Optimizacion de Perforacion Direccional y Hprizontal Campo Auca Desprotegido

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Con esta informacin de Coordenadas podemos conseguir dos de ellas: la Direccin del Pozo y el Desplazamiento Horizontal.

2.3.2.1.- Profundidad del objetivo (TVD) (MD)

Para la determinacin de la profundidad del objetivo se utiliza dos tipos de mediciones estas son:

x ProfundidaGYHUWLFDOYHUGDGHUD79'7RWDO9HUWLFDO'HSWK x 3URIXQGLGDGPHGLGD0'0HDVVXUH'HSWK

La primera (TVD), representa la profundidad obtenida desde el borde del pozo hasta un punto imaginario vertical paralelo a la posicin donde se encuentre la perforacin.

Mientras que la (MD) es la medida de la trayectoria del pozo. Comnmente esta medida se la puede conocer mediante la suma de todos los componentes que se encuentran dentro del hoyo,

Fig. 2.1.- TVD y MD Fuente: Bibliografa

Modificado por: Diego Arvalo F.

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Los estratos productivos presentan un ngulo de inclinacin, lo que provoca que la profundidad vertical verdadera del objetivo KRUL]RQWDO HQ XQ SXQWR H[DFWDPHQWH GHEDMR GH OD ORFDFLyQsuperficial difiera de la profundidad vertical verdadera que el objetivo tiene en el punto donde termina la seccin construida, FRQRFLGDSRUVXVVLJODVHQLQJOpV(QG2IConstruccin(2&'Hesta manera se hace necesario determinar la profundidad del objetivo en el punto (EOC) para poder realizar un eficiente diseo del pozo tomando en cuenta la inclinacin del estrato.

La profundidad del objetivo se calcula con la ecuacin 2.1

= + (tan( ). cos( )

Donde: TVDEOC = Profundidad vertical verdadera del plano del objetivo al final de la curva, (pies).

TVDtp = Profundidad vertical verdadera del plano del objetivo bajo la superficie de la locacin, (pies).

D = Desplazamiento horizontal desde la locacin superficial hasta la proyeccin del (EOC), (pies).

AZEOC = Azimut del final de la curva desde la superficie de la locacin, (grados norte).

2.3.2.2 Target: /D SDODEUD WDUJHW HQ OD SHUIRUDFLyQ GH SR]RV direccionales es conocida como el objetivo geolgico en profundidad respecto a la horizontal. Se puede decir tambin que el target es un punto que se

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encuentra en el subsuelo o dentro del yacimiento al que se desea llegar, ese punto es determinado geolgicamente y depende de las necesidades de la empresa operadora del campo en el cual est ubicado el pozo. En la figura 2.2 podemos observar la ubicacin del objetivo y cmo se lo disea de acuerdo a los elementos que lo componen.

En un pozo horizontal, el target no es slo un punto, sino que se trata de una seccin horizontal muy similar a un cilindro. Existe un radio de tolerancia con respecto al objetivo geolgico, debido a las variables que se presentan en la perforacin como son: orientacin, inclinacin, profundidad, desviacin de la broca y espaciamiento. El radio de tolerancia est entre los veinte y treinta pies, aunque ste valor puede variar dependiendo de los requerimientos de la compaa duea del pozo.

Fig. 2.2. Ubicacin del Target Fuente: Bibliografa


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2.3.2.3. Kick off Point (KOP):

Es la profundidad a la cual el pozo ser desviado intencionalmente desde su posicin vertical. Este punto es seleccionado generalmente en formaciones suaves y someras donde la perforacin direccional es ms factible.

El punto de desvo (KOP) no es nico ya que depende del tipo de pozos que se construya, como se ve en la siguiente Figura 2.3.

Fig. 2.3.- Ubicacin del KOP Fuente: Bibliogrfica


El punto de desvo (KOP) se calcula mediante la ecuacin 2.2:

Donde: Tb = Mxima profundidad permisible del objetivo que corresponde a la base del objetivo, (pies).

I1 = Angulo de inclinacin inicial del pozo, (grados).

I2 = Angulo de inclinacin final del pozo, (grados).

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BURmin = Mnima tasa de ganancia de ngulo esperada, determinada segn datos estadsticos de pozos anteriores, (grados / 100 pies)

K1 = Constante que corresponde a 5730 (grados/100 pies) o 1719 (grados/ 30 metros).

2.3.2.4. Azimut:

El zimut es el ngulo que se genera al ubicar el objetivo desde el borde superficial del pozo.

Para reconocer la ubicacin del objetivo es necesario usar coordenadas rectangulares, las cuales son normadas especialmente para ste propsito.

El vector de salida es la distancia entre dos puntos que son proyectados dentro del plano horizontal. La direccin de un vector de salida est dada en direccin de las manecillas del reloj y va de 0 a 360, y adems se considera que el Norte representa 0.

Los cuadrantes direccionales de zimut son presentados en la Figura 2.4

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Fig. 2.4.- Cuadrantes del Azimut Fuente: Bibliogrfica


2.3.2.5. Angulo de Inclinacin:

El estrato productivo no est en una posicin totalmente horizontal (90 desde la vertical), por tanto es necesario determinar el ngulo verdadero.

La Figura 2.5 esquematiza el plano ABCD desde el estrato objetivo, con buzamiento Idip y azimut AZdip conocido a partir de estudios geolgicos previos. En este plano estar contenido el pozo cuyo azimut AZw se determina basado en las condiciones geolgicas y parmetros petrofsicos que presenta el yacimiento tales como fracturas verticales, direccionamiento de permeabilidad mxima, etc.

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Fig. 2.5. Esquema del ngulo de Inclinacin Fuente: Bibliogrfica


De modo que el ngulo de incliQDFLyQ GHO REMHWLYR KRUL]RQWDO ,Kestar definido por la siguiente ecuacin.

= 90 arctan(tan . cos 2.3)

Donde: Ih = Angulo de inclinacin del objetivo horizontal, (grados).

Idip = Buzamiento del plano del objetivo, (grados).

AZdip = Azimut del plano del buzamiento del objetivo, (grados N).

AZw = Azimut del pozo horizontal, (grados N).

2.3.2.6. Tipos de Construccin del ngulo:

En la perforacin horizontal existen tres tipos de construccin de ngulo este se lo planifica en una distancia de 100 pies, estos son:

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x Radio Largo. x Radio Medio. x Radio Corto.

En la tabla anexa, se muestran los cuatro tipos de Pozos Horizontales Bsicos, cuya clasificacin est relacionada con la tasa de aumento de ngulo, su radio de curvatura y con el alcance horizontal, asimismo se muestra la recomendacin del tamao de hoyo para su implementacin: (Tabla 2.1. Tipos de Pozos Horizontales)

Tabla 2.1. Tipos de Pozos Horizontales Fuente: Bibliogrfica


2.3.2.6.1. Pozos de radio Largo:

Ventajas:

9 Utiliza herramientas rotatorias. 9 Utiliza tcnicas de perforacin convencional. 9 Mayor dimetro del hoyo horizontal. 9 Este perfil minimiza el torque y el arrastre.

Desventajas:

8 Costos mayores. 8 Mayor tiempo de completacin.

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8 Cuando se alcanza grandes distancias, el torque y el arrastre se vuelve un problema.

8 El torque y el arrastre se vuelven un problema cuando la trayectoria del pozo se vuelve irregular a travs del curso planeado.

8 Por su gran extensin se puede llegar a tener que tratar con formaciones problemticas.

8 Los objetivos pequeos son difciles de alcanzar debido a su gran variabilidad en el radio de curvatura.

2.3.2.6.2. Pozos de Radio Medio: Comnmente el sistema de perforacin de radio medio emplea varios tamaos de herramientas para conseguir tasa de ganancia de ngulo comprendidos entre los 8 y 20 grado / 100 pies.

Las bases tcnicas para este sistema son la utilizacin de:

x Tuberas no-articuladas: tuberas de servicio compresiva (CSDP), o tuberas de perforacin pesada estndar (HWDP).

x Motores de fondo con casco curvo, de desplazamiento positivo, de alto torque y baja velocidad (PDMs).

x Estabilizadores especiales. x Uniones sustitutivas curvas (codos) y otros mecanismos

deflectores que generan ejes de transmisin inclinados. x MWD u otras herramientas teledirigibles. x Cabezales o uniones giratorias de poder (top-drive).

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Ventajas:

9 Mayor extensin de la seccin horizontal y mejor control del azimut.

9 Permite secciones horizontales revestidas. 9 Requiere 300 pies de TVD para alcanzar la horizontal, y el

de radio corto 1500 pies de TVD. 9 Tiempo para perforar es menor. 9 Este sistema es preferido sobre el convencional cuando

las lneas lmites de concesin estn muy prximas. 9 Se crea menos friccin en las paredes del pozo debido a

la caracterstica del sistema de radio medio de tener secciones de hueco ms cortas con inclinacin de ms de 40 grados.

Desventajas:

8 Costos de perforacin elevados. 8 Grandes torques y arrastres cuando se ha alcanzado

prolongadas distancias horizontales. 8 Se debe tener cuidado con las caractersticas del fluido de

perforacin de la seccin horizontal.

2.3.2.6.3. Pozos de Radio Corto: Ventajas:

9 Costos. 9 Permite perforar por debajo de una zona problemtica ya

cubierta con casing. 9 Permite perforar sobre la misma zona (un slo tipo de lodo). 9 Permite maximizar la produccin cuando existen lmites

legales para extender la seccin horizontal.

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9 Puede simplificar los problemas de anticolisin en zonas muy congestionadas.

9 Mejor correlacin con los registros de pozo vertical (re-entradas).

Desventajas:

8 Desplazamiento horizontal limitado. 8 Dificultad para correr registros y recoger ncleos. 8 Tamao de hoyo limitado de a por dimetro de

revestimiento. 8 Su costo es mayor por pie perforado

Fig. 2.6.- Diagrama de Tipos de Pozos Fuente: Bibliogrfica

Modificado por : Diego Arvalo F.

2.3.2.7. Pata de Perro (Dog Leg): Los departamentos de produccin de algunas Compaas Petroleras que estn haciendo producir pozos con grandes ngulos de desviacin, ya no consideran que la desviacin del pozo por si misma sea perjudicial. El verdadero problema desde el punto de vista del ingeniero, es la desviacin llamada pata de perro, o

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cambio sbito en la direccin del pozo mientras se perfore lentamente.

El radio del arco a ser perforado (esto es, el cambio direccional del KXHFRRVXVHYHULGDGGHSHUURSXHGHVHUFDOFXODGDFRPRVLJXH

Fig. 2.7.- Diagrama para el clculo de la severidad de la pata de perro Fuente: Bibliogrfica

Modificado por : Diego Arvalo F.

El ngulo de inclinacin del eje de la broca con respecto al eje de la sarta de perforacin, es equivalente al ngulo formado por las lneas dibujadas perpendicularmente al segmento L1, distancia entre el estabilizador y la broca.

Debido a que el ngulo de inclinacin es muy pequeo, ya que la excentricidad resultante de la broca es muy pequea tambin, el segmento total entre el estabilizador superior y la broca (Ltot = L1+L2) puede ser considerado como una lnea recta. En este caso, el radio (R) corresponde a la hipotenusa de un triangulo cuya longitud puede ser expresada por la ecuacin.

