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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Perforación de Pozos de Petróleo III Pag. 1 Ing. Carlos Ramírez Castañeda

I. INTRODUCCIÓN La perforación direccional ha sido largamente aceptada como un medio para controlar los pozos. En tiempos pasados eran usados como soluciones operativas para desviar el pozo alrededor de herramientas atascadas, corregir pozos desviados de la vertical ó pozos de alivio. Buscando alternativas para aumentar la producción de petróleo y gas, han determinado la necesidad de la perforación direccional controlada en muchas situaciones. Probablemente el mas importante aspecto es que facilita a los productores en el mundo desarrollar depósitos bajo superficie que nunca serian alcanzados económicamente por otros medios. El primer paso en el planeamiento de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria del pozo para intersectar un objetivo determinado. El diseño inicial debería proponer los varios tipos de rutas que pueden ser perforados económicamente. El segundo debería incluir los efectos de la geología sobre los BHA que serán usados y otros factores que podrían influenciar la trayectoria final del pozo.

Definición Perforación direccional controlada es la ciencia de desviar un pozo a lo largo de un curso planeado hacia un objetivo bajo superficie en el cual el objetivo está dado a una distancia y dirección de la vertical. 1.2. Desarrollo histórico de la perforación direccional La perforación direccional fue inicialmente usada como una operación remedial para desviar alrededor de herramientas atascadas regresando el pozo a su trayectoria vertical o en algunos pozos de alivio para controlar y matar el pozo. Interés en la perforación direccional comenzó alrededor de 1929 después que una nueva y exacta manera de medir el ángulo de inclinación fuera introducida durante el desarrollo del campo Seminola en Oklahoma. En 1930 el primer pozo direccional controlado fue perforado en Huntington Beach California, el pozo fue perforado desde una locaciòn en la playa hacia arenas productivas costa afuera, la perforación direccional había recibido una desfavorable publicidad hasta que fue usado para matar un pozo exploratorio cerca de Conroe Texas, como resultado la perforación direccional llego a establecerse como una forma de controlar los pozos exploratorios y posteriormente gano favorable reconocimiento de las compañías petroleras y las contratistas. 1.3. Aplicaciones de la Perforación Direccional Desde el primer caso registrado de un pozo siendo deliberadamente desviado, la perforación direccional ha sido utilizada en muchas aplicaciones en la industria del petróleo.

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1) Platformas Off-Shore La aplicación mostrada en la figura pertenece a la perforación de un óptimo numero de pozos desde una simple plataforma o isla artificial. En la mayoría de los casos, solo un pozo vertical puede ser perforado de cualquier plataforma. Es obvio que si solo un pozo fuera posible por plataforma costos de producción y producción serian excesivamente altos. la perforación direccional ha ayudado grandemente a reducir los costos a través de la perforación de un número de pozos desde una locacion. El uso de esta aplicación ha sido el factor determinante en la factibilidad económica del programa de perforación direccional. Sin el uso de la PD controlada seria imposible desarrollar los campos off-shore económicante. 2) Locaciones Inaccesibles En los años 1930 en Huntington beach, California un equipo fue instalado a lo largo de una playa, el pozo fue direccionalmente perforado para intersectar una zona productora debajo del mar, este fue el primer registro de un pozo siendo de su lado por alcanzar una zona productora que fue un tanto inaccesible con la práctica normal de perforación. La inaccesible locación de una formación productiva desde un lugar remoto puede ser localizada bajo plantas industriales o instalaciones de superficie que no son factibles de mover, ríos, montañas carreteras. En algunos casos cuando dificultades son encontrados en obtener locaciones por los equipos, múltiples pozos son perforados desde una locación de manera similar al usado en aplicaciones off-shore.



3) Pozos de alivio Posiblemente la más espectacular aplicación de la perforación direccional ha sido su uso en la perforación de pozos de alivio. Un pozo descontrolado es intersectado cerca de su fuente de origen, lodo y agua son luego bombeados dentro del pozo de alivio para matar el pozo descontrolado. El control direccional en este tipo de operación es muy exigente. Básicamente técnicas fundamentales son los mismos como los utilizados en la perforación direccional convencional. Sin embargo el área objetivo necesariamente requiere extrema exactitud. El primer pozo de alivio fue direccionalmente perforado en 1934 para controlar un blowout al Este de Texas. 4) Control de pozos derechos Excepto en esos casos especiales donde pozos son perforados intencionalmente direccionales, es deseable que el curso del pozo sea mantenido más cerca de la vertical, como sea económicamente posible. Casi todos los proyectos de pozos direccionales, incluyen una sección usualmente recta a ser perforada. En otro caso la apropiada utilización de estabilizadores y métodos de control de la broca ayudaran a alcanzar resultados deseados de pozos derechos. Esto puede sin embargo llegar a ser necesario introducir herramientas mecánicas de deflexión para corregir el desplazamiento lateral no deseado.



5) Sidetraking Esta aplicación puede ser empleada para perforar alrededor de obstrucciones tal como la pérdida de tubería como lo muestra la figura o reposicionarse en el fondo del pozo, es usualmente acompañada con un tapón. La dirección del sidetrack no es importante si el propósito es desviar alrededor del pescado y retomar la perforación tan rápido como sea posible. Un orientado sidetrack es requerido si una cierta dirección es requerida, esta es la situación si el pozo original no localizo la anticipada formación productiva o explorar la extensión de una zona productiva en un cierto sector del campo.

Pozo Original SidetrackPozo Original Sidetrack



6) Fallas Algunas veces es difícil un pozo vertical a través de un plano de falla inclinado para alcanzar una formación adyacente. En su lugar el pozo puede ser deflexionado a través o paralelo a la falla para mejorar la producción como lo indica la figura. En áreas inestables, un pozo perforado a través de una falla puede llegar a se un riesgo debido a la posibilidad de un corrimiento o movimiento a través de la falla, esta situación puede requerir el uso de técnicas direccionales para perforar a través de la falla en su totalidad.



7) Domos de sal Formaciones productivas son bastante a menudo encontrarlos sobre una dura capa de domos de sal, un pozo vertical tendría que penetrar la formación de sal para alcanzar esos reservorios. Perforar a través del domo de sal, aunque no imposible, incrementa la posibilidad e la ocurrencia de ciertos problemas de perforación tales como washouts, pérdida de circulación y corrosión que pueden incrementar los costos de la operación. Un pozo perforado a un lado del domo puede ser dirigido bajo la dura capa y penetrar el estrato productivo. 8) Zona de objetivos múltiples Una aplicación muy lucrativa de la perforación direccional pertenece a la intersección de múltiples objetivos con un simple pozo. Hay ciertos casos donde la actitud a las formaciones productivas son tales que el más económico acercamiento es un pozo direccional para una múltiple completación, este método podría ser aplicable a zonas de producción múltiples adyacentes a un plano fallado.



9) Proyectos de alcance extendido (ERD)

Cuando el ángulo de inclinación es mayor de 63 grados. Cuando la relación entre la Sección Vertical (Vertical Section) y la

Profundidad Vertical Verdadera (TVD) es mayor de dos. Nivel Poca Profundidad (R = VS / TVD = 6) Nivel Intermedio (R = VS/ TVD = 3) Nivel Profundo (R = VS/ TVD = 2) En algunos casos, como el pozo en la figura el desplazamiento lateral de la zona de producción es largo en relación a su profundidad vertical. Estos proyectos de alcance extendido requiere grandes inclinaciones que los pozos normales, usualmente 70° o más, este tipo de pozos es uno de los más difíciles de perforar debido a problemas tales como excesivo torque, pegadas y poca limpieza del pozo, ello puede sin embargo ser el único método disponible para producir la zona.



Ejemplo si la Sección Vertical es VS = 20,000 pies Nivel Poca Profundidad para R = 6, el TVD es 3,300 pies Nivel Intermedio para R= 3 , el TVD es 6,600 pies Nivel Profundo para R= 2, el TVD es 10,000 pies.



10) Pozos horizontales Perforación horizontal es la deflexión de un pozo hasta que este siendo perforado paralelo o cercanamente paralelo a la superficie, la figura muestra varias aplicaciones para pozos horizontales, una aplicación es incrementar la recuperación de petróleo en zonas verticalmente fracturadas o de ligero espesor. Un simple pozo horizontal tiene la habilidad de intersectar muchas fracturas verticales e incrementar grandemente la longitud del pozo expuesto a la delgada formación productiva. Otra aplicación es un campo donde (agua o gas) conificación e invasión es posible. Un pozo horizontal puede ser posicionado de tal manera que reduce sustancialmente este potencial.

