monografia Perforacion Direccional (Corregido)(1).docx
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1 INDICE: pág. 1. INTRODUCION…………………………………………………………………2 2. ANTECEDENTES……………………………………………………………...3 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………………….4 4. OBJETIVOS……………………………………………………………………..5 4.1. OBJETIVOS ESPECIFICOS……………………………………………...5 5. JUSTIFICACION ……………………………………………………………….8 6. DELIMITACION…………………………………………………………………9 6.1. DELIMITACION TEMPORAL…………………………………………….9 6.2. DELIMITACION TEMATICA……………………………………………...9 6.3. DELIMITACION ESPACIAL………………………………………………9 7. MARCO CONCEPTUAL……………………………………………………….10 8. MARCO REFERENCIAL……………………………………………………….11 9. MARCO METODOLIGICO……………………………………………………..29 10. CONCLUCIONES……………………………………………………………….30 11. RECOMENDACIONES………………………………………………………....31 12. BIBLIOGARFIA…………………………………………………………………..31
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INDICE: pág.
1. INTRODUCION…………………………………………………………………2
2. ANTECEDENTES……………………………………………………………...3
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………………….4
4. OBJETIVOS……………………………………………………………………..5
4.1.OBJETIVOS ESPECIFICOS……………………………………………...5
5. JUSTIFICACION ……………………………………………………………….8
6. DELIMITACION…………………………………………………………………9
6.1.DELIMITACION TEMPORAL…………………………………………….9
6.2.DELIMITACION TEMATICA……………………………………………...9
6.3.DELIMITACION ESPACIAL………………………………………………9
7. MARCO CONCEPTUAL……………………………………………………….10
8. MARCO REFERENCIAL……………………………………………………….11
9. MARCO METODOLIGICO……………………………………………………..29
10.CONCLUCIONES……………………………………………………………….30
11.RECOMENDACIONES………………………………………………………....31
12.BIBLIOGARFIA…………………………………………………………………..31
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1.-INTRODUCCION
Desde el momento que el ECUADOR comienza la actividad exploratoria en el
ámbito hidrocarburífero en el año de 1911 a través de la explotación de
petróleo y su comercialización desde 1972, éste pasó a constituir la mayor
fuente de ingresos para la economía del país, representando aproximadamente
el 50 % de sus ingresos.
El petróleo es la principal fuente de energía y materia prima para la elaboración
de más de 600000 productos derivados, que de una u otra manera utilizamos.
En vista de que las exportaciones petroleras generan los mayores ingresos de
divisas para el país, ha sido necesario incrementar las reservas petrolera, por
lo que es conveniente mejorar la producción de los campos que se encuentran
produciendo, así como el desarrollo de nuevos campos productores de
petróleo, siendo necesario incrementar el número de pozos verticales, lo que
conlleva a efectuar un mayor daño al Medio Ambiente en áreas sensitivas; es
por esta razón que en el ECUADOR y el mundo se está procurando evitar esta
situación. En virtud de esto dentro de la Industria Petrolera se está adquiriendo
una mayor conciencia tanto de las Operadoras como de las Entidades
Gubernamentales, el reducir potenciales daños e irreversibles al Medio
Ambiente, en razón de que en muchos casos los yacimientos productores de
petróleo se encuentran en zonas inaccesibles, como son: ciudades, lagos,
pantanos, fallas geológicas, reservas ecológicas.
En tal virtud los nuevos proyectos de explotación petrolera dedican importantes
esfuerzos para minimizar el Impacto hacia el Medio Ambiente y, dentro de esta
política se ha dado mucho énfasis a la Tecnología de Perforación Direccional.
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2. ANTECEDENTES
La técnica de perforación horizontal se remonta a los años 50,
cuando se realizaron los primeros pozos horizontales en Rusia, y no es
hasta 1970 que se obtienen las mejoras en la técnica de perforación
direccional, constituyendo actualmente una tecnología de nivel
avanzado y confiable. La perforación horizontal es una derivación directa de la
perforación direccional. Con la aplicación de esta técnica se puede perforar un
pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación
a la profundidad y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se
iniciará la sección horizontal. Si un pozo horizontal es perforado paralelamente
al plano de la arena aumenta el área de contacto entre el pozo y la
formación; esto puede imp l i ca r que és te no sea to ta lmente
hor i zon ta l . En rea l idad ex is ten muy pocos pozos horizontales
debido a que los yacimientos regularmente presentan buzamiento.
Esto se refleja en un incremento de la productividad del pozo con respecto a
un pozo vertical.
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3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA,-
En los proyectos de líneas de conducción de hidrocarburos ¿Qué alternativa
puede ser tomada para minimizar las afectaciones provocadas por la
construcción de un cruzamiento? ¿Qué consecuencias acarrea esto? ¿Cuáles
deben ser los planeamientos técnicos de esa alternativa? ¿qué tipo de
información se requiere para ejecutarlas y como debe ser analizada?
4. OBJETIVOS
4.1. Objetivo General.
Explicar la aplicación de la Sarta y Herramientas que se utilizan para una
adecuada Perforación Direccional.
4.2. Objetivo Específicos.
Recopilar información de la sarta y herramientas ya existentes.
Establecer el procedimiento más factible para realizar una Perforación
Direccional según la geología de subsuelo.
Suministrar información de la sarta y herramientas idóneos para las
operaciones de
Perforación Direccional
5. JUSTIFICACION
Las operaciones de perforación actualmente a pesar de reducir el Impacto
Ambiental en todo su entorno ; se tiende a optimizar el uso del área y esto se
consigue realizando la Perforación Direccional la que es conveniente, porque
desde una misma plataforma (PAD) se pueden perforar varios pozos cuyos
objetivos están muy distantes pero con esto se reduce el Impacto Ambiental a
su mínima expresión
El presente tema de investigación es un aporte para los estudiantes de ing.
Petrolera
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6. DELIMITACION
6.1. Delimitación temática
El presente tema de investigación tiene como límite temático o de estudio los
fluidos de perforación vista desde el área petrolera.
6.2. Delimitación temporal
La presente investigación se realizará durante el mes de julio 2014.
6.2. Delimitación espacial
Será los pozos petroleros de todo el territorio de ECUADOR.
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7. MARCO CONCEPTUAL:
Azimut: Son coordenadas especiales, Angulo de inclinación con el cual se
desvía el pozo para llegar al objetivo.
Pata de perro: Ángulo que se desvía el pozo mientras está perforando.
Tasa de penetración: Es la profundidad que se avanza para llegar al objetivo
expresado en pies por la unidad de tiempo.