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= 2

. sin Donde: R = Radio de curvatura, (pies). Ltot = Longitud total de la herramienta, (pies). = Angulo de inclinacin del eje de la broca, (grados).

Asumiendo que la herramienta est realmente perforando a lo largo GH XQD WUD\HFWRULD FLUFXODU HO FDPELR GLUHFFLRQDO R VHYHULGDG GHSDWDGHSHUUR'/HVFDOFXODGDFRQODHFXDFLyQ

Donde: DL = Severidad de pata de perro: caractersticas direccionales de la herramienta; el cambio en los ngulos vertical y horizontal del hoyo, (grados/pies)

Puesto que para ngulos pequeos:

Donde: $QJXORGHLQFOLQDFLyQGHOHMHGHODEURFDUDGLDQHV

sin = = 180

= 3602

.. R(2.5)

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La VHYHULGDG GH SDWD GH SHUUR '/ VH HQFXHQWUD PHGLDQWH ODcombinacin de las ecuaciones.

2.3.3. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIN

Un fluido de perforacin (segn API), es un fluido empleado en la perforacin, el cual ejecuta una, varias o todas las funciones requeridas en la operacin de perforacin, puede ser lquido o gas, pero generalmente es una mezcla del agua o aceite con arcilla y algunos productos qumicos, de ah su nombre coloquial GHORGRGHSHUIRUDFLyQ

En este trabajo de investigacin este tema es de mucha importancia ya que del lodo de perforacin depende mucho la optimizacin de la perforacin, por un mala formulacin del mismo puede provocar muchos problemas como la de friccin en la sarta, mal funcionamiento de la broca, mala limpieza del hoyo y si este es muy pesado, dao a la formacin. Tomando en cuenta estos aspectos detallamos la base terica del lodo de perforacin para escoger el ms adecuado.

La fase lquida puede estar constituida por agua, aceite diesel, aceite mineral no txico o aceites sintticos. La fase slida se compone de materiales viscosificantes naturales o artificiales (polmeros), desinfectantes, sales y slidos perforados todos estos en suspensin.

= 3602.. = 3602.

2.sin = 360

180..2

. = 360.180. = 2.

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El programa de fluidos de perforacin debe establecer propiedades reolgicas y los tpicos ms importantes del lodo de perforacin como: manuales, instrucciones del reporte diario, equipos, materiales, qumicos requeridos, propiedades y formulaciones.

2.3.3.1. Caractersticas de los fluidos Limpiar el fondo del pozo y acarrear los recortes a la superficie. El quitar del agujero los recortes es una de las ms importantes funciones del fluido de perforacin, el fluido cuando sale de las toberas de la barrena ejerce una accin de chorro que mantiene la superficie del agujero y los filos de la barrena limpios de recortes. Esto permite mantener una larga vida a sta y tener una mayor eficiencia en la perforacin. La adecuada circulacin del fluido eleva del fondo del pozo los recortes hacia la superficie. Este es el objetivo principal del fluido de perforacin y el que har que la operacin sea exitosa en un pozo vertical y ms aun en pozo direccional y horizontal.

2.3.3.1.1. Estabilidad del hoyo

A menudo se presentan problemas de estabilidad de las paredes del agujero descubierto, debido a fenmenos geolgicos tales como zonas fracturadas, arcillas hidratables, formaciones bajo compactadas y zonas presurizadas, que pueden provocar un derrumbe o algn problema con el pozo, por lo que el fluido de perforacin tiene que ser capaz de controlar dichos problemas, de tal manera que la parte perforada permanezca estable y se pueda profundizar ms el pozo de manera continua hasta que sea revestido.

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Usualmente se requieren mayores densidades del fluido de perforacin cuando se perforan lutitas o ngulos pronunciados. La relacin entre las densidades del fluido y la estabilidad del hoyo es indudable.

Las principales causas de la inestabilidad del hoyo son:

- Formaciones sensibles al agua.- Formaciones lutticas con contenidos de arcillas hidratables reaccionan con el filtrado del fluido de perforacin, hinchndose. La seleccin del fluido de perforacin debe estar relacionada a las posibles reacciones entre fluidos y la formacin.

- Formaciones con presiones anormales.- Al igual que en la perforacin vertical, el conocimiento de las presiones de formacin a encontrarse es de suma importancia. La densidad de los lodos debe ser mantenida suficientemente alta como para asegurar la estabilidad del hueco, pero, al mismo tiempo, no debe comprometer la integridad mecnica de la formacin, fracturando la misma.

- Falla del agujero pos colapso.- La falla del agujero pos colapso debido a fallas compresivas o por fracturacin provocada por falla tensil, se puede prevenir mediante el empleo de fluidos de perforacin que pueden impactar sobre stas fallas, ya sea mediante reacciones qumicas con la formacin, presiones hidrostticas o hidrulica anular. Cuando se perforan formaciones que se encuentran bajo fuerzas compresivas los esfuerzos son inducidos sobre la roca circundante.

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2.3.3.1.2. Limpieza del Hoyo

Limpiar el fondo del pozo y acarrear los recortes a la superficie. El quitar del agujero los recortes es una de las ms importantes funciones del fluido de perforacin, el fluido cuando sale de las toberas de la barrena ejerce una accin de chorro que mantiene la superficie del agujero y los filos de la barrena limpios de recortes.

La adecuada circulacin del fluido eleva del fondo del pozo los recortes hacia la superficie. Bajo la influencia de la gravedad, los recortes tienen a sumergirse a travs del fluido ascendente, pero, circulando un volumen suficiente de fluido con la ptima velocidad para vencer estas fuerzas, los recortes son llevados a la superficie. Para llevar los recortes a la superficie la velocidad anular juega un papel muy importante, la cual depende de la capacidad de la bomba, la velocidad de bombeo, el tamao del agujero y el dimetro de la tubera de perforacin.

Fig. 2.8.- Concentraciones de slidos vs inclinacin Fuente: Bibliogrfica


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Para optimizar la limpieza del hueco y maximizar la remocin de los ripios, se recomienda:

x Usar flujo laminar con un punto cedente altos en hoyos de hasta 45.

x Usar flujo turbulento con un punto cedente bajo en hoyos de ms de 45.

x Utilizar el mximo control posible de bombeo en cada situacin.

x Maximizar el espacio anular eligiendo la tubera de perforacin de mayor dimetro.

x Rotar la sarta de perforacin para favorecer la remocin de ripios.

x Cumplir un ciclo completo de circulacin antes de cada maniobra.

x Hacer frecuentes viajes cortos rotando la sarta de perforacin. x Utilizar una combinacin de pldoras de baja viscosidad,

seguidas por otras de alta viscosidad para una limpieza efectiva.

x En la perforacin de radio corto, la limpieza del hoyo es facilitada por la rotacin de la tubera de transmisin o trabajo.

2.3.3.1.3. Enfriar y Lubricar la sarta de perforacin y la barrena

Al estar, la sarta, en contacto con la pared del agujero y la barrena con el fondo, se generan altas temperaturas debido a las fricciones. El fluido debe estar preparado con el fin de poder proporcionar la vida mxima a todos estos elementos cuando se someten a operaciones normales, en el mercado se cuenta con lubricantes clasificados como de presin extrema, con los cuales la barrena puede trabajar a elevadas cargas y evoluciones, en la

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mayora de los casos han demostrado ser muy eficientes. El fluido, adems de lubricar, debe limpiar el rea de las barrenas que van a estar en contacto con la formacin para que sta trabaje normalmente. Se genera una gran cantidad de calor por friccin el cual deber dispersarse al salir el lodo a la superficie.

2.3.3.1.4. Proteccin de la formacin:

Al tener una mayor superficie de la formacin expuesta al fluido de perforacin en un pozo horizontal, se debe hacer un estudio minucioso para seleccionar un fluido que no dae la formacin de inters. Se debe hacer, adems, un estudio de compatibilidad del fluido de perforacin con el agua de formacin.

Las prdidas de produccin atribuibles al fluido pueden ser identificadas rpidamente por uno o ms de los siguientes indicios:

x Transporte de partculas desde el lodo hacia adentro de las formaciones productivas lo cual tapona los poros.

x Reaccin del filtrado de lodo con arcillas expansibles en la roca para reducir los dimetros de la garganta de los poros y/o fractura de la formacin.

x Partculas en movimiento dentro de la roca permeable debido a dispersin de las arcillas y otros minerales desde la superficie.

x Cambios en la humectabilidad de la formacin desde la exposicin hasta el filtrado del fluido de perforacin.

x Interaccin del filtrado de lodo con los fluidos de la formacin para crear precipitados insolubles en agua.

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Por todas las razones antes mencionadas se debe realizar un anlisis petrogrfico mediante la recoleccin de testigos. Los datos que se obtengan deben permitir escoger el fluido menos daino para la formacin.

2.3.3.1.5. Control de slidos

La velocidad de perforacin se ve afectada por las propiedades del lodo, los bajos filtrados y los contenidos de slidos, que casi siempre retardan la perforacin. Mientras menor sea la presin diferencial de la columna de fluido con respecto a la presin de la formacin, se incrementa la velocidad de penetracin. Sin embargo, es importante tener en cuenta problemas como dao a la formacin, estabilidad del pozo, etc.

2.3.3.2. Propiedades fsicas de los fluidos de perforacin El fluido de perforacin presenta algunas propiedades fsicas que permiten aumentar o disminuir la velocidad de remocin de los slidos:

2.3.3.2.1.- Densidad.- El efecto que la densidad crea en la velocidad de penetracin es mejor interpretada con el concepto de presin diferencial:

Si es positiva, la fuerza que se ejerce sobre los recortes trata de mantenerlos en el fondo remolindolos sin penetrar a la roca y por tanto reduciendo la velocidad de penetracin. La densidad del fluido de perforacin es el peso del fluido por unidad de volumen, es expresada en libras/galn o en kilogramos /

Presin diferencial = presin .hidrosttica presin de formacin

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metro cbico. La densidad del agua fresca es 1000 kgr/m3 equivalente a 8.33 lb/gal. Los fluidos de perforacin se clasifican en densos o no densos a partir de 9.5 lb/gal (Tabla 2.2)

PRODUCTO RANGO Max

Carbonato de Calcio 12 lb/gal

Barita 21 lb/gal

Hematita 27 lb/gal Siderita 18 lb/gal

Tabla 2.2.- Productos para aumentar la densidad Fuente: Bibliogrfica

Elaborada por: Diego Arvalo F.

2.3.3.2.2.- Contenidos de slidos

Un incremento en el contenido de slidos reduce sustancialmente el ritmo de penetracin, debido al incremento en densidad, viscosidad, enjarre, etc. Esto se da porque existen ms slidos en el lodo de perforacin. Por lo tanto, para lograr una perforacin eficiente es necesario mantener el contenido de slidos tan bajo como sea posible, ya que entre ms pequeas sean las partculas de slidos y mayor sea la dispersin mayor es el efecto de reduccin.

Su presencia produce por causas como:

x Dao al equipo de perforacin (bombas, tubulares). x Disminucin de la rata de penetracin (ROP). x Incrementos indeseables en otras propiedades del fluido. x Incremento en los costos de operacin. x Puede causar pega de la tubera y prdida del pozo.

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2.3.3.3. Propiedades Reolgicas del fluido de perforacin

Reologa es el estudio del flujo de los fluidos y su comportamiento cuando se encuentran en movimiento. En general los fluidos se clasifican de acuerdo con la respuesta que muestran cuando son agitados (shear stress) a diferentes velocidades de agitacin (shear rate).

