Síntesis
7.2.2. Método específico:
Experimental
8
7.2.3. Modalidad:
Descriptiva
7.2.4. Técnicas
Consultas a expertos y visitas de campo.
7.2.5. Instrumentos:
Libros
Manuales
Internet
Consultas técnicas específicas
8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Las técnicas que vamos a utilizar para el presente trabajo son:
8.1. REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA
Toda la información se investigará sobre el ensamblaje de fondo de pozo para
perforación horizontal en el campo Sacha operado por PETROPRODUCCION,
y también se va a realizar consultas en catálogos, manuales técnicos.
9
8.2. CHARLAS TÉCNICAS
Buscaré que los profesionales y expertos para que me colaboren con las
explicaciones técnicas y teóricas.
9. MARCO CONCEPTUAL
9.1. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS CONCEPTUALES
9.1.1. Compañía Operadora.- Componía con autoridad legal para perforar posos y
extraer hidrocarburos. Pueden emplearse un contratista de perforación para llevar acabo
la perforación en si. El operador es con frecuencia parte de un consorcio y actúa a
nombre de esta.
9.1.2. Equipo de superficie.- Son equipos que se deben instalar para la producción, las
bombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos
producidos y separar el gas, los tanques de almacenamiento, el sistema de
deshidratación para eliminar el agua del petróleo obtenido y las instalaciones para
sistemas de recuperación mejorada.
9.1.3. Conjunto de Fondo de Pozo (Bottom hole assembly or BHA).- Expresión que
describe todos los elementos situados en el extremo inferior del drill pipe, tales como la
10
barrena, los estabilizadores, los drill collar, heavy weigth, herramientas MWD y LWD,
motor de lodo, etc.
9.1.4. Fondo de Pozo.- La porción más profunda de un pozo, ósea el recinto del pozo.
9.1.5. Kick-off-point (Kick off Depth): Posición del pozo donde la inclinación del
agujero se aumenta intencionalmente.
11
CAPÍTULO II
2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y MÉTODOS
PRÁCTICOS DE DISEÑO DE BHAs
2.1. INTRODUCCIÓN
José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud
óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “La mayor
preocupación de la industria petrolera ha sido la habilidad de perforar un hoyo de la
forma más económica posible; manteniendo la dirección a lo largo de la trayectoria del
pozo predeterminada a miles de pies bajo la superficie.
La preservación del medio ambiente y el impacto que causan las operaciones de
perforación de pozos, a obligado que las empresas que se dedican a las actividades
hidrocarburíferas perforen pozos desde una misma locación para así llegar a diferentes
objetivos productores, para lo cual se utiliza la técnica de perforación direccional.
La principal inquietud en los primeros días fue el de conservar el curso vertical al
objetivo (target) directamente localizado bajo el equipo de perforación. Sin embargo en
la actualidad, la preocupación ha incluido la invención de una nueva técnica que no es
más que la llamada Perforación Horizontal, con la cual se puede ubicar al objetivo a
miles de pies en forma horizontal, lejos de la superficie bajo el equipo de piso en la
locación de perforación”(1).
12
2.2. DEFINICIÓN
La perforación horizontal es un proceso de direccionamiento que se da a una broca de
perforación para seguir una orientación horizontal hasta aproximarse a 90º de la
vertical. Su principal intención consiste en la desviación del pozo en forma intencional a
lo largo de la trayectoria preseleccionada con anticipación, para lograr alcanzar el área
de objetivo.
Este tipo de perforación logra maximizar la producción en los casos en los que se
implementa, la meta de costo-beneficio que preocupa a las operadoras para alcanzar
varios objetivos con un solo pozo; evitar operaciones de reentrada (re - entry wells).
FIGURA Nº 1: REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA PERFORACIÓN
HORIZONTAL
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
13
2.3. REQUERIMIENTOS PARA REALIZAR UNA PERFORACIÓN
HORIZONTAL
Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones
horizontales: “Los requerimientos que se necesita tomar en cuenta para considera la
perforación de pozos horizontales son:
• Costos Operacionales
• Características de la roca reservorio (porosidad, saturaciones, temperatura,
presión, gravedades especificas, GOR, permeabilidad, efecto del drenaje,
distancia entre pozos, etc.)
• Métodos de producción.
• Objetivos de la Compañía Operadora.
• Problemas causados por la litología cerca de la zona designada.
• Métodos de completación
• Obligatoria profundidad de desvío
• Desplazamiento horizontal obligatorio.
• Construcción de la curva.
• Locación en superficie y del objetivo en el pozo perforado.
• Rendimiento estimado de la producción”(3).
14
2.3.1. DEFINICIÓN DE LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN
HORIZONTAL DEL POZO
La planeación de pozo es un proceso organizado que sirve para poner los datos a ser
usados para el diseño exitoso de pozo. El diseño de pozo es muy importante previo a
empezar las operaciones de perforación. (La trayectoria del pozo es una de las más
importantes tareas del perforador direccional).
Los datos proporcionados por el cliente (PETROPRODUCCIÓN) son usados para
planear el pozo y desarrollar un perfil geométrico que sea mas seguro y fácil desde la
locación en superficie hasta el target (objetivo).
a. COMPONENTES DE LA PLANEACIÓN DE POZO
SCHLUMBERGER indica en su seminario: Perforación Direccional: “Hay muchos
componentes que se toman en consideración para un diseño de pozo sea exitoso. Los
componentes de la planeación del pozo son:
• Locación de Superficie: Es el punto definido por las coordenadas geográficas
para colocar el equipo de superficie.
• Locación del Target: Es el punto definido por las coordenadas geográficas para
colocar el pozo dentro del target (objetivo) en una profundidad dada.
15
• Kickoff Point (Punto de Desviación): El Kickoff Point es el punto que se
encuentra a una profundidad desde la superficie, en donde el pozo es desviado a
una dirección dada.
• Buildup Rate (Rata de Construcción): Es el incremento del ángulo en cierta
profundidad generalmente medido grados por pies.
• Hold Angle : Ocurre donde la sección del hueco de pozo es constante.
• Star of Drop (Empezar a Tumbar Angulo): Es el punto donde el pozo
empieza a tumbar inclinación.
• Profundidad Vertical Verdadera (TVD): Es la distancia vertical desde la
superficie del pozo al punto de la formación de interés.
• Desplazamiento al Target (Target Desplazament): Es la distancia lateral
desde la vertical de la locación de la superficie al target.
• Azimut: Es el ángulo de inclinación con el cual se desvía el pozo para llegar al
objetivo. Dirección del curso medido en dirección a las manecillas del reloj de 0 –
360º referido al norte.
• End of Drop EOD (Fin de Tumbar Angulo): Es el punto donde el pozo
finaliza de tumbar inclinación.
• Sección Tangencial: Ocurre después de construir ángulo (build up) donde la
inclinación de hueco del pozo es constante en una cierta distancia.
• Profundidad Medida (MD): Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el
punto de referencia de la superficie del pozo (mesa rotaria) hasta la profundidad
de interés o hasta el punto donde se encuentre el pozo.
• Inclinación del Pozo: Es el ángulo por la cual el pozo se desvía desde la vertical
16
• End of Buildup EOB (Fin de la Construcción): Es el punto donde el pozo ha
terminado de incrementar ángulo.
• Desplazamiento Horizontal: Es la distancia entre dos puntos en el plano
horizontal a lo largo del pozo proyectado”(22-25).
José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud
óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “La planeación en
la perforación en pozos horizontales consiste generalmente de especificaciones “datos”
para la entrada en el reservorio mediante una pequeña longitud de drenaje en el interior
del mismo. Por lo tanto el objetivo para la planeación de pozos horizontales es que:
1. Que el objetivo a alcanzarse sea económicamente rentable.
2. Que la perforación de la cavidad a ser drenada sea realizada con técnicas que
garanticen su óptima funcionalidad.
De esta forma diremos que la planeación para alcanzar el objetivo, en orden de
importancia consta de tres fases.
1. Fase de perforación vertical.
2. Fase de perforación desviada ( puede ser de una sola o dos diseños de curvas )
3. Fase de perforación en la cavidad horizontal a ser drenada”(14-16).
17
1. FASE DE PERFORACIÓN VERTICAL
Todos los pozos horizontales empiezan con la sección vertical de perforación hacia
abajo, especificando la profundidad de desvió la cual se encuentra medida desde la
superficie.
2. FASE DE PERFORACIÓN DESVIADA (PERFORACIÓN
DIRECCIONAL).
Esta fase consta de dos tipos de perforación direccional a seguir:
• La primera consta de una fase de perforación vertical, una fase curva continua
y finalmente una fase horizontal en la cavidad a ser drenada. (one build)
FIGURA Nº 2: FASE DE CONSTRUCCIÓN CONTINUA
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
18
• La segunda esta formada por una fase de perforación vertical, primera fase de
perforación desviada, sección de perforación inclinada, segunda fase de la
perforación desviada (two build).
FIGURA Nº 3: FASE DE CONSTRUCCIÓN DE DOS PUNTOS DE DESVIO
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3. FASE DE PERFORACIÓN HORIZONTAL
Y finalmente es diseñada la fase horizontal a ser perforada en la cavidad a ser drenada.
19
2.4. MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL
La tecnología de perforación horizontal ha venido desarrollándose a lo largo de muchos
años. La particularidad en la curvatura de los radios del pozo ha ser perforado desde un
plano vertical hasta alcanzar la horizontal provee una categoría de tecnología adecuada.
Existen cuatro tipos básicos de pozos horizontales, los cuales dependen del radio de
curvatura que se aplica durante la perforación.
El radio de curvatura esta determinado por la tasa de ganancia de ángulo que se utiliza
para pasar desde la vertical hasta la horizontal, existiendo una relación inversa entre las
dos; es decir, que cuando se usa una tasa de construcción o tasa de ganancia de ángulo
alta, el radio de curvatura disminuye.
A través del tiempo dichas técnicas han desarrollado cuatro clases de perforaciones
acordes al rango de radio a ser utilizado:
• Radio Largo
• Radio Medio
• Radio Corto
• Radio Ultracorto.
20
2.4.1. POZOS HORIZONTALES DE RADIO LARGO.
Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones
horizontales: “El método de radio largo ofrece usos limitados para su desarrollo. A
pesar de que numerosos agujeros de radio largo han sido perforados con el propósito de
investigar y determinar la extensión del yacimiento, esta técnica es más empleada
cuando se requiere alcanzar objetivos alejados de la localización superficial, tales como
plataformas de perforación costa afuera, localizaciones remotas y/o abruptas, así como
inaccesibles o yacimientos ubicados bajo ciudades, siendo el método de radio largo
mas flexible que los otros métodos.
FIGURA Nº 4: POZOS HORIZONTALES DE RADIO LARGO
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
En esta técnica el punto de desviación (KOP) se encuentra cerca de la superficie para
permitir que el objetivo sea alcanzado a la profundidad correcta y como la longitud de la
21
sección de construcción es grande, se incrementa la longitud de las formaciones
encontradas, por lo que se requieren varios tamaños de agujeros.
Además como la separación de KOP al objetivo es grande, se puede reducir la longitud
de sección horizontal a perforarse debido al peso, torque y arrastre de la tubería. Aunque
con estos métodos se obtienen mayores longitudes horizontales.
Con este método se pueden aplicar todas las técnicas de producción artificial.
Una de las grandes desventajas de este sistema, es que debido a la gran longitud de la
sección de construcción se tiene que atravesar gran cantidad de formaciones sin
aislarlas, pudiendo ocasionar problemas en formaciones inestables o problemáticas”(10-
12).
El control direccional es pobre en cuanto tiene que ver con la navegación, por lo cual
los resultados son rústicos, debido a esto se hace difícil el manejo de la tubería de
perforación (drill pipe) y con frecuencia esta dificultad incrementa el tiempo de
perforación.
Este problema se encuentra solucionado en la actualidad gracias a las nuevas
herramientas de perforación horizontal. Este desarrollo ha tenido dos principales
avances: (PowerDrive y PeriScope 15)
Por lo tanto tendrá una inclinación de 2 a 6 º por cada 100 pies y el alcance de radio del
pozo será de 1000 a 3000 pies y tendrá una extensión de penetración en la formación
22
recomendada de 2000 a 5000 pies hasta llegar al objetivo ubicado en el interior del
reservorio.
APLICACIONES
• Locaciones inaccesibles
VENTAJAS:
• Bajas doglegs
• Sección lateral larga
• Altos puntos de partida desde la superficie
• Permite un mejor comportamiento de la perforación rotaria.
• Pocas restricciones en tamaños de huecos y equipos.
• Puede perforarse con motor de fondo
DESVENTAJAS:
• Existen mayores problemas en grandes longitudes de hueco abierto.
• Posible incremento del costo.
• Mayor requerimiento de casing.
23
2.4.2. POZOS HORIZONTALES DE RADIO MEDIO
FIGURA Nº 5: POZOS HORIZONTALES DE RADIO MEDIO
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Un pozo de radio medio horizontal, a menudo exige el mismo tamaño de equipo, del
agujero y de la sarta de perforación, que lo exigiría un pozo vertical perforado a una
misma profundidad verdadera vertical.
Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones
horizontales: “Los sistemas de radio medio pueden ser más económicos cuando se
emplean en yacimientos fracturados, en problemas de conificación de agua y gas, en
formaciones fracturadas de baja permeabilidad, en yacimientos con poca energía y en
formaciones de poco espesor. La profundidad vertical que se necesita para alcanzar el
yacimiento en los pozos de radio medio se reduce y esto es una de las más fuertes
ventajas de este método.
24
El perfil de un pozo de radio medio indica que se requiere menos longitud a perforar y
mucho menos desplazamiento horizontal para alcanzar el objetivo horizontal, además de
tener menos agujero descubierto en comparación con los pozos de radio largo.
Con un pozo de radio medio, muchas zonas problemáticas pueden ser perforadas en la
sección vertical y ser revestidas antes de perforar la zona critica de curvatura y empezar
la horizontal. La longitud mas corta del agujero curvo puede salvar tiempo y problemas
potenciales”(13-14).
El radio medio del pozo puede cambiar desde la vertical hacia la horizontal con una
inclinación que va de 6-20° grados por cada 100 pies , el mismo que define un radio de
curvatura de 290 a 950 pies y una penetración en la formación recomendada de 1500 a
2000 pies hasta llegar al objetivo dentro del reservorio.
APLICACIONES
• Yacimientos fracturados, yacimientos marinos, problemas de conificación de
agua y gas, reentradas en yacimientos estrechos.
VENTAJAS
• Al desviar un pozo ya existente se reducen los costos con respecto a uno
nuevo.
25
• En objetivos de poco espesor donde es critico el control de la desviación, se
tiene un conocimiento exacto de la zona de interés, disminuyendo los riesgos
geológicos en los pozos desviados.
• Las mediciones para determinar la trayectoria del pozo se pueden llevar a cabo
con las mismas técnicas que para radio largo, así mismo, como se dispone de
herramienta para una gran variedad de tamaños de agujeros, se pueden llevar a
cabo la mayoría de los sistemas de producción artificial.
• Pocas longitudes de hueco abierto en comparación con el radio largo.
• Generalizando la perforación de pozos de radio medio ofrece numerosas
ventajas sobre la perforación de radios largos por costos adicionales mínimos.
DESVENTAJAS
• Los esfuerzos en el cuerpo del tubo y la fuerza lateral de la broca, causada por
la gran curvatura en agujeros de radio medio, puede causar grandes diámetros
y posibles desviaciones de la broca.
• Al diseñar ensamblajes de fondo para pozos de radio medio se debe poner
énfasis para alcanzar uniformes y predecibles índices de construcción.
Desgraciadamente, la incertidumbre y la variación en el funcionamiento de la
mayoría de los motores para construir los ángulos excedentes la tolerancia
26
permitida del objetivo horizontal. Por esto, es necesario diseñar intervalos de
ajuste en la curva para comenzar las incertidumbres.
2.4.3. POZOS HORIZONTALES DE RADIO CORTO.
FIGURA Nº 6: POZOS HORIZONTALES DE RADIO CORTO
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones
horizontales: “Esta técnica es empleada en muchos yacimientos de tamaño limitado, ya
que el pozo puede ser cambiado a horizontal y terminado con menos desplazamiento del
requerido por un pozo de radio largo.
El poco desplazamiento y la limitada profundidad requerida para pozos de radio corto lo
hacen mas apropiado en formaciones con cimas problemáticas causadas por la litología
o yacimiento. Así, en un pozo de radio corto, la zona de problemas puede ser entubada
antes de que el agujero crítico se inicie a perforar.
27
En yacimientos de gas, el acercamiento del radio corto reduce el riesgo de proyectar el
casquete de fondo, ya que se puede perforar verticalmente a través del casquete de gas y
cementar una tubería de revestimiento antes de perforar la zona del objetivo”(17-18).
En los pozos de radio corto la inclinación hacia la horizontal se la realiza muy
rápidamente de 1.5 a 3° grados por cada pie, el mismo que define un radio de curvatura
para alcanzar los 90° grados en 20 a 40 pies y una penetración en la formación
aproximada de 300 a 400 pies hasta llegar al objetivo dentro del reservorio.
APLICACIONES
• Pozos multilaterales, pozos cerrados.
VENTAJAS
• Curva corta
• Yacimientos poco profundos
• Con esta técnica se puede perforar varias secciones horizontales desde un
mismo pozo.
• Esta técnica es empleada en yacimientos con presiones tan bajas como 18 psi,
las cuales pueden llevar los fluidos producidos arriba del KOP en agujeros de
radio corto.
28
DESVENTAJAS
• Múltiples viajes con poco control de azimut.
• Las herramientas son menos vigorosas que las de otros sistemas, y no están
completamente estandarizadas por el API. El manejo de estas herramientas
pueden ser lentas y difíciles con equipos de perforación, marcando su propia
planeación y cuidado en su manejo.
• La curva y la parte horizontal del pozo será perforado con herramientas
especiales sujetas a la Tubería de perforación (drill-pipe), la broca será
impulsada a través del radio por dos posibles métodos:
1. Por la rotación completa de toda la sarta de perforación desde la superficie.
2. O por el desarrollo de los motores articulados de fondo, accionados por la fuerza
motriz del lodo y el manejo de herramientas.
2.4.4. POZOS HORIZONTALES DE RADIO ULTRA CORTO.
La más reciente tecnología de perforación horizontal, es el sistema de generación de radio
ultra corto. El método utilizado es proyectar agua por los jets de la broca de perforación
a lo largo de la sección horizontal de la cavidad a ser drenada o creando radios con giros
de 1 a 2 ° grados aproximadamente.
29
Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones
horizontales: “Si la técnica de radio ultracorto se lleva a cabo en agujeros entubados, el
pozo debe ser seccionado, mientras que en agujeros abiertos se requiere hacer una
preparación mínima.
La sección horizontal es perforada con fluidos a presión (10000 psi) empleando un
equipo especial de boquillas que se lleva en un viaje.
Este sistema es mas empleado para formaciones suaves con fácil penetración, tales
como arenas y puede ser factible para proyectos de soluciones minerales y limpieza de
acuíferos y la estabilidad e integridad del agujero son las principales preocupaciones. El
tamaño del agujero, varia de 2 a 6 pulgadas, y es función de la formación, de las cabezas
de inyección empleadas y del fluido bombeado, mientras que la longitud horizontal se
limita a unas decenas de metros”(21).
APLICACIONES
• Formaciones suaves
VENTAJAS
• Podemos realizar múltiples cavidades de drenaje en la zona a ser producida.
30
DESVENTAJAS
• Perdida del control direccional cuando se acerca a los 45 pies de penetración
donde la perforación esta más allá de la influencia de la curva guía.
• El efecto hidráulico puede ser perjudicial en formaciones sensitivas al agua o
en reservorios que poseen fracturas naturales con bloques de agua.
FIGURA Nº 7: ILUSTARCIÓN DE LOS MÉTODOS DE CURVATURA
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
31
TABLA Nº 1: COMPARACIONES DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS
DIFERENTES MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL.
RADIO LARGO RADIO MEDIO RADIO CORTO
RATA DE
CONSTRUCCIÓN
2 A 6 Grados Por
Cada 100 Pies
6 A 20 Grados Por
Cada 100 Pies
1.5 A 3 Grados Por
Cada Pie
RADIO DE
CURVATURA
Varia De 1000 A
3000 Pies
Varia De 290 A 950
Pies
Varia De 20 A 40
Pies
TAMAÑO DEL
HOYO
Sin Limitaciones 4 ¾ Pulgadas
6 1/8 Pulgadas
8 1/2 Pulgadas
9 7/8 Pulgadas
4 ¾ Pulgadas
6 1/2 Pulgadas
TÉCNICAS DE
PERFORACIÓN A
UTILIZARSE
Perforación Rotaria
O Motores De
Fondo, Para La
Curva Y Sección
Horizontal
Perforación Rotaria O
Motores De Fondo,
Para La Curva Y
Sección Horizontal
Herramientas
Especiales De
Deflexión O
Motores Articulados
Para La Sección
Angular.
TIPO DE
TUBERÍA
Convencional Dril Pipe Y Heavy
Weigth Para Una
Desviación De 15
Grados Por Cada 100
Pies.
Tuberías Especiales
32
BROCA DE
PERFORACIÓN
Sin Restricciones
Depende Del Tipo
De Litología Que
Atraviese
Sin Restricciones
Depende Del Tipo De
Litología Que
Atraviese
Sin Restricciones
Depende Del Tipo
De Litología Que
Atraviese
FLUIDO DE
PERFORACIÓN
Sin Restricción Sin Restricción Sin Restricción
TIPOS DE
SURVEY
Sin Restricción Limitado Para El Uso
De Mwd En Hoyos
De Tamaño Pequeño
Como 6 1/8”
Registros Especiales
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
2.5. APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES DENTRO DE LA
INDUSTRIA
En esta fase de desarrollo cada una de las distancias tecnológicas usadas ha prestado su
mejor servicio para la aplicación del recobro del petróleo y gas.
Alrededor del mundo los reservorios de los campos examinados y perforados por la
tecnología horizontal, se encuentran descritos y señalados en la siguiente tabla.
33
TABLA Nº 2: APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES DENTRO
DE LA INDUSTRIA
APLICACIONES RADIO
ULTRA
CORTO
RADIO
CORTO
RADIO
MEDIO
RADIO
LARGO
DESARROLLO DE
CAMPOS DE GAS:
Fracturas Naturales
Baja Permeabilidad.
Baja Cantidad de Energía
Extensiones a Alcanzarse
Formaciones Delgadas
Múltiples Estratos (areniscas)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
DESARROLLO DE
CAMPOS PETRÓLEO
Fracturas Naturales
Conificación de Agua
Baja Permeabilidad.
Conificaciön de Gas
Poca Energía en el Reservorio
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
34
Formaciones Irregulares
Extensiones a Alcanzarse
Formaciones Delgadas
X X
X
X
X
FUENTE: JOSÉ ERAS VIVANCO
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
2.6. RESERVORIOS CANDIDATOS PARA UNA PERFORACIÓN
HORIZONTAL
José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud
óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “En la perforación
horizontal existen ciertas situaciones que requieren el uso de la tecnología de
perforación de avanzada como son los reservorios que a continuación detallamos.
• Reservorios estrechos con una baja permeabilidad < 1 MD
• Reservorios con fracturas naturales.
• Reservorios que contienen crudo pesado.
• Reservorios económicamente inaccesibles.
• Reservorios que contengan contacto agua- petróleo (CAP) y posibles
problemas potenciales de conificación de agua.
35
• Reservorios delgados con una potencia menor a 50 pies”(2).
2.6.1. ASPECTOS IMPORTANTES PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones
horizontales: “Uno de los más importantes aspectos de la perforación horizontal es la
selección del pozo candidato, no existen reglas rígidas para la selección del yacimiento.
Una de las primeras consideraciones que se toma en cuenta es la parte económica y
costos del proyecto. Los pozos horizontales son más caros en una relación de 2 a 3
veces más que un pozo vertical.
Para perforar un pozo horizontal para explotar un yacimiento usualmente se requiere
recoger información acerca del yacimiento y de las condiciones existentes en el área.
Por esta razón los parámetros que deben ser considerados incluyen:
• Profundidad del objetivo.
• Espesor o potencia de la zona productiva.
• Mecanismo de producción del yacimiento.
• Porosidad.
