TESIS SOBRE CAÑERIAS

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADORFACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MNAS PETRLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRLEOS

TESIS PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO DE PETRLEOS

TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN DE SU DISEO Y PERFORACIN

AUTORES: FRANKLIN BAO SALTOS DIEGO MAYALICA DALGO

Quito Ecuador Ao de la Investigacin 2008-2009

TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN

DE SU DISEO Y PERFORACIN

RECOMENDACIN DE PUBLICACIN

II

DECLARACIN DE ORIGINALIDAD

En calidad de Miembros del Tribunal de Tesis de Grado designados por la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, declaramos que el Tema de Tesis TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN DE SU DISEO Y PERFORACIN; es indita y fue completamente elaborada y presentada por los seores FRANKLIN VINICIO BAO SALTOS Y DIEGO ALBERTO MAYALICA DALGO, para lo cual dejamos constancia de su autenticidad.

Ing. Ramiro Rivera DIRECTOR

Ing. Celiano Almedia PRIMER MIEMBRO

Ing. Byron Clerque SEGUNDO MIEMBRO

III

CESIN DE DERECHO DE AUTOR

En gratitud a la continua labor educativa que la Universidad Central del Ecuador ha desarrollado a favor de los estudiantes ecuatorianos, nosotros Franklin Vinicio Bao Saltos y Diego Alberto Mayalica Dalgo, representantes de esta noble institucin, cedemos los derechos de autora sobre nuestro trabajo de Tesis de Grado titulada TUBERAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIN DE SU DISEO Y PERFORACIN a nombre de la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental.

Atentamente,

Franklin Bao Saltos

Diego Mayalica Dalgo

IV

AGRADECIMIENTO

A m amado Dios y su hijo Jess que permiten que mis sueos se hagan vida, siempre brindndome fortaleza y salud. A mis Padres que en todo momento han sabido apoyarme, que me han guiado por el camino del bien y que son el pilar fundamental para alcanzar mis objetivos. A todas las personas que contribuyeron positivamente a la realizacin de esta investigacin. Franklin.

V

DEDICATORIA

Con un infinito cario, el esfuerzo constante, y la dedicacin depositada en esta Tesis, es dedicada de manera muy especial para mis Padres Clemente y Laurita, que en el da a da llenan de luz y esperanza mis pensamientos. A ellos les dedico este trabajo, los quiero mucho, Franklin.

VI

AGRADECIMIENTO

En primer lugar a Dios por ser mi fuente divina de inspiracin de fortaleza, a mis padres eterna gratitud y hermanos testigos de mis triunfos y fracasos. A todos mis compaeros y amigos que de una u otra manera contribuyeron para la realizacin de este trabajo. Diego.

VII

DEDICATORIA

A mis padres Alberto y Liva, ya que con infinito amor supieron guiarme en el camino del estudio para alcanzar una profesin y ser hombre de bien y til a la sociedad. A ellos dedico este trabajo fruto de su sacrificio y esfuerzos constantes. Diego.

VIII

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniera de Perforacin, especficamente tuberas de revestimiento. El objetivo fundamental es optimizar los costos asociados a la instalacin de tuberas de revestimiento, a travs de propuestas de nuevas geometras en el diseo mecnico de pozos direccionales. Los Problemas identificados: altos costos de operacin, tiempo no productivo y colapso de revestidores. La hiptesis dice: La construccin del perfil de presiones, permite un diseo ptimo de revestidores, disminuye costos de operacin y de tubera en si. Marco referencial: ubicacin, columna estratigrfica, yacimientos productores, propiedades de las rocas, reservas, produccin, estado actual y futuro del Campo Sacha. Con argumentos tericos sobre: tecnologa de perforacin y tuberas de revestimiento. Marco metodolgico determinstico: planificacin de perforacin direccional: ubicacin de pozos, clculos de trayectoria, seleccin de profundidades de asentamiento, diseo de tubera de revestimiento. La conclusin general se refiere a la disminucin de impactos econmicos negativos, por la propuesta de nuevos diseos y tecnologa para la perforacin de pozos. Con la recomendacin de adoptar la metodologa tcnica y tecnolgica seguida en esta investigacin, a fin de probar la hiptesis y alcanzar el objetivo propuesto.

DESCRIPTORES: CATEGORIAS TEMTICAS:

IX

AUTORIZACIN: Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a travs de su Biblioteca Virtual por INTERNET

Atentamente,

Franklin Bao Saltos CI: 020172742-7

Diego Mayalica Dalgo CI: 171624945-1

X

DOCUMENTAL SUMMARY

Thesis about Drilling Engineering, specifically casing design and drilling with casing. The fundamental objective is optimizes the costs associated to the installation of casings, through proposals of new geometries in the mechanical design of directional wells. The identified Problems: high operation costs, non productive time and revestidores collapse. The hypothesis says: The construction of the profile of pressures, allows a good design of revestidores, it diminishes operation costs and of pipe in if. Referential Framework: location, column stratigrafic, producing locations, properties of the rocks, reservations, production, current state and future of the Campo Sacha. With theoretical arguments on: drilling technology and casing. Methodological Framework deterministic: planning of directional drilling: location of wells, calculations of trajectory, selection of establishment depths, and design of casing. The general conclusion refers to the decrease of negative economic impacts, for the proposal of new designs and technology for the perforation of wells. With the recommendation of adopting the technical and technological methodology continued in this investigation, in order to prove the hypothesis and to reach the proposed objective.

DESCRIPTORS: < SACHA FIELD PROFILE OF PRESSURES> < SACHA FIELD - PROVEN RESERVE > < STRATIGRAFIC COLUMN - SACHA FIELD > THEME CATEGORIES:

XI

AUTHORIZATION: We authorize BIFIGEMPA to disseminate this thesis by the INTERNET through its Virtual Library

Respectfully,

Franklin Bao Saltos CI: 020172742-7

Diego Mayalica Dalgo CI: 171624945-1

XII

NDICE GENERALCAPTULO I ............................................................................................................................... 1 DESCRIPCIN DEL CAMPO DE APLICACIN .....................................................1 1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA ................................................................ 1 1.2 UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO ............................................................... 1 1.3 COLUMNA ESTRATIGRFICA ................................................................................. 2 1.4 DESCRIPCIN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES..................................... 4 1.4.1 Caractersticas de los Crudos................................................................................. 4 1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS................................................................................ 5 1.5.1 Porosidad................................................................................................................. 5 1.5.2 Permeabilidad.......................................................................................................... 6 1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO .................................................... 7 1.7 FACTOR DE RECOBRO .............................................................................................. 8 1.7.1 Clculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinacin de produccin 8 1.8 RESERVAS DEL CAMPO.......................................................................................... 12 1.8.1 Curvas de declinacin .......................................................................................... 13 1.8.1.1 Tipos de curvas de declinacin ....................................................................... 13 1.9 PRODUCCIN DEL CAMPO .................................................................................... 16 1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ........................................................................... 17 1.10.1 Pozos Perforados................................................................................................. 17 1.11 El Futuro del Campo Sacha ........................................................................................ 18 CAPTULO II............................................................................................................................ 20 TECNOLOGA DE LA PERFORACIN ................................................................ 20 2.1 PERFORACIN DE POZOS PETROLEROS ............................................................ 20 2.2 PERFORACIN VERTICAL...................................................................................... 20 2.3 PERFORACIN DIRECCIONAL .............................................................................. 21 2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales ................................................................. 22 2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o J invertido............................................................... 22 2.3.1.2 Perfil tipo S ..................................................................................................... 23 2.3.1.3 Perfil tipo horizontal ....................................................................................... 23 2.4 PERFORACIN HORIZONTAL................................................................................ 24 2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIN ............................................. 25 2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS .................................................................. 26 2.5.1.1 Bent Sub.......................................................................................................... 26 2.5.1.2 Brocas de perforacin Jetting ...................................................................... 26 2.5.1.3 Cuchara Recuperable ...................................................................................... 27 2.5.1.4 Cuchara Permanente Whipstock.................................................................. 28 2.5.1.5 Motores de fondo ............................................................................................ 28 2.5.1.6 Motores de Turbina......................................................................................... 29 2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES....................................................................... 30 2.5.2.1 Estabilizadores ................................................................................................ 30 2.6 HERRAMIENTAS USADAS PARA EL CONTROL DIRECCIONAL..................... 32 2.6.1 Investigacin mientras se perfora.......................................................................... 32 2.6.1.1 MWD .............................................................................................................. 33 2.6.1.2 LWD ............................................................................................................... 33 2.7 TCNICAS DE PERFORACIN................................................................................ 34 2.7.1 La Tcnica de Deslizamiento ................................................................................ 34 2.7.2 La Tcnica de Rotacin......................................................................................... 34 2.8 SISTEMAS DIRIGIBLES DE PERFORACIN ROTATORIA................................. 35 2.8.1 Point-the-bit........................................................................................................... 36 2.8.1.1 Capacidades del sistema point the bit.................................................... 39