Los fluidos de perforacin se comportan como fluidos no-newtonianos. El lodo requiere de una fuerza inicial de agitacin para comenzar a moverse.

En trminos prcticos, la fuerza inicial se conoce como punto de cedencia (yield point) y la pendiente del comportamiento del fluido se conoce como viscosidad plstica.

2.3.3.3.1. Viscosidad plstica.- Viscosidad plstica es la resistencia que ofrece un fluido a fluir, una vez que se encuentra en movimiento y es causada por la interaccin de la fase fluida lquida con las partculas presentes, slidas y lquidas de diferente densidad al fluido base. Se puede decir que la resistencia se da por friccin mecnica. El material de mayor uso para mejorar la viscosidad de un lodo es la bentonita; este mineral tiene la capacidad de aumentar su tamao al hidratarse hasta en 20 veces.

En general, al aumentar el porcentaje de slidos en el sistema, aumentar la viscosidad plstica. El control de la viscosidad plstica en lodos de alto y bajo peso es indispensable para mejorar el comportamiento reolgico y sobre todo para lograr altas ratas de penetracin.

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2.3.3.3.2. Punto de cedencia (Yield Point).- El punto de cedencia (Yield Point) es la resistencia de un fluido a mantenerse en movimiento, es causado por las fuerzas electroqumicas de las partculas componentes del fluido. Sales y productos qumicos presentes en el fluido pueden incrementar reducir el punto cedente. El punto de cedencia permite valorar la capacidad de un fluido para soportar y arrastrar a superficie los cortes generados durante la perforacin. El valor del yield es generalmente la propiedad dominante que afecta las prdidas por friccin de circulacin, densidad equivalente de circulacin, el punto de transicin entre flujo laminar y turbulento, y la eficiencia de transporte de ripios.

2.3.3.3.3. Fuerzas de gel.- Las fuerzas de gel son el producto de la resistencia de un fluido a ponerse en movimiento y es causado por las fuerzas electroqumicas de las partculas componentes del fluido. Sales y productos qumicos presentes en el fluido pueden incrementar reducir las fuerzas de gel.

Las fuerzas de gel permiten valorar la capacidad de un fluido para soportar los cortes generados durante la perforacin cuando el flujo se interrumpe.

2.3.3.4. Clasificacin de los fluidos Existen tres grandes grupos de fluidos de perforacin:

x Base agua. x Base aceite. x Fluidos gaseosos.

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Los fluidos a base de agua pueden ser subdivididos en numerosos tipos cada uno de ellos diferentes entre s.

Tambin es muy comn el uso de lodos a base de aceite, espuma o gases segn sea el caso especial de la perforacin.

2.3.3.4.1. Fluidos base agua Los lodos base agua son los fluidos de perforacin ms usados comnmente. Sus ingredientes esenciales son agua y arcilla.

Segn se presentan problemas, el lodo puede ser inhibido para solucionar dichas GLILFXOWDGHV 8Q ORGR LQKLELGR HV DTXHO FX\Dbase acuosa tiene una composicin qumica que tiende a retardar o eliminar el hinchamiento o dispersin de la lutita y arcillas de formacin en el barro, mediante mtodos fsicos o qumicos.

2.3.3.4.1.1. Lodos base agua dulce

- Lodos de bentonita.- Los lodos a base de bentonita (CBM = Clay Base Mud), son los ms usados para perforar las secciones superficiales del hueco para formar revoque de las paredes, prevenir derrumbes y ensanchamiento del hueco.

La bentonita le proporciona al lodo las propiedades reolgicas y de control de filtrado requeridas. Este lodo requerir de qumicos adicionales que le permitan cumplir con todas las caractersticas necesarias.

- Lodos naturales.- Los lodos naturales son aquellos que se componen de agua y arcillas perforadas y que necesitan muy poco tratamiento qumico y poca cantidad de bentonita agregada intencionalmente. Este tipo de lodo es el ms comn

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para perforar el hueco superficial y las zonas blandas debajo del revestidor superficial.

2.3.3.4.1.2. Lodos qumicos

Este tipo de lodos son usados como pldoras que sirven para variar las propiedades del lodo dependiendo de los diferentes problemas que se presenten durante la perforacin.

- Lodos Fosfatados.- Los lodos fosfatados estn compuestos por qumicos inorgnicos dispersantes (SAAP Pirofosfato Acido de Sodio). Se usan principalmente para reducir la viscosidad y fuerza del gel.

- Lignitos.- Los lignitos son excelentes desfloculantes en barros de base agua dulce. Adems se usan como emulsionantes de aceite. Los cromolignitos son excelentes para el control de la prdida de filtrado, especialmente a alta presin y temperatura. Los lignitos son ms estables que los lignosulfonatos a altas temperaturas y ms efectivos como agente de control de filtrado. Los lignosulfonatos son mejores agentes dispersantes.

2.3.3.4.1.3 Lodos de calcio

Estos lodos son aplicados para secciones de anhidrita (Sulfato de calcio), lutitas derrumbables, flujo de agua salada. Las arcilla base sodio son convertidas a arcillas base calcio (caliza o yeso) ms tolerantes a altas concentraciones de arcilla a viscosidades ms bajas que otros lodos base agua.

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El problema ms serio que se presenta con los lodos a base de calcio es la severa gelanitizacin que ocurre a altas temperaturas y alto pH.

2.3.3.4.1.4. Lodos polmeros

Los lodos polmeros son los sistemas de base agua ms popularmente usados en operaciones de perforacin de ngulo elevado. La gama de fluidos de perforacin base polmero es amplia abarcando tanto polmeros naturales como sintticos en agua fresca y agua salada.

Los sistemas de polmeros tambin pueden exhibir buena lubricidad e inhibicin, generalmente a un costo ms bajo y con menos impacto ambiental que los lodos base aceite.

2.3.3.4.2. Fluidos base aceite

Desde hace mucho tiempo se ha dirigido la atencin hacia fluidos especiales para perforar en las zonas productoras ya que los lodos a base de agua pueden daar las formaciones. Esto es debido a que el petrleo tiene menor efecto sobre las arcillas y los materiales solubles de la formacin.

- Lodos a base de petrleo.- Los llamados lodos a base de petrleo propiamente dichos son aquellos que utilizan materiales asflticos y jabones para viscosificar el lodo para limpiar el hueco y para controlar la filtracin. Se requiere de una pequea cantidad de agua (2% a 5% en volumen) para controlar las propiedades del lodo, pero en general el agua se considera un contaminante.

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2.3.3.4.3. Fluidos gaseosos

Aire, gas natural, gas inerte o mezclas con agua, son elementos comnmente usados como fluidos gaseosos los cuales tienen ventajas econmicas y son de gran ayuda en la perforacin de formaciones consolidadas y donde la provisin de agua es escasa.

Los lodos gaseosos nos permiten, adems, tener altas ratas de penetracin y los ripios son convertidos en polvo debido al choque que sufren a grandes velocidades.

2.3.4. PROGRAMA DE HIDRULICA

La perforacin de pozos petroleros requiere de una hidrulica que cumpla con diversos objetivos, entre ellos mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de recortes de formacin a la superficie. Esta gua proporciona los conceptos de ingeniera bsicos para optimizar la hidrulica en operaciones de perforacin.

La perforacin de pozos petroleros requiere de una hidrulica que cumpla con los objetivos de mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de los recortes de formacin a la superficie. El sistema hidrulico est integrado por el equipo superficial, la sarta de perforacin, y el espacio anular. El clculo hidrulico en este sistema define el dimetro ptimo de las toberas de la barrena, con el cual se obtendr la potencia hidrulica del flujo del fluido de perforacin que promueva la ptima emocin de recortes, incremento en la velocidad de penetracin y en la vida de la barrena. En consecuencia, una reduccin en el costo total de la perforacin.

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2.3.4.1. Caractersticas Hidrulicas:

El concepto de Hidrulica de Perforacin, se refiere a la limpieza efectiva del fondo del pozo mediante el desalojo de los cortes o slidos producidos por la accin de la barrena contra la formacin. Fundamentalmente, la velocidad o tasa de penetracin de un pozo, est gobernada por la eficiencia en la remocin de los slidos desde el fondo del hoyo hasta la superficie.

Adicionalmente, dicha velocidad, es directamente proporcional al peso sobre la broca y se comporta de manera exponencial a la velocidad de rotacin o RPM seleccionados, considerado estos como Factores Mecnicos. De all que, para obtener una apropiada remocin y penetracin, se disean a su vez Programas Hidrulicos, los cuales establecen una ptima seleccin de caudales o gastos para la circulacin, as como tamaos de los orificios o jets de la broca.

En conclusin, esta combinacin de Factores Mecnicos y Factores Hidrulicos producen una mejor rentabilidad en los costos finales del pozo dado que se genera una ptima penetracin de la roca y un efectivo anlisis de las caractersticas hidrulicas como son:

Diseo de los fluidos de perforacin. Diseo de presin. Diseo del flujo de fluidos. Diseo del dimetro hidrulico.

2.3.4.2. Diseo de Presin

Dentro de las consideraciones que se debe tener para el diseo de presin se encuentran:

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x Dao de formacin. x Fracturamiento de la formacin.

Generalmente, el gradiente de fracturamiento (FG) se incrementa con la profundidad y es funcin de la presin de poro de la formacin (FP), sobrecarga (S) y una constante perteneciente a la matriz o aglomerante (K).

En un hoyo horizontal, las prdidas de presin se traducen en un incremento efectivo del peso del lodo segn como la longitud de la seccin horizontal aumenta, pero el gradiente de fractura (FG) no aumenta puesto que la profundidad vertical verdadera (TVD) tampoco se incrementa.

2.3.4.3. Dimetro Hidrulico

Cuando se aumenta indiscriminadamente la potencia de la bomba, el gasto crecer; y por lo tanto, incrementarn las cadas de presin en el sistema. Es decir, aumenta la potencia destinada para vencer la resistencia por circulacin en todo el sistema, sin mejorar en forma significativa la potencia hidrulica en la barrena. Esto significa, que la optimizacin de la potencia hidrulica en la barrena se obtiene, no necesariamente aumentando la potencia de la bomba, sino por medio de la seleccin adecuada del dimetro de las toberas.

Para una perforacin vertical el efecto de la gravedad es una ventaja, mientras en una perforacin horizontal es uno de los principales problemas, ya que:

Permite el asentamiento de los ripios.

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Fuerza el asentamiento de la sarta de perforacin contra el fondo del hoyo, como consecuencia de esta produce un aumento en la friccin que se refleja en la dificultad de transferir el (WOB).

2.3.4.4. Desempeo Hidrulico:

Los mtodos de optimizacin de la hidrulica consisten en determinar la cada de presin en la barrena, de tal forma que la energa generada por el equipo de bombeo en superficie sea transmitida ptimamente hasta el fondo del pozo para su correcta limpieza. Esta cada de presin ptima es obtenida determinando el tamao de las toberas en la barrena. Los dos mtodos de optimizacin aceptados y comnmente utilizados son:

a) Mxima potencia hidrulica en la barrena b) Mxima fuerza de impacto del chorro de lodo en el fondo del

pozo.