• Permeabilidad absoluta.
• Presión de formación.
• Características de la roca reservorio.
36
• Saturación de fluidos.
• Gravedad especifica del gas y del petróleo.
• Temperatura del yacimiento.
• Restricciones verticales dentro del yacimiento.
• Historia de producción.
• Hidrocarburos originales en sitio.
• Hidrocarburos remanentes.
• Diámetro del pozo.
• Tipo de levantamiento artificial”(22-23).
2.7. MÉTODOLOGÍA PRÁCTICA DE DISEÑO DE BHAs DE
PERFORACIÓN
La metodología propuesta en esta guía se conforma básicamente de los siguientes
puntos:
• Recopilación de información.
• Calculo del diámetro y longitud de lastrabarrenas (drill collar)
• Calculo de la longitud de tubería pesada (heavy weight).
• Diseño de la tubería de trabajo.(drill pipe)
• Criterios de estabilización de la sarta de perforación.
37
2.7.1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
La información necesaria para el proceso de diseño y selección de la sarta se puede
resumir en los siguientes puntos:
• Profundidad total.
• Trayectoria y ángulo máximo.
• Peso sobre barrena requerido.
• Densidades de lodo.
• Factores de diseño para el peso sobre barrena.
• Factor de diseño a la tensión.
• Máximo margen de jalón
• Inventario de tubulares y herramientas
• Tabla de especificaciones de tuberías.
Como se indica más adelante, algunos cálculos del diseño de sartas se basan en
experiencias y condiciones esperadas durante la perforación.
Por lo tanto, es necesario estudiar los pozos de correlación para determinar variables
como: posibles arrastres, posibles pegaduras por presión diferencial e hidráulica.
38
2.7.2. DETERMINAR EL DIÁMETRO DE LOS LASTRABARRENAS (DRILL
COLLAR).
PETROPRODUCCIÓN indica en su manual: Guía para diseño de sartas de
perforación: “Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial sean
mínimas, la experiencia establece que el diámetro de los lastrabarrenas debe se el
máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena.
Esto permitirá un mejor control direccional, menor longitud del ensamble de fondo,
menor probabilidad de pegaduras por presión diferencial y menor margen de
movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las conexiones). La siguiente
ecuación práctica proporciona una idea del diámetro mínimo de lastrabarrenas dMLB
(plg) requerido” (3)
FORMULA Nº 1: DIAMETRO MÌNIMO DE DRILL COLLAR
dMLB =2*d eCTR-db
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Donde d eCTR es el diámetro exterior del cople de la Tubería de revestimiento (TR) (plg)
y db es el diámetro de la barrena en pulgadas.
39
2.7.2.1. CALCULAR LA LONGITUD DE LOS LASTRABARRENAS
Cuando el peso sobre la barrena es proporcionado únicamente por los lastrabarrenas, la
longitud mínima de lastrabarrenas se calcula de la siguiente manera:
FORMULA Nº 2: FACTOR DE FLOTACIÒN
856,71 lodo
FPF −=
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Calcular la longitud mínima de lastrabarrenas (LLB) (m) con la siguiente ecuación:
FORMULA Nº 3: LONGITUD MÌNIMA DE DRILL COLLAR
θCosFPFPL
fLB
dSBLB **
**4,671=
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Donde Plodo es la densidad del lodo (gr/cm³), PSB es el máximo peso requerido por la
barrena en toneladas, Fd es un factor de diseño para asegurar que el punto neutro se
ubique por debajo de la cima de los lastrabarrenas. Este factor de diseño varía entre 1.1
y 1.2, siendo 1.15 el valor más común. PLB es el peso de los lastrabarrenas en el aire
(lbs/pie) y Ø es ángulo del pozo con respecto a la vertical en grados.
40
Cuando el peso de la barrena es proporcionado por los lastrabarrenas y por la tubería
pesada, el número de lastrabarrenas debe ser el mínimo necesario para controlar la
desviación del pozo.
2.7.2.2. DETERMINAR EL CAMBIO DE DIÁMETRO ADECUADO
ENTRE SECCIONES DE LA SARTA.
En la práctica, para seleccionar los diámetros de tuberías pesada y de trabajo que
minimicen los esfuerzos de transición por cambio de diámetro, se calcula la relación de
rigidez RR (adimensional) entre la sección inferior y superior, dada por la siguiente
ecuación.
FORMULA Nº 4: RELACIÒN DE RIGIDEZ
eriorcióne
ie
eriorcióne
ie
R
ddd
ddd
R
supsec
44infsec
44
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −
=
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
De acuerdo con la experiencia, para perforación somera o con baja probabilidad de
falla, RR debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforación en condiciones más
severas o con mayor probabilidad de falla RR debe mantenerse menor de 3.5.
41
2.7.3. CALCULAR LA LONGITUD DE LA TUBERÍA PESADA.
Cuando la tubería pesada se utiliza únicamente para reducir los niveles de esfuerzo en la
zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo el número de tramos de
tubería pesada se selecciona de acuerdo con las condiciones de trabajo y la experiencia
por la API es usar de nueve a diez tramos de tubería pesada.
Por otro lado, cuando la tubería pesada se utiliza para reducir los niveles de esfuerzo en
la zona de transición, entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo, y barrena, la
mínima longitud pesada LTP (m) se calcula con la siguiente ecuación…
FORMULA Nº 5: RELACIÒN DE RIGIDEZ
TP
LBLB
fTP
dSBTP P
LPCosFP
FPL ***
**4,671−=
θ
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Donde P TP es el peso de la tubería pesada en el aire (lbs/pie).
2.7.4. DISEÑO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO
Después de calcular el diámetro y número de tramos de lastrabarrenas y de tubería
pesada, se procede a diseñar la tubería pesada, en el cual se revisa las condiciones más
críticas a las que será sometida la tubería y se comparan con su resistencia especificada
en tablas.
42
2.7.4.1. CALCULAR LA MÁXIMA TENSIÓN PERMISIBLE Y LA
TENSIÓN DE TRABAJO PARA CADA SECCIÓN DE TUBERÍA.
Para diseñar la tubería de trabajo bajo el criterio de la tensión, es necesario considerar
los siguientes factores como se observa en la figura: a) resistencia a la tensión de la
tubería RT proporcionada en tablas por el fabricante; b) factor de diseño a la tensión Fdr,
el cual se establece de acuerdo con la máxima tensión permisible MTP a la que estará
expuesta la tubería; c) tensión de trabajo TT, a la que estará expuesta la tubería durante
operaciones normales, y d) margen de jalón MJ o tensión máxima a la que podrá
someterse la tubería, sin rebasar la máxima tensión permisible establecida por la
resistencia a la tensión de la tubería y el factor de diseño.
• La máxima tensión permisible MTP (toneladas) se calcula con la siguiente
ecuación:
FORMULA Nº 6: MÀXIMA TENSIÒN PERMISIBLE
dT
TTP F
RM410*59,4 −
=
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Donde Rr está en libras, como normalmente se reporta en tablas, y Fdr es adimensional.
Los valores típicos del factor de diseño a la tensión Fdr varían en el rango de 1.0 a 1.15.
El valor de este factor se define considerando la severidad de las condiciones de
43
perforación de pozos de correlación y las condiciones o clasificación de la tubería en
función de su desgaste.
Establecer el margen de jalón (MJ) (toneladas). Las prácticas operativas establecen que
para seleccionar el margen de jalón es necesario considerar principalmente las
siguientes variables:1) posibilidades de atropamiento, 2) posibles arrastres durante la
perforación, y 3) efecto de cuñas. La primera variable se establece de acuerdo con la
experiencia y las condiciones de perforación esperadas.
El arrastre se puede obtener de pozos de correlación o estimar con la siguiente ecuación
empírica.
FORMULA Nº 7: MÀXIMA TENSIÒN PERMISIBLE
A sección = 4.17x 10-4 FF Psección Lsección sen Ө
FUENTE: PETROPRODUCCIÒN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Donde A sección (toneladas) es el arrastre por sección, P sección (lbs/pie) es el peso en
el aire del tubular de la sección.
Para estimar el arrastre total de la sarta de perforación, se calculan los arrastres de las
secciones comprendidas entre la barrena y el punto de desviación (KOP), usando la
ecuación (7), y se suman los mismos.
44
FIGURA Nº 8: TENSIÓN DE LA TUBERÍA
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Adicionalmente, el efecto de cuñas resulta ser también un buen indicador para
establecer el margen de jalón.
El esfuerzo de tensión Eг que se causa al aplicar las cuñas, resulta en un esfuerzo
comprensivo Ec alrededor del área del tubo donde trabajan las cuñas. Este esfuerzo
comprensivo reduce la resistencia a la tensión de la tubería.
La relación del esfuerzo de tensión sobre el esfuerzo comprensivo (Eг/Ec), conocida
como constante de efecto de cuñas.
45
La tabla Nº 3 muestra los valores de esta constante para las tuberías más usadas en
perforación, considerando longitudes de cuñas de 12 y 16 pulgadas.
Por lo tanto, el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre calculado y satisfacer
la siguiente ecuación:
FORMULA Nº 8: MARGEN DE JALÓN PERMISIBLE
( )[ ]1/ −> CTTPj EEMM
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Satisfaciendo la ecuación 8, se garantiza que la tensión de trabajo afectada por las cuñas
siempre sea menor a la máxima tensión permisible, es decir:
FORMULA Nº 9: TENSIÓN DE LA TUBERÍA
TT (ET/Ec) < M TP
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
46
TABLA Nº 3: CONSTANTE DE EFECTO DE CUÑAS
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
En la práctica, los valores típicos del margen de jalón varían de 25 a 70 toneladas.
• Determinar la tensión de trabajo TT (toneladas) de cada una de las secciones de
tubería de trabajo.
Constante de efecto de cuñas (ET/EC)
Diámetro Longitud de las cuñas
(pulgadas) 12 (pulgadas) 18 (pulgadas)
2-3/8 1 .25 1.18
2-7/8 1.31 1.22
3-1/2 1.39 1.20
4 1.45 1.32
4-1/2 1.52 1.37
5 1.59 1.42
5-1/2 1.66 1.47
47
La tensión de trabajo a la cual estará expuesta la tubería en condiciones
normales es igual a la máxima tensión permisible menos el margen de jalón, y se
calcula de la siguiente manera:
FIGURA Nº 10: TENSIÓN DE LA TUBERÍA
TT = MTP – MJ
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
2.7.4.2. CALCULAR LA MÁXIMA LONGITUD DE LAS SECCIONES DE
TUBERÍA DE TRABAJO (GRADO Y PESO).
El principio para calcular las longitudes, grados y pesos de las secciones de tubería de
trabajo es mantener durante todo el proceso de perforación, y a lo largo de toda la sarta
de trabajo, la tensión de la misma menor o igual a la máxima tensión permisible.
Bajo este principio, y de acuerdo con el arreglo de la sarta de trabajo seleccionado, la
tubería de menor resistencia se coloca inmediatamente arriba de los lastrabarrenas o
tubería pesada. La máxima longitud de esta sección de tubería de trabajo está limitada
por la tensión de trabajo Tг determinada previamente, y se calcula con la siguiente
ecuación:
48
FORMULA Nº 11: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO
( )
)1(3
3
1049,1
1049,1
SECTT
LPTPLBLBT
T
TT Px
LPLPxFT
L −
− +−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Si la longitud de la primera sección no es suficiente para la profundidad total del pozo,
la longitud máxima de la segunda sección se calcula con la siguiente ecuación:
FORMULA Nº 12: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO SECCIÒN 1
FSECTT
SECTSECTSECTT FPx
TTL
)2(3
)1()2()2( 1049,1 −
−=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Si, adicionalmente, es necesaria una tercera sección de trabajo, la longitud de ésta se
calcula con la siguiente ecuación:
FORMULA Nº 13: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO SECCIÒN 2
FSECTT
SECTSECTSECTT FPx
TTL
)3(3
)2()3()3( 1049,1 −
−=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
49
Donde PTT(SEC1), PTT(SEC2) y PTT(SEC3) es el peso de la tubería de trabajo en
lbs/pie de las secciones uno, dos y tres, respectivamente.
2.7.4.3. DETERMINAR LA CAPACIDAD DE PRESIÓN INTERNA Y
COLAPSO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO.
La premisa en este punto es comparar las condiciones más críticas a las que se someterá
la tubería (adicionando un factor de seguridad) contra su resistencia.
Cabe mencionar que la falla de la tubería de perforación, ya sea por presión interna o de
colapso, es una situación que difícilmente se da. Sin embargo, es necesario considerarla
en el diseño de la sarta, por situaciones críticas que pudieran presentarse.
Presión interna. La sarta de perforación esta sujeta a una presión interna de cedencia
cuando la presión interna ejercida es mayor que la presión externa. Esta diferencial de
presión se puede presentar, por ejemplo, cuando se inducen presiones en la superficie
para algún control de brote en el pozo o alguna operación de cementación forzada.
La condición que puede cumplirse para el diseño es:
FORMULA Nº 14: RESISTENCIA A LA PRESIÒN INTERNA
Rpc > P1 Fdpc
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
50
Donde Rpc es la resistencia a la presión interna de la tubería que se va a utilizar, P1 es la
máxima presión interna de trabajo esperada, y F dpl es el factor de diseño a la presión
interna (adimensional).
Presión de colapso. Fallas por presión de colapso pueden presentarse cuando se
realizan pruebas de formación durante la perforación usando la sarta de perforación
(prueba DST, drill ítem test), o cuando se genera poca presión por el interior de la
tubería, como en el caso de operaciones de perforación con aire, espuma o niebla.
En este caso, la condición que debe cumplirse para el diseño por presión de colapso es:
FORMULA Nº 15: RESISTENCIA A LA PRESIÒN INTERNA
R pc > P cF dpc
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Donde Rpc es la resistencia a al presión de colapso de la tubería que se va a utilizar, Pc
es la máxima presión de colapso de trabajo esperada, y F dpC es el factor de colapso
(adimensional).
Los valores de resistencia al colapso y a la presión interna de las tuberías de perforación
se encuentran en Tablas del API, así como en catálogos de fabricantes.
51
Los factores de diseño a al presión interna F dpl y colapso F dpC oscilan entre 1.1
y 1.15.
Sin embargo 1.3 es el valor más utilizado para ambos.
2.7.5. CRITERIOS DE ESTABILIZACIÓN DE LA SARTA DE
PERFORACIÓN.
Como se ilustra en la figura 9, los ensambles de fondo de las sartas de perforación
originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación
(peso sobre barrena) y a las características de la formación.
Durante la perforación estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para
mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la
inclinación del, pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al
hacer contacto con las paredes del agujero o TR.
Por lo tanto, la manipulación de la posición y el número de estabilizadores (puntos de
tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo
Los algoritmos que permiten calcular las longitudes de la barrena al punto de la
tangencia (Figura 9) y las fuerzas laterales que éstos originan en la barrena, son
complejos.
52
Sin embargo, los principios que gobiernan el comportamiento de un ensamble de
fondo liso (sin estabilizadores) proporcionan las bases para determinar la posición y
número de estabilizadores.
FIGURA Nº 9: CRITERIOS DE ESTABILIZACIÓN DE LA SARTA DE
PERFORACIÓN.
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
En esta guía práctica de diseño se presentan estos principios básicos y se resumen los
resultados de algoritmos, complementados con la experiencia, han generado reglas
prácticas para estabilizar la sarta de perforación, de acuerdo con el ángulo de inclinación
requerido.
53
2.7.5.1. PRINCIPIOS DE ESTABILIZACIÓN DE APAREJOS DE FONDO.
Como se ilustra en las figuras 9 (b) y 10, cuando se aplica peso sobre la barrena PSB se
originan dos fuerzas en la misma barrena: una fuerza negativa o de péndulo, causada
por la gravedad, y una fuerza positiva o de pandeo, causada por el peso sobre la barrena,
y la consecuente deflexión de los lastrabarrenas. La resultante de estas fuerzas laterales
depende de la longitud del punto de tangencia LT (distancia de la barrena al primer
punto donde el ensamble de fondo, hace contacto con las paredes del agujero o TR).
La tendencia de la barrena a incrementar el ángulo del pozo depende de la fuerza de
pandeo, mientras que la tendencia a reducir el ángulo depende de la fuerza de péndulo.
Por otro lado, la tendencia a mantener el ángulo ocurre cuando ambas fuerzas se
neutralizan. Finalmente, si se tiene un buen control de la longitud del punto de
tangencia con la posición adecuada de los estabilizadores en el ensamble de fondo, se
tendrá también un buen control del ángulo del pozo. La fuerza resultante en la barrena
FB (toneladas), causada por las fuerzas de pandeo y péndulo, cuando se aplica peso
sobre barrena, se puede determinar con la siguiente ecuación.
FORMULA Nº 16: FUERZA RESULTANTE EN LA BARRENA
T
TFLBSBTFLBB L
LFPPsenLFPF l)cos10*45.7(0254.010*45.74
4 θθ−
− −+−=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
54
Donde L г (m) es la longitud de la barrena al primer punto de tangencia (Figura 11) y e
(pulgadas) es el claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena, calculado
como sigue:
FORMULA Nº 17: CLARO ENTRE EL AJUGERO Y EL DIAMETRO
EXTERIOR DEL DRIL COLLAR
l = 0.5 (db –deLB)
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
FIGURA Nº 10: PRINCIPIOS DE ESTABILIZACIÓN DE APAREJOS DE
FONDO
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
55
PETROPRODUCCIÓN indica en su manual: Guía para diseño de sartas de
perforación: “La ecuación 16 tiene dos incógnitas: la fuerza de la barrena FB al primer
punto de tangencia LT. Para calcular estas dos variables, se recomienda el siguiente
procedimiento, el cual se ilustra en la figura Nº 11.
FIGURA Nº 11: PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR FB Y LT
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
56
1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT (m), para el
peso sobre barrena PSB requerido (toneladas). De acuerdo con la experiencia, se
sugiere un valor inicial de 10m.
2. Determinar, en tablas, el peso en el aire de los lastrabarrenas PLB (lbs/pie).
3. Calcular el factor de flotación FF, usando la ecuación 2.
4. Calcular la carga comprensiva de los lastra barrenas CCLB (toneladas) con la
siguiente ecuación:
FORMULA Nº 18: CARGA COMPRESIVA DE DRILL COLLAR
( )θSenLFPxPC TFLBSBCLB41045,7 −−=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
5. Determinar la rigidez de los lastra barrenas RLB (lbs- pg²) con la siguiente
ecuación:
FORMULA Nº 19: CLARO ENTRE
( )44610424,1 diLBLBdxRLB −= l
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación:
FORMULA Nº 20: VARIABLE u
5,0
924 ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
LB
CLB
RC
LTµ
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
57
7. Calcular la función trascendental x (adimensional) con la siguiente expresión:
FORMULA Nº 21: FUNCIÒN TRACEDENTAL X
3
)(tan3µ
µµ −=X
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
8. Calcular el claro entre el agujero y el diámetro exterior de los lastrabarrenas l
(pulgadas) con la ecuación 17.
FORMULA Nº 22: CLARO ENTRE EL AGUJERO Y EL DIAMETRO
EXTERIOR DE DRILL COLLAR
)(5,0 LBddb ll −=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT (m).
FORMULA Nº 23: LONGITUD DE LA BARRENA AL PRIMER PUNTO DE
TANGENCIA
25,0
)(102,1
4
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡=
−
xSenFPRxL
FLB
LBT θ
l
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
58
10. Si el valor de LT, calculado en el paso 9, es diferente del supuesto en el paso 1,
calcular un promedio de ambos valores con la siguiente ecuación:
FORMULA Nº 24: PROMEDIO DE LONGITUDES DEL PUNTO DE
TANGENCIA
2)2()1( PASOTPASOT
T
LLL
+=
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
11. Tomar el valor de LT, calculado en el paso 10, como el nuevo valor de
supuesto, y repetir los cálculos hasta que el valor de LT calculado en el paso 9
sea aproximadamente igual al supuesto.
12. Calcular la fuerza resultante en la barrena FB en toneladas con la ecuación 16.
Este proceso de cálculo nos permite determinar la longitud de la barrena al primer punto
de tangencia y la fuerza resultante en la barrena. Si la fuerza resultante es positiva, el
ángulo se incrementa; si es negativa, el ángulo se reduce; y si es cero, el ángulo se
mantiene. ” (10).
Como se ilustra esquemáticamente en la Figura Nº 12, una vez determinada la fuerza
resultante y la longitud del punto de tangencia, la colocación de un estabilizador a este
nivel cambiará la posición de un subsecuente punto de tangencia hacia una posición
superior, así como las respectivas fuerzas laterales que actúan en la barrena.
59
Bajo este principio, puede obtenerse el número y posición de estabilizadores para
incrementar, reducir o mantener el ángulo del pozo.
FIGURA Nº 12: COLOCACIÓN DEL ESTABILIZADOR EN EL PUNTO DE
TANGENCIA
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
2.8. REGLAS PRÁCTICAS PARA ESTABILIZAR LA SARTA DE
PERFORACIÓN.
Como resultado de modelos complejos (3D), que consideran fuerzas de inclinación y
direccional en la barrena, curvatura del agujero y componentes del ensamblaje de fondo,
rotación de la sarta y puntos de tangencia entre barrena y estabilizadores, a continuación
se presentan algunas reglas prácticas para determinar el número y posición de los
estabilizadores.
60
• Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación. Figura Nº 13
muestra los arreglos de ensamble de fondo comúnmente usados para incrementar
el ángulo de inclinación.
Un ensamble de fondo típico para incrementar el ángulo del pozo cuenta con un
porta barrena estabilizador o un estabilizador a 1 ó 1.5 m de la barrena.
Este estabilizador, originado por el peso sobre la barrena, se convierta en una
fuerza lateral de pandeo, la cual tiende a incrementar el ángulo.
FIGURA Nº 13: (BHAs) PARA INCREMENTAR ÁNGULO DE INCLINACIÓN
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Como se ilustra en la figura 13, la mejor respuesta para incrementar el ángulo
del pozo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Esto ocurre porque la separación entre
los dos primeros estabilizadores (27m) permite la flexión de los lastrabarrenas
61
(punto de contacto o de tangencia entre estabilizadores) incrementando la fuerza
lateral de pandeo.
En agujeros con inclinaciones mayores de 8 grados el arreglo de fondo número
4 proporciona mayor fuerza de pandeo o mayor respuesta para incrementar el
ángulo que los arreglos 5 y 6. Sin embargo, para agujeros con inclinaciones
mayores de 8 grados la mayor respuesta para incrementar el ángulo se obtiene
con los arreglos 5 y 6. Estos tres arreglos de ensamble de fondo (4,5 y 6)
permiten incrementar de ángulo entre 2 y 5º/30m.
Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos de ángulo medianos (1y 3º/30m). Por
otro lado, el arreglo 1 es utilizado para generar moderados incrementos de
ángulo, de tal manera que, en ocasiones, este se puede utilizar para mantener el
ángulo del pozo.
En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para incrementar el ángulo de
inclinación, el aumento del peso sobre la barrena, dependiendo del diámetro del
lastrabarrenas, aumenta el ritmo de incremento de ángulo.
A menor diámetro de lastrabarrenas, relativo al diámetro del agujero, mayor será
este ritmo de incremento debido que hay más espacio para la flexión o pandeo
del lastrabarrenas, efecto que causa el incremento de la fuerza lateral de pandeo.
Adicionalmente, cuando la inclinación del agujero aumenta, estos arreglos
tienden a mejorar su respuesta a incrementar el ángulo del pozo, debido a que,
62
por gravedad, los lastrabarrenas tienden a pegarse a la parte baja de las paredes
del agujero. Por lo tanto, es necesaria menor flexión del lastrabarrenas para
lograr puntos de contacto y aumentar las fuerzas laterales de pandeo.
• Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación. La figura 14 muestra
los ensambles de fondo comúnmente usados para reducir el ángulo de
inclinación.
A este tipo de arreglos se les conoce como arreglos tipo péndulo, ejercida por la
gravedad, es superior a la fuerza de pandeo. Como se muestra en la figura 14,
este efecto de péndulo se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la
barrena e instalando el primer estabilizador antes del primer punto de tangencia
para evitar con esto los efectos de flexión en los lastrabarrenas que generan las
fuerzas laterales de pandeo.