XIII

2.8.2 Push-the-bit ........................................................................................................... 39 2.8.2.1 Capacidades del sistema push the bit .................................................... 41 CAPTULO III .......................................................................................................................... 42 TUBERAS DE REVESTIMIENTO .......................................................................42 3.1 FABRICACIN DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO ..................................... 42 3.2 FUNCIONES DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO.......................................... 45 3.3 CLASIFICACIN DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO.................................. 46 3.3.1 Revestimiento Conductor...................................................................................... 46 3.3.2 Revestimiento Superficial ..................................................................................... 46 3.3.3 Revestimiento Intermedio o de proteccin............................................................ 47 3.3.4 Revestimiento de Produccin................................................................................ 47 3.3.5 Camisa de Produccin (Liners) ............................................................................. 47 3.3.6 Tubera Complemento (TIE-BACK) .................................................................... 48 3.3.7 Complemento corto (STUB) ................................................................................. 49 3.3.8 Sin tubera de produccin (TUBINGLESS).......................................................... 49 3.4 CARACTERSTICAS FSICAS DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO............ 49 3.4.1 Dimetro de la Tubera de Revestimiento............................................................. 50 3.4.1.1 Dimetro Drift................................................................................................. 50 3.4.2 Longitud de la tubera de revestimiento ................................................................ 51 3.4.3 Grados del acero.................................................................................................... 51 3.4.4 Conexiones o juntas .............................................................................................. 52 3.4.4.1 Conexiones API .............................................................................................. 52 3.4.4.2 Conexiones Patentadas.................................................................................... 56 3.4.4.3 Eficiencia de las conexiones ........................................................................... 57 3.5 PROPIEDADES MECNICAS DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO ............ 58 3.5.1 Colapso.................................................................................................................. 58 3.5.2 Tensin.................................................................................................................. 58 3.5.3 Presin Interior...................................................................................................... 60 3.6 CAUSAS DE FALLAS DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO ..................... 60 3.6.1 Falla por Aplastamiento ........................................................................................ 60 3.6.1.1 El ovalamiento geomtrico.............................................................................. 61 3.6.1.2 La Excentricidad ............................................................................................. 62 3.6.1.3 El Desgaste...................................................................................................... 62 3.6.2 Falla por Elongacin ............................................................................................. 62 3.6.2.1 Fallas en las conexiones o juntas .................................................................... 63 3.6.3 Falla por Estallido ................................................................................................. 63 3.6.4 Resumen:............................................................................................................... 64 3.7 CORROSIN EN LOS REVESTIMIENTOS ............................................................. 64 3.7.1 Tipos de corrosin................................................................................................. 64 3.7.1.1 Corrosin por CO2 .......................................................................................... 65 3.7.1.2 Corrosin Galvnica ....................................................................................... 65 3.7.1.3 Fragilizacin por hidrgeno en aceros con aleaciones de nquel. ................... 65 3.7.1.4 Slfide Stress Corrosin Cracking (SSCC) ..................................................... 65 3.7.1.5 Stress Corrosin Cracking (SCC) ................................................................... 66 3.7.1.6 Fisuras por corrosin....................................................................................... 66 3.8 CONTROL DE CALIDAD .......................................................................................... 66 3.8.1. Mtodos de ensayo no destructivos...................................................................... 66 3.8.1.1 Inspeccin Visual............................................................................................ 67 3.8.1.2 Inspeccin con partculas magnticas ............................................................. 67 3.8.1.3 Inspeccin con lquidos penetrantes ............................................................... 70 3.8.1.4 Inspeccin con ultrasonido ............................................................................. 72 3.8.1.5 Inspeccin Electromagntica .......................................................................... 73 3.8.2. Otros mtodos de inspeccin de tubera............................................................... 74 3.8.2.1 Calibracin Interna.......................................................................................... 74

XIV

3.8.2.2 Inspeccin de roscas ....................................................................................... 75 3.8.3 Tipos de inspeccin segn la tubera utilizada...................................................... 77 3.8.3.1 En tubera de perforacin................................................................................ 77 3.8.3.2 En ensamblaje de fondo .................................................................................. 77 3.8.3.3 En tubera de revestimiento ............................................................................ 77 3.8.3.4 En tubera de produccin ................................................................................ 78 3.8.4 Recomendaciones Bsicas..................................................................................... 78 3.9 RECEPCIN DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO EN EL POZO .................. 79 3.9.1 Operaciones Previas .............................................................................................. 79 3.9.2 Herramientas y Accesorios necesarios para la introduccin de TR ...................... 80 3.9.2.1 Elevadores ....................................................................................................... 81 3.9.2.2 Cuas............................................................................................................... 81 3.9.2.3 TAM Casing Circulating Packer..................................................................... 81 3.9.2.4 El Equipo de Flotacin.................................................................................... 82 3.9.3 Procedimiento de introduccin de TR................................................................... 83 3.9.3.1 Aplicacin de Grasa API o Selladora ............................................................. 84 3.9.3.2 Acoplamiento de tuberas de revestimiento .................................................... 84 3.9.3.3 Peso de la sarta de tubera de revestimiento ................................................... 87 3.10 CEMENTACIN DE REVESTIDORES .................................................................. 90 3.10.1 Objetivos de la Cementacin............................................................................... 90 3.10.2 Equipo de Cementacin ...................................................................................... 90 3.10.2.1 Tapones Inferior y Superior .......................................................................... 90 3.10.3 Clasificacin API del Cemento ........................................................................... 91 3.10.4 Diseo de la lechada de cemento ........................................................................ 92 3.10.5 Aditivos Utilizados en Cementaciones ............................................................... 92 3.10.5.1 Aceleradores del cemento ............................................................................. 92 3.10.5.2 Retardadores y dispersantes de cemento....................................................... 93 3.10.5.3 Controladores de prdida de filtrado............................................................. 93 3.10.5.4 Agentes densificantes.................................................................................... 93 3.10.5.5 Aditivos reductores de densidad ................................................................... 93 3.10.5.6 Aditivos para prdida de circulacin: ........................................................... 93 3.10.6 Proceso de Cementacin ..................................................................................... 94 3.11 OPERACIONES DE TERMINACIN DEL POZO ................................................. 95 CAPTULO IV .......................................................................................................................... 97 OPTIMIZACIN EN EL DISEO DE REVESTIDORES ......................................... 97 4.1 PLANIFICACIN DE LA PERFORACIN DIRECCIONAL .................................. 97 4.1.1 UBICACIN DE POZOS..................................................................................... 97 4.1.1.1 Seleccin del rea ........................................................................................... 97 4.1.1.2 Anlisis de Pozos Vecinos .............................................................................. 98 4.1.1.3 Coordenadas del objetivo geolgico ............................................................. 105 4.1.1.4 Seccin Ssmica de los Pozos ....................................................................... 113 4.1.1.5 Coordenadas de superficie / cellar ................................................................ 115 4.1.2 CLCULOS DE TRAYECTORIA .................................................................... 117 4.1.2.1 Trayectoria del Pozo SAC-X2................................................................... 119 4.1.2.2 Trayectoria del Pozo SAC-X1................................................................... 123 4.1.3 SELECCIN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 127 4.1.3.1 Presin de Formacin ................................................................................... 127 4.1.3.2 Presin de Fractura ....................................................................................... 129 4.1.3.3 Perfil de Presiones......................................................................................... 132 4.1.3.4 Profundidades de Asentamiento de los Revestidores.................................... 135 4.1.4 DISEO DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO ........................................ 139 4.1.4.1 Criterio para el Diseo de las Tuberas de Revestimiento ............................ 139 4.1.4.2 Factores de Seguridad en el Diseo (SF) ...................................................... 139