Efecto del magnetismo: La sarta de perforación en rotación a veces se
magnetiza, sin embargo; este efecto se puede compensar usando tubos no
magnéticos que evitan la inconsistencia de los registros.
Tamaño del pozo: Al perforar pozos con un diámetro de hueco grande, son
más fáciles de controlar que los de diámetro pequeño.
Perforación Controlada: El avance de hor en día nos provee herramientas
con nueva tecnología como el Power Drive, PeriScope que permite diseñar
ensamblaje de fondo de pozo BHA, que controla la trayectoria planeada de
pozos direccionales y verticales con buenos resultados.
- Perforación Direccional: El concepto de Perforación Direccional tiende a ser
aplicada solamente en pozos NO VERTICALES en los cuales el objetivo final,
se encuentra en coordenadas diferentes a las de la boca del pozo. En otras
palabras las coordenadas del fondo son diferentes a las coordenadas de
superficie.
- Plan View (Plano Horizontal): El plano horizontal es la vista desde arriba,
contiene el vector con origen a la boca del pozo con sentido al objetivo principal
(target). La dirección dibujada en el correspondiente cuadrante geográfico,
representa el azimut del pozo.
-Pozo Horizontal: Técnica de atravesar las zonas productivas (generalmente
horizontales o cercanas a la horizontal) sin tener que alcanzar las zonas
inferiores (innecesarias que contengan fluidos no deseados) generando un
pozo altamente productivo y de larga vida. Consta de un tramo vertical hasta el
KOP, seguido de una o varias curvas consecutivas hasta inclinaciones
cercanas de 90º en la entrada de la zona productora, para continuar en
Tramos horizontales de longitud variable dan la inclinación y sentido delas
capas.
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- Profundidad Medida: Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el
punto de referencia de la superficie, hasta la profundidad de interés o hasta el
punto donde se encuentra el objetivo.
- Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth): Es la profundidad
real del pozo proyectado en el plano vertical.
-Rata de Penetración: No es más que la profundidad de perforación
expresada en pies por la unidad de tiempo.
8. MARCO REFERNCIAL
8.1. DEFINICIÓN DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Y APLICACIONES
La Perforación Direccional se usa para enderezar agujeros desviados y
volverlos a la vertical, para pasar alrededor de herramientas perdidas u
obstrucciones y para dirigir el curso del agujero en una dirección
predeterminada para llegar en el fondo a una localización fijada de antemano.
DEFINICIÓN DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
La Perforación Direccional es la ciencia y el arte empleados para desviar el
pozo con una inclinación y dirección predeterminadas para alcanzar un objetivo
subsuperficial situado a una distancia dada de la vertical.
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APLICACIONES
La Perforación Direccional se la utiliza para desarrollar campos marinos y
terrestres desde
una misma plataforma reduciendo de esta manera daños considerables hacia
el Medio
Ambiente y, salvar obstáculos para llegar al yacimiento productor. El realizar
pozos
direccionales desde una misma plataforma marina ha permitido reducir los
costos de
operación y de producción.
Para la Perforación Direccional hay que considerar los siguientes factores:
• Mayor longitud a perforarse
• Incertidumbre en la profundidad vertical del objetivo
● Mayor desgaste de la tubería de perforación y de revestimiento
• Dificultad en operaciones de pesca
● Problemas legales por invasión de otras propiedades
La geometría de pozos direccionales está asociado con planos “X” , “Y” y “Z”
• El plano “Y” es el plano de inclinación
• El plano “X” es el plano de dirección
● El eje “Z” es la profundidad vertical verdadera.
2.3 PLANOS DE DIRECCIÓN E INCLINACIÓN DE UN POZO
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Los motivos por los que se realizan pozos direccionales, son los siguientes:
2.3.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL DESDE ESTRUCTURAS
ARTIFICIALES.
Una de las aplicaciones más comunes de la Perforación Direccional es la
perforación desde
una plataforma Offshore o Costafuera, ya que permite perforar un número
óptimo de pozos
8 desde la misma plataforma. Esta operación simplifica notablemente las redes
de
recolección y los sistemas de producción factores que gobiernan la vialidad
económica de
la industria hidrocarburífera costafuera. (Gráfico No.1)
GRÁFICO No. 1 POZOS DE DESARROLLO MÚLTIPLE DESDE UNA
ESTRUCTURA ARTIFICIAL
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PERFORACIÓN DIRECCIONAL EN ZONAS INACCESIBLES.
Cuando se tiene un intervalo productor y éste se encuentra en zonas que son
imposibles
acceder, como es el caso de ríos, montañas, ciudades, áreas geológicas
sensibles, se
requiere efectuar la Perforación Direccional, situando el equipo de perforación a
una cierta
distancia del objetivo y, desde aquí realizar la perforación. (Gráfico No. 2)
GRÁFICO No. 2 PERFORACIÓN DIRECCIONAL EN ZONAS INACCESIBLES
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PERFORACIÓN POR DESVIACIÓN LATERAL Y
ENDEREZAMIENTO
Este tipo de desviación se efectúa para cuando se presentan dos problemas
principales,
como es:
• Apartarse de una obstrucción, desviando el pozo
• Enderezar el pozo si esté sé ha desviado de su objetivo
PERFORACIÓN DIRECCIONAL POR DOMOS SALINOS
Este tipo de perforación se la efectúa cuando cerca al yacimiento se
encuentran domos
salinos y no es factible alcanzar los intervalos productivos que por lo general se
encuentran
bajo el tope protuberante del domo. El pozo se perfora primero en paralelo con
el domo y
seguidamente se desvía para que penetre bajo la protuberancia. Al perforar a
través de un
domo puede provocar problemas de:
• Pérdida de circulación
• Pérdida del calibre del pozo
● Cementación deficiente
• Corrosión
● Colapso de tubería de revestimiento
2.3.5 PERFORACIÓN DIRECCIONAL PARA POZOS DE ALIVIO
Este tipo de pozos se lo realiza para controlar pozos que se encuentran fuera
de control, se
perfora el pozo de alivio en el yacimiento cercano al pozo descontrolado, se
perforan dos
pozos de alivio para interceptar el pozo. Es necesario realizar registros
especiales de
localización del pozo descontrolado.
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2.3.5 POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO
El empleo de pozos de alcance extendido ha reducido el número de
plataformas para desarrollar campos marinos y terrestres. (Tabla No.1)
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TABLA No. 1: POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO
FACTORES A CONSIDERAR PARA EL DISEÑO DE POZOS
DIRECCIONALES.