FIGURA Nº 14: (BHAs) PARA TUMBAR ÁNGULO DE INCLINACIÓN
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
63
Como se indica en la figura 14, los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor
respuesta para reducir el ángulo de inclinación del pozo.
En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para reducir o tumbar ángulo el
ángulo de inclinación, cuando la inclinación es alta, el número de puntos de
contacto entre la barrena y el primer estabilizador se incrementa causando una
reducción en la fuerza de péndulo, y por lo tanto, una menor respuesta a reducir
el ángulo del pozo.
Luego entonces, la distancia de la barrena al primer estabilizador debe reducirse,
como se indica en los arreglos 1 al 4.
Estos arreglos tipo péndulo son raramente usados para perforación direccional.
En general, son más utilizados para controlar la desviación del pozo.
• Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación. Estos ensambles de
fondo son conocidos como sartas empacadas. La figura 15 muestra las sartas
empacadas comúnmente empleadas para mantener el ángulo de inclinación.
Como se puede observar, en estos arreglos los estabilizadores se colocan de tal
manera que las fuerzas laterales de pandeo y de péndulo se neutralicen. Este
efecto generalmente se logra colocando dos estabilizadores cerca de la barrena.
El primero inmediatamente arriba de la barrena y el segundo a una longitud
menor o igual a seis metros (6m).
64
Como se indica en la figura 15, los ensambles de fondo empacados, en realidad
tienen la función de incrementar o reducir paulatinamente el ángulo de
inclinación del pozo, evitando un cambio repentino de ángulo. Una característica
de estos ensambles de fondo es que la variación de las fuerzas laterales de
pandeo y péndulo con cambios de peso sobre barrena deben ser nulos.
Los arreglos 1 y 2, en la figura 15, tienen la característica de mantener el ángulo
de incremento. Por otro lado, los arreglos 4 y 5 tienen la tendencia a mantener la
reducción del ángulo del pozo. El arreglo número 3, para ángulos de inclinación
menores a 10 grados, mantiene el incremento de ángulo, mientras que ha
inclinaciones mayores de 10 grados mantiene la reducción de ángulo.
FIGURA Nº 15: (BHAs) PARA MANTENER ÁNGULO
FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
65
2.9. NOMENCLATURA
CCLB = Carga comprensiva de los lastrabarrenas (ton)
dMLB = Diámetro mínimo de lastrabarrenas (pg)
deCTR = Diámetro exterior del cople de la TR en (pg)
de = Diámetro exterior de tubería (pg)
di = Diámetro interior de tubería (pg)
db = Diámetro de la barrena (in)
D = Profundidad (m)
ET = Esfuerzo de tensión (lb/pg2)
Ec = Esfuerzo comprensivo (lb/pg2)
FB = Fuerza Resultante en la barrena FB (ton)
Fd = Factor de diseño (adimensional)
Fdpl = Factor de diseño por presión interna (adimensional)
FdpC = Factor de diseño a la presión de colapso (adimensional)
FdT = Factor de diseño a la tensión (adimensional)
FF = Factor de flotación (adimensional)
LLB = Longitud mínima de lastrabarrenas (m)
LTP = Mínima longitud de tubería pesada (m)
LTT = Máxima longitud de una sección de tubería de trabajo (m)
LT = Longitud de la barrena al primer punto de tangencia (m)
ℓ = Claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena (pg)
MTP = Máxima tensión permisible (ton)
MJ = Margen de jalón (ton)
66
plp = Presión interna de diseño (lb/pg²)
pl = Presión interna (lb/pg²)
pCD = Presión de colapso de diseño (lb/pg²)
pC = Presión de colapso, (lb/pg²)
PSB = Peso requerido por la barrena (ton)
PLB = Peso de los lastrabarrenas en el aire (lb/pg²)
PTP = Peso de la tubería pesada en el aire (lb/pg²)
RR = Relación de rigidez (adimensional)
RLB = Rigidez de los lastrabarrenas (lb/pg²)
RT = Resistencia a la tensión de la tubería (ton)
TT = Determinar la tensión de trabajo
u = Variable (adimensional)
X = Función trascendental (adimensional)
Letras Griegas
P lodo = Densidad del lodo (gr/cm³)
θ = Ángulo del pozo con respecto a la vertical (grados).
67
CAPÍTULO III
3. HERRAMIENTAS PARA REALIZAR UNA PERFORACIÓN
HORIZONTAL
3.1. BARRENAS
3.1.1. INTRODUCCIÓN
Es la herramienta clave para el ingeniero de perforación: su correcta selección y las
condiciones óptimas son las dos premisas esenciales para lograr éxito en el proceso.
3.1.2. DEFINICIÓN
Barrena es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de
perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la
perforación rotatoria.
3.2. TIPOS DE BARRENAS
HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas de perforación: “Los diferentes tipos
de barrenas dependen del tipo de formación que perforará la barrera. Por ejemplo, las
barrenas para formaciones blandas, que requieren poco peso, tienen los cojinetes más
pequeños, menor espesor de conos y la sección de las patas más delgadas que el de las
barrenas para formaciones duras.
68
Eso permite mas espacio para dientes largos. Las barrenas para formaciones duras, que
deben perforar bajo grandes pesos, tienen elementos de corte más robustos, cojinetes
más grandes y cuerpos más vigorosos.
Los tipos de barrenas mas utilizados para la perforación de pozos petroleros, así como el
empleo de barrenas para operaciones especiales, se clasifican genéricamente de la
siguiente manera”(5-6).
3.2.1. BARRENAS TRICÓNICAS
Partes de las barrenas tricónicas
Aplicaciones de las barrenas tricónicas
FIGURA Nº 16: BARRENAS TRICÓNICAS
FUENTE: BAKER CHISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
69
3.2.1.1. PARTES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS
Estas barrenas tienen tres elementos: los cortadores (o sea los conos), los cojinetes y el
cuerpo.
FIGURA Nº 17: PARTES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS
FUENTE: REEDHYCALOG A GRANT PRIDECO COMPANY
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
• LOS CORTADORES
GRANT PRIDECO indica en su manual: Operación de mechas PDC sección IX: “Los
elementos cortadores de las mechas tricónicas son hileras circunferenciales de dientes
que sobresalen en cada cono y que entrelazan con las hileras de dientes de los conos
adyacentes. Estos se maquinan a partir de forjas de acero o se prefabrican de material
más duro de carburo de tungsteno. Los dientes pueden ser de gran variedad de formas y
70
tamaños, según sea la aplicación a la cual se destine la barrena. Su función es la de
moler y/o excavar la roca a medida que gira la mecha.
La acción de moler se debe al alto peso que se aplica sobre la barrena y que hace
penetrar los dientes en la formación a medida que giran los conos de la mecha. Las
fuerzas predominantes hacen que los conos giren alrededor de un eje que no sea el suyo
propio, o sea alrededor del eje geométrico de rotación, ocasionalmente los conos de la
mecha resbalan o arrastran en el fondo del pozo generando así un mecanismo de corte
por arrastre, el cual se suma al efecto moler.
• LOS COJINETES
Los cojinetes le permiten a los conos girar alrededor del cuerpo de la mecha, son
sellados y lubricados para asegurar su más larga duración efectiva bajo condiciones
adversas pozo abajo.
Los elementos de los cojinetes reciben la carga uniformemente, cosa que permite usar
altas velocidades de rotación y aplicar altos pesos sobre la mecha. Dentro del cuerpo de
la mecha hay un depósito sellado de grasa, desde el cual se lubrican los cojinetes.
• EL CUERPO DE LA BARRENA
Al cuerpo de la mecha (de acero, de tres forjas separadas), se le puede poner un
revestimiento más resistente a la erosión. En el extremo de la mecha está la espiga de
71
norma API para conectarla con la sarta de perforación. el cuerpo tiene también boquillas
situadas entre cono y cono, las cuales descargan el lodo de perforación que limpia y
enfría la barrena”(1).
3.2.1.2. APLICACIONES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS
En muchos casos, las mechas tricónicas y las de PDC se pueden usar en las mismas
aplicaciones especialmente las de tamaño más grande tipo de dientes fresados, para
perforar con motor pozo abajo, así como las barrenas e insertos y de alta velocidad.
Generalmente, las barrenas de conos de rodillos perforan más lentamente que las de
PDC y duran menos. Sin embargo, su costo es más bajo que el de las de PDC.
La decisión acerca del tipo de barrena que debe usarse frecuentemente se hace a base
del análisis del costo por pie de perforación, tal como se produce para comparar una
mecha de PDC con otra.
Los factores de aplicación tendientes a favorecer el uso de barrenas de conos de rodillos
por sobre las de PDC son:
72
• Pozos exploratorios
En los que no hay suficiente información para determinar si las formaciones por
perforarse son demasiado duras para mechas de PDC. Otro factor que las hace
preferibles a las de PDC en este tipo de pozos es el tamaño de los recortes (ripio).
A veces los geólogos prefieren que no se usen mechas de PDC en formaciones
potencialmente productoras porque las partículas del ripio suelen ser mucho más
pequeñas de las que generan las de conos de rodillos.
• Situaciones de alto riesgo
En las que se corre el peligro de que se dañe la barrena (por ejemplo, cuando se perforan
a través de equipo de cementación que puede contener piezas de metal).
• Áreas de bajo costo de perforación
Donde el costo del tiempo que se ahorra perforando con barrenas más rápidas de PDC
no es suficiente para justificar su alto costo.
73
3.2.2. BARRENAS DE CORTADORES FIJOS
Introducción de las barrenas de cortadores fijos
Barrenas de diamante natural
Barrenas de diamante policristalino térmicamente estable (TSP) thermally
Stable polycristaline
Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC) = Polycristaline
Diamond Compact.
3.2.2.1. INTRODUCCIÓN DE LAS BARRENAS DE CORTADORES
FIJOS.
HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de perforación: “Las
barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de las tricónicas,
carecen de partes móviles. El material usado para su construcción, además de los
diamantes, pueden variar según el tipo de las barrenas y de las características de los
fabricantes. Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo
de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos.
Estas barrenas de diamante son fabricadas con diamante natural o sintético, según el
tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad térmica del
74
diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones duras o
semiduras y en algunos tipos de barrenas, hasta formaciones suaves.
Por lo general mientras más dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el
diamante que se debe usar en la barrena.
3.2.2.2. BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL
FIGURA Nº 18: BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Las barrenas de diamante natural, tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de
matriz o de acero. El tipo de cortadores es de diamante natural incrustado en el cuerpo
de la barrenas, con diferentes densidades y diseños como se clasifican en el código
IADC”(8-11).
75
El uso de estas barrenas es de limitado en la actualidad salvo en casos especiales para
perforar formaciones muy duras, y cortar núcleos de formación con coronas de
diamante natural; otro uso práctico es la aplicación de barrenas desviadoras (Sidetrack),
para desviar pozos en formaciones muy duras y abrasivas ver figura Nº 19
FIGURA Nº 19: BARRENAS DE SIDETRACK
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
El diamante natural es una formación cristalina y pura de carbón con una estructura
cúbica de cristal. Es el material mas duro hasta ahora conocido
76
3.2.2.3. BARRENAS DE DIAMANTE TERMICAMENTE ESTABLE (TSP)
El diseño de las barrenas de diamante térmicamente estable (TSP), al igual que las de
diamante natural es de un solo cuerpo sin partes móviles. Son usadas para perforación
de rocas duras como caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras. Son un poco
más usadas para la perforación convencional que las barrenas de diamante natural.
(Figura Nº 20).
FIGURA Nº 20: BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
El uso de las barrenas TSP también es restringido por que, al igual que las de diamante
natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica.
77
Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con la formación y,
además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación por la rotación de las
sartas, aunque en la actualidad se pueden usar con motores de fondo.
Estas barrenas también tienen aplicación para cortar núcleos y desviar pozos cuando así
lo amerite el tipo de formación.
3.2.2.4. BARRENAS DE COMPACTO DE DIAMANTE
POLICRISTALINO (PDC)
FIGURA Nº 21: BARRENAS DE COMPACTO DE DIAMANTE
POLICRISTALINO (PDC)
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
78
Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas
(compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a
diferencia de las barrenas de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico se realiza
con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas.
El mecanismo de corte de las barrenas PDC es por arrastre. Por su diseño hidráulico y el
de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, por los buenos
resultados en la perforación rotatoria, este tipo de barrena es la más usada en la
actualidad para la perforación de pozos petroleros.
Estas barrenas pueden ser rotadas a altas velocidades, utilizadas con turbinas o motores
de fondo, con diferentes pesos sobre barrena, tienen alta resistencia, así como fácil
manejo según las condiciones hidráulicas.
3.2.2.4.1. ELEMENTOS DE LAS BARRENAS PDC
• CONOS
GRANT PRIDECO indica en su manual: Diseño de Mechas PDC sección V: Los
conos le imparten estabilidad a la barrena cuando ésta perfora porque, generalmente, las
fuerzas generadas por los compactos de diamantes policristalinos (PDC) la hacen girar
79
alrededor de su eje central. El resultante cono central de roca contribuye aún más al
efecto estabilizador, ya que evita que la barrena se desvíe del eje central.
Los conos tienen menos concentración de cortadores de PDC que el resto de la cara de
la mecha, ya que el cono de roca no queda confinado y es más fácil de remover. Hacia
el centro, además, se remueve menos roca por cada revolución de la mecha” (1-2).
• TROMPA
La nariz de la barrena es la porción de la cara más distante de la espiga. Es, pues, la
primera parte de la barrena que encuentra los cambios de las formaciones cuando se
perforan pozos verticales o casi verticales. Por eso, lo deseable es que la trompa tenga
muchos cortadores, a fin de evitar las sobrecargas en las zonas de transición de
formaciones blandas a más duras.
• FLANCO
El flanco de la barrena es la sección situada entre la nariz y el calibre. Proporciona
cierto grado de estabilidad y su longitud suele depender de la concentración necesaria
de cortadores. Las barrenas diseñadas para aplicaciones difíciles que requieren gran
número de cortadores, generalmente tienen flancos más largos que las destinadas a
perforar formaciones blandas.
80
Sin embargo, una alternativa que permite aumentar el número de cortadores sin alargar
el flanco consiste en aumentar el número de aletas.
• REGION DEL DIÁMETRO EXTERIOR (ODR)
El ODR es la parte de la barrena en la que el radio del extremo del flanco conduce al
calibre (diámetro exterior máximo). Esta zona es muy importante, especialmente en
aplicaciones de alta velocidad de rotación con motor o turbina pozo abajo.
Una secuencia lógica para la selección adecuada de una barrena PDC contempla los
siguientes pasos:
• Obtener información de los pozos prospecto: identificar el objetivo del
pozo, diámetro del agujero, datos del intervalo a perforar, tipo de
formación, contacto geológico, litología, condiciones y requerimientos
especiales del pozo, determinación de restricciones e indicaciones de
la perforación.
• Seleccionar la estructura del corte, cuerpo y perfil de la barrena:
identificar el tipo, tamaño, densidad, distribución e inclinación de los
cortadores.
81
• Elaborar análisis económicos: identificar la ganancia o ahorro
esperado con el uso de este tipo de barrenas con base en el costo por
metro y la rentabilidad económica, entre otros.
• Seleccionar el diseño hidráulico: identificar la hidráulica óptima para
perforar, así como el tipo de fluido de control usado, con base en la
limpieza de los recortes y el enfriamiento de la barrena.
FIGURA Nº 22: ELEMENTOS DE LAS BARRENAS PDC
FUENTE: REEDHYCALOG A GRANT PRIDECO COMPANY
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
82
3.2.3. BARRENAS ESPECIALES
HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “Las
barrenas de chorro desviadoras a veces se emplean en la perforación direccional de
formaciones blandas durante operaciones de desviación del agujero. La tubería de
perforación y la barrena especial son bajadas dentro del agujero; y el chorro grande es
apuntado de modo que, cuando se aplica presión a las bombas, el chorro deslava el lado
del agujero en una dirección específica.
Una barrena considerada para trabajar en condiciones especiales es la barrena para
perforar con aire. Las barrenas de chorro de aire están diseñadas para las perforaciones
con aire, gas o neblina, como medio de circulación. Estas barrenas están provistas de
conductos para circular parte del aire, gas o neblina a través de los cojinetes no sellados,
con el fin de enfriarlos y mantenerlos limpios. Los filtros de tela metálica colocados
sobre la abertura de la entrada de aire evitan que los ripios u otras materias extrañas
obstruyan los cojinetes.
Además, existen otros tipos de barrenas especiales que, como su clasificación lo indica,
se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto, no se considera su análisis
económico comparativo para su aplicación directa. Entre estas se pueden mencionar las
barrenas ampliadoras, las barrenas para cortar tuberías de revestimiento, barrenas para
perforar diámetros demasiado grandes o pequeños, con aplicación de tubería flexible,
etc”(12).
83
3.3. SELECCIÓN DE BARRENAS
3.3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS
• Rendimiento
• Direccional.
• Economía.
• Fluidos de perforación.
• Energía Hidráulica
• Pozos Profundos
• Aplicaciones con Motores
• Tipo de roca
3.3.2. SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS
Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información sobre
las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe una gran
variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades de las rocas.
Los registros necesarios son:
84
• Registro de Neutrones
• Registros de Rayos Gama
• Registro Sonico
• Registro de Densidad
3.3.3. SELECCIÓN EN FUNCIÓN DE LA FORMACIÓN QUE SE VA A
PERFORAR
HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “La
primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una barrena en una aplicación
especifica a realizar la completa descripción de las formaciones que se han de perforar.
El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar algunos indicativos sobre
el tipo de barrena que se debe seleccionar en intervalos determinados.
Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar de
fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión relativamente baja, es
posible que la barrena no genere recortes fácilmente. En estas situaciones cuando se
perfora con barrenas PDC se recomienda cortadores grandes.
Las barrenas PDC se desarrollaron primordialmente par perforar formaciones
sedimentarías blandas a medianas que antes se perforaban con barrenas de dientes
fresados y con barrenas con inserto de carburo de tungsteno. En estas formaciones
85
blandas, las barrenas PDC, han logrado ritmos de penetración hasta tres veces mas altos
que con barrenas de rodillos.
La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden decreciente de
dificultad para perforarlas. Las formaciones que se consideran aptas para perforarse con
barrenas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se pueden usar para
perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporizas (tipos 9, 10 y 11). Las
formaciones de tipo 12 o de números más altos aun no se pueden perforar con barrenas
PDC.
1. Arcilla
2. Barro compacto ( mudstone)
3. Marla
4. Evaporita
5. Yeso
6. Lutita
7. Limo
8. Arenisca
9. Anhidrita
10. Caliza
11. Dolomita
12. Conglomerado
86
13. Horsteno
14. Rocas volcánicas”(36).
3.4. FACTORES QUE AFECTAN EL DESGASTE DE LAS BARRENAS
Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se pueden dividir en: geológicos,
operativos de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetros pueden obviarse; pero
el primero debe ser bien estudiado antes de definir el tipo de barrena que se va utilizar.
Esto permitirá minimizar el desgaste y determinar su rendimiento de operación sobre las
formaciones que se van a perforar.
• FACTORES GEOLOGICOS
El factor más importante para la selección y operación de una barrena es el
conocimiento de geología del sitio que se va a perforar; es decir las propiedades físicas
de la formación, entre las que se pueden mencionar:
• Abrasividad
• Resistencia a la Comprensión
• Pegajosidad
• Elasticidad
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• FACTORES OPERATIVOS
Estos factores deben ser diseñados de acuerdo con la geología por atravesar y con la
geometría del aguajero. Pero ser modificadores en el campo en función del desempeño.
A continuación se mencionan los principales factores operativos así como las
consecuencias inherentes a una inadecuada selección.
• Peso sobre barrera (WOB)
• Velocidad de Rotación
• Limpieza en el fondo del pozo
• FACTORES POR MANEJO – TRANSPORTE
Sin importar el tipo de barrena, de conos o de diamante, debe tratarse bajo ciertos
cuidados, se debe remover de su embalaje y colocarse sobre madera o alguna alfombra
de caucho, nunca se debe rodar una barrena sobre la cubierta metálica del piso de
perforación porque en el caso de las barrenas de diamante los cortadores son muy
frágiles y pueden astillarse fácilmente.
Si la barrena se deja caer por descuido y se rompen algunos dientes o cortadores es
posible que se acorte drásticamente su duración”(38).
88
3.5. DETERMINACIÓN DEL COSTO POR PIE (ASPECTO ECONÓMICO)
GRANT PRIDECO indica en su manual: Aplicaciones de Mechas PDC sección VIII:
“Aunque representan apenas una fracción del costo total del equipo, las barrenas pueden
ser uno de los elementos más críticos para calcular el aspecto económico de la
perforación.
El método aceptado para evaluar el rendimiento económico de una barrena consiste en
calcular el costo por pie de perforación. Puesto que la barrena de PDC es mucho más
cara que la de rodillos cónicos, la de PCD debe justificar su costo más alto, ya sea
perforando más rápidamente y/o perforando más pies.
FORMULA Nº 25: COSTO POR PIE DE PERFORACIÓN
FBDTRC ++
=)(
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
De donde:
C = Costo por pie de perforación (US $ / pie)
R= Costo de operación del equipo de perforación (UD $ /hora)
T= Tiempo de viaje de la sarta de perforación (horas)
D= Tiempo de viaje de la sarta de perforación (horas)
B= Costo de la mecha (US $)
F= No de pies perforados con la mecha”(1).
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3.6. PROCEDIMIENTO PARA USAR BARRENAS PDC
• PREPARACIÓN DEL POZO
HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “Los
preparativos para usar una mecha de PDC comienzan observando la mecha que se uso
previamente en el pozo. Si la mecha usada solo tiene unos pocos cortadores o insertos
dañados o faltantes, eso nos indica que no haya problemas, ya que lo más probable es
que se hayan lavado durante la limpieza del pozo. Si el daño es más grave, o si el
diámetro exterior (calibre) de la barrena se ha reducido notablemente, el pozo se debe
acondicionar con barrena tricónica.
• INTRODUCCIÓN DE LA SARTA
Sumo cuidado debe observarse al introducir la sarta en el pozo, desde el momento que
la barrena pasa por la mesa rotatoria hasta que llega al fondo del pozo. Las mechas de
PDC son enterizas y por eso son menos flexibles que las de conos de rodillos. En los
trechos angostos del pozo, la sarta se debe bajar lentamente para evitar que los resaltos
de la roza dañen los cortadores del calibre. Tenga cuidado, igualmente, cuando la sarta
pase a través de desviadores, preceptores de reventón, cabezales de pozo y zapatas de
tubería revestidota.
90
• EMPEZAR A PERFORAR
Para establecer el patrón de corte, la mecha nueva de PDC se debe apoyar suavemente
el fondo de pozo. Si después de unos minutos la mecha no perfora, aumenta el peso
hasta que lo haga. El mismo peso se debe mantener hasta que la mecha haya perforado
un trecho por lo menos igual a su longitud. Seguidamente puede aumentarse el peso
(hasta el valor máximo recomendado) fin de lograr el régimen deseado de penetración,
es muy importante no aumentar el peso demasiado a prisa para evitar que estos
cortadores se sobrecarguen y fallen”(1-2).
3.7. PROBLEMAS COMUNES DE LA BARRENA AL NO PERFORAR
Varias son las situaciones que requieren sacar la barrena del pozo, aunque no sea para
cambiarla inmediatamente.
• Boquillas Taponadas
GRANT PRIDECO indica en su manual: Operaciones de Mechas PDC sección IX:
“El repentino aumento de presión del tubo vertical (standpipe) y de las bombas del lodo
durante la perforación se debe ocasionalmente al bloqueo de una boquilla de la mecha.
Siempre que eso no ocasione otro problema y que la mecha siga perforando sin que
91
varíe su régimen de penetración bajo los mismos parámetros, anote el incidente pero
siga perforando.
Si más de una boquilla se tapa, el problema suele ser más serio y tal vez sea necesario
sacar la mecha para limpiar. Antes de sacar la sarta, levántela ligeramente del fondo y
siga circulando al máximo durante unos 5 minutos.
Seguidamente suba la Top Drive y luego déjela bajar rápidamente para destapar las
boquillas.
• Embolamiento de la Barrena
Las mechas se embolan generalmente cuando se perforan formaciones blandas y
pegajosas (hidratarlas) con lodo de base de agua. Algunas formaciones, tales como
ciertas lutitas, reaccionan con el agua que contienen el lodo se hinchan
considerablemente y se tornan pegajosas.