XV

4.1.4.3 EL Modelo Biaxial........................................................................................ 140 4.1.5 DISEO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X2 ..................... 141 4.1.5.1 Propuesta: Dos columnas de revestimiento .................................................. 141 4.1.5.2 Seleccin del Dimetro del Revestimiento de Explotacin ........................... 141 4.1.5.3 Diseo del Revestimiento de Explotacin...................................................... 141 4.1.5.4 Brocas para el Revestimiento de Explotacin ................................................ 143 4.1.5.5 Diseo del Revestimiento Superficial ............................................................ 145 4.1.5.6 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 146 4.1.5.7 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo Sac - X2............ 147 4.1.6 DISEO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1 ..................... 157 4.1.6.1 Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento..................................... 157 4.1.6.2 Diseo del Revestimiento de Explotacin...................................................... 157 4.1.6.3 Brocas para el Revestimiento de Explotacin ................................................ 158 4.1.6.4 Diseo del Revestimiento Superficial ............................................................ 159 4.1.6.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 161 4.1.6.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo Sac- X1............. 162 4.1.7 DISEO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1 ..................... 164 4.1.7.1 Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner..................... 164 4.1.7.2 Diseo del Revestimiento de Explotacin...................................................... 164 4.1.7.3 Brocas para el Revestimiento de Explotacin ................................................ 165 4.1.7.4 Diseo del Revestimiento Superficial ............................................................ 166 4.1.7.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 169 4.1.7.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo Sac-X1 ............. 170 CAPTULO V.......................................................................................................................... 173 ECONOMA DEL PROYECTO...........................................................................173 5.1 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS APLICADOS ........................................... 173 5.1.1 Costos de brocas.................................................................................................. 174 5.1.2 Costos de la tubera de revestimiento.................................................................. 174 5.1.3 Costos de Cementacin ....................................................................................... 175 5.1.4 Tiempo de Operacin .......................................................................................... 176 5.1.5 Resumen de Costos ............................................................................................. 176 5.2 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS PROPUESTOS......................................... 177 5.2.1 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo Sac-X2 ...................................................................................................................................... 177 5.2.1.1 Costos de brocas ........................................................................................... 177 5.2.1.2 Costos de la tubera de revestimiento ........................................................... 177 5.2.1.3 Costos de Cementacin................................................................................. 178 5.2.1.4 Tiempo de Operacin.................................................................................... 178 5.2.1.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 178 5.2.2 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo Sac-X1 ...................................................................................................................................... 179 5.2.2.1 Costos de brocas ........................................................................................... 179 5.2.2.2 Costos de la tubera de revestimiento ........................................................... 179 5.2.2.3 Costos de Cementacin................................................................................. 179 5.2.2.4 Tiempo de Operacin.................................................................................... 180 5.2.2.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 180 5.2.3 Costos de la Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner, pozo Sac-X1 ...................................................................................................................... 181 5.2.3.1 Costos de brocas ........................................................................................... 181 5.2.3.2 Costos de la tubera de revestimiento ........................................................... 181 5.2.3.3 Costos de Cementacin................................................................................. 182 5.2.3.4 Tiempo de Operacin.................................................................................... 182 5.2.2.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 182 5.3 CUADROS COMPARATIVOS................................................................................. 183

XVI

CAPTULO VI ........................................................................................................................ 185 PERFORACIN DE POZOS CON TUBERA DE REVESTIMIENTO..................... 185 6.1 PRINCIPIOS DE ESTA TCNICA........................................................................... 185 6.2 LA TECNOLOGA DE PERFORACIN CON CASING........................................ 186 6.3 MTODOS DE PERFORACIN CON CASING..................................................... 186 6.3.1 EL SISTEMA RECUPERABLE CASING DRILLING ................................. 186 6.3.1.1 El equipo de perforacin ............................................................................... 187 6.3.1.2 Casing Drilling y motores de fondo direccionales (PDM)........................... 188 6.3.1.3 Casing Drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS)............................ 189 6.3.1.4 El Sistema Casing Drive System............................................................... 190 6.3.1.5 Adquisicin de registros en hueco abierto .................................................... 191 6.3.1.6 La Cementacin ............................................................................................ 191 6.3.1.7 Ingeniera de diseo ...................................................................................... 192 6.3.2 EL SISTEMA DRILL SHOE DRILLING with CASING .............................. 192 6.3.2.1 El equipo de perforacin ............................................................................... 193 6.3.2.2 La Zapata perforadora y perforable .............................................................. 193 6.3.2.3 Sistemas de Conduccin de Superficie ......................................................... 195 6.3.2.4 Anlisis de Perforabilidad y Seleccin del DrillShoe .................................. 197 6.4 HIDRULICA DE LA PERFORACIN CON CASING......................................... 199 6.4.1 Modelos para calcular las prdidas de presin.................................................... 199 6.4.1.1 El Modelo de Luo y Peden........................................................................... 199 6.4.1.2 El Modelo de Daz ........................................................................................ 200 6.5 COMPAIBILIDAD DE LA NUEVA TECNOLOGA CON EL CAMPO DE APLICACIN.................................................................................................................. 201 6.5.1 Introduccin de la tecnologa Casing DrillingTM................................................. 201 6.5.2 Introduccin de la tecnologa Drilling with CasingTM......................................... 202 6.6 IMPORTACIN DE LA TECNOLOGA PERFORACIN DE POZOS CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO PARA ECUADOR................................................ 204 CAPTULO VII....................................................................................................................... 205 ANLISIS COMPARATIVO DE POZOS PERFORADOS CON TUBERA DE REVESTIMIENTO Y DRILL PIPE...................................................................... 205 7.1 LA TECNOLOGA CASING DRILLING vs CONVENCIONAL........................ 205 7.1.1 Pozos en Wyoming (USA).................................................................................. 205 7.1.3 Pozos en el Sur de Texas (Laredo U.S.A.).......................................................... 211 7.1.4 Caso histrico ECUADOR.................................................................................. 212 7.2 LA TECNOLOGA DRILLING with CASING vs. CONVENCIONAL............... 212 CAPTULO VIII ..................................................................................................................... 215 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 215 8.1 CONCLUSIONES...................................................................................................... 215 8.2 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 218 BIBLIOGRAFA..................................................................................................................... 219 ANEXOS .................................................................................................................................. 220

XVII

NDICE DE FIGURASFigura 1.1 Ubicacin del campo Sacha...................................................................................... 2 Figura 1.2 Columna Estratigrfica Generalizada del Campo Sacha ................................... 3 Figura 1.3 Declinacin de la produccin BT........................................................................ 9 Figura 1.4 Declinacin de la produccin U ........................................................................ 10 Figura 1.5 Declinacin de la produccin T Inferior.......................................................... 10 Figura 1.6 Declinacin de la produccin T Superior ........................................................ 11 Figura 1.7 Declinacin de la produccin Holln Superior ................................................ 11 Figura 1.8 Declinacin de la produccin Holln Inferior.................................................. 12 Figura 1.9 Prediccin de produccin Holln Superior vs. Tiempo........................................ 14 Figura 1.10 Prediccin de produccin T Inferior vs Tiempo ................................................ 15 Figura 1.11 Prediccin de produccin Napo U vs Tiempo ................................................ 15 Figura 112 Prediccin de produccin Basal Tena vs Tiempo ............................................... 16 Figura 1.13 Produccin vs Tiempo del Campo Sacha .......................................................... 17 Figura 2.1 Representacin de la perforacin direccional ...................................................... 21 Figura 2.2 Build Hold Well Profile ....................................................................................... 22 Figura 2.3 S Profile Well........................................................................................................... 23 Figura 2.4 Horizontal Profile Well .......................................................................................... 23 Figura 2.5 Pozo horizontal........................................................................................................ 24 Figura 2.6 Bent Sub................................................................................................................... 26 Figura 2.7Jetting ....................................................................................................................... 27 Figura 2.8 Cuchara Recuperable ............................................................................................ 27 Figura 2.9 Motor de desplazamiento positivo........................................................................ 28 Figura 2.10 Configuracin Rotor / Estator ............................................................................. 29 Figura 2.11 Motor de turbina................................................................................................... 30 Figura 2.12 Tipos de estabilizadores ....................................................................................... 30 Figura 2.13 Arreglo de estabilizadores para construir ngulo.............................................. 31 Figura 2.14 Arreglo de estabilizadores para mantener ngulo............................................. 31 Figura 2.14 Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para disminuir ngulo ........................ 32 Figura 2.16 Calidad del agujero PDM vs RSS........................................................................ 36 Figura 2.17 Point the bit Rotary Steerable System ...................................................... 36 Figura 2.18 Sistema rotativo direccional Geo-Pilot .............................................................. 37 Figura 2.19 Levadores excntricos rotatorios de la unidad de inclinacin point the bit .............................................................................................................................................. 38 Figura 2.20 Push the bit Rotary Steerable System....................................................... 39 Figura 2.21 Componentes del sistema push the bit ...................................................... 40 Figura 2.22 Sistema rotativo direccional PowerDrive ........................................................... 40 Figura 2.23 Sistema rotativo direccional Autrotrak .............................................................. 41 Figura 3.1 Seccin de acero Tocho ...................................................................................... 43 Figura 3.2 Ilustracin del proceso de fabricacin de los revestidores .................................. 43 Figura 3.3 Tratamiento Trmico de Temple........................................................................... 44 Figura 3.4 Esquema representativo de las tuberas de revestimiento .................................. 49 Figura 3.5 Representacin del dimetro de las tuberas de revestimiento........................... 50 Figura 3.6 Ilustracin de una conexin de tuberas de revestimiento ................................. 52 Figura 3.7 Diagrama del perfil de la Rosca Redonda de Hilos ............................................ 53 Figura 3.8 Short & Long Round Thread Casing.................................................................... 54 Figura 3.9 Buttress Thread Casing.......................................................................................... 55 Figura 3.10 Diagrama del perfil general de la Rosca Buttress............................................. 55 Figura 3.11 Propiedades Mecnicas de la Tubera de Revestimiento .................................. 60 Figura 3.12 Muestra de una tubera colapsada ...................................................................... 61 Figura 3.13 Contorno de una tubera ovalada........................................................................ 61 Figura 3.14 Seccin transversal de una tubera excntrica ................................................... 62