2°- 6°/100 pies 1000-3000 pies/rd 6°- 60°/100pies

125-700pies/rd 1.5°- 3°/pie 20-40pies/rd

Radio Largo

Radio Largo Radio Medio Radio Corto



11) Perforación Multilateral Los Pozos multilaterales horizontales, perforados desde un pozo principal ofrece un costo efectivo en la forma de mejorar el drenaje del reservorio y retornar la inversión. Los Multilaterales pueden sen usados para Pozos nuevos o Pozos de Reingreso (Reentry), ofrecen la facilidad de drenar un reservorio (o múltiples reservorios) con alta eficiencia. En adición usando pozos multilaterales puede reducir el número de locaciones en superficie, cual a su vez reduce el impacto ambiental y el costo global del proyecto. El uso de estos pozos de este tipo en un reservorio aumenta grandemente la exposición total de la formación y permite el drenaje sobre un área mayor. Adicional pozos laterales aumenta la probabilidad de interceptar y drenar diferentes sistemas de fracturas. La eficiencia de los esquemas de recuperación de petróleo mejorado EOR pueden también ser incrementados a través del uso de pozos multilaterales.



12) Pozos Horizontal de bajo balance. La perforación horizontal de bajo balance usa fluidos de perforación gasificados para mantener la presión hidrostática mas baja que la presión de la formación siendo perforada. Esto ofrece un medio económico y seguro de mejorar los rates de producción e incrementa el porcentaje de hidrocarburos recuperados en la última fase, particularmente los reservorios mas antiguos y de baja presión. Este método puede alcanzar rates de producción desde 3 hasta 10 veces que un pozo similar horizontal sobre balanceado, a su vez con incrementos en el rate de penetración sobre 4 veces. La perforación de bajo balance: • Minimiza el daño Skin. • Reduce los incidentes de perdida de circulación y tubería atascada. • Incrementa el ROP mientras extiende la vida de la broca y • Reduce o elimina la necesidad de los programas costosos de estimulación. 13) Drenaje por Gravedad Asistida con Inyección de Vapor En el pasado los métodos para producir petróleo pesado eran costosos y no efectivos en el mejor de los casos. Con el advenimiento de los pozos horizontales y mas adelante pozos multilaterales la eficiencia de la producción de petróleo pesado se ha incrementado. Sin embargo



estos métodos de recuperación todavía dejan la mayoría de las reservas bajo superficie. Con la introducción del drenaje por gravedad asistida con inyección de Vapor (Steam-Assisted Gravity Drainage SAGD), la eficiencia de producción ha subido a 60 % o mejoras son ahora posibles en reservas de petróleo pesado. Originalmente desarrollado por el Departamento de Energía de Alberta Canadá, la técnica utiliza dos pozos horizontales, uno perforado sobre el otro y la inyección de vapor para mejorar la recuperación de petróleo pesado. Vapor es inyectado en el pozo superior, el petróleo pesado calentado y vapor condensado son producidos desde el pozo inferior. La viscosidad del petróleo reducida junto con un barrido mejorado y eficiencia en el desplazamiento proporciona un alto porcentaje de recuperación que métodos tradicionales de recuperación mejorada. El método SAGD requiere separación consistente y alineamiento entre ambos pozos horizontales. La distancia de separación de los pozos mellizos puede variar grandemente, dependiendo de las características del reservorio y la separación entre ellos de 4 y 20 metros es típico. El éxito del SAGD depende enteramente en mantener exacta separación y alineamiento sobre el intervalo total inyector/productor. Si los pozos son perforados demasiado juntos el vapor inyectado en el pozo superior puede directamente comunicar hacia el pozo inferior. Perforando los pozos muy espaciados resulta ineficiente porque la inyección de vapor no puede calentar el volumen entre los pozos lo suficiente para permitir que el drenaje por gravedad ocurra.



2. HERRAMIENTAS DE DEFLEXIÓN Un primer requerimiento para que la perforación direccional sea exitosa es el uso correcto de herramientas apropiadas de deflexión. Una Hta de deflexión es un dispositivo mecánico que es ubicado en el pozo para causar que la broca sea desviada del curso presente del pozo. Antes que una Hta de deflexión sea corrida, el pozo debe ser completamente limpiado de cortes. Varias horas transcurrirán al sacar el BHA del pozo y bajar la Hta de deflexión al pozo. Durante este tiempo, algunos cortes todavía se asentaran en el pozo, esto podría hacer difícil trabajar alguna de estas herramientas en el fondo asi como buscar la orientación adecuada. Las Htas de deflexión pueden ser divididos dentro de tres categorías básicas que incluyen:

Whipstock (Cuña Desviadora) Jet Bits (Broca de chorros) Mud Motor ( Motores de Fondo)

2.1. Whipstock (Cuña Desviadora) 2.1.1 Whipstock a Hueco Abierto El Whipstock fue la primera Hta de deflexión usada extensamente para cambiar la trayectoria del pozo. Un Whipstock es seleccionado de acuerdo a la necesidad operativa para efectuar la desviación deseada. Una broca que es pequeña suficiente para acomodarse en el hueco con el Whipstock es posteriormente escogida. Al comenzar a correr la Hta la broca es asegurada en la parte superior del whipstock. Cuando la Hta es ubicada a la profundidad del kick off, ya sea la profundidad total del pozo o la parte superior de un tapón de cemento, esta es cuidadosamente sentada en el fondo, y la línea central del talon (base) de la Hta es orientada en la dirección deseada en un conjunto con una botella anti-magnética, mule shoe sub (UBHO) y un survey de simple de golpe. Con la Herramienta orientada, suficiente peso es aplicado al talón de la cuña desviadora para que este no se mueva cuando la rotación de la sarta empiece. Adicional peso es aplicado a la sarta para quebrar el pin que sostiene la cuña desviadora, posteriormente la rotación puede comenzar. Forzando la broca a cortar lateralmente así como hacia delante. La cuña deflecciona la broca en “un arco fijado por la curvatura del whipstock”. Cuando la broca alcanza el extremo de la cuña, este continúa en el arco fijado por la curvatura del whipstock. La perforación continua hasta que la parte superior de la cuña es alcanzado por el “Tope del BHA” usualmente 15 – 20 pies (Longitud del whipstock). El BHA es sacado y una broca piloto mas un ensanchador es bajado hasta el punto de deflexión. El pozo es ensanchado al diámetro original unos 30 pies y el BHA es sacado, finalmente bajamos un BHA para continuar el levantamiento del ángulo y continuar la perforación. Los Whipstock a hueco abierto casi no son usados debido a que el cambio de la trayectoria es muy complicado y se requiere bastante experiencia para bajar la Hta adecuadamente BHA (Conjunto de Fondo) whipstock + Pilot bit + Shear pin Sub + UBHO + Monel



2.1.2 Casing Whipstock (Cuña desviadora en revestimiento) A diferencia de los whipstock a hueco abierto, los casing whipstock son usados comúnmente para realizar los sidetracks hacia fuera de los huecos entubados. A continuación describimos la más común técnica para el uso de esta herramienta. Un packer permanente / Tapón es bajado hasta el punto donde se va a realizar la deflexión (KOP), con un wire line o con tubería de perforación, llevando un setting tool (Hta de asentamiento), esta herramienta se sienta con tensión y vuelta para liberar y accionar las uñas de asentamiento. Una vez que el packer este sentado, a continuación se baja el whipstock en conjunto con un BHA que consta de un window mill (broca fresadora)/starting mill ( fresadora ahusada). El BHA también consta en su conjunto con un mule shoe Sub (UBHO) para orientación del whipstock en la dirección requerida por el programa, el whipstock es asegurado en la parte inferior de la herramienta con un pin (shear pin), al llegar el whipstock al tope del packer esta es orientada girando la herramienta según las indicaciones del registro (Survey) hasta la orientación adecuada. A continuación se asienta peso a la herramienta para permitir al whipstock sentar en el tapón y quedar en la dirección requerida, adicional peso es requerido para romper el pin de corte y asegurándose que este libre la herramienta hacia arriba, peso es aplicado forzando la herramienta fresadora ahusada/window mill fuera del whipstock, el window mill/ starting mill es usado para empezar a cortar el interior del casing abriendo una ventana de aproximadamente 2- 2 ½ piesy luego es sacado del pozo. Una herramienta fresadora o broca fresadora con una rima fresadora (water melon) reemplazara la herramienta anterior, en el caso de bajar el starting mill. El water melon acondiciona la ventana hecha en el casing suficiente para acomodar y bajar un BHA convencional, fresa el resto de la ventana y perfora 5 a 6 pies de hueco, tope de la ventana 2 pies sobre el tope de la cuña. El whipstock fuerza la trayectoria de la broca a través de la parte lateral haciendo una ventana de 12 a 17



pies de longitud ,según el peso del casing . A continuación la herramienta anterior es reemplazada por un BHA con broca triconica convencional/ BHA direccional. BHA (Conjunto de Fondo) Whipstock + window mill + Lower Water Melon+ Flex Joint +Upper Water + UBHO

Casing OD Weight Range Window Length Top Mill Connection in mm lb/ft kg/m ft m

7 177.8 20.0 - 38.0 29.8 - 56.6 13.3 4.06 3-1/2" Reg

7-5/8 193.7 24.0 - 42.8 35.7 - 63.7 13.6 4.14

8-5/8 219.1 32.0 - 49.0 47.6 - 72.9 16.3 5.0 4-1/2" Reg

9-5/8 244.5 36.0 - 53.5 53.6 - 79.7 17.1 5.21

10-3/4 273.0 40.5 - 60.7 60.3 - 90.3 20.1 6.1 6-5/8" Reg

11-3/4 298.5 47.0 - 80.5 70.0 - 120.0 22.3 6.81

TAPON MAESTRO

WHIPSTOCK

WINDOW MILL

WATER MELON

FLEX JOINT

UBHO



13-3/8 339.7 54.4 - 68.0 81.1 - 101.3 24.4 7.44



a)Sentando el packer y el asiento del whipstock b) Asegurando e l whipstock en el asembly del packer c) Cortando el casing con el starting mill.



d) Cortando una ventana en el casing con un side packing mill.