Los recortes (ripio) resultantes de la perforación de las formaciones hidratables se
adhieren a la barrena y acaban por tapar completamente todos los orificios de descarga
del fluido de perforación e incluso llegan a cubrir los cortadores PDC, inutilizando
temporalmente la mecha.
92
Este fenómeno suele caracterizarse generalmente por la disminución de la torción de
rotación, la baja del régimen de penetración y frecuentemente el aumento de presión del
tubo vertical (standpipe). A veces es posible limpiar (destapar) la mecha circulando el
lodo a regimenes altos con el fin de “sacudir” los ripios que se pegaron.
Desafortunadamente, estos incidentes tienden a repetirse. Una alternativa para mantener
limpia la barrena consiste en reducir el régimen de penetración para que la barrena
genere menos ripio (recortes) en un tiempo dado de perforación y reducir de ese modo
el riesgo de que se obstruya. Si tal alternativa reduce el promedio del régimen de
penetración a un nivel inaceptable es necesario sacar la mecha. En aplicaciones como
ésta, lo probable es que se requiera una barrena especial, específicamente diseñada para
perforar en esas condiciones.
• Perforaciones de Formaciones Duras
Cuando la mecha encuentra una formación más dura, la velocidad de rotación se debe
reducir substancialmente pero manteniendo adecuado peso sobre la mecha para que ésta
permanezca estable y evitar el “bit whirl” (efecto de remolino).
Una vez establecido el adecuado patrón de corte en el intervalo de roca dura, optimice el
peso sobre la barrena y la velocidad rotatoria para aumentar el régimen de penetración.
93
• Pérdida(s) de Boquillas(s)
La disminución de repente de la presión de bombeo, seguida por pequeña pero continua
disminución indica que la erosión ha ocasionado la pérdida de por lo menos una
boquilla.
Suponiendo que no haya problemas en las bombas y demás equipo de la superficie
relacionados con ellas, la mecha se tiene que sacar del pozo. Nunca trate de reparar una
barrena de PDC en el sitio de obra.
• Desgaste de los Cortadores
A la larga, los cortadores de PDC se desgastan. El desgaste, principalmente alrededor
del radio de las boquillas, se detecta cuando bajan el régimen de penetración y la torsión
en el fondo del pozo, a tiempo que aumenta la presión del tubo vertical (standpipe).
El aumento de presión se debe al contacto de la cara de la barrena con la formación, con
la consiguiente restricción del fluido de perforación.
94
3.8. MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM)
La perforación direccional con un motor de desplazamiento positivo se logra en dos
modos: por rotación y deslizamiento; mientras que para el sistema powerdrive se logra
con rotación.
• ROTACIÓN
En el modo de rotación, la totalidad de la sarta de perforación rota, como ocurre en la
perforación rotativa convencional y tiende a perforar hacia delante. Para iniciar un
cambio en la dirección del hoyo, la rotación es detenida en una posición tal, que la
sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria
deseada.
• DESLIZAMIENTO
Este modo, llamado de deslizamiento se refiere al hecho que la porción de la sarta de
perforación que no realiza un movimiento rotativo, se desliza por detrás del conjunto
direccional. Si bien esta tecnología a resultado en forma extraordinaria, se requiere una
extrema precisión para orientar correctamente la sección curva del motor debido a la
elasticidad torciónal de la columna de perforación, que se comporta como un espiral y
se retuerce hasta tal punto que es difícil orientarlo.
95
Las variaciones litológicas y otros parámetros también influyen en la posibilidad de
lograr la trayectoria de perforación planeada.
Quizás el mayor problema que se presenta en la perforación por deslizamiento es la
tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos.
Durante los periodos de perforación por deslizamiento la tubería de perforación se
apoya sobre el lado inferior del hoyo, lo cual produce velocidades de flujo alrededor de
la tubería despareja. Por otra parte la falta de rotación de las tuberías disminuye la
capacidad del fluido de perforación de remover los recortes, de manera que se puede
formar un colchón de recortes en el lado inferior del hoyo
La perforación en el modo de deslizamiento disminuye la potencia posible para hacer
girar a la barrena, lo cual, sumado a la fricción de deslizamiento, reduce la rata de
penetración (ROP).
Las fuerzas de fricción se acumulan hasta tal punto que el peso axial resulta insuficiente
para hacer frente al arrastre de los drill pipe contra el hoyo haciendo imposible
continuar a perforación.
Por último, la perforación por deslizamiento presenta diversas ineficiencias poco
deseables. Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación durante la
96
perforación con herramientas direccionales, es probable que se obtenga una trayectoria
más tortuosa en dirección al objetivo.
SCHLUMBERGER indica en su manual: Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa
Direccional: “Las numerosas patas de perro en el hoyo aumentan la tortuosidad del
mismo produciendo de esta manera en la etapa de producción que se acumule agua en
los puntos bajos y gas en los puntos altos(24).
FIGURA Nº 23: PROBEMA AL PERFORAR DESLIZANDO
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.8.1. PRINCIPIOS GENERALES DE OPERACIÓN
La operación de los motores SPERRY DRILL normalmente son en reversa a las
aplicaciones de una bomba principal. El fluido de circulación presurizado es bombeado
entre la cavidad axial formada entre un lóbulo metálico helicoidal del rotor y un lóbulo
elastomerico helicoidal del estator.
97
La fuerza del fluido de circulación bombeado entre la cavidad formada entre el rotor y
el estator causa que rotor gire dentro del estator.
La acción del rotor y estator convierte la energía hidráulica de la circulación de fluido a
energía mecánica (rotación) la misma que es transferida a la barrena de perforación.
La modificación del número de lóbulos y la geometría en el diseño de las etapas provee
una gran variedad de motores que se acomodan a diferentes requerimientos durante las
operaciones de perforación. Los motores de SPERRY DRILL están disponibles en
varios diámetros exteriores desde 1 ¾” a 11 ¼”.
FIGURA Nº 24: NÚMERO DE LOBULOS EN EL ESTATOR Y ROTOR
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
98
Cuando el fluido (lodo de perforación) es bombeado en el motor, el rotor es forzado a
girar, al paso del flujo del fluido. Los parámetros entre los cuales se incluye la velocidad
de flujo, las rpm de la broca y el torque, están controlados por la relación de los lóbulos
rotor/lóbulos estator.
Cuando el rotor es insertado en el estator, el flujo es creado debido a que el rotor tiene
un lóbulo menos que el estator.
El fluido es forzado a fluir a través de las cavidades helicoidales que existen entre el
rotor y el estator, lo cual genera el movimiento del rotor. La sección de transmisión
emite la velocidad y el torque producido por el rotor y estator hacia un eje, que se
encuentra conectado a la broca.
3.8.2. PARTES DE MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM).
Los principios de operación de los Motores de Fondo sean estos hidráulicos, de
desplazamiento positivo, constan de las siguientes partes básicas:
• Válvula de ingreso al Ensamble (Dump Sub)
• Sección de Poder (Power Unit Section)
• Unidad de transmisión (Unit Transmisión)
• Sección de ensamble de rulimanes (Bearing section asembly).
99
FIGURA Nº 25: PARTES DEL MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
(PDM)
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
100
• DUMP SUB
La geometría del rotor/estator restringe el flujo de fluidos en la power unit y entre la
sarta de perforación y el anular durante las operaciones viaje. Un dump sub puede ser
incorporado arriba de la power unit en el ensamblaje del motor para permitir que la sarta
se vacié completamente durante el viaje hacia arriba del hueco o pozo. La dump sub
también permite bajas ratas de circulación si es requerido.
La dump sub contiene una válvula de fluidos (fluid port) que permite el flujo de fluidos
entre la sarta de perforación y el anular. El motor puede ser corrido con la dump sub si
en la circulación de fluido hay un alto contenido de sólidos.
La dump sub es un pistón deslizante, todas sus partes son manufacturadas de una alta
calidad para asegurar la eficiencia y la rentabilidad de la misma.
La válvula se mantiene abierta hasta la acción de la presión de la circulación del fluido;
en el pistón tienen un resorte que no se dobla fácilmente (spring stiffness) el cual causa
que el pistón se mueva, cerrando los ports del anular.
Cuando se para la circulación la fuerza del spring mueve atrás quedando este en la
posición original y abriendo los pots del anular. Los ports son filtros con huecos muy
101
finos que sirven para prevenir que la válvula se cargue de solidos en la circulación del
fluido.
Las dumps subs están disponibles en todos los tamaños, sus conexiones son
especificaciones API. Un bent sub puede ser posicionado entre el dump sub y la power
unit para incrementar el ángulo en la barrena.
FIGURA Nº 26: DUMP SUB
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
102
• POWER UNIT
El diseño de motor tiene un par de rotor/estator que convierte la energía hidráulica de la
circulación del fluido presurizado a energía mecánica.
Una ventaja del diseño de la power unit es que se puede acomodar a varios fluidos de
circulación, incluyendo lodos de base petróleo, lodos de base agua, aire para lograr los
requerimientos durante operación de perforación.
El rotor y estator son diseñados de lóbulos. Ambos lóbulos del rotor y estator son
similares, teniendo el rotor un lóbulo menos que el estator.
La power units puede ser categorizada con respecto al número de lóbulos y eficiencia de
etapas. Los lóbulos del rotor y estator son helicoidales. La etapa del rotor es equivalente
a la distancia lineal de una hélice.
La diferencia del número de lóbulos del rotor y el número de lóbulos en el estator
resulta una excentricidad entre el eje de rotación del rotor y el eje del estator.
La acción del fluido de perforación presurizado causa que el rotor rote dentro del
estator.
103
El estator elastomerico es moldeado directamente en la camisa de la power unit. El
número de lóbulos del estator varía de 2 – 10 a través del rango del motor.
El rotor metálico es fabricado con una alta resistencia a la corrosión, este rotor puede
poseer jets nozzles para extender el rango de flujo de operación y el número de lóbulos
del motor varía de 1-9 a través del rango del motor.
Dentro de las especificaciones del rango de operación del motor, la velocidad de
rotación de la broca es directamente proporcional a la rata circulación del fluido entre el
rotor y el estator. Al superar la máxima especificación de operación del motor, ocurre
un liqueo del fluido entre el rotor y estator reduciendo la velocidad de rotación de la
broca o deteniendo totalmente su rotación.
De igual forma al exceder los valores especificados de operación del torque, el motor no
trabajara.
Debido a estas características se diseñan los motores para varios parámetros de
operación de fondo del pozo tales como: peso del fluido de perforación, viscosidad,
temperatura, contenido de sólidos, contenido de materiales de perdida de circulación y
contenido de gases para así maximizar la resistencia de los efectos de erosión, corrosión
y abrasión.
104
FIGURA Nº 27: POWER UNIT (ROTOR ESTATOR)
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
105
• UNIDAD DE TRANSMISION (TRANSMISSION UNIT)
La energía hidráulica del fluido de circulación presurizado es convertida en energía
mecánica vía rotación del rotor. La acción del fluido de circulación también produce un
empuje hidráulico hacia abajo en el rotor.
La unidad de transmisión elimina toda la excentricidad del rotor, transmitiendo torque y
empuje hacia abajo al drive shaft. También permite la correcta relación axial del rotor al
estator para asegurar la eficiencia del rotor y estator y minimizar su desgaste.
FIGURA Nº 28: UNIDAD DE TRANSMISIÓN
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
106
• SECCIÓN DE ENSAMBLAJE DE RULIMANES (BEARING SECTION
ASSEMBLY)
El ensamblaje de rulimanes consiste en: empuje de rulimanes (thrust bearings), ruliman
radial (radial bearings) y drive shaft.
1. EMPUJE DE RULIMANES (THRUST BEARINGS): Soporta el
empuje hacia debajo del rotor y la carga reactiva hacia arriba aplicada
por el peso sobre la barrena. En los motores de gran diámetro los
rulimanes son de gran número y de diseño encarrilado, mientras que para
los motores de diámetro menor utilizan rulemanes de carbide friction.
2. RULIMAN RADIAL (RADIAL BEARINGS): Son metálicos y no
metálicos usados para absorber la carga lateral del drive shaft.
3. DRIVE SHAFT: Transmite la carga axial y torsional a la barrena.
Diseñado para resistir fatiga, torsión y cargas axiales y provee una
conexión tipo caja para la conexión de la barrena de perforación.
107
FIGURA Nº 29: SECCIÓN DE ENSAMBLAJE DE RULIMANES
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.8.3. PROCEDIMIENTO PARA AJUSTAR EL BENT HOUSING
Claramente marque las dos hendeduras del número deseado (Los números que
coinciden no es mas que el ángulo que se le da al motor para realizar una desviación
programada).
108
El ajuste del bent housing en mas fácil hacerlo sin los componentes del BHA.
FIGURA Nº 30: BENT HOUSING AJUSTABLE
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.8.4. JET NOZZLING DEL ROTOR
El jet nozzling es colocado en el tope del rotor, que desvía parte de fluido para extender
la capacidad del motor.
109
La cantidad de fluido desviada es determinada por el jet nozzle, por la caída de presión
a través de la power unit y la densidad del fluido.
El tamaño del nozzle es cuidadosamente seleccionado para las aplicaciones específicas.
Cuando el lodo de perforación entra al tope del jet nozzle este puede pasar por el rotor y
estator o simplemente puede pasar del estator a través agujero del rotor.
La caída de presión a través de rotor y el estator y la caída de presión del jet nozzle de
rotor es la misma.
Esta caída de presión es igual a la presión requerida para que empiece y mantenga la
fuerza de salida a un específico nivel.
La caída de presión siempre es igual en ambas partes, si la caída de presión a través de
rotor y estator es alta entonces la caída de presión por el jet nozzle es alta y viceversa.
El jet nozzle permite incrementar el flujo total para limpiar el hueco y remover los
cortes, como también reduce la velocidad a la barrena a altas ratas de flujo.
110
FIGURA Nº 31: JET NOZZLING DEL ROTOR
FUENTE: HALLIBURTON
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.8.5. TIPOS DE MOTORES
• MOTORES DE VELOCIDAD BAJA
Los motores de velocidad baja son caracterizados por la configuración de los lóbulos
del rotor y el estator de 5:6, 6:7, 7:8, 8:9 y 9:10.
El uso de bent housing ajustable con alto torque de salida y realmente baja velocidad a
la barrena, proporciona una baja velocidad del motor ideal para aplicaciones de
111
perforación de pozos horizontales y en pozos donde las formaciones son de gran
molestia. Estos motores se utilizan en perforaciones horizontales de radio corto a
intermedio.
• MOTORES DE VELOCIDAD MEDIA
Los motores de velocidad media son caracterizados por la configuración de los lóbulos
del rotor y el estator de 3:4 y 4:5.
Estos motores permiten maximizar la vida de la barrena, se aplica para perforaciones de
alcance extendido.
• MOTORES DE VELOCIDAD ALTA
Los motores de velocidad media son caracterizados por la configuración de los lóbulos
del rotor y el estator de 1:2 y 2:3.
Las características de operación de los motores de velocidad alta se usan en aplicaciones
de corrección y sidetrack, donde el control direccional permite establecer los
requerimientos de inclinación y dirección del pozo.
112
3.8.6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MOTOR
VENTAJAS
Las ventajas del sistema convencional se las determina en base de trabajos
efectuados en la Cuenca oriente ecuatoriana.
• La tasa de circulación del lodo permanece constante al realizar un cambio en
la dirección e inclinación del pozo.
• El personal técnico encargado de calibrar los equipos en superficie pueden
hacerlo anticipadamente para una determinada desviación de la herramienta.
• Los motores de fondo no poseen circuitos eléctricos o electrónicos por lo que
las vibraciones no molestan de ninguna forma el trabajo que se realiza.
• Una de las ventajas más relevantes de los motores de fondo en que la
temperatura no afecta su funcionamiento y mecanismo de operación, gracias a
lo cual pueden mantener una operación continúa.
113
DESVENTAJAS
• Las tasas de penetración de la broca, en modo de deslizamiento son menores
comparadas con el modo rotario, lo que hace disminuir la tendencia de la
broca a mantener una velocidad constante.
• Existe la posibilidad de realizar curvaturas muy cerradas (Dog legs severas)
creando dificultades en su trayectoria.
• Conviene tener un diferencial de presión del fluido de perforación entre la
parte interior del motor y la parte exterior donde el WOB debe ser
proporcional a la diferencial de presión.
• Al perforar en modo de deslizamiento para construir un ángulo (KOP)
dependiendo de las particularidades del lodo de perforación y de las
formaciones salvadas puede producir una pega diferencial de la tubería.
3.9. NUEVA TECNOLOGÍA CON EL SISTEMA POWERDRIVE Y
PERISCOPE 15 EN LA FASE DE NAVEGACIÓN
La nueva tecnología utilizada en PETROPRODUCCIÓN para la perforación del pozo
179H en la sección de navegación se realizó con las siguientes herramientas:
• PowerDrive
• PeriScope 15 (LWD)
114
3.9.1. POWERDRIVE
SCHLUMBERGER indica en su manual: Nuevos Rumbos en la Perforación
Rotativa Direccional: “El sistema PowerDrive es un sistema compacto y poco
complicado desde el punto de vista mecánico, que comprende una unidad sesgada y una
unidad de control que agregan sólo 3,8 m [12 ½ pies] a la longitud total del BHA. La
unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la barrena, aplica una fuerza sobre la
barrena en una dirección controlada mientras toda la columna gira. La unidad de
control, que se encuentra detrás de la unidad sesgada, contiene dispositivos electrónicos,
sensores, y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección
promedio de las cargas del lado de la barrena, necesarias para alcanzar la trayectoria
deseada.
FIGURA Nº 32: SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL POWERDRIVE
FUENTE: SCHLUMBERGER
REALIZADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
115
3.9.1.1. FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ROTATIVO
DIRECCIONAL (POWERDRIVE)
FIGURA Nº 33: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ROTATIVO
DIRECCIONAL POWERDRIVE
FUENTE: SCHLUMBERGER
REALIZADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
La unidad sesgada tiene tres patines externos articulados, que son activados por el flujo
de lodo controlado a través de una válvula. La válvula utiliza la diferencia de presión de
lodo existente entre el interior y el exterior de la unidad sesgada
La válvula de tres vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma
sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el
punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto opuesto a la trayectoria deseada.
Una vez que un patín pasa el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de
lodo y el mismo se escapa a través de una compuerta especialmente diseñada para la
filtración del lodo. Cada patín se extiende no más de 1 cm. [3/8 pulgadas] durante cada
116
revolución de la unidad sesgada. Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de
control para regular la posición del punto de empuje Si el ángulo del eje se encuentra
geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada
Constantemente en una dirección, que es la dirección opuesta al punto de empuje. Si no
se necesita modificar la dirección, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada
patín se extiende de a uno por vez, de manera que los patines empujen en todas las
direcciones y sus movimientos se cancelen entre sí.
FIGURA Nº 34: UNIDAD SESGADA DEL POWERDRIVE
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
La unidad de control mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la
formación. La unidad de control está montada sobre cojinetes que le permiten rotar
117
libremente alrededor del eje de la sarta de perforación. Por medio de su propio sistema
de activación, se puede dirigir a la unidad de control para que mantenga un ángulo de
giro determinado, o ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca de
formación. Los sensores del acelerómetro y magnetómetro de tres ejes proporcionan
información relativa a la inclinación y al azimut de la mecha, además de la posición
angular del eje de impulso.
Dentro de la unidad de la unidad de control se encuentran unos impulsores de turbina de
rotación contraria, montados sobre los dos extremos de la misma. La transmisión de
torque desde los impulsores a la unidad de control se controla en forma eléctrica
modificando la resistencia de las bobinas de control.
La herramienta se puede adecuar a las necesidades específicas en la superficie y se
puede programar previamente de acuerdo con las variaciones esperadas de inclinación y
dirección. Si fuera necesario modificar las instrucciones, una secuencia de pulsos en el
fluido de perforación transmite las nuevas instrucciones al fondo del pozo.
El funcionamiento del sistema PowerDrive puede ser monitoreado por medio de
herramientas MWD y de los sensores instalados en la unidad de control; esta
información será transmitida a superficie por medio del sistema de comunicación
PowerPulse (MWD).
118
El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es
proporcionado por un acelerómetro triaxial o bien por el magnetómetro montado en la
unidad de de control. Cuando se trata de hueco casi verticales, para determinar la
dirección de desviación se utiliza como referencia un cálculo del Norte Magnético. En
los huecos que presentan mayor desviación respecto a la vertical, los acelerómetros
proporcionan la referencia necesaria para el control de la dirección.
Los sensores adicionales que se encuentran en la unidad de control registran la
velocidad instantánea de la columna de perforación con respecto a la formación, con la
cual se obtiene información útil acerca del comportamiento de la columna. Los sensores
térmicos y de vibración también están incluidos dentro de la unidad de control para
registrar datos adicionales sobre las condiciones de fondo. Esta informaron se transmite
a superficie por medio del sistema MWD o bien se recupera posteriormente, esta
información ha ayudado a diagnosticar problemas de perforación y que resultan de gran
importancia para optimizar las operaciones futuras”(24-25).
3.9.1.2. TIPOS DE POWERDRIVE
Los diferentes sistemas PowerDrive que se presentan a continuación se seleccionan
básicamente por la formación a atravesar, por el peso que pueden soportar, según la
inclinación requerida, la longitud a perforar y según los diámetros que se requieren en
cada sección de las operaciones de perforación.
119
FIGURA Nº 35: TAMAÑOS DE POWERDRIVE
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
• POWERDRIVE XTRA: Permite perforar en formaciones duras de
alcanzar o inalcanzables con tecnología convencional, usado generalmente
para perforaciones direccionales. Este tipo de powerdrive se usa en
ECUADOR.
• POWERDRIVE XCEED: Perfora en los lugares más desafiadores.
El sistema orientable rotatorio de PowerDrive Xceed se usa para los
ambientes ásperos, rugosos dando un grado superior de exactitud y de
confiabilidad debido a que tiene una rotula que es controlada por es
120
sistema electrónico evitando las desviaciones que se pueden presentar al
perforar un pozo, y se usa en formaciones donde extremadamente duras
como por ejemplo en COLOMBIA.
• POWERDRIVE X5: Puede perforar tramos más largos y la electrónica
del sistema puede funcionar a altas temperaturas del fondo de pozo como
302ºF, Este sistema es utilizado en ECUADOR.
• POWERDRIVE VORTEX: Este sistema operativo direccional es usado
para operaciones de perforación direccional con sobrecarga (mayor peso),
proporciona altas revoluciones (RPM), en comparación con los otros
sistemas de perforación direccional, por la combinación de un powerdrive
y motor
Este sistema posee el control automático de fondo para una mayor
precisión; ósea su función es la de mantener la inclinación que permite la
perforación automática de la sección tangencial u horizontal sin la
intervención del perforador direccional.
• POWERDRIVEV: El sistema deja perforar a la profundidad verdadera
(TD) mientras que automáticamente mantiene la trayectoria vertical.
121
3.9.1.3. APLICACIONES
• Perforación direccional de alto rendimiento, desde el inicio de la perforación
hasta la profundidad final.
• Alta velocidad de penetración (ROP) en aplicaciones de perforación a través de
rocas duras.
• Equipos de perforación con baja capacidad de esfuerzo de torsión.
• Optimización de la perforación de pozos verticales desde la superficie hasta la
profundidad total (PowerV).
3.9.1.4. VENTAJAS
• Su ventaja principal es tener 3 veces la velocidad en la tasa de penetración que
los motores de fondo en modo de deslizamiento y 1.6 veces en modo
rotacional.
• La rotación de la sarta de perforación mejora la limpieza del pozo reduciendo
el riesgo de aprisionamiento por pega diferencial del BHA.
• Brinda un mayor peso sobre la broca por lo cual adquiere un excelente RPM.
122
• Permite la ejecución de trayectorias poco habituales en los pozos direccionales
y horizontales, la construcción del ángulo puede ser en forma vertical y
horizontal de manera simultánea.
• La herramienta en estudio, permite altas tasas de penetración de la broca,
pudiendo alcanzar 150 ft/h. Y sin mayor esfuerzo alcanza promedios
superiores a los 56 ft/h.
• Los datos de inclinación y azimut son confiables para optimizar la trayectoria
3D.
• Reduce los costos de construcción y de explotación del reservorio.