XVIII

Figura 3.15 Rompimiento del pin en tubera...................................................................... 63 Figura 3.16 Corrosin de la tubera ........................................................................................ 64 Figura 3.17 Falla por corrosin en el cople............................................................................. 66 Figura 3.18: Magnetizacin para localizar fallas transversales............................................ 68 Figura 3.19: Magnetizacin para localizar fallas longitudinales .......................................... 68 Figura 3.20 Proceso de inspeccin con lquidos penetrantes................................................. 71 Figura 3.21 Prueba de tubera de revestimiento .................................................................... 79 Figura 3.22 Caja y pin limpio ............................................................................................. 80 Figura 3.23 Funcionamiento del Tam-Packer ........................................................................ 81 Figura 3.24 Acoplamiento de tuberas de revestimiento........................................................ 87 Figura 3.25 Ilustracin de peso de TR en el pozo................................................................... 88 Figura 3.26 Clculos en la corrida del casing ......................................................................... 89 Figura 3.27 Equipo de Cementacin ....................................................................................... 91 Figura 3.28 Cabezal de produccin de 13.12 ft...................................................................... 96 Figura 4.1 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-192...................... 99 Figura 4.2 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-210D ................. 100 Figura 4.3 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-213D ................. 102 Figura 4.4 Representacin de litologa, brocas y revestidores. Pozo Sac-214D ................. 103 Figura 4.5 Vista de planta de los pozos ubicados en la zona noreste del campo sacha ..... 104 Figura 4.6 Mapa de porosidades de holln inferior .............................................................. 107 Figura 4.7 Mapa de presiones (isobrico) de holln inferior ............................................... 108 Figura 4.8 Mapa de permeabilidades de holln inferior ...................................................... 109 Figura 4.9 Mapa de saturacin de agua de holln inferior .................................................. 110 Figura 4.10 Mapa de Iso-Hidrocarburos de holln inferior................................................. 111 Figura 4.11 Mapa de iso hidrocarburos de holln inferior .................................................. 112 Figura 4.12 Seccin ssmica WE del pozo Sac-X1 ................................................................ 113 Figura 4.13 Seccin ssmica WE del pozo Sac-X2 ................................................................ 114 Figura 4.14 Vista de planta, ubicacin de pozos, coordenadas en superficie y profundidad ................................................................................................................................................... 116 Figura 4.15 Ilustracin del desplazamiento horizontal de un pozo direccional................. 117 Figura 4.16 Clculo del desplazamiento horizontal ............................................................ 117 Figura 4.18 Representacin de la trayectoria y litologas del pozo Sac-X2 ....................... 122 Figura 4.19 Trayectoria del pozo Sac-X1.............................................................................. 122 Figura 4.20 Representacin de la trayectoria y litologas del pozo Sac-X1 ....................... 126 Figura 4.21 Ilustracin de la presin de fractura ........................................................... 129 Figura 4.22 Cuenca del Oriente Ecuatoriano ................................................................. 130 Figura 4.23 Perfil de presiones del campo de aplicacin ................................................ 130 Figura 4.24 Ilustracin de las Profundidades de Asentamiento de los Revestidores ...... 130 Figura 4.25 Elipse de esfuerzos biaxiales a la deformacin permanente ........................... 140 Figura 4.26 Diagrama mecnico del pozo Sac X2 ......................................................... 148 Figura 4.27 Diagrama mecnico del pozo Sac X1 Primera propuesta ............................ 163 Figura 4.28 Efecto de la tensin sobre el colapso de la tubera de revestimiento.............. 168 Figura 4.29 Diagrama mecnico del pozo Sac X1 Segunda propuesta............................ 171 Figura 5.1 Cuadro comparativo del costo de las tuberas de revestimiento ...................... 183 Figura 5.2 Cuadro comparativo de los costos relacionados con las tuberas de revestimiento............................................................................................................................ 183 Figura 6.1 El Sistema Casing Drilling y PDM ..................................................................... 187 Figura 6.2 Arreglo de motor direccional para tubera de revestimiento ........................... 188 Figura 6.3 Ilustracin de la Tecnologa Casing Drilling para incremento de ngulo ....... 188 Figura 6.4 El Sistema Casing Drilling y RSS....................................................................... 189 Figura 6.5 Casing Drive System............................................................................................. 190 Figura 6.6 Procedimiento para la adquisicin de registros ................................................. 191 Figura 6.7 Ilustracin del efecto smear en la perforacin con casing................................. 193 Figura 6.8 Componentes del Drill Shoe................................................................................. 194

XIX

Figura 6.9 Drill Shoe 3 ............................................................................................................ 195 Figura 6.10 Water Bushing .................................................................................................... 195 Figura 6.11 Spear Modificado................................................................................................ 196 Figura 6.12 Internal Casing Drive ......................................................................................... 196 Figura 6.13 Configuracin del Over Drive Tork Drive .................................................... 197 Figura 6.14 Rotacin del sistema de coordenadas................................................................ 200 Figura 7.1 Relacin de tiempo empleado entre la perforacin convencional y la ............. 207 perforacin con tubera de revestimiento en Wyoming (USA) ........................................... 207 Figura 7.2 Relacin de tiempo empleado entre la perforacin convencional y la ............. 209 perforacin con tubera de revestimiento en Canad .......................................................... 209 Figura 7.3 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un........ 210 pozo mediante la aplicacin de Casing DrillingTM................................................................ 210 Figura 7.4 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicacin de Drilling with CasingTM ................................................................ 213 Figura 7.5 Tiempos empleados para las conexiones en un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicacin de Drilling with CasingTM ....................................................... 213 Figura 7.6 Clculos de ahorro de costos entre la perforacin convencional la aplicacin de Drilling with CasingTM ............................................................................................................ 213

XX

NDICE DE TABLASTabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha ............................................................. 5 Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha ................................................................ 6 Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha ........................................................ 6 Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha ..................................................... 8 Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro ............................................................................... 12 Tabla 1.6 Estimacin de Reservas Campo Sacha.................................................................. 16 Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha ................................................. 18 Tabla 1.8 Produccin acumulada del Campo Sacha.............................................................. 18 Tabla 2.1 Clasificacin de Pozos Horizontales ....................................................................... 25 Tabla 3.1 Dimetros ms comunes de las tuberas de revestimiento.................................... 50 Tabla 3.2 Longitudes y rangos de los revestidores ................................................................. 51 Tabla 3.3 Grados de acero de la tubera de revestimiento .................................................... 51 Tabla 3.4 Forma de roscas y conexiones API normalizadas ................................................. 56 Tabla 3.5 Estndares de conexiones y roscas patentadas para tuberas de revestimiento . 56 Tabla 3.6 Valores de C para las ecuaciones 3.3 y 3.4 ............................................................ 59 Tabla 3.7 Tamao del conejo segn ID de la tubera............................................................. 74 Tabla 3.8 Torque aproximado conexin casing-zapata ......................................................... 83 Tabla 3.9 Valores de Torque para la conexin de tuberas de revestimiento ...................... 84 Tabla 3.10 Clasificacin API del Cemento.............................................................................. 92 Tabla 4.1 Produccin del pozo SAC-192 ................................................................................. 98 Tabla 4.2 Produccin del pozo SAC-210D ............................................................................ 101 Tabla 4.3 Produccin del pozo SAC-213D ............................................................................ 102 Tabla 4.4 Coordenadas en profundidad los pozos Sac-X1 & Sac-X2 ................................. 113 Tabla 4.5 Cuadro de coordenadas UTM (CELLARS) ........................................................ 115 Tabla 4.6: Perfiles de Perforacin Direccional ..................................................................... 118 Tabla 4.7: Perfiles de los pozos propuestos Sac-X1 & Sac-X2 ............................................ 118 Tabla 4.8 Clculos direccionales del pozo Sac-X2................................................................ 120 Tabla 4.9 Clculos direccionales del pozo Sac-X1................................................................ 124 Tabla 4.10 Presiones de formacin del Campo Sacha Well Pad 192............................... 128 Tabla 4.11 Gua para Cdigo de Sobrecarga........................................................................ 130 Tabla 4.12 Gradientes de fractura del Campo Sacha Well Pad 192................................ 132 Tabla 4.13 Peso de lodo requerido ......................................................................................... 134 Tabla 4.15 Tolerancias para el dimetro exterior de la junta del revestidor..................... 144 Tabla 4.16 Tamaos corrientes de brocas............................................................................. 144 Tabla 5.1 Costos de la Tubera de Revestimiento Petroproduccin ................................... 174 Tabla 5.2 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-210D ................................ 175 Tabla 5.3 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-210D................................... 175 Tabla 5.4 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-X2ostos del programa de cementacin del pozo Sac-210D ............................................................................................. 177 Tabla 5.5 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-X2................................... 178 Tabla 5.6 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-X1 primera propuesta 179 Tabla 5.7 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-X1................................... 180 Tabla 5.8 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-X1 segunda propuesta 181 Tabla 5.9 Costos del programa de cementacin del pozo Sac-X1................................... 182 Tabla 6.1 Consideraciones para la presin de sobrecarga de la formacin....................... 198 Tabla 6.2 Seleccin de la Drill Shoe....................................................................................... 198 Tabla 6.3 Presiones de Sobrecarga del Campo Sacha Well Pad 192............................... 203