La Perforación Direccional requiere investigaciones subterráneas precisas que
permiten fijar la cantidad y dirección de desviación, de la desviación del pozo
de la vertical en el desarrollo del mismo hasta su profundidad prevista.
SELECCIÓN DE LA LOCALIZACIÓN ÓPTIMA DEL EQUIPO DE
PERFORACIÓN.
Es esencial escoger el sitio donde se va a ubicar la torre de perforación, de tal
manera que
se pueda aprovechar en lo posible las tendéncias naturales de desvio que
tienen las
formaciones, ya que estas ejercen un marcado efecto en el grado de inclinación
del
pozo. Así tenemos por ejemplo.
• Al perforar en intercalaciones alternas de formaciones blandas y duras con
una
broca bien estabilizada, el rumbo del pozo suele ser perpendicular al plano de
estratigrafía. Cuando el buzamiento de la formación laminada es de 45 grados,
la
broca tiende a perforar en paralelo con el plano de estratigrafia.
• Al perforar buzamiento arriba, no hay nada que afecte a la broca y la
inclinación se
puede aumentar rápidamente
13
13
• Si se perfora a la izquierda del buzamiento arriba, la broca tiende a perforar a
la
derecha y, si se perfora a la derecha del buzamiento arriba, la broca se desvia
a la
izquierda.
Por esta razón, para poder ubicar el equipo de perforación en el sitio adecuado
hay que
basarse en toda la información conocida del subsuelo para poder aprovechar
las tendencias
de las formaciones y minimizar la posibilidad de que el pozo se desvie en
dirección
contraria a la deseada.
TAMAÑO DEL POZO
Al perforar pozos com un diámetro de hueco grande, son más fáciles de
controlar que los
de diámetro pequeño.
En pozos con diámetro pequeño se utiliza conjuntos de fondo flexibles y tubos
más
pequeños; las características de las formaciones ejercen un efecto más
pronunciado en la
pérdida de rumbo del pozo, las mismas que deben ser corregidas a tiempo por
el personal
encargado de la Peforación Direccional.
PROGRAMA DE LODOS Y TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.
El lodo de perforación es muy importante para la Perforación Direccional,
especialmente
para reducir el arrastre, al lodo se le debe añadir reductores de fricción y su
densidad como
la viscocidad, deben ser controladas permanentemente.
En la mayor parte de los pozos direccionales, el diseño de las tuberías de
revestimiento, son
similares que en perforación vertical, con la excepción de que en pozos
profundos o muy
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inclinados, se instalan protectores de caucho en la sarta de perforación a fin de
evitar el
desgaste de ésta y de la tubería de revestimiento.
EFECTO DEL MAGNETISMO.El efecto del magnetismo en la sarta de perforación y de los pozos vecinos sobre losinstrumentos de estúdio direccional, ha demostrado que la sarta de perforación en rotacióna veces se magnetiza, sin embargo este efecto se puede compensar usando tuboslastrabarrenas no magnéticos que evitan la inconsisténcia de los registros.
ESTUDIOS DIRECCIONALES
Los estúdios direccionales pozo abajo que se toman cerca de pozos existentes
pueden
afectar por el magnetismo residual de las sartas revestidoras de dichos pozos.
El
magnetismo, sin embargo; es de pequeña magnitud pero debe tenerse en
cuenta durante la
planificación inicial.
La Peforación Direccional se usa para enderezar agujeros desviados y
volverlos a la
vertical para pasar alrededor de herramientas perdidas u obstrucciones y para
dirigir el
curso del agujero en una dirección predeterminada para llegar en el fondo a
una
localización fijada de antemano. Los pozos se hacen llegar a puntos
subterráneos que no
están debajo del equipo ya sea porque la localización superficial es inaccesible
o
económicamente prohibitiva. Se perforan pozos de la costa a localizaciones
submarinas y
muchos pozos se perforan dese una sola plataforma marina. Algunos pozos se
dirigen por
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abajo de domos salinos salientes para no perforar a través de la sal. (Gráfico
No. 4)
La Perforación Direccional requiere investigaciones subterráneas precisas que
permiten
fijar la cantidad y dirección de la desviación del pozo de la vertical en el
desarrollo del
mismo hasta su profundidad prevista. Se usán péndulos o plomadas para
determinar la
amplitud de la desviación de la vertical cuando es de menos de 10 grados.
La práctica primitiva consistía en usar una barrena con un agujero en el centro
que permitía
que sobresaliera por el extremo inferior de la columna de perforación el
instrumento
investigador. Las lecturas de la brujula deben corregirse por la declinación del
norte real
que ocurre en la localidad. La brújula no puede usarse dentro de las secciones
del agujero
que se han revestido con tubería de acero. En estos casos se dispone de un
giroscopio para
indicar la dirección aún cuando el instrumento tiene su diámetro exterior
ligeramente
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mayor que los instrumentos que tienen el compás magnético. En casos de
mayor desviación
se usan cajas esféricas de nivel. La dirección horizontal de la desviación es
generalmente
indicada por un compás magnético. (Gráfico No. 5)
Las herramientas para desviar el agujero incluyen el guía-sondas, la unión de
charnela, la
barrena corta o de inclinación y la barrena con chorros desbalanceados.
El guía-sondas es esencialmente una cuña. Los guía-sondas permanentes se
cementan o
anclan en otra forma en la roca, pero a menudo causan dificultades posteriores
al caer al
agujero cuando se colocan en esquistos que se ablandan con el tiempo durante
la
perforación subsecuente. Los guías-sondas recuperables comúnmente tienen
una punta de
cincel que clava en el esquisto, y la aplicación posterior de más peso, hace que
un perno de
254mm de diámetro se encaje, de modo que la barrena puede perforar uno o
dos metros
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mientras el guía-sonda permanece en su posición.
Un collar cilindríco pesado en la parte superior del guía sondas sirve para
sacarlo cuando
se eleva la tubería de perforación.
La pequeña barrena es incrustada en un lado del agujero en el fondo y durante
el
movimiento giratorio de la tubería que tiene lugar posteriormente, la unión de
rodilla
permite que la sección corta perfore en la dirección en que se orientó
primeramente.
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Cuando se reanuda la perforación con una barrena de tamaño normal, ésta
tiende a seguir y
ampliar el agujero ya perforado por la barrena de la unión de charnela. (Gráfico
No.6)
GRÁFICO No. 6: POZO HORIZONTAL
La barrena de iniciación, como su nombre lo indica, es aplicada sobre un lado
del fondo del
agujero y perfora los esquistos suaves, y perfora en la dirección deseada sin la
ayuda de una
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junta flexible.