• Mejora la calidad del pozo para las operaciones posteriores, tales como
revestimiento y cementación.
3.9.1.5. DESVENTAJAS
• La calibración del PowerDrive necesita de un tiempo promedio de tres horas.
• Necesita de una tasa continua del fluido de perforación debido a que puede
cambiar las órdenes de la herramienta en el fondo del pozo. El tiempo máximo
de operabilidad en el país del PowerDrive puede ser muy limitado (80 horas).
123
3.9.1.6. PROBLEMAS
Para determinar las limitaciones y problemas que surgen con la utilización del
PowerDrive, se las ha obtenido en las aplicaciones en el país con respecto a la
herramienta del Power Drive serie 900.
• Debe tenerse cuidado con las vibraciones provocadas en la perforación, debido
a que estas controlan varios parámetros eléctricos y electrónicos de la
herramienta.
• Se producen desgastes excesivos en los patines y sellos de la unidad sesgada
con demasiada frecuencia.
3.9.1.7. LIMITACIONES
• La principal limitación del PowerDrive 900 es la temperatura de operación en
el fondo ya que ésta tiene un rango máximo de 250°F, y por lo tanto en pozos
de mayor profundidad a 10.000 ft su aplicación es muy limitada.
• La tasa de construcción del ángulo es de 8°/100 ft máximo, por lo que no
puede realizar trayectorias muy cerradas: radio medio, corto y ultra corto.
• La selección de la barrena, debe ser de la menor longitud posible, para tener un
mayor control de la dirección.
124
• El PowerDrive 900 permite un torque máximo de 50.000 lb*ft y una presión
de 1800 Psi en el fondo.
• La herramienta nos permite trabajar con un máximo de contenido de arena del
50% en suspensión con el lodo de perforación.
3.9.2. PERISCOPE 15 (LWD)
Las compañías de petróleo y gas que tengan como objetivo reservas a menudo difíciles
de detectar y aún mas difíciles de explotar. Las nuevas mediciones de LWD
direccionales de lectura profunda, ayudan a los geocientíficos a localizar las capas
resistivas y los contactos de fluidos en tiempo real.
Mediante la utilización de esta información para optimizar la colocación de pozos, los
operadores están logrando amortizar sus inversiones mediante el incremento de la
producción, la disminución de pozos de re-entrada y la reducción de la exposición a los
problemas de estabilización de los pozos.
La colocación correcta de los pozos es vital para el éxito de cualquier programa de
perforación. La colocación de pozos se vuelve cada vez mas critica a medida que las
compañías de explotación y producción recurren a pozos de alcance extendido para
acceder al petróleo, cuya recuperación seria antieconómica con la tecnología
convencional.
125
FIGURA Nº 36: HACIA UN MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción:
“En lugar de perforar geométricamente hasta alcanzar un punto o varios puntos del
subsuelo, los equipos a cargo de la colocación de los pozos orientan sus pozos a través
de los alcance extendidos del yacimiento. La colocación óptima requiere la capacidad
de dirigir el pozo a lo largo de un trayecto que se define no tanto por geometrías, sino
por límites del yacimiento observado.
126
Las herramientas de resistividad de propagación electromagnética han sido utilizadas
durante mucho tiempo en aplicaciones LWD para proveer informaciones. Si bien
también se utilizan en aplicaciones de colocación de pozos, estas herramientas LWD
convencional de propagación electromagnética son no direccionales y no determinan si
un limite litológico o contacto de fluidos cercano esta siendo alcanzado desde la parte
superior o desde la parte inferior de la trayectoria de pozo.
La capacidad de detectar limites de formaciones distantes o medir capas delgadas
depende en gran parte del espaciamiento entre transmisores-receptores de la
herramienta. Las herramientas que poseen mayor espaciamiento entre los detectores y
mayor profundidad de investigación pueden detectar los límites de las formaciones a
mayor distancia.
Las herramientas de LWD (logging while drilling) convencionales deben estar
posesionadas a poca distancia de un contacto de fluidos o limite de capas para poder
detectar su presencia, lo que deja poco tiempo para efectuar ajustes en la
geonavegación, lo que provocaría que se produzcan desviaciones con respecto a la zona
productiva.
Las mediciones electromagnéticas direccionales de lectura profunda ayudan a los
perforadores a evitar el problema que representan las desviaciones involuntarias con
respecto a las zonas productivas en los pozos direccionales. Este se puede
transformarse en un problema importante cuando se intenta navegar en aureolas de
127
petróleo delgadas, cuando se perforan yacimientos sin marcadores estratigráficos o
cuando se perfora cerca de discordancias en las que el echado (buzamiento) local no
refleja la estructura global.
Cuando el pozo interseca la zona productiva, uno de los objetivos principales del
perforador es mantener la posición óptima dentro de esa zona sea delgada, inclinada o
arqueada. El posicionamiento óptimo puede verse complicado por la presencia de capas
de lutita y por la distribución de gas, petróleo o agua con respecto a la estructura y
estratigrafía del yacimiento.
Los proyectos de geonavegación generalmente se modelan; en ciertos aspectos, en
forma previa a la perforación del pozo. La mayoría de modelos emplean una variedad
de datos, incluyendo levantamientos sísmicos y registros de pozos vecinos o de un pozo
piloto.
El éxito de colocación de pozos también se basa en la interpretación oportuna de los
datos LWD. Algunas técnicas de geonavegación dependen de la interpretación de los
picos de polarización derivados de las mediciones de resistividad para indicar la
proximidad de las capas adyacentes o los limites resistivos. Este indicador no es
cuantitativo y no puede estimar en forma precisa la distancia que existe con respecto al
límite”(61).
128
SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción:
“La herramienta PeriScope 15 mediante la utilización de las mediciones
electromagnéticas, puede detectar contactos de fluidos y limites entre capas a una
distancia de hasta 15 pies, como también permite determinar la dirección en las que
yacen contactos o limites de capas.
Estas mediciones direccionales son sensibles a las capas adyacentes y proveen
estimaciones precisas de la resistividad de las capas adyacentes y de esta manera evitar
lutitas. A medida que la herramienta se acerca a una capa de lutita o a otro limite de
capa conductiva, la polaridad del corrimiento de fase direccional y de la señal de
atenuación puede indicarse para indicar la posición del límite de capas respecto de la
herramienta. De este modo, una capa más conductiva que yace por encima de la
herramienta generara una señal de polaridad positiva, mientras que sucede lo contrario
cuando la herramienta se acerca a la capa más conductiva que yace por debajo de la
herramienta. De esta manera, la polaridad provee datos que ayudaran a decidir que
rumbo tomar para evitar los intervalos no productivos.
La direccionalidad de las mediciones de resistividad ayuda a los geocientíficos a
mantener la posición dentro de la zona productiva sin depender de los marcadores
estratigráficos, Además de detectar limites y contactos, la herramienta también puede
determinar el echado (buzamiento) aparente. Esta información sirve para refinar los
mapas de yacimientos(63).
129
SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción:
“El diseño de la herramienta provee bobinas inclinadas y transversales para obtener
mediciones de resistividad direccionales.
FIGURA Nº 37: PERISCOPE 15
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
El arreglo de sensores de la herramienta incluye seis antenas transmisoras cuatro
antenas receptoras. Cinco de las antenas transmisoras están dispuestas axialmente en
todo el largo de la herramienta. Una sexta antena transmisora se encuentra orientada en
forma transversal al eje de la herramienta. En cada uno de los extremos de la
herramienta se posiciona una antena receptora.
Este par de antenas receptoras encierra los transmisores, y cada uno de estos receptores
se encuentra inclinado 45° con respecto al eje de la herramienta. Se coloca un par
adicional de antenas receptoras en sentido axial, ubicado en el centro del arreglo de
transmisores, para obtener mediciones de resistividad de propagación convencionales.
Esta disposición genera una sensibilidad preferencial a la conductividad en uno de los
lados de la herramienta. Cuando la herramienta rota, sus sensores detectan las zona
130
conductivas cercanas y registran la dirección desde la cual se mide la conductividad
máxima.
FIGURA Nº 38: DETECCIÓN DE UNA CAPA
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
El espaciamiento y orientación de las antenas confieren a la herramienta PeriScope 15 la
capacidad de percibir la aproximación inminente de un límite conductivo. Cuando la
proximidad entre la herramienta y la capa de lutita se limita a una distancia que se
encuentra dentro de su profundidad de investigación, la herramienta determinará el
rango y rumbo relativo con respecto al límite conductivo. De este modo, la herramienta
detecta la capa de lutita a medida que se acerca al Punto B, mientras que la capa de
lutita se encuentra fuera del rango del sensor para los Puntos A y C.
131
Los principales factores que afectan el rango de detección de las mediciones
direccionales son la resistividad de la capa que rodea la herramienta, las resistividades
de las capas adyacentes, el espaciamiento entre transmisores-receptores y la frecuencia
de las mediciones.
Detallado muestra que el espaciamiento de 244 cm [96 pulgadas] de la medición
profunda puede detectar límites que se encuentran hasta 15 pies de distancia.
3.9.2.1. DIRECIONAMIENTO A TRAVÉS DE LOS DATOS
A través de 360° de cobertura alrededor del pozo, la herramienta PeriScope 15
determina la dirección que presenta el mayor contraste de conductividad.
Las mediciones obtenidas a lo largo de esta dirección se utilizan para determinar la
distancia que existe hasta un límite o hasta dos límites orientados con una separación
de180º.
Los resultados visuales se exhiben en dos vistas características:
• Una gráfica polar muestra la posición de los límites alrededor del pozo,
proyectados en un plano perpendicular al eje de la herramienta.
132
FIGURA Nº 39: GRÁFICA POLAR
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Direccionamiento de una grafica polar: La grafica azimutal esta orientada en sentido
perpendicular al eje de la herramienta, lo que posibilita al equipo a cargo de las
operaciones de geonavegación observar el eje del pozo en sentido descendente (inserto a
la derecha).
133
La grafica más grande de la izquierda muestra la posición de la barrena (mecha) con
respecto a los límites entre capas cercanas.
El punto verde del centro representa la posición de la herramienta. Las líneas de guiones
en la escala radial circular muestra la distancia existente con respecto a la herramienta;
en este caso situada a 2 m y 4 m (6,5 y 13 pies), representando el circulo externo solidó
5m (16pies) de distancia con respecto a la herramienta. Las líneas rectas de guiones
irradian desde el centro en incremento de 30º.
Las líneas amarillas y azules indican la orientación de las capas. La lectura digital en el
extremo superior derecho indica que la capa superior, mostrada en amarillo, se
encuentra a 2,8m (9,2pies) de distancia de la herramienta; el punto amarillo esta
representado a la distancia correspondiente del punto verde del centro.
Si se extiende una línea entre el punto verde y el punto amarillo se generar una lectura
azimutal de 10º, también desplegada como una lectura digital en el extremo superior
derecho. La distancia y orientación de la capa inferior azul se muestra de modo similar.
La profundidad a la que se obtuvo esta medición se ilustra en la porción inferior central
de la pantalla.
134
El monitor también se puede configurar para mostrar vistas múltiples a través de una
secuencia de graficas polares.
• Visualización tipo cortina, corresponde a una vista lateral que muestra la
estructura y las propiedades de las formaciones a lo largo de la
trayectoria. Con cada actualización, esta visualización se despliega como
una cortina plegada, a través de la pantalla. Las actualizaciones de la
trayectoria del pozo, computadas a partir de los levantamientos
direccionales de mediciones durante la perforación (MWD), se muestran
junto con la resistividad computada de las capas adyacentes y la
resistividad de la capa a través de la cual se desplaza la herramienta. Los
límites son mapeados a la distancia computada por encima y por debajo
de la herramienta.
Las respuestas de las herramientas LWD Y MWD de fondo de pozo son transmitidas a
superficie por telemetría de pozos a través del lodo para su descodificación. Los datos
de MWD y PeriScope (LWD) se envían en tiempo real a una sala de control de
operaciones.
135
FIGURA Nº 40: VISUALIZACIÓN TIPO CORTINA
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Direccionamiento de una grafica tipo cortina: Las resistividades computadas del
horizonte perforado y las capas adyacentes se representan gráficamente utilizando una
escala de colores en la que los colores oscuros representan valores de resistividades más
bajos.
La grafica de la trayectoria, que comienza en el extremo izquierdo, muestra una
separación de 2,4m (8 pies) entre el pozo (punto A) y la lutita sobreyacente (punto B).
Cuando la trayectoria condujo al pozo 0,6m (2 pies) mas arriba (punto C), la lutita
también comenzó a inclinar hacia abajo, lo que instó al equipo a cargo de las
136
operaciones de geonavegación a disponer un cambio descendente de la trayectoria”(64-
66).
3.9.2.2. APLICACIONES:
• Maximización de la tasa de producción
• Colocación precisa de los pozos con respecto a los bordes del yacimiento.
• Detección y evasión de zonas de agua.
• Refinación de modelos de yacimiento.
3.9.2.3. BENEFICIOS:
• Incremento de los regimenes de producción y de la recuperación
• Acceso a reservas consideradas económicamente marginales
• Menor producción de agua
• Logro de los objetivos de producción con menos perforación.
• Bajar los costos de construcción del pozo
• Elimina los sidetrack accidentales
• Se usa con lodos base agua y lodos base aceite
137
3.10. IMPulse (MWD)
Esta herramienta estándar da un examen de rayos gamma de las medidas de resistividad
y survey para tamaños de hueco de 5 3/4pulgadas y más grandes y los datos obtenidos
se transmiten a superficie en tiempo real mediante telemetría.
IMPulse proporciona datos de inclinación y de dirección mientras se perfora; mide
resistencias de la formación de investigación utilizando una antena electromagnética de
cinco transmisores y dos receptores. Los receptores se colocan estratégicamente sobre y
debajo de los transmisores para alcanzar la resistividad compensada de la formación que
se esta perforando. Esta herramienta es capaz de medir resistencia hasta de 3000 ohm.
La herramienta se puede combinar con la Vision de Presión Mientras se Perfora
(VPWD) mostrando la presion interna y anular, y también muestra la energía de la
batería. Esta herramienta también es combinable con la herramienta de neutron de la
densidad para evaluar eficientemente la formación.
FIGURA Nº 41: IMPULSE
FUENTE: SCHLUMBERGER
REALIZADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
138
VENTAJAS Y BENEFICIOS
• Mide la inclinación y dirección mientras la se perfora en tiempo real y sirve
para reducir al mínimo los Doglegs.
• Se puede utilizar con todo tipo de lodos de perforación.
• Trabajan en temperaturas hasta de 300º F - 350ºF
• Combinable con otras herramientas.
3.11. ESTABILIZADORES
Los estabilizadores son parte importante en la rotación del ensamblaje de fondo de pozo
(BHA). Su función principal es la de mantener la dirección programada del pozo y
estabilización del mismo evitando el pandeo de la sarta de perforación, ya sea si se va a
perforar un pozo vertical o direccional.
Todos los estabilizadores se diseñan en el más estricto de mando de calidad y normas
de convicción de calidad; se fabrican con tres aletas y se diseña para aumentar rata de
penetración y evitar desviaciones del pozo al momento de ser perforado.
Existen dos tipos básicos de herramientas estabilizadoras: los de aleta recta y los de
aleta espiral y en ambos casos las aletas pueden ser cortas o largas. Los estabilizadores
139
de aletas cortas generalmente se utilizan en formaciones duras y los de aletas largas se
utilizan en formaciones suaves.
Todos los estabilizadores de aletas funcionan relativamente bien como ensanchadores y
son durables a causa del desarrollo en el campo del metal: Los metales usados para
endurecer las aletas son:
• Carburo de tungsteno granular
• Carburo de tungsteno triturado o sintetizado
• Material no magnético (En casos donde se requiere aislar zonas magnéticas del
BHA; generalmente son usados juntos con las herramientas MWD y LWD).
3.11.1. ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA
Los estabilizadores de aleta soldada se usan en formaciones blandas a medias duras,
para conseguir el aumento de la rata de penetración; pero no se recomiendan para
formaciones duras debido a que se produce fatiga en las zonas de soldadura. Son
relativamente más económicos en comparación con los estabilizadores de aletas
integrales. Estos estabilizadores pueden ser de aleta recta, aleta recta diagonal y aleta en
espiral.
140
FIGURA Nº 42: ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.11.2. ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRAL
Estos estabilizadores se usan con el objetivo de estabilizar la sarta de perforación en el
fondo del pozo como también para prevenir la pega diferencial que puede ocurrir al
atravesar formaciones relativamente suaves (lutitas); Esta herramienta ayuda a prevenir
la pega diferencial debido a la forma de sus aletas en espiral ayudando a que el lodo de
perforación circule a través de sus aletas en espiral. Estos estabilizadores son utilizados
en todo tipo de formaciones incluso en formaciones duras y abrasivas; debido a que sus
aletas forman parte integral del cuerpo de la herramienta, ósea sus aletas no son
soldadas; razón por la cual su costo es mas elevado que el de aletas soldadas.
141
FIGURA Nº 43: ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRAL
FUENTE: WEATHERFORD
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.11.3. APLICACIONES
• Estabilizadotes de aleta recta soldada se usan en la perforación de formaciones
suaves a medias duras.
• Estabilizadores de aletas en espiral se usan en formaciones duras permitiendo
un contacto con el hueco de 360º
• Estabilizadores no magnéticos usados junto con herramientas de MWD y
LWD
142
3.11.4. VENTAJAS Y BENEFICIOS
• Los estabilizadores se diseñan solamente de una sola pieza.
• Los tamaños y configuraciones pueden ser diseñados según los requerimientos
del operador, incluyendo el tamaño de la aleta, las conexiones y el tipo de
material.
• Todas las conexiones pueden ser configuradas según los requerimientos de la
operación ( caja- caja; pin- caja; pin, pin )
3.12. HEAVY WEIGHT DRILL PIPE
DRILLCO indica en su manual: Tubería de Perforación: “Es un componente de peso
intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por
juntas extralargas.
Tiene las mismas dimensiones que la tubería de perforación corriente para facilitar su
manejo. Gracias a su forma y peso la tubería Heavy Weight se puede mantener en
compresión al igual que los Drill Collar de perforación, salvo en pozos verticales de
diámetro grande.
143
Un distintivo sobresaliente es la sección central que protege el tubo contra el desgaste
pos abrasión.
La sección recalcada sirve centralizador disminuyendo notablemente el arrastre y la
torsión El peso aproximado de al tubería de perforación corriente de 4 ½ pulg. es de 16
lb/pie; el Heavy Weight pesa unas 41 lb/pie(105).
La tubería Heavy Weight da estabilidad con mucho menos contacto con la pared del
pozo, lo cual le permite al perforador de pozos direccionales fijar la dirección y
controlar mejor el ángulo y el rumbo del pozo.
Muchas fallas en las conexiones de los drill collar se deben a que éstos se doblan
mientras giran a través de patas de perros y cambios de ángulo.
Los drill collar se recuestan contra el lado bajo del hoyo. Esto resulta:
• Más torsión de rotación.
• Mayor posibilidad de pegamiento por presión diferencial.
• Más arrastre vertical.
• Excesiva fricción contra la pared, lo que crea acción de rodamiento que
afecta el control direccional.
144
FIGURA Nº 44: HEAVY WEIGHT DRILL PIPE CONVENCIONAL
FUENTE: GRANT PRIDECO
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
La rotación de los drill collars grandes y rígidos en las patas de perro en los pozos
direccionales puede ocasionar muy altas torsiones de rotación y excesivas cargas de
flexión sobre las conexiones roscadas.
La tubería Heavy Weight se dobla principalmente en la sección del tubo. Se reduce así
la posibilidad de que por fatiga fallen las juntas de la tubería Heavy Weight mientras
ésta gira a través de las patas de perro y cambios de ángulo de pozo.
145
El diseño de la tubería Heavy Weight produce menos área de contacto con la pared del
hoyo, por lo que genera:
• Menos torsión de rotación.
• Menor posibilidad de pegamiento por presión diferencial
• Menor arrastre vertical.
• Menor fricción contra la pared del pozo.
3.12.1. TRI-SPIRAL HEAVY WEIGHT DRILL PIPE
Desarrollado para aplicaciones de alto ángulo como alcance extendido y perforación
horizontal.
Este es igualmente espaciado en tres spiral upset, lo cual ayuda a remover los recortes,
reduciendo las posibles pegas diferenciales y disminuyendo el torque y arrastre.
146
FIGURA Nº 45: TRI-SPIRAL HEAVY WEIGHT DRILL PIPE
FUENTE: GRANT PRIDECO
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.13. DRILL COLLAR
Los drill collar son tubos de acero rígidos y son pesados, que se usan para dar peso y
rigidez a la barrena; como también se usan para prevenir pegamientos por presión
diferencial.
147
DRILLCO indica en su manual: Cuellos de Perforación: “La reducción del área de
contacto entre los drill collar y la pared del pozo disminuye notablemente la posibilidad
de pegamiento por presión diferencial.
El extremo de la caja (conexión hembra) se deja sin cortar una distancia entre 18 y 24
pulg. desde el hombro. El extremo de la espiga (conexión hembra) se deja sin cortar una
distancia entre 12 y 22 pulg. arriba del hombro.
Nota: El drill collar espiral pesa aproximadamente 4% menos que un drill collar
corriente o normal”(68).
FIGURA Nº 46: DRILL COLLAR
FUENTE: GRANT PRIDECO
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
148
3.14. DRILL PIPE
HALLIBURTON indica en su manual: Diseño de Perforación de Pozos: “Son tubos
de acero con características especiales usados para trasmitir rotación y fluido a la
barrena 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
• Se rigen con normas API
Los fabricantes deben cumplir con las siguientes características:
• Grado
• Diámetro (las tuberías se fabrican en diferentes diámetros y la selección
depende del tamaño del agujero)
• Espesor de la pared
• Peso (Kg./m ó lb/pie)
149
FIGURA Nº 47: DRILL PIPE
FUENTE: DRILCO
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Clasificación de tuberías en función de desgaste:
• Clase Nueva
• Clase Premium
• Clase 2
• Clase 3”(182).
3.15. SHORT DRILL COLLAR (SDC, PONY COLLAR)
SCHLUMBERGER indica en el seminario: Drilling Tools & Deflection Methods:
“Son llamados a menudo pony collar, este no es más que una versión acortada del drill
collar. Un drill collar puede ser cortado en dos o más secciones para hacer los short drill
collar.
150
Para el perforador direccional el short drill collar y el short non- magnetic drill collar
tienen diferentes aplicaciones en el ensamblaje de fondo (BHA) y normalmente tienen
longitudes de 5`, 10´ y 15`”(2).
3.16. NON-MAGNETIC DRILL COLLAR (MONEL)
FIGURA Nº 48: MONELES
FUENTE: JOSÉ LUIS LUNA
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Los non-magnetic drill collar usualmente no son espirales, son fabricados con alta
calidad y alta resistencia a la corrosión.
Generalmente en el interior de esta herramienta se coloca las herramientas para medir el
survey; para ser corridos dentro del pozo las herramientas de estudio magnético
necesitan ser localizado en el non-magnetic drill collar de longitud suficiente que
151
permita la medida del campo magnético de la tierra sin interferencia magnética,
aislando de esta manera a las herramientas que causan perturbaciones magnética como
son los drill pipe y los componentes del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).
3.17. SHORT NON-MAGNETIC DRILL COLLAR (PONY MONEL)
FIGURA Nº 49: PONY MONEL
FUENTE: JOSÉ LUIS LUNA
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Es una versión acortada del non-magnetic drill collar. El short non-magnetic drill collar
puede ser usado entre el motor de lodo y una herramienta del MWD (measurement
while drilling), aislando de esta manera a las herramientas que causan perturbaciones
magnética.
A menudo se utilizan en perforaciones de pozos horizontales debidos a que en estos
pozos tienen grandes inclinaciones.
152
3.18. FLEX MONEL
No es más que un tubular fabricado de material no magnético (monel), utilizado en la
perforación con el objetivo de ser usado entre la herramienta de LWD (Periscope 15) y
los heavy weight drill pipe.
Esta herramienta aísla los heavy weight drill pipe debido a que causan perturbación
magnética y a las vez sirve para dar flexibilidad a el ensamblaje de fondo de pozo
ayudando de esta manera a aumentar la inclinación en la perforación de pozos
horizontales y direccionales.