2.3.4.5. Mxima potencia hidrulica en la barrena

Este modelo asume que la velocidad de penetracin de la barrena puede incrementarse con la potencia hidrulica, ya que los recortes son removidos tan rpido como se generan. Sin embargo, se alcanza el punto donde el incremento en la potencia hidrulica ya no se refleja en un aumento en el avance de la penetracin. El criterio aplicado en este mtodo de optimizacin consiste en calcular el dimetro de las toberas ptimo para obtener la mxima potencia hidrulica en la barrena.

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2.3.5. DISEO DEL BHA.

El diseo de la sarta de perforacin es importante para un peso adecuado en la broca, una rata de perforacin ptima que nos permita realizar el trabajo en menos tiempo y lo mas importante en el diseo o geometra del pozo para llegar una forma ms exacta al objetivo sin daar la formacin. La sarta es el componente del equipo de perforacin que ms se somete a esfuerzos (tensin, compresin, presin interna y externa, doblez, fatiga, torsin, abrasin, erosin y corrosin). La accin independiente o combinada de dichos esfuerzos puede causar problemas durante la perforacin, tales como: desprendimientos, pegaduras por presin diferencial, altos arrastres y fugas en los elementos tubulares.

2.3.5.1. Componente del BHA

Son componentes metlicos armados secuencialmente que conforman el ensamblaje de fondo (BHA) y la tubera de perforacin, a fin de cumplir las siguientes funciones:

x Proporcionar peso sobre la mecha o barrena (PSM) x Conducir del fluido en su ciclo de circulacin. x Darle verticalidad o direccionalidad al hoyo. x Proteger la tubera del pandeo y de la torsin. x Reducir patas de perro, llaveteros y escalonamiento. x Reducir dao por vibracin al equipo de perforacin. x Construir un hoyo en calibre.

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2.3.5.1.1. Tubera

La tubera es un conducto, el cual es una parte muy importante en el diseo del BHA, ya que permite el paso del fluido de perforacin hacia el resto de los componentes de fondo y dependiendo de las caractersticas de la tubera esta cumple otras funciones especficas.

Fig. 2.9.- Algunos Tipos de Tuberas Fuente: Bibliogrfica


2.3.5.1.1.1. Tubera Pesante

La tubera pesante (drill collars) llamada tambin collares, mangos, lastrabrocas es un tipo de tubera ms pesada que la tubera de perforacin convencional, cuyo objetivo es suministrar peso y tiesura en la porcin inferior de la columna de perforacin.

- Collares de Perforacin: Estn construidos de un material antimagntico conocido como, monel, altamente resistente, para aislar la herramienta de control y registro contenido en su interior (MWD o steering tool) de las interferencias

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magnticas causadas por el acero de la tubera de perforacin que est ms arriba.

2.3.5.1.1.2. Tubera Compresiva

Dependiendo de la tasa de ganancia de ngulo utilizada, tubera de perforacin compresiva (CSDP), tubera de perforacin estndar (HWDP) se emplea para perforar un pozo horizontal de radio medio. El BHA est diseado de una manera diferente al usado en pozos rectos o en la perforacin direccional convencional.

Puesto que el BHA est bajo compresin mientras se transmite el peso y el torque a la broca, CSDP o HWDP es usada para distribuir las fuerzas de las ms altas severidades de pata de perro a travs de las longitudes de tubera ms pequeas, tal como se puede apreciar en la Figura 2.13.

Fig. 2.10.- Diagrama de distribucin de fuerzas Fuente: Bibliogrfica

Modificada por: Diego Arvalo F.

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2.3.5.1.2. Estabilizadores

Los estabilizadores son herramientas que se utilizan para estabilizar el ensamblaje de fondo, reduciendo el contacto con las paredes del hoyo para controlar la desviacin.

Fig. 2.11.- Tipos de Estabilizadores Fuente: Bibliogrfica


2.3.5.1.3. Herramientas de Orientacin y toma de Registros

Las herramientas de orientacin MWD (Meassure While Drill), Steering tool, LWD Logging While Drill), nos permiten obtener informacin sobre la navegacin que se encuentra realizando dentro de la zona productora las propiedades petrofsicas y propiedades del fluido de perforacin.

2.3.5.1.3.1. MWD

Esta herramienta nos permite la toma de datos de registro direccional en tiempo real, es decir, mientras se est perforando. Por lo tanto no es necesario realizar viajes de la tubera para tomar estos registros, resultando en un ahorro de tiempo y optimizacin de las operaciones. (Figura 2.15)

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Fig. 2.12.- MWD Fuente: Bibliogrfica


2.3.5.1.3.2. LWD

La herramienta Logging While Drilling (LWD), nos permite realizar la toma de registros elctricos en tiempo real. Parmetros como resistividad, porosidad y dems son de gran utilidad, ya que se puede conocer las caractersticas tanto de los fluidos como de las formaciones atravesadas.

El reconocimiento de los topes y bases de las formaciones nos permiten saber con exactitud los riesgos potenciales que se pueden presentar en las operaciones y, adems, se sabr cuando se ingrese a la formacin en la que se ha planeado navegar para alcanzar el objetivo.

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2.3.5.1.4. Motores de fondo

La introduccin de los motores de fondo en el rea de perforacin ha ayudado en la reduccin de los costos y en el desarrollo de nuevas tecnologas de perforacin, como es el caso de los pozos horizontales.

Se desarrollaron los motores de desplazamiento positivo (PDM`s), el trabajo mecanico en la turbina el PDM convierte la energa hidrulica del flujo de lodo en energa mecnica en la broca.

2.3.5.1.5.1. Tipos de Motores de fondo - Motores hidrulicos

Estos motores tienen la capacidad de perforar un hueco de calibre completo y no se requiere un repaso posterior, al igual que permite realizar mltiples desviaciones sin salir del hoyo y puede limpiar de recortes o ripios de fondo del pozo antes de comenzar la desviacin.

Los motores hidrulicos de fondo del pozo se mueven con el flujo del lodo de perforacin que baja por la sarta de perforacin eliminando as la necesidad de girar la tubera. A este tipo de motores pertenecen los motores de desplazamiento positivo (PDM`s). Un motor hidrulico es presentado en la Figura 2.16.

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Fig. 2.13.- Motor hidrulico Fuente: Bibliogrfica


2.3.5.2. Arreglos del BHA

El BHA que se usa no necesariamente es uno slo para toda la perforacin, sino que el arreglo del mismo depende de varios factores como la seccin de pozo, ganancia, prdida o mantenimiento de ngulo.

En el plan de perforacin se establecen las diferentes herramientas que componen el arreglo del BHA, aunque en la perforacin se pueden hacer variaciones, las mismas que dependen de las necesidades de las operaciones.

2.3.6. PROGRAMA DE BROCAS

La seleccin de barrenas es una parte importante dentro del proceso de planeacin de la perforacin de un pozo, ya que de ello depende, en buena parte, la optimizacin del ritmo de penetracin, el cual est influenciado por diversos parmetros, tales como: esfuerzos efectivos de la roca, caractersticas de la barrena, condiciones de operacin (peso sobre barrena, velocidad de rotacin e hidrulica), ensamble

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de fondo, propiedades fsico-qumicas de la roca, fluidos de perforacin y desviacin del pozo, entre otros.

Tradicionalmente, la seleccin de barrenas se efecta con base en la informacin de registros de barrenas usadas en pozos de correlacin. Se selecciona la barrena ms econmica utilizando el criterio de costo por pie. Este criterio de seleccin requiere de una buena base de datos de registros de barrenas usadas en pozos vecinos y de la experiencia del personal involucrado en la seleccin de la barrena, y les otorga poco valor a las caractersticas mecnicas de la roca como criterio para su seleccin.

2.3.6.1. Tipos de Brocas Las barrenas son clasificadas de acuerdo con su mecanismo de ataque a la roca en dos tipos: tricnicas y de cortadores fijos. El mecanismo principal de ataque de las barrenas tricnicas, ya sea de dientes maquinados o insertos, es de trituracin por impacto. Este ataque causa que la roca falle por compresin, como se ilustra en la Figura 1.18

Fig. 2.14.- Brocas de insertos de carburo tungsteno (triconica): Mecanismo de trituracin, la roca falla por esfuerzos compresivos

Fuente: Bibliogrfica Modificado por: Diego Arvalo F.

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En cambio, las barrenas de cortadores fijos tienen un mecanismo de ataque por raspado de la roca. Esto causa que la roca falle por esfuerzos de corte. La Figura 2.19 ilustra este mecanismo.

Fig. 2.15. Brocas PDC: Mecanismo de cizallamiento, la roca falla por esfuerzos de corte

Fuente: Bibliogrfica Modificado por: Diego Arvalo F.

Fig. 2.16.- Tipos de Brocas Fuente: Bibliogrfica


2.3.6.2. Seleccin de Broca

La primera disyuntiva que el ingeniero de diseo enfrenta es la de elegir una barrena tricnica o una de arrastre. La revisin de la literatura indica que no existe un criterio normalizado sobre cmo seleccionar el tipo de barrena, por lo que generalmente se hace a

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partir de experiencias del comportamiento de cada tipo de barrena en litologas conocidas.

El IADC o Asociacin Internacional de Contratistas de Perforacin, clasific las brocas de acuerdo a la estructura a perforar y a la mecnica de la broca.

Para formaciones blandas donde se utiliza una broca de dientes fresados o maquinados largos, los cuales penetran fcilmente, para formaciones duras y de una compresin homognea y estable se utiliza las brocas PDC.

La forma de Seleccin IADC tradicional de las Brocas de Conos, est referida a tres dgitos, estos representan lo siguiente:

1er Dgito:

o Distingue el Tipo de Broca

x 1 , 2 y 3: Broca de dientes maquinados x 4, 5, 6, 7 y 8: Broca de insertos de CT

2do Dgito:

o Distingue el Rango de Dureza o caractersticas de la formacin

x 1: Suave Blanda/ 2: Semi Dura x 3: Dura/ 4: Extremadamente Dura

3er Dgito

o Distingue las caractersticas de la Broca

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2.3.6.3. Evaluacin del dao de brocas

IADC estableci un cdigo de evaluacin del dao ocurrido a una broca despus de haber operado por un tiempo determinado en el hueco. Toda broca debe ser evaluada despus de ser sacada del pozo, independientemente de su condicin puesto que podra decidirse correrla nuevamente.

La forma de Evaluacin IADC tradicional de las Brocas de Conos, est referida a tres aspectos de comparacin de una Broca nueva y posterior a su uso, estos representan lo siguiente:

Dientes de la Broca: o Distingue el desgaste del diente o T1 hastaT8

Conos de la Broca: o Distingue el estado del cono o B1 a B4: Bueno, B5: Duda, B6 a B8: Malo

Calibre(Gage) de la Broca: o Distingue el desgaste del calibre o dimetro original de la

broca o Ingage o Outgage

- BROCAS PDC:

Para la evaluacin de estas brocas se toma en cuenta cuatro caracteres:

- 1ero: Define el material de la matriz de la mecha. Se utiliza 0SDUDFDUEXURGHWXQJVWHQR\6SDUDDFHUR

- 2do: Identifica la densidad de corte que posee la mecha. Se utilizan cuatro dgitos que van del 1 al 4. El dgito

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UHSUHVHQWD PHQRU Q~PHUR GH FRUWDGRUHV \ HO GtJLWR HOmayor nmero de cortadores.