Los principios de flexión de la tubería de perforación que se trataron bajo el
titulo de
“Perforación de un agujero derecho” se usan también en relación con la
perforación
direccional. La siguiente tabla se presenta como información general que
puede servir
como uma guía para ilustrar esos principios. Los datos se aplican general a las
condiciones
de perforación de 70 rpm com 7200Kg de peso para una tubería de perforación
de 116 mm
en agujeros de 273.6 mm a 292 mm de diametro.
Puede observarse al analizar la tabla que la deflexión de la tubería de
perforación explicará
los resultados obtenidos. La columna de perforación está apoyada en el lado
inferior del
agujero excepto en donde la barrena sostiene el extremo inferior en el centro
del agujero.
Consecuentemente la fuerza longitudinal en la columna de perforación produce
una
tendencia a aumentar el ángulo de inclinación de la vertical. (Tabla No. 2)
TABLA No. 2 ÁNGULOS DE INCLINACIÓN DE LA VERTICAL
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Cabe hacer notar que si la sección inferior se encuentra ya combada en alguna
dirección, la
fueza longitudinal en la columna de perforación hará que ésta se doble y se
ponga en
contacto con el agujero en algún punto del lado opuesto a la dirección de la
curvatura.
Consecuentemente, se originará un aumento en la curvatura en el mismo plano
que el de la
curvatura original. Por supuesto, que los lastra barrenas de mayor diámetro
tienden a
enderezar el agujero. El ángulo de desviación ha sido disminuido perforando un
poco más
adelante con una barrena de diámetro más pequeño, que naturalmente tiende
a perforar por
el lado inferior del fondo del agujero. Cuando el agujero pequeño se amplía
posteriormente
con una barrena más grande, ésta tiende a seguir el curso del agujero más
pequeño. Usando
esas técnicas se han perforado direccionalmente algunos pozos con sólo una o
dos guíassondas
y en algunos casos sin colocar una sola.
Aumento en el ángulo por cada 33 m de
agujero, grados
Lastra-barrenas con escariador abajo,
metros
0.0 - 0.5 24 – 36
0.5 - 1.0 12
1.0 – 2.0 9
2.0 – 3.0 6
3.0 – 5.0 3 – 4
5.0 – 7.0 0
7 + Sin lastrabarrena, 2.0 m de tubería de
perforación de 89 mm arriba de la
barrena.
20
19
La orientación de herramientas para desvío como los guía–sondas se ha
controlado con
tubería de perforación orientada y con secciones de las trabarrena
antimagnéticas.
Cuando la tubería de perforación se orienta dentro del agujero a cada parada
de tubería se le colocan abrazaderas con tránsitos montados en ellas para
poder calcular cualquier
rotación que sufra la tubería mientras se baja. Cuando se usan secciones de
lastra barrenas
no magnéticas que contienen dos pequeños magnetos y un asiento para
colocar los
instrumentos de investigación. El desplazamiento angular entre la dirección de
los
magnetos y la dirección de la herramienta de desvío puede determinarse en la
superficie
antes de bajar la herramienta al agujero. Cuando la herramienta llega al fondo
el
instrumento de investigación se asienta en la sección no magnética.
Un registro fotográfico de la posición de dos agujas de brújulas (o compaces)
una
correspondiente al campo magnético de la tierra y la otra correspondiendo a los
dos
pequeños magnetos, da la dirección de la herramienta. La rotación de la parte
superior de la columna de perforación combinada con elevación y descenso de
la misma para eliminare fectos de fricción de pared, permiten la orientación
precisa de la herramienta de desvío. Para operaciones más profundas el
segundo método de orientación es más rápido y preciso
puesto que las direcciones se miden en el fondo del pozo.
4. SARTA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL.Los grandes intervalos horizontales y de ángulo de incremento tienden a producir altostorques y cargas de arrastre en la sarta, en un buen diseño de sarta se deben controlar losincrementos de las cargas axiales y de torque.
21
Cuando se diseñe una sarta para pozos direccionales debe tenerse en cuenta lo siguiente:• Los altos ritmos de construcción y las largas secciones horizontales producentorques que pueden exceder rápidamente los límites de operación de la tubería.• La necesidad de tuberías más pesadas en la sección superior de agujero verticalque venza los efectos axiales de fricción cuando se viaja en el agujero, ademásde dar el adecuado peso a la barrena mientras se perfora.El diseño de la sarta para vencer los problemas anteriores requiere del adecuado cálculo delas cargas de tensión, compresión y torsión en cualquier punto a lo largo de la sarta esto selogra con :• Colocar los componentes tubulares en una sarta de tal manera que no esténsujetos a cargas que excedan sus limitaciones de diseño dentro de cada sección.• Colocar los componentes adecuados en la parte compresiva de la sarta quetransmitan apropiadamente las cargas axiales ( peso sobre la barrena) sin pandeo.• La selección pertinente de un equipo con suficiente capacidad para rotar olevantar la sarta.En pozos verticales los lastrabarrenas se emplean cerca del fondo de una sarta deperforación convencional para dar peso a la barrena y para asegurar que la tubería de arriba67de los mismos permanezca en tensión. La tubería pesada que se emplea en la sarta deperforación, da peso adicional y además aísla a la tubería de cargas compresivas.En pozos direccionales, al colocar los lastrabarrenas cerca de la barrena no aumenta el pesopero sí incrementa el torque, arrastre y las posibilidades de un entrampamiento por presióndiferencial. Por está razón el único lastrabarrena que se debe colocar en esta sección es elantimagnético para aislar los instrumentos de medición de las interferencias magnéticas. Elprincipal componente para el peso a la barrena se tiene que colocar cerca o en la secciónvertical de la sarta. Como resultado se tiene que la tubería que se encuentra por debajo deesta sección estará sujeto a cargas de compresión. Esta configuración se conoce como “sarta invertida”.La tubería pesada se coloca desde el punto de inicio de la desviación hasta la seccióndireccional. Esta tubería se emplea para eliminar el pandeo, ya que se ha comprobado que
22