) C ti f d b t i i t d l t d l i



Molino corta la ventana en el casing

WaterMelon Stabilizer amplia la abertura del Hoyo.

El Ensamble Whipstock cuelga y es

sostenido por el tornillo



2.2. Jetting Bits (Brocas de jetteo) Otro efectivo medio de cambiar la trayectoria de un pozo es por intermedio de los chorros de una broca con un jet/chorro grande que es orientado en una dirección predeterminada en su conjunto con un UBHO que es orientado en la misma dirección del chorro. En este método la energía hidráulica del lodo de perforación erosiona una cavidad hacia fuera del fondo del pozo. Si se utiliza el kelly se asegura el buje de transmisión, para que no rote, utilice máximo rate de circulación mientras se esta desviando con el jet, la velocidad del jet para este trabajo debería ser +/- 500 pies /seg. La sarta es sentada en el fondo, utilice de 40,000-50,000 lbs de WOB y 60-70 RPM . Si la formación es suficientemente suave el WOB avanzara como si estuviera en el aire. Una cavidad es erosionada en la formación opuesto al jet grande. La broca y el Estabilizador cerca a la broca trabajan el camino en la cavidad (trayectoria de menos resistencia), suficiente hoyo debería ser erosionado para permitir pasar el estabilizador cerca de la broca (Near bit Stabilizer) en la cavidad construida. El BHA de perforación es avanzado sin rotación en la cavidad erosionando por una distancia de 3 a 6 pies, después de esto la bomba será reducida a un 50% de la velocidad inicial usada para el trabajo. La rotación de la sarta empieza, puede ser necesario retirar la sarta del fondo momentáneamente debido al alto torque (El Estabilizador cerca de la broca se acuñe en la cavidad), Alto WOB y bajo rpm son usados para tratar de defleccionar los drill collars sobre el Estabilizador cerca de la broca (Near Bit Stabilizer) y forzar el BHA a seguir a través de la dirección establecida mientras se estuvo utilizando los jets. La perforación convencional procede hasta una profundidad de 20 a 25 pies donde en ese punto un registro de desviación es tomado para evaluar el intervalo construido. Si la broca utilizada es de 17 1/2” se tapa un chorro y se utilizan los otros dos con dimensiones de 20 a 24/32”. Si la broca utilizada es de 12 ¼” el chorro grande es de 26 a 28/32” y los otros dos chorros restantes son de 8 a 10/32”, con un rate de bombeo de 800 gpm. Si necesita un cambio en la trayectoria el BHA es orientado otra vez y la secuencia es repetida, este procedimiento es continuado hasta que el cambio de trayectoria deseado es alcanzado. La Geología es la más importante influencia para que ese método pueda ser usado, seguido en importancia es la cantidad de energía hidráulica disponible para este trabajo. Las areniscas y las calizas que son débilmente cementadas son los mejores candidatos para utilizar este método. Areniscas no consolidadas y algunos tipos de rocas muy suaves pueden ser erosionadas con algún grado de éxito. Las rocas muy suaves erosionan demasiado haciendo difícil desviar con los chorros en la dirección deseada, cuando la rotación comienza el estabilizador corta hacia fuera la sección curveada y retorna muy cerca de la vertical. Algunas veces este problema puede ser resuelto con el uso de drill collar mas cortos en el BHA que el normalmente usado en el pozo, de la misma dimensión. Otra solución es reducir el rate de circulación a un nivel al cual una regular cavidad puede ser erosionada, aún cuando las gredas pueden ser suaves, no son buenos candidatos para este trabajo. La mayor parte de las rocas de mediana dureza son bien cementadas para trabajar con las bombas convencionales del equipo. Además esto limita la profundidad a la cual los chorros pueden ser aplicados. altas presiones y más energía hidráulica pueden extender la profundidad al cual esto es realizable.



Ventajas: El mismo BHA puede ser utilizado para cambiar la trayectoria y seguir perforando. Si la geología es apropiada , los chorros son más económicos que bajar un motor

de fondo. Ligeros cambios en la trayectoria pueden ser hechos después que la original

trayectoria ha sido establecida. No haya torque reactivo, el tool face puede ser orientado mas exactamente que

usando un motor de fondo, esto es importante cuando se tienen pozos cercanos. Desventajas El principal problema con la desviación con chorros es que algunas veces los

doglegs pueden ocurrir en secciones cortas del pozo. El problemas es acompañado por el hecho que esos doglegs pueden ser desestimado por las prácticas comunes de registros. El dogleg calculado es normalmente un valor promedio sobre el intervalo total entre los registros. Muchos de estos doglegs pueden haber sido en creados en secciones cortas del pozo. La severidad de dogleg en esta parte del hueco puede ser mas grande que el calculado de los registros. Si excesiva curvatura es detectada dentro de los 30 pies el hueco puede ser rimado con el BHA de perforación para tratar de suavizar la curva.

Bajo los 2000 pies de TVD, la formación normalmente llega a ser demasiado firme

o consolidada esta debe ser favorable dentro del intervalo de deflexión para un eficiente inicio en la desviación con los jets de la broca. Aunque un motor de fondo para el KOP seria preferible.

BHA (Conjunto de Fondo) Bit + Near Bit STB + UBHO + MWD + NMDC + STB + DC + STB



2.3. Métodos de Control Direccional Ensamblaje Rotario Comportamiento Direccional del BHA Factores que afectan la trayectoria de la broca Medida y lugar de estabilizadores Diámetro y longitud de collares Peso sobre la broca Velocidad de rotación de la barrena • Tipo de barrena • Formación anisótropa y buzamiento de las capas • Dureza de formación • Tasa de flujo (caudal) • Tasa de penetración

Diámetro de agujero

Esfuerzo lateral de

Fuerza resultante de la broca

Angulo de desvío de la broca Eje del pozo

Formacion Anisotropa

Esfuerzo lateral del estabilizador



2.3.1. Principios usados para controlar el comportamiento de sarta

Fuerza Lateral Peso en la Broca Estabilizacion Principio Fulcrum

Fuerza Lateral Es la fuerza en la Broca resultante del pandeo de la tubería al aplicar WOB.

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LT

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Bi : distancia desplazada por la interferencia del pandeo (in.) SC : stiffness coefficient/ Coeficiente de Rigidez (lb-inch²) LT: Distancia axial sobre la cual el pandeo ocurre (in.)



Efectos de Peso sobre la Broca (WOB)

Las cargas axiales creadas por el peso sobre la broca produce fuerzas de Pandeo entre el estabilizador y la broca.

El diámetro del hoyo, del Collar, el calibre del estabilizador y su ubicación en el BHA determinaran como el (WOB) se va a concentrar en esta y la magnitud de las fuerzas laterales resultantes.

Incremento Peso Sobre la Broca = Incremento de Construcción Estabilizador Dispositivo adicionado al BHA con Diámetro externo similar al del Hoyo Diseñado para: Ayudar a concentrar el WOB Minimiza el pandeo y las Vibraciones. Reduce el torque de la perforación vía menos contacto del Collar con las paredes

del Pozo. Ayuda a prevenir el atascamiento por diferencial y el ojo de llave.



Principio del Fulcrum Usa una palanca y punto de apoyo o pivote para obtener ventaja mecánica . F1 L1 = F2 L2 2.3.4. Tipos de Ensambles Perforación Rotaria Clasificado por el efecto de la inclinación en el agujero durante la perforación: Fulcrum (Construir) Péndulo (Tumbar) Empaque (Mantener) Nota : Ensambles Rotatorios no permiten control direccional (azimuth )



2.3.4.1 Ensambles Fulcrum (build/construir) El principio de fulcrum es usado para levantar ángulo (incrementar inclinación). Un estabilizador insertado en la sarta justo encima de la broca actúa como apoyo o

pivote. El drill collar encima del estabilizador actúa como palanca. Al aplicar peso (WOB) provocara que el drill collar se doble o pandee ( bow/buckle ) Arriba de 5º inclinación el collar se pandea hacia la cara baja del hoyo (por

gravedad) Empujando a la broca fuertemente contra la parte alta del hoyo, creando una

tendencia a construir ángulo o inclinación debido a las fuerzas laterales positivas en la BHA.