3.19. FLOAT SUB
Esta es una herramienta con conexiones pin-caja, en cuyo interior tiene una válvula
flotadora. Esta herramienta se corre en la parte superior del motor de lodo con el
propósito de prevenir el flujo inverso del fluido de perforación del anular hacia el
interior de las herramientas MWD y LWD; ya que pueden causar interferencia en las
mediciones (survey) debido a que el flujo inverso del fluido de perforación puede
contener núcleos u otras partículas magnéticas (basura).
Se recomienda el uso cuando se perfora formaciones poco consolidadas.
153
FIGURA Nº 50: FLOAT SUB
FUENTE: WEATHERFORD
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
3.20. CROSSOVER
Es una herramienta de corta longitud generalmente de medio pie de longitud, que sirve
para conectar o unir las diferentes tuberías cuando estas tienen diferentes tipos de
roscas.
3.21. MARTILLO HIDRAULICO DE PERFORACION DAILEY
WEATHERFORD indica en su manual: Dailey Drilling, Fishing and Coiled Tubing
Tools: “El martillo hidráulico de perforación Dailey es una herramienta de doble efecto
diseñada para funcionamiento simple, calibración de golpes variables y periódicos
154
prolongados de uso continuo. Este destaca un sistema patentado con demora de tiempo
hidráulico y disparo mecánico que extiende la vida de servicio.
3.21.1. CARACTERISTICAS:
• FUNCIONAMIENTO DIRECTO/CARGA VARIABLE.- El martillo
hidráulico de perforación Dailey se puede disparar en ambas direcciones y
no requiere ajustes en la superficie o manipulaciones dentro del pozo para
variar la carga o cambiar la dirección del golpe. Simplemente aplique
suficiente peso para asegurar que el martillo este engatillado, tensione
(afloje) la calibración deseada y espere unos segundos para que el martillo
dispare. Para golpear mas fuerte hale más fuerte, o para golpear más ligero
hale menos fuerte. Como un martillo hidráulico convencional, se controla
y se cambia la calibración del golpe en la superficie controlando la
tensión. Ningún otra acción del operador es requerida y se puede activar el
martillo en cualquier secuencia deseada (hacia arriba solamente, hacia
abajo solamente o hacia arriba y abajo).
• DEMORA DE TIEMPO CONSISTENTE.- En el rango normal de
operación, el tiempo de espera cuando el martillo es primero pensionado
hasta que dispare será en la gamma de 10 – 60 segundos. Aunque la
demora de tiempo actual variara ligeramente con más o menos tensión, no
será afectada significativamente por la temperatura de fondo (hasta 400ºF)
155
o la operación hidrostática. Esto significa que a cualquier tensión dada, la
demora de tiempo será consistente y puede ser repetida del primer golpe
hasta el último.
• ENGATILLAMIENTO INADVERTIDO - Siempre se debe mantenerla
herramienta en posición extendida cuando se esta suspendido del fondo,
sobre todo cuando se esta por encima del rotatorio. La herramienta debe
de engatillar sin resistencia si no se mantiene en tensión o si la abrazadera
de mandril no está en su lugar. Si la herramienta se engatilla en la
superficie, se puede extender fácilmente con un tirón de por lo menos
5.000 lbs. Con esta carga sumamente baja, se requiere aproximadamente
tres (3) minutos para que el martillo dispare. Si parece que la herramienta
se ha engatillado cuando se esta bajando en el pozo o cuando se llega al
fondo, simplemente hay que suspender la sarta unos pies por encima del
fondo y el martillo disparará debido al peso suspendido por debajo de el.
3.21.2. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN
Cuando se esta golpeando un martillo, el mandril se mueve por la tensión aplicada en la
superficie por el malacate, mientras que las casillas quedan fijas. El movimiento del
mandril, en ambas direcciones, es resistido por dos pistones de presión que están en
direcciones opuestas para definir una cámara de alta presión. Ubicado entre los dos
pistones de presión hay una válvula de disparo que esta normalmente en posición
156
cerrada (consta de una válvula superior y un válvula Inferior) que controla el descargo
del fluido de la cámara de presión. Para golpear hacia arriba, el Pistón de presión
inferior se mueve hacia arriba con el mandril, mientras que el pistón de presión superior
se mantiene inmóvil por un hombro en las casillas. Se genera suficiente presión entre
los pistones de presión para resistir la tensión aplicada hasta que la válvula de disparo es
abierta mecánicamente por el sistema de disparo en la cámara de presión. La demora de
tiempo (de cuando se aplica la tensión hasta que la válvula de disparo abra) se alcanza
por un mecanismo de regulación hidráulico que controla la velocidad en el pistón de
presión inferior se mueve hacia el pistón de presión superior. El pistón de presión
inferior debe desplazarse una distancia predeterminada antes que el mecanismo de
disparo contacte la mitad de la válvula apropiada y haga que la válvula de disparo se
abra. Éste mecanismo de demora esta diseñado para permitir que el operador tenga
tiempo suficiente para tirar la carga deseada antes de la abertura de la válvula de
disparo.
Cuando la válvula de disparo abre, el fluido de presión alta en la cámara de presión que
resistía la tensión es descargado de la cámara de presión alta a la cámara de presión
hidrostática. Sin ninguna resistencia adicional al movimiento del mandril relativo a la
casilla, el la herramienta viaja hasta que el martillo impacte al yunque. Para golpea
nuevamente hacia arriba, se regresa la herramienta al punto neutral soltando peso a la
sarta, luego aplicado tensión de nuevo. Esta acción se puede repetir tan frecuentemente
como sea necesario.
157
Cuando se golpea el Martillo hacia abajo, una acción similar pero opuesta ocurre; por
ejemplo, el pistón de presión superior se desplaza hacia abajo con el mandril
respondiendo al peso aplicado encima de la sarta, mientras que el pistón de presión
inferior se mantiene inmóvil por un hombro en las casillas. En golpeando hacia abajo, el
disparo ocurre cuando el pistón de presión superior se ha movido suficientemente hacia
el pistón de presión inferior forzando abierta la válvula de disparo. Las funciones aparte
de golpear hacia arriba o hacia abajo se pueden lograr en cualquier orden de operar
deseado; por ejemplo, hacia arriba solamente, hacia abajo solamente o hacia arriba y
abajo.
3.21.3. PERFORACIÓN CON EL MARTILLO EN COMPRESIÓN
El Martillo normalmente estará tensionado cuando la barrena llegue al fondo y deberá
ser engatillado hacia abajo con una carga ligera a fin de evitar toda probabilidad de que
se causen daños a la barrena.
El procedimiento recomendado consiste en comenzar a rotar, liberar suficiente peso
para que el martillo esté ligeramente bajo compresión (de 5,000 lbs. a 10,000 Ibs.) y
después que el martillo pase a compresión total liberando tensión hasta llegar al peso
final de perforación. Puesto que el martillo se engatillará siempre que la sarta sea
levantada del fondo, este procedimiento debe ser seguido cada vez que se efectúe una
conexión”(48-51).
158
FIGURA Nº 51: MARTILLO HIDRÁULICO DE PERFORACIÓN
FUENTE: WEATHERFORD
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
159
3.22. PROBLEMAS COMUNES CON LOS BHAs
• EFECTOS DE FORMACIÓN
Sucede a menudo cuando la profundidad vertical verdadera (TVD) es alcanzada, el
comportamiento del BHA cambia significativamente esto es un BHA que ha mantenido
su inclinación hasta los 5000 pies puede comenzar a bajar ángulo. ¿Por qué?
Asumiendo que el estabilizador no se haya desgastado, probablemente sea debido a
efectos de formación (cambios de formación, cambios de buzamiento, o encuentro
contra la formación, etc.). Es vital mantener una buena base de datos y tratar de
anticipar el problema para el próximo pozo.
Formaciones abrasivas dan problemas al perforador direccional. Asegúrese que la
barrena tenga una buena protección del calibre. Use estabilizadores de buena resistencia
a la abrasión con un revestimiento geotérmico o inserto tipo TCls (insertos de carburo y
tungsteno) presionados. Chequear el calibre de los estabilizadores cuando saque tubería.
Observe cortes tipo ranura en las orillas principales de los estabilizadores lo que indica
la necesidad de cambiar dicho estabilizador.
Cuando se hace difícil bajar la inclinación, algunas veces un drill collar de mayor
diámetro exterior es usado como la parte inferior del péndulo. Otra posibilidad de usar
un drill collar corto de tungsteno, la concentración del mismo peso en un elemento
mucho más corto debiese de aumentar la fuerza lateral efectiva del péndulo.
160
• BARRENAS DESGASTADAS
Si la sección larga del hueco se encuentra en formaciones blandas intercalada con
incrustaciones duras, las barrenas de dientes largos pueden desgastarse. La rata de
penetración (ROP) bajara rápidamente, las fuerzas laterales netas decrecerán debido a la
acción constante de estabilizadores en el hueco.
Si un BHA que a mantenido la inclinación empezara a perder ángulo. Sin embargo, si el
punto de registro esta significativamente detrás de la barrena, esta reducción en el
ángulo no será vista a tiempo. Si el desgaste de los dientes es mal interpretado como
barrena embolada y se continúa haciendo esfuerzos para seguir perforando, serios daños
pueden ocurrirle al pozo, como una caída de inclinación de 6 grados (pata de perro
severa). Además una barrena con dientes gastados tiende a perder dirección. Por lo tanto
es importante sacar la barrena gastada.
• BARRENA DESCALIBRADA
En formaciones duras es especialmente importante chequear cada barrena por desgaste
del calibre etc. Cuando sacamos tubería, cuando bajamos una barrena nueva y/o BHA es
imperativo que el perforador empiece a rimar a la primera señal que el hueco este fuera
de calibre (sarta toma peso). Si se trata de arremeter la barrena al fondo esta será
estrangulada. La vida de la barrena será muy corta.
161
• PEGAMIENTO POR DIFERENCIAL
Cuando el pegamiento diferencial es un problema, más de tres estabilizadores pueden
correrse en un esfuerzo para minimizar el contacto de los drill collar con las paredes del
agujero. Sin embargo, la distancia de estos estabilizadores extras, normalmente tiene
que causar poco efecto. Ellos solamente conducen al incremento del troqué.
Es vital minimizar los tiempos para tomar registros (aun con MWD) en un área con un
potencial de pegamiento diferencial.
• PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Altas revoluciones por minuto r.p.m./ top drive actúan sobre la rigidez de la sarta. Así,
para control direccional si son posibles altas revoluciones por minuto deben usarse
durante la fase rotaria de buil up (B`UP), que es cuando el BHA es más flexible.
De todas maneras es vital chequear con el Ing. de MWD por un rango aceptable de
r.p.m. (para evitar resonancia). En un trabajo nuevo las especificaciones del trabajo
(particularmente bombas de lodo y malacate) deben ser chequeadas por el toolphuser.
Valores típicos para un hueco de 17 ½” durante las fases rotarias tipo elevación / rígido
con una barrena de dientes de acero serian 160 – 170 r.p.m. La transmisión de la rotaria
162
seria normalmente puesta en alta. Para un hueco de 12 ¼”las r.p.m. normalmente son
inferiores (ej. 100 – 120 r.p.m.), debido a la durabilidad de la barrena y otros factores.
Para inducir un desplazamiento hacia la derecha se recomienda disminuir las r.p.m. El
peso sobre la barrena puede ser simultáneamente incrementado, siempre que la
inclinación del hueco lo permita.
Barrenas tipo PDC normalmente tienen la tendencia a caminar hacia la izquierda. Esto
debe permitirse al planear el ángulo de arranque para la etapa antes del punto de inicio.
La experiencia del área debe usarse en tomar esta decisión.
Normalmente para incrementar el rango de B`UP, se debe incrementar el peso sobre la
barrena. Sin embargo, cuando el peso sobre la barrena alcanza un cierto valor, un
torcimiento en reversa puede ocurrir usando un BHA tipo B`UP flexible (ej. 90` entre el
estabilizador inferior y estabilizador superior).
Valores máximos sugeridos de peso sobre la barrena para huecos de 17 ½ ” son de
55000 libras.
Si la inclinación no aumenta lo suficiente con este peso, es muy poco probable que el
incremento del peso sobre la barrena pueda mejorar la sustitución. Obsérvese la
hidráulica o saque las herramientas para bajar nuevamente un conjunto mas flexible.
163
Es de mucha importancia que el perforador direccional observe cuidadosamente el
rango B`UP.
Los parámetros de perforación normalmente deben ser cambiados con frecuencia
(típicamente después de cada registro). No hay excusa para mantener un control estricto
sobre el rango B`UP.
• VIBRACIONES
Durante las operaciones de perforación ocurren problemas de vibración en la sarta de
perforación, debido a los cambios de formación, dureza de formaciones y mala limpieza
del fondo de pozo; que pueden causar problemas secundarios a las herramientas del
ensamblaje de fondo de pozo (BHA) provocando grandes pérdidas de tiempo y costos
en la perforación. Para lo cual es de vital importancia operar de una manera correcta la
sarta al presentarse estos problemas de vibración.
Al presentarse vibraciones se recomienda levantar la sarta a unos dos pies del fondo del
pozo, consecuentemente disminuir la rotaria (r.p.m.) en rangos de 10 en 10 r.p.m. hasta
lograr detener la sarta totalmente y así eliminar las vibraciones; posteriormente para
continuar la perforación de igual forma se incrementara las r.p.m. de 10 en 10 hasta
alcanzar el fondo del pozo y continuar perforando.
164
• GAUGE DE LOS ESTABILIZADORES
Los estabilizadores que sean usados en el ensamblaje de fondo de pozo sufren desgaste
constante en las aletas durante las operaciones de perforación, siendo el desgaste mayor
en formaciones extremadamente duras; por lo que en las perforaciones direccionales se
debe tener en cuenta este problema para lograr el efecto de construcción, mantenimiento
o reducción del ángulo de inclinación en la trayectoria planeada.
Si el desgaste es mayor en los estabilizadores el control de trayectoria será pobre, por lo
que se necesitara sacar la sarta de perforación para remplazar los estabilizadores y
lograr un mejor control de la trayectoria del pozo.
165
CAPITULO IV
4. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO
DE POZO EN LA SECCIÓN DE 61/8” DEL POZO SACHA 179H
4.1. INTRODUCCIÓN
En primer lugar el departamento de perforación de la compañía ANADRILL trabaja con
los geólogos de PETROPRODUCCIÓN, para definir las coordenadas de superficie, las
coordenadas del tarjet (objetivo) y ubicar los topes de las formaciones en el área que se
va perforar, para posteriormente diseñar la trayectoria del pozo 179H.
Una vez diseñada la trayectoria del pozo se debe definir la función que deben realizar
los BHAs en las diferentes secciones de la trayectoria propuesta, para finalmente
diseñar los correspondientes BHAs para la perforación del pozo 179H.
4.2. CONCEPTOS BÁSICOS
El control direccional de la trayectoria de un pozo se hace a través de dos tipos de
BHAs: BHAs Dirigidos con motores de fondo (PDM) y BHAs Rotarios (uso de nueva
tecnología POWERDRIVE). Los BHAs Rotarios se usan porque se puede perforar
secciones tangentes donde el objetivo es mantener el ángulo y perforar recto, también se
166
usan donde la tendencia de las formaciones y la economía del proyecto no aguanta el
uso del BHAs Dirigidos todo el tiempo.
Las técnicas de desviación con whipstocks no son tan comunes ahora como en el
pasado, al igual el uso de motores de fondo en la actualidad esta perdiendo fuerza
debido al uso de la nueva tecnología PowerDrive; ya que este sistema proporciona un
mayor control en la trayectoria de pozo y permite al perforador direccional realizar las
correcciones en tiempo real, evitando desviaciones de la trayectoria y a la vez
disminuyendo los viajes para corregir dichos problemas.
Consecuentemente en la actualidad ya no se utiliza herramientas de registro de
desviación con cable, han sido remplazadas por herramientas que proporcionan registros
de desviación en tiempo real mientras se perfora (MWD) y registros eléctricos en
tiempo real (LWD).
El principio fundamental que debe respetarse al diseñar los BHAs es que a los esfuerzos
a los que se somete los componentes tubulares deben ser siempre inferiores a las
resistencias de dichos componentes, para evitar deformaciones y consecuentemente
evitar la reducción de la capacidad de resistencia de estos componentes
167
4.3. OBJETIVO DE LOS BHAs
El adecuado diseño de BHAs de perforación en la sección de 6 1/8” del pozo 179H en el
campo Sacha permitirá reducir los costos y tiempos de perforación a través de:
• Optimizar el número de Heavy Weigtht (HWDP) y Drill Pipe (DP).
• Reducir la posibilidad de pegaduras por presión diferencial.
• Mantener un buen control sobre la trayectoria del pozo (fase de navegación).
• Reducir arrastres.
• Evitar altas severidades con los doglegs.
• Minimizar Vibraciones.
• Aumentar la rata de penetración (ROP).
Y de esta manera colocar el pozo 179H en forma horizontal en la Arenisca “U”.
4.4. OBJETIVOS DE POZO
• Interceptar la Arenisca “U” INFERIOR donde se determina la zona de interés,
manteniendo una buena práctica de perforación.
• Optimizar la producción del reservorio.
168
4.5. PASOS PREDETERMINADOS PARA EL DISEÑO DE BHAs
4.5.1. TRABAJO CON GEÓLOGOS
Los geólogos de Petroproducción proporcionan información a SCHLUMBERGER
sobre datos para la planeación del pozo.
• Ubicación de la Locación.
• La columna Estratigráfica.
• Los Topes de la Formaciones.
• Las coordenadas de superficie y las coordenadas del target (objetivo).
• UBICACIÓN
FIGURA Nº 52: UBICACIÓN POZO SACHA 179H
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
169
• COLUMNA ESTATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL CAMPO SACHA
FIGURA Nº 53: COLUMNA ESTATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL
CAMPO SACHA
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
170
• TOPES ESTIMADOS
TABLA Nº 4: TOPES ESTIMADOS POZO SACHA 179H
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
171
• COORDENADAS DE SUPERFICIE E INFORMACIÓN DEL OBJETIVO
TABLA Nº 5: COORDENADAS DE SUPERFICIE
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
TABLA Nº 6: INFORMACIÓN DEL OBJETIVO
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
172
4.5.2. DISEÑO DE LA TRAYECTORIA
Posteriormente el departamento de perforación de SCHLUMBERGER (ANADRILL)
procede al diseño de la trayectoria del pozo.
Una vez conocido las coordenadas de superficie, del target y la Profundidad Vertical
Verdadera (TVD) se inicia con el trabajo de la planeación del pozo, determinando los
primeros datos tales como:
• Kickoff Point (KOP)
• Buil up Rate (BUR)
• Profundidad Vertical Verdadera (TVD)
• Dirección (Azimut)
Estos datos se utilizan en un plano de sección vertical, en el cual se ubica el punto
Kickoff Point (KOP) y el Target, posteriormente con el dato de Builup Rate (BUR) se
realiza una curva de acuerdo al incremento de grados por cada cien pies y se proyecta
secciones tangenciales para llegar al target de la manera mas segura y rápida posible
asegurando la integridad del pozo en la operación de perforación.
Cabe destacar que en el diseño de la trayectoria del pozo tiene gran validez la
experiencia de las personas encargadas en la planeación así como hay que contar con las
173
características de las formaciones para no encontrarse con problemas futuros durante las
operaciones de perforación.
Previamente planeada la trayectoria del pozo se puede determinar:
• Máximo ángulo
• End of Builup EOB en la profundidad vertical verdadera (TVD)
• End of Builup EOB en la profundidad medida (MD)
• Desplazamiento de End of Builup EOB
• Profundidad Medida (measurement depth MD)
Nota: El profesional encargado en la planeación del pozo tiene acceso al programa del
computador para ayudarse en el desarrollo del mejor perfil posible.
• TRAYECTORIA PLANEADA VS TRAYECTORIA REAL DEL POZO
SACHA 179H
La principal razón por la que se planeo la trayectoria del pozo 179H como muestra en la
figura 54, fue el de llevar el pozo hasta un desplazamiento horizontal de -800 pies con
un azimut de 102º en la profundidad vertical verdadera de 7000 pies; para suavizar la
curva en la profundidad vertical verdadera de 9463 pies y una profundidad medida de
174
10995 pies y posteriormente cambiar de azimut a 283,88º ,para lograr un
desplazamiento horizontal de 2500 pies y lograr colocar el pozo en la ARENISCA “U”
INFERIOR (FASE DE NAVEGACIÓN).
La trayectoria de pozo Sacha 179H empieza desde la superficie con 0.00º de inclinación
y 102º de azimut en donde se perfora la fase vertical hacia abajo hasta la profundidad
de 1000 pies. En dicha profundidad se empieza a construir ángulo cambiando la
inclinación del pozo hasta una profundidad vertical verdadera de 2690 pies y una
profundidad medida de 3000 pies, alcanzando una inclinación de 20.00º y manteniendo
el azimut de 102º; para luego perforar una sección tangente hasta una profundidad
vertical verdadera de 3242 pies y una profundidad medida de 3300 pies, manteniendo el
azimut e inclinación; posteriormente se tumba el ángulo hasta alcanzar una profundidad
vertical verdadera de 5201 pies y una profundidad medida de 5300 pies, alcanzando una
inclinación de 0.00º y manteniendo el azimut de 102º; para luego perforar una sección
tangente hasta una profundidad vertical verdadera de 7000 pies y una profundidad
medida de 7099 pies, manteniendo inclinación y en donde el azimut va a cambiar a
286,76º; consecuentemente se construye ángulo hasta llegar a el punto de entrada en la
arenisca “U” inferior a la profundidad vertical verdadera de 9420 pies y una
profundidad medida de 10500 pies, manteniendo el azimut e incrementando el ángulo
hasta una inclinación de 79,05º; y finalmente incrementar ángulo hasta alcanzar los 90º
de inclinación a la profundidad vertical verdadera de 9463 pies y una profundidad
medida de 10995 pies y colocar el pozo en la fase de navegación manteniendo el azimut
en 283,88º hasta alcanzar una profundidad medida de 11795pies.