XXI

CAPTULO I

DESCRIPCIN DEL CAMPO DE APLICACINAlrededor de un 70% del petrleo producido en la actualidad proviene de los campos de ms de 30 aos de longevidad, ste es el caso del Campo Sacha que al momento se encuentra bajo la operacin de la Estatal Ecuatoriana PETROPRODUCCIN, misma que apoya la realizacin del presente estudio. Es as que con el fin de lograr un beneficio para la empresa y un desarrollo efectivo de este trabajo se ha fijado el Campo Sacha como nuestro campo de aplicacin. Comenzaremos en este captulo con una investigacin del mismo, sus condiciones actuales, y proyeccin a futuro.

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA El campo fue puesto en produccin el 6 de julio de 1.972 a una tasa promedia diaria para ese mes de 29.269 BPPD, incrementndose hasta un promedio de 117.591 BPPD en noviembre de ese mismo ao, que es la produccin mxima registrada en el campo. La produccin con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60.000 BPPD hasta el ao 1.994, luego de lo cual ha venido declinando hasta la actualidad en que su produccin diaria es de alrededor de 45.300 BPPD a noviembre del 2.008, por lo que dentro del rea de operaciones de PETROECUADOR actualmente se constituye el primer campo que aporta con mayor cantidad de produccin de crudo.

1.2 UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO El campo Sacha se encuentra ubicado dentro de la regin Amaznica Ecuatoriana en la Provincia de Orellana al oeste del eje central de la Cuenca Oriente en el lado levantado de una falla inversa de tendencia general noreste-suroeste; cubre un rea aproximada de 41.514 acres, en una estructura anticlinal.

Geogrficamente lo podemos ubicar dentro de las coordenadas: 001100 a 002430 Latitud Sur y 764940 a 765416 Longitud Oeste; Posee un relieve

1

suave, con extensos valles relativamente planos debido a los ltimos eventos geolgicos. El Campo Sacha posee los siguientes lmites: Al Norte las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista, Al Sur los campos Culebra y Yulebra, Al Este los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay; y, Al Oeste por los campos Pucuna, Paraso y Huachito.

Figura 1.1 Ubicacin del campo Sacha

Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN

1.3 COLUMNA ESTRATIGRFICA Sacha al igual que otros campos de la regin presenta una estratigrafa semejante, diferencindose en ciertas composiciones litolgicas, propiedades geofsicas geoqumicas, sucesiones originarias, relaciones de edad y distribucin. La figura 1.2 muestra una columna estratigrfica generalizada de este campo.

2

Figura 1.2 Columna Estratigrfica Generalizada del Campo Sacha

Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

3

1.4 DESCRIPCIN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORESARENISCA "U".- Es una arenisca cuarzosa, con feldespatos y fragmentos lticos en menor

proporcin. La matriz predominante es caolintica y el cemento silceo. La porosidad descrita es intergranular y ocasionalmente con disolucin y porosidad mldica; su porosidad promedio es del 17 %. Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 17,75 pies y una salinidad promedio de 30.000 a 35.000 ppm NaCl."T" SUPERIOR.- Consiste en rocas silceas de matriz arcilla caolinita, puntualmente illita,

caracterizados por la cementacin calcreo-sidertico y la presencia de glauconita, tiene un espesor total que oscila entre 30 y 100 pies. La distribucin de tamao y desarrollo arenoso es similar al descrito para T inferior."T" INFERIOR.- Presencia de abundante glauconita y la cementacin sidertica calcrea. Son

rocas detrticas sucias, como las limolitas areno arcillosas (limo grueso- arenisca muy fina), arenitas de cuarzo a cuarzarenitas glauconticas de grano decreciente fino-muy fino en su mayora de matriz arcillas caolinita e illita y hacia la base clorita (cloritizacin de la glauconita), cemento calcreo-sidertico y silceo; Forma la seccin arenosa de la secuencia "T" de mayor continuidad vertical y lateral. Su espesor total vara entre 20 y 90 pies mientras que el espesor neto saturado es de 12,5 pies con una salinidad promedio de 20.000 a 25.000 ppm de NaCl.HOLLN SUPERIOR.- Corresponde a una arenisca cuarzosa - glaucontica, calcrea, de grano

fino a medio, con una porosidad media del 14 %. Tiene un espesor saturado de 7,5 pies y una salinidad de 3.891 ppm NaCl. Se encuentra intercalada de lentes de caliza y lutita.HOLLN INFERIOR.- Consiste en una arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso con una

porosidad de alrededor del 18 % en promedio, con ocasionales intercalaciones de niveles limosos y arcillosos. Tiene un espesor promedio saturado de 60 a 70 pies y una salinidad de 500ppm NaCl.

1.4.1 Caractersticas de los Crudos La gravedad de los crudos de los yacimientos Holln Inferior, Holln Superior, "T", "U" y Tena Basal vara entre 27 y 29 API, donde el contenido de azufre de los crudos Holln vara entre 0,40 y 1,10 %P, de los crudos "T" en alrededor del 0,90 % en peso y de los crudos "U" de 1,20 % en promedio.

4

Los contenidos de Azufre, Nquel y Vanadio del petrleo del yacimiento "T" en general tienden a ser menores que los de "U" y Tena Basal, mientras que dos muestras analizadas de crudos Holln muestran resultados muy dismiles, con una fuerte variacin en el contenido de dichos elementos, a pesar de tener la misma gravedad.

Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha ARENA Basal Tena U Inferior T superior T inferior Holln Superior Holln Inferior Mnimo 24,30 21,60 26,70 27,00 23,50 18,20 Mximo 29,10 28,60 26,70 28,60 33,30 29,30 Media 27,16 26,17 26,70 27,70 27,16 27,18


1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS Dependiendo del tipo de roca o combinacin de rocas que conforman un yacimiento, existen tres propiedades que le imprimen caractersticas particulares y que inciden en gran medida sobre cuanto hidrocarburo hay originalmente en el yacimiento y cuanto de este volumen original puede ser producido. Estas propiedades son: porosidad y permeabilidad, las cuales se determinan a partir de anlisis de ncleos de yacimientos que se cortan durante la perforacin de algunos pozos seleccionados para tal propsito, as como del anlisis de registros que se perfilan en la gran mayora de los pozos luego de perforados, antes de bajar la tubera de revestimiento.

1.5.1 Porosidad Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). Adems de esta porosidad total, se define como porosidad efectiva la correspondiente a huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos

5

susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad efectiva est directamente relacionado con el de permeabilidad.

Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha Mnimo % 8 8 5 6 6 9 Mximo % 22 21 16 17 19 23 Media % 15,61 14,00 10,82 12,69 11,62 14,90

ARENA Basal Tena U Inferior T superior T inferior Holln Superior Holln Inferior


1.5.2 Permeabilidad La Permeabilidad es una medida de la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos. En el modelo empleado para la medicin y clculo de la permeabilidad de un medio poroso se asume que la capacidad de conducir fluidos es la misma que la capacidad de inyectar y que la capacidad de producir fluidos.

Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha ARENA Basal Tena U Inferior T superior T inferior Holln Superior Holln Inferior Mnimo mD 31,00 3,90 1,00 25,00 1,00 2,00 Mximo mD 3.623,00 1.850,00 858,10 385,00 1.109,00 7.171,00 Media mD 619,18 235,34 162,88 114,09 115,89 551,80


6

1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO El comportamiento primario de los reservorios de petrleo es dictado por fuerzas naturales de viscosidad, gravedad y capilares. Los mecanismos naturales de produccin que influyen en el comportamiento del reservorio son los siguientes:

Expansin de flujo y de la roca Empuje por gas en solucin Empuje por capa de gas Empuje hidrulico Segregacin gravitacional

Para determinar el mecanismo de produccin de cada uno de los reservorio se analiz: la historia de presiones, y de produccin de fluidos, pues durante el desarrollo de un reservorio debe considerarse que en su etapa inicial se produce una expansin de fluidos, de gas y de roca debido al diferencial de presin creado con la perforacin del pozo productor, luego se tiene un estado en el cual el reservorio empieza a estabilizarse, es entonces donde se puede determinar cual es el mecanismo de produccin predominante, para lo cual es necesario analizar el comportamiento productivo de los fluidos y su declinacin anual, ya que en este perodo el mecanismo de produccin es directamente proporcional con la produccin. En el campo Sacha se ha establecido la presencia de acuferos laterales para los yacimientos de la formacin Napo. La arena U inferior presenta dos acuferos laterales claramente definidos, uno se inicia por el flanco Noreste afectando la parte Norte y el otro en la parte Sur-Oeste afectando la parte central del campo. En el reservorio T inferior existe un acufero lateral que viene del Noreste del campo afectando en mayor grado el rea Norte. El acufero lateral del yacimiento U" es el principal mecanismo de produccin, con el tiempo ha venido inundando y disminuyendo la parte Centro-Noreste del reservorio; adems, en esta rea se ubican los pozos inyectores, los que estaran alimentando al acufero.

En Holln se tiene la participacin de un acufero de fondo activo, el cual contribuye a la produccin.

7

1.7 FACTOR DE RECOBRO El factor de recobro tiene relacin directa con el mecanismo de produccin del yacimiento, sea este por empuje hidrulico, expansin de fluidos o roca. Para los reservorios de este campo se determin que de acuerdo al comportamiento de produccin de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos principales para la recuperacin de petrleo una combinacin de empuje lateral natural del acufero y la expansin de petrleo y roca, razn por la cual la declinacin de la presin en estos yacimientos no han disminuido considerablemente respecto a la produccin.

Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha ARENA Tena Napo Holln Media 5 - 30% Petrleo Original en Sitio (POES) 20 - 40% Petrleo Original en Sitio (POES) 10 70% Petrleo Original en Sitio (POES) Fuente: Bibliografa Realizado por: Autores

1.7.1 Clculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinacin de produccin Cuando existen suficientes datos de produccin, y la produccin est declinando, como es el caso de nuestro campo de aplicacin, las curvas de produccin realizadas con estos datos, ya sea de pozos, yacimientos o del campo, pueden ser extendidas (extrapolar los datos) para indicar el comportamiento productivo futuro de los mismos.

El anlisis de las curvas de declinacin se basa en lo siguiente: Lo que ha sucedido en el pasado ser consecuencia para el futuro. La mayor parte de los pozos de un campo, muestran una cada de presin constante. El fluido evaluado, el cual es de una sola fase, se produce a partir de intervalos de produccin completados y con un comportamiento homogneo. Lo ms importante en el uso de las curvas de declinacin es suponer que todos los factores que influyen en la curva sean vlidos a travs de la vida productiva del reservorio.

8

En

la

prctica,

muchos

factores

influyen

en

las

ratas

de

produccin

y

consecuentemente, las curvas tienden a declinar, algunos de estos factores son: declinacin en la presin de yacimiento, cambios en los mtodos de produccin, reacondicionamientos, tratamientos de pozos, rupturas en tuberas, condiciones climticas y de mercado, etc. Se puede obtener la siguiente informacin mediante el anlisis de las curvas de declinacin: 1. Reservas de petrleo original y reservas remanentes al momento del anlisis. 2. Vida productiva remanente del campo, reservorio o pozo. 3. Factor de recobro del campo. 4. Tasas de produccin futuras. En esta seccin obtendremos el factor de recobro de nuestro campo de aplicacin analizando las curvas del comportamiento del Corte de agua (BSW) al 95% vs. Produccin acumulada de cada reservorio.

Figura 1.3 Declinacin de la produccin BT

100% 90% 80% 70%

BSW (%)

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 65.000.000 130.000.000 195.000.000 260.000.000

27.500.000

PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

9

Figura 1.4 Declinacin de la produccin U

100% 90% 80% 70%

BSW (%)

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 50.000.000 100.000.000 150.000.000 200.000.000 250.000.000

220.000.000

PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores Figura 1.5 Declinacin de la produccin T Inferior

100% 90% 80% 70%

BSW (%)

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 30.000.000 60.000.000 90.000.000 120.000.000 150.000.000

127.000.000


10

Figura 1.6 Declinacin de la produccin T Superior

100% 90% 80% 70%

BSW (%)

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 150.000.000 300.000.000 450.000.000 600.000.000

270.000.000

PRODUCCIN ACUMULADA DE PETRLEO (BBLS)Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores Figura 1.7 Declinacin de la produccin Holln Superior

100% 90% 80% 70%

BSW (%)

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 175.000.000 350.000.000 525.000.000 700.000.000

480.000.000


11

Figura 1.8 Declinacin de la produccin Holln Inferior

100% 90% 80% 70%

BSW (%)

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 0 45.000.000 90.000.000 135.000.000 180.000.000

144.000.000


Los resultados obtenidos para el clculo de los factores de recobro por este mtodo se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro

FACTOR DE RECOBRO [%] CURVAS DE DECLINACION YACIMIENTOS POES [N] PRODUCCION ACUMULADA [NP] AL 95% BSW FR [NP/N] Basal Tena 67.692.332 27.500.000 41% Napo U 762.615.924 220.000.000 29% Napo T 483.325.941 127.500.000 26% Holln 2.137.516.953 480.000.000 22%

Realizado por: Autores

1.8 RESERVAS DEL CAMPO El Campo Sacha es el segundo campo ms grande de la Cuenca Oriente, con un total calculado del Petrleo Original en Sitio (POES) de 3.451 millones de barriles distribuidos de la siguiente manera: el 61,93% localizado en Holln, el 36% en Napo y el 2,07% en Basal Tena; las reservas recuperables se han calculado en 1.198 millones

12

de barriles con un factor de recobro en promedio del 34,13%, las reservas recuperadas acumuladas son de 730 millones de barriles.

1.8.1 Curvas de declinacin Se conoce como curvas de declinacin a las curvas que resultan de graficar la tasa de produccin de petrleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo. Son utilizadas para analizar o predecir la produccin de dicho pozo o grupo de pozos y calcular las reservas de los mismos. Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos: 1. El valor tiene que ser una funcin ms o menos continua de la variable dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme. 2. Debe haber un punto final conocido. El proceso de extrapolacin es por lo tanto estrictamente de naturaleza emprica, y una expresin matemtica de la tendencia de la curva basada en una consideracin fsica del reservorio puede ser puesto para casos pequeos. Los dos tipos ms importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Produccin) y propiamente la curva de declinacin (Prediccin de Produccin), si a esto lo complementamos con los costos de operacin, se hace posible determinar con exactitud la rata del lmite econmico y este es el punto final de la curva. Mientras que el lmite econmico se da cuando los costos de produccin se igualan al valor del hidrocarburo producido.

1.8.1.1 Tipos de curvas de declinacin Existen tres tipos bsicos de curvas de declinacin: exponencial o constante, hiperblica en la que se supone que la tasa de declinacin es proporcional a la tasa de produccin y armnica que es un caso especial de la declinacin hiperblica. Declinacin Exponencial Declinacin Hiperblica Declinacin Armnica

13

1.8.1.1.1 Declinacin Exponencial La declinacin de la produccin de un pozo varia en forma constante con respecto al tiempo, de aqu podemos obtener la produccin a lo largo de un periodo de tiempo y realizar el perfil de produccin de un pozo.

q = qi e at

Ec 1.1

Donde: q= caudal de petrleo, qi= caudal inicial de petrleo, a = declinacin constante, t = tiempo

1.8.1.1.2 Declinacin Hiperblica Esta declinacin no es constante y vara en funcin de la tasa de produccin. A mayor tasa de produccin, debe haber una mayor tasa de declinacin.

q=

( 1 + n * ai * t )

qi

1

Ec 1.2n

Donde: q= caudal de petrleo, qi= caudal inicial de petrleo, a = declinacin constante, n = 0,5 cte

Figura 1.9 Prediccin de produccin Holln Superior vs. Tiempo

100000

Caudal de Petrleo (BPPD)

10000

1000

100 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Tiempo (Aos) Produccin Hs Declinacin Hiperblica Declinacin ConstanteFuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

14

Figura 1.10 Prediccin de produccin T Inferior vs Tiempo

100000


10000

1000

100 1970

1977

1984

1991

Tiempo (Aos)

1998

2005

2012

2019

2026

2033

2040

Produccin Ti

Declinacin Hiperblica

Declinacin Constante

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores Figura 1.11 Prediccin de produccin Napo U vs Tiempo

100000


10000

1000

100 1994 2001 2008 2015 2022 2029 2036 2043 2050 2057 2064 2071

Tiempo (Aos)

Produccin U



Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

15

Figura 1.12 Prediccin de produccin Basal Tena vs Tiempo

10000


1000

100

10

1 1970

1980

1990

Tiempo (Aos)

2000

2010

2020

2030

Produccin BT



Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

Tabla 1.6 Estimacin de Reservas Campo Sacha ESTIMACIN DE RESERVAS YACIMIENTOS RESERVAS PROBADAS (BLS) PRODUCCION ACUMULADA [NP] al 31/12/2008 Basal Tena 17.619.967 16.315.141 Napo U 304.436.277 182.272.237 Napo T 184.920.505 86.233.721 Holln 691.059.231 445.178.901

RESERVAS REMANENTES 1.304.826 122.164.040 98.686.784 245.880.330 Bls al 31/12/2008 Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

1.9 PRODUCCIN DEL CAMPO El campo sacha produce 45.300 BPPD (noviembre 2.008), por lo que dentro del rea de operaciones de PETROECUADOR actualmente es el primer campo que aporta con mayor cantidad de produccin de crudo, el mismo que en su gran parte proviene del yacimiento holln. La figura 1.10 indica la produccin de este campo desde sus inicios.