El incremento en ángulo dependerá de lo siguiente:

Incremento en la distancia del estabilizador de la broca al primer estabilizador de tubería.

Incremento en inclinación del pozo Reducción en el diámetro del drill collar Incremento en peso sobre la barrena Reducción en la velocidad de rotación Reducción en la tasa de flujo (formaciones suaves)

Peso

Calibre completo de estabilizador de barrena

Fuerza

Fuerza hacia el lado alto



Técnicas para el aumento de la tendencia a construir Incremento WOB (Incrementar la flexibilidad del collar) Reducir RPM (Disminuir la tendencia de los collares a mantenerse derechos) Disminuir la tasa de Flujo (Reducir el socavamiento ( wash out) de la formacion) Trabajar la tubería y/o menos RPM (Preservar los dog legs perforados en la

formacion ). Circular fuera de Fondo (Reducir el Wash out) Posición del Fulcrum A mayor cercanía a la broca mayores serán las fuerzas laterales generadas para un diámetro de drill collar dado. String Estabilizador Un ensamble de 2 estabilizadores aumenta el control de las fuerzas laterales ( Side

Force ) y alivia otros problemas. La longitud de la tangente determina la efectividad del largo de la palanca.



Respuesta del ensamble de Construir



2.3.4.2 Ensambles para mantener (hold) El Principio de Estabilización es usado para mantener el ángulo y dirección, alto rpm y suficiente peso sobre la barrena para perforar. El ensamble empacado/rígido se usa para mantener el ángulo. Multiplicar la cantidad de estabilizadores emplazados en puntos específicos,

espaciados de forma regular para controlar la sarta minimizando la desviación del hoyo.

El aumento de la rigidez en el BHA al adicionar estabilizadores previene la sarta del Pandeo y fuerza a la Broca a ir derecho adelante.



Técnicas para el aumento de la tendencia a construir Alta velocidad Bajo WOB Este BHA es muy rígido con alto torque. Respuesta del ensamble empacado ( Hold )

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• Incrementando el largo de la tangente, y el peso del drill collar, y/o la rigidez del collar ampliara la tendencia a tumbar de este ensamble de fondo.

Técnicas para incrementar la tendencia a Tumbar ángulo • Disminuir el WO (Reduce la flexibilidad del Collar) • Incrementar las RPM (Incrementar la tendencia de los collares a permanecer

derechos. • Incrementar la tasa de Flujo (Incrementar el socavamiento o washout de la

formación.) • Trabajar rotar la sarta tanto como sea posible (Socava/ reduce las patas de perro

(Dog leg) perforados • Circular en el fondo (Incrementa el Washout) Respuesta de ensambles de Tumbar



2.3. Motores Hidráulicos de Fondo Hay dos tipos de motores disponibles: Motores de desplazamiento positivo (PDM) y la Turbina. Ambos tipos de motores de fondo convierten la energía hidráulica en Energía mecánica de rotación. Estos motores de fondo tienen varias ventajas sobre los whipstocks y los jetting bits. Entre otras cosas los motores de fondo perforan el hoyo calibrado a medida así eliminando la necesidad de ensanchar el hueco. Múltiples desviaciones pueden ser hechos sin viajes adicionales, además, tienen la habilidad para perforar a través de puentes en el hueco y limpiar el fondo del pozo antes que la desviación continúe. Los motores de fondo utilizan el flujo de los fluidos de perforación a través de la sarta de perforación para girar la broca, así eliminando la necesidad de rotar la sarta para perforar. Rotando la broca se pueden tener algunos beneficios. Provee excelente poder de rotación hacia la broca Incrementa la velocidad rotacional de la broca. Reduce los requerimientos de peso sobre la broca. Reduce el desgaste de los componentes de la sarta de perforar. Permite correctas deflexiones en pozos direccionales. Reduce la posibilidad de ojos de llave.

Diferencias en el Diseño entre una Turbina y un Motor de Desplazamiento Positivo.



BHA (Conjunto de Fondo) Bit + PDM + Bent sub + Float sub + Orienting sub (UBHO) + Non-magnetic + Steel DCs + HWDP + DP. Ambos el Motor de Desplazamiento Positivo (Straight Positive Displacement Motor) y la Turbina pueden ser usados para desviar el pozo con el uso del Bent Sub. Un Bent Sub es una reducción corta con los hilos en la parte superior que ha sido cortado concentricamente con el eje axial del cuerpo de la reducción y los hilos en la parte inferior que es cortado concentricamente con un eje inclinado de 1° a 3° en relación con el eje axial de los hilos superiores. Una línea sobre relieve es marcada en el cuerpo exterior de la reducción sobre la línea del centro del pin desalineado. El Bent Sub es armado directamente sobre el motor, así impartiendo una fuerza constante de deflexión hacia la broca en la dirección dictada por el Bent Sub. Una botella no-magnética es corrida usualmente sobre el Bent Sub para facilitar la orientación exacta del BHA y permitir registros del pozo perforados con el motor. El grado de curvatura (severidad del dog-leg) depende del ángulo del Bent Sub. 2.3.1 Motor de Desplazamiento Positivo Dirigible (Steerable Positive Displacement Motor) El tipo mas común de motor dirigible es el bent-housing. (Cubierta inclinable). La cubierta del motor no es derecho. Una de las conexiones de la cubierta del motor(usualmente la cubierta de la transmisión) es maquinada a precisos ángulos. Esto es conocido como ángulos del Bent-Housing. El ángulo del Bent-Housing es comúnmente regulable hasta 2° , dependiendo de la dimensión del PDM. A grandes inclinaciones que este valor llega a ser difícil rotar y la vida del motor se acorta. Debido a la inclinación en la cubierta esta cercana a la broca, la excentricidad nominal de la broca es mucho menor que cuando se usan un PDM derecho con Bent-Sub como herramienta de deflexión. Sin embargo el grado de curvatura (severidad del dog-leg) alcanzado por ángulos relativamente pequeños en el Bent-Housing son altos.



Típico BHA con PDM

Bent Sub



Un motor dirigible puede ser usado para iniciar el levantamiento, corregir las corridas y realizar sidetracks. Sin embargo la aplicación mas común de un motor dirigible es como componente principal del BHA es que puede ser usado para orientar el pozo (Deslizamiento) o el modo rotario. En el modo de deslizamiento el motor dirigible cambia el curso de el pozo. El BHA es diseñado como un conjunto empaquetado en el modo rotario. El uso ideal de un motor dirigible es perforar una sección completa del pozo desde el punto de un casing hasta el punto de bajada del siguiente casing. El costo extra del cliente en correr el motor debe ser compensado por significantes ahorros en el tiempo de avance en la perforación debido a menos viajes redondos y o altos ROP. Una cubierta inclinable - regulable en superficie esta disponible en la actualidad. El próximo avance tecnológico será una cubierta inclinable - regulable en el fondo del pozo

Motor de Fondo Dirigible



Excentricidad de la Broca en un motor dirigible



Funcionamiento del Motor de Fondo Un PDM es una aplicación contraria de la bomba de cavidad progresiva de Moineau (Ing. francés Rene Moineau “Principios de la Cavidad Progresiva 1930-1948), donde Fluido de Perforación es bombeado en la sección de potencia del motor a una presión que causa que el rotor gire en forma de tornillo en el interior del estator. La fuerza del movimiento del fluido origina que el rotor gire. Esta fuerza rotacional es luego transmitida al eje de transmisión que se encuentra en la parte mas baja del motor y a través del eje de mando hacia la broca. El Motor de Desplazamiento Positivo está compuesto de las siguientes secciones:

La Válvula de descarga (Bypass Valve/Dump Valve) La Sección de Potencia (Power Section) La Cubierta de Inclinación Regulable en Superficie ( Bent Housing) La Sección de Transmisión La Sección de Rodajes.

