UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA Facultad de...
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA Facultad de Ingeniería de Petróleo, Gas Natural y Petroquímica “REDUCCIÓN DE LOS EFECTOS DE CHOQUES Y VIBRACIONES DURANTE LA PERFORACIÓN Y ENSANCHAMIENTO DE POZO EN LA SELVA SUR DEL PERÚ” TESIS PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE: INGENIERO DE PETROLEO Y GAS NATURAL ELABORADO POR: VICTOR YOSER AQUINO HANCCO Promoción 2013 – 1 LIMA-PERU 2015
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
Facultad de Ingeniería de Petróleo,
Gas Natural y Petroquímica
“REDUCCIÓN DE LOS EFECTOS DE CHOQUES Y VIBRACIONES
DURANTE LA PERFORACIÓN Y ENSANCHAMIENTO DE POZO
EN LA SELVA SUR DEL PERÚ”
TESIS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETROLEO Y GAS NATURAL
ELABORADO POR:
VICTOR YOSER AQUINO HANCCO
Promoción 2013 – 1
LIMA-PERU
2015
AGRADECIMIENTO
i
Agradecimiento
Mi agradecimiento sincero primordialmente a Dios quien me otorgó la fe y la
fortaleza necesaria para seguir mis sueños, a mis padres Sinforoso y Fidelia por
darme la vida y ejemplo para poder construir mi propio camino, a mis hermanos
Nestor y Fredy, a mis queridas hermanas Gladys y Pilar quienes siempre estuvieron
presentes apoyándome en los momentos más importantes en mi vida, a mi querida
alma mater, a los ingenieros y trabajadores de mi segunda casa y centro laboral
quienes me estrecharon la mano para formar y fortalecer mis valores como persona
y profesional.
ii
Resumen
La presente Tesis titulada “Reducción de los Efectos de Choques y Vibraciones
Durante la Perforación y Ensanchamiento de Pozos en la Selva Sur del Perú”,
consiste en el estudio de los efectos producidos por los choques y vibraciones
durante la perforación y ensanchamiento de hoyo en las secciones de 12 ¼” x 14
3/4" y 10 5/8”x 12 ¼” experimentados en dos campos de la selva sur peruana como
es el caso del campo Pagoreni y Cashiriari; ambos ubicados en la cuenca del
Ucayali pertenecientes al bloque de Camisea y como se realizó la reducción de
estos niveles de choques y vibraciones.
Durante la perforación de ambos yacimientos se evidenciaron claramente estos
fenómenos los mismos que se tradujeron en pérdidas costosas de herramientas,
daños severos en el conjunto de Fondo y tiempos no productivos por viajes
adicionales al planeamiento. Para ello, se introdujo un plan para mitigar los niveles
de vibraciones, el cual consistía en la identificación de los escenarios y condiciones
que hacen que estos fenómenos se produzcan, por lo que la sección de 10 5/8”x12
¼” en el campo Pagoreni muestra el mejor escenario para un buen entendimiento),
luego se realiza el análisis de las variables intervienen como son el ensamblaje de
fondo (“BHA”) y parámetros de perforación. Finalmente se realiza las mejoras en
ambas variables y se recomienda un diseño de ensamblaje de fondo y parámetros
de perforación. Estos serán aplicados en un pozo perforado en una misma zona,
donde se comprobara la reducción en los niveles de vibraciones y que beneficios
adicionales se consiguieron con estos. Alcanzados estas mejoras se continuo con
el análisis de los pozos Cashiriari donde se evidenciara efectos un poco más
adversos de las vibraciones en la sección de 12 ¼”x14 ¾” que afectó
principalmente en la tasa de penetración (ROP) que cayo drásticamente comparado
a lo alcanzado en los Pagoreni por lo que para estos pozos se trabajara en la
tecnología de una de las variables que es el ensanchador concéntrico
específicamente en el bloque cortador que se utilizaron a lo largo del proyecto, se
continuara trabajando en el diseño del Conjunto de fondo como tal y también en el
control de parámetros de perforación.Mostrando al final la mejora global que se
realizó en términos de reducción de los niveles vibraciones durante la perforación.
iii
INDICE Agradecimiento………………………………………………………………………...i
Resumen……………………………………………………………………………….ii
Índice……………………………………………………………………………………iii
CAPITULO I.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................... 1
1.1 Problemática .................................................................................................. 1
1.2 Formulación del Problema ............................................................................. 2
1.2.1 Problema General.......................................................................................................... 2
1.2.2 Problemas Específicos .................................................................................................. 2
1.3 Justificación ................................................................................................... 3
1.4 Objetivos (General y Específico).................................................................... 4
1.4.1 Objetivo General ............................................................................................................ 4
1.4.2 Objetivos Específicos..................................................................................................... 4
CAPITULO II.-MARCO TEORICO ........................................................ 5
2.1 Antecedentes de la Investigación .................................................................. 5
2.2 Bases Teóricas .............................................................................................. 7
2.2.1 Conceptos Básicos de Vibraciones: ............................................................................... 7
2.2.2 Vibración Determinística ................................................................................................ 7
2.2.3 Vibración Aleatoria......................................................................................................... 7
2.2.4 Propagación de las Ondas. .......................................................................................... 10
2.2.5 Tipos de Ondas ........................................................................................................... 11
2.2.6 Comportamiento de Onda ............................................................................................ 12
2.2.7 Frecuencia Natural. ..................................................................................................... 13
2.2.8 Amortiguamiento......................................................................................................... 14
2.3 Marco Conceptual ........................................................................................ 16
2.3.1 Vibración en la Sarta de Perforación. ........................................................................... 16
2.3.2 Descripción Cualitativa de las Vibraciones en la Sarta de Perforación .......................... 17
2.3.3 Vibraciones Axiales ..................................................................................................... 17
2.3.4 Vibraciones Torsionales ............................................................................................... 18
2.3.5 Vibraciones Laterales .................................................................................................. 19
2.3.6 Fenómenos Vibratorios. ............................................................................................... 20
2.3.7 Principales Factores de la Vibración en la Sarta de Perforación. .................................. 23
2.3.8 Efectos de la Vibración en las Operaciones de Perforación. ........................................ 24
iv
Capitulo III.- HIPOTESIS Y VARIABLES ........................................... 36
3.1 Hipótesis General ........................................................................................ 36
3.2 Identificación de Variables ........................................................................... 36
3.2.1 Variable Independiente ................................................................................................ 36
3.2.2 Variable Dependiente .................................................................................................. 36
3.3 Operatividad de Variables ............................................................................ 37
3.5 Matriz de Consistencia ................................................................................. 39
CAPITULO IV.-PLANEAMIENTO DE LA INVESTIGACION ............. 40
4.1 Tipo de Investigación ................................................................................... 40
4.2 Población y Muestra .................................................................................... 40
4.3 Instrumentos de recolección de Datos ......................................................... 41
4.4 Análisis e Interpretación de Datos ............................................................... 41
CAPITULO V.- CHOQUES Y VIBRACIONES DURANTE LA
PERFORACION Y ENSANCHAMIENTO DE HOYO CASO CAMISEA
SELVA SUR DEL PERU. .................................................................... 43
5.1 Reseña Histórica.......................................................................................... 43
5.2 Ubicación del Área de Estudio ..................................................................... 45
5.3 Introducción ................................................................................................. 46
5.4 Configuración Modelo de los Revestidores de los Pozos de Camisea ........ 46
5.5 Perforación Modelo de los Pozos de Camisea (Campo Pagoreni) .............. 48
5.5.1 Sección de 26”............................................................................................................. 48
5.5.2 Sección de 16”............................................................................................................. 48
5.5.3 Sección de 12 ¼” x 14 ¾” ............................................................................................ 49
5.5.4 Sección de 10 5/8” x 12 ¼” .......................................................................................... 50
5.5.5 Sección de 8 ½” ........................................................................................................... 50
5.6 Choques y Vibraciones en la Sección de 10 5/8” x 12 ¼” Campo-Pagoreni 52
5.6.1 Pozos Pag Sección 10 5/8” x 12 ¼” ............................................................................. 53
5.6.2 Optimización del Conjunto de Fondo para la Sección de 10 5/8”x12 ¼” caso Pagoreni 57
5.7 Choques y Vibraciones en la Sección de 12 ¼” X 14 ¾” y 10 5/8” X 12 ¼”-
Campo Cashiriari ............................................................................................... 77
5.7.3 Perforación Modelo de los Pozos Cashiriari ................................................................. 77
5.7.4 Evolución del diseño de Ensanchadores Concéntricos ................................................. 82
v
5.7.5 Perforación de los Pozos CR-Sección 12 ¼”x 14 ¾” y 10 5/8”x 12 ¼” .......................... 83
CAPITULO VI.- ANALISIS DE RESULTADOS ................................ 116
6.1 Análisis de Resultados de la Sección de 10 5/8” x 12 ¼” Caso Pagoreni....................... 116
6.2 Análisis de Resultados de las Secciones de 12 ¼” x 14 ¾” caso Cashiriari. .................. 118
6.3 Análisis de Resultados de las Secciones de 10 5/8”x12 ¼” caso Cashiriari. .................. 121
6.4 Evaluación del Rendimiento de la Sección 12-1/4” x 14 – 14-3/4” ................................. 122
6.5 Evaluación del Rendimiento de las Secciones de 10 5/8” x 12 ¼” ................................. 123
6.6 Reducción de Viajes y BHA a lo largo del Proyecto Camisea. ....................................... 124
CAPITULO VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......... 125
7.1 Conclusiones ................................................................................................................ 125
CAPITULO VIII.- BILIOGRAFIA ........................................................ 126
1
CAPITULO I.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Problemática
Los efectos de choques y vibraciones durante la perforación de pozos exploratorios
y de desarrollo han sido considerados como uno de los problemas más críticos de
daño severo y prematuro en los conjuntos de fondo y brocas de perforación, ya que
al producirse de manera descontrolada y sin un plan de mitigación alteraran
drásticamente los regímenes de perforación conllevando a producir altos tiempos
no productivos (NPTs) por viajes adicionales al planeamiento así como perdidas
costosas de las herramientas de fondo ya sea por daño físico o por pérdida total de
la herramienta.
Durante los últimos 42 años en la industria de los hidrocarburos en la selva sur del
Perú se ha venido enfrentando este fenómeno por lo que diversas compañías tanto
de servicios y operadoras en las áreas de ingeniería de perforación y herramientas
de fondo han venido diseñando y optimizando distintos conjuntos de fondos (BHA),
brocas de perforación y parámetros con la finalidad de mitigar y reducir estos
fenómenos intrínsecos de la perforación de pozos verticales, dirigidos y
horizontales.
De tal manera esta etapa de la industria de los hidrocarburos se apoya en las
nuevas tecnologías que se vienen desarrollando para obtener información y algún
tipo de registro que pueda dar más detalle sobre estos fenómenos y así desarrollar
modelos que puedan predecir los efectos que se pueden tener durante la
perforación de los pozos siguientes y así lograr una estrategia de desarrollo
eficiente en la perforación de pozos tanto exploratorios como de desarrollo.
En la selva sur del país durante la campaña de exploración y desarrollo del proyecto
Camisea se observaron estos fenómenos, los cuales produjeron perdidas costosas
de herramientas de fondo y altos tiempos no productivos así como también pobres
regímenes de penetración alcanzados durante la perforación y el ensanchamiento
de las secciones del pozo (10 5/8”x 12 ¼” y 12 ¼” x 14 ¾”). Principalmente debido
2
a la geometría del pozo (altos ángulos) y la variedad de formaciones atravesadas y
cambios litológicos con rangos de esfuerzo de confinamiento de la roca (UCS) entre
4000 y14000 psi y picos hasta de 20000 psi. Siendo así que se introdujo una
metodología para entender el fenómeno y así diseñar un sistema de perforación
(Conjunto de fondo + Parámetros de perforación) que permita mejorar el
desempeño de la perforación y ensanchamiento del hoyo.
1.2 Formulación del Problema
1.2.1 Problema General
¿Cómo reducir y mitigar los efectos de choques y vibraciones durante la
perforación y ensanchamiento de pozos (HEWD)?
1.2.2 Problemas Específicos
¿Cómo identificar los fenómenos de choques y vibraciones durante la
perforación y ensanchamiento de pozo (HEWD)?
¿Cómo optimizar los parámetros de perforación y el diseño del ensamblaje
de fondo para reducir los efectos de choques y vibraciones durante la
perforación e ensanchamiento de pozos (HEWD)?
3
1.3 Justificación
La adquisición de información de vibraciones durante la perforación de pozos
ayudan a entender la complejidad de los fenómenos ocurridos en la sarta de
perforación así como en el ensamblaje de fondo (BHA) ya que estos fenómenos
están directamente relacionadas con la complejidad de las trayectorias
direccionales de los pozos, así como también de la amplia intercalación de
formaciones que se atraviesan durante las operaciones de perforación y una
inadecuada combinación de parámetros que se utilizan ( velocidad de rotación y
peso sobre la broca) e inclusive por efectos dinámicos de manufactura (margen de
espacio entre las piezas, rodamientos, fricción de contacto entre las piezas y demás
fuerzas desbalanceadas que se producen durante la rotación) puesto que una
pequeña e insignificante vibración puede excitar las frecuencias de resonancia de
algunas partes estructurales y así ser amplificadas hacia mayores vibraciones.
Por lo tanto se consideró la introducción de una herramienta capaz de registrar
estas vibraciones y ayudara a construir modelos en base a los parámetros
obtenidos en el fondo del pozo y en superficie de tal manera que permitiera entender
estos fenómenos y así diseñar modelos como el modelo de elementos finitos del
conjunto de fondo (BHA) capaz de simular estos efectos producidos ya sea por una
aplicación inadecuada de parámetros, intercalaciones de formaciones o geometría
del pozo y así realizar una mejora continua para optimizar los parámetros de
perforación y el diseño del conjunto de fondo pozo tras pozo perforado.
Como se ha mencionado sobrellevar estos problemas de perforación ayudaran a
incrementar los regímenes de perforación (“ROP”), lo que se traduce en un ahorro
de costo que beneficiara considerablemente al desarrollo de un proyecto, además
que mitigara los daños a las principales herramientas de fondo las cuales son las
más costosas e incluso algunas sensibles por ser dispositivos electrónicos (Brocas,
Ensanchadoras, Sistemas rotarios dirigibles, Motores de Fondo, Sistema de registro
direccional, LWD,MWD, etc).
4
1.4 Objetivos (General y Específico)
1.4.1 Objetivo General
Mostrar la optimización en el diseño del Ensamblaje de Fondo (BHA) y los
parámetros de perforación para reducir los efectos de choques y vibraciones
durante la perforación y ensanchamiento del pozo (HEWD) en las secciones de 10
5/8”x 12 ¼” y 12 ¼”x 14 ¾ a lo largo de la perforación de los pozos de la selva sur
del Perú”.
1.4.2 Objetivos Específicos
Analizar el historial de los pozos perforados en la selva sur del Perú (Camisea) para
identificar los efectos de choques y vibraciones y determinar la criticidad de daño
en el conjunto de fondo (BHA) durante la perforación y ensanchamiento del hoyo
(HEWD) en las secciones de 10 5/8”x 12 ¼” y 12 ¼” x 14 ¾”.
Realizar una comparación de los mejoramientos del diseño del conjunto de fondo
(BHA) durante la campaña de perforación en el área de Camisea selva sur del Perú
específicamente en el ensanchador y la broca.
5
CAPITULO II.-MARCO TEORICO
2.1 Antecedentes de la Investigación
La investigación que abarca el problema de las vibraciones en la sarta de
perforación data de principios de los 60’s principalmente dirigidos por Bailey &
Finnie (1960), ellos usaron una aproximación gráfica para calcular las frecuencias
naturales de la sarta de perforación. Desde entonces se ha originado un incremento
respecto al interés en el modelado del comportamiento dinámico de la sarta de
perforación utilizando técnicas tanto analíticas como numéricas. La aproximación
analítica ha sido la base de los primeros modelados (Aarrestand,1986; Jansen,
1991). Yigit y Christoforou (1996, 1998) modelaron la sarta de perforación utilizando
el método anterior. Estos modelos asumen el acoplamiento entre las vibraciones
axiales y transversales (Yigit y Christoforou, 1996) y entre las vibraciones
torsionales y transversales (Yigit y Christoforou, 1998). Navarro y Cortes (2007)
usaron un conjunto de parámetros del modelo para analizar la vibración torsional y
el fenómeno de Stick-slip en sartas de perforación para pozos verticales.
La complejidad del problema y desarrollo de computadoras con prestaciones de
hardware mejoradas han abierto la puerta a una versatilidad de técnicas numéricas.
La mayoría de las investigaciones han empleado efectivamente modelos numéricos
como el método de diferencias finitas (“MDF”) y el método de elemento finito (“FEM”,
por sus siglas en inglés) para tratar el problema. Khan (1986) uso el método de
diferencias finitas para resolver las vibraciones axiales y torsionales en la sarta de
perforación mientras se despreciaba la adición de masas y el efecto de
amortiguamiento. Rey (1983) derivo una ecuación diferencial del movimiento de las
vibraciones laterales en el aparejo de fondo de la sarta de perforación entre la broca
y los estabilizadores, resolviéndola mediante el método de diferencias finitas,
examinaron los efectos del torque y el peso en la broca y los estabilizadores, el
amortiguamiento del lodo y la desviación del aparejo de fondo desde el eje del pozo.
Shyu (1989) estudio el acoplamiento entre las vibraciones laterales y axiales y el
efecto del giro excéntrico de la sarta de perforación usando el método de
Diferencias Finitas. Bairdet (1985) uso el método de elemento Finito (FEM) para
encontrar la respuesta transitoria de la rotación del aparejo de fondo bajo la
6
interacción con la formación. Burgess (1987) Uso el método de Elemento Finito para
modelar la vibración lateral de la sarta de perforación, ellos realizaron un análisis
estático no lineal para encontrar la ubicación donde la tubería por encima del ultimo
estabilizador toca la pared del pozo, entonces usando la longitud de la sarta de
perforación desde la broca hasta el punto donde la tubería toca la pared del pozo
evaluaron la respuesta de la sarta por medio de un análisis armónico. Apostal
(1990) desarrollo un modelo de elemento finito tridimensional para investigar la
respuesta armónica del aparejo de fondo de la sarta de perforación. El
amortiguamiento, Coulomb, Estructural y viscoso, fueron incluidas en su modelo.
Khulief y Al-Naser (2005) uso la aproximación de Lagrange para formular un modelo
de elemento finito para la rotación vertical de la sarta de perforación.
Casti (1971) y Bellman (1972) introdujeron el método de cuadratura diferencial a
principios de los 70’s desde entonces, muchas investigaciones han aplicado este
método para resolver varios problemas en las diferentes áreas de ciencia y
tecnología. El método ha sido mostrado como un poderoso contendiente en la
solución de sistemas de ecuaciones diferenciales. Por lo tanto se ha convertido en
una alternativa viable para los métodos numéricos existentes, como el Método de
diferencias Finitas y el Método de Elemento Finito, para el modelado y simulación
del aparejo de fondo
Se puede mencionar dos grande ventajas sobre el método elemento finito.
1. El uso de algoritmos más simples que conllevan a una implementación más
fácil del método mencionado.
2. Soluciones más eficientes a partir de menos puntos de discretización de la
ecuación.
Debido a estas ventajas la popularidad de este método se ha incrementado para
la resolución de diferentes tipos de problemas en la ingeniería en años recientes.
.
7
2.2 Bases Teóricas
2.2.1 Conceptos Básicos de Vibraciones:
Se denomina vibración a la propagación de ondas elásticas produciendo
deformaciones y tensiones sobre un medio continuo (o posición de equilibrio).No
debe confundirse una vibración con una oscilación. En su forma más sencilla, una
oscilación se puede considerar como un movimiento repetitivo alrededor de una
posición de equilibrio. La posición de "equilibrio" es a la que llegará cuando la fuerza
que actúa sobre el cuerpo sea cero. Este tipo de movimiento no involucra
necesariamente deformaciones internas del cuerpo entero, a diferencia de una
vibración. Una vibración es una fluctuación del movimiento de un sistema que se
encuentra en estado de equilibrio.
Existen dos tipos de vibraciones:
2.2.2 Vibración Determinística
La vibración determinística es un tipo de vibración que puede ser caracterizada de
manera precisa, ejemplo de este tipo de vibraciones, es la vibración generada por
una unidad de bombeo.