la tubería de perforación no es apropiada para manejar cargas axiales a bajos ángulos.La consideración más importante en la sección de los componentes del aparejo para lasección direccional es que se pueda transmitir con seguridad el peso sobre la barrena de laporción superior del conjunto a través de la sección de construcción hasta la seccióndireccional, mientras se disminuye el peso de la sarta y el efecto de levantar grandes cargas.En secciones horizontales cortas, la tubería pesada es la mejor elección porque estadiseñada para trabajar en compresión y es capaz de transmitir grandes cargas axiales sinpandeo. La perforación de la sección horizontal puede verse afectada por el aumento lacarga que se tiene que levantar al emplear la mayor cantidad de tubería pesada, razón por lacual se recomienda el uso de tubería de perforación estándar en determinadas seccionescomo una medida para aminorar la carga a levantar. Conforme se avanza en la secciónhorizontal, el torque y el arrastre de la sarta se incrementan en forma significativa y la68disminución de la tensión es proporcional, presentándose problemas en la transmisión depeso a la barrera. Estas irregularidades en la transmisión de peso pueden causar que elmotor de desplazamiento positivo produzca altos instantáneos no esperados en la salida queafectan a la barrena y así causar una prematura falla en la barrena o en el motor.4.1 TORQUE Y ARRASTRE.Los límites mecánicos para un agujero direccional están relacionados con los límites deltorque y arrastre de la sarta y el equipo. Para alcanzar la longitud máxima posible, serequiere disminuir las fuerzas de torque y arrastre .Debido a que el pandeo y las fuerzas degravedad gobiernan el efecto de torque y arrastre en el agujero direccional, el óptimodiseño requiere de la selección de los componentes más ligeros en la sarta de perforaciónque no permitan el pandeo durante las operaciones de perforación.Después de que se ha diseñado el óptimo perfil de curvatura, el problema cambia de uncontrol direccional a uno de torque y arrastre: El diseño del pozo requiere delentendimiento de las consecuencias del torque y arrastre para las alternativas en el diseño
23
del pozo. El análisis de torque y arrastre debe incluir la predicción mientras se perfora conrotación desde la superficie, perforando con motor direcccionable y las fuerzas de arrastremientras se viaja. Todo esto es importante para conocer los esfuerzos en los componentesde la sarta debido a la curvatura del agujero y de estas cargas.Actualmente hay sofisticados modelos de cómputo para estimar el torque y arrastre en unpozo direccional. Cuando la trayectoria del pozo no es compleja y asumiendo que:• La trayectoria del pozo puede representarse por un arco● El tamaño y peso de la sarta es el mismo en el ángulo de construcción• El agujero es aproximado a la horizontal• La tubería en la sección direccional no esta pandeada ( Tabla No. 5)69El torque y arrastre pueden aproximarse a las siguientes relaciones:El torque y arrastre se puede calcular por:TABLA No. 5: RELACIONES ENTRE TORQUE Y ARRASTREFF x ODj x FcT = -----------------------24donde:T = Torque (lb/ft)FF = Factor de fricción (adim.) (adim.)ODj = Diámetro exterior de la junta (pg)Fc = Fuerza lateral de contacto (lb/ft)Fuente: PETROPRODUCCIÓNElaborado por: Edwin TorresPara el valor del factor de fricción se considera que:• Si se tiene la tubería de Perforación en TR, entonces se toma el factor de fricciónigual a 0.31● Si se tiene Tubería de Perforación en agujero descubierto, debe tomarse encuenta el tipo de lodo:- Cuando se tenga lodo base agua el factor de fricción varía de 0.3 a 0.35- En cambio, si se tiene lodo base aceite el factor de fricción es igual a 0.25.4.2 HERRAMIENTAS ESPECIALES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN.El equipo especial de la sarta de perforación incluye:a) Martillos de Perforaciónb) Herramientas de medición mientras se perfora (MWD Tools)c) Motores de Fondo. (Gráfico No. 50)70GRÁFICO No. 50: HERRAMIENTA ESPECIAL DE PERFORACIÓNFuente: PETROPRODUCCIÓNElaborado por: Edwin Torres4.2.1 MARTILLOS DE PERFORACIÓN “Drilling Jars”.La cuadrilla instala un martillo de perforación en la sarta si existe la posibilidad de que estase pegue, casi siempre se usa uno o más martillos. (Gráfico No. 51)
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GRÁFICO No. 51: MARTILLOS DE PERFORACIÓNFuente: PETROPRODUCCIÓNElaborado por: Edwin Torres71Usualmente los martillos de perforación se colocan en la parte superior del BHA, con drillcollar ubicados encima y debajo de los jars, o HWDP en pozos direccionales. ( Gráfico No.52)GRÁFICO No. 52: FUNCIONAMIENTO DEL MARTILLOFuente: PETROPRODUCCIÓNElaborado por: Edwin TorresUsualmente los martillos de perforación se colocan en la parte superior del BHA, con drillcollars ubicados encima y debajo de los jars, o HWDP en pozos direccionales. Al activarse,el martillo proporciona un golpe fuerte a la porción de la sarta que se encuentra pegada.Frecuentemente este golpe es suficiente para liberarla.4.2.1 OPERACIÓN DE LOS MARTILLOS DE PERFORACIÓNPara crear un golpe hacia arriba con el martillo, el perforador baja la sarta para preparar elmartillo, después aplica tensión hacia arriba “overpull tension”, el overpull coloca elmartillo superior en tensión, y permite que el mecanismo del martillo fluya lentamente. Elmartillo viaja cuando el aceite hidráulico pasa las compuertas. (Gráfico No. 53)72GRÁFICO No. 53: OPERACIÓN DE LOS MARTILLOS DE PERFORACIÓNFuente: PETROPRODUCCIÓNElaborado por: Edwin TorresLa sarta se contrae repetidamente, acelerando el BHA que se encuentra sobre el martillo.Cuando el pistón o cilindro del martillo hace una carrera total, el mecanismo del martillodetiene súbitamente la energía en movimiento de la sarta. Cuando el movimiento sedetiene, este convierte la energía cinética en movimiento y en fuerza de impacto sobre elpunto de pega.Este fuerte golpe hacia arriba puede liberar la sarta que se encuentra debajo del martillo.4.2 COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN.Existen muchos componentes que hacen parte de la sarta de perforación, como se muestraen esta gráfica: (Gráfico No. 54)73GRÁFICO No. 54: COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓNFuente: PETROPRODUCCIÓNElabordo por: Edwin Torres
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4.2.1 TUBERÍA DE PERFORACIÓN. (DP).La tubería de perforación “drill pipe” es bastante fuerte, aunque relativamente liviana. Losmiembros de la cuadrilla conectan la sarta de drill pipe a un top drive o al Kelly. El drillpipe conforma la parte superior de la sarta de perforación “drill string” (Gráfico No. 55)GRÁFICO No. 55: TUBERÍA DE PERFORACIÓNFuente: DRILCOElaborado por: Edwin Torres74Usualmente la tubería de perforación rota, lo cual hace que la broca también rote. Cadasección de drill pipe se denomina junta “joint”. Los miembros de la cuadrilla conectan oenroscan varias juntas de drill pipe colocándolas dentro del hueco a medida que la brocarota.4.4 ESPECIFICACIONES DEL DRILL PIPE.La tubería de perforación “drill pipe” al igual que otros tubulares, puede ser especificada deacuerdo con las siguientes características:1. Diámetro.2. Grado o resistencia.3. Peso.4. Longitud.El diámetro “diameter”, peso “weight” y la resistencia “strength” usados dependen deltamaño del hueco, la profundidad del hueco y las propiedades del pozo.En los libros o tally de tubería que se llevan en los taladros aparecen estas especificaciones:La tubería de perforación “Drill pipe” usualmente se puede conseguir en tres rangos delongitud:El diámetro del drill pipe puede ser tan pequeño como 2 3/8” (60.3 mm). Este tamaño dedrill pipe pesa 4.85 #/ft (7.22 Kg/m).El drill pipe puede tener un diámetro tan grande como 6 5/8” (168.3 mm). Este tipo de drillpipe pesa 27.60 #/ft (41.21 Kg/m). Sin embargo, el drill pipe de 5” (127 mm) es uno de losmás comunes. Pesa 19 ½ #/ft (9.01 Kg/m).Los tamaños normales del drill pipe son:1. E75.2. X95.753. G105.4. S135.S135 Es el más fuerte. (Gráfico No. 56)GRÁFICO No. 56: ESPECIFICACIONES DEL DRILL PIPE