El rotor es fabricado de acero inoxidable resistente a la corrosión, este tiene usualmente una delgada capa de cromado para reducir la fricción y la corrosión. El estator es un tubo de acero forrado con un elastómero (caucho) moldeado en el interior. El forro es formulado específicamente para resistir la abrasión y el deterioro inducido por los hidrocarburos. El rotor y el estator tienen similares perfiles helicoidales, pero el rotor tiene un espiral o lóbulo mas que el estator. En un sección de potencia ensamblado, el rotor y el estator forman un continuo sello en sus puntos de contacto a lo largo de toda la línea del eje , que produce un numero de cavidades independientes. A medida que el fluido (agua, lodo o aire) es forzado a través de las cavidades progresivas, esto causa que el rotor gire en el interior del estator. La sección de potencia de un motor de fondo es denominado por su configuración rotor/estator por ejemplo una sección de potencia 4:5 tiene 4 lóbulos en el rotor y 5 lóbulos en el estator. Generalmente a mayor numero de lóbulos mas alto torque de salida del motor se genera y velocidad mas baja. Los motores de fondo están disponibles en 1:2, 2:3, 3:4, 4:5, 5:6 y 7:8 configuraciones de lóbulos.



La válvula de descarga (Dump Valve) se instala en la parte superior de la sección de potencia, es una válvula que actua hidráulicamente y permite que la sarta de perforación se drene del lodo cuando se esta sacando la tuberia, y se llene la sarta cuando se está bajando la tubería. La sección de transmisión, es sujetada en la parte mas baja del rotor, transmite la velocidad rotacional y el torque generado por la sección de potencia a los rodajes y al eje de mando. También compensa el movimiento excéntrico de el rotor. La rotación es transmitida a través del eje de transmisión, que es fijado con una junta universal (Cardán) en cada extremo para absorber el movimiento excéntrico del rotor.



1 Etapa

Caja de Rolineras

Parte de Deflexión

Stator

Rotor

a) Mono Lobeb) Multi Lobe

Válvula By-Pass

Junta Universal Drive Sub

Drive Sub (Bit Box)

Flujo del Fluido

Rotor

Junta Universal

Stator

(Elastomer)

Dirección de Rotación



Ensamblaje de un Motor de Fondo PDM



Corte en sección del Motor de Fondo de Desplazamiento Positivo



Ensamblaje de una sección de potencia



Bent Housing (Cubierta inclinable-ajustable)



El Motor de Fondo en su sección de transmisión aloja la Cubierta regulable en superficie ( Bent Housing). El Bent Housing regulable en superficie estandar permite doblamientos de 0-3°, para algunos motores 0-2° estan disponibles. Para pozos horizontales de radio corto 0-4° están disponibles. Cubiertas rectas (Straight housings) estan tambien disponibles cuando lo motores no son usados para propósitos direccionales, tales como eficiencia en la perforación y otras aplicaciones especiales. La Sección de rodaje soporta las cargas axiales y radiales. Esto también transmite el torque y la velocidad rotaria desde el eje de transmisión a la broca. Esta sección consiste de un eje de mando apoyado por rodajes axiales y radiales. El eje de mando esta fabricado de acero forjado para máximo esfuerzo. Dependiendo de los requerimientos direccionales la cubierta de los rodajes puede ser liso ó adecuado con camisa estabilizador reemplazable en superficie o un estabilizador tipo rima. Los diámetros de los estabilizadores están disponibles para cualquier aplicación. La sección de rodajes es lubricado con lodo o sellados en aceite. Observaciones El Atasque del motor será registrado como un incremento de la presión en

superficie. El Atascamiento del motor debería ser evitado así como que esto disminuye la vida

de servicio del motor. Los materiales de perdida de circulación pueden ser bombeados de una manera

segura aunque cuidados deberían ser tomados cuando el material es adicionado, esto debería ser lentamente. El sistema no debería ser taponeado.

El contenido de arena en el fluido de perforación debería ser mantenido a un mínimo



Las Temperaturas limites son alrededor de 270°F (130 °C) pero estatores para mas altas temperatura han sido desarrollados.

Las caídas de presión en la herramienta mientras esta trabajando son del orden de 50 a 800 psi

Desgaste permisible en los rodajes es del orden de los 1 a 8 mm dependiendo de la dimensión del rodaje.

La herramienta debería ser lavado con agua antes de ser desarmada. En general los fluidos de perforación con bajo punto de anilina pueden dañar el caucho del estator. Como regla el punto de anilina de los lodos base aceite deberían de ser alrededor de 150 °F (60°C). Usualmente esto es relacionado con el contenido del aromático que deberla ser menor que el 10%. Características Torque es directamente proporcional a la presión diferencial del motor. Esto hace

la herramienta simple de operar. Los RPM son directamente proporcionales a rate de flujo, algo directo esta

afectado por el torque de salida. La Potencia Hidráulica consumida HP = (P x Q)/ 1714, donde P es la caída de

presión a través del motor (psi) y Q es el rate de flujo (gpm) Desde que la presión diferencial del motor es proporcional al Torque, la presión en el stand pipe incrementará o disminuirá a medida que el peso sobre la broca aumente o disminuye. Una limitación es que el estator de elastómeros es afectado por ciertas propiedades del lodo a altas temperaturas.



2.3.2 Motores de Turbina Las Turbinas fueron usados primeramente en la Unión Soviética en 1934. El uso de las turbinas ha incrementado desde un 65% en 1953 a 86.5% de toda la perforación en 1959. Comúnmente las turbinas son usadas en la Unión soviética para el 50 al 60% de toda la perforación. En 1959, la primera perforación exitosa con turbinas fuera de la Unión Soviética tuvo lugar en el sur de Francia. Turbinas fueron introducidas en la USA en 1960, pero menos del 1% de los pies perforados en Norteamérica han sido con turbinas. Estos son usados mas extensivamente en partes de Europa y el Mar del Norte, aunque no tanto como en la Unión Soviética. La Fig. Muestra un típico diseño de turbina. El fluido ingresa en la conexión superior (Top Sub) y viaja pasando los statores y rotores (Un estator y un rotor componen una etapa). La parte mas baja de la turbina es la sección principal del rodaje axial (Thrust-bearing section). Una Turbina esta compuesta de tres secciones:

Sección de potencia (Power Section) Sección de rodajes axiales y radiales (Bearing Section) Substituto de mando de la broca.

La sección de potencia de un motor de turbina contiene rotores y estatores tipo hélice. Cada etapa consiste de un estator que es asegurado en el cuerpo interior del motor y un rotor que es sujetado al eje de mando central del motor. A medida que el fluido de perforación es bombeado a través del motor, este es dirigido por los estatores hacia los rotores a un ángulo predeterminado según el diseño, esto fuerza el rotor a girar y a su vez al eje central de mando. Esta rotación es transmitida a través de la sección de rodamiento y posteriormente a la broca. Las turbinas están denominadas según el número de etapas ejem. 90 a 250 etapas. El número de etapas determina el torque generado. Cada etapa teóricamente aplica una cantidad igual de torque al eje de mando y es la suma de aquellos torques que serán transmitidos a la broca. Debido a la configuración del motor las turbinas son limitadas a el uso de lodos de perforación como medio de circulación. Aire no puede ser usado, no hay una manera para que el operador en la mesa de trabajo determine cuan eficientemente el motor esta desarrollándose. Sin embargo estos motores son capaces de operar en pozos con alta temperatura que un PDM Desventajas Hay una minina indicación en superficie del atascamiento de la turbina. Turbina no permite el bombeo de materiales de perdida de circulación. El contenido de arena de los fluidos de perforación deben mantenerse a un

mínimo. Debido a que componentes de la turbina tienen un mínimo de caucho las turbinas

pueden operar en pozos de altas temperaturas.



Caída de presión a través de la Herramienta es comúnmente alta y puede variar desde 500 psi hasta 2000 psi.

Las turbinas no requieren válvulas de by-pass (Dump Valve). Usualmente el máximo desgaste permisible de los rodajes es del orden de los 4 mm. Características El Torque y las RPM son inversamente proporcionales. (A medida que los RPM

aumentan el Torque disminuye). El Torque es una función del rate de flujo, la densidad del lodo, el ángulo de los

impeller y el número de etapas y varía si el WOB varia. Una Potencia optima de salida toma lugar cuando los rodajes axiales están bien

balanceados Cambios en el rate de flujo causa que la curva característica de la turbina también

cambie. Fuera del fondo los RPM de la turbina alcanzaran una velocidad máxima sin

restricción y el Torque será cero. En el fondo y justo antes de atascase, la turbina alcanza el máximo Torque y RPM

es cero. Un Óptimo performance se presenta a la mitad del Torque de atascamiento y a la

mitad de la velocidad máxima entonces la Turbina alcanza su Máxima potencia. Una Turbina estabilizada usada en la sección tangencial normalmente causará que

la trayectoria del pozo se dirija hacia la izquierda.