175
FIGURA Nº 54: TRAYECTORIA PLANEADA VS TRAYECTORIA REAL DEL
POZO SACHA 179H
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
WELL FIELD STRUCTURE
Magnetic ParametersModel: Dip:
Mag Dec:Date:FS:
Surface LocationLat:Lon:
Northing:Easting:
Grid Conv:Scale Fact:
MiscellaneousSlot:Plan:
TVD Ref:Srvy Date:
Petroproduccion
Sacha 179H Petroproduccion_Sacha 179H Sacha 179H Structure
BGGM 2005 22.103°-2.863°
January 11, 200729630.3 nT
UTM Zone 18S - WGS84, MetersS0 23 32.881W76 53 39.665
9956596.73 m289172.37 m
+0.01298073°1.0001502612
Sacha 179HSACHA 179H MWD
Rotary Table (889.00 ft above MSL)January 11, 2007
Drawn By: Oscar MontalvoDate Created: Tue 02:32 PM February 13, 2007Checked By:
Checked Date:Approved By:
Approved Date:
Sach
a 17
9HTu
e 02
:32
PM F
ebru
ary
13, 2
007
Petro
prod
uccio
nSa
cha
179H
Surface LocationNorthing: 9956596.73 ft Easting: 289172.37 ft
Target Description Grid Coord Local CoordTarget Name Shape Major Axis N(+)/S(-) E(+)/W(-) TVD VSec N(+)/S(-) E(+)/W(-) Sacha179H Entrada Circle 100.00 9956721.98 288826.17 9420.00 1206.13 410.86 -1135.66
Sacha 179H Salida 1000ft Circle 100.00 9956801.60 288545.40 9450.00 2163.28 672.04 -2056.68
U Inferior Base Plane 100.00 9956678.27 288816.62 9468.00 1194.24 267.47 -1166.99
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
-2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500
-2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Vertical Section (ft) Azim = 286.97°, Scale = 1(in):500(ft) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W
TVD
Sca
le =
1(in
):500
(ft)
Sacha 179H Plan Rev A3
SACHA 179H MWD
T ie -In0 MD 0 TVD
0.00° 0.00°az0 departure
Ultimo Surve y11585 MD 9458 TVD
88.93° 292.24°az2282 departure
Proye ccion a l Fondo11650 MD 9459 TVD
88.93° 292.24°az2346 departure
13 3/8" Casing Point5527 MD 5428 TVD
0.00° 286.76°az-790 departure
9 5/8" Ca sing Point9081 MD 8775 TVD46.08° 286.76°az-35 departure
7" Ca sing Point10345 MD 9386 TVD
75.47° 286.76°az1056 departure
5" Casing-T D11795 MD 9463 TVD90.00° 283.88°az2498 departure
Orteguaza 5526 5427 TVD
Tiyuyacu 6158 6059 TVD
Tope Conglomerado Tiyuyacu 7485 7385 TVD
Tena 7945 7830 TVD
Basal Tena 8920 8660 TVDNapo 8982 8705 TVD
Caliza M-1 9343 8947 TVD
Caliza M-2 9774 9180 TVD
Caliza "A" 10092 9310 TVDZona "U" Superior 10342 9385 TVD
Zona Arenisca "U" Inferior 10499 9420 TVDU Inferior Base
Sacha179H Entrada
Sacha 179H Salida 1000ft
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
-4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500
-4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500
<<< W Scale = 1(in):500(ft) E >>>
<<<
S
Scal
e =
1(in
):500
(ft)
N >
>> SACHA 179H MWD
Sacha 179H Plan Rev A3
Sacha179H Entrada
Sacha 179H Salida 1000ft
T ie -In0 MD 0 TVD0.00° 0.00°azN=0 E=0
Ultimo Survey11585 MD 9458 TVD88.93° 292.24°azN=772 E=-2150
Proyeccion a l Fondo11650 MD 9459 TVD
88.93° 292.24°azN=797 E=-2210
EOC5300 MD 5201 TVD0.00° 102.00°azN=-165 E=776
13 3/8" Ca sing Point5527 MD 5428 TVD0.00° 286.76°azN=-165 E=776
9 5/8" Casing Point9081 MD 8775 TVD
46.08° 286.76°azN=53 E=53
7" Ca sing Point10345 MD 9386 TVD
75.47° 286.76°azN=367 E=-992
5" Casing-T D11795 MD 9463 TVD
90.00° 283.88°azN=728 E=-2389
Critical PointsCritical Point MD INCL AZIM TVD VSEC N(+) / S(-) E(+) / W(-) DLS
Tie-In 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Ultimo Survey 11584.84 88.93 292.24 9457.54 2281.55 772.03 -2149.83 1.77Proyeccion al Fondo 11650.00 88.93 292.24 9458.76 2346.43 796.69 -2210.13 0.00
Grid NorthTot Corr (M->G -2.8760°)
Mag Dec (-2.863°)Grid Conv (+0.01298073°)
Grid
True
Mag
176
4.5.3. IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO
Una vez determinada la trayectoria planeada del pozo 179H se procede a identificar:
• Puntos de Casing
• Tamaños de Hueco
La identificación de los puntos de casing la realizan los Geomecánicos por medio de
esfuerzos de las formaciones y del peso de la columna de lodo y lograr determinar los
tamaños de huecos.
TABLA Nº 7: PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO
CASING Y
LINER
TAMAÑO DE
HUECO
PROFUNDIDAD
VERTICAL
VERDADERA
PROFUNDIDAD
MEDIDA
13 3/8 “ CASING 16” 5428 5527
9 5/8” CASING 12 ¼” 8706 8983
7” LINER 8 1/2” 9420 10500
5” LINER 6 1/8” 9463 11795
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
177
FIGURA Nº 55: PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
178
4.5.4. DISPONIBILIDAD DE HERRAMIENTAS Y ESPECIFICACIONES EN
FUNCIÓN DE TAMAÑOS DE HUECO
ANADRILL utiliza en Ecuador herramientas hasta de un diámetro exterior (OD) de 8
½”; dependiendo del tamaño del hueco a perforar:
TABLA Nº 8: HERRAMIENTAS UTILIZADAS PARA CADA TAMAÑO DE
HUECO
HERRAMIENTAS (PULG) TAMAÑO DE HUECO (PULG)
8 ½” 16” Y 12 ¼”
6 3/4” 8 ½”
4 ¾” 6 1/8”
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
4.6. FUNCIÓN DE LOS BHAs EN LA TRAYECTORIA PROPUESTA
• En primer lugar se utilizara un ensamblaje de fondo con MOTOR con el
propósito de perforar parte de la sección de 6 1/8” desde una profundidad
vertical verdadera (TVD) de 10352 pies (PUNTO DE LINER DE 7”) y una
179
profundidad medida (MD) de 10791 pies; pasando por el punto de entrada en la
fase de navegación a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 9416 pies y
una profundidad medida (MD) de 11650 pies Por lo que la función a cumplir
que realizó este BHA fue de construir ángulo empezando con una inclinación de
75,04 grados hasta 79,9 grados.
Se armó el BHA con Motor de fondo y un bent housing de 1.5 grados, se
incrementa la inclinación hasta los 75,04 grados mediante deslizamientos,
posteriormente y de acuerdo a lo estimado continuo incrementando inclinación
en modo rotacional hasta los 79,9 grados. Se dejo el pozo a 6 pies del plan
propuesto.
• Y en segundo lugar se utilizara un ensamblaje de fondo con POWERDRIVE con
el propósito de tumbar ángulo rápidamente para colocar el pozo en la arenisca
“U” inferior (debido a que en la realidad se presenta un buzamiento de 1,7º de la
capa superior), para posteriormente construir ángulo a mas o menos 80 grados y
perforar la fase de navegación hasta alcanzar la profundidad total (TD)de 11650
pies a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 9459 pies
180
FIGURA Nº 56: TRAYECTORIA DE LA SECCIÒN 6 1/8”
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS
WELL FIELD STRUCTURE
Magnetic ParametersModel: Dip:
Mag Dec:Date:FS:
Surface LocationLat:Lon:
Northing:Easting:
Grid Conv:Scale Fact:
MiscellaneousSlot:Plan:
TVD Ref:Srvy Date:
Petroproduccion
Sacha 179H Petroproduccion_Sacha 179H Sacha 179H Structure
BGGM 2005 22.100°-2.869°
January 30, 200729626.1 nT
UTM Zone 18S - WGS84, MetersS0 23 32.881W76 53 39.665
9956596.73 m289172.37 m
+0.01298073°1.0001502612
Sacha 179HSacha 179H Plan Rev A7
Rotary Table (889.00 ft above MSL)February 02, 2007
Drawn By: OSCAR MONTALVODate Created: Tue 09:59 AM February 06, 2007Checked By:
Checked Date:Approved By:
Approved Date:
Sach
a 17
9HTu
e 09
:59
AM F
ebru
ary
06, 2
007
Petro
prod
uccio
nSa
cha
179H
Surface LocationNorthing: 9956596.73 ft Easting: 289172.37 ft
Target Description
TargetName Shape Major Axis
Sacha179H Entrada Circle 100.00
Sacha 179H Salida Circle 100.00
9244
9280
9316
9352
9387
9423
9459
9495
9531
9567
9602
9638
9674
9244
9280
9316
9352
9387
9423
9459
9495
9531
9567
9602
9638
9674
860 896 932 967 1003 1039 1075 1111 1147 1182 1218 1254 1290 1326 1362 1397 1433 1469 1505 1541 1577 1612 1648 1684 1720 1756 1792 1827 1863 1899 1935 1971 2006 2042 2078 2114 2150 2186 2221 2257 2293 2329 2365 2401 2436 2472
860 896 932 967 1003 1039 1075 1111 1147 1182 1218 1254 1290 1326 1362 1397 1433 1469 1505 1541 1577 1612 1648 1684 1720 1756 1792 1827 1863 1899 1935 1971 2006 2042 2078 2114 2150 2186 2221 2257 2293 2329 2365 2401 2436 2472
Vertical Section (ft) Azim = 286.97°, Scale = 1(in):35.83(ft) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W
TVD
Sca
le =
1(in
):35.
83(ft
)
Tie-In10286 MD 9369 TVD
74.98° 286.54°az990 departure
7" Liner Point10350 MD 9385 TVD
75.04° 286.54°az1052 departure Entry Point
10491 MD 9416 TVD79.70° 286.54°az
1190 departure
Tope Lente Lutitico 10637 9436 TVDBase Lente Lutitico 10689 9441 TVD
Navigation Level10856 MD 9449 TVD
90.00° 286.54°az1552 departure
TD11656 MD 9449 TVD90.00° 286.54°az2352 departure
Ultimo Survey11585 MD 9458 TVD
88.93° 292.24°az2282 departure
Proyeccion al Fondo11650 MD 9459 TVD
88.93° 292.24°az2346 departure
U Inferior Base
Sacha 179H Plan Rev A7
SACHA 179H MWD
SACHA 179H MWD
Sacha179H Entrada
Sacha 179H Salida 1000ft
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
-2400 -2300 -2200 -2100 -2000 -1900 -1800 -1700 -1600 -1500 -1400 -1300 -1200 -1100 -1000 -900 -800 -700
-2400 -2300 -2200 -2100 -2000 -1900 -1800 -1700 -1600 -1500 -1400 -1300 -1200 -1100 -1000 -900 -800 -700
<<< W Scale = 1(in):100(ft) E >>>
<<<
S
Scal
e =
1(in
):100
(ft)
N >
>>
Tie-In10286 MD 9369 TVD
74.98° 286.54°azN=354 E=-927
7" Liner Point10350 MD 9385 TVD
75.04° 286.54°azN=372 E=-987
Entry Point10491 MD 9416 TVD
79.70° 286.54°azN=411 E=-1118
Navigation Level10856 MD 9449 TVD
90.00° 286.54°azN=514 E=-1466
TD11656 MD 9449 TVD
90.00° 286.54°azN=742 E=-2233
Ultimo Survey11585 MD 9458 TVD88.93° 292.24°azN=772 E=-2150
Proyeccion al Fondo11650 MD 9459 TVD
88.93° 292.24°azN=797 E=-2210
Sacha 179H Plan Rev A7
SACHA 179H MWD
Sacha179H Entrada
SACHA 179H MWD
Sacha 179H Salida 1000ft
Critical PointsCritical Point MD INCL AZIM TVD VSEC N(+) / S(-) E(+) / W(-) DLS
Tie-In 10286.13 74.98 286.54 9368.66 990.47 354.34 -927.43.7" Liner Point 10350.00 75.04 286.54 9385.18 1052.16 371.90 -986.57 0.09Entry Point 10490.98 79.70 286.54 9416.00 1189.69 411.05 -1118.41 3.31~Tope Lente Lutitico 10636.53 84.50 286.54 9436.00 1333.82 452.09 -1256.58 3.30~Base Lente Lutitico 10688.70 84.50 286.54 9441.00 1385.74 466.87 -1306.36 0.00Navigation Level 10855.51 90.00 286.54 9449.00 1552.29 514.28 -1466.02 3.30.TD 11655.51 90.00 286.54 9449.00 2352.27 742.03 -2232.92 0.00
From(ft) To(ft) Action10286.1 10350 Build 0.09°/100ft
From inc 74.98° to 75.04°On Az 286.54°From 9369 ft TVD to 9385 ft TVD.
10350 10491 Build 3.31°/100ftFrom inc 75.04° to 79.70°On Az 286.54°From 9385 ft TVD to 9416 ft TVD.
10491 10636.5 Build 3.30°/100ftFrom inc 79.70° to 84.50°On Az 286.54°From 9416 ft TVD to 9436 ft TVD.
10636.5 10688.7 Drill TangentHold on inc 84.50°Hold on Az 286.54°From 9436 ft TVD to 9441 ft TVD.
10688.7 10855.5 Build 3.30°/100ftFrom inc 84.50° to 90.00°On Az 286.54°From 9441 ft TVD to 9449 ft TVD.
10855.5 11655.5 Drill TangentHold on inc 90.00°Hold on Az 286.54°From 9449 ft TVD to 9449 ft TVD
Grid NorthTot Corr (M->G -2.8820°)
Mag Dec (-2.869°)Grid Conv (+0.01298073°)
Grid
True
Mag
181
4.7. PROCEDIMIENTO PRÁCTICO PARA EL DISEÑO DE BHAs CON
MOTOR DE FONDO Y POWERDRIVE
El diseño de ensamblajes de fondo de pozo (BHAs) en la sección de 6 1/8” del pozo
Sacha 179H se realizó con MOTOR DE FONDO y POWERDRIVE:
4.7.1. DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO (BHA) CON MOTOR
El diseño de BHAs depende de:
• Respuesta de BHA a cambios en los parámetros de operación (WOB) y a las
tendencias de las formaciones.
• Diámetro y Distancia de los estabilizadores
• Ángulo del Pozo
• Ángulo del Motor de Fondo
Para lo cual el ingeniero deberá recopilar información de la sección 6 1/8” como:
182
• Profundidad de Entrada 10352 pies (punto del liner de 7”).
• Diámetro de la Barrena 6,125 pulgadas.
• Profundidad Programada 11795 pies.
• Diámetro del Liner a ser utilizado 5” (sección de 6 1/8”).
• Diámetro de los Heavy Weight 3,5 pulgadas.
• Peso de los Heavy Weight (kg/m) 34,523.
• Diámetro, Grado, Clase, Peso de los Drill Pipe: 3 1/2”; G105; Premiun;
19,79Kg/m.
• Resistencia a la Tensión de los Drill Pipe: 271570 lbs.
• Peso sobre la barrena (WOB) 4 mínimo - 20 máximo toneladas.
• Densidad del lodo de perforación 9 lb/gal ó 1,07857 gr/cm3
• CONOCER EL FUNCIONAMIENTO DEL MOTOR Y POWERDRIVE.
Para posteriormente proceder al cálculo de:
• Longitud de Heavy Weight Drill Pipe
• Máxima tensión permisible y tensión de trabajo para cada sección de tubería
• Longitud de los Drill Pipe (grado y peso)
• Buscar puntos de apoyo y distancia entre puntos de apoyo (uso de
estabilizadores)
183
• CÁLCULO DE LA LONGITUD DE HEAVY WEIGHT DRILL PIPE
(HWDP)
Los heavy weight se utilizan para proporcionar peso a la barrena; y en las operaciones
de perforación no se debe usar en ángulos mayores a 40 grados de inclinación.
La mínima longitud de HWDP se calcula:
En primer lugar se determina el factor de flotabilidad utilizando la densidad del lodo de
perforación en gr/cm3 y la densidad del acero que es igual a 7,856 gr/cm3 : Por lo que
el resultado será adimensional.
856,71 lodoPFF −=
856,707857,11−=FF
861,0=FF
Consecuentemente se calcula la longitud de los heavy weight “tubería pesada” con la
siguiente ecuación:
TP
LBLB
fTP
dSBTP P
LPCosFP
FPL ***
**4,671−=
θ
º50,72*861,0*2,232,1*4*4,671
CosLTP =
184
07,672,3222
=TPL
)(92,530 mLTP =
Transformar de metros a pies
//9,17411
pies 3,281530,92m piesm
=•
• CÁLCULO MÁXIMA TENSIÓN PERMISIBLE Y TENSIÓN DE
TRABAJO PARA CADA SECCIÓN DE TUBERÍA
Para realizar el cálculo es necesario considerar la resistencia a la tensión, factor de
diseño a la tensión, Tensión de Trabajo, a la que estará expuesta la tubería durante las
operaciones normales de peroración, Margen de Jalón o Tensión Máxima a la que los
Drill Pipe estarán sometidos.
El factor de diseño de tensión (FdT) varía de 1.0 a 1.152 de acuerdo a la severidad de
perforación del pozo.
Con la siguiente ecuación determinamos la máxima tensión permisible (MTP):
dT
TTP F
RM410*59,4 −
=
3225,1)271570(10*59,4 4−
=TPM
)(227,93 tonMTP =
185
Posteriormente se determina el margen de jalón (MJ), para poder determinar la tensión
de trabajo (TT).
FSPhM j =
2,1916,96
=jM
)(764,80 tonM j =
JTPT MMT −=
764,80227,93 −=TT
)(4628,12 tonTT =
Transformar de toneladas a libras
12,4628 //57,27480
12205 Libras
tonlibraston =•
Por lo tanto el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre; y la tensión de
trabajo sea menor a la máxima tensión permisible.
• CÁLCULO DE LA LONGITUD DE LOS DRILL PIPE (GRADO Y PESO)
Y finalmente se determinara la longitud de los drill pipe “tubería de trabajo”.
( )
TT
LPTPLBLBT
T
TT Px
LPLPxFT
L 3
3
1049,1
1049,1
−
− +−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
=
186
( )
)3,13(1049,1
42,5302,403751049,1861,0
57,27480
3
3
−
− +−⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛
=x
xLTT
019817,056,3190904,31917 −
=TTL
019817,048,7
=TTL
)(45,377 mLTT =
Transformar de metros a pies
//2,12381
pies 3,281 m 377,45 piesm
=•
Longitud de drill pipe = 1238,2; Grado E; Clase Premiun.
• BUSCAR PUNTOS DE APOYO Y DISTANCIA ENTRE PUNTOS DE
APOYO (USO DE ESTABILIZADORES)
La manipulación de la posición y número de estabilizadores (puntos de tangencia o
contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo.
El punto de tangencia o contacto no es mas que la distancia de la barrena al primer
punto donde el ensamblaje de fondo hace contacto con las paredes del agujero o tubería
de revestimiento.
187
En un BHA rotario el peso de los Heavy Weight (HWDP) y el peso sobre la barrena
(WOB) dan una tendencia a flexionarse hacia el lado bajo del pozo; la distancia de los
estabilizadores como el diámetro de los mismos se usan para el diseño de el BHA con
la finalidad de controlar la magnitud de flexión, para lograr el efecto direccional
deseado.
En el diseño de BHAs con motor se toma en cuenta el diámetro de la camisa del motor
y el diámetro del estabilizador a ser usado tomando en cuenta los siguientes criterios:
• Si el diámetro máximo del estabilizador es igual al diámetro máximo de la
camisa del motor, el BHA mantendrá inclinación, perforando una sección
tangente.
• Si el diámetro máximo del estabilizador es mayor al diámetro máximo de la
camisa del motor, el BHA tumbara inclinación; ósea la longitud del BHA desde
la barrena al primer estabilizador, cuelga como un péndulo debido a su propio
peso y el BHA tumbara mas ángulo si le aplicamos mas peso sobre la barrena
(WOB) y le reducimos velocidad rotaria.
• Si el diámetro máximo del estabilizador es menor al diámetro máximo de la
camisa del motor, el BHA construirá inclinación; y construirá más ángulo si le
aplicamos mas peso sobre la barrena (WOB).
188
El comportamiento de un BHA liso (sin estabilizadores) proporciona las bases para
determinar la posición y número de estabilizadores; cuando se aplica peso sobre la
barrena se originan fuerzas de péndulo o de pandeo y la deflexión de la tubería. La
resultante de estas fuerzas laterales depende de la longitud del punto de tangencia LT:
Y finalmente de la longitud al punto de tangencia depende de un buen control del
ángulo del pozo.
Por lo que se determina siguiendo el siguiente procedimiento:
1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia en metros (m),
para un peso sobre la barrena: De acuerdo a la experiencia se recomendó una
longitud de 7 (m).
2. Determinar, en tablas, el peso de la tubería, que en este caso es de 23,2 (lb/pie)
de los Heavy Weight (HWDP).
3. Conocer el factor de flotabilidad.
4. Calcular la carga compresiva de los Heavy Weight (HWDP) en toneladas con la
siguiente ecuación:
( )θSenLFPxPC TFLBSBCLB41045,7 −−=
( )5,72)7)(861,0)(2,23)(1045,7(20 4 SenxCCLB−−=
toneladasCCLB 9,19=
189
5. Calcular la rigidez de los Heavy Weight (HWDP) en lb-pulg2 con la siguiente
ecuación:
( )44610424,1 diLBLBdxRLB −= l
( )446 25,25,310424,1 −= xRLB
( )433,12410424,1 6xRLB =
2lg5,437.193.77'1 pulbRLB −=
6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación:
5,0
924 ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
LB
CLBT R
CLµ
5,0
5,1771934379,19)7(924 ⎟
⎠
⎞⎜⎝
⎛=µ
//174,2=µ
7. Calcular la función trasedental X (adimensional) con la siguiente ecuación:
3
)(tan3µ
µµ −=X
3174,2)174,2174,2(tan3 −
=X
624,0=X
190
8. Calcular el claro (l ) en pulgadas entre el agujero y el diámetro exterior de los
Heavy Weight (HWDP) con la siguiente ecuación:
)(5,0 LBddbl l−=
)5,3125,6(5,0 −=l
3125,1=l (Pulgadas)
9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT en (m) con la
siguiente ecuación:
25,0
)624,0)(º5,72)(861,0)(2,23()3125,1)(5,177193437(102,1
4
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡=
−
SenxLT
25,0
881,11966,27907
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡=TL
)(//7 mLT =
Entonces TL supuesta tiene que ser igual a TL obtenida.
TL supuesta = TL obtenida
7 (m) = 7(m)
Transformamos los 7(m) a pies
piesl
piesmm
967,22281,37 =•
25,0
)(102,1
4
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡=
−
xSenFPlRxL
FLB
LBT θ
191
• ARMAR EL ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO BHAs
El BHA Nº 13 utilizado para la sección de 6 1/8” en el pozo 179H fue:
TABLA Nº 9: BHA #13
Nº Nombre OD/ID
(pulg)
Max
OD
Conexion
(pulg)
Long
(pies)
Long Acum
(pies)
3.88 1 6 1/8” PDC Barren.
1.25
6.13
3.5 REG Pin
0.75 0.75
A475M7838XP1.5º 4.75 3.5 REG Box 2
Facto Motor
0.54rev/gal
3.75
5.88
3.5 IF Box
22.28 23.03
4.75 3.5 IF Pin 3 Float Sub
2.81
4.75
3.5 IF Box
2.34 25.37
4.75 3.5 IF Pin 4 5 7/8” Estabilizador
2.25
5.88
3.5 IF Box
5.84 31.21
4.75 3.5 IF Pin 5 PeriScope 15
2.50
5.25
3.5 IF Pin
26.32 57.53
6 Impulse 4.75 5.25 3.5 IF Box 34.92 92.45
192
2.50 3.5 IF Box
4.50 3.5 IF Pin 7 4 ¾” Flex Monel
2.25
4.50
3.5 IF Box
29.95 122.40
3.50 3.5 IF Pin 8 33 x 3 ½” HWDP
2.25
4.75
3.5 IF Box
1007.64 1130.04
3.43 3.5 IF Pin 9 39 X 3 ½” DP
2.76
5.00
3.5 IF Box
1231.79 2361.83
3.50 3.5 IF Pin 10 9 X 3 ½” HWDP
2.25
4.75
3.5 IF Pin
274.27 2636.10
4.75 3.5 IF Pin 11 Martillo Hidráulico
2.13
4.83
3.5 IF Box
15.47 2651.57
3.50 3.5 IF Pin 12 15 x 3 ½” HWDP
2.25
4.75
3.5 IF Box
458.40 3109.97
6.25 3.5 IF Pin 13 Crossover
2.25
6.25
4.5 IF Box
3.29 3113.26
193
Ángulo del Bent Housing es de 1.5grados
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Peso Total (lb) Peso bajo del Martillo (lb) Longitud Total (pies)
71183 58873.3 3113.26
Sensores
Tipo Dist. Barrena (pies)
Resistividad 40.40
Gamma Ray 50.12
D&I 70.12
Estabilizadores
Long. Aleta (pies) Long. del punto medio a
la barrena (pies)
1.00 1.88
1.45 28.00
Nozzles de la Barrena
Cantidad Tamaño (1/32 pulg)
3 11.00
TFA (PULG2) 0.28
194
Entrada Salida
Profundidad 10352pies Profundidad 10791pies
Inclinación 75.04º Inclinación 79.9º
Dirección 286.54º Dirección 288.20º
Perf. Total 439 pies Dogleg 5.79º
195
4.7.2. DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO (BHA) CON
POWERDRIVE
Su diseño es similar al de diseño de ensamblaje de fondo de pozo (BHA) con motor con
la excepción de buscar puntos de apoyo y distancia entre puntos de apoyo, debido a que
solo se utiliza un solo estabilizador en la parte superior del powerdrive, con el objetivo
de estabilizar el ensamblaje de fondo para que las herramientas no tengan contacto con
las paredes del pozo y también para que el powerdrive pueda realizar su función
eficientemente y de esta manera evitar que los pads del powerdrive estén en contacto
con la parte baja de la formación al momento de impulsar los pads para realizar las
desviaciones correspondientes.