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Fuente: DRILCOElaborado por: Edwin Torres4.4.1 CAJA Y PÍN.La cuadrilla de perforación conecta el drill pipe usando las roscas que se encuentran encada extremo de la tubería, las cuales se denominan tool joints. (Gráfico No. 57)GRÁFICO No 57:CAJA Y PÍNFuente: DRILCOElaborado por: Edwin Torres76El tool joint hembra es la caja “box”. El tool joint macho es el pin del drill pipe. Lasuniones de tubería o tool joints pueden ser de varios tamaños y tipos.4.4.2 CONEXIÓN DEL DRILL PIPE.Los tool joint son resistentes ya que la cuadrilla conecta y desconecta juntas o paradas detubería una y otra vez a medida que se desarrolla la perforación.Pero ellos deben ser muy cuidadosos para no dañar estas uniones. Un manejo y cuidadoapropiados del drill pipe y de otras herramientas usadas en el campo petrolero puedeprevenir futuros problemas de corrosión durante la vida del pozo. La tubería debe limpiarsey ser sometida a mantenimiento regularmente. Usualmente se lleva a cabo una inspecciónde luz negra usando partículas magnéticas húmedas y AC Joke, cada seis meses.4.4.3 HEAVY WALLED DRILL PIPE (HWDP).La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe. El HWDP también seconoce como Heavy Weight Drill Pipe, o Hevy Wate, Su posición en la sarta está entre elDrill Pipe y los Drill Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transiciónentre el DP, más liviano, y el DC, el cual es rígido y pesado. (Gráfico No. 58)GRÁFICO No. 58: HEAVY WALLED DRILL PIPEFuente: DRILCOElaborado por: Edwin Torres77El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en lasarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrés en el drill pipe.También ayudan a mantener el DP en tensión, y le dan peso a la broca, al igual que lohacen los DC, especialmente en Perforación Direccional.El Heavy Weight Drill Pipe tiene paredes más gruesas y tool joints más largas que el drillpipe. También tiene un wear pad en el centro del cuerpo para disminuir el contacto con las
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paredes del pozo. (Gráfico No. 59)GRÁFICO No. 59: MAKING UP OR SCREWING TOGETHER PIPEFuente: GRANT PRIDE CO.Elaborado por : Edwin TorresLos tool joint más largos reducen el desgaste en el cuerpo del HWDP. Ellos mantienen elcuerpo del tubo alejado de las paredes del hueco.Tubería de perforación: Es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación.Son tubos de pared gruesa unidos entre si por juntas extralargas.Tiene las mismas dimensiones que la tubería de perforación corriente para facilitar sumanejo. Gracias a su forma y peso la tubería Heavy Weight se puede mantener encompresión al igual que los Drill Collar de perforación, salvo en pozos verticales de78diámetro grande. Un distintivo sobresaliente es la sección central que protege el tubo contrael desgaste por abrasión.La sección recalcada sirve de centralizador disminuyendo notablemente el arrastre y latorsión. El peso aproximado de la tubería de perforación corriente es de 4 ½ pulg. Es de 16lb/pie; el Heavy Weigth pesa unas 41 lb/pieLa tubería Heavy Weigth da estabilidad con mucho menos contacto con la pared del pozo,lo cual le permite al perforador de pozos direccionales fijar la dirección y controlar mejor elángulo y el rumbo del pozo.Muchas fallas en las conexiones de los Drill Collar se deben a que estós se doblan mientrasgiran a través de patas de perro y cambios de ángulo.4.4.4 HWDP EN ESPIRAL.Posee estrías en espiral en el cuerpo del tubo. El HWDP regular no tiene estrías, el espiralHWDP no tiene wear pad. (Gráfico No. 60)GRÁFICO NO. 60: HWDP EN ESPIRALFuente: GRANT PRIDE CO.Elaborado por: Edwin Torres79Cuando el espiral HWDP hace contacto con las paredes del hueco, solo una pequeña partedel cuerpo del tubo las toca. De hecho, solo el área que hay entre las estrías lo hace. Lasestrías no tocan las paredes del pozo, reduciendo el área de contacto. Al reducir el área decontacto, disminuye el riesgo de que la tubería se pegue.La tubería Heavy Weigth da estabilidad con mucho menos contacto con la pared del pozo,
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lo cual le permite al perforador de pozos direccionales fijar la dirección y controlar mejor elángulo y el rumbo del pozo.Muchas fallas en las conexiones de los drill collar se deben a que estos se doblan miestrasgiran a través de patas de perro y cambios de ángulo.Los drill collar se recuestan contra el lado bajo del hoyo. Lo que resulta:• Más torsión de rotación• Mayor posibilidad de pegamiento por presión diferencial• Más arrastre vertical.4.4 COLLARES DE PERFORACIÓN “Drill Collars” (DC).Los drill collars van en la parte inferior de la sarta. Los drill collars tienen paredes gruesas,y son muy pesados. (Gráfico No. 61)GRÁFICO No 61 COLLARES DE PERFORACIÓN ( DC)Fuente: GRANT PRIDE CO.Elaborado por: Edwin Torres80Ellos colocan peso sobre la broca para hacer que los cortadores de la misma perforen laformación, y también mantienen el drill pipe en tensión.El diámetro de los drill collars oscila entre 3 y 12 pulgadas (76.2 a 304.8 mm). Su pesovaría entre 650 y 11500 lbs (300 a 5100 Kg). Un drill collar de 6 pulgadas pesa alrededorde 2700 libras (1225 Kg).Ya que la cuadrilla usualmente instala varios drill collars, es evidente que la broca requierebastante peso para perforar adecuadamente. La longitud de los DC normalmente es de 30 a31 pies (9.5 m) ,y tienen una conexión hembra con rosca en un extremo (caja) y un pin conrosca en el otro.4.5.1 DRILL COLLARS LISOS Y EN ESPIRAL.Algunos drill collars son lisos, otros tienen estrías en forma de espiral.Los DC lisos se usanbajo condiciones normales. Los DC con espiral se usan cuando existe la posibilidad de quela tubería se pegue.Los drill collars de gran diámetro tienen casi el mismo que el del pozo;bajo ciertas circunstancias ellos pueden hacer contacto con las paredes del pozo y pegarse.(Gráfico No. 62)GRÁFICOS No. 62: DRILL COLLAR LISOS Y EN ESPIRALFuente: GRANT PRIDE CO.Elaborado por: Edwin Torres81Los espirales en el exterior de los DC previenen que se peguen con las paredes del pozo alreducir el área de contacto.