2.2.3 Vibración Aleatoria
Este tipo de vibración solo puede ser analizada estadísticamente, este tipo de
vibración se puede ejemplificar con un atascamiento intermitente en una unidad de
bombeo.
Un sistema vibratorio en general está constituido de tres elementos, elemento de
inercia, elemento de rigidez y elemento de amortiguamiento o disipación, además
de estos elementos se debe considerar, las fuerzas y momentos aplicados
externamente y las alteraciones externas provenientes de desplazamientos iniciales
prescritos, velocidades iniciales, o ambos. El elemento de inercia almacena y libera
energía cinética, el elemento de rigidez almacena y libera energía potencial y el
elemento de disipación o de amortiguamiento se utiliza para expresar la perdida de
energía de un sistema. Cada uno de estos elementos tiene características
diferentes de excitación y respuesta; la excitación está en la forma de una fuerza o
de un momento y la respuesta correspondiente del elemento está en la forma de un
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desplazamiento, velocidad o aceleración. Los elementos de rigidez se caracterizan
por una relación entre la fuerza aplicada (o momento) y la respuesta
correspondiente de velocidad, siendo de naturaleza lineal o no lineal
En los sistemas mecánicos, las vibraciones determinísticas son excitaciones que
provocan una respuesta del sistema como se muestra esquemáticamente en la
Figura 2-1. En teoría, siempre y cuando dos de las tres variables (excitación, sistema
y respuesta) sean conocidas la tercera puede ser determinada, sin embargo los
cálculos matemáticos pudieran ser desafiantes, se busca regular la función
respuesta, ya que las funciones de excitación y el sistema son conocidos.
El sistema de Vibración puede ser lineal o no lineal, discreto o continuo (tabla 1).
En todos los casos un sistema de vibración puede estar en una, dos o tres
dimensiones ortogonales. Un sistema lineal es un sistema en el cual la
proporcionalidad y la superposición son verdaderas y se cumplen las ecuaciones
(1.1 y 1.2)
𝑆𝑖 𝐸(𝑡) → 𝑅(𝑡) 𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑐𝑒𝑠 𝑟𝐸(𝑡) → 𝑟𝑅(𝑡) 1.1
𝑆𝑖 𝐸1(𝑡) + 𝐸2(𝑡) → 𝑅1(𝑡) + 𝑅2(𝑡) 1.2
𝑆𝑖 𝐸1(𝑡) → 𝑅1(𝑡) 𝑦 𝐸2(𝑡) → 𝑅2 (𝑡)
Cuando no se cumple esta proporcionalidad y superposición, puede hablarse de un
sistema no-lineal.
Figura 2 - 1 Sistemas Vibratorios Fuente:Fanchi ,Jhon R "Petroleum Engineering Handbook" Vol 1 SPE international
2006
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Un sistema discreto es un sistema que tiene un numero finito de coordenadas
independientes esto puede describir una respuesta del sistema. Estas coordenadas
independientes son conocidas como grados de libertad (DOF’s por sus siglas en
inglés). Si el movimiento de la masa, rotacional o de traslación, de un sistema de
vibración es una función de solo una coordenada independiente, entonces se dice
que el sistema solo tiene un grado de libertad, si dos o más coordenadas
independientes son requeridos para describir uno o ambos tipos de movimiento
entonces el sistema tiene dos o más grados de libertad, si el sistema es un sistema
continuo (un conjunto infinito de coordenadas independientes son necesarias para
describir la respuesta del sistema) este tiene un infinito número de grados de libertad.
La mayoría de los sistemas tienen grados de libertad dominantes, algunos sistemas
incluso tiene un solo grado de libertad dominante lo interesante es que este tipo de
sistema puede incluso ser caracterizado como un sistema discreto, lo que hace las
matemáticas del sistemas más manejables.
Fuente: Elaboracion Propia.
Si el sistema tiene un solo grado de libertad o un conjunto de grados de libertad en
una sola dirección, este es un sistema de una sola dimensión 1D, si en el sistema
existen dos direcciones mutuamente ortogonales de los grados de libertad entonces
se tiene un sistema en dos dimensiones 2D y si existen tres direcciones mutuamente
ortogonales en el sistema de los grados de libertad entonces este es un sistema de
tres dimensiones 3D.Como se muestra en la Tabla 2 la función de excitación puede
ser periódica o transitoria y estar presente o no. Una vibración periódica es un tipo
de vibración que puede ser caracterizada matemáticamente como una indefinida
Tabla 1: Clasificación de los Sistemas Vibratorios
10
repetición. Una vibración transitoria es de longitud finita y ésta compuesta de ondas
que tiene un comienzo definido y que eventualmente se extingue. Estas ondas
pueden ser extremadamente cortas en algunos casos.
Fuente: Elaboracion Propia.
2.2.4 Propagación de las Ondas.
Onda
Este término suele ser entendido intuitivamente como el transporte de
perturbaciones en el espacio, no considerando el espacio como un todo sino como
un medio en el que pueden producirse y propagarse dichas perturbaciones a través
de él. La forma por el cual una vibración viaja a través de un sistema es conocido
como onda de propagación. Cuando una fuerza externa está afectando un cuerpo
elástico en la vida real, el cuerpo no reacciona instantáneamente en la totalidad de
su longitud. El punto inmediato debajo de la fuerza reacciona primero y
consecuentemente las secciones justo debajo a la sección previa a la reacción y
así sucesivamente. Esta serie de reacciones son llamadas propagación de onda
por que las reacciones se propagan a través del cuerpo por un periodo de tiempo a
una velocidad específica. Si la tasa de cambio en la fuerza es baja entonces un
análisis de equilibrio estático puede modelar las reacciones adecuadamente para
muchas aplicaciones en ingeniería, esto es nombrado como análisis de cuerpo
rígido. Si por el contrario la fuerza externa cambia rápidamente entonces un análisis
de propagación de onda es necesario para modelar las reacciones efectivamente.
Tabla 2: Clasificación de las Funciones de Excitación
11
2.2.5 Tipos de Ondas
Existe una gran variedad de ondas elásticas, algunas que son citadas en esta
sección son las ondas longitudinales, laterales y de flexión, algunas de las cuales
son mostradas en la Figura 2-3.
En ondas longitudinales (también llamadas ondas de compresión/tensión, axiales,
de dilatación y no rotacionales), las partículas que constituyen el medio elástico son
empujadas directamente contra y hacia fuera de ellas y la dirección del movimiento
de las partículas es paralelo el movimiento de la onda. En la mayoría de aceros, las
ondas longitudinales viajan aproximadamente a 5,121 m/s. las ondas longitudinales
no se dispersan, esto significa que todos los componentes de los que está
constituida una onda longitudinal viajan a la misma velocidad y, consecuentemente,
no se dispersan.
Las ondas laterales las partículas son deslizadas entre ellas y se mueven
perpendicularmente a la dirección del movimiento de las ondas, como el
deslizamiento entre partículas necesita mayor energía, las ondas laterales son más
lentas, en acero estas ondas viajan a una velocidad aproximada de 3,170 m/s, un
cambio rápido en la fuerza torsional en una sección de tubería causara una onda
lateral que se propagara del punto de aplicación hacia todas las partes de las
tubería. Esta se propagara como un torcimiento angular. Las ondas laterales no se
dispersan y tienen un método de solución como el de las ondas longitudinales sin
embargo, las ondas de cizalla o transversales son dispersas, sus componentes se
dispersaran y “ensuciaran” el perfil de onda inicial. Esto complica significativamente
su análisis. Ondas de Flexión viajan como una flexión en una barra o plato y tiene
Figura 2 - 2 Propagación de onda en materiales rígidos (CEDEX,2001) Fuente:http://www.cedex.es/MFOM
12
componentes laterales y longitudinales, cizallamiento giratorio y momentos de
inercia, esto complican el análisis de las ondas de flexión.
Los estudios de la propagación de onda son agrupadas en ondas de compresión y
tensión, de estas las ondas de compresión generalmente son las más fáciles de
modelar. Una onda de compresión es una onda de esfuerzo en la cual el esfuerzo
se propaga en forma de compresión, de la misma manera una onda de tensión es
una onda de esfuerzo en la cual el esfuerzo se propaga en forma de tensión.
2.2.6 Comportamiento de Onda
En el comportamiento de onda, la velocidad depende principalmente de la densidad
y el módulo de elasticidad pero también es afectado por el amortiguamiento y la
frecuencia. El retorcer una barra de acero provocara una onda de cizallamiento, una
onda de cizallamiento se mueve a lo largo de la longitud de la barra más lentamente
de lo que lo hacen las ondas longitudinales, y su comportamiento es muy similar a
las ondas longitudinales, la longitud del efecto está en función de cuanto se retorció
y la magnitud está en función de la torsión que fue aplicada para que se retorciera.
Figura 3: Tipo de Ondas Elásticas Fuente:Fanchi Fuente: Fanchi, John R. "Petroleum Engineering Handbook" Vol. 1 SPE SPE International 2006
Figura 2 - 3 Tipo de Ondas Elásticas Fuente: Fanchi, John R. "Petroleum Engineering Handbook" Vol. 1 SPE International 2006
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Las ondas actúan independientemente, pero el estrés que crean puede ser sumado,
por ejemplo, dos ondas iguales de compresión que son generadas simultáneamente
por golpes de martillo en cada uno de los extremos de una barra larga de acero se
encontraran en el centro de la barra pasaran a través de ellas cada una y entonces
cada onda longitudinal a lo largo de la barra cruzara la otra de manera
independiente como si ninguna de las dos existiera, mientras las ondas está
pasando a través de ellas la compresión en el acero será el doble que si se midiera
individualmente.
2.2.7 Frecuencia Natural.
Todas las cosas tienen una frecuencia natural y es la frecuencia con la que un objeto
vibrara al aplicarse un disturbio y continuara después de haber retirado la fuente de
excitación. Todas las sartas de perforación y sarta de varillas tienen una frecuencia
natural que depende de las propiedades del material y la geometría de este. Las
propiedades del material determinan la velocidad de la onda y la geometría
determina como las ondas se reflejan y refractan.
Durante la propagación de la onda, la onda eventualmente alcanza un extremo del
material, parte de la onda se reflejara de regreso a su fuente generadora, si la onda
reflejada alcanza la fuente en el instante en el cual se genera una nueva onda, estas
dos ondas se combinaran y se sincronizaran en una fase, después, si las ondas
reflexión de estas dos ondas regresan a la fuente al mismo tiempo que es generada
la siguiente nueva onda las tres ondas se combinaran, si esto continua por el tiempo
mientras más ondas son generadas bajo estas condiciones, la onda resultante
incrementara su amplitud teóricamente hasta el infinito, esto es llamado
Resonancia. La frecuencia a la cual la resonancia ocurre es a la frecuencia natural
o un entero múltiplo de esta frecuencia (llamada Frecuencia Armónica). Si esta
reforzamiento de la onda se deja continuar, el sistema eventualmente se destruirá
o fatigara hasta fallar.
Un sistema continuo contiene un número infinito de frecuencias naturales, en tanto
que un sistema discreto de un solo grado de libertad tiene una sola frecuencia
natural de resonancia. Algunas frecuencias tendrán mayores amplitudes que otras,
14
cada sistema continuo con respuestas a grandes amplitudes puede ser modelado
con una metodología de un sistema discreto.
Siendo la ecuación básica de la frecuencia natural:
𝒇 =𝟏
𝟐𝝅√
𝒌
𝒎 1.3
2.2.8 Amortiguamiento.
La energía de la resonancia no alcanza un valor infinito debido al amortiguamiento,
que se puede definir como la disipación de energía debida al tiempo o la distancia.
Sin el amortiguamiento, o fricción, la energía de las vibraciones alcanzaría un valor
tan alto de energía que el sistema no lo podría soportar, lo cual causaría una falla
estructural. Durante la perforación tres tipos diferentes de amortiguamiento pueden
ocurrir, el amortiguamiento viscoso, Coulomb y Estructural. El amortiguamiento
viscoso acurre cuando la fuerza de amortiguamiento generada es proporcional a la
velocidad de las partículas. Amortiguamiento de Coulomb (también llamado fricción
seca) es la fuerza generada por el movimiento de material pasando de uno a otro,
esto usualmente es proporcional a la fuerza normal a las superficies de los
materiales. Los coeficientes de fricción estático y dinámico son proporcionalmente
constantes. Amortiguamiento estructural es la fuerza de fricción generada por el
movimiento relativo de los planos internos de un material como el movimiento
causado por una onda
2.2.8.1 Amortiguamiento Viscoso
El amortiguamiento viscoso ocurre cuando la fuerza amortiguamiento es
proporcional a la velocidad de la de las partículas, el amortiguamiento viscoso
puede ser mostrado por:
𝐹𝑑 = 𝐶𝑑𝑥
𝑑𝑡 1.4
Un método para determinar el amortiguamiento incluye notar el decremento de la
aceleración en todo un ciclo de vibración. Un impulso es generado sobre la sarta de
perforación para producir una onda, mientras la onda está decayendo, la
aceleración es medida y grabada varias veces en una posición especifica de la sarta
15
de perforación y es tomada en la misma fase esto es cresta a cresta, el tiempo entre
cada grabación es también anotado. Estos valores son usados en la ecuación 1.4
para calcular el coeficiente de amortiguamiento (c), desafortunadamente a través
de este método se tiene el amortiguamiento total del sistema y no se distingue entre
amortiguamiento viscoso y Coulomb.
𝐶 = 2𝐴𝐶𝐸
𝑉𝑠2𝑡𝑙𝑛
𝛼1
𝛼2 1.5
2.2.8.2 Amortiguamiento Coulomb.
Amortiguamiento de Coulomb es la fricción que ocurre cuando dos superficies
secas deslizan entre ellas y su fuerza es un valor constate esto depende de la
velocidad y el desplazamiento de las partículas, pero también depende del factor
de fricción (μ) y la fuerza normal de las caras en contacto, este valor se determina
con:
𝐹𝑡 = 𝜇𝐹𝑛 1.6
La fuerza de amortiguamiento de Coulomb siempre es de signo opuesto a la
velocidad de la partícula, esto quiere decir que la fuerza de amortiguamiento es
contraria cuando el signo de la velocidad de la partícula cambia, esta discontinuidad
hace una fuerza de amortiguamiento no lineal como se muestra en la siguiente
ecuación:
𝐹𝑓 = ±(𝑑𝑥
𝑑𝑡)𝜇𝐹𝑛 1.7
La no-linealidad hace que el uso de esta ecuación de movimiento se dificulte.
2.2.8.3 Amortiguamiento Estructural
El amortiguamiento estructural, es llamado así porque se origina de las fricción
interna de una estructura. Una onda moviéndose a través de un material hace que
la estructura atómica reaccione a una fuerza aplicada, como los átomos de una
estructura se mueven, la energía es perdida a través de la interacción de estos
átomos con los átomos vecinos. El amortiguamiento estructural es la energía
perdida cuando los átomos se mueven relativamente entre ellos.
16
Si el material tiene una relación lineal perfecta entre esfuerzo/deformación, el
amortiguamiento estructural no ocurriría. En realidad, aunque no existe tal cosa
como un comportamiento lineal perfecto de esfuerzo/deformación, dos curvas
desarrolladas en un diagrama de esfuerzo/deformación mientras un material es
tensionado y liberado, el área central entre estas dos curvas representa la energía
perdida por la fricción interna. Esta vibración puede ser pequeña, pero la cantidad
de energía disipada puede ser muy grande acusa de las vibraciones de alta
frecuencia causadas por este fenómeno que se repite muchas veces durante todo
el tiempo que dura un periodo.
El valor del amortiguamiento estructural depende de una cantidad de factores, unos
de los factores es la condición del material esto es, la composición química, las
homogeneidades y los cambios de las propiedades causados por las historias
térmica y de esfuerzo, otro es el estado de esfuerzo interno en las condiciones
iniciales y la subsecuentes registros térmicos y de esfuerzo, también se deben de
incluir el tipo variaciones de esfuerzos. Axiales, Torsionales y Flexión, todos estos
parámetros afectan directamente el valor del amortiguamiento estructural.
Una manera de encontrar la fuerza de amortiguamiento estructural es haciéndola
proporcional a la velocidad de las partículas dividida por la frecuencia natural de
onda, como se muestra en la siguiente ecuación:
𝐹𝑛 =ℎ 𝑑𝑥
𝜔𝑑𝑡 1.8
2.3 Marco Conceptual
2.3.1 Vibración en la Sarta de Perforación.
Las Vibraciones de la sarta de perforación son reconocidas con mayor frecuencia
como un costo operativo muy alto para la industria. Muchas de las causas son
entendidas y muchas metodologías de remediación se encuentran disponibles, el
paso vital es implementar efectivamente el conocimiento y la tecnología para
recortar los costos de perforación.
Puede definirse la vibración en la sarta de perforación como la energía liberada en
forma mecánica debido al desbalance de energía existente en un sistema de
perforación, constituido por la interfaz con la roca perforada, la sarta de perforación,
17
broca y lodo de perforación, la energía libera es debida a la relación Es < Ets donde
Es representa energía necesaria para perforar la roca y Ets representa la energía
total del sistema. Ets es la suma de diversos factores entre los más importantes y
cuantificables de manera precisa son el peso sobre la Broca, la velocidad de
rotación, el gasto de lodo, fricción contra las paredes del agujero, etc. El sistema
tendera a permanecer en equilibrio, es ahí cuando las vibraciones aparecen y harán
que el sistema regrese a un estado de equilibrio liberando energía en forma de
vibraciones y ocurriendo impactos cuando la amplitud de las vibraciones excede la
amplitud del radio del pozo
Los síntomas de las vibraciones en la sarta de perforación son diversos,
2.3.2 Descripción Cualitativa de las Vibraciones en la Sarta de Perforación
Las razones principales por la que la sarta perforación vibra son debidas al contacto
de la broca con la formación y el contacto entre la sarta de perforación y la pared
del agujero. Además otras causas como la flexión de la tubería y el no alineamiento
de la sarta de perforación pueden causar o incrementar la severidad en las
vibraciones de la sarta de perforación. Esas vibraciones pueden generar
movimientos axiales, laterales y torsionales en la broca y en la sarta de perforación.
2.3.3 Vibraciones Axiales
Este tipo de vibración puede causar saltos de la sarta de perforación y disminuir la
tasa de penetración (ROP), Además que las fluctuaciones del peso efectivo en el
fondo del agujero también pueden dañar la broca y al aparejo de fondo de la sarta
de perforación. Las vibraciones axiales son más comunes cuando se está
perforando con brocas triconicas. En el caso de pozos verticales someros estas
vibraciones puede ser detectadas en superficie por las variaciones en la carga del
gancho y saltos en el top drive, a grandes profundidades y/o en pozos direccionales
la vibración pueden ser atenuadas, y un sistema de detección de vibración será
necesario para identificar el problema en superficie, sin embargo el daño en la broca
y en el aparejo de fondo seguirá siendo el mismo.
18
Fuente:http://www.apps.slb.com/cmd/ChannelItem.aspx?code=STICK
2.3.4 Vibraciones Torsionales
Estas vibraciones provocan que la rotación en la broca sea irregular, lo cual puede
causar daños en las conexiones de las tuberías y en la misma broca reduciendo así
el rendimiento de la perforación, el fenómeno de vibración torsional es conocido
como Stick/slip. En este caso la velocidad de rotación disminuye en la broca y en
los estabilizadores, mientras que la velocidad en la mesa rotaria y el top drive. Este
proceso hace que la broca y el estabilizador acumulen una gran cantidad de energía
que al liberarse provoca un incremento drástico y peligroso en la velocidad de
rotación. Estas ondas torsionales viajan en la sarta de perforación desde el fondo
del pozo hasta la superficie y de regreso a la broca. Este comportamiento puede
continuar a menos que se cambien los parámetros de perforación o la operación de
perforación se detenga.