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ag. 57



3. PLANEAMIENTO BÁSICO DE UN POZO 3.1. Introducción El planeamiento cuidadoso de un proyecto direccional antes del comenzar la operación es probablemente el factor más importante de un proyecto. Cada pozo direccional es único en el sentido que tiene objetivos específicos. El cuidado tiene que ser ejercitado en la etapa de planeamiento para asegurar que todos los aspectos del pozo están hechos a la medida para encontrar esos objetivos. Perforar un pozo direccional básicamente envuelve perforar un pozo desde un punto en el espacio (Locación en superficie) a otro punto en el espacio (El objetivo) de tal forma que el pozo pueda ser usado para el propósito deseado. Para poder hacer esto nosotros debemos primero definir las locaciones de superficie y el objetivo. El primer paso en realizar el planeamiento de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria del pozo para intersectar un objetivo dado. El diseño inicial debería proponer los varios tipos o rutas que pueden ser perforados económicamente. El segundo, el plan debería incluir los efectos de la geología sobre el BHA que será usado y otros factores que podrían influenciar en la trayectoria final del pozo. Locación. La primera cosa a realizar es definir el sistema de coordenadas local en el punto de referencia de la estructura. En muchos pozos de tierra, esto será la locación en superficie. La locacion del objetivo es luego convertido a este sistema de coordenadas local si es necesario. Dimensión del objetivo. Durante la fase de la perforación de un pozo direccional la trayectoria en relación al objetivo es monitoreado constantemente. A menudo decisiones costosas tendrán que realizarse para asegurar que los objetivos de un pozo sean alcanzados. Un objetivo definido de un pozo es esencial para realizar estas decisiones. La tecnología disponible hoy nos permite perforar pozos extremadamente exactos. El costo de perforar un pozo es grandemente dependiente de la exactitud requerida si limites aceptables para alcanzar el objetivo deben ser bien definidos antes que el pozo halla comenzado. Exactitud vs costo Es una consideración extremadamente importante aquí. En muchos casos, compañías operadoras adoptan una dimensión del objetivo arbitrario ( o radio de tolerancia), particularmente en proyectos multipozos. La dimensión del radio del objetivo a menudo refleja una convención mas que los requerimientos geológicos reales del pozo. Es común especificar restricciones ó líneas duras a ser especificadas solo cuando ellos muestran características críticas tales como fallas, anticlinales o restricciones legales como las delimitaciones del campo. Muchos pozos direccionales han sido innecesariamente corregidos o desviados para alcanzar el radio del objetivo que en realidad no represento el real objetivo de el pozo.



Buena comunicación Con el departamento relevante (Geología y/o Exploración) antes de comenzar el pozo puede ayudar a evitar una serie de errores. Esto es particularmente verdad cuando una corrección esta siendo contemplada. El primer paso de cualquier plan para corregir el azimuth de un pozo debería ser consultado con el departamento de geología. Perfil del pozo Conociendo la posición de la locación en superficie y dado la locación del objetivo, su TVD y coordenadas rectangulares, es posible determinar el perfil geométrico del pozo desde superficie hasta el objetivo en el fondo del pozo. En general un pozo direccional puede ser:

Derecho Tipo Slant Tipo S Horizontal

El tipo de perfil seleccionado dependerá del objetivo geológico y los mecanismos de producción del pozo. Una vez el perfil ha sido seleccionado, el pozo será planeado desde un punto de visto de perforación direccional, esto involucra escoger los siguientes: Determinacion del Kick-off Point El Kick-off point es definido como un punto en la trayectoria del pozo a una profundidad vertical dada debajo de la locación en superficie, donde el pozo es desviado desde la vertical a una dirección , una inclinación y un rate de levantamiento del ángulo dado. La selección del Kick –off point es realizada considerando la trayectoria geométrica del pozo y las características geológicas. La inclinación optima de un pozo es función del máximo rate de levantamiento permitido (y rate de declinación si es aplicable) y la locación del objetivo. Determinación de los rates de levantamiento y declinación del ángulo El máximo rate de levantamiento y declinación es normalmente determinado por uno o más de los siguientes:

La profundidad total del pozo Limitaciones de torque y sobretensión. Altos valores de severidad de dog-legs en la sección de levantamiento del pozo

resultan en altos valores de torque y sobretension mientras se perfora lo que queda del pozo. Esto puede ser un factor limitante severo en pozos muy profundos.

Las formaciones a través de la cual la sección de levantamiento debe pasar. Altos rates de levantamiento no son a menudos posibles de alcanzar en formaciones suaves.

Limitaciones mecánicas de la sarta de perforación y el casing. Limitaciones mecánicas de las herramientas de registro y sartas de producción. Formación de ojos de llave en la sección de levantamiento del kick off point.



Optimo rates de levantamiento o declinación en pozos convencionales varían de lugar a lugar pero son comúnmente en el rango de 1.5° a 3° por cada 100 pies. Una vez que el rate de levantamiento y el ángulo de inclinación han sido establecido el kick off point puede ser determinado. Hay usualmente flexibilidad para acomodar los puntos del casing. Desde un punto de vista matemático los dos tipos de pozo deben ser mas adelante divididos en aquellos donde el radio de curvatura en el levantamiento del ángulo es mas grande o menor que el desplazamiento total del pozo. 3.2.. Requerimientos para un planeamiento apropiado de un pozo direccional Hay muchos componentes para tomar en consideración cuando se diseña un plan exitoso de un pozo direccional. Información de la locación en superficie (coordenadas UTM). Dirección y desviación del objetivo (coordenadas UTM) Profundidad del punto de desviación (kick off point). Profundidad y dimension del objetivo Rates de levantamiento y declinación del ángulo de desviación (BUR y DOR) Rate de giro de la herramienta considerar el lead angle. Angulo de mantenimiento (Hold angle) Inicio y termino de la declinación del ángulo. Sección tangencial (Tangent section) Profundidad medida (Measured Depth) Profundidad vertical verdadera TVD Desplazamiento horizontal del objetivo (Horizontal Departure). Dirección del objetivo (Azimnuth) Angulo de inclinación (Drift) Sección vertical ( Vertical Section) Información de registros, records anteriores Información acerca de los pozos cercanos Uso de motores de fondo y herramientas MWD Herramientas de deflexión utilizadas para desviar el pozo Material del equipo esto incluye : Dimensión, conexión y número de drill collars. Dimensión, conexión y número de Heavy weight. Información de la potencia en las bombas de lodo. Sistema de control de sólidos Potencia del malacate y capacidad nominal bruta del castillo (Gross Nominal

Capacity). Capacidad del Top drive y Sistema de aparejos. Tipo de registros de desviación. Diseño de Tubería Determinar el límite máximo de WOB necesario y disponible Determinar el equipo requerido y especificaciones Optimizar el perfil del pozo para un mínimo torque y arrastre



Diseño del BHA y configuraciones de la tubería Tener en cuenta el impacto de doglegs severos Determinar los límites de overpull Fatiga acumulada de la tubería Máximo torque del top drive/rotary table Requerimiento de total energía en superficie Capacidad de overpull del equipo y de la tubería Torque de las conexiones Capacidad de presión en superficie de las bombas Máximo WOB - para evitar buckling en la tubería Key - seats y alto torque Programa de Barrenas Registro de brocas. Tipo de formación Recomendación del tipo de barrena Evaluación del esfuerzo mecánica de roca Evaluación económica Costo/pie Programa de Fluido de Perforación Información de la formación (Composición química del lodo) Anticipada temperatura del pozo.( Mas de 275-300 °F pueden causar degradación

del producto Reología necesaria para optimizar la limpieza del pozo, grandes ángulos en el

pozo pueden necesitar el uso de aditivos para reducir el torque y el drag. Uso de hidráulica requerida para un efectiva limpieza en el espacio anular y

equipo necesario para el control de sólidos Temas potenciales de estabilidad del pozo pueden corresponder al peso del lodo

necesario. Inhibición necesaria para largas secciones de hueco abierto. Determina mínimo peso de lodo necesario para prevenir un reventón Indica máximo peso de lodo que no fracturara la formación Diseño de Revestimiento

Dimensión y profundidad del casing Recolectar información de pozos vecinos Profundidad de sentado de revestimiento Gradiente de fractura, Gradiente poral. Aislamiento de zonas problemáticas Optimización de la completación del hoyo

Selección de peso y grado de revestimiento Presión de colapso Presión de reventón Carga de tensión

Uso de cauchos protectores en el DP para proteger el desgaste del casing. Uso de centralizadores en el casing.

Consideraciones de Torque y Arrastre



Optimizar el diseño del hoyo para un mínimo Torque y arrastre incluyendo secciones horizontales de máximo alcance

Analizar problemas operativos, ya sea actuales o previos Determinar las limitaciones de la tubería y revestimiento Determinar la capacidad del equipo de perforación

4. PERFILES BÁSICOS DEL POZO 4.1. Características de un Perfil de Pozo Un perfil de pozo direccional es la trayectoria planeada de un pozo desde la superficie hasta la profundidad final proyectando el pozo sobre dos planos ploteados. Para determinar el mejor perfil geométrico del pozo desde la superficie hasta el objetivo la siguiente información debe ser conocida.