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Fuente: GRANT PRIDE CO.Elaborado por: Edwin Torres4.4.2 CROSSOVER “Crossover Substitutes”Van en la sarta de perforación entre el DP y los DC, y en otros puntos. El crossover tieneroscas especiales en la caja y en el pin. (Gráfico No. 63)GRÁFICOS No. 63: CROSSOVERSFuente: SCHLUMBERGERElaborado por: Edwin TorresLos fabricantes los diseñan para unir partes de la sarta de perforación que tienen roscas dediferente diseño. Por ejemplo, el pin de un DP puede no enroscar directamente en la caja de82un DC, por ello la cuadrilla coloca un crossover en la última junta de drill pipe, donde seune con la primera junta de drill collar.Las roscas del crossover encajan con las del pin del DP, permitiendo a la cuadrilla unir lasarta de DP con la de DC.Fuente: PETROPRODUCCIÓNElaborado por: Edwin Torres4.6 ESTABILIZADORESLos estabilizadores son parte importante en la rotación del ensamblaje de fondo de pozo(BHA). Su función principal es la de mantener la dirección programada del pozoestabilización del mismo evitando el pandeo de la sarta de perforación, ya sea si se vaperforar un pozo vertical o direccional.Todos los estabilizadores se diseñan en el más estricto mando de calidad y normas deconvicción de calidad; se fabrican con tres aletas y se diseña para aumentar rata depenetración y evitar desviaciones del pozo al momento de ser perforado.Existen dos tipos básicos de herramientas estabilizadoras: los de aleta recta y los de aletaespiral y en ambos casos las aletas pueden ser cortas o largas. Los estabilizadores de aletacorta generalmente se utilizan en formaciones duras y los de aletas largas se utilizan enformaciones suaves.83Todos los estabilizadores de aletas funcionan relativamente bien como ensanchadores y sondurables a causa del desarrollo en el campo del metal: Los metales usados para endurecerlas aletas son:• Carburo de tungsteno angular• Carburo de tungsteno triturado o sintetizado
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• Material no magnético (En caso donde se requiere aislar zonas magnéticas delBHA; generalmente son usados juntos con las herramientas MWD y LWD).Los estabilizadores son herramientas que se colocan en la sarta de perforación cercana a labarrena, a menudo más arriba de esta, y se utiliza para cambiar el ángulo de desviación enel pozo mediante el control del punto de contacto entre el hoyo y los portabarrenas.A la inversa los estabilizadores son empleados para mantener un ángulo apropiado en elpozo.4.6.1 ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA.Los estabilizadores de aleta soldada se usan en formaciones blandas a medias duras, paraconseguir el aumento de la rata de penetración; pero no se recomiendan para formacionesduras debido a que se produce fatiga en las zonas de soldadura. Son relativamente maseconómicos en comparación con los estabilizadores de aletas integrales. Estosestabilizadores pueden ser de aleta recta, aleta recta diagonal y aleta en espiral. (GráficoNo. 64)84GRÁFICO No. 64: ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADAFuente: WEATHERFORDElaborado por: Edwin Torres4.6.2 ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRALEstos estabilizadores se usan con el objetivo de estabilizar la sarta de perforación en elfondo del pozo como también para prevenir la pega diferencial que puede ocurrir alatravesar formaciones relativamente suaves (lutitas). Esta herramienta ayuda a prevenir lapega diferencial debido a la forma de sus aletas en espiral ayudando a que el lodo deperforación circule a través de sus aletas en espiral. Estos estabilizadores son utilizados entodo tipo de formaciones incluso en formaciones duras y abrasivas; debido a que sus aletasforman parte integral del cuerpo de la herramienta, o seá sus aletas no son soldadas; razónpor la cual su costo es mas elevado que el de aletas soldadas. (Gráfico No. 65)85GRÁFICO No. 65: ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRALFuente: WEATHERFORDElaborado por : Edwin Torres4.6.3 APLICACIONES• Estabilizadores de aleta recta soldada se usan en la perforación deformaciones suaves o medias duras
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• Estabilizadores de aleta en espiral se usan en formaciones duras permitiendoun contacto con el hueco de 360º• Estabilizadores no magnéticos usados junto con herramientas de MWD yLWD.4.6.4 VENTAJAS Y BENEFICIOS.• Los estabilizadores se diseñan solamente de una sola pieza.• Los tamaños y configuraciones pueden ser diseñados según los requerimientosdel operador, incluyendo el tamaño de la aleta, las conexiones y el tipo dematerial.• Todas las conexiones pueden ser configuradas según los requerimientos de laoperación. ( caja-caja; pin-caja; pin-pin)864.6.5 RIMADORES Y ESTABILIZADORESLos estabilizadores se agregan al grupo de herramientas útiles para la PerforaciónDireccional. En realidad, estas herramientas pueden emplearse para minimizar o exagerarlas características de una sarta convencional de tubería pesante, según convenga . Alcolocarlas cerca de la broca, estas herramientas actuán como punto de apoyo para auentarel ángulo de la broca con respecto al hoyo del pozo .Si se las coloca correctamente en la sarta, pueden servir para mantener el ángulo del pozoy, en ciertas condiciones, para disminuir dicho ángulo.El punto de tangencia, así como también la correcta colocación de los estabilizadores,depende del diámetro exterior de la tubería pesante, del diámetro del pozo, de la velocidadrotatoria y del peso sobre la roca.Los estabilizadores se emplean en la perforación direccional en los siguientes tres tipos deoperaciones:• Como punto de apoyo, colocando el estabilizador o los estabilizadoresprecisamente encima de la broca para producir ángulos altos.• Se los coloca en un sitio óptimo encima del punto natural de tangencia a fin deproducir el efecto de enderezamiento del pozo o para reducir el ángulo de éste.• Se coloca en forma exacta en la sarta de la tubería pesante para mantener elángulo del pozo durante la perforación.En este último tipo de operación una empresa operadora recomienda utilizar unestabilizador por cada dos tubos pesantes cuando el ángulo del pozo es inferior a los 30º , yun estabilizador por cada junta cuando dicho ángulo sobrepasa los 30º.La cuadrilla frecuentemente conecta reamers y estabilizadores a la sarta de drill collars.87