Fuente:http://www.apps.slb.com/cmd/ChannelItem.aspx?code=STICK
Tabla 3: Niveles de Vibraciones Axiales
Tabla 4: Niveles de Vibraciones Torsionales
19
2.3.5 Vibraciones Laterales
Estas vibraciones ocurren cuando la broca o los estabilizadores giran alrededor de
un eje no coincidente con el eje del agujero lo cual provoca una ampliación no
deseada en el diámetro del agujero. Este tipo de rotación puede no ser identificada
en superficie lo cual puede causar reducción en la vida del aparejo de fondo de la
sarta de perforación debido a los ciclos de tensión de alta frecuencia en la sarta de
perforación. La sarta de perforación requiere energía. En la perforación la energía
se obtiene de tres parámetros básicamente, peso sobre la broca (WOB por sus
siglas en inglés), velocidad de rotación, y el fluido de perforación. En la perforación
siempre se presentan vibraciones, estás varían en magnitud y provocan que la
energía requerida en la perforación no se transmita en su totalidad para hacer el
agujero. La meta principal en estos casos es la detección y minimización de las
vibraciones a favor del aumento de la tasa de penetración. Otro objetivo principal
se basa en evitar la destrucción por este fenómeno del aparejo de fondo de la sarta
de perforación y de sus principales componentes. Para extender la vida del aparejo
de fondo de la sarta de perforación, es crítico comprender el mecanismo que se
encuentra trabajando en su contra y ser capaces de cuantificar su magnitud. Con
este conocimiento podemos alterar la construcción del aparejo de fondo de la sarta
de perforación y del pozo utilizando parámetros de perforación en superficie para
controlar este fenómeno mediante la aplicación de un dispositivo que pueda
detectar vibraciones multiaxiales, podemos identificar los diferentes tipos que
existen, medir su magnitud, y determinar qué tan efectivo puede ser el diseño para
soportar estos efectos.
Tabla 5: Niveles de Vibraciones Axiales
Fuente:http://www.apps.slb.com/cmd/ChannelItem.aspx?code=STICK
20
2.3.6 Fenómenos Vibratorios.
Una de los principales conceptos es la identificación de los movimientos mecánicos
que se llevan a cabo en el pozo. Estos mecanismos pueden estar acoplados
causando otro movimiento resultante que normalmente es llamado respuesta
paramétrica. Figura 2- 4
2.3.6.1 Salto de la Broca (Bit Bouncing)
Esta se define como un movimiento axial en el aparejo de fondo la sarta de
perforación. La broca golpea en repetidas ocasiones el fondo del pozo (formación).
Este fenómeno ocurre principalmente en agujeros verticales cuando se utilizan
brocas tricónicas, cuando se perfora fuera del camino de la zapata o en formaciones
muy duras. También puede ser el resultado de otros mecanismos de movimiento
como son el Stick-Slip o el Whirl (rotación excéntrica). Los indicadores en superficie
donde se pueden apreciar estos movimientos son el top drive, el movimiento de la
sarta hexagonal (Kelly) o la fluctuación en el Peso sobre la Broca. Este movimiento
puede resultar en una falla temprana de la broca y del aparejo de fondo de la sarta
de perforación y una reducción de la tasa de penetración. Algunos métodos para
evitarla incluyen la reducción del WOB y el incremento de las RPM, cambio del
diseño de la broca o la utilización de herramientas de amortiguación en el fondo
(Shock Subs)
Figura 2 - 4 : Fenómenos Vibratorios en la Sarta de Perforación. Fuente: D.K. Ashley "Extending BHA Life with Multi-Axis Vibration Measurements" SPE/IADC 67696 2001
21
2.3.6.2 Atascamiento/Deslizamiento de la Sarta (Stick/slip)
Se define como un movimiento alternado que va de lento a rápido en el momento
de rotación del aparejo de fondo de la sarta de perforación. A causa de la rotación
la broca por algunos periodos se detiene, lo que origina un torque sobre la sarta de
Perforación y por consecuencia un giro de esta. Generalmente ocurre en pozos con
ángulos muy elevados, cuando la broca PDC es agresiva y el aparejo de fondo de
la sarta de perforación sufre de fuertes fricciones con la pared del pozo. Los
indicadores en superficie son variaciones en el torque y en las RPM. Este
movimiento puede resultar en un sobre torque y daño en las conexiones. El
incremento en la velocidad de la broca y en las fuerzas de los impactos puede
remover los recortes de la broca y los dientes de las brocas de conos. La solución
para este problema puede ser la reducción del WOB y de las RPM. La reducción de
la fricción puede ser alcanzada si utilizamos escariadores, si suavizamos los perfiles
del pozo y aumentamos la lubricidad del lodo de perforación.
Fuente:http://www.apps.slb.com/cmd/ChannelItem.aspx?code=STICK
2.3.6.3 Rotación no-concéntrica de la Broca (Bit Whirl)
Se define como una rotación excéntrica de la broca. La broca en vez de rotar
alrededor de un centro geométrico, la broca rota de manera excéntrica provocando
contacto con la pared del pozo. Esto generalmente ocurre en pozos verticales, en
formaciones intermedias y duras, y en brocas PDC con cortadores laterales muy
agresivos. La detección en superficie es casi imposible pero la broca tiene
características notables al final de cada viaje, como el estar fuera de medida del
agujero . La detección en el fondo del pozo es más sencilla, debido a la presencia
de vibraciones laterales de alto impacto. Estos impactos altos inducen al
movimiento Whirl en la broca provocando fallas prematuras en el aparejo de fondo
de la sarta de perforación, falla en la broca, y reducción de la tasa de penetracion.
Tabla 6: Niveles de Stick and Slip
22
Para su reducción se pueden utilizar brocas anti-Whirl, además de mejores
prácticas en la perforación.
2.3.6.4 Rotación no-concéntrica del Aparejo de Fondo (BHA Whirl)
Se define como el movimiento excéntrico del aparejo de fondo de la sarta de
perforación en el pozo. Este movimiento también puede ser en la misma dirección
de la rotación de la tubería, en reversa o en movimientos caóticos. El aparejo de
fondo de la sarta de perforación “camina” en el pozo debido a la forma de engranaje
que tienen los estabilizadores y de las juntas de las herramientas cuando golpean
las paredes del pozo. Esto generalmente ocurre en pozos verticales, en secciones
inestables del aparejo de fondo de la sarta de perforación, en los ensambles de
péndulo, y cuando la lubricidad del lodo no es la adecuada. La detección en
superficie puede ser alcanzada indirectamente cuando este movimiento induce al
bit Bouncing o la revisión de los componentes de la sarta de Perforación después
de las corridas. El desgaste de un solo lado de los estabilizadores y de las uniones
especiales de las herramientas son señales típicas del BHA Whirl.
La combinación de fuertes movimientos laterales y de torsión en el fondo del pozo
es evidente en los dispositivos de detección de movimientos multi axiales. Estos
fuertes impactos pueden resultar fácilmente en la falla de los componentes del
aparejo de fondo de la sarta de perforación como de la broca. Los componentes de
la sarta de Perforación están igualados a un solo lado y sometidos a fatiga extrema.
Algunas formas de reducir este movimiento incluyen la utilización de escariadores
y del incremento de la lubricidad del lodo, así como el rediseño del aparejo de fondo
de la sarta de perforación y de mejores prácticas en la perforación. Cualquier intento
de reducción de este tipo de movimiento mientras se está perforando debe empezar
con el paro en la perforación para eliminar la resonancia que existe para después
cambiar las RPM y el WOB en la superficie.
Está claramente demostrado en muchos estudios y publicaciones que la resonancia
que causa el Whirl en el aparejo de fondo de la sarta de perforación contribuye a la
falla prematura de sus componentes
23
2.3.7 Principales Factores de la Vibración en la Sarta de Perforación.
Durante el transcurso de las operaciones de perforación el movimiento de la sarta
de perforación dentro del agujero y la interacción de la broca con la formación
genera vibraciones en el fondo del agujero no deseadas y dañinas. Comenzando
desde que la perforación de un pozo es un proceso dinámico, las vibraciones son
inevitables, las vibraciones de la sarta de perforación son una importante causa de
fallas prematuras de los componentes de la sarta de perforación y la ineficiencia en
la perforación. El manejo adecuado (administración) de la dinámica de las
vibraciones en la perforación es una parte esencial del proceso de perforación, esta
gestión facilitara la reducción del riesgo en todos los actuales y futuros desarrollos
de campos y dispondrá de avances de la tecnología en las aplicaciones más
demandantes como son las aguas profundas y la perforación de alcance extendido.
Las vibraciones en la sarta de perforación son causadas debido a todo cambio en
las condiciones de perforación. Las condiciones en el fondo del agujero cambian
debido a los siguientes factores:
2.3.7.1 Interacción Broca/Agujero.
Las condiciones en la interface formación broca como son la velocidad de la broca
y la dureza de la roca son los factores más importantes en la integración de la
respuesta dinámica. Debido a la variante e incierta naturaleza de estas condiciones,
una simple metodología operacional no es suficiente para eliminar las vibraciones
y los daños consecuentes a la que se enfrenta el personal.
Figura 2 - 5 Tipos de Giro (Whirl) Fuente: D.K. Ashley "Extending BHA Life with Multi-Axis Vibration Measurements" SPE/IADC 67696 2001
24
2.3.7.2 Interacción Agujero/Sarta de Perforación.
La eficiencia de las operaciones de perforación puede mejorarse mediante el
conocimiento de los estados críticos de la sarta de perforación y desarrollo de las
mediciones que reduzcan sus efectos adversos en el proceso de perforación.
Muchos estados pueden estar acompañados por pandeo y vibraciones extremas de
la sarta de perforación cuando sus frecuencias naturales igualan la velocidad
angular de rotación. Es importante no únicamente establecer las velocidades
críticas de rotación de las brocas de perforación, si no también identificar los
estados de Flexión o pandeo, el cual permitirá encontrar regiones de interacción
entre la sarta y la pared del agujero y calcular la reacción de tales interacciones.
2.3.8 Efectos de la Vibración en las Operaciones de Perforación.
En la perforación las vibraciones afectan a gran parte del equipo involucrado en la
perforación, como son a las herramientas de registro direccional (MWD/LWD),
conjunto de fondo, broca, y el mismo pozo. En la actualidad el estudio de este
fenómeno se ha incrementado debido a la información de numerosas fallas en los
elementos antes mencionado alrededor del mundo, provocando un interés
particular en evitarlos o disminuirlos. Conocer cómo se comportan y como se miden
es parte del problema así como los efectos, para solucionar el problema relacionado
con los efectos provocados por fenómenos vibratorios, las compañías de servicios
en el mundo realizan pruebas constantes para poder conocer los efectos que los
fenómenos vibratorios tienen en la herramientas, y así prevenir y evitar fallas
tempranas en los equipos.
2.3.8.1 Efectos en la Construcción del Pozo
Históricamente, los problemas relacionados con la inestabilidad en el pozo son
atribuidos a la interacción físico-química de la roca con el fluido de perforación,
especialmente cuando este fluido es Newtoniano. Sin embargo, en años recientes
estudios han mostrado que los efectos químicos se vuelven irrelevantes en
comparación con los eventos donde la energía de la perforación afecta al pozo. El
excesivo nivel en las vibraciones en el interior del pozo han sido identificados como
una de las causas de mayor daño al pozo, por lo cual varios estudios han
demostrado que la reducción de las vibraciones en la sarta de perforación
25
contribuye en gran medida a reducir los problemas de inestabilidad en el pozo,
además de reducir la fatiga en la misma sarta. Uno de los principales problemas
que provocan las vibraciones en los pozo es el agrandamiento del diámetro original,.
Estas vibraciones pueden conducir a grandes pérdidas de tiempo en la operación
provocando en los pozos de las áreas afectadas un impacto económico negativo,
además de provocar un control de dirección no adecuado del pozo. Las vibraciones
en la perforación se ven acrecentadas cuando operamos cerca de las frecuencias
de resonancia de los materiales, causando la destrucción de los componentes de
la sarta con mayor velocidad, se conoce que cuando se opera con velocidades de
rotación críticas, o muy cercanas a las velocidades necesarias para llegar a las
frecuencias harmónicas, se pueden generar un gran esfuerzo en la sarta
alcanzando aproximadamente los 80,000 psi. , acortando drásticamente la vida de
la herramienta, ya que gran parte de las fallas puede ser atribuidas a las vibraciones
y movimientos armónicos en la sarta. Aunque el efecto de alargamiento del agujero
del pozo por vibraciones ha sido identificado, las consecuencias de este con la
integridad del pozo aun nos son muy comprendidas.
2.3.8.2 Análisis de Estabilidad a través de la Energía
Los problemas de inestabilidad del pozo en el campo son como mencionamos
anteriormente atribuidos a la interacción química de los fluidos y la roca de la
formación. Sin embargo trabajos realizados han demostrado que ciertas arenas las
propiedades de las mismas permanecen sin cambio cuando reaccionan con el fluido
de perforación.
Basado en la conservación de la energía, este análisis se integra a partir de los
principios de energía de los fenómenos que actúan sobre la pared del pozo. Se trata
de cuantificar la energía a través de un modelo sencillo, el cual podrá asociar los
efectos de la energía en diferentes eventos que ocurren en la perforación.
La energía puede ser almacenada en un objeto sometido a esfuerzos continuos, si
la energía excede el limite interno del material este puede soportarlo unos
momentos, esto hasta que encuentre un mecanismo de alivio, lo cual podrá
restablecer los niveles de energía hasta límites más tolerables, estos mecanismos
de alivio puede ser pequeñas micro-fracturas en el material, el cual con el paso del
26
tiempo se convertirá en una falla en el mismo. La teoría de Griffith dice que la
energía potencial elástica es participe durante el fracturamiento de la roca. Este tipo
de micro-fracturas derivadas de las vibraciones, provocan que la energía vaya
decreciendo.
El cambio de energía asociada a este fenómeno que ocurre en el agujero del pozo
está dada por:
∆𝑈 = 𝐸𝑚 + 𝐸𝑆 + 𝐸𝑡 + 𝐸𝑐 − 𝐸𝑓 1.9
Donde 𝐸𝑚𝐸𝑠,𝐸𝑡 𝑦 𝐸𝑐 , representan la energía mecánica, la energía de la sarta, la
energía térmica y 𝐸𝑓 es la energía de fractura, la cual está dada por:
𝐸𝑓 = 𝛾𝐹𝑠 1.10
Donde 𝛾 es la energía especifica de fractura y Fs es el área de la fractura.
Por lo tanto sabremos que la presencia de resonancia o de una comportamiento
dinámico complejo ira aunado de la transferencia de energía de la superficie al
fondo del pozo, la energía cinética de la sarta de perforación se puede ver disipada
por los impactos de la sarta con las paredes del pozo, este tipo de comportamiento
es el responsable de una gran cantidad de daño.
2.3.8.3 Daños en Herramientas de Medición. (MWD/LWD).
En años recientes ha crecido el interés en el mundo por parte de las compañías de
servicios y operadores, poder cuantificar los daños y la durabilidad de las
herramientas especiales que en la actualidad constituye el aparejo. En la actualidad
el aparejo de fondo de Perforación se ha vuelto cada vez más complejo y sofisticado
con la adición de nuevas y novedosas herramientas MWD y LWD, por lo que el
análisis del desgaste que sufren después de la operación o durante ha cobrado
mucha importancia. Las fallas de estas herramientas relacionadas con las
vibraciones que ocurren dentro del pozo podrían provocar desconexiones, daño en
la electrónica o el escenario indeseable de la pérdida de la herramienta que
representaría un impacto económico importante debido al alto costo de las
herramientas en la actualidad. Esto es debido a las fuertes cargas dinámicas que
recibe la herramienta durante su uso, estas herramientas están sujetas a fuertes
27
cargas laterales, las cuales causan gran daño a la herramienta debido a la gran
energía con la que se impactan contra la pared del pozo. En la actualidad se ha
considerado el fenómeno vibratorio Stick-Slip y Whirl de la broca y aparejo de fondo
en el monitoreo de las condiciones de la herramienta, porque se ha analizado
recientemente que estos dos fenómenos vibratorios llegan a ser los más dañinos
para las herramientas especiales. Sabemos que las herramientas de perforación se
encuentran expuestas a ambientes hostiles. Los procesos de perforación sujetan a
las herramientas a varios tipos de vibraciones y temperaturas elevadas. Los
componentes más sensibles de estas herramientas, como los son los MWD y LWD
debido a su electrónica, son más propensos a las fallas por vibración, las
vibraciones no provocan daños inmediatos o fáciles de detectar debido a que la
fatiga del equipo es un proceso acumulativo, las fallas ocurren cuando el daño
acumulativo en la herramienta alcanza el punto máximo de la resistencia. En la
actualidad los métodos más comunes para medir este tipo de fenómenos vibratorios
es a través de las mediciones en el fondo del pozo, los límites de vibración son
establecidos a partir de la experiencia en operaciones en el pasado y sobre todo
con el diseño de la herramienta y el aparejo de fondo. La mayoría de los métodos
incluyen la severidad de cada tipo de vibración, incluyendo el daño que se puede
ocasionar en la herramienta.
Una de las formas para determinar el efecto que han tenido las vibraciones en este
tipo de herramientas es conocida como Prueba de Aceleración Alta (“HALT”) (Highly
Accelerated Life Testing). Este método modela y obtiene el daño acumulado y el
umbral de falla como función de las vibraciones, el nivel de los impactos, la cantidad
de impactos y la temperatura de operación. Está basado en métodos empleados en
otras industrias, especialmente en la aeroespacial. Los beneficios de este método
son que su mejor exactitud en la predicción del daño acumulativo.
Prueba de Aceleración
Esta prueba es ampliamente utilizada para cuantificar aproximadamente el tiempo
y las condiciones de operación de los componentes de la herramienta basados en
el esfuerzo a las que son sujetos los componentes en tiempos exageradamente
cortos.
28
Las Herramientas MWD y LWD, están diseñadas principalmente para operar en
condiciones óptimas cerca de 1,000 horas o más antes de recibir algún tipo de
mantenimiento, para cuantificar el daño en esta prueba se utilizan niveles aleatorios
de severidad de la vibración, acordes a niveles reales operativos y los niveles de
esfuerzos previstos para los periodos de tiempo acelerados.
2.3.8.4 Efectos por Vibración Acumulada
El postulado básico de este concepto, es decir que las vibraciones producen daños
por fatiga y que el daño es permanente, cuando los daños por la vibración alcanzan
niveles donde la resistencia del material se ve comprometida es cuando las fallas
ocurren. Durante la perforación, la herramienta es sometida a varios tipos de
vibración a diferentes niveles de severidad. Este método se basa en la fatiga por
esfuerzo, sin embargo también se puede utilizar para el daño por la vibración ya
que la amplitud de la vibración es directamente proporcional al daño. En la
operación de perforación la herramienta vibra lo cual nos referirá un factor de daño
(Di) para cada nivel de vibración, teniendo así que la falla ocurrirá cuando:
𝐷1 + 𝐷2 + ⋯ + 𝐷𝑖−1 + 𝐷𝑖 ≥ 1 1.11
𝐷𝑖 =𝑛𝑖
𝑁𝑖 1.12
Donde Di y los niveles de vibración serán proporcionales a la fracción de tiempo
que se requiera para ocasionar la falla en la herramienta en el tiempo total Ni.
Los efectos de temperatura afectan mucho más a los componentes electrónicos que
a los componentes mecánicos, las condiciones de funcionamiento de este tipo de
componentes se verá afectado cuando la temperatura alcance los 85ºC o más, el
siguiente modelo reduce los niveles permitidos de vibración causados por efectos
de temperatura:
𝐷𝑡 = (𝑇
𝑇𝑠)
𝑚
1.13
𝐷𝑖 =𝑛𝑖
𝑁𝑖 1.14
29
Este tipo de métodos muestra como las vibraciones, su cuantificación y medición
se han vuelto de gran importancia en la actualidad, y como existe la forma de poder
cuantificar el daño en forma precisa.
Además otro problema que envuelve a las vibraciones y las herramientas MWD, es
la interferencia o ruido que las vibraciones en la sarta de perforación producen en
él envió de pulsos a la superficie a través del lodo, ya que las vibraciones axiales
producen variaciones de presión en la columna del fluido de perforación. Estas
variaciones de presión en la columna del lodo, provoca que los pulsos de señales
de MWD presenten ruido. El nivel de ruido que presenten las señales en el MWD
variaran dependiendo la frecuencia de la vibración y otros parámetros operativos,
haciendo la interpretación de los registros más difícil.
Estudios han mostrado que las vibraciones axiales provocan altas frecuencias por
lo que las válvulas de cierre de algunos equipos MWD, las cuales generan un ruido
excesivo en el pulso de la señal provocando dificultades en las lecturas de las
mismas, por lo cual podemos decir que cuando se presenta la vibración axial, la
válvula del MWD genera altas frecuencia y cambios en la presión del lodo. Además
podemos decir que las variaciones de presión en el lodo causadas por la vibración
en la sarta son directamente proporcionales a la frecuencia de la vibración. Sin
embargo estas ondas de presión, pueden refractarse del equipo superficial a la
herramienta MWD, provocando una interferencia caótica en la presión del pulso de
señales. El gasto de flujo es también de gran importancia ya que el nivel de ruido
que se pueda generar por vibraciones depende de él. La Figura 1.6 muestra la
configuración interna de un MWD.