- 3ero: Identifica el tamao o dimetro de los cortadores. Se utilizan los nmeros del 1 al 4. Dgito 1, para mechas con cortadores de 24 mm. Dgito 2, para mechas con cortadores entre 14 mm a 24 mm. Dgito 3, para mechas con cortadores entre 9 mm a 14 mm. Dgito 4, para mechas con cortadores menores a 9 mm

- 4to: Se utiliza para identificar el perfil de la mecha; de acuerdo al siguiente criterio: Dgito 1, mechas tipo cola de pescado. Dgito 2, mechas de perfil corto. Dgito 3, mechas de perfil mediano. Dgito 4, mechas de perfil largo.

2.3.7. TCNICAS PARA PERFORACIN DIRECCIONAL Y HORIZONTAL

Actualmente los pozos profundos de petrleo y gas natural se perforan usando tcnicas vigiladas para el mantenimiento del ngulo, transmitiendo la rotacin desde la boca del pozo (tcnica rotacional), a travs de la sarta de perforacin o transmitiendo a la broca la rotacin directa utilizando un motor hidrulico o elctrico de fondo (tcnica de GHVOL]DPLHQWRVOLGLQJ

Los principales requisitos para elegir la tcnica de perforacin son determinados por la necesidad de asegurar la perforacin exitosa del pozo tomando en consideracin las posibles complicaciones y garantizando altos ndices tcnico econmicos.

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2.3.7.1. Tcnica de rotacin

En esta tcnica, la rotacin de la broca es transmitida por el mecanismo que lo hace girar (rotor) desde superficie (mesa rotaria o top drive) a travs de la sarta de perforacin. El rotor tambin se utiliza para mantener en suspensin la tubera de perforacin y la tubera de revestimiento al bajarlas, as como, para colgarlas y desenroscarlas. Por eso el rotor tambin es necesario al perforar con motores de fondo.

La particularidad de la perforacin rotacional es la existencia de dos canales de transmisin de energa al fondo: la energa mecnica del rotor y la energa hidrulica (a flujo de aire) de las bombas o compresores. Esto determina la posibilidad de transmitir a la broca una energa mecnica relativamente grande.

Ventajas:

9 Durante la rotacin de la sarta de perforacin hay menos peligro de su adhesin, suspensin y apretadura.

9 Aumenta la rata ptima de perforacin (ROP), ya que gira el motor de fondo ayudado por el lodo de perforacin y adems toda la sarta tambin se encuentra girando.

Desventajas:

8 Las cavernas, ensanchamientos y las desviaciones del pozo incrementan la flexin de la sarta de perforacin en rotacin y elevan el peligro de su rotura.

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2.3.7.1. Tcnica de deslizamiento

En la tcnica de deslizamiento la sarta de perforacin no gira sino que percibe el momento torsor reactivo del motor de fondo y sirve de canal para transmitir la energa hidrulica al fondo.

Mediante el empleo de esta tcnica se facilita la desviacin del pozo en la direccin requerida. En los pozos horizontales de nuestro estudio, la desviacin de ngulo se la realiz utilizando ste mtodo, ya que hasta ese momento era el mas comun para realizar este tipo de trabajo.

Ventajas:

9 Mejoran, a diferencia de la perforacin a rotor, las condiciones de trabajo de la sarta de perforacin, lo cual permite aligerarla y abaratarla usando tubera de perforacin fabricada a base de aleaciones ligeras y tubera de acero de paredes finas.

9 Crece la velocidad mecnica de perforacin a consecuencia de la alta frecuencia de rotacin de la broca, lo cual conduce a un incremento considerable de la rata de penetracion, sobre todo al perforar pozos poco profundos y de profundidad media. Pero disminuye la profundizacin por brocas debido al aumento del desgaste de los apoyos y elementos cortantes de la misma.

9 Puede utilizarse todos los tipos de fluidos de perforacin, excluyendo solo a los fluidos gaseosos. Al perforara con lodos gaseosos, tambin se logra utilizar parcialmente con xito la potencia establecida del motor de los compresores.

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No obstante, el motor tiene ndices relativamente bajos al usar lodos muy viscosos y pesados.

Desventajas:

8 La rata de penetracin ptima (ROP) disminuye en comparacin con mtodos actuales de construccin de ngulo.

8 Existe un mayor riesgo de pega de la tubera ya que se debe repasar varias veces el hueco para lograr el ngulo deseado.

2.3.8. TUBERAS DE REVESTIMIENTO

La tubera de revestimiento es un parmetro importante en la perforacin de un pozo vertical, direccional u horizontal, ya que este recubrir las paredes del pozo y aislara las zonas productoras. La optimizacin de la tubera de revestimiento consiste en sugerir el asentamiento del mismo a las profundidades ms adecuadas para prevenir derrumbes, aportaciones de fluidos y una adecuada produccin de la formacin con la colocacin del liner o casing de produccin.

2.3.8.1. Tubera de revestimiento

La tubera de revestimiento o casing y sus operaciones implcitas constituyen uno de los aspectos ms importantes dentro de la operacin de perforacin, tanto desde el punto de vista operativo como econmico.

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El rubro econmico correspondiente al casing, equipos y accesorios anexos para su corrida y asentamiento en sus diversas etapas oscila alrededor del 30 % del costo total del pozo.

2.3.8.2. Tipos de casing y sus funciones

La informacin de resistencia a la tensin, presin de estallido, presin de colapso, torsin, torque recomendado, etc. debe ser proporcionada en catlogos por los fabricantes.

De manera general se considera los siguientes tipos de casings conductor, superficial, intermedio y de produccin (Figura 2.21):

Fig. 2.17.- Tipos de Casing Fuente: Bibliogrfica


Cada una de estas tuberas cumplir sus funciones especficas pero, de manera general el casing debe cumplir las siguientes funciones:

Soportar las paredes del pozo (derrumbes). Medio para fijar el BOP o cabezal de produccin. Sistema de aislamiento de zonas problemticas.

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Sistema de aislamiento para evitar la comunicacin entre arenas productoras o acuferos.

Medio para el ingreso de herramientas tanto de perforacin como de produccin.

2.3.8.3. Tipos de cemento

La evaluacin de una buena cementacin nos permitir optimizar la perforacin por que se evitara los trabajos extras para corregir problemas de filtracin, mala calidad del cemento y mala depositacin del mismo entre la pared del pozo y el casing. Una mala cementacin involucra gastos extras para la empresa y un mal funcionamiento o rendimiento del pozo en la produccin.

El cemento es un material fino con grandes propiedades de endurecimiento que resulta de pulverizar la escoria que se produce de calcinar materiales calcreos con cierto porcentaje de arcilla.

Tiene una Gravedad Especfica de 3,14 y en contacto con el agua forma una mezcla espesa que lentamente va endureciendo hasta formar un slido fuerte y compacto. La solidificacin de la mezcla ocurre en tres etapas:

a. Fraguado rpido : de 2 a 3 horas

b. Endurecimiento : de 18 a 24 horas

c. Solidificacin : despus de 24 horas

El Instituto Americano del Petrleo (API), ha especificado los tipos de cemento que deben usarse y las caractersticas que debe tener la mezcla agua cemento

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- Clase A.- Usado para profundidades desde superficie hasta 6000 cuando propiedades especiales no son requeridas. Es un cemento Prtland similar al cemento ordinario de construccin tipo I, ASTM C 150.

- Clase B.- Usado desde superficie hasta 6000 cuando las condiciones requieren una resistencia de moderada a alta al sulfato, tipo II.

- Clase C.- Usado desde superficie hasta 6000 cuando las condiciones requieren una alta resistencia al tiempo, tipo III.

- Clase D.- Usado desde 6000 hasta 10000, bajo condiciones de presin y temperatura moderadamente alta.

- Clase E.- Usado desde 10000 hasta 14000 bajo condiciones de altas temperaturas.

- Clase F.- Usado desde 10000 hasta 16000 bajo condiciones de extremadamente altas presiones y temperatura.

- Clase G.- Usado desde superficie hasta 8000 como un cemento bsico, de fabrica, o puede ser usado con acelerantes o retardadores para cubrir un amplio rango de profundidades de pozos y temperaturas.

- Clase H.- Usado desde superficie hasta 8000 como un cemento bsico, de fabrica, o puede ser usado con acelerantes o retardadores para cubrir un amplio rango de profundidades de pozos y temperaturas.

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Tabla 2.3.- Clasificacin API del Cemento Fuente: Bibliogrfica


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CAPITULO III

3. DISEO, PLANIFICACIN Y EJECUCIN DEL PROGRAMA DE PERFORACIN DIRECCIONAL Y HORIZONTAL

3.1. INTRODUCCIN

En la perforacin de pozos direccionales y horizontales es necesario una planificacin de un programa de perforacin que se tratara de cumplirlo en actividades, tiempos y costos. Este deber tener una planificacin de direccionamiento de herramientas y de fluidos.

En las operaciones de campo al ejecutar lo planificado siempre se presentan dificultades que impiden el normal cumplimiento de los objetivos como pueden ser la inestabilidad de las zonas perforadas, elevadas presiones, mal acondicionamiento del fluido de perforacin, mala operacin de herramientas, etc.

La optimizacin de la perforacin se la realizara comparando los programas de perforacin diseados en el papel con los reportes diarios del trabajo en el campo, para luego concluir con la posible solucin al problema.

3.2. DISEO, PLANIFICACIN Y EJECUCIN DEL PROGRAMA DE PERFORACIN

El diseo y geometra de los pozos son realizados y propuestos por las empresas prestadoras de servicios Schlumberger para los pozos direccionales Auca 73D, Auca Sur 5D y Halliburton para el pozo Horizontal Culebra 10H. En este captulo estos programas de direccionamiento sern comparados con los reportes diarios de perforacin facilitados por la empresa duea del rea que es Petroproduccin, con lo cual analizaremos los aciertos y los problemas que se tuvieron cuando se aplico lo propuesto en el campo.

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3.2.1. POZO AUCA 73D

3.2.1.1. Programa de Direccionamiento:

Auca-73D es un pozo tipo"S" que fue perforado para alcanzar el objetivo principal: Arena U Inferior el cual determinara la zona de produccin de hidrocarburo. Este pozo es diseado para producir el reservorio en la forma ms ptima.

La planificacin del TVD de este pozo es de 9846,10 ft, el MD es de 10839,18 ft, y un radio de 50. A continuacin se detalla la planificacin programada por profundidad de topes y bases de las formaciones, (tabla 3.1)

Tabla 3.1.- Direccionamiento de pozo Auca 73D Fuente: Petroproduccin, Programa de direccionamiento


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El pozo tiene una profundidad programada de 11468 ft para 17 das de trabajo, el objetivo de la profundidad se la consigui pero con 28 das de trabajo aproximadamente (figura 3.1), esto fue a causa de problemas en la perforacin que a continuacin los vamos analizar

Fig. 3.1.- Avance Diario de la Perforacin del pozo Auca 73D Fuente: Petroproduccin

Elaborado por: Diego Arvalo F.