La ubicación de la locacion en superficie. La posición de locacion del objetivo. La profundidad vertical verdadera (TVD)

Kickoff Point (KOP) El punto de desviación es la locación a cierta profundidad bajo la superficie donde el pozo es desviado en una direccion proporcionada.



Inclinación (desvío / Drift) Es el ángulo (en grados) entre la vertical local (el vector local de gravedad como lo indica una plomada) y la tangente al eje del pozo en un punto determinado. Por convención, en la industria petrolera 0° es vertical y 90° horizontal. Termino del levantamiento del ángulo de inclinación ( End of Buildup

EOB) Es el punto donde el pozo ha terminado de incrementar el ángulo.



Mantener el angulo (Hold Angle) El mantener el ángulo ocurre donde la inclinación de el pozo es sostenido constante. Sección Tangente (Tangent Section) La sección tangente ocurre después de una sección de levantamiento donde la inclinación del pozo se mantuvo constante por una cierta distancia, podría haber un adicional levantamiento o caída del ángulo antes de alcanzar el objetivo.



Comienzo de la declinación (Start of Drop) Es la locación donde el pozo empieza a declinar el en ángulo. Termino de la Declinación (End of Drop EOD) Es la locación donde el pozo termina la declinación del ángulo.



4.2. Definición de términos usados en métodos de cálculos de registros de desviación

“O” es el punto de referencia para el pozo. Desde “O” hay tres ejes, hacia el norte hacia este y la dirección vertical “z” hacia abajo. “S” Es el punto de referencia de la locacion en superficie. “B” es el punto del registro. “a” es el azimuth en grados del plano de sección vertical, es medido en el plano horizontal desde la dirección Norte geográfico, comenzando en 0° y continua hasta 360 ° ( En la dirección de las agujas del reloj desde el eje Norte) "TVD" es la proyección de la profundidad medida MD, a lo largo de la trayectoria del pozo sobre el eje vertical “z”. La distancia es SB3. "HD" es el Desplazamiento Horizontal/ Desviación horizontal,(Horizontal Departure) medido en el plano horizontal pasando a través del punto de registro. La distancia es BB3 (Entre el registro y el eje “z”).

ε: Azimuth de la

Trayectoria del Pozo

ε



"VS" es la sección vertical (Vertical section), es la longitud de la proyección del desplazamiento horizontal (Horizontal Departure) sobre el plano de sección vertical definido por su azimuth. La distancia es B3B2. Un plano de sección vertical es definido por su azimuth y el punto de origen. Usualmente la sección vertical pasa a través del centro del objetivo que es usado para plotear el perfil del pozo. Profundidad Medida (Measured Depth / MD) Es la distancia medida a lo largo de la ruta actual del pozo, desde el punto de referencia en la superficie hasta el punto de registros direccionales. Es la sumatoria de la cantidad de tubos perforados más el ensamblaje de fondo para completar la profundidad del pozo. Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth / TVD) Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad hasta el punto correspondiente al curso del pozo.



Sección Vertical En un plano de pozo, el Perfil vertical o Sección vertical (Vertical Section) corresponde usualmente a una propuesta en un plano definido por la dirección recta entre la boca de pozo y el objetivo. Esta dirección se conoce como “azimuth de la sección vertical” o “Ubicación propuesta del fondo del pozo (PBHL)” o “plano propuesto” o “dirección del objetivo”. En este caso, se llama sección vertical a la proyección de la Desviación Horizontal Total (Total Horizontal Departure) del pozo sobre este plano. Considérese un plano horizontal del pozo en el diagrama siguiente: Azimuth (Dirección del pozo) El azimuth de un pozo en un punto es la dirección del pozo sobre el plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las agujas del reloj a partir del Norte de referencia. Esta referencia puede ser el Norte Verdadero, el Magnético o el de Mapa y por convención se mide en sentido de las agujas del reloj. Todas las herramientas magnéticas inicialmente dan la lectura de azimuth con respecto al Norte Magnético. Sin embargo, las coordenadas calculadas finalmente están referidas al Norte Verdadero o al Norte grid o de Mapa

HD



Una vez que la información listada ha sido obtenida, un modelo del pozo puede ser escogido. Experiencias reales en años recientes han mostrado que una mayoría de pozos direccionales caeran dentro de uno de los cuatro modelos básicos presentados en las siguientes páginas. 4.3. Perfiles Básicos Tipo I ( Slant well / J type) Este tipo es planeado de tal manera que el punto de desviación (kick off point, profundidad hasta el cual se baja el casing de superficie) y la sección de levantamiento son completados a profundidades someras. La dirección e inclinación son posteriormente mantenido tan derecho como sea posible hacia el objetivo como muestra la figura. Puede presentar hasta dos secciones de levantamiento. Puede ser usado para pozos profundos que presentan grandes desplazamientos horizontales. También puede ser usado para pozos de moderadas profundidades de perforación con moderados desplazamientos horizontales donde el casing intermedio no es requerido y donde existe una sola zona productiva. En pozos profundos una sarta de casing intermedio puede ser bajado a través de la sección de levantamiento hasta la profundidad requerida, la dirección e inclinación son luego mantenidos bajo el csg hasta la profundidad total.



Tipo II (S type well) Este tipo de pozo presenta el punto de desviación (kick off point) a una profundidad somera o cercana a la superficie, con una sección recta , posterior una sección de levantamiento es alcanzada, la perforación continua manteniendo la sección tangente hasta que la mayor parte del desplazamiento horizontal es alcanzado y por último una caída o declinación del ángulo es requerido para retornar la inclinación del pozo hacia la vertical y alcanzar el objetivo. El casing de superficie es sentado en la parte superior de la sección de levantamiento, el casing intermedio es sentado en la parte inferior de la sección tangencial. Este tipo es empleado en pozos profundos que presentan problemas de gas y formaciones con agua salada que determinan el sentado del casing intermedio. . Este pozo tiene varias variaciones:

a) Sección de levantamiento, sección tangente y caída hacia la vertical. b) Sección de levantamiento, sección tangente, caída y mantenimiento del ángulo. c) Sección de levantamiento, sección tangente y caída continúa a través del

objetivo. Este tipo se utiliza para perforar múltiples zonas productivas, debido a que permite un mejor espaciamiento en el fondo del área, reduce el ángulo final en el reservorio para hacer mas fácil la completación, limitaciones del objetivo y del block de arrendamiento, en pozos off-shore por el requerimiento de espaciamiento entre pozos cuando múltiples pozos son perforados desde una plataforma, pozos profundos con un desplazamiento horizontal pequeño.



Desventajas:

a) Incremento en el torque y el drag. b) Riesgo de presentarse los ojos de llave. c) Puede causar problemas al bajarse los registros eléctricos por el máximo

ángulo de levantamiento.



Tipo III (Continuo Levantamiento) Este tipo de pozo presenta el punto de desviación a gran profundidad, su desviación empieza bajo el casing de superficie y la inclinación es luego mantenida hasta la profundidad del objetivo. Puede presentar una corta sección tangente que es opcional. Los ángulos de inclinación pueden ser relativamente altos y el desplazamiento horizontal relativamente mas corto que los modelos anteriores. Desde que las operaciones de deflexión tienen lugar a mayor profundidad en el pozo, los tiempos de viaje para una operación son altos, la parte desviada no es normalmente entubado hasta que la profundidad final halla sido alcanzada. Una aplicación seria para pozos confirmatorios para evaluar la extensión de un reservorio recién descubierto. También puede ser usado para explorar trampas estratigráficas u obtener adicional información geológica sobre un pozo. Perforar en fallas o domos de sal así como también pozos re-entry. La sección de levantamiento usualmente no se encuentra con casing Desventajas:

a) Como las formaciones son mas duras entonces la deflexión inicial se hace mas difícil de alcanzar.

b) Se hace más difícil alcanzar la orientación del tool face en la deflexión con el motor de fondo, se presenta mucho torque reactivo.

c) Tiempos de viajes redondo largos para cambiar los BHA requeridos. d) En plataformas multipozos solo una pequeña cantidad de pozos pueden

considerar puntos de desviación profundos debido a la corta separación de los slots y la dificultad de de mantener loz pozos en la vertical en formaciones estables. La mayor parte de los pozos deben considerar puntos de desviación someros para reducir la congestión debajo de la plataforma y minimizar los riesgo de colisión.