Figura 2 - 6 : Herramienta MWD Fuente:(www.netl.doe.gov)/Herramientas de Fondo
30
2.3.8.5 Daños en la Tubería de Perforación.
La mayor parte de la sarta de perforación está compuesta de tubería de perforación,
las especificaciones dimensionales y metalúrgicas de la tubería de perforación
mínimas requeridas se defienden por el Instituto Americano de Petroleo (API) y
están publicadas en el API Especificación 7 (Specifications for Drill Stem Elements)
y API Especificación 5D (Specifications for Drill Pipe). Las características de
desempeño, lineamientos del uso de la tubería de perforación y estándares de
inspección están en API 7RP7G (Recomended Practice for Drill Stem Design and
Operating Limits).
Mucha tubería de perforación falla como resultado de la fatiga, el daño por fatiga es
causado por cargas de flexión cíclicas inducidas en la tubería de perforación
durante la perforación, este siclo de esfuerzo tendrá como resultado una fisura, las
cuales son la primera etapa de la fatiga por falla. La fisura o grieta crece hasta el
punto donde la restante sección transversal no es lo suficientemente grande para
soportar las cargas y la tubería de perforación consecuentemente se separa, esta
es la segunda etapa de la falla.
Las fallas de la tubería de perforación pueden ser clasificadas en cuatro tipos
diferentes, desconexión causada por el exceso de torque, rotura causada por la
excesiva tensión, estallamiento o colapso por una excesiva presión interna o
presión externa respectivamente y por último la fatiga como resultado de cargas
mecánicas cíclicas con o sin corrosión.
2.3.8.5.1 Desconexión
Ocurren cuando el esfuerzo transversal inducido causado por un alto torque excede
el valor máximo del esfuerzo del material de la tubería. En agujeros verticales
excesivos esfuerzos de torque no son generalmente encontrados en condiciones
normales de operación sin embargo torques que excedan los 80,000 lbt-ft son
comunes y fácilmente pueden causar la desconexión de particulares secciones de
la sarta de perforación.
2.3.8.5.2 Rotura.
Ocurre cuando el esfuerzo de tensión inducida excede el esfuerzo máximo de
tensión del material de la tubería, esta condición podría alcanzarse cuando la
31
tubería se atora y un esfuerzo hacia arriba es aplicado adicionalmente a esto el
punto se encuentra muy cercano al punto neutro.
2.3.8.5.3 Colapso y Estallido.
La rotura de la tubería por colapso o estallamiento es raro, sin embargo bajo
condiciones extremas de alto peso de lodo o perdida completa de circulación, el
estallamiento de la tubería pudiera ocurrir.
2.3.8.5.4 Fatiga.
La falla por fatiga de la sarta de perforación es el más común y costo tipo de falla
en las operaciones de perforación sea de gas aceite o geotérmicas. La acción
combinada de los recurrentes esfuerzos y las corrosión pueden acortar la
expectativa de vida de la tubería de perforación, los esfuerzo cíclicos son inducidos
por cargas dinámicas causadas por la vibración de la sarta de perforación y las
cargas de flexión que ocurren en la secciones de curvatura del agujero y dog legs
que son causadas por la rotación.
2.3.8.5.5 La Corrosión de la Tubería
Ocurre durante la presencia de O2, CO2, cloruros, y/o H2S. H2S es el más elemento
más corrosivo y severo de las tuberías de perforación de acero y es mortal para los
humanos.
Figura 2 - 7 Esfuerzos por Contactos con la Pared del Pozo. Fuente:(O. Vaisberg 2002)
32
2.3.8.6 Daños en la Broca.
2.3.8.6.1 Brocas PDC.
Los efectos de las vibraciones en las brocas han sido discutidas en la actualidad
debido a la gran importancia de estas en la perforación, sabemos que existen tres
tipos de vibraciones que afectan este componente del aparejo de fondo de
Perforación, las cuales son: Axiales, Laterales y Torsionales. Aunque en estudios
recientes se ha notado que las vibraciones o fenómenos vibratorios que más
afectan a la broca son el Atascamiento-Deslizamiento (Stick-Slip) y Giro (Whirl) en
brocas PDC y salto de broca en Triconicas.
En las brocas PDC los fenómenos vibratorios más dañinos que se presentan son el
Stick-Slip y Giro excéntrico (Whirl), estos tienen un impacto negativo muy
significativo en muchos aspectos, como pueden ser el rendimiento y durabilidad de
la broca, la Tasa de Perforación y la vida de la broca. También se ha encontrado
que cuando se presenta el fenómeno vibratorio de Giro (Whirl), las estructuras de
corte de la broca juegan un rol importante en la aparición así de igual manera en la
reducción de este fenómeno, por lo que el diseño de estas es de vital importancia
para la prevención de estos fenómenos. Sabemos que las brocas PDC en
condiciones de perforación normales son muy eficientes y tienen altas tasas de
perforación, sin embargo cuando estas brocas entran en formaciones más duras
las estructuras de corte se ven afectadas por lo cual la Tasa de Perforación
disminuye, esto debido a que cuando la broca PDC entra en estas formaciones el
peso sobre la broca (WOB) aumenta para que la Tasa de Perforación no se vea
comprometida, este aumento del WOB provoca en la broca el fenómeno vibratorio
Figura 2 - 8 Daños en la Barrena por Vibración. (Graham Mensa-Wilmot, 2010)
33
conocido como Stick-Slip el cual provoca un gran daño en la broca, ya que la broca
sufre de un mayor torque causado por el fenómeno, provocando una repentina
liberación la cual genera una velocidad de rotación muy grande que compromete la
vida de la broca, por lo cual su control o reducción es importante, y como se
mencionó anteriormente los efectos principales que sufre la broca son las rupturas
de los insertos de diamantes o cortadores, los cuales acortan la vida de la misma,
y en otros caso fallas tempranas de la broca causando tiempos de espera y tiempos
no productivos.
En las Figura 2 – 8 y 2- 9 se muestran el daño causado por las vibraciones en las
brocas PDC, se puede observar como las estructuras están gravemente dañadas.
2.3.8.6.2 Brocas Tricónicas.
En las brocas tricónicas el estudio en la actualidad se enfoca en vibraciones axiales
las cuales provocan un fenómeno conocido como salto de broca, los otros dos
fenómenos que se presentan en las brocas PDC han sido observados
recientemente en pruebas de laboratorio, estos efectos como se comenta
anteriormente son los que pueden comprometer tanto la vida como las estructuras
de corte de las brocas lo cual disminuirá su eficiencia y por lo tanto la operación de
perforación no será óptima. Por ejemplo, sabemos que las brocas tricónicas puede
sufrir de vibraciones torsionales, generando así el fenómeno de Atascamiento-
Deslizamiento (Stick-Slip), se ha observado en varias pruebas que este fenómeno
Figura 2 – 9 Pérdida de Nariz por Vibración (M.J Fear 2007
34
actúa de una manera ciertamente independiente, ya que cuando la broca se
encuentra “atascada” las variaciones de los parámetros, en este caso el WOB (Peso
sobre la Broca) y TOB (Torque sobre la broca) son menores en contraparte que
cuando se encuentra “deslizándose”, esto se debe a que cuando la broca se atasca,
la perforación se detiene, pero ambos parámetros antes mencionados se siguen
aplicando en la perforación y durante el periodo donde se desliza la broca estos
parámetros cambian, por ejemplo estudios revelan que las RPM pueden ir de 0 a
146 en un instante, mientras que el WOB puede ir de 8,000 lb a 21,000 lb
aproximadamente y el TOB puede ir de 200 lb-ft a 800 lb-ft, estas fluctuaciones tan
significativas en estos parámetros pueden ser la mayor causa de las rupturas en los
insertos de la broca y posiblemente responsables de fallas prematuras en la misma.
Otro ejemplo seria cuando la broca presente un Giro (Whirl), aquí los parámetros
WOB y TOB medidos sobre la broca en fondo del pozo son menores a los medidos
en superficie, esto debido a que cuando se está presentando este fenómeno
vibratorio, algunos componentes del aparejo de fondo de Perforación está en
constante contacto con las paredes del pozo, estos contactos con la pared del pozo,
generan movimientos axiales y torsionales a lo largo del aparejo de fondo
provocados por la fricción. Como resultado de esto, las fuerzas efectivas aplicadas
a las brocas se ven reducidas por lo cual la Tasa de Perforación se ve afectada,
además de provocar efectos de destrucción en la broca. Las características de las
estructuras de corte de las brocas tricónicas, tienen una influencia significativa en
la dinámica de la broca y por ende en su desempeño. Por lo tanto el estudio de
crear estructuras de corte más balanceadas en este tipo de brocas, mejorara el
desempeño de estas y reducirá en cierto grado la posible presencia de vibraciones
severas.
En las Figura 2 - 10 y 11 Se ve el efecto devastador que tienen las vibraciones en
Las Estructuras de corte de la brocas tricónicas, en este caso específico de Giro
(Whirl) podemos observar como el desgaste es alto en ambas brocas, en una
imagen se puede ver como se afectan los insertos de la broca lo cual afecta de
manera directa la perforación, y en la segunda imagen podemos observar la perdida
de la nariz de la broca debido a los fuertes fenómenos vibratorios que sufrió la broca.
35
Figura 2 - 10 Daños en la estructura de corte debido a vibraciones Fuente: Perforación de Pozos /J.Smith/2010
Figura 2 - 11 Perdida de la nariz de la barren por vibraciones Fuente: Perforación de pozos /J.smith/2010
36
Capitulo III.- HIPOTESIS Y VARIABLES
3.1 Hipótesis General
El control y aplicación de los parámetros de perforación como la velocidad de
rotación (RPM) y el peso sobre la broca (WOB) sumados al diseño del Ensamblaje
de Fondo (BHA) ayudan a reducir los efectos de choques y vibraciones durante la
perforación y ensanchamiento de pozo (HEWD).
3.2 Identificación de Variables
3.2.1 Variable Independiente
Registros Litológicos
Parámetros de perforación
Ensamblaje de Fondo (BHA)
3.2.2 Variable Dependiente
Choques y Vibraciones
37
3.3 Operatividad de Variables
Variables Independientes
VARIABLE DEFINICION DIMENSIONES INDICADORES
REGISTRO LITOLOGICO
DATA ADQUIRIDA DURANTE
LA PERFORACION
FORMACIONES
ARENA ARCILLAS CALIZAS
ETC
UCS (Unconfined
Comprenssive strength )
PSI
VARIABLE DEFINICION DIMENSIONES INDICADORES
PARAMETROS DE
PERFORACION
DATA ADQUIRIDA DURANTE
LA PERFORACION
ROP M/HR
CAUDAL GPM
PRESION PSI
TORQUE (KLBS.FT)
PESO DEL GANCHO LBS
VELOCIDAD DE ROTACION RPM
VARIABLE DEFINICION DIMENSIONES INDICADORES
BHA
ENSAMBLAJE DE FONDO
ENSAMBLAJE DE FONDO (BOTTOM
HOLE ASSEMBLY)
BROCA DESEMPEÑO(CUALITATIVOS)
MOTOR DESEMPEÑO (CUALITATIVO)
ENSANCHADOR
DESEMPEÑO (CUALITATIVO)
38
Variable Dependiente
VARIABLE
DEPENDIENTE DEFINICIÓN DIMENSIONES INDICADORES
CHOQUES Y
VIBRACIONES
ONDAS
CAPACES
DE CREAR DAÑO
FISICO EN LAS
HERRAMIENTAS
DE FONDO
VIBRACIONES
LATERALES,
VIBRACIONES
AXIALES
VIBRACIONES
TORSIONALES
(STICK AND SLIP)
REGISTROS
LWD/BLACK BOX
(CUANTITATIVOS)
(DAÑOS DE
HERRAMIENTAS)
DULL GRADING
(CUALITATIVOS)
39
3.5 Matriz de Consistencia
PROBLEMAS OBJETIVO HIPÓTESIS VARIABLES GENERAL ¿Cómo reducir y mitigar los efectos de choques y vibraciones durante la perforación y ensanchamiento de pozos (HEWD)? ESPECÍFICO
¿Cómo identificar los fenómenos de choques y vibraciones durante la perforación y ensanchamiento (HEWD)? ¿Cómo optimizar los parámetros de perforación y el diseño del conjunto de fondo (BHA) para reducir los efectos de choques y vibraciones durante la perforación ensanchamiento de pozos (HEWD)?
GENERAL Mostrar la optimización en el diseño del conjunto de fondo (BHA) y los parámetros de perforación para reducir los efectos de choques y vibraciones durante la perforación y ensanchamiento del pozo (HEWD).
ESPECÍFICO Analizar el historial de los pozos perforados en la selva sur del Perú (Camisea) para identificar los efectos de choques y vibraciones durante la perforación y ensanchamiento del hoyo (HEWD) en las secciones de 10 5/8”x12 ¼” y 12 ¼” x14 ¾”. Realizar una comparación de los mejoramientos del diseño del BHA durante la campaña de perforación en el área de Camisea selva sur del Perú específicamente en el ensanchador y broca.
El control y aplicación de los parámetros de perforación como la velocidad de rotación (RPM) y el peso sobre la broca (WOB) sumados al Diseño del Ensamblaje de Fondo (BHA) ayudan a reducir los efectos de choques y vibraciones durante la perforación y ensanchamiento de pozo (HEWD).
Independientes: 1. Registro litológico
Formaciones
Esfuerzo de confinamiento de la roca(UCS)
2. Parámetros de Perforación
RPM
Torque
WOB 3. Ensamblaje de Fondo (BHA )
Broca
Ensanchador
Motor
Dependiente:
Choques y Vibraciones
Vibraciones Laterales
Vibraciones Axiales
Vibraciones Torsionales (stick and slip)
Daños de Herramientas( dull grading,calificaciones)
40
CAPITULO IV.-PLANEAMIENTO DE LA INVESTIGACION
4.1 Tipo de Investigación
La investigación de este proyecto es de tipo aplicativa descriptiva. Aplicativa ya que
nos basamos en la utilización de los conocimientos desarrollados en investigaciones
anteriores y la puesta en práctica en beneficio de optimizar el rendimiento de la
perforación y ensanchamientos principalmente en las secciones de 10 5/8”x12 ¼” y
12 ¼” x 14 ¾” de los pozos para ello nos basaremos en data de pozos perforados
en dos campos durante la campaña de perforación en Camisea y descriptiva por
que realizara una descripción del fenómeno vibratorio que se produce en el conjunto
de fondo y sarta de perforación durante la perforación y ensanchamiento de pozos
con el objeto de analizar y realizar una comparación entre las principales variables
que afectan y generan de estos fenómenos para así llegar a una conclusión que nos
permita optimizar el rendimiento de la perforación mediante la reducción de los
choques y vibraciones.
4.2 Población y Muestra
La investigación consiste en el estudio del fenómeno que se produce durante la
perforación y ensanchamiento de pozos en el conjunto de fondo (BHA) y la sarta de
perforación por lo tanto la población viene a ser el conjunto de todos los pozos que
se han perforado en el planeta dentro de los cuales se eligieron los pozos de la
selva sur del Perú en el área de Camisea que viene a ser la muestra debido a las
siguientes razones:
Durante la campaña de exploración y desarrollo de los pozos de Camisea se
realizaron perforaciones y ensanchamientos mediante el método del HEWD
(Hole Enlargement While Drilling) donde se observaron y experimentaron en
mayor magnitud los fenómenos de choques y vibraciones en las secciones
de 10 5/8” x 12 1/4” y 12 ¼” x 14 ¾”.
En esta sección los pozos se encuentran en la zona de construcción (BUR)
y mantenimiento de ángulo y además se encuentran atravesando litologías
con distintos rangos variables de UCS (resistencia a la compresión no
41
confinada) de las rocas, lo que conllevara a crear un escenario donde se
genere dicho fenómeno de choques y vibraciones.
4.3 Instrumentos de recolección de Datos
La investigación como se menciona en la parte de diseño comienza siendo del tipo
descriptivo, por lo cual toda la información usada viene de una recopilación selecta
de textos, publicaciones de la SPE (Society Petroleum Engineer) y trabajos de
investigación para así estructurar la parte teórica de esta investigación. Para la parte
aplicativa de esta investigación se utilizó datos provenientes de los reportes diarios,
reportes finales y lecciones aprendidas de los pozos perforados en el área de
Camisea ,así como publicaciones del SPE que tienen una alta confiabilidad y validez
en lo que se refiere a la información y datos usados.
Para mantener la privacidad de los datos de la empresa operadora se cambió
algunos nombres y datos relevantes durante el desarrollo de esta investigación, no
obstante esto no afectara el objetivo y alcance de esta investigación que
básicamente es mostrar las mejoras en el conjunto de fondo (BHA) específicamente
en el ensanchador y broca para reducir así los efectos de los choques y vibraciones.
4.4 Análisis e Interpretación de Datos
Durante la perforación de los pozos es importante llevar un control de parámetros
de perforación tanto de superficie como de fondo de pozo para ello se utilizan
herramientas dentro del conjunto de fondo capaces de recolectar y transmitir los
datos en modo memoria y tiempo real así como en superficie mediante el Pason
que es un sistema capaz de grabar cada cuarto segundo los parámetros en
superficie (TQ,RPM,WOB, SPP,ETC) o simplemente de forma visual mediante el
Martin decker o consola de perforador ya que estos parámetros nos darán un indicio
de que está ocurriendo en la perforación.
Para ellos es necesario trabajar con ambos datos, datos de superficie y datos de las
herramientas de fondo ya que estos nos indicaran si está ocurriendo algún tipo de
vibración capaz de dañar el conjunto de fondo y la sarta de perforación, por ende
es necesario construir un mapa de parámetros antes y durante de la perforación
42
para evitar estos tipos de daños, sin embargo esto solo es una ayuda ya que
afectara también el diseño propio del BHA, puesto que las herramientas y tubulares
generan una propia armónica que puede ser muchas veces destructiva si entran en
resonancia. Por ello en esta investigación realizaremos una comparación entre
BHA’s de pozos que se perforaron y que resultados se obtuvieron al realizar la
mejorar de diseño.
Esto se validara físicamente mediante las evaluaciones y calificaciones que se le
hicieron a las herramientas después de ser usadas en la perforación. Además de
curvas y tablas estadísticas que evidencian el mejoramiento del rendimiento de la
perforación mediante la reducción de las vibraciones.
43
CAPITULO V.- CHOQUES Y VIBRACIONES DURANTE LA
PERFORACION Y ENSANCHAMIENTO DE HOYO CASO
CAMISEA SELVA SUR DEL PERU.
5.1 Reseña Histórica
En julio de 1981, el Estado peruano suscribió un contrato de
operaciones petrolíferas por los lotes 38 y 42 con la compañía Shell. Esas
concesiones sumaban aproximadamente 2.000.000 hectáreas, en la parte sur de la
denominada Cuenca del Ucayali. En 1987, tras el levantamiento de
3.000 kilómetros de líneas sísmicas y la perforación de cinco pozos exploratorios,
el área de Camisea reveló al mundo dos yacimientos de gas natural en los cuales
se denominaron San Martín y Cashiriari. El entusiasmo que generó este hallazgo
dio paso a la firma del Acuerdo de Bases para la Explotación de Camisea entre Shell
y PetroPerú, en marzo de 1988. Sin embargo, las negociaciones concluyeron en
agosto de ese año sin llegar a un acuerdo entre ambas partes. En marzo de 1994
Se firma Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea
entre SHELL y PERUPETRO y en mayo de 1996 se completó negociación y se
suscribió el Contrato de Explotación de los Yacimientos de Camisea entre el
consorcio SHELL/MOBIL y PERUPETRO, no obstante en julio de 1998 el consorcio
Shell/Mobil comunica su decisión de no continuar con el segundo periodo del
Contrato, por consiguiente el Contrato queda resuelto por lo que en mayo de 1999
La Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI) acuerda llevar adelante
un proceso de promoción para desarrollar el Proyecto Camisea mediante un
esquema segmentado, que comprende módulos independientes de negocios.