En la tabla 3.2 se detalla los KOP programados para el pozo y los que se dieron en el transcurso de la perforacin. Siempre se trata de seguir los procedimientos adecuados para no salir de lo programado, por lo cual, la diferencia de los KOP programado y real no es muy grande como se lo indica:

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

10.00011.00012.000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

PRO

FUN

DID

AD PI

ES

TIEMPO DIAS

AVANCE DIARIO DE PERFORACION AUCA 73D

ATRAPADA HERRAMIENTA DE

AUCA 73D,INCLUYE BAJADA

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TASA DE CONSTRUCCIN PLANIFICADO ACTUAL KOP (1) Se inicia con 2,0 / 100ft

a 600ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

Se inicia con 2,0 / 100 ft a 600 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

KOP (2) Se inicia con 1,8 / 100ft a 6730 ft, hasta alcanzar inclinacin mx. de #0'

Se inicia con 1,8 / 100 ft a 6730 ft, hasta alcanzar inclinacin mx. de 33,66 @ 0'

Tabla 3.2.- Datos del KOP del pozo Auca 73D Fuente: Petroproduccin


En el diagrama 3.2 se encuentra en diagrama del pozo planificado indicando las profundidades del KOP y el diseo del pozo a perforar.

Fig.- 3.2.- Diagrama del pozo Auca 73D Fuente: Petroproduccion, Programa de Direccionamiento


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3.2.1.2. Arreglo de BHA para cada etapa de perforacin

Fig. 3.3. Arreglo del BHA para la primera etapa (12,25 in) Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


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Fig. 3.4.- Arreglo del BHA para la segunda etapa (8,5 in) Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


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3.2.1.3. Programa de lodos +XHFRGH6XSHUILFLH

Descripcin (Description) Barriles Tanques Activos (Active Tanks) (bbl) 700 Volumen Revestidor Previo (Previous Casing Volume) (bbl) 0 Volumen Hueco Abierto( Open Hole Volume) (bbl) 1032 Volumen por Dilucin (Dilution Volume) (bbl) 1300 Interval Total Volume 1700

Tabla 3.3. Volumen de cada componente del fluido de perforacin Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


Se premezcl 500 bls de lodo Gel/Benex con una concentracin de Bentonita de 12.5 lpb, iniciando con un peso de 8.5 ppg, se utiliz Bentonita para las pldoras viscosas. Mantuvo una dilucin permanente con agua fresca a razn de 7 bls/hora para compensar evaporacin, evitar deshidratacin de fluido.

Propiedades (Mud Property) Planificado (Planned) Real

(Actual) Densidad (Density) (ppg) 8.5-10.4 8.5 10.4 Visc. Plstica (Plastic Viscosity) (cp) 5-18 4 - 11 Punto Cedente (Yield Point) (lb / 100 ft2) 8- 22 12 - 16 Slidos (%LGS)

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Se us Barita para incrementar densidad segn programa; Penetrex para evitar el embolamiento de la broca; Pac y Xantham Gum en la preparacin de pldoras viscosas.

Hueco GH6HJXQGR,QWHUYDOR: Se prepar 1400 bls de fluido PERFLEX, con productos qumicos VHJ~QSURJUDPDGHIOXLGRVSDUDVHFFLyQGH\DGLFLRQDOPHQWHse agreg Penetrex L como agente surfactante y previsor de embolamiento de broca.

Se mantuvo agregado de Soda Custica para control de pH, se prepar y bombe pldora viscosa con Mil Pac R y Cydrill como encapsulador de arcillas.

Se prepar y bombe pldoras viscosas y pesadas durante circulacin y viaje a la superficie, se prepar pldora Lubricante Estabilizadora, se dej pldora en el fondo para asegurar estabilidad del hoyo, previo a la corrida del registro y bajada del &DVLQJGH

Descripcin (Description) Planificado (Planned) Real

(Actual) Tanques Activos (Active Tanks) (bbl) 500 500 Volumen Revestidor Previo (Previous Casing Volume) (bbl) 482 482 Volumen Hueco Abierto( Open Hole Volume) (bbl) 327 327 Volumen por Dilucin (Dilution Volume) (bbl) 704 704 Interval Total Volume 2413 2413

Tabla 3.5.- Volumen de Componentes del Fluido de Perforacin Fuente: Petroproduccion, Gerencia de Operaciones


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Propiedades (Mud Property) Planificado (Planned) Real

(Actual) Densidad (Density) (ppg) 9.6 -10.5 9.6 10.5 Visc. Embudo (Funnel Viscosity) (sc/qt) Alap 35 53 Visc. Plstica (Plastic Viscosity) (cp) 12 -25 8 15 Punto Cedente (Yield Point) (lb / 100 ft2) 15-22 14 20 Filtrado (API Filtrate) (cc/30 min) < 8 5.5 8.0 MBT < 30 5 20

Tabla 3.6.- Propiedades del Fluido de perforacin Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


El punto cedente se manej durante esta fase en valores comprendido entre 14 y 20 (lbs/100ft2). Se inici la fase con un filtrado alrededor de 8 cc/30 min., bajndolo gradualmente, antes de llegar a la formacin Orteguaza; se ajust a un valor de 6 cc/30 min, hasta terminar con 5.5. El porcentaje de slidos fue en aumento a medida que se increment el peso del lodo. El peso del lodo se increment durante la perforacin con CaCO3 100/Hi-Mix desde 9,6 lbs/gal hasta 10.5 lbs/gal.

Nombre Productos (Product Name) Planificado (Planned) Real

(LPB) ALPLEX 2.0 5.0 3.65 CYDRILL (PHPA) 1.0 1.5 1.40 MILPAC LV/R 1.0 2.0 1.44 SODA CAUSTICA 0.5 1.0 1.48 PENETREX/TERRARATE 0.3-0.7%v/v 1.77 BIOLOSE 3.0 1.55 CALCIUM CARBONATE A 100 25 50 65.8 CALCIUM CARBONATE A-325 25 50 25.37

84

CALCIUM CARBONATE HI-MIX 25 50 33.57 GOMA XANTICA 0.2 0.5 0.50 LD-9 0.5 0.41 SODA ASH 0.2 0.08 SULFATROL 1.0 3.0 3.16 LIGCO 0.25 2.93

Tabla 3.7.- Concentracin de los componentes del fluido de perforacin Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


3.2.1.4. PROGRAMA DE BROCAS:

No. Dimetro Marca Tipo Boquillas Intervalo

(pies) Peso

(1000 lbs) RPM Depth

Out

1 12 1/4" HCC HXL-1 4X14 549 1-5 60 600 2 12 1/4" HCC HCM605ZX 7X14 3118 18-22 80 3718

2R 12 1/4" HCC HCM605ZX 5x15,2x16 2648 14-18 110 6366 2RR 12 1/4" HCC HCM605ZX 5x15,2x16 434 16-20 110 6800

3 8 1/2" HCC HC505ZX 7x11" 817 8-12 70 7617 3R 8 1/2" HCC HC505ZX 7x11" 2231 5-25 65 9848

3RR 8 1/2" HCC HC505ZX 7x11" 1620 16-25 95 11468

Tabla 3.8.- Programa de brocas y sus caractersticas Fuente: Petroproduccin, Programa de Brocas


Fig. 3.5. Diagrama de brocas segn las especificaciones

85

Fig. 3.6. Diagrama de brocas segn el plan de perforacin Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


En total se utilizaron tres brocas,1 tricnica hasta el kop(600'),una PDC para la seccin de 12 1/4" y otra PDC para la seccin de 8 1/2"

3.2.1.5.- PROGRAMA DE REVESTIMIENTO DEL POZO

Tabla 3.9.- Programa de revestimiento del pozo Auca 73D Fuente: Petroproduccin, Programa de revestimiento


En la primera etapa de revestimiento con casing de 9 5/8 el objetivo principal es aislar acuferos y asegurar revestimiento superficial. En la segunda etapa FRQFDVLQJGH el objetivo principal es asegurar las zonas productivas. En la figura 3.7 se presenta el diagrama final de revestimiento del pozo.

Tamao (Hole Size)

Profundidad (Depth)

Revestidor (Casing

Size) Revestidor Casing #

Zapato (Depth set)

Inclinacin (Incl at Shoe)

45 1 0,0 o 6800 2 31,04 o 3 0,72

86

Fig. 3.7.- Diagrama final de revestimiento del pozo Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


87

3.2.1.6.- PROGRAMA DE CEMENTACIN

El programa de cementacin se divide en dos etapas. La primera con un casing de 9 5 8 KDVWDORVIW\ODVHJXQGDFRQXQFDVLQJGHKDVWDORV11468 ft.

Tipo de Cemento

No. Sacos lbs/saco Aditivos

Densidad (lbs/gal)

A 1430 110 BJ GEL,R-8,FL-54B,A-3L,A-7L,MPA-3 13,5 LECHADA DE

RELLENO

A 87 110 CD-33B,R-8,MPA-3,FL-54,FP-6L 15,8 LECHADA DE

COLA

Tabla 3.10.- Programa de cementacin para la primera etapa (C 9 5 8 ) Tipo de

Cemento No.

Sacos lbs/saco Aditivos

Densidad (lbs/gal)

G 749 94 BJ GEL,R-8,FL-54B,A-3L,A-7L,MPA-3

13,5 LECHADA DE RELLENO

G 464 94 CD-33B,R-8,MPA-3,FL-54,FP-6L

15,8 LECHADA DE COLA

Tabla 3.11.- 3URJUDPDGHFHPHQWDFLyQSDUDODVHJXQGDHWDSD& Fuente: Petroproduccin, Programa de cementacin


3.2.1.7 PROBLEMAS PRESENTADOS EN EL DESARROLLO DE LA PERFORACIN

A continuacin se hace un anlisis de los problemas ms relevantes en el desarrollo de la perforacin del pozo Auca 73D, para esto se tomo en cuenta los reportes diarios de perforacin. La presencia de inconvenientes en el trabajo diario es el causante de no conseguir los objetivos propuestos como el tiempo de operacin y los costos de perforacin.

88

Durante la perforacin no se dieron problemas como prdida de circulacin, pega diferencial, inestabilidad de hoyo, el conglomerado de Tiyuyacu no fue masivo, aproximadamente los 220' present un 40 % de conglomerado, se lo atraves controlando parmetros, la broca no sali con mayor dao. En la segunda seccin de 8 1/2" se presentaron algunos problemas:

PROBLEMA Nro 1 (Velocidad de Cambio de Angulo)

Se realiz un viaje hasta superficie desde los 7617' despus de haber perforado 817' desde el zapato (csg 9 5/8"@ 6800). Se pas mucho tiempo rotando tratando de conseguir drop, la propuesta debamos deslizar 2 cada 100' en la operacin tenamos +/- 1/100'. Tratando de solucionar este problema se decidi modificar el BHA direccional cambiando la ubicacin del estabilizador y el motor de fondo con un Bent Housing . Continuamos perforando consiguiendo resultados, el Drop se corrige de acuerdo a la propuesta.

PROBLEMA Nro 2 ( Dog Leg)

Luego se generaron patas de perro muy severas de 4.31 y 4.19 a una profundidad de 7640' y 7735' los cuales probablemente generaran dificultades en la bajada del casing 7" y la toma de registros elctricos. Wire-Line baja herramienta, registrando hasta 7937'. Se trabaja pega de las herramientas de registros tensionando hasta 9000 lbs sin resultados. Se prepara rope soket, equipo, conexiones rpidas y se arma poleas, bajando herramienta dentro del pozo con over shot hasta 7860' anclando herramienta de wire line (rope soket). Se saca la tubera de perforacin con herramienta de registros hasta 7468', donde se atasca la herramienta. Se intenta una segunda pesca hasta 7562', se saca

89

toda la herramienta de registros elctricos hasta la superficie cortando cable en cada parada. La pesca fue exitosa.