Tipo IV (Trayectorias Horizontales) Este tipo de pozo desvía desde su configuración vertical o cercana a la vertical a un plano horizontal o cercano al horizontal. Los pozos horizontales tienen una sección vertical, una sección de levantamiento de ángulo hasta un máximo de 40° , una sección tangente una segunda sección de levantamiento (sección de aterrizaje) donde el ángulo se deflexiona hasta alcanzar 83 ° o más y en la mayoría de veces una sección horizontal. Cuando un pozo horizontal es apropiadamente aplicado, puede producir mejor que varios pozos verticales. Pozos Horizontales pueden proveer solución optima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente: Mejorar la recuperación y el drenaje del reservorio Incrementar la producción en reservorios consolidados Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de

inyección Control de problemas de conificación de gas/agua



5. CALCULO DE LA TRAYECTORIA Un pozo tipo Stant Donde el radio de curvatura es menor que el desplazamiento total del objetivo. R < D2

Dado: Coordenadas de la cabeza del pozo Coordenadas del objetivo. El TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP, V1. Rate de levantamiento BUR. Determinar: R (Radio de curvatura) V2 TVD del punto final de la sección de levantamiento. V2-V1 MD de la sección de levantamiento con el rate de levantamiento

correspondiente al radio de curvatura R. V3-V2 MD de la sección tangente a la profundidad total. D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento. D2 desplazamiento horizontal total del objetivo/ sección vertical.



Ф Máximo ángulo de inclinación del pozo. Pozo tipo Slant Donde el radio de curvatura de la sección de levantamiento es mas grande que el desplazamiento total del objetivo. R > D2

Dado: Coordenadas de pozo en superficie. Coordenadas del objetivo. TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP, V1 Rate de levantamiento, BUR Determinar: R (Radio de curvatura) V2 TVD del punto final de la sección de levantamiento. V2-V1 MD de la sección de levantamiento con el rate de levantamiento

correspondiente al radio de curvatura R. V3-V2 MD de la sección tangente a la profundidad total. D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento.



D2 desplazamiento horizontal total del objetivo/ sección vertical. Ф Máximo ángulo de inclinación del pozo. Pozo tipo “S” Donde la suma del radio de curvatura y el radio de levantamiento mas el radio de declinación es menor que el desplazamiento total del objetivo. R1 + R2 < D3 Dado: Coordenadas de pozo en superficie. Coordenadas del objetivo. TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP y V1 Rate de levantamiento, BUR Rate de declinación, DOR Para determinar: R1 y R2 V2 TVD en el punto final del levantamiento V3 TVD del comienzo de la declinación V4 TVD en el punto final de la declinación D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento.



D2 Desplazamiento en el punto final de la sección tangencial. D3 Desplazamiento horizontal total del objetivo. Ф Máximo ángulo de inclinación del pozo. Pozo tipo "S" Donde la suma del radio de levantamiento mas el radio de levantamiento mas el radio de declinación es mayor que el desplazamiento total del objetivo. R1 + R2 > D3. Dado: Coordenadas de pozo en superficie. Coordenadas del objetivo. TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP y V1 Rate de levantamiento, BUR Rate de declinación, DOR Para determinar: R1 y R2 V2 TVD en el punto final del levantamiento V3 TVD del comienzo de la declinación V4 TVD en el punto final de la declinación



D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento. D2 Desplazamiento en el punto final de la sección tangencial. D3 Desplazamiento horizontal total del objetivo. Ф Máximo ángulo de inclinación del pozo.

Type J well profile worksheet



R-D2



Type S well profile worksheet



Ejemplo Se proyecta perforar debajo de un lago a la locación diseñada por el pozo 2. Para este poso, una trayectoria slant será usada. La sección vertical hacia el objetivo es 2655 pies a un TVD de 9,650 pies. El rate recomendado de levantamiento del ángulo es 2°/ 100 pies. El kick-off point es 1600 pies. Determinar:

a) El radio de curvatura R1 b) El máximo ángulo de inclinación c) La profundidad medida al final del levantamiento. d) La sección vertical al final del levantamiento. e) La profundidad medida total. f) La profundidad medida a un TVD de 1915 pies g) La sección vertical a un TVD de 1915 pies. h) La profundidad medida a un TVD de 7614. i) La sección vertical a un TVD de 7614 pies.

Solución

a) R = 180 /(π x 0.02) = 2,864.7 pies

b) DC = R - D2 = 2864.7 - 2655 = 209.7 pies DO = TVD - V1 = 9650 – 1600 = 8050 pies. Angulo DOC = Arc Tang ( DC/ DO) = 1.492° OC = DO / Cos (Angulo DOC) = 8052.7 pies Angulo BOC = Arc Cos (R / OC) = Arc Cos ( 2864.7/8052.7) = 69.16° Angulo BOD = Angulo BOC + ángulo DOC = 1.492 + 69.16 = 70.65 ° Máximo ángulo Ф = 90° - Angulo BOD = 90 – 70.65 = 19.34 °

BC = 22 ROC = 7525.91 pies

EC = BC Sen (Ф) = 7525.91 x Sen (19.34) = 2492.37 pies

c) La MD al final del levantamiento = V1 + Ф /BUR = 1600 + 967 = 2567 pies

d) La TVD al final del levantamiento = V1 + R Sen(Ф) = 2548.71 pies

e) Prof. Total = V1 + Ф /BUR + BC = 2567 + 7525.91 = 10,092.91 pies

f) 1915 = V1 + R Sen α = 1600 + 2864.7 Sen α Despejando α α = Arc Sen[ (1915 – 1600)/ 2864.7 ]= 6.31° La long. de arco correspondiente a ese angulo es = 6.31° / 0.02 = 315.5 pies La MD a ese TVD = 315.5 + 1600 = 1915.5

g) La VS a TVD de 1915 pies es igual a



VS = R ( 1 – Cos (6.31°) = 2864.7 (1 – 0.993) = 17.5 pies h) La MD a un TVD de 7614 pies MD = 1600 + (19.34 / 0.02) + [ 7614 – 1600 – 2864.7 Sen (19.34)] = 7935.21 pies Cos (19.34)

h) La VS a un TVD de 7614 pies VS = [ 2864.7 ( 1- Cos 19.34) + (7614 – 1600 – 2864.7 Sen( 19.34)) Tang 19.34° ] = 161.65 + 1777.80 = 1939.45 pies Múltiples objetivos Cuando un pozo direccional esta siendo planeado, la profundidad y la sección vertical de un objetivo son dados así como también sus dimensiones. Los objetivos pueden ser rectangulares, cuadrados o circulares. Si el objetivo es circular un radio es Diseñado. Algunas veces hay múltiples objetivos como los indicados en la figura 8.14 (a). Si estos están favorablemente posicionados múltiples objetivos pueden ser económicamente penetrados con alguno de los tipos/perfiles de trayectoria mostrados. Algunas veces sin embargo estos se presentan desfavorablemente alineados 8.14(b) y costosas alteraciones en la trayectoria son requeridos. La trayectoria 8.14(b) podría ser dificultoso y costoso para perforar aun cuado la sección vertical se muestra la misma como la fig 8.14(a). El cambio de dirección para encontrar el objetivo (3) seria en la mayoría de las situaciones estar extremadamente difícil a ejecutar.



Ejemplo Dado los siguientes datos: KOP : 2000 pies TVD : 9000 pies HD : 4000 pies BUR : 2°/100 pies DOR : 1.5°/100 pies Solución a) Radios de curvatura R1 = 180 / (π x 0.02) = 2,864.788 pies R2 = 180 / (π x 0.015) = 3,819.718 pies b) Máximo ángulo Ф x = R1 – (D3 – R2) = 2864.788 – (4000 – 3,819.718) = 2684.50 pies Angulo β = Arc Tang ( x/(V4-V1)) = Arc Tang ( 2684.5/ (9000 – 2000)) = 20.98° OF = (V4-V1) /Cos β = 7497 pies

OG = BC = 2212 ( RROF = 22 )71.381978.2864(7497 = 3394.49 pies

Angulo FOG = Arc Sen ( R1+R2)/OF = Arc Sen (2864.78 + 3819.71)/ 7497 = 63.07° Máximo ángulo Ф = Angulo FOG - β = 63.07 – 20.98 = 42.09° c) La MD al final del levantamiento = V1 + Ф/ BUR = 2000 + 42.09/0.02 = 4104.50 pies d) El TVD V2 = V1 + R1 Sen Ф = 2000 + 2864.78 Sen 42.09 = 3920.25 pies e) La VS/ HD, D1 = R1 ( 1-Cos Ф) = 2864.78 ( 1- Cos 42.09) = 738.84 pies f) La MD al inicio de la declinación = V1+ Ф/ BUR+ BC = 4104.50 + 3394.49 = 7499 ps g) El TVD V3 = V2 + BC CosФ = 3920.25 + 3394.49 Cos 42.09 = 6439.27 pies h) La VS/ HD, D2 = D1 + BC SenФ = 738.84 + 3394.49 Sen 42.09 = 3014.15 pies i) La MD al Termino de la declinación= V1+ Ф/ BUR+BC+ Ф/ DOR = 7499 + 42.09/0.015 = 10,305 pies j) El TVD V4 = 9000 pies Dato del problema k) La VS/ HD, D3 = 4000 pies Dato del problema.

80382155 Bha Completo

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