Siendo El 31 de mayo de 1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM)
convocó a Concurso Público Internacional para otorgar el Contrato de Licencia para
la Explotación de Camisea, y las Concesiones de Transporte de Líquidos y de Gas
desde Camisea hasta la costa y de Distribución de Gas en Lima y Callao.El 9 de
diciembre del año 2000, se firmó el contrato de licencia para la explotación de
Camisea entre el gobierno peruano y el consorcio formado por las empresas
Pluspetrol Peru Corporation, Hunt Oil Company of Peru, SK Corporation,Tecpetrol
44
del Peru, Sonatrach Petroleum y Repsol Exploración Perú. Los mismos que
obtuvieron el derecho de la explotación por 40 años del Lote 88; las regalías que
debía pagar eran de 37,4% y el destino de su producción, el mercado interno. En
mayo de 2002, se firmó el contrato de concesión para el transporte y distribución
del gas de Camisea, mediante el cual Tractebel se convierte en el tercer operador
del proyecto (siendo Pluspetrol Resources Corporation, Techint, SK
Corporation,Sonatrach Petroleum Corporation, Hunt Oil Company y Graña y
Montero SA. los otros socios). Este paso completa el esquema de desarrollo de
Camisea. En el 2004 se dispuso que el Lote 56, con reservas probadas de 2,8
billones de pies cúbicos, se destinara a la exportación; y el Estado concedió al
Consorcio Camisea la explotación de este gas. Paralelamente, el gobierno acordó
autorizar que 1,4 billones de pies cúbicos de gas del Lote 88 se prestasen para
permitirle a este Consorcio sustentar un contrato de largo plazo que hiciera posible
y rentable la exportación del recurso.
45
5.2 Ubicación del Área de Estudio
Los yacimientos de Camisea se encuentran ubicados a 431 kilómetros al Este de
Lima, en el distrito de Echarati, Provincia de la Convención en el Departamento del
Cuzco. Los yacimientos de Camisea comprenden los lotes 88 y 56 cuyas estructuras
que contienen potencial Hidrocarburifero son San Martin, Cashiriari con reservas
probadas de 8.7 TCF de gas natural y cerca de 600 millones de líquidos de gas
natural. Pagoreni y Mipaya con reservas probadas de 2.8TCF y 225 millones de
barriles de líquidos de gas natural.
Figura 5 - 1 Ubicación del área del Gran Camisea, Selva Sur del Perú, Departamento del Cusco Fuente: Desarrollo del Campo Pagoreni /IV INGEPET 2008/EXPL-1-KV-198
46
5.3 Introducción
A lo largo del desarrollo del proyecto Camisea y en la etapa de perforación de pozos
tanto para el Lote 56 y Lote 88 ubicados en la cuenca Ucayali-Madre de Dios se
utilizó una configuración de 5 revestidores para los pozos de gas y condensado a
diferencia de una completación convencional de 4 revestidores debido a que se
introdujo un revestidor protector de 11 ¾” entre la fase del revestidor superficial de
13 3/8” y el revestidor intermedio de 9 5/8” con la finalidad de aislar los problemas
potenciales que ocurrían durante la perforación.
El diseño de revestidores en la Cuenca Ucayali-Madre de Dios se condiciona a
utilizar 5 revestidores, ya que al necesariamente tener que atravesar una capa de
Arcillas hinchables (Capas Rojas Inferiores) riesgo de empaquetamiento del
conjunto de fondo (BHA), arcillas deleznables (Charofitas) riesgo de colapso de
formación, arenas permeables como (Vivian) riesgo de Pegas Diferenciales y
Pérdidas de Circulación, Lutitas Deleznables (Chonta) riesgo de colapso de
formación; se requiere usar un revestidor protector de 11 ¾” el cual cubrirá las
Capas Rojas Inferiores y Charofitas aislando los problemas de estas formaciones
de aquellos que se presenten cuando se esté perforando Vivian y Chonta; es decir
con este revestidor protector de 11 ¾” adicional se obvia los problemas de
hinchamiento de arcillas y colapso de formación en Capas Rojas Inferiores y
Charofitas, respectivamente, quedando como problemas potenciales las posibles
pérdidas de circulación y pegas diferenciales en Vivian y posibles Colapso de
formación y lutitas presurizadas en Chonta. Es por esta razón que se escoge un
diseño de revestidores como sigue:
5.4 Configuración Modelo de los Revestidores de los Pozos de Camisea
1. Conductora de 20”, K-55, 106.5 lb/ft, BTC @+/-60m.
2. Revestidor Superficial 13 3/8”, P-110, 68 lb/ft, AER @+/-1500m.
3. Revestidor Protector 11 ¾”, N-80 60lb/ft @+/-2500m.
4. Revestidor de Producción 9 5/8”, N-80, 43.5 lb/ft, ANJO @+/-2900m.
5. Laina de Producción 7”, N-80, 29 lb/ft, TB @+/-3500m.
47
Figura 5 - 2 Diagrama Modelo de La configuración de los Pozos Pag Camisea
DIAGRAMA DE POZO
48
5.5 Perforación Modelo de los Pozos de Camisea (Campo Pagoreni)
5.5.1 Sección de 26”
En la primera sección o fase de la conductora se utiliza un conjunto de fondo
pendular con una broca tricónica de 26”, estabilizador de 26, collares de perforación
de 9” y tubería de perforación de 5 ½”. El objeto de esta sección es perforar la parte
superior de las formaciones Capas rojas y sentar el revestidor conductor de 20”
buscando la protección de los acuíferos superficiales así como dar integridad al
hoyo superficial que permita la continuidad de la perforación. En esta sección se
atraviesa la formación capas rojas superiores (Upper red beds) compuesta
principalmente por arcillas con algunas intercalaciones de areniscas,
Conglomerados. Los problemas encontrados en esta sección fueron embolamiento
del conjunto de fondo (BHA), ataques de “gumbo” y vibraciones superficiales.
5.5.2 Sección de 16”
Para la segunda sección se utiliza un conjunto de fondo tipo fulcrum compuesta por
una Broca PDC de 16”,Sistema rotario dirigible, estabilizador de 15 7 /8” +collarín
flexible +registros direccionales de 8”,martillo de perforación de 8”,collares de
perforación de 8”,tubería extra pesada de 5 7/8” y tubería de perforación de 5 ½”. .
En esta sección se continúa perforando la formación capas rojas superiores
compuestas principalmente por arcillas con intervalos de areniscas y carbón e
intercalaciones de calizas y carbón y parte de la formación capas rojas inferiores
compuestas también por arcillas.
En esta sección empieza el trabajo de direccionamiento y construcción del Angulo
el cual está basado en la construcción de la trayectoria desde el KOP (Kick off point)
a una tasa de construcción (BUR) ( 2.5°/30m) para alcanzar un ángulo determinado
según el pozo y el objetivo que se quisiera obtener. El objetivo de esta sección es
aislar la sección superficial de acuíferos superficiales, aislar problemas de
desmoronamiento de la formación superficial, crear un soporte para los siguientes
revestidores y colocar el sistema de control de pozo (BOP).
Durante la perforación de esta sección se experimentaron vibraciones axiales
excesivas debido a la presencia de Boulder por lo que se usó un sustituto de
49
amortiguamiento (shock absorver) por encima de la broca, lo que ayudo a reducir
los niveles de vibración notablemente durante la perforación.
5.5.3 Sección de 12 ¼” x 14 ¾”
El objetivo de esta sección es perforar y ensanchar el hoyo de 12 ¼” a 14 ¾” a
través de las formaciones capas rojas inferiores y Charofitas, hasta el tope de Vivian
para poder bajar un revestidor protector de 11 ¾”. Litológicamente Capas rojas
inferiores está constituido principalmente por arcillas rojizas altamente reactivas y
paquetes de arcilla de color marrón rojizo y arena. Charofitas principalmente
contiene limos marrones oscuros y arcillas así como también nódulos calcáreos
Para la perforación de esta sección se utiliza un lodo con capacidades de inhibición
de arcillas (ultra drill) además otros aditivos que ayudan a mantener una buena
estabilidad de la formación mientras se perfora Charofitas. Debido a la intercalación
de capas en la formación capas rojas inferiores se perforo con tasas de penetración
muy por debajo de lo establecido de 2-3m/hr. En termino de vibraciones se
mostraron altos niveles de vibraciones torsionales (Atascamiento y Deslizamiento)
con revoluciones mayores a150RPM que estuvieron presentes en casi el 75% de
toda la sección. Los problemas experimentados durante el ensanchamiento de hoyo
en la sección de 12 ¼” x 14 3/4” fueron la transferencia de peso en la broca, esto
se presentaba cada vez que el ensanchador se embolaba. El peso sobre la broca
en fondo de pozo (DWOB) y el torque en fondo de pozo (DTQ) entregaron
información imprescindible para ayudar a identificar que esto estaba pasando en el
fondo de pozo.
El efecto que parece afectar más los leves de atascamiento y deslizamiento (stick
and slip) fue la homogeneidad de la formación de hecho para la última parte de la
sección Charofitas donde la formación tenía entre 90-100% de arcillas es donde el
atascamiento y deslizamiento fue bajo para toda esta sección debido al incremento
de la inestabilidad esto promovió al incremento de las vibraciones laterales siendo
medianamente leves (1-3) g
50
5.5.4 Sección de 10 5/8” x 12 ¼”
El objetivo de esta sección es perforar y ensanchar el hoyo de 10 5/8” x 12 1/4” para
poder bajar el revestidor de 9 5/8”. Para esta sección se atravesó las formaciones
Vivian, Chonta superior y Chonta inferior hasta el tope de Basal Chonta.
Litológicamente Vivian está compuesta por tres unidades, la unidad superior
muestra una secuencia uniforme de arenas cuarzosas finas y friables con
intercalación de arcillas. La unidad media principalmente arcillas y la unidad inferior
está caracterizada principalmente por areniscas cuarzosas blancas de grano fino a
medio esta unidad presenta una alta permeabilidad +/-1000mD, Chonta superior
está constituido principalmente por lutitas grises oscuras, arcillas quebradizas.
Durante la perforación se observaron incremento del diámetro del hoyo y presencia
de “cavings”. Chonta inferior está constituido por areniscas con presencia de calizas
masivas, esta unidad presenta intercalación de areniscas, lutitas y lodolitas de color
marrón rojizas y en menor cantidad limolitas. Basal Chonta representado por
lodolitas limosas intercaladas de areniscas, las areniscas son cuarzosas y las
lodolitas limosas son marrones y ocasionalmente gris claro ligeramente calcáreos.
5.5.5 Sección de 8 ½”
El objetivo de esta sección es perforar las formaciones Nia, Shinai, Noi y Ene
manteniendo el ángulo y la inclinación. Se observó que la tendencia en Shinai y Noi
es a caer por lo que se lleva un control riguroso en el trabajo direccional para no
afectar el ángulo con el que se requiere ingresar a las formaciones objetivo. En
término de vibraciones se tiene niveles de bajos a medios en vibraciones axiales y
laterales pero niveles altos en stick and slip .El sistema de lodo es el FLOPRO de
un peso de 10 a 10.8 lb/gal. Al término de la sección se reviste con una laina de 7”.
51
Figura 5 - 3 Columna Litológica Campo Pagoreni
52
5.6 Choques y Vibraciones en la Sección de 10 5/8” x 12 ¼” Campo-Pagoreni
Figura 5 - 4 Campo Pagoreni
Fuente: Desarrollo del Campo Pagoreni /IV INGEPET 2008/EXPL-1-KV
La secuencia estratigráfica en la sección problemática de 10 5/8” x 12 ¼” consiste
de las siguientes formaciones terciarias
Vivian: secuencia uniforme de finas y friables arenas de cuarzo con esfuerzo
de confinamiento de la roza (UCS) de 11000psi.
Chonta Superior: lutitas suaves calcáreas y arcillas con esfuerzo de
confinamiento de la roca (UCS) de 5000psi
Chonta Inferior: principalmente de capas duras de calizas con esfuerzo de
confinamiento de la roca (UCS) de 14000psi
CHONTA
Cre
tace
ous
VIVIAN
SHINAI
ENE
MID
Tr-
Ju..?
UPP
LOW
COPACABANA
BAS
UPP
UPP
MID
LOW
NOI
UPPER NIA
CHAROPHYTES
FLUVIAL
SHORE
FACE
MARINE
TIDAL FLAT
EOLIAN
DUNES
RESTRICTED
MARINE
FLU-EFIM
30
15
32
133
115
18
0-130
70
17-6
7
+/- 870
MT
MARINE
FACIESFM
LOWER NIA
EOLIAN
CR
Tc
EPHMERALUPP
SM PAG MIP
25
39
22
33
TYPE LOG
Per
mia
n
SABKHA,
EOLIAN,
LAGOON
N.R.
N.R.
N.R.
0-85
LITHO FIELD
SOUTHERNSOUTHERN U C A Y A L I U C A Y A L I BASIN BLOCKS 88 & 56BASIN BLOCKS 88 & 56
**MIDDLE
MUDSTONE
FLU- EPHEM
DESSERT
DEPOSITOS
CONTINENT.
Pre
_k..?
LOW
LOW
RESTRICTED
MARINE
CHONTA
Cre
tace
ous
VIVIAN
SHINAI
ENE
MID
Tr-
Ju..?
UPP
LOW
COPACABANA
BAS
UPP
UPP
MID
LOW
NOI
UPPER NIA
CHAROPHYTES
FLUVIAL
SHORE
FACE
MARINE
TIDAL FLAT
EOLIAN
DUNES
RESTRICTED
MARINE
FLU-EFIM
30
15
32
133
115
18
0-130
70
17-6
7
+/- 870
MT
MARINE
FACIESFM
LOWER NIA
EOLIAN
CR
Tc
EPHMERALUPP
SM PAG MIP
25
39
22
33
TYPE LOG
Per
mia
n
SABKHA,
EOLIAN,
LAGOON
N.R.
N.R.
N.R.
0-85
LITHO FIELD
SOUTHERNSOUTHERN U C A Y A L I U C A Y A L I BASIN BLOCKS 88 & 56BASIN BLOCKS 88 & 56
**MIDDLE
MUDSTONE
FLU- EPHEM
DESSERT
DEPOSITOS
CONTINENT.
Pre
_k..?
LOW
LOW
RESTRICTED
MARINE
Figura 5 - 5 Columna Litológica Sección 10 5/8” x 12 ¼ / Fuente: Desarrollo del Campo Pagoreni /IV INGEPET 2008/EXPL-1-KV-198”
53
5.6.1 Pozos Pag Sección 10 5/8” x 12 ¼”
5.6.1.1 Pag 1001
Registro de Vibraciones en la sección de 10 5/8” x 12 ¼” (2188m – 2610m).
En la figura 5-6 se observa el registro de las vibraciones durante la perforación y
ensanchamiento de la sección de 10 5/8” x 12 ¼” donde se presentó niveles medios
a severos de vibraciones laterales y niveles severos de stick and slip por encima de
150%.
Figura 5 - 6 Registro de Vibraciones Sección de 10 5/8" x 12 1/4” Pozo Pag 1001
54
Configuración Modelo del BHA para la Sección de 10 5/8”x 12 ¼”
Figura 5 - 7 BHA Modelo Sección 10 5/8" x 12 1/4"
55
5.6.1.2 Pag 1002
Registro de Vibraciones en la seccion de 10 5/8” x 12 ¼” (2338m – 3260m)
En la figura 5-8 durante la perforación y ensanchamiento de la sección de 10 5/8” x
12 ¼” del pozo Pag 1002 se vuelve a evidenciar niveles severos de stick and slip
por encima de 150% y niveles bajos en vibraciones laterales y axiales. A diferencia
del pozo Pag 1001 esta sección se continuó atravesando las formaciones Capas
rojas inferiores y Charofitas
5.6.1.3 Pag 1003
En la figura 5 - 9 muestra el registro de vibraciones de la perforación y
ensanchamiento de la sección de 10 5/8” x 12 ¼” del pozo Pag 1003 donde se
observa niveles severos de Stick and Slip y niveles de medios a altos de vibraciones
laterales y torsionales.
Figura 5 - 8 Registro de Vibraciones secciones 10 5/8" x 12 1/4" Pozo Pag-1002
56
Registro de vibraciones en la sección de 10 5/8” x 12 ¼” (2720m-3297m)
Vivian
Figura 5 - 9 Registro de Vibraciones secciones 10 5/8 " x 12 1/4" Pag-1003
Figura 5 - 10 Numero de BHA’S utilizados por pozo
57
5.6.2 Optimización del Conjunto de Fondo para la Sección de 10 5/8”x12 ¼”
caso Pagoreni
Con el objeto de optimizar el conjunto de fondo para la sección de 10 5/8” x12 ¼”
se seleccionó y organizó cuidadosamente los datos de pozos aledaños Pag 1001,
Pag 1002 y Pag 1003 para así utilizarlos como datos de entrada para el
modelamiento del conjunto de fondo (BHA). El modelo incluyó la broca PDC, el
sistema rotario dirigible (RSS), la herramienta de registro “Log while drilling” (LWD),
El ensanchador (Rhino Reamer), la sarta de perforación y el sistema rotario de
superficie (Top Drive), también se consideró la posición precisa de cada
herramienta, así como sus características físicas del material, posición de los
cortadores, las características de la formación y el registro “caliper” de los pozos
aledaños, todo esto para validar el modelo de elementos finitos. El modelo fue
calibrado con los parámetros de perforación (RPM ,WOB,STOR, SPM ,Peso del
Gancho) y otros datos medidos durante la perforación de los pozos. El modelo
virtual fue corrido y probado con los diferentes conjuntos de fondo, brocas, sistemas
rotarios y parámetros de operación así como el tamaño del hoyo y la litología. Esto
permitió visualizar la interacción de la broca, el ensanchador y el sistema rotario con
las paredes de pozo para ayudar a determinar la causa raíz de la pobre eficiencia
de la perforación que se tuvo en los pozos anteriores. La simulación fue repetida
varias veces con la finalidad de duplicar las condiciones de los pozos aledaños
(“offset”). Los componentes específicos que incluyen la broca, ensanchador,
estabilizadores, escariadores con rodillos (“roller reamer”) y el sistema mecánico
rotario fueron sustituidos del conjunto de fondo (BHA) original en una sucesión
sistemática con la finalidad de identificar el comportamiento de daño. El objetivo de
esto es determinar la causa raíz de la vibración en la broca/ensanchador para poder
mitigarlo.
5.6.2.1 Análisis de la Broca
Para encontrar el tipo de broca más estable y que maneje la máxima tasa de
penetración (ROP) se realizaron cambios en el diseño de las brocas usadas en los
pozos aledaños (“offset”) considerando los siguientes puntos:
Perfil de la broca PDC
58
Cantidad de cortadores y aletas
Longitud del calibre
Fuerza de balance.
Tabla 7: Selección de Brocas
Fuente: Elaboración propia
El objetivo de las pruebas de laboratorio fue determinar la más apropiada estructura
del cortador en términos de agresividad cuando se usa en combinación con los
cortadores de 13mm de los ensanchadores. Para determinar la agresividad del
cortador se utilizó equipos de laboratorio para simular la presión de confinamiento
de la roca (3000-5000)psi de la formación específica a ser perforada
La Tasas de penetración (ROP) potencial fue calculada usando el modelo de
elementos finitos (FEA) el cual considera los siguientes parámetros de ingreso.
Detalles precisos de las dimensiones y propiedades de la estructura de corte
Dureza de la roca (UCS)
Broca aletas calibre cortadores longitud
#1 Broca estándar de 7
aletas 7 3” 54 16mm
#2 Broca para sistema
rotario dirigible de 6 aletas
6 2” 89 16mm
#3 Broca certificada
para direccionamiento de
6 aletas
6 2.5” 52 16mm
#4 Broca certificada
para direccionamiento de
8 aletas
8 3” 63 13mm
59
Litología
Presión de confinamiento (basado en los ensayos de laboratorio).
Los ensayos que se realizaron para determinar la mejor broca en términos de
agresividad (ROP VS WOB) y estabilidad (fuerza de desbalance/WOB vs ROP)
en las cuatro diferentes brocas son:
Después de examinar los resultados del ensayo de laboratorio se concluyó que la
broca #3 tiene la mejor propuesta ofreciendo un apropiado balance entre la
agresividad de los cortadores para maximizar la tasa de penetración (ROP) y la
estabilidad del cuerpo de la broca para la reducción de las vibraciones mientras
ofrece una oportunidad para incrementar la tasa de penetración (ROP).