3.2.1.8. ANLISIS DE LOS PROBLEMAS PRESENTADOS EN LA PERFORACIN

Fuente: Petroproduccin, reportes diarios Elaborado por: Diego Arvalo F.

PROBLEMA Nro 1: En el campo al presentarse el problema de la velocidad de cambio de angulo, se solucion saliendo del programa de perforacin y perdiendo 24 horas de operaciones realizando el siguiente procedimiento:

o Perforando la seccin 8-1/2" rotando deslizando desde 7550' hasta 7617'. ROP prom = 22 FT/HR.

o Se decide sacar la tubera hasta la superficie; a la profundidad de 7617' debamos estar con una inclinacin de +/-17-16 grados, el ultimo survey registr 22 grados de inclinacin, segn lo planeado tenamos un DROP de 1.8 grados cada 100', en realidad el DROP era aproximadamente de 1 grado cada 100'.

o Bombeando 40 BLS de pldora viscosa + circular zarandas limpias.

o Sacando sarta de perforacin desde 7617 hasta 6760 + bombea 30 bls de pldora pesada y se continua sacando sarta hasta la superficie.

o Se quiebra la broca, motor + arma nuevo bha, se cambia de posicin el estabilizador sube monel corto y motor con bent housing de 1.83, alinea motor y MWD.

90

o Bajando sarta de perforacin + prueba motor y mwd con: 500 gpm y 1100 psi "ok" + continua viajando hasta 6773 llenando tubera cada 2000'.

No se puede establecer ninguna regla que seale cuando debe utilizarse o cuando deben moverse los estabilizadores de la sarta de perforacin. El correcto empleo de estas herramientas se debe en el anlisis de la experiencia obtenida en el campo. Es indispensable un conocimiento cabal de la formacin en que se haya presentado un dog leg, a fin de evaluar adecuadamente los resultados. La presencia o ausencia de estabilizadores en el BHA puede tener un profundo efecto sobre el ngulo de perforacin y la velocidad de cambio de este ngulo.

PROBLEMA Nro2:

La formacin de patas de perro generaron problemas en la bajada GHFDVLQJGH \ HQ OD WRPDGH UHJLVWURVHOpFWULFRV ORFXDOVXPRms horas operativas en la perforacin del pozo y que segn los reportes se estableci que son 58,5 horas, en la pesca de herramienta de registros elctricos. A continuacin se detalla el proceso que se sigui para resolver este problema:

o Trabajando pega de herramienta registradora @ 7937', aplicando hasta 9000 lbs de tension "sin resultados".

o Preparando herramienta de pesca, preparando rope soket, equipo y conexiones rpidas + arma poleas.

o Continua bajando dentro del pozo con over shot (herramienta de pesca) desde 5200 hasta 7860 + circulando cada 30 paradas anclando herramienta de wire line (rope soket).

91

o Saca la tubera de perforacin con herramienta de registros (pescado) desde 7860 hasta 7468 + cortando cable cada parada, se pega herramienta.

o Trabajando con over shot y wire-line segunda pesca hasta 7562 circulando por limpieza con 100 gpm, 400 psi, hasta 7468.

o Continua trabajando con tuberia, over shot & wire line. ancla herramienta de registros @ 7575.

o Sacando la tubera de perforacin con herramienta de registros (pescado) desde 7575' hasta superficie + cortando cable cada parada.

Las patas de perro severas o dog leg, pueden ocasionar muchos problemas en la perforacin de un pozo direccional como atascamientos de la tubera de revestimiento o la de herramientas secundarias para muestrear el pozo como son los registros elctricos. Al iniciar una perforacin direccional el principal objetivo operacional es la de tratar de evitar la formacin de patas de perro y tener un pozo lo ms liso posible es decir lo menos tortuoso posible, para as evitar inconvenientes o prdidas de tiempo en pesca de herramientas atrapadas.

La formacin de dog legs en este caso puede ser consecuencia del viaje a superficie que se realiza para corregir la velocidad del ngulo en el problema descrito, ya que existe un desnivel entre las fuerzas laterales de la sarta de perforacin por lo cual la herramienta tiende a desviarse y tener un cambio rpido y brusco de ngulo.

La mejor manera de evitar las patas de perro es con un adecuado peso sobre la broca y la ubicacin correcta de estabilizadores. Otros autores proponen la tcnica del pozo empacado que consiste

92

en la utilizacin de tubera pesante cuadrada con la combinacin de diversas herramientas.

3.2.2. POZO AUCA 5D 3.2.2.1. Programa de Direccionamiento

El pozo Auca Sur 5D fue diseado con el fin de encontrar el mejor escenario operativo desde el punto de vista de perforacin direccional cumpliendo con los objetivos dentro de las arenas productoras, con una profundidad final de 10472,49 ft MD y un objetivo con una tolerancia de 100 ft de dimetro. Es un pozo tipo"S" que ser perforado para alcanzar el objetivo principal: Arena U inferior el cual determinar la zona de produccin de hidrocarburo. Este pozo es diseado para producir el reservorio en la forma ptima.

Este pozo tendr dos secciones, la primera de 12 1 4 tendra un ubicado el KOP a los 700 ft MD en direccin 32,34 grados. La construccin de la tangente y la cada a una profundidad de 700 ft a partir de donde se empezara a construir la inclinacin hasta obtener 25,71 grados empezando con una direccin de 32 con un dog leg de 1,8 100 . Luego se mantendr una tangente de 1963,52 ft MD hasta 4091,95 ft MD para luego empezar a tumbar inclinacin a razn de 0,90 100 hasta tener vertical el pozo. La segunda seccin ser de 81 2 , esta ya ser prcticamente vertical a partir de 6948,81 ft MD hasta alcanzar la profundidad final de 10874,95 ft MD. (Figura 3.13)

93

Tabla 3.12.- Direccionamiento del pozo Auca 5D Fuente: Petroproduccion, Programa de Direccionamiento

Modificado por: Diego Arevalo F.

94

En la tabla 3.14 se detalla los KOP programados para el pozo y los que se dieron en el transcurso de la perforacin. Siempre se trata de seguir los procedimientos adecuados para no salir de lo programado, por lo cual, la diferencia de los KOP programado y real no es muy grande como se lo indica:

TASA DE CONSTRUCCIN PLANIFICADO ACTUAL

KOP (1)

Se inicia con 1,8 / 100ft a 700ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

Se inicia con 1,8 / 100 ft a 700 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #MD

KOP (2)

Se inicia con 0,9 / 100ft a 3935,58 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. GH#0'

Se inicia con 0,9 / 100 ft a 3935,58 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

Tabla 3.13.- Datos del KOP del pozo Auca 73D Fuente: Petroproduccion, Gerencia de Operaciones


En el diagrama 3.2 se encuentra en diagrama del pozo planificado indicando las profundidades del KOP y el diseo del pozo a perforar.

95

Fig. 3.8.- Diagrama del diseo del pozo Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


96

El pozo tiene una profundidad programada de 10471 ft para 18 das de trabajo, el objetivo de la profundidad se la consigui con 18 das de trabajo aproximadamente, en la perforacin se cumple el objetivo planteado en el aspecto de tiempo de operaciones (Figura 3.9)

Fig. 3.9.- Avance diario de la perforacin Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


3.2.2.2. ARREGLO DEL BHA PARA CADA ETAPA DE PERFORACIN

Aqu se analizar el arreglo del BHA para la primera y segunda etapa de perforacin, los equipos y la mejor ubicacin de estos para seguir el objetivo en el programa direccional (Figura 3.10 3.11) (tabla 3.15)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.0000 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

PRO

FUND

IDAD

PI

ES

TIEMPO DIAS

AVANCE DIARIO DE PERFORACION AUCA SUR5D

YULEBRA 16D,INCLUYE BAJADA CSG 7" Y

97

Tabla. 3.14.- Equipos y tubera utilizados en la perforacin Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


Fig. 3.10.- Arreglo de BHA para la primera etapa 12 1 4 Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


5" 6 1/4 19,5 S 135 12000

Externo Interno2 Espiral 8 1/4 2 1/2 150

Cantidad Dimetro1 12 1/4"1 8 1/2"

Herramientas Cantidad Dimetro(pulg)HWDP 10 5

HYD JAR 1 6,5HWDP 12 5

Tipo Ubicacin sobre la broca (pies)299,532,05

364,17

62,15ESTABILIZADORES

Tipo Ubicacin sobre la broca (pies)ESPIRALADO 48.39'ESPIRALADO 53.82'

OTRAS HERRAMIENTAS

TUBERIA DE PERFORACIONDimetro

Ext. (pulg.) Junta Peso (lbs/pie) Grado Longitud (pies)

TUBERIA PESANTENo. de Juntas Tipo

Dimetro (pulg) Peso (lbs/pie) Longitud (pies)

98

El flujo a trabajar recomendado es de 830 gpm para evitar lavar prematuramente la broca lo cual puede llevar a introducir vibraciones laterales incontrolables.

Se colocar XQ67%GHHQODFDPLVDGHOPRWRU\XQ67%GHen la parte de arriba para posible reduccin de vibraciones. El presente BHA tiene un peso bajo el martillo de 42.620 KLb, mostrando que el punto neutro se encontrar en los HW antes del martillo. Es decir el martillo en condiciones normales de perforacin con peso de WOB de 8 10 Klb observado en esta rea siempre estar trabajando en tensin.

Fig. 3.11.- Arreglo de BHA para la segunda etapa 8 1 2 Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


99

Este BHA es para mantener vertical hasta el TD a 10815,94 ft MD. El BH del motor es de 1,15 deg buscando reducir el dao en los motores que se ha presentado. El flujo a trabajar recomendado es de 550 gpm para evitar lavar prematuramente la broca lo cual puede llevar a producir vibraciones.

Se coloca un STB liso en la camisa del motor y un STB de 8 3 8 en la parte de arriba para posible reduccin de vibraciones. Este arreglo tiene peso bajo el martillo de 24889,8 Klb mostrando que el punto neutro se encontrara en los HW antes del martillo. Esta parte estar trabajando bajo tensin.

3.2.2.3. PROGRAMA DE LODOS

3.2.2.3.1. Primera Etapa:

El tamao del hoyo es de 12 \VHUiUHYHVWLGRFRQFDVLQJGH9 5/8VXSURIXQGLGDG LUDKDVWD ORV IWHO.23HVWDSODQLILFDGRrealizarlo a los 600 ft y tiene previsto tener un sistema de lodos Gel/Polimrico/Penetrex L.

(O KR\R GH VH SHUIRUDUD KDVWD 0' FRQ ORGRGel/Polmero/Penetrex L. Se recomienda prehidratar bentonita en agua fresca, en una concentracin de 10 - 12 lpb.

Mantener en un tanque de pre-mezcla (150 bls) con pldora viscosa; las cuales sern bombeadas para mejorar las condiciones de limpieza del hoyo.

Contar en locacin con material de prdida de circulacin de tamao mediano a grueso en caso de necesitarse bombear pldoras de control de prdidas.

100

Controle la ROP para evitar la sobrecarga de ripios y la agrecin de los mismos. Esto evitar taponamientos del flowline. En caso de perforar formaciones predominantemente arcillosas usar PENETREX L (Surfactante) en una concentracin de 0.5 0.7 % v/v. para prevenir el embolamiento de la broca y el taponamiento de la lnea de flujo.