El POWERDRIVE perfora fase horizontal trabajando con la herramienta con settings al
100% tanto para tumbar inclinación como para incrementarla de acuerdo a programa de
navegación. Perforó hasta 11650 pies como profundidad final.
Los valores de resistividad en la Arena “U” Inferior se mantuvieron siempre con valores
bastante altos durante todo el intervalo.
NOTA: Para el diseño de ensamblajes de fondo BHAs, el procedimiento práctico
descrito anteriormente no es una regla, ya que se da a conocer amplias referencias para
seleccionar los BHAs debido a que a menudo es mas difícil tomar decisiones en
cambios de BHA que seleccionar un BHA basico como por ejemplo BHAs tipo Péndulo
196
construyen ángulo y BHAs Fulcrum tumban ángulo dependiendo de las formaciones a
atravesar y de la experiencia del comportamiento de los diferentes BHAs.
Cabe destacar que el MOTOR DE FONDO puede generar patas de perro (Dog Legs) de
4, 5, 6; mientras que el POWERDRIVE genera patas de perro de 1,5; 2; 2,5; y máximo
de 3 ayudando de esta manera a tener un mejor control en la trayectoria propuesta del
pozo.
El BHA Nº 14 utilizado para la sección de 6 1/8” en el pozo 179H fue:
TABLA Nº 10: BHA #14
Nº Nombre OD/ID
(pulg)
Max
OD
Conexion
(pulg)
Long
(pies)
Long Acum
(pies)
3.88 1 6 1/8” PDC Barren.
1.25
6.13
3.5 REG Pin
0.75 0.75
4.94 3.5 REG Box 2 PowerDrive 475
1.61
5.74
3.5 IF Box
14.52 15.27
4.81 3.5 IF Pin 3 5 7/8” Estabilizador
2.25
6.00
3.5 IF Box
5.84 21.11
197
4.75 3.5 IF Pin 4 Float Sub
2.81
4.75
3.5 IF Box
2.34 23.45
4.75 3.5 IF Pin 5 LWD PeriScope 15
2.50
5.25
3.5 IF Pin
26.32 49.77
4.75 3.5 IF Box 6 MWD Impulse
2.25
5.25
3.5 IF Box
34.92 84.69
4.50 3.5 IF Pin 7 4 ¾” Flex Monel
2.25
4.50
3.5 IF Box
29.95 114.64
3.50 3.5 IF Pin 8 33 x 3 ½” HWDP
2.25
4.75
3.5 IF Box
1007.64 1122.28
3.43 3.5 IF Pin 9 39 X 3 ½” DP
2.76
5.00
3.5 IF Box
1231.79 2354.07
3.50 3.5 IF Pin 10 9 X 3 ½” HWDP
2.25
4.75
3.5 IF Pin
274.27 2628.34
11 Martillo Hidráulico 4.75 4.83 3.5 IF Pin 15.47 2643.81
198
2.13 3.5 IF Box
3.50 3.5 IF Pin 12 15 x 3 ½” HWDP
2.25
4.75
3.5 IF Box
458.40 3102.21
6.25 3.5 IF Pin 13 Crossover
2.25
6.25
4.5 IF Box
3.29 3105.50
Peso Total (lb) Peso bajo del Martillo (lb) Longitud Total (pies)
66299 53988.9 3105.50
Estabilizadores
Long.
Aleta (pies)
Long. Del punto medio
a la barrena (pies)
1.45 32.29
Sensores
Tipo Dist. Barrena (pies)
Resistividad 32.64
Gamma Ray 42.36
D&I 62.36
199
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
Nozzles de la Barrena
Cantidad Tamaño (1/32 pulg)
1 11.00
2 12.00
TFA (PULG2) 0.31
200
Entrada Salida
Profundidad 10791pies Profundidad 11650
Inclinación 79.9º Inclinación 88.93º
Dirección 288.20º Dirección 292.24
Perf. Total 859 pies Dogleg 2.03
201
4.8. OPERACIONES DE GEONAVEGACIÓN (DETECTA ARENISCA “U”
INFERIOR)
• Profundidad actual de la broca: 10754 ft MD – Inc. 87.5º – TVD 9435 ft.
• Ultimo survey: 10669.47 ft MD - Inc. 88.6º – 287.12º - TVD 9428.08 ft
• Detección del tope de la U Inferior con PeriScope hasta 10 ft TVD de distancia
hasta la trayectoria.
Las operaciones de geonavegación recomendadas para perforar con orientación de la
trayectoria para bajar ángulo y regresar al plan de navegación.
FIGURA Nº 57: DETECTA ARENISCA “U” INFERIOR
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
202
En la colocación del pozo la profundidad actual de la broca: 11650 ft MD – Inc. 89.9º
TVD 9458.76 ft.
• Ultimo survey: 11584.84 ft MD - Inc. 88.93º – 292.24º - TVD 9457.54 ft
• Buena detección del tope de la U Inferior con PeriScope hasta 10 ft TVD de
distancia de la trayectoria.
• Mediciones de PeriScope indican tendencia de buzamiento en la dirección del
pozo de aproximadamente 1.7°.
FIGURA Nº 58: DETECTA BUZAMIENTO DE 1.7 GRADOS
FUENTE: SCHLUMBERGER
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
.
203
4.9. BARRENA UTILIZADA EN HOYO DE 6 1/8”
BARRENA DE 6 1/8” PDC Tipo HCM406
Esta barrena es diseñada bajo la tecnología Ez-Steer la cual mejora la direccionalidad y
mejora el control de la Tool Fase por el número de aletas.
FIGURA Nº 59: BARRENA DE 6 1/8” PDC Tipo HCM406
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
• Cortadores: De 13,4mm resistentes a abrasión e impacto.
• Aletas: Seis para mejor estabilidad y reducir vibración
• Cuerpo: En carburo de tungsteno
204
• Boquillas: Tres porque se requiere tener una buena área total de flujo (TFA) con
bajo galonaje
• Conexión: 3 ½” API Regular
• Rata de Flujo : 200 - 450 gpm
• Máx. Peso sobre la Barrena: 22Klb = 9 toneladas
• ROP = 23.3 Pie/h
4.10. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN
HORIZONTAL
El Pozo Horizontal Sacha 179H planificado por Petroproducción, para perforarse en el
campo Sacha tiene como objetivo incrementar la producción de petróleo a partir de la
formación Napo.
Baker Huges Drilling Fluids, recomienda este programa de fluidos de perforación,
basada en las lecciones aprendidas durante la perforación de los pozos en diferentes
áreas del Oriente Ecuatoriano, tales como AGIP, PETROSUD, PETOPRODUCCION,
(Sacha, Shushufindi, Auca, Sansahuari y Cononaco ), al igual que CPEB y SINOPEC.
El sistema de lodos de Baker Huges Drilling Fluids es libre de sales con un pH. entre 10
y 11. Esto prevendrá el riesgo de problemas de corrosión.
205
La seccion de Napo y la Navegación se realizara con sistemas libre de sólidos y drill in
respectivamente. En el caso de la sección de navegación de 6 1/8”, se utilizara el
sistema Perflow, con la finalidad de minimizar el daño a la formación.
• TIPO DE LODO RECOMENDADO: PERFLOW SYSTEM
Esta seccion será perforada con el sistema de fluidos perflow y luego se asentara el liner
ranurado de 5”.
Este fluido nos permite obtener un bajo filtrado y muy poca incorporación de sólidos
perforados elevados valores de de 3/6 RPM; estas propiedades en conjunto, aseguran la
limpieza del hueco durante la etapa de perforación.
La densificación de esta etapa se realizara con carbonato de calcio Hi Mix:
recomendándose perforar esta seccion con una densidad de 9- 10 lpg.
El carbonato de calcio utilizado en este sistema, tiene un tamaño de partícula
cuidadosamente diseñado para lograr un sellamiento y puenteo óptimos, inclusive en
rangos de permeabilidades desde 500 md hasta 5000 md.
El sellamiento logrado tonel Carbonato de Calcio, Hi Mix nos permite mantener un
filtrado API menor de 6 cc/30 min; al lograr una mezcla de Biopac/Pac R/LV.
206
Es importante durante la perforación de esta seccion, asegurar que el carbonato tenga
suficiente flotabilidad; por lo que el yield point adecuado borneara el valor de 2; in
embargo, para alcanzar la limpieza de las camas, se deberá preparar un tren de píldoras
a fin de alcanzar la limpieza requerida.
Las concentraciones de Claytrol en el sistema (2.0 – 3.0 lpg), permitirá inhibir
aproximadamente las lutitas existentes al inicio de la seccion 6 1/8”.
• PROBLEMAS COMUNES OCURRIDOS EN LA PERFORACIÓN
HORIZONTAL.
• Limpieza del hueco
• Perdidas menores
• Torque y desgaste del equipo
• Pega diferencial
207
TABLA Nº 11: VOLUMENES ESTIMADOS
VOLUMEN ESTIMADO BARRILES TOTALES
Volumen de Superficie 500
Volumen de Casing, ( Csg 9 5/8” + Liner 7”) 769
Volumen del hueco 53
Dilución Requerida 298
Volumen Total para el intervalo, bbs 1,620
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
TABLA Nº 12: PRODUCTOS ESTIMADOS
PRODUCTOS FUNCIONES CONCENTRACION, ppb
Xamplex D Producto Viscosificante 1-2
Sulfatrol Control de Lutitas 2.0
Claytrol Inhibidor de Arcillas 2.0-3.0
Biopac/Mil Pac R/LV Controlador de Filtrado 0.25-0.5(Si es necesario)
High Mix Material Densificante y
Puenteante
Como sea Necesario
208
Caustic Soda Agente Alcanizante 0.25-0.5
Mil-Lube Reductor de Torque y Drag 2% (Si es Necesario)
Flowzan Viscosificante 0.25-0.75
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
TABLA Nº 13: PROPIEDADES DEL LODO
PROPIEDADES UNIDADES PROGRAMADAS
Densidad Lb/gal 8.9-9.2
Viscosidad Plástica cps <15
Punto Cedente Lb/100ft2 14-25
Geles Lb/100ft2 6-7
Filtrado API cc <6
MBT Lb/bbl <15
3/6 RPM Lb/100ft2 9-10
pH 8.5-10.5
FUENTE: BAKER CHRISTENSEN
ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA
209
El agente puentante utilizado en el sistema Perflow es el Carbonato de Calcio High Mix,
con una amplia distribución del tamaño de partículas cuidadosamente seleccionada para
sellar eficazmente las aperturas de las gargantas porales en formaciones con
permeabilidades que varían entre unos pocos milidarcyes y 5 darcyes.
210
CAPITULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
• El uso de la nueva tecnología (PowerDrive y PeriScope) en la perforación
horizontal permitió extender la vida del Campo Sacha, ya que la nueva
tecnología permite el acceso a reservas que con la tecnología convencional, se
habían considerado económicamente poco atractivas.
• En el pozo Sacha 179H el uso del sistema PowerDrive en combinación con el
PeriScope 15 mejoró el aspecto de construcción del pozo, debido a que se
mantiene en rotación continua a toda la sarta de perforación, por lo que se
traduce en una disminución de tiempo y costos.
• Los diseños de los BHAs Nº 13 y Nº 14; en la perforación de la sección de 6 1/8
pulgadas fueron de gran ayuda en la manipulación del control de la trayectoria
del pozo, mejorando la rata de penetración y minimizando problemas de
perforación.
• Los beneficios de incremento de la tasa de penetración en comparación con el
motor de fondo quedan demostrados al utilizar el sistema PowerDrive ya que se
elimina la perforación de modo de deslizamiento.
211
• El PeriScope 15 proporcionó altos valores de resistividad como también se pudo
identificar el tope superior de la Arenisca “U” inferior con un buzamiento de
1.7º, por lo que esta información sirve para tomar decisiones en la optimización
de la operación de colocación del pozo para el mejoramiento de la producción.
• Con los datos obtenidos y mostrados del PeriScope en tiempo real permitió
realizar las correspondientes desviaciones con el uso del PowerDrive sin
necesidad de sacar las herramientas del fondo de pozo para cambiar la
inclinación o cambiar del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).
• El uso de la barrena PDC en la sección 6 1/8” logro obtener excelentes ratas de
penetración, evitando de esta manera tener problemas de perforación.
• La información obtenida por la herramienta PeriScope 15 es de valiosa
importancia para la actualización del mapeo y navegación de los yacimientos
durante la perforación.
• Los sensores de las herramientas MWD y LWD son parte importante del BHA y
la información es enviada desde el fondo del pozo hasta superficie por telemetría
en tiempo real para posteriormente ser decodificada y procesada en un formato
interpretable.
212
• El uso de estabilizadores ayuda significativamente en la construcción,
mantenimiento y/o reducción del ángulo de inclinación dependiendo de la
distancia que se encuentren en el BHA y del diámetro exterior de las aletas.
213
5.2. RECOMENDACIONES
• Para garantizar la construcción de un pozo perfecto no basta controlar la
trayectoria del pozo, sino que se debe trabajar en forma conjunta con los
Geólogos, Geofísicos, Ingenieros de Perforación, Perforador Direccional, Ing de
MWD, Ing de lodos, Brocòlogo desde el primer momento para que la
perforación direccional resulte exitosa.
• Usar una barrena de diamante PDC en combinación con la herramienta
PowerDrive para maximizar la rata de penetración (ROP) en la fase de
navegación o en altos ángulos de inclinación.
• Tener cuidado cuando se realiza viajes de la sarta de perforación, debido a que
las herramientas del BHA principalmente la barrena pueden sufrir daños al tener
contacto con el preventor de reventones, cabezal del pozo o cuando se asienta la
barrena en el fondo del pozo.
• Chequear el uso del filtro en superficie en cada conexión de la tubería o parada.
• Bombear periódicamente píldoras de baja viscosidad seguidas de píldoras de alta
viscosidad a fin de ayudar en la limpieza del hueco. (Bombear las píldoras de
alta viscosidad cada 100 pies, para asegurar la limpieza del hueco.)
214
• Para el personal involucrado en operaciones, en caso de que el material de
perdida de circulación deba ser preparado y bombeado para cualquier filtración,
perdida parcial o total del fluido, la concentración, tipo y tamaño de material a
ser usado debe ser discutido con el personal de la operadora, el de MWD y el de
direccional. Esto esa muy importante para prevenir el taponamiento de la
herramienta de MWD y situaciones de control de pozo desfavorable.
• En caso de pega de tubería utilice Black Magic SFT (Sack Fishing Tools): Este
es un material seco, compuesto de mezclas de asfalto soplado, cal, ácidos grasos,
y dispersantes. Puede ser fácilmente almacenado en el taladro para prepararse y
espotear el fluido cuando sea necesario tomando en cuenta los pasos indicados
en el anexo Nº 5 para el procedimiento de mezcla.
• Para evitar el ensanchamiento excesivo del hueco se debe evitar tiempos
prolongados de circulación del fluido de perforación y movimiento de la tubería
de perforación.
215
GLOSARIO
Azimut.- Es el ángulo de inclinación con el cual se desvía el pozo para llegar al
objetivo. Dirección del curso medido en dirección a las manecillas del reloj de 0 -
360º referido al norte.
Barrena.- Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de
perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la
perforación.
Drill Pipe.- Tubería sin costura que se utiliza para dar rotación a la barrena y
circular fluido de perforación; con una longitud de 31 pies que se conectan mediante
juntas (generalmente caja -pin).
Fluido de Perforación.- Medio circulante, una de sus funciones es llevar el ripio
(recortes) pozo arriba hasta la superficie. Aunque el fluido de perforación más
común es una mezcla de arcilla, agua y varios aditivos químicos, también es posible
usar aire y aceite.
Heavy Weigth Drill Pipe.- Tubería usada en lugar de los drill collars para aplicar
peso en el momento de perforar.
216
Kick off Point (KOP).- Punto inicial de desviación, el cual se comienza una curva
de la trayectoria programada, donde la inclinación del pozo se aumenta
intencionalmente.
Midiendo Mientras se Perfora (Measurement While Drilling).- Se puede medir
la inclinación y la dirección o azimut del pozo, la posición actual del pozo (tool
face), también la temperatura , torque, peso sobre la barrena (WOB) y otros
parámetros del pozo.
Non Magnetic Drill Collar.- Collar fabricado con material magnético (monel).
Perforación Controlada.- El avance de hoy en día nos provee herramientas con
nueva tecnología como el PowerDrive, PeriScope que permiten diseñar ensamblaje
de fondo de pozo BHA, que controlan la trayectoria planeada de pozos direccionales
y verticales con buenos resultados.
Perforación Direccional.- El concepto de perforación direccional tiende a ser
aplicada solamente en pozos NO VERTICALES en los cuales el objetivo final, se
encuentra en coordenadas diferentes a las de la boca del pozo. En otras palabras las
coordenadas del fondo son diferentes a las coordenadas de superficie.
Plan View (Plano Horizontal).- El plano horizontal es la vista desde arriba,
contiene el vector con origen a la boca del pozo con sentido al objetivo principal
217
(target). La dirección dibujada en el correspondiente cuadrante geográfico,
representa el azimut del pozo.
Pozo Horizontal.- Técnica de atravesar las zonas productivas (generalmente
horizontales o cercanas a la horizontal) sin tener que alcanzar las zonas inferiores
(innecesarias o que contengan fluidos no deseados) generando un pozo altamente
productivo y de larga vida. Consta de un tramo vertical hasta el KOP, seguido de
una o varias curvas consecutivas hasta inclinaciones cercanas de 90 grados en la
entrada de la zona productora, para continuar en tramos horizontales de longitud
variable que sequen la inclinación y sentido de las capas.
Profundidad Medida.- Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el punto de
referencia de la superficie (mesa rotaria) hasta la profundidad de interés o hasta el
punto donde se encuentre el objetivo.
Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth).- Es la profundidad real
del pozo proyectado en el plano vertical.
Rata de Penetración.- No es más que la profundidad de perforación expresada en
pies por la unidad de tiempo.
Re – entrada.- Se aplica con mucha frecuencia en el reemplazo o re-
direccionamiento de pozos antiguos.
218
Registrando Mientras se Perfora (Logging While Drilling) LWD.- mientras se
perfora provee lecturas de Rayos Gamma, Resistividad, Densidad y otras
propiedades petrológicas y de depositación de los estratos atravesados en tiempo
real que se obtiene en superficie mediante telemetría.
Sarta de Perforación.- Todos los elementos que forman el conjunto que se usa en
perforación rotaria que van desde la junta rotatoria hasta o Top Drive hasta los drill
pipe (con sus correspondientes juntas o uniones), los drill collar, estabilizadores, la
barrena y varios componentes.
Severidad de Pata de Perro (Dog les) DLG.- Medida de la cantidad de cambio en
la inclinación y/o dirección del pozo, normalmente expresado en grados por cada
100 pies de longitud.
Sidetrack.- Significa salir de una trayectoria diferente a un agujero previamente
perforado.
Vertical Sección View (Plano Vertical).- Plano vertical paralelo a la trayectoria
planeada del pozo.
Viaje.- Es la introducción y extracción de la barrena, que puede ser desde la
superficie hasta el fondo del pozo o viceversa, así mismo cuando se introduce una
barrena, perfora hasta su vida útil o juicio del personal especialista de barrenas se
saca a superficie para cambio se considera un viaje.
219
BLIBLIOGRAFÍA
1. DRILLCO: “Manual de Perforación”, 1997
2. GRANT PRIDECO: “Tecnología de Mechas PDC”.
3. HALLIBURTON: “Barrenas de perforación”.
4. HALLIBURTON: “Diseño de Perforación de Pozos”.
5. Hilda Meza: “Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales”,
Guayaquil-Ecuador, 2000.
6. José Eras Vivanco: “Selección de la zona y diseño de la longitud óptima
horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18”, Quito-Ecuador, 2004.
7. PETROPRODUCCIÓN: “Guía para diseño de sartas de perforación”.
8. SCHLUMBERGER: “Hacia un Mejoramiento de la Producción”, Invierno de
2005-2006.
9. SCHLUMBERGER: “Drilling Tools & Deflection Methods”, Quito- Ecuador,
Septiembre 2000.
10. SCHLUMBERGER: “Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa Direccional”,
Verano de2000.
11. WEATHERFORD: “Dailey Drilling, Fishing and Coiled Tubing Tools”,
Febrero, 2000.
220
221
222
223
ANEXOS
224
ANEXOS Nº 1
ESPECIFICACIONES DE LAS HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN
225
ESPECIFICACIONES DE ESTABILIZADORES
226
227
ESPECIFICACIONES DE LOS DRILL PIPE
228
229
ESPECIFICACIONES DE HEAVY WEIGHT
ESPECIFICACIONES DE HEAVY WEIGHT ESPIRAL
230
231
ESPECIFICACIONES DE DRILL COLLAR
232
ESPECIFICACIONES DE POWERDRIVE XTRA 475 Nominal tool OD (in.) [mm] 4 3/4 [120.7]
Available hole size configuration (in.)
5 3/4, 5 7/8, 6, 6 1/8, 6 1/4, 6 3/8, 6 1/2
Nominal tool length (ft) [m] 13.7 [4.17]
Nominal tool weight (lb) [kg] 754 [342]
Drill string connections
Top box NC38 (3 1/2 in. IF)
Bottom box 3 1/2 in. reg
Rotary speed range (rpm) 40–250
Maximum weight on bit (lb) 50,000
Maximum overpull (lb) [kg] 340,000 [154,000]
Maximum torque at the bit (ft-lb) 4,000
Maximum operating temperature 257°F [125°C]§
Build rate 0°–8°/100 ft††
Flow range (gal/min) 220–400
Bit pressure drop required (psi) 650–750
Maximum operating pressure (psi) 20,000
Downward communications Minimum 20% mud flow variation
233
ANEXO Nº 2
FACTOR DE FLOTABILIDAD
234
235
ANEXO Nº 3
ROSCAS INTERCAMBIABLES DE TUBERÍAS PARA PERFORACIÓN
236
237
ANEXO Nº 4
VALORES DE TORQUE PARA AJUSTAR EL BENT HOUNSING DEL
MOTOR DE FONDO
238
239
ANEXO Nº 5
PROCEDIMIENTO DE MEZCLA EN CASO DE PEGA DE TUBERÍA
240
EN CASO DE PEGA DE TUBERÍA:
Utilizar Black Magic SFT (Sack Fishing Tools): Este es un material seco,
compuesto de mezclas de asfalto soplado, cal, ácidos grasos, y dispersantes.
Puede ser fácilmente almacenado en el taladro para prepararse y espotear el
fluido cuando sea necesario.
Procedimiento de Mezcla:
• Limpiar el tanque de mezcla y lavarlo con agua.
• Añadir diesel como se indica en la tabla
• Añadir Black Magic SFT a través del embudo con agitación.
• Añadir agua y agitar lentamente
• Añadir MIL-BAR con agitación suave y moderada
• Para incrementar la viscosidad, añadir Black Magic SFT.
• Para disminuir la viscosidad añadir diesel.
DENSIDAD BASE ACEITE BLACK MAGIC SFT AGUA MIL BAR
lpg Kg/lb bbl Kg bbl KLg
10 1.2 64 3.096 11 29.736
12 1.4 62 2.822 7 52.863
14 1.7 57 2.547 6 75.992
16 1.9 54 2.272 3 100.22
18 2.2 49 2.023 3 123.348
241
ANEXO Nº 6
HIDRÁULICA DE LA SECCIÓN 6 1/8” POZO 179H
242
243
ANEXO Nº 7
RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 179 H EN
PIES/DIA
244
Section ft/day
1.931
466
240
579
0 500 1000 1500 2000 2500
16
12 1/4
8 1/2
6 1/8
Real ft/dayGoal ft/day
245
ANEXO Nº 8
RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 179 H EN
TIEMPO Vs PROFUNDIDA
246
Time vs Depth
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0 5 10 15 20 25 30
Actual Day
Plan Day
Clean Day
247
ANEXO Nº 9
COMPARACIÓN DE PERFORACIÓN HASTA LA PROFUNDIDAD DE 10000
PIES CON POZOS ANTERIORES
248
Drilling to TD (Days/10,000 ft)
5848
43
23
0
10
20
30
40
50
60
70
Worse offset-Sacha175H
Average offset Best offset-SSFD96H
Total Well