Figura 5 - 12 Agresividad de la Broca en una roca de 11KPSI de UCS (Vivian)
Figura 5 - 11 Estabilidad de la Broca
60
5.6.2.2 Ensanchadores Expandibles
El análisis virtual del conjunto de fondo (BHA) también incluye un Sistema Rotario
Dirigible (RSS) compatible con el ensanchador expansible que puede
simultáneamente abrir el hoyo piloto de 10 5/8” a 12 ¼”. El ensanchador tendrá que
perforar un hoyo sustancialmente mayor que pueda pasar a través del revestidor de
11 ¾” y también debe ser sustancialmente suficiente para manejar el peso del
sistema rotario dirigible ubicado debajo del ensanchador.
Para cumplir el reto se buscó una tecnología en ensanchadores que puedan cortar
largos intervalos a través de una variedad de rangos de formaciones a un rápido
ratio de penetración que otros productos disponibles en el mercado .Este
ensanchador concéntrico (Figura 5-13) ha reunido los retos técnicos y riesgos de
desempeño en perforación de aguas profundas y otros medios de alto costo de
perforación.
Figura 5 - 13 Ensanchador Concéntrico
Fuente:http://www.slb.com/services/drilling/drilling_services_systems/rhino_system/rhino_xs.aspx
La tenacidad y la durabilidad del ensanchador vienen de una de las partes del
bloque cortador y el extensivo diseño mecánico. La lengua y el sistema de ranura
atraviesan cada uno de los tres bloques cortadores PDC y se abren hasta un
diámetro pre seleccionado. Los bloques son luego cerrados por el accionamiento
del sistema hidráulico de la herramienta.
61
El diseño simple del cuerpo aumenta la capacidad de torque y la capacidad de carga
suficiente para que pueda manejar el peso del BHA por debajo de este.
5.6.2.3 Escenarios Durante la Perforación y Ensanchamiento 10 5/8” x 12 ¼”
Se identificó cuatro escenarios concernientes a la perforación transitoria entre las
formaciones Vivian, Chonta Superior y Chonta inferior con el ensanchador en la
sección de 10 5/8” x 12 ¼” donde se realiza un análisis de la distribución de peso,
vibraciones laterales, torque promedio y stick and slip en los 4 escenarios.
1.-Broca y Ensanchador en Vivian
2.-Ensanchador en Vivian y Broca en Chonta Superior
3.-Broca y Ensanchador en Chonta Superior
4.-Ensanchador en Chonta superior y Broca en Chonta Inferior
5.6.2.3.1 Distribución del Peso en la Broca y Ensanchador (WOB/WOR)vs
ROP
En la Figura 5-15 Muestra la distribución del peso de la broca y el ensanchador vs
el ROP en los 4 escenarios que se presentan al perforar y ensanchar las
formaciones Vivian y Chonta. En el escenario 2, donde la broca se encuentra en
Figura 5 - 14 Escenarios Críticos durante el HEWD de 10 5/8" x 12 1/4"
62
una formación suave y el ensanchador en una formación dura, la proporción del
peso en el ensanchador (WOR) sobre el peso en la broca (WOB) está en un rango
entre 45%-48%, para el caso opuesto donde la broca está en una formación dura y
el ensanchador en una formación suave (escenario 4) la proporción de WOR/WOB
es mucho menos que el 5%. Por lo anterior el peso tiende a colgarse en el
ensanchador en el escenario 2 y en escenario 4 en la broca.
Figura 5 - 15 Distribución del Peso de la Broca y el Ensanchador vs ROP
5.6.2.3.2 Vibraciones Laterales en la Broca/Ensanchador vs ROP
En la figura 5 -16 se analiza el comportamiento de las vibraciones laterales en los 4
escenarios. Donde nos muestra que en el escenario 2 (Broca en formación suave y
Ensanchador en formación dura) los niveles de vibraciones laterales en el
ensanchador son altos mientras que las vibraciones laterales en la broca son bajas
y el escenario donde la broca está en la formación dura y el ensanchador en
formación suave (escenario 4) los niveles de vibración son altos en la broca y bajos
en el ensanchador, y para el caso donde ambas herramientas se encuentran en una
misma formación no se observan problemas relacionados a vibraciones laterales.
63
Figura 5 - 16 Vibraciones Laterales en la Broca y Ensanchador vs ROP
.
5.6.2.3.3 Vibraciones Torsionales (Torque en la Broca/ Ensanchador) vs ROP
En la gráfica 5 -17 se realiza el análisis para las vibraciones Torsionales en los 4
escenarios, el análisis nos revela que en el escenario 2 (broca en formación suave,
ensanchador en formación dura) donde el peso cuelga en el ensanchador es el
escenario donde hay una alta probabilidad de que se produzca el stick and slip en
el ensanchador y en superficie además en ambos casos donde la broca y el
ensanchador se encuentren atravesando formaciones duras siempre ocurrirá
vibraciones torsionales como lo muestra la gráfica en los escenarios 1 y 4
64
5.6.2.3.4 El Torque Promedio en la Broca/Ensanchador vs ROP
La grafica 5 -18 nos indica los niveles de torque que se experimentaran en los 4
escenarios, siendo así que el escenario 2 donde la transmisión de peso ejercido en
superficie cuelga en el ensanchador se experimentaran altos niveles de torque en
el ensanchador y en superficie, en el escenario 1 y 4 los niveles de torque superficie
se mantendrán altos puesto que se está perforando secciones de mayor dureza.
Figura 5 - 18 Torque Promedio vs ROP
Figura 5 - 17 Vibraciones Torsionales en la Broca y Ensanchador
65
5.6.2.3.5 EL Riesgo de Stick and Slip (% RPM) vs ROP
La grafica 5 -19 muestra el análisis del Stick and Slip para los 4 escenarios donde
todas las brocas utilizadas en el análisis indican que en 3 de los 4 escenarios habrá
un riesgo de medio a alto de stick and slip pero todos debajo de 150%, además en
el escenario 3 donde broca y ensanchador están en una formación blanda (Chonta
Superior) será el único escenario donde el riesgo de stick and slip es bajo para las
4 brocas.
5.6.2.4 Normalización de Parámetros
Con la finalidad de cuantificar los diferentes problemas por su importancia se realiza
una normalización de parámetros donde a cada parámetro de perforación se le
asignó un peso específico (w) de acuerdo a su importancia. La distribución de pesos
fue realizada para una ROP promedio, Torque promedio en superficie, Torque
promedio en el ensanchador y la broca, vibración lateral en la broca, vibración lateral
en el ensanchador y stick and slip en la broca y ensanchador.
𝑤1 (𝑛
𝐵) 𝑅𝑂𝑃 + 𝑤2 (
𝑛
𝐵) ∆𝑇𝑄𝐵𝑟𝑜𝑐𝑎 + 𝑤3 (
𝑛
𝐵) 𝑉𝑖𝑏𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐵𝑟𝑜𝑐𝑎 + 𝑤4 (
𝑛
𝐵) ∆𝑇𝑄𝐸𝑛𝑠𝑎𝑛 +
𝑤5 (𝑛
𝐵) 𝑉𝑖𝑏 𝑙𝑎𝑡 𝐸𝑛𝑠𝑎𝑛 + 𝑤6 (
𝑛
𝐵) ∆𝑇𝑄_𝑆𝑢𝑝 5.1
Donde: (w): Peso Asignado a cada parámetro de perforación (B): Broca/Ensanchador propuesto (N): Peso resultante
Figura 5 - 19 Riesgo de Stick and Slip vs ROP
66
5.6.2.5 Resultados Normalizados
Alto resultado normalizado= pobre rendimiento
Bajo resultado normalizado= alto rendimiento
Basado en este análisis se concluyó que el escenario 2 (broca en formación suave
(Chonta Superior) y ensanchador en formación dura (Vivian) es el escenario más
crítico de todos. El escenario 2 también es el menos eficiente para el ensanchador,
el peor escenario para la broca es cuando el ensanchador se encuentra en
formación suave (Chonta superior) y la broca en la formación dura (Chonta inferior).
De la normalización de parámetros las brocas menos agresivas tienen mejor
desempeño en formaciones más duras independiente donde se encuentre el
ensanchador como lo indica la calificación de la Broca #4. La broca #3 es la que
muestra el mejor desempeño en los 4 escenarios puesto que su puntaje de
normalización se encuentra en niveles menores frente a las 4 brocas
experimentadas.
Figura 5 - 20 Escenarios Críticos
67
Figura 5 - 21 Escenarios y Puntaje Comparativo
5.6.2.6 Conclusiones del Análisis
Cuando el ensanchador está en la formación dura, Vivian (Escenario 1 y 2)
no es prudente usar una broca agresiva porque este puede interferir en el
proceso eficiente del corte del ensanchador. Sin embargo, cuando el
ensanchador se encuentra en formaciones suaves (escenario 3 y 4)
podemos incrementar el ROP aplicando una broca PDC más agresiva.
De los cuatro escenarios, el peor escenario para el ensanchador es cuando
la broca está en una formación suave (formación Chonta superior) y el
ensanchador está en la formación dura (formación Vivian).
El escenario menos eficiente para la broca es cuando está en una formación
dura (Chonta inferior) y el ensanchador está en una formación suave
(Chonta Superior)
Considerando todos los análisis y modelamiento de escenarios se concluyó
que la broca 3 ofrece la mejor oportunidad para mitigar vibración e
Mejores brocas para cada escenario
Brocas menos agresivas tienen mejor desempeño
en formaciones mas duras independientemente de
la formación donde se encuentre el Reamer
68
incrementar la tasa de penetración en tres de los cuatro escenarios de
estudio debido a que tiene una mayor área de desplazamiento y menos
exposición de cortadores.
Figura 5 - 22 Brocas Recomendadas para cada Escenario
Broca #3 ofrece la mejor posibilidad de mitigación de vibraciones e incremento de
ROP en los tres de los cuatro escenarios debido a la mayor área de desplazamiento
(“JSA”) y menos exposición de cortadores
Figura 5 - 23 Broca certificada para direccionamiento de 6 aletas (#3)
69
5.6.2.7 Análisis del Conjunto de Fondo (BHA)
5.6.2.7.1 Análisis Estático
Basado en los conjuntos de fondos utilizados durante la perforación de los Pozos
offset se seleccionaron 4 conjuntos de fondo para el análisis estático y dinámico.
Figura 5 - 24 Conjuntos de Fondo (BHAs) Seleccionados para el Análisis
5.6.2.7.2 Momentos de Torsión
Los momentos de torsión del BHA9 y BHA3 muestran que el BHA3 tiene un menor
momento de torsión y la línea elástica revela resultados muy similares.
Figura 5 - 25 Momento de Torsión BHA 9 y BHA 3
8” Drill Collar
ARC-8 - LWD
PowerPulse - MWD
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar
10 ½” Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 825 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 ½” Stb
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
ARC-8 - LWD
PowerPulse - MWD
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar
10 ½” Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 825 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 ½” Stb
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=9.17m
10 3/8” Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 3/8” Stb
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=9.17m
10 3/8” Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 3/8” Stb
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Drill Collar
ARC-8 - LWD
PowerPulse - MWD
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
12 ¼” Expansible Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 825 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 5/8” Roller Reamer
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Drill Collar
ARC-8 - LWD
PowerPulse - MWD
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
12 ¼” Expansible Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 825 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 5/8” Roller Reamer
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=9.17m
12 ¼” Expansible Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 5/8” Roller Reamer
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=9.17m
12 ¼” Expansible Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 5/8” Roller Reamer
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
70
En la gráfica se suaviza la curva de la línea elástica al añadir un short drill collar de
6m reduciendo aún más el momento de torsión del BHA.
Figura 5 - 26 Momento de Torsión BHA 3 y BHA3+OPT
Figura 5 - 27 Momento de Torsión BHA 3 y BHA 3+EXP
71
El BHA 3+ Expandible crea momentos de torsión altísimos en el ensanchador el
cual puede causar falla por fatiga, por lo que es recomendado utilizar al menos un
estabilizador encima del Ensanchador.
Por lo tanto la optimización estática de los BHAs son el BHA3 OPT y el
BHA3+EXP+OPT
Figura 5 - 29 BHA Optimizados Según Análisis Estático
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=6.0m
10 3/8” Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 3/8” Stb
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=6.0m
10 3/8” Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 3/8” Stb
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
12 ¼” Expansible Stb
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=6.0m
10 5/8” PT Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 5/8” Roller Reamer
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
12 ¼” Expansible Stb
8” Drill Collar
8” Short DC
8” Flex Monel
ARC-8 - LWD
Telescope 825 HF
Saver Sub
RCV (10 ½” Stb)
Saver Sub
8” Drill Collar
XO
5 ½” HWDP (27 jts)
8” Drill Collar L=6.0m
10 5/8” PT Stb
8” NMDC
Saver Sub
PD 800 10 5/8”
10 5/8” PDC Bit
10 5/8” Roller Reamer
Rhino Reamer 12 ¼”
HE Jar 8”
5 ½” DP
Figura 5 - 28 Momento de Torsión BHA 3+EXP y BHA 3+EXP+PC+STB
72
Tabla 8 Cuadro Resumen de los Momentos de Torsión
Momento de Torsion Y para cada BHA
19.6
16.03
13.31
25.0625.83
14.56
0
5
10
15
20
25
30
BHA#09 BHA#03 BHA#03_OPT BHA#09+EXP BHA#03+EXP BHA#03 +EXP_OPT
Max
Mm
t-Y
(k
lbf-
ft)
Fuerzas de Contacto en los Estabilizadores
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
BHA#09 BHA#03 BHA#03_OPT BHA#09+EXP BHA#03+EXP BHA#03 +EXP_OPT
Co
nta
ct
Fo
rce (
lbf)
RCV 10 1/2" Stb Bandas ARC-8 Stb Rhino Stb/EXP Stb Pass Thru Stb
Tabla 9 Fuerzas de Contacto en los Estabilizadores
73
5.6.2.7.3 Comparación de Conjuntos de Fondo en los 4 Escenarios
Al igual que el análisis de la mejor broca en los 4 escenarios se realiza el análisis
para el BHA sometiendo a los 4 escenarios donde el escenario 2 sigue siendo el
más crítico ya que es el escenario donde la transmisión de peso se cuelga en el
ensanchador y se produce mayores niveles de vibraciones laterales, mayores
vibraciones de Stick and Slip, mayor torque en superficie y en el ensanchador. El
escenario 3 es el más amigable para todos los conjuntos de fondo ya que al
atravesar una formación de lutitas de 5000 psi de esfuerzo confinamiento no genera
efectos adversos de vibraciones y problemas de transmisión de peso y/o
colgamientos. El BHA3 es la mejor opción en los escenarios críticos donde el peso
cuelga en el ensanchador (Formación Vivian) y se produce los más altos niveles de
vibraciones producto de la ineficiencia en la transmisión de peso por lo que la única
forma de mitigar las vibraciones es controlando el peso. Para condiciones normales
de perforación donde el peso no cuelga en el ensanchador la adición de un
estabilizador expandible (BHA3+EXP) produce los mejores resultados en términos
de vibraciones.
Figura 5 - 30 Comparación de BHAs en los 4 escenarios
74
5.6.2.7.4 Optimización de Parámetros (WOB/RPM)
El grafico de sensibilidad es usado para identificar los puntos de zona segura (Sweet
Spot) para maximizar la tasa de penetración mediante una prueba de perforacion
“drill out test” al inicio de la carrera mientras se respecta los límites establecidos de
operación por el análisis y las relaciones para reducir el stick and slip y las
vibraciones laterales /axiales.
Figura 5 - 31 Grafico de sensibilidad para evitar velocidades criticas WOB=18Klbs
Se determinó que reducir la rotación a 140 rpm o menos puede reducir la ocurrencia
de stick & slip mientras controlamos el peso, los escenarios críticos donde el peso
es soportado por el ensanchador, el control de peso puede ayudar a mitigar
vibraciones laterales y torsionales especialmente cuando el ensanchador o el
ensanchador/broca están en la formación Vivian. El grafico muestra que durante la
perforación se debe mantener los correctos parámetros RPM y WOB para mantener
el sistema a su máximo rendimiento.
75
5.6.5.7.5 BHA Recomendado para el Pozo en Prueba.
Basado en todo los análisis anteriores, se concluye que el siguiente conjunto de
fondo puede mitigar vibraciones como el stick and slip, vibraciones laterales hasta
niveles aceptables y mejorar el ROP. El BHA recomendado ofrece los mejores
resultados para los tres escenarios críticos donde el peso es colgado en el
ensanchador (Broca en Chonta Superior y Ensanchador en Vivian) y cuando ambas
estructuras de corte del ensanchador y broca están en la formación Vivian sin
embargo las vibraciones que se experimenten solo serán controlados llevando un
control del peso. Para condiciones normales de perforación (donde el peso no
cuelga en el ensanchador) la adición de un estabilizador expandible puede
potencialmente producir los mejores resultados en términos de vibración
extendiendo así la vida del ensanchador. También se recomienda el uso de un
estabilizador expandible en los casos donde el ensanchador muestra excesivo daño
después de sacar del pozo. Por lo que los sensores de vibración deben estar
monitoreados para evitar el peso colgado en el ensanchador y se genere niveles
altos de vibraciones
El siguiente BHA fue puesto en prueba en el Pozo Pag-1004.
Figura 5 - 32 BHA Recomendado para el Pag 1004
76
5.6.5.7.6 Pag 1004
Vibraciones registradas en la sección de 10 5/8” x 12 ¼” (2116m – 2586m)
Figura 5 - 33 Registro de Vibraciones en la Sección de 10 5/8" x 12 1/4" Pag 1004
En la figura 5-33 se observa las vibraciones registradas en la sección de 10 5/8” x
12 ¼” durante la perforación y ensanchamiento de hoyo, claramente se evidencia la
reducción de los niveles axiales y los niveles laterales a un nivel por debajo de un
riesgo medio, no obstante el stick and slip continua siendo severo pero son mucho
menores a los que se registraron en los pozos offset perforados anteriormente
(figura 5- 6 ,8 y 9) que alcanzaron hasta 300%. Todo esto se logró por el control de
parámetros que se llevó durante la perforación y ensanchamiento como se sugirió
el modelo 140RPM y +/-18klbs de WOB.
77
Figura 5 - 34 Control de Parámetros de WOB y RPM
5.7 Choques y Vibraciones en la Sección de 12 ¼” X 14 ¾” y 10 5/8” X 12 ¼”-
Campo Cashiriari
5.7.3 Perforación Modelo de los Pozos Cashiriari
5.7.3.1 Sección de 24”(27m-383m) –Conductora
Para la primera sección se utiliza la tecnología del Casing While Drilling (CWD)
debido a que se presenta perdidas de circulaciones totales y parciales en este
intervalo. La sección se inicia con broca triconica de 26” y se perfora hasta una
profundidad suficiente para la carrera del CWD (+/-27m), luego se continua con el
CWD de un zapato de perforación de 24” (6aletas y cortadores de 13mm) y “casing”
de 20” BTC hasta el TD (383m).Inicialmente se utiliza un lodo bentonitico de 8.7ppg
hasta 87m luego se continua con agua fresca debido a la perdidas de circulación
presentes en esta sección. Píldoras viscosas son utilizadas para la limpieza y
píldoras con material de perdida (LCM pill) son utilizados para sellar zonas de
perdida
78
5.7.3.2 Sección 16”(383m-1010m) –Revestidor Superficial
Para esta sección se perfora a través de la formación capas rojas superiores (URB)
donde se realiza la construcción del ángulo según el plan direccional. Se utiliza un
sistema de lodo aireado (Air Drilling System) con un sistema de lodo tixotrópico
EMS-2900 siendo así un sistema bifásico esto para sobrellevar los problemas de
pérdidas totales y parciales de circulación, se utilizó la herramienta del MPD
(Management pressure drilling) que es un MWD electromagnético capaz de trasmitir
la data a través de un medio bifásico esto para llevar el control exacto del ECD y
poder estar en balance con la presión interna de la formación. Esta sección se
reviste con un casing superficial de 13 3/8”@+/-1100m.
5.7.3.3 Sección de 12 ¼” x 14 ¾” (1010m-2399m)-Revestidor Intermedio
Para este intervalo se utiliza una broca de 12 ¼”, un sistema rotario dirigible (Power
Drive) y el ensanchador a 14 ¾” (Rhino Reamer) y se navega en una sección
tangente a través de la parte inferior de la formación capas rojas superiores (URB),
todo capas rojas inferiores (LRB) y Charofitas. El sistema de lodo fue el Ultra Drill
de 11ppg-12.3ppg , en esta sección durante el ensanchamiento de hoyo se observa
una pobre tasa de penetración debido a la presencia de niveles altos de vibraciones
especialmente cuando la broca perfora una formación más suave que el
ensanchador y este se encuentra en una intercalación de limolitas y arenas. Esta
sección se reviste con un “casing” protector de 11 ¾”.