Durante la perforacin de esta seccin superficial, en muchas reas del Oriente Ecuatoriano, se ha encontrado material arcilloso de altsima plasticidad y lentes de anhidrita, que al ser perforados, pueden flocular el lodo y embolar la broca as como taponar la lnea de flujo. En algunos campos se han observado presencia de anhidrita entre 800 y 2200 pies; por lo que este tramo ser perforado con una viscosidad menor de 40 sec/qt con una rpida dilucin del fluido o incorporando dispersantes y surfactantes a fin de recubrir la broca y los cortes de perforacin con una delgada pelcula hidrofbica que prevenga su adherencia y aglomeracin.

Propiedad Unidades Valor Densidad del Lodo lpg 8.5 10.3 PV @ 120F cP 5 18 YP @ 120qF lb/100ft2 8 22 Geles lb/100ft2 5 15 / 12 19 pH Adimensional 8.0 9.0 Filtrado API cc/30 min NC -

101

3.2.2.3.2.- Segunda Etapa

La segunda etapa consta de un hoyo de 8 \ VHUi UHYHVWLGRSRUXQFDVLQJGH6XSURIXQGLGDGYDGHVGHORV7 a 10815 ft. En esta seccin no tenemos inclinacin y se tiene estimado utilizar un sistema de lodo llamado Perflex.

(OREMHWLYRGHHVWHLQWHUYDORHVSHUIRUDUODVHFFLyQGHKasta 10,815 pies atravesando las formaciones, Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena, Napo, Holln Superior y asentar el Revestidor GH FRQ HO VLVWHPD GH ORGR 3(5)/(; TM Drill In para minimizar los problemas de estabilidad del hueco.

Se iniciar con una densidad de 9.6 lpg, la cual se incrementar de acuerdo a la informacin recolectada de estos pozos hasta una densidad de 10.4 lpg. Sin embargo ser importante monitorear las condiciones del hoyo durante la perforacin para realizar cualquier modificacin de acuerdo a los dictados del pozo.

Propiedad Unidades Valor Densidad del Lodo lpg 9.6 10.4 PV @ 120F cP 12 25 YP @ 120qF lb/100ft2 15 28 Geles lb/100ft2 4 8 / 12 19 Filtrado API cc/30 min.

102

3.2.2.3.3.Propiedades reales del fluido durante la perforacin

Tabla. 3.17.- Propiedades Reales del fluido de perforacin Fuente: Petroproduccin, Programa de lodos


3.2.2.4. PROGRAMA DE BROCAS

En total se utilizaron cuatro brocas, 2 tricnicas hasta el kOP (700'), una PDC para la seccin de 12 1/4" y una PDC para la seccin de 8 1/2". En la tabla 3.14 se describe el programa de brocas y todas sus caractersticas ya en operacin.

No. Dimetro Marca Tipo Boquillas Intervalo

(pies) Peso

(1000 lbs) RPM

1 26 HCC CR-1 4X20 0-98 4 N/A 2 12 1/4 HCC MXL-1 4X14 98-700 12 N/A

3 12 1/4 HCC HC605S 7X14 700-6578

20 105

4 8 1/2 HCC HC605ZX 7X11 6578-10798

20-24 157

Tabla 3.18.- Programa de brocas y caractersticas Fuente: Petroproduccin, Programa de Brocas


Tipo de lodo

Profundidad (pies) Peso(lbs/gal) Visc.(seg.) VP/PC Filtrado (c.c.) Slidos

(%) GEL-POLIMERO

0-6578 8.3-10.4 36-55 7-17 / 9-

19 0-11 1-12

PERFLEX 6578-9122 9.6-10.4 40-54 12-25 / 15-22

103

3.2.2.5. PROGRAMA DE REVESTIMIENTO (Figura 3.12) La primera etapa de revestimiento es de un hueco de 12 1/4" y se asentar el casing a los 6578 ft de profundidad utilizando 15 centralizadores.

N. Tubos

Tamao Grado Peso

(Lbs/pie) Tipo de cuello

Longitud Profundidad

de Asentamiento

173 9-5/8" C - 95 47 BTC 6578' 6578'

Tabla 3.19.- Caractersticas del casing para la primera etapa Fuente: Petroproduccin, Programa de revestimiento


La segunda etapa de revestimiento es de un hueco de \VHasentar el casing a los 10550 ft de profundidad utilizando 10 centralizadores

N. Tubos

Tamao Grado Peso

(Lbs/pie) Tipo de cuello

Longitud Profundidad

de Asentamiento

274 7" C - 95 26 BTC 10550' 10550'

Tabla 3.20.- Caractersticas del Liner para la segunda etapa Fuente: Petroproduccin, Programa de revestimiento


104

Fig. 3.12.- Diagrama de Revestimiento del pozo Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


105

3.2.2.6. PROGRAMA DE CEMENTACIN

La primera etapa de cementacin tiene el objetivo aislar acuferos y asegurar revestimiento superficial de un hueco de 12 1/4" y se asentar el casing a los 6578 ft.

El zapato y el collar son de tipo flotador asentados, el zapato a 6578 ft y el collar a 6499 ft usando adems quince centralizadores.

Tipo de Cemento

No. Sacos

Lbs /saco

Aditivos Densidad (lbs/gal)

A 1380 110 0.50% R-8, 40ghs A-3L, 20ghs A-7L, 2 ghs FP-6L

13,5 LECHADA

DE RELLENO

A 290 110 0.25% R-8, 40ghs A-3L, 20ghs A-7L, 2 ghs FP-

6L, 0.33% CD-33L 15,5

LECHADA DE COLA

Tabla 3.21.- Cementacin para la primera etapa Fuente: Petroproduccin, Programa de cementacin


La segunda etapa de cementacin tiene el objetivo principal de asegurar zonas productivas de un hueco de \VHDVentara el FDVLQJDORVIWGH El zapato y collar son de tipo flotador, el zapato es asentado a los 10550 ft y el collar asentado a los 10472 ft se usa adems 10 centralizadores y un pup joint.

Tipo de Cemento

No. Sacos

lbs/ saco

Aditivos Densidad (lbs/gal)

G 270 94 40 ghs A3L+20ghs

A7L+15%MPA-3+0.7%BA-10

13,5 LECHADA

DE RELLENO

G 300 94 0.7% CD-

33+0.1%FL54+25%MPA 16

LECHADA DE COLA

Tabla 3.22.- Cementacin de la segunda etapa Fuente: Petroproduccin, Programa de cementacin


106

3.2.2.7. ANLISIS DE LOS PROBLEMAS PRESENTADOS EN LA PERFORACIN

Fuente: Petroproduccin, reportes diarios Elaborado por: Diego Arvalo F.

SECCIN DE 12 DESDE 0' HASTA 6578' La perforacin se llev a cabo sin inconvenientes durante la primera seccin de 12-1/4" hasta 6578' punto de casing, se perfor hasta una profundidad inicial de 700' con un ROP promedio de 70 ft/hr. A continuacin desde 700' hasta 4222' con un ROP promedio de 94 ft/hr, y finalmente desde esta profundidad hasta 6578' punto de casing el ROP promedio fue de 55 ft/hr. Se realizaron los viajes de control y calibre del hoyo a intervalos de 24 Hrs. Las operaciones de corrida de casing y cementacin de la primera seccin se llevaron a cabo con xito.

SECCIN DE 8 DESDE 6578' HASTA 10798' Se perfor la segunda seccin de acuerdo al programa direccional. Esta seccin se perfor con una broca PDC, de acuerdo al programa diseado para el pozo, consiguiendo buenos resultados, avance y tasas de penetracin. Se realiz la toma de registros elctricos en una corrida: AIT-LSS-HRLA-PEX-GR-SP. La cementacin tanto del casing superficial de 9 5/8" y del casing produccin 7", se realiz de acuerdo al programa.

107

3.2.3.- POZO CULEBRA 10H

3.2.3.1.- Programa de Direccionamiento

El pozo Culebra 10H fue un pozo Horizontal, con un GHVSOD]DPLHQWR GH DO WRSH GHO UHVHUYRULR $UHQLVFD 8Inferior. Como se encuentra planificado este ser un pozo tpico de radio medio y est conformado por las siguientes secciones.

6HFFLyQGH En esta seccin utilizaremos el BHA direccional GRQGHVH UHDOL]DUDHO1XGJH# VHFRQVWUXLUiFXUYDDrazn dH KDVWD DOFDQ]DU GH LQFOLQDFLyQ HQ XQDGLUHFFLyQ GH PDQWHQHU WDQJHQWH GH SDUD OXHJRGLVPLQXLU LQFOLQDFLyQ FRQ '/6 GH KDVWD DOFDQ]DU ODYHUWLFDOLGDG\PDQWHQHUKDVWDDVHQWDUHOUHYHVWLPLHQWRGH# 0' 79' 0' GHQWUR GH ODformacin Orteguaza).

6HFFLyQ GH Se iniciara esta seccin con el BHA direccional # 2, se continuara manteniendo verticalidad por 0'DSDUWLUGHGRQGHVHFRPHQ]DUDDFRQVWUXLUFXUYDDrazn de 2.0/ VL IXHVH QHFHVDULR VH XWLOL]DUD HO %+$direccional # 3 para perforar el Conglomerado de Tiyuyacu, luego se utilizara el BHA # 4 para perforar Tena construyendo curva a UD]yQGH KDVWD DOFDQ]DU ORVGH LQFOLQDFLyQHQuna direccin de 56.306, se seguir construyendo curva hasta alcanzar los 47.970 de inclinacin donde se asentara el UHYHVWLPLHQWRGH#0'79'0'dentro de la Caliza M1).

108

6HFFLyQ GH Utilizaremos el BHA direccional # 5, para seguir cRQVWUX\HQGRFXUYDDUD]yQGHKDVWDDOFDQ]DUORV GH LQFOLQDFLyQ GRQGH VH DVHQWDUD HO OLQHU GH #0'79'$UHQLVFD8,QIHULRU

6HFFLyQ GH Utilizaremos el BHA direccional # 6, para construir curva a razn dHKDVWDDOFDQ]DUHOSXQWRGHentrada (Entry new @ 90 Inc), construir horizontal manteniendo WDQJHQWH GH 0' KDVWD DOFDQ]DU HO SXQWR GH OOHJDGD ([LWnew @ 90 Inc). La profundidad total del pozo ser de 0'79'GRQGHVH XELFDUDHOOLQHUGH

Tabla 3.23.- Datos del KOP y construccin del pozo Fuente: Petroproduccin, Gerencia de Operaciones


TASA DE CONSTRUCCIN PLANIFICADO ACTUAL

KOP (1)

Se inicia con 1,25 / 100ft a 300ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

Se inicia con 1,19 / 100 ft a 885.0 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #MD

KOP (2)

Se inicia con 2,0 / 100ft a 7027,25 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. GH#MD

Se inicia con 1,969 / 100 ft a 6966,0 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

KOP (3)

Se inicia con 2,87 / 100ft a 9452,5ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de 85,196 @ 0'

Se inicia con 1,63 / 100 ft a 9458 ft, hasta alcanzar Inclinacin mx. de #0'

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No se cumple el objetivo programado por problemas en la perforacin, se detiene la construccin de la curva por pescado que a continuacin se detalla:

Se cementa el tercer intervalo hasta la profundidad de 10657' donde est el tope del cemento.

Contina bajando sarta de limpieza desde: 9252 hasta 10657' top

Optimizacion de Perforacion Direccional y Hprizontal Campo Auca Desprotegido

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