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Por lo general colocan uno o más en varios puntos en dicha sarta. La diferencia entre unestabilizador y un near bit; es que el near bit no tiene pin en ninguno de sus extremos,mientras que el estabilizador tiene un pin y una caja. El near bit tiene dos cajas, en una deellas se enrosca el pin de la broca y en la otra el pin de un drill collar o de una herramientaque va encima. (Gráfico No. 66)GRÁFICO No. 66: RIMADORES Y ESTABILIZADORESFuente: WEATHERFORDElaborado por: Edwin TorresLos reamers y los estabilizadores mantienen los drill collars lejos de las paredes del huecopara prevenir el desgaste, y aún más importante, ayudan a guiar la broca para que perforeen la dirección deseada. Los reamers tienen cortadores que cortan la roca al contacto conella. Los estabilizadores tienen cuchillas que tocan la pared del hueco, pero no la cortan.4.6.6 ENSAMBLAJE DE FONDO. (BHA).La porción inferior de la sarta de perforación se conoce como BHA, e incluye:a) La brocab) Los collares de perforaciónc) Estabilizadoresd) Hevy Weight Drill Pipe (HWDP).88Los miembros de la cuadrilla llaman a esta parte de la sarta Ensamblaje de Fondo de Pozo(BHA). Ellos pueden conectar diferentes BHAs, lo cual depende del tipo de formación, desi el equipo está perforando un hueco vertical o direccional, etc.4.7 BROCAS DE PERFORACIÓN “DRILL BITS”.Los miembros de la cuadrilla instalan la broca en la parte inferior de los drill collars.Dos tipos de brocas son:a) Brocas cónicasb) Brocas con cortadores fijos. (Gráfico No. 67)GRÁFICOS No. 67: BROCAS DE PERFORACIÓNFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin TorresLas brocas de cortadores fijos “fixed cutter bits” también se conocen como brocas decabeza fija “fixed head bits”. Las brocas de conos generalmente tienen tres conos condientes o cortadores. A medida que la broca rota, los conos y cortadores rotan paraperforar.Las brocas con dientes fijos también tienen cortadores, pero los fabricantes los embeben en
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la cabeza de la broca. La cabeza de la broca solo se mueve cuando la broca rota, no tienepartes móviles, como los conos en las brocas cónicas. Los dos tipos de brocas vienen en89varios tamaños que van desde 2 o 3 pulgadas ( 50 – 75 mm) hasta más de 36 pulgadas (1m).4.7.1 BROCAS CÓNICASExisten dos tipos de brocas cónicas disponibles:a) Brocas con dientes de acero.b) Brocas con insertos de Carburo de Tungsteno. (Gráfico No.68)GRÁFICO No. 68: BROCAS CÓNICASFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin Torres4.7.2 BROCAS CON DIENTES DE ACEROEn una broca con dientes de acero, también llamada “milled tooth bit”, el fabricante forjalos dientes en el acero de que está hecho el cono. (Gráfico No. 69)GRÁFICOS No. 69: BROCAS CON DIENTES DE ACEROFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin Torres90Las brocas con dientes de acero son las más económicas; cuando se usan apropiadamente,pueden perforar por varias horas. Los fabricantes diseñan las brocas con dientes de aceropara perforar formaciones blandas, medias y duras.4.7.3 BROCAS DE CARBURO DE TUNGSTENO.En las brocas con insertos de Carburo de Tungsteno, el fabricante introduce y presionainsertos muy duros de Carburo de Tungsteno en huecos perforados en el cono de la broca.El Carburo de Tungsteno es un metal muy duro. (Gráfico No. 70)GRÁFICO No. 70: BROCAS DE CARBURO DE TUNGSTENOFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin TorresLas brocas con insertos de carburo de Tungsteno son más costosas que las brocas condientes de acero. Sin embargo, usualmente duran más debido a que el Carburo deTungsteno es más resistente al desgaste que el acero. En general, las brocas de Carburo deTungsteno perforan desde formaciones medianas hasta muy duras, y también formacionesblandas.91Las brocas para formaciones blandas generalmente perforan mejor con un peso moderado y
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altas velocidades de rotación. De otro lado, las brocas para formaciones duras usualmenteperforan mejor con bastante peso y moderada velocidad de rotación.4.7.4 BROCAS DE CORTADORES FIJOS.Tres tipos de brocas con cortadores fijos son:a) Brocas Policristalinas de Diamantes Compactos “Polycrystalline DiamondCompact (PDC) Bits”.b) Brocas de Diamante.c) Brocas Corazonadoras. (Gráfico No. 71)GRÁFICO No. 71. BROCAS DE CORTADORES FIJOSFuente: HALLIBURTONElaborado por Edwin Torres4.7.5 BROCAS POLICRISTALINASLa broca PDC tiene cortadores hechos de diamantes artificiales y de Carburo de Tungsteno.Cada cortador hecho de diamante y Carburo de Tungsteno se conoce como compacto.(Gráfico No. 72)92GRÁFICO No. 72: BROCAS POLICRISTALINASFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin TorresLos fabricantes colocan los compactos en la cabeza de