5.7.3.4 Sección de 10 5/8” x 12 ¼”-(2399m-2796m)-Revestidor Intermedio
En esta sección se atraviesa las formaciones Vivian, Chonta Superior y Chonta
Inferior , se empieza con un lodo de 10ppg en Vivian y se sube progresivamente
hasta 10.8ppg antes de alcanzar Chonta Superior ,el sistema de lodo es un FLO-
KLA STOP system. El trabajo direccional en esta parte consiste en tumbar ángulo
hasta llegar a la inclinación planeada con lo que se espera llegar a la formación
objetivo. Se observan problemas de puntos apretados en Chonta inferior y también
perdidas parciales de lodo. La sección se completa con una laina de 9 5/8”.
5.7.3.5 Sección de 8 ½” (2796m-3178m)-Revestidor de Producción
Esta sección está compuesta de las formaciones Basal Chonta, Nia superior e
inferior ,Shinai,NoI, Ene y Copacabana. Se perforo con un lodo de 9.3ppg siendo el
79
mismo sistema de la anterior sección “FLO-KLA-STOP system” Se presenta
perdidas de circulación en la base del Nia superior y severos niveles de Stick and
Slip por encima de 200% sobre todo durante la perforación de las formaciones
Shinai y ene que son intercalación de lutitas y también Copacabana principalmente
compuesta de limolitas y cherk , se termina la sección bajando el revestidor de
producción de 7”.
Pad Cashiriari
Figura 5 - 35 Pad Cashiriari Camisea Cusco Perú Desarrollo del Campo Cashiriari /V INGEPET 2011/EXPL-1-KV-198/
Figura 5 - 36 Ubicación del Campo Cashiriari Desarrollo del Campo Cashiriari /V INGEPET 2011/EXPL-1-KV-198
80
5.7.3.6 Diagrama Modelo de Pozo - Campo Cashiriari
Figura 5 - 37 Diagrama de Pozo-Campo Cashiriari
81
5.7.3.7 Trayectoria Modelo de los Pozos Cashiriari
WELL FIELD STRUCTURE
Magnetic Parameters
Model: Dip:
Mag Dec:
Date:
FS:
Surface Location
Lat:
Lon:
Northing:
Easting:
Grid Conv:
Scale Fact:
Miscellaneous
Slot:
Plan:
TVD Ref:
Srvy Date:
Pluspetrol Peru Corp. S.A.
CR-1001D Pluspetrol_Corp - Cashiriari Cashiriari 1
BGGM 2007 0.837°
-3.683°
August 09, 2008
25227.3 nT
UTM Zone 18S - WGS84, Meters
S11 52 29.017
W72 43 59.727
8686293.26 m
746928.24 m
-0.46667107°
1.000354439
CR-1001
CR-1001-D Plan Rev#09
GROUND LEVEL (672.40 m above MSL)
October 03, 2008
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
0 400 800 1200 1600
0 400 800 1200 1600
Vertical Section (m) Azim = 79.24°, Scale = 1(cm):125(m) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W
TV
D S
cale
= 1
(cm
):125(m
)
Tie-In
20" Cas ing Point
13 3/8" Cas ing Point
L.R.B.
CHAROPHYTES
11 3/4" Liner
UPPER CHONTA
LOWER CHONTA
9 5/8" Cas ing Point
BASAL CHONTA
UPPER & MIDDLE NIA
LOWER NIA
SHINAI
UPPER NOI
LOWER NOI
ENE
TD 7" LinerCR-1001-D Plan Rev#09
CR-1001D Gyro & MWD Surveys
CR-1001 Vivian New
CR-1001 Copacabana New
Legend
CR-1001D Gyro & MWD SurveysCR-1001-D Plan Rev#09
CR-1001 Copacabana NewCR-1001 Vivian New
Figura 5 - 38 Trayectoria Direccional de Pozos Cashiriari
82
5.7.4 Evolución del diseño de Ensanchadores Concéntricos
Desarrollo de la Tecnología del Bloque Cortador
5.7.4.1 Generación 1: Consistía en dos grupos de cortadores PDC cuya función
del primero es asegurar la calidad del ensanchamiento y los segundos para el
repaso ascendente(Back Reaming) separados por un Pad estabilizador que
mantiene en calibre el hoyo, con la particularidad de que los cortadores se
encontraban posicionados en alto ángulo de ataque
5.7.4.2 Generación 2: Contaba con la particularidad de que mantenía las dos filas
de cortadores pero se modificó el Pad estabilizador intermedio rígido por hileras de
cortadores biselados que continuaban con la función de estabilización/calibre y a la
vez permitía la unión de líneas de flujo entre los cortadores mejorando la limpieza
de los cortadores también se modificó el ángulo de ataque de los cortadores los
cuales eran menos agresivos que la generación 1.
5.7.4.3 Generación 3: En esta generación los cortadores cuya diferencia con
respecto a las generaciones anteriores es que el grupo de cortadores cuya función
es asegurar la calidad del ensanchamiento, se aumentó en número de cortadores
PDC y se modificó el perfil a uno menos agresivo (disminuyendo el volumen de
corte en busca de mayor tasa de penetración ) además se eliminan los cortadores
biselados del Pad estabilizador pero mantiene la línea de flujo central como la
generación 2 para la limpieza y refrigeración de los cortadores.
5.7.4.4 Generación 4: Una de las principales características que se pueden
encontrar en esta generación del bloque cortador es la atenuación en la pendiente
del hombro con el fin de tener mayor contacto con la pared del hoyo ampliando y
lograr así una mayor estabilidad en la herramienta y reducir los efectos de la
vibración.
83
5.7.4.5 Generación 5: la misma geometría de la estructura de corte de la
Generación 4 con la diferencia que los cortadores PDC estaban revestidos con
material resistente al impacto y abrasión.
5.7.5 Perforación de los Pozos CR-Sección 12 ¼”x 14 ¾” y 10 5/8”x 12 ¼”
5.7.5.1 CR-1001D
Durante la perforación del pozo CR-1001D en la selva sur del Perú se aplicó la
primera Generación de bloque cortador en el ensanchador (Generacion1) para la
sección de 12 ¼” x 14 ¾” y se experimentó con la Generación 2 para la sección de
10 5/8” x 12 ¼” esperando buenos resultados durante la perforación y
ensanchamiento de las dos secciones en términos de mitigación de vibraciones y
rendimiento de la perforación, sin embargo en ambas secciones se experimentó
entre niveles medios a altos de vibraciones laterales, vibraciones torsionales (Stik
and slip severo) y alto/errático torque, lo que afecto drásticamente el desempeño
del ensamblaje de fondo debido a maniobras de mitigación como son la reducción
del peso sobre la broca y variación en las revoluciones de la sarta de perforación.
Por lo que se obtuvo en general pobres tasas de penetración y efectos adversos en
el conjunto de fondo. Se observó problemas de transferencia de peso por el
desbalance Broca (PDC-19mm), (Ensanchador-13mm) y al tener el ensanchador
en una litología diferente a la que se encontraba la broca. También se observó
lavados de formación (Washouts) en la sección de 12 ¼” x 14 ¾” a tamaños
mayores de 17” debido a la inestabilidad de agujero y circulaciones intermedias en
zona tangente con la finalidad de mejorar la limpieza del hoyo que es complicada
Figura 5 - 39 Generaciones del Bloque Cortador http://www.slb.com/services/drilling/drilling_services_systems/rhino_system/rhino_xs.aspx
84
por la alta inclinación del pozo, las RPMs limitadas y el caudal de trabajo disponible.
Se utilizaron 6 conjuntos de fondo para perforar la sección, de los cuales, uno fue
para pescar parte de un BHA debido a que se presentó un evento de pesca, por un
washout en la conexión del ensanchador (pin) durante una circulación fondo arriba.
5.7.5.1.1 Configuración del BHA CR-1001
Figura 5 - 40 Configuración del BHA Sección 12 1/4" x 14 3/4" y 10 5/8" x12 1/4" Fuente: Elaboración Propia
85
5.7.5.1.2 Parámetros de Perforación para la Sección 12 ¼” x 14 ¾”
La matriz de parámetros de perforación indica que se debe evitar el rango de 100-
130 RPM que son las velocidades críticas capaces de generar un escenario de
vibraciones y se debe llevar el control del WOB según la litología atravesada. .
Donde se identificaron 4 escenarios al perforar Capas rojas superiores, Capas rojas
inferiores y Charofitas.
Figura 5 - 41 RPM vs Profundidad (Matriz de Parámetros)
Figura 5 - 42 Escenarios en la sección de 12 ¼” x 14 ¾” CR-1001
86
Matriz de Parámetros de Perforación por Escenario
Figura 5 - 43 Escenario 1 (Broca y Ensancha en limolita), Escenario 2 (Broca en arcilla y ensanchador en limolita)
Figura 5 - 44 Escenario 3 (Broca y Ensanchador en formación de arcillas) Escenario 4 (Broca en limolita y Ensanchador en formación de arcillas)
87
5.7.5.1.3 BHAs para la Sección 12 ¼” x 14 ¾”- CR1001
Rhino 1era
Generación
Fig
ura
5 -
43
Co
nfi
gu
raci
ón
de
los
BH
As
par
a la
sec
ció
n 1
2 1/
4" x
14 3
/4"
CR
-100
1
88
5.7.5.1.4 Vibraciones Presentes en la Sección de 12 ¼” x 14 ¾”-1010m2400m
Medium risk
low risk
severe risk Figura 5 - 44 Vibraciones en la sección de 12 1/4" x 14 3/4" –CR 1001
89
5.7.5.1.5 BHAs para la Sección 10 5/8” x 12 ¼”
Gen
erac
ión
2
Fig
ura
5 -
47
Co
nfi
gu
raci
ón
de
BH
As
en
la S
ecci
ón
de
10 5
/8”
x 12
1/4
"
90
5.7.5.1.6 Vibraciones presentes en la sección de 10 5/8”x12 ¼” 2200m-2400m
Figura 5 - 48 Vibraciones en la sección de 10 5/8" x 12 1/4" CR-1002
91
Días de perforación vs Profundidad
5.7.5.2 CR-1002D
Se modificó el tamaño del cortador del ensanchador en la sección de 12 ¼” x 14 ¾”
pasando de un cortador de 13mm a uno de 19mm con el objeto de obtener mejor
balance entre los cortadores de la broca y los cortadores del ensanchador.
En el BHA se retiró el drill collar corto entre el ensanchador y estabilizador inferior
y se reemplazó los estabilizadores (1/8” UG) ubicados debajo y encima del
ensanchador por “roller reamers” (escariadores con rolas) de 12 ¼” esto para
reducir los altos niveles de stick-slip que en el anterior pozo afecto en la ventana de
parámetros por consiguiente la tasa de penetración.
En busca de mejorar el desempeño para la corrida de la tercera fase se decide
probar un ensanchador concéntrico con bloque cortador Generación 2 de PDC
16mm. En esta misma carrera se volvió al uso del estabilizador (12 1/8”) encima del
ensanchador reemplazando al roller reamer ya que este presentó daños en los
insertos de los rollers reamers en las carreras previas. Aquí se pasó de perforar de
10m/hr durante la corrida #2 a 7m/hr bajo las mismas condiciones de pozo y litología
(Formación Charofitas) Sin embargo la caída en la tasa de penetración (ROP) no
solo es atribuido al cambio en el tamaño del cortador. Sino también a la inestabilidad
Figura 5 - 49 Profundidad vs Días de Perforación
92
generada por el Pad estabilizador (componente del bloque cortador) de cortadores
biselados.
Para la sección de 10 5/8” x 12 ¼” se utiliza por primera vez la Generación 3 de
cortadores cuya diferencia con respecto a las Generaciones anteriores es que el
grupo de cortadores cuya función es asegurar la calidad del ensanchamiento, se
aumentó en número de cortadores PDC y se modificó el perfil a uno menos agresivo
(disminuyendo el volumen de corte en busca de mayor tasa de penetración )
además se eliminan los cortadores biselados del Pad estabilizador pero mantiene
la línea de flujo central como la generación 2 para la limpieza y refrigeración de los
cortadores.
5.7.5.2.1 Configuración del BHA CR-1002
Figura 5 - 50 Configuración del BHA para la sección de 12 1/4" x 14 3/4" y 10 5/8" x 12 1/4" CR-1002
93
5.7.5.2.2 BHAs para la Sección 12 ¼” x 14 ¾”-CR1002
Gen
erac
ión
2
19
mm
Fig
ura
5 -
51
BH
As
pa
ra la
sec
ció
n d
e 12
1/4
" x
14 3
/4"
CR
-100
2
94
5.7.5.2.3 Vibraciones Presentes en la Sección de 12 ¼” x 14 ¾”1136m-2473m
low risk
Medium risk
Severe Risk
Figura 5 - 52 Vibraciones en la sección de 12 1/4" X 14 ¾” CR-1002
95
5.7.5.2.4 BHAs para la Sección 10 5/8” x 12 ¼” -CR1002
Rhino 3era
Generación
Fig
ura
5 -
53
Co
nfi
gu
raci
ón
del
BH
A p
ara
la s
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ón
10
5/8”
x 1
2 ¼
”
96
5.7.5.2.5 Vibraciones Presentes en la Sección de 10 5/8”x12 1/4”- 2873m
Figura 5 - 54 Registro de Vibraciones en la sección de 10 5/8” x 12 ¼”
97
5.7.2.3 CR-1003D
Ya que la configuración Generación 1 (cortador de 19mm) junto con un roller
reamer (escariador con rodillos) en el ensamblaje por debajo del ensanchador
había demostrado ser más eficiente en el pozo anterior con respecto a la
configuración Generación 2 (cortador de 16 mm) se decide volver a su uso.
Durante las dos primeras corridas se mantuvo una buen rendimiento,
incrementando la tasa de penetración (ROP) entre 7-10%
A pesas de los buenos resultados obtenidos con la Generación 1 (Cortadores
PDC 19mm) se decide probar la Generación 3 en la sección de 12 ¼” x 14 ¾”
que había probada ser exitosa en la sección de 10 5/8” x 12 ¼” en el pozo anterior
pero esta vez con cortadores de 16mm Sin embargo no se generó los resultados
esperados ya que la tasa de penetración (ROP) cayo de 10m/hr a 7-8 m/hr
mientras se perforaba la formación Charofitas.
Para la sección de 10 5/8” x 12 ¼” se mantiene la configuración de la Generación
3 (cortadores de 13mm) alcanzando resultados mejores a los esperados, ya que
paso a requerir 2 ensambles para realizar la perforación y ensanchamiento
(HEWD) la sección a requerir solo un ensamblaje. Adicionalmente se utilizó uno
para el drill out (perforación de equipos de flotación después de la cementación)
y otro para el ensanchamiento final del rat hole (Hueco de rata).
98
5.7.2.3.1 Configuración del BHA CR-1003
Fig
ura
5 -
55
Co
nfi
gu
raci
ón
del
BH
A p
ara
la s
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CR
-100
3
99
5.7.2.3.2 BHAs para la sección de 12 ¼” x 14 ¾ CR-1003
Fig
ura
5 -
56
BH
As
pa
ra la
sec
ció
n d
e 12
1/4
"x 1
4 3/
4" -
CR-1
001
100
5.7.2.3.3. Vibraciones Registradas en la Sección de 12 ¼” x 14 ¾” CR-1003
Figura 5 - 57 Registro de Vibraciones de 12 1/4" x 14 3/4" CR-1003
101
5.7.2.3.4 BHAs para la Sección de 10 5/8” x 12 ¼” CR-1003
Fig
ura
5 -
59
Co
nfi
gu
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ón
de
los
BH
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a la
sec
ció
n d
e 10
5/8
" x
12 1
/4"
CR
-100
3
102
5.7.2.3.5 Vibraciones Registradas en la Sección de 10 5/8” x 12 ¼” CR-1003
Figura 5 – 60 Registro de Vibraciones de 10 5/8" x 12 1/4" CR-1003
103
5.7.2.4 CR-1004D
A pesar de las diversas configuraciones de bloque cortadores y tamaño de
cortadores se continuaron experimentando problemas de vibraciones, stick and slip
y torques erráticos. En base a estos resultados se decide mantener las
configuraciones de la Generación 1 (19mm) y Generación 3 (16mm) pero esta vez
reduciendo el tamaño de ensanchamiento a 14 ¼” debido a la versatilidad en la
selección del diámetro de ensanchamiento. Esto aporto un aumento de la tasa de
penetración en un 15% comparado con el pozo anterior en las mismas formaciones
y litologías. Se concluye que el aumento de la tasa de penetración (ROP) se debe
a la reducción en el tamaño de apertura que redujo el nivel de vibraciones
especialmente en la formación Charofitas por el menor volumen de corte en el
ensanchador, al igual se observó mejor transferencia de peso
(Broca/Ensanchador). Es importante mencionar que se atribuye a este
comportamiento de las vibraciones laterales en Charofitas al tener un coeficiente de
restitución diferente, ser más estable y con dureza de roca mayor a los de la
formación capas rojas inferiores que se acentúa en secciones perforadas con
inclinación mayor de 60° La disminución del tamaño de apertura no afecto la corrida
del revestimiento, no se observaron puntos apretados (“tight spots”).
5.7.2.4.1 Matriz de Parámetros
Intervalo de 2000m -2980m
Figura 5 - 61 Matriz de parametros Pozo CA-1004D RPM VS SWOB
104
5.7.2.4.2 Configuración del BHA CR-1004
Fig
ura
5 -
45
2 C
on
fig
ura
ció
n d
el B
HA
par
a la
sec
ció
n d
e 12
1/4
" x
14 3
/4"
y 10
5/8
" x
12 1
/4"
105
5.7.2.4.3 BHAs para la Sección de 12 ¼” x 14 ¼” CR-1004
106
5.7.2.4.5 Vibraciones Registradas en la Sección de 12 ¼” x 14 ¼” CR-1004
Figura 5 - 63 Registro de Vibraciones de 12 1/4" x 14 3/4" CR-1004
107
5.7.2.4.8 Resumen 12 ¼” x 14 ¾”
Tabla 10 Resumen de ROP promedio de los Pozos Cashiriari en la Sección de 12 1/4" x 14 3/4".
Figura 5 - 64 Curva de Tiempo de Perforación vs Profundidad Resumen
0
2
4
6
8
10
12
14
CR-1001D CR-1002D CR-1003D CR-1004D
RO
P
(m/h
)
Fuente: Elaboración propia
108
5.7.2.4.9 Resumen 10 5/8” x 12 ¼”
Tabla 11 Resumen de ROP promedio de los Pozos Cashiriari en la sección de 10 5/8” x 12 ¼”
5.7.2.5 CR-1005D,CR-1006D,CR-1007D y CR-1008D
Después de evaluar los resultados de los anteriores pozos perforados en un mismo
campo donde se utilizaron 3 diferentes tipos de generación de bloques cortador
junto con 3 diferentes tamaños de cortadores (13,16 y 19mm) se decide volver a la
configuración Generación 1 & Cortadores PDC de 19mm que había producido los
mejores resultados sumando a una nueva disminución del tamaño de apertura
14”.Se mantuvo el buen desempeño, pudiendo superar el ROP y los metros
perforados por día (AVG M/Day) en 7% y 25% respectivamente con respecto del
CR-1004D y llegando a ensanchar la sección en tan solo una corrida observando
en superficie mínimo desgaste en la estructura de corte del ensanchador.