16

Figura 1.13 Produccin vs Tiempo del Campo Sacha

92.000

Produccin (bbls)

83.000 74.000 65.000 56.000 47.000 38.000 29.000 20.000 1971

1976

1981

1986

1991

1996

2001

2006

2011

Tiempo del Campo Sacha (aos)Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores

Cuando se extrae petrleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proviene de un acufero subyacente o de pozos inyectores, sta se mezcla y es producida junto con el petrleo. Al tener el Campo Sacha un mecanismo de empuje hidrulico, la presencia de agua es aun ms significativa, llegando los 1.356.458 BAPM (barriles de agua por mes), con un acumulado de 425.163.862 barriles de agua. Este flujo de agua luego invade la tubera de produccin y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por ltimo, se extrae se la trata y gran parte de ella se la reinyecta, o bien se inyecta para mantener la presin del yacimiento.

1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

1.10.1 Pozos Perforados Al momento de la realizacin de esta investigacin nuestro campo de aplicacin cuanta con un total de 196 pozos perforados, incluyendo pozos cerrados, de inyeccin, y de reinyeccin de agua, siendo 141 pozos entre verticales, direccionales y

17

horizontales, los que se encuentran produciendo las arenas Basal, Tena, Napo U,

Napo T y Holln.Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha Condiciones de Nmero de Operacin Pozos Flujo Natural 5 Pozos en Produccin Bombeo Hidrulico 107 BES 29 Abandonados 38 Pozos Cerrados Secos 5 Inyectores 6 Pozos de Agua Reinyectores 6 Fuente: Ingeniera de Petrleos Sacha, PETROPRODUCCIN Realizado por: Autores Estado de los Pozos

Tabla 1.8 Produccin acumulada del Campo Sacha YACIMIENTOS Basal Tena Napo U Napo T Holln TOTAL BLS Petrleo 15.771.662 176.320.446 83.419.766 430.687.635 706.199.509 BLS agua 1.962.859 24.245.480 14.082.653 365.044.300 405.335.293 MPC 2.411.980 39.694.132 24.090.113 14.309.965 80.506.190


La tabla 1.12 presenta la produccin acumulada de cada arena productora del campo, la misma esta actualizada al mes de diciembre del 2.007, este balance por lo general se lo realiza a inicios del nuevo ao, por lo que, los valores correspondientes hasta diciembre del 2.008 se lo realizar en los primeros meses del 2.009

1.11 El Futuro del Campo Sacha Ecuador invit a Venezuela a ejecutar conjuntamente por sus empresas estatalesPETROECUADOR y PDVSA, la rehabilitacin y modernizacin integral de las

instalaciones de Sacha, a efectos de optimizar e incrementar la produccin en ste campo.

18

Para esto se ha creado la empresa de cooperacin mixta denominada Ro Napo donde PETROECUADOR participa con el 70% del campo, mientras PDVSA lo hace con el 30%. En el estudio realizado por PDVSA y PETROECUADOR, se estima que se puede elevar su produccin hasta 75.000 BPPD en los prximos 4 aos con un estimado de inversin de 110 millones de dlares promedio por ao.

19

CAPTULO II

TECNOLOGA DE LA PERFORACINLas bases de todo proceso de ingeniera recaen en los fundamentos tcnicos, los dos siguientes captulos presentan los elementos conceptuales relacionados con la perforacin direccional y tuberas utilizadas para revestir los pozos petroleros, de esta manera se deja en claro conceptos y teoras utilizadas para este estudio.

2.1 PERFORACIN DE POZOS PETROLEROS En trminos generales la perforacin de un pozo petrolero consiste en penetrar las formaciones de la corteza terrestre, utilizando un apropiado programa de brocas de perforacin a medida que se avanza en profundidad. Se perforan hoyos de diferentes dimetros de mayor a menor a lo largo del pozo. Cada hoyo es protegido mediante la corrida y cementacin de tuberas de revestimiento de dimetros adecuados. El objeto final es suministrar un conducto, del yacimiento a la superficie que permita extraer con carcter comercial los fluidos del yacimiento, todos los pozos perforados proporcionan informacin geolgica con el propsito de explotar racionalmente el yacimiento y de valuar y descubrir nuevos recursos. En este camino la perforacin ha experimentado diferentes cambios desde la perforacin de pozos rectos hasta la construccin de pozos desviados.

2.2 PERFORACIN VERTICAL Inicialmente fue la principal tcnica de perforacin para el desarrollo de los campos, esta consiste en perforar un hoyo en lnea recta desde la superficie hasta la profundidad final. Mientras ms profundo est el yacimiento petrolfero, ms control exige la trayectoria de la broca para mantener el hoyo recto. En la prctica se acepta una cierta desviacin del hoyo de la vertical dado a los diferentes factores geolgicos y mecnicos que se presentan. La perforacin de pozos verticales sigue siendo la primera opcin en cuanto a pozos exploratorios, inyectores y reinyectores, por la

20

facilidad de bajar la tubera de revestimiento y sobre todo por que representa menos costos tanto para eliminacin de recortes como en materia de tubulares y cementos. A raz de las experiencias obtenidas de las desviaciones fortuitas durante el progreso de una perforacin vertical, naci y se desarroll el concepto de perforar en forma controlada manteniendo un grado de inclinacin deseado, con rumbo y desplazamientos laterales hacia un objetivo predeterminado. Surge as la perforacin direccional, permitiendo intencionalmente perforar pozos desviados.

2.3 PERFORACIN DIRECCIONAL La Perforacin Direccional se ha consolidado como una de las tcnicas mas usadas para la extraccin de hidrocarburos, esta consiste en dirigir el curso del agujero a lo largo de una trayectoria predeterminada para llegar en el fondo a un objetivo localizado a una distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa rotaria del equipo de perforacin. Esta tcnica de perforacin permite construir varios pozos desde una misma plataforma terrestre evitando montar plataformas de perforacin (well pad) individuales para cada pozo, por consiguiente se tiene una menor disminucin de la superficie bitica del entorno, razn por la cual en nuestros das se encuentra en pleno apogeo.

Figura 2.1 Representacin de la perforacin direccional

Realizado por: Autores

Actualmente factores relacionados con salud seguridad y medio ambiente obligan a ser objetivos en cuanto a la perforacin de pozos por lo que direccionar el pozo indica ser una de las mejores alternativas para llegar con excelente precisin al objetivo

21

geolgico planificado, a continuacin mencionamos algunas causas que ha llevado a la perforacin direccional a ser una de las mejores opciones para la extraccin de hidrocarburos. Pozos mltiples desde una estructura artificial (Offshore & Onshore drilling) Control de reventones en otros pozos (Relief Well) SAGD (Drenaje Gravitatorio de Vapor Asistido) Mltiples arenas desde un pozo Pozos de alcance extendido Exploracin desde un pozo Locaciones inaccesibles Perforacin horizontal

Desvo (Sidetrack)2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales Los pozos direccionales poseen una clasificacin la cual depender de la forma que tome el ngulo de inclinacin en lo que corresponde a su trayectoria dentro del hoyo. Existen varios tipos de pozos direccionales, los perfiles ms comunes en el oriente ecuatoriano son:

2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o J invertido Su descripcin bsica se detalla a continuacin: (ver figura 2.2) Una seccin vertical hasta el punto de arranque (K.O.P) Una seccin de incremento de inclinacin (build section) Una seccin tangente con inclinacin constante (tangent or hold section)Figura 2.2 Build Hold Well Profile

Fuente: Bibliografa

22

2.3.1.2 Perfil tipo S Este perfil es denominado tipo S por su trayectoria hacia el objetivo predeterminado, su descripcin bsica es: (ver figura 2.3) Una seccin vertical hasta el punto de arranque (K.O.P) Una seccin de incremento de inclinacin (build section) Una seccin tangente con inclinacin constante (tangent or hold section) Una seccin de disminucin de inclinacin (drop section)Figura 2.3 S Profile Well

Fuente: Bibliografa

2.3.1.3 Perfil tipo horizontal Su descripcin bsica es: (ver figura 2.4) Una seccin vertical hasta el punto de arranque (K.O.P) Una seccin de incremento de inclinacin (build seccin 1) Una seccin tangente con inclinacin constante (tangent or hold section) Una segunda seccin de incremento de inclinacin (build section 2) Una seccin horizontalFigura 2.4 Horizontal Profile Well

Fuente Bibliografa

23

2.4 PERFORACIN HORIZONTAL La perforacin horizontal, ha tomado un impresionante auge en los ltimos aos en regiones productoras de todo el mundo ya que esta bajo ciertas condiciones favorables, puede incrementar drsticamente la produccin de yacimientos heterogneos verticalmente fracturados. Ms an, el ndice de recuperacin aumenta tanto que ya es considerada por los expertos como un medio de recuperacin secundaria. Los pozos horizontales son pozos de alto ngulo >85 con respecto a la vertical, se los aplica para mejorar el desempeo del yacimiento, ya que se coloca una seccin larga del pozo dentro del yacimiento lo que permite obtener una mayor exposicin al yacimiento por lo tanto una mayor recuperacin de hidrocarburos. Los pozos horizontales son ms opcionados en yacimientos delgados ya que estos no deben ser excesivamente largos para mejorar la produccin de un pozo vertical, en el mismo yacimiento. Como regla general, asumiendo que la permeabilidad horizontal es igual a la permeabilidad vertical (Kh = Kv), los pozos horizontales producen ms que los pozos verticales cuando la longitud horizontal excede el espesor de la formacin productora. La produccin de un pozo horizontal, o de alto ngulo, se reduce drsticamente si la donde permeabilidad vertical es representativamente menor que la permeabilidad horizontal. Los yacimientos con bajas relaciones de permeabilidad, Kh>Kv, no son buenos candidatos para ser perforados horizontalmente a menos que la longitud lateral exceda en gran medida el espesor de la formacin.

Figura 2.5 Pozo horizontal

Fuente: Bibliografa

24

La perforacin horizontal puede proveer una solucin ptima en situaciones especficas donde es necesario lo siguiente: Incrementar la produccin en reservorios consolidados Mejorar la recuperacin y el drenaje del reservorio Espaciar y reducir el nmero de pozos en proyectos de desarrollo y de inyeccin Controlar problemas de conificacin de gas/agua Para realizar este tipo de perforaciones se deben considerar los siguientes aspectos: Espesor vertical del yacimiento Relacin de permeabilidad Kh vs Kv Efecto de las barreras de permeabilidad vertical Estimacin de la productividad Modelo de productividad Los pozos horizontales se categorizan en relacin con su Tasa de Aumento de ngulo, su Radio de Curvatura y con el Alcance Horizontal, (ver tabla 2.1) as mismo se muestra la recomendacin del tamao o dimetro del hoyo para su implementacin.Tabla 2.1 Clasificacin de Pozos Horizontales

TIPO DE POZO

TASA DE AUMENTO

RADIO DE CURVATURA

ALCANCE HORIZONTAL

DIAMETRO DEL HOYO

LARGO MEDIO CORTO

2 a 6 grados/100' 6 a 29 grados/100' 29 a 286 grados/100'

1000' a 3000' 200' a 1000' 20' a 200'

3281' 1641' 656'

81/2" - 12 1/4" 6" - 81/2" 6"

Fuente: Bibliografa

2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIN Para conseguir la desviacin perforacin direccional. necesaria de un pozo hacia el objetivo fijado las

herramientas a continuacin mostradas son las ms utilizadas en materia de

25

2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS

2.5.1.1 Bent Sub Es una herramienta que se coloca directamente arriba del motor de fondo y obliga a la broca a seguir un determinado arco de curvatura mientras perfora.

Figura 2.6 Bent Sub

Fuente Bibliografa

La conexin de esta herramienta (pin) es maquinado con un ngulo de de 1 a 3 de la vertical en incrementos de , y viene en diferentes dimetros para ser compatible con la caja (box) del motor de fondo.

2.5.1.2 Brocas de perforacin Jetting Son brocas de tamao convencional pudiendo tener una configuracin de salida del fluido a travs de sus orificios o jets, con uno o dos chorros de mayor tamao y uno o dos ciegos y uno de gran tamao. La fuerza hidrulica generada por el fluido erosiona una cavidad en la formacin, lo que permite dirigirse en esa direccin, haciendo que el pozo se separe de la vertical. Este mtodo, es generalmente usado en formaciones semi-blandas y blandas, el mismo es conocido con el nombre de jetting; la perforacin se realiza en forma alternada, es decir se jetea y luego se rota la sarta.

26

Figura 2.7Jetting

Fuente Bibliografa Realizado por: Autores

2.5.1.3 Cuchara Recuperable Se utiliza para iniciar el cambio de inclinacin y direccin de un hoyo. Generalmente, cuando se requiere salirse lateralmente del hoyo. Consta de una larga cua invertida de acero, cncava en un lado para sostener y guiar la sarta de perforacin.

Figura 2.8 Cuchara Recuperable


27

2.5.1.4 Cuchara Permanente Whipstock Este tipo de herramienta queda permanente en el pozo, sirviendo de gua a cualquier trabajo requerido en l. Su principal aplicacin es desviar a causa de una obstruccin o colapso de un revestidor (sidetracks). Esta herramienta es conocida con el nombre de Whipstock.

Figura 2.9 Whipstock


2.5.1.5 Motores de fondo Son motores de desplazamiento positivo que crean transmisin de potencia o torque a la broca mediante el fluido de perforacin sin tener movimiento la sarta de perforacin.Figura 2.10 Motor de desplazamiento positivo


28

La potencia del motor es generada por una geometra rotor/estator. Ambos, el rotor y el estator, tienen lbulos helicoidales que se unen para formar cavidades helicoidales selladas. El flujo de fluido de perforacin a travs de estas cavidades obliga al rotor a moverse. La seccin de potencia de los motores puede ser configurada de acuerdo a las condiciones de perforacin, la dureza de la formacin a perforar, el tipo de broca, la tasa de flujo, etc. Los rangos de los motores van desde alta velocidad y bajo torque hasta baja velocidad y alto torque. Por ejemplo, una configuracin 1:2 significa que el motor es de alta velocidad y bajo torque (rotor de un lbulo y estator de dos), mientras que una configuracin 7/8 denotara un motor de alto torque y baja velocidad (rotor de 7 lbulos con estator de 8 lbulos); la figura 2.8 muestra las configuraciones de un rotor y estator.Figura 2.11 Configuracin Rotor / Estator

1/2

2/3

3/4

5/6

7/8

9/10

Fuente: Bibliografia

La potencia del motor es casi linealmente proporcional a la tasa de flujo y el torque es proporcional a la cada de presin generada. Esta relacin de presin de entrada a torque de salida permite al perforador direccional detectar fcilmente condiciones anormales de operacin que llevaran a que el motor se frene.

2.5.1.6 Motores de Turbina Las turbinas tambin funcionan por medio del fluido de perforacin, este pasa y choca internamente en las aletas del metal, haciendo que se cree una alta velocidad de rotacin, mayor inclusive que la del motor de desplazamiento positivo.

29

Las turbinas tienden a ser ms largas que un PDM y su velocidad es mucho mayor, generalmente cerca de 1000 RPM lo que las hace ideales para correr brocas impregnadas con diamante natural para formaciones extremadamente duras. No usa estatores o material elastomrico, hacindolas ms resistentes a fluidos agresivos y a altas temperaturas.Figura 2.12 Motor de turbina

Fuente: Bibliografa Realizado por: Autores

Para ambos casos (motor de desplazamiento positivo o turbina de fondo), se necesita tener una junta desviada de su eje axial o una camisa desviada cerca de la broca y con uno o mas estabilizadores, que permita crear el ngulo de inclinacin inicial y orientar el hoyo al objetivo planificado.

2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES

2.5.2.1 Estabilizadores Herramienta que tiene como funcin principal evitar el acercamiento de la sarta de perforacin a las paredes del pozo. As mismo evitar perforar un pozo en forma escalonada. Existen varios tipos de estabilizadores de acuerdo al uso que se requiera.Figura 2.13 Tipos de estabilizadores

Fuente: Bibliografa

30

Para la perforacin direccional, los estabilizadores distribuidos en la sarta de perforacin en posiciones especficas con respecto a la broca, permite el control de la desviacin para aumentar, mantener y disminuir el ngulo de inclinacin del pozo.

Figura 2.14 Arreglo de estabilizado

TESIS SOBRE CAÑERIAS

Documents

Transcript of TESIS SOBRE CAÑERIAS