Ensanchando a 14” o 14 ¼” se mantuvieron los niveles bajos de vibraciones
laterales a través de la formación capas rojas inferiores, mientras que en Charofitas
siguió siendo considerable especialmente con pozos de alta inclinación mayor a 60°
como el CR-1008D.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
CR-1001D CR-1002D CR-1003D
RO
P
(m/h )
Fuente: Elaboración propia
109
5.7.2.5.1 Conjunto de Fondo CR-1005, CR-1006, CR-1007 y CR-1008
Fig
ura
5 -
65
Co
nfi
gu
raci
ón
de
BH
As
Po
zos
CA
10
05
,CA
-100
6.C
A-1
007
y C
A-1
008
110
5.7.2.5.2 Resumen de ROP y Números de BHAs por Pozo
Tabla 12 Resumen de ROP de los Pozos CA
Fuente: Elaboración propia
Tabla 13 Resumen de números de BHA usados por Pozo
Fuente: Elaboración propia
Effective ROP per Well
0
5
10
15
20
Eff
ective R
OP
[m
/hr]
ROP 7.4 10.5 8.9 12.2 13.0 14.5 13.9 11.6
CR-1001D CR-1002D CR-1003D CR-1004D CR-1006D CR-1005D CR-1007D CR-1008D
# BHA per Well
0
1
2
3
4
5
6
7
8
# B
HA
BHA's 7 3 5 2 1 1 1 1
CR-1001D CR-1002D CR-1003D CR-1004D CR-1006D CR-1005D CR-1007D CR-1008D
111
5.7.2.6 Pagoreni West 1001D
A pesar de las mejoras en la tasa de penetración ROP y durabilidad de la
herramienta a lo largo de la campaña en el campo Cashiriari. Los valores de Stick
and Slip y los valores altos y erráticos del torque no pudieron ser mitigados para
mantener una estabilidad apropiada. Esto impulsó el diseño de un nuevo tipo de
bloque cortador exclusivamente para el pozo PAW-1001 (Generación 4), que se
ajustara a las condiciones del proyecto Camisea basado en los resultados de la
simulación dinámica avanzada de elementos finitos en software. También se
incorporó la última tecnología de cortadores de mayor resistencia al impacto y
abrasión manteniendo el tamaño del cortador de 19mm
Mientras el ensanchador estaba en capas rojas inferiores se observaron niveles
bajos de Stick and Slip y valores de torque estables lo que significó una importante
mejora con respecto a lo observado en pozos anteriores. Una vez el ensanchador
entró en Charofitas se notó un aumento del Stick and Slip a niveles altos con
intervalos de Torque errático pero con un mínimo incremento de vibraciones
laterales. Esto fue una mejora muy considerable que permitió un incremento en la
tasa de penetración (ROP).
Figura 5 - 66 Configuración del BHA Pag West 1001
112
5.7.2.7 San Martin East 1001XD
En este pozo se usó el mismo diseño del Pag West 1001XD con resultados incluso
mejores, alcanzando el mejor rendimiento en todos los indicadores considerados a
lo largo del Proyecto Camisea en las secciones de 12 ¼” x 14 ¾”. El hecho de que
la combinación broca y ensanchador generara inicialmente Stick and Slips
manejables y Torques estables permitió el uso de mejores parámetros de
perforación. Estos ayudaron a reducir más el Stick and Slip que nuevamente
permitió aumentar las RPMs. Con estos parámetros incrementados el ROP y la
limpieza del hoyo se vieron beneficiado.
En la figura se muestra la mejora en la tendencia del “Stick and Slip” comparada
con los pozos previos de Cashiriari ambos sobre Capas rojas inferiores y Charofitas.
En términos de vibraciones laterales se observó una reducción en vibraciones
laterales con la nueva generación de bloque cortador considerando las mismas
inclinaciones, en la figura se muestra las comparaciones entre pozos de inclinación
similares (27°-36°).
Figura 5 - 67 Niveles de Stick and Slip por pozo en la campaña Cashiriari
Figura 5 - 46 Niveles de Stick and Slip PAW y SME
113
Figura 5 - 69 Niveles de Vibraciones Laterales Resumen de Pozos
Reducción de Vibraciones laterales en PAW-1001 y SME-1001 comparados con
CR-1002 en Formación Charofitas.
Figura 5 - 70 Matriz de Parámetros SME WOB vs RPM intervalo 1300-2400m
Color Rojo es nivel de stick and slip alto
Color Verde nivel de Stick and Slip es bajo
De aquí se observa que con RPM mayores a 130 se podía reducir el nivel de Stick
and Slip siendo la mejor combinación con un SWOB de 20-30KLbs, no obstante
esta combinación mostro torque excesivamente altos lo que limito su aplicación.
114
5.7.2.7.1 Calificación de la broca y ensanchador después de la carrera (Dull
Grading)
De aquí se ve que aun con las condiciones duras de perforación, el ensanchador
no sufrió desgastes excesivos, pero las brocas sufrieron más daño en Cashiriari que
en las campañas siguientes.
Tabla 14 Cuadro Resumen de las condiciones del Ensanchador y Broca sección de 12 1/4" x 14 3/4"
Fuente: Elaboración Propia
5.7.2.8 MIP 1003CD-ST
Para este pozo se requirió perforar y ensanchar simultáneamente de 10 5/8” x 12
¼” pero con la diferencia de los anteriores pozos no solo fue Vivian y Chonta sino
también formaciones más duras y abrasivas como son Nia y Shinai para ello se
aplicó la quinta Generación de los cortadores y manteniendo 13mm el tamaño del
cortador.
A pesar de estas exigencias que mostro ser un reto en la evolución de la tecnología
del ensanchador se culminó toda la sección con un solo BHA y con un ROP mayor
que los anteriores pozos y niveles de vibraciones menores a los pozos del Cashiriari
y con calificación de herramientas de muy buenas condiciones. No obstante los
niveles de stick and slip se mantuvieron altos y con Torque errático en la mayoría
de las formaciones pero en lo global el rendimiento fue mucho mejor que todos los
pozos perforados hasta ese momento.
115
Figura 5 – 71 Niveles de Vibraciones Laterales CR
Figura 5 - 72 Niveles de Vibraciones Laterales MIP 1003
La tabla muestra la calificación (dull grading) de las condiciones salientes de la
broca y el ensanchador donde muestra que en los pozos del Cashiriari la broca y
ensanchador sufrieron más daño debido a la difícil condiciones que se presentaron
durante por la perforación así como la intercalación de formaciones de diferentes
dureza y litologías actuando sobre las dos estructuras de corte.
En el pozo MIP 1003 ST la condición final fue muy buena comparada a los
anteriores.
Fuente: Elaboración Propia.
Tabla 15 Cuadro Resumen de las Condiciones Finales del Ensanchador y Broca Sección de 10 5/8"x12 1/4"
116
CAPITULO VI.- ANALISIS DE RESULTADOS
6.1 Análisis de Resultados de la Sección de 10 5/8” x 12 ¼” Caso Pagoreni
6.1.1 Resultados
1.- En el pozo Pag 1004 donde el conjunto de fondo recomendado fue puesto a
prueba mostro muy buenos resultados que los anteriores pozos perforados en el
mismo campo, en la primera grafica se observa que el ROP promedio se incrementó
en 93% de 5.92m/hr a 11.4m/hr
2.-La combinación de los parámetros de perforación recomendados más el diseño
del conjunto de fondo propuesto ayudó a mitigar claramente los niveles de
vibraciones laterales y torsionales en el BHA como muestra los siguientes registros.
No obstante los niveles de Stick and Slip aún son altos pero muy por debajo a los
que se obtuvieron en el pozo Pag 1001 cuyo niveles fueron severos.
Figura 6 - 3 Pozo Pag antes de la optimización sección de 10 5/8" x 12 1/4" Vibraciones Laterales por encima de 1G
Figura 6 - 2 Pozo offset Pag 1001 Sección 10 5/8”x 12 ¼” ROP promedio:5.92m/hr
Figura 6 - 1 Pozo en prueba Pag 1004 sección 10 5/8” x 12 ¼” ROP promedio 11.4m/hr
117
Figura 6 - 4 Pozo Pag después de la optimización sección de 10 5/8" x 12 1/4" Vibraciones Laterales por
debajo de 1G
Figura 6 - 5 Pozo Pag 1001 sección de 10 5/8" x 12 1/4" niveles de stick and slip severos 300%
Figura 6 - 6 Pozo Pag 1004 sección de 10 5/8" x 12 1/4" niveles de stick and slip ligeramente menores a los anteriores 150%-200%
3.-El conjunto de fondo perforó y ensancho exitosamente toda la sección 10 5/8”x
12 ¼” en una sola carrera llegando así al TD planificado (2586m) y con un ángulo
de inclinación de 46.8°, los registros mostraron que el pozo de encontró en calibre
y una buena calidad de hoyo.
4.- Al final de la corrida las herramientas salieron en buenas condiciones
comparadas con los pozos anteriores, la broca tubo una calificación de 1-2-WT-S-
X-INCT-TD
118
Figura 6 - 7 Broca PDC en buenas condiciones no muestra señales de vibraciones o daños inducidos por impacto
5.- En términos económicos la perforación de la sección fue exitosa ya que se pudo
reducir considerablemente el tiempo de perforación y ahorro de herramientas extra
lo que monetariamente se traduce en un ahorro general del AFE presupuestado
siendo así que se logró un ahorro de un total de 1.2 Millones de dólares USD que
representó un 15%.
6.2 Análisis de Resultados de las Secciones de 12 ¼” x 14 ¾”
caso Cashiriari.
6.2.1 Aplicación Generación 1, Generación 2 y Generación 3
Después de utilizar las diversas configuraciones de BHA y generaciones de bloque
cortador de los ensanchadores (Generación 1, Generación 2 y Generación 3) junto
con 3 diferentes tamaños de cortadores (13, 16 & 19mm) en los pozos CR-
1001,CR-1002 ,CR-1003 se continuaron observando los problemas de Vibraciones
,Stick-Slip y alto/errático Torque. Sin embargo al volver a la configuración de la
Generación 1 (19mm) y Generación 3 (16mm) y reduciendo en el tamaño de
ensanchamiento de 14 ¾” a 14-1/4”, se mostró una clara reducción en los niveles
de vibraciones laterales que claramente se evidenció en el CR-1004 (Fig6-8).
Esto aportó un aumento de la tasa de penetración (ROP) de 15% comparado con
el pozo anterior en las mismas formaciones y litologías. Se concluye que el aumento
de la tasa de penetración (ROP) se debe a la reducción en el tamaño de apertura
que redujo el nivel de vibraciones (especialmente en la formación Charofitas) por el
119
menor volumen de corte en el ensanchador, al igual se observó mejor transferencia
de peso (broca/ensanchador).
Obtenido una mejora en la reducción de los niveles de vibraciones en el CR-1004
se continuo con la configuración Generación 1 & Cortadores PDC de 19mm que
produjo los mejores resultados, sumado a una nueva disminución del tamaño de
apertura a 14”. Para los pozos CR-1005,CR-1006,CR-1007 y CR-1008 se mantuvo
el buen desempeño, pudiendo superar el ROP y los Metros Promedio Perforados
por Día (AVGM/Day) en 7% y 25% respectivamente con respecto del CR-1004D y
llegando a ensanchar la sección en tan solo una corrida observando en superficie
mínimo desgaste en la estructura de corte del ensanchador.
Ensanchando a 14” o 14-1/4” se mantuvieron los niveles bajos de vibraciones
laterales a través de la formación Capas rojas inferiores, mientras que en Charofitas
siguió siendo considerable en Charofitas especialmente con pozos de alta
inclinación mayor a 60° como en el CR-1008.
Figura 6 - 8 Reducción en vibraciones laterales en la formación Charofitas al reducir el ensanchamiento de 14 ¾ “ a 14 ¼”.
Figura 6 - 9 Comparación de las Vibraciones Laterales CR-1004 y CR-1008
120
6.2.2 Aplicación de la Generación 4
A pesar de las mejoras en ROP y en durabilidad de herramientas a lo largo de la
campaña en el campo Cashiriari, el Stick-slip y los valores altos y erráticos de
Torque no pudieron ser mitigados para mantener una estabilidad apropiada lo que
impulsó el diseño de un nuevo tipo de bloque cortador (Generación 4) el mismo que
fue experimentado en los pozos PAW- 1001 Y SME 1001
Los resultados de la aplicación de esta nueva generación 4 consiguieron
gradualmente reducir el Stick-Slip comparada con los pozos previos de Cashiriari
ambos sobre Capas rojas inferiores y Charofitas.
Figura 6 - 10 Comparación de Niveles de Stick and Slip a lo largo de la Campaña de Perforación de Cashiriari.
Figura 6 - 10 Niveles Vibraciones Laterales después de usar la 4ta y 5ta Generación PAW y SME .
Figura 6 - 11 Niveles de Stick and Slip después de usar 4ta y 5ta Generación PAW y SME.
121
Esta combinación broca / ensanchador generó niveles de “Stick-slips” manejables
y Torques estables lo que permitió a su vez el uso de mejores parámetros de
perforación que nuevamente permitió reducir más el Stick-slip y poder aumentar las
RPMs. Con estos parámetros incrementados, el ROP y la limpieza del hoyo se
vieron beneficiados.
6.3 Análisis de Resultados de las Secciones de 10 5/8”x12 ¼”
caso Cashiriari.
La Generación 5 del bloque cortador utilizado en el MIP-1003ST mostro un buen
rendimiento en relación a los pozos perforados anteriormente además que se
enfrentó a un reto mucho mayor a los de la campaña de Cashiriari ya que demandó
el perforar y ensanchar no solo Vivian y Chonta, si no también formaciones más
duras y abrasivas como son Nia y Shinai. Incluso con estas nuevas exigencias, la
sección se terminó con un solo BHA, con un ROP mayor a los pozos previos, con
niveles de vibraciones menores a los de Cashiriari y con las herramientas en una
condición final muy buena
Figura 6 - 13 Niveles de Vibraciones Laterales Sección de 10 5/8" x 12 1/4" Pozos CR.
Figura 6 - 14 Vibraciones Laterales Sección de 10 5/8” x 12 ¼” Pozo MIP 1003.
122
Como se observa en la gráfica el stick and slip se mantuvo entre alto y severo por
lo que la quinta generación para los bloque y cortadores no pudo reducir los niveles
de Stick and Slip ni los torques erráticos.
6.4 Evaluación del Rendimiento de la Sección 12-1/4” x 14 – 14-3/4”
Como se observa en la tabla 15 durante el desarrollo del Proyecto Camisea se
consiguió una mejora en la tasa de penetración ROP además se muestra también
un indicador de rendimiento que engloba todo el tiempo de perforación invertido
para estas secciones como son viajes de limpieza, circulaciones y bombeo de
píldoras necesarias para la perforación segura de estos hoyos de gran tamaño
planeados con alta inclinación y que son muy afectados por formaciones reactivas
y propensa a cama de recortes. La reducción de las vibraciones y de Stick and Slip
como resultado de las mejoras de diseño permitió el uso de mayores RPMs durante
la perforación. Esto a su vez mejoro la capacidad de transporte de solidos
permitiendo una mejor limpieza del hoyo reduciendo la formación de cama de
Figura 6 - 12 Comparación de Niveles de Stick and Slip Sección de 10 5/8" x 12 1/4" Pozos CR.
Figura 6 - 13 Niveles de Vibración de Stick and Slip en MIP 1003ST Sección de 10 5/8" x 12 1/4".
123
recortes lo que también reflejo la mejora del sistema de fluidos de perforación y la
optimización de la hidráulica de perforación lo que llevo usar caudales hasta de
1250gpm
Fuente: Elaboración Propia
6.5 Evaluación del Rendimiento de las Secciones de 10 5/8” x 12 ¼”
En la Tabla 17 se cuantifica el rendimiento alcanzado en las secciones de 10-5/8”
12-1/4” desde Cashiriari hasta Mipaya-1003-ST1. Se ve la mejora gradual en los
AVG M/day al igual que la tasa de penetración (ROP). Para una comparación
adecuada, se separó el rendimiento del MIP-1003-ST1 en 2, la primera que
considera solo hasta la base de Basal Chonta, así es comparable con los pozos de
Cashiriari y la segunda que muestra su performance en todo el tramo perforado y
ensanchado. El rendimiento en el intervalo comparable es claramente mejor a la de
los pozos previos con una mejora del 70% en AVG M/day y de un 93% en ROP
contra el mejor de Cashiriari, y de haber perforado una sección 200% más larga que
el promedio anterior en Cashiriari. Es importante mencionar que entre el último
Cashiriari y el MIP-1003-ST1 se tiene una diferencia de desarrollo tecnológico de
más de 3 años.
Tabla 16 Evaluación del rendimiento de la Perforación Sección de 12 1/4" x 14 3/4".
124
Tabla 17 Evaluación del rendimiento de la Perforación de la Sección de 10 5/8" x 12 1/4".
Fuente: Elaboración Propia.
6.6 Reducción de Viajes y BHA a lo largo del Proyecto Camisea.
Como se observa en la gráfica conforme la evolución de la tecnología en
ensanchadores y la optimización del conjunto de fondo y parámetros de perforación
ayudaron a reducir el número de viajes y cambio de BHA por algún tipo de falla o
pobre ROP. Para la gráfica se ha considerado el BHA para el Drill out y el BHA
para el ensanchamiento
Tabla 18 Comparación de Números de Viajes y BHAs utilizados por Pozo
Fuente Elaboración propia
125
CAPITULO VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 Conclusiones
1. El control y aplicación de los parámetros (WOB y RPM) de acuerdo a la
matriz de parámetros de perforación sumados al continuo diseño del
Ensamblaje de Fondo (BHA) ayudaron a reducir los niveles de choques y
vibraciones durante la perforación y ensanchamiento de hoyo en las sección
de 10 5/8” x 12 ¼” y 12 ¼” x 14 ¾” a lo largo del desarrollo del Proyecto
Camisea en la selva sur del Perú.
2. La evolución del diseño de los ensanchadores usados a lo largo del Proyecto
mostró ser beneficioso para el rendimiento general de las secciones de 10
5/8” x 12 ¼” y 12 ¼” x 14 ¾” mostrando así que se pudo reducir el problema
principal de los efectos causados en las herramientas del conjunto de fondo
(BHA) producto de los choques y vibraciones experimentados durante la
perforación y ensanchamiento de pozo.
3. La reducción del ensanchamiento a 14” mostró ser beneficioso para la
mejora de la tasa de penetración y la mejora global de la perforación.
4. En la sección de 12 ¼”x 14” se consiguió reducir el Stick-Slip
considerablemente y al mismo tiempo una reducción en las vibraciones
laterales en la formación Charofitas Lo que se pudo evidenciar en la
condición final de los BHA y brocas después de la perforación.
5. Los diversos cambios en el BHA también aportaron en las mejoras obtenidas
.El uso de roller reamer en 12 ¼” (full gauge) por debajo del ensanchador,
conectado directamente a él, ofrece una estabilización que disminuye las
vibraciones y el Stick-Slip en la sarta y permite aplicar el WOB de manera
mas efectiva.
6. El “Pad” estabilizador del bloque cortador con el cual encontramos mejor
rendimiento, corresponde a aquel en el cual se observa una línea de flujo
intermedia, que garantiza una limpieza más efectiva en el cortador y una
adecuada refrigeración que limita el deterioro prematuro en los cortadores
por efectos de la temperatura.
126
CAPITULO VIII.- BILIOGRAFIA
7. Barrett,M., Fitzmorris D. (2010)Dynamic BHA Modeling of Hole Enlargement While drilling Leads to ROP improvement in Gulf of Mexico./Shell International E&P.OTC 20370
8. Compton M., Uyen P.(2010) Advanced Modelling Technology:Optimizing Bit-Reamer Interaction Leads to performance Step to Change in Hole Enlargement While Drilling. IADC/SPE 128161.
9. Dinnie, R. (2010) Asymmetric Vibration Damping tool-Small scale rig testing
and Full scale field testing. NovDownhole Ltd. SPE/IADC 128458
10. Don W. (1984) Dareing "Drill Collar Length is a Major Factor in Vibration Control" SPE 11228
11. Fanchi, John R (2006). "Petroleum Engineering Handbook" Vol. 1 SPE SPE International 2006.
12. Fear M., Detournay E. (2002). Influence of bit-rock interaction on stick&slip
vibration of PDC bits./T.,University of Minescota/BP-Amoco SPE 77616.
13. Gail,N., Xiamping W. (2010) Managing Downhole Vibration for Hole Enlargement Drilling in Deepwater Environment: A Proven Approach Utilizing Drillingstring Dynamics Model. SPE 139234.
14. Haisig G. (2000) "Lateral Drillstring Vibrations in Extended-Reach Wells" IADC/SPE 59235
15. Hal Edwards R.,Van Noort R. (2012). Modeling System Improves Salt Drilling Technique with concentric Reamer/RSS Depwater GoM / Shell E&P Company. SPE 158920.
16. Nagarai M.,Franco M.(2010) Modeling System Improves Salt Drilling Techniques with Concentric Reamer/RSS, Deepwater GoM./ Hal Edwards.Roger Van Noort, Shell Exploration & Production Company/ SPE 158920.
17. Niznik M.R. (2006) A New Approach to stick and slip Management Integrating Bit design and Rotary steerable-System Characteristics. SPE/IADC 98962
18. Rajnauth J.(2003). Reduce Torsional Vibration and Improve drilling
operation. /Ministry of Energy and Energy Industries. SPE 81174.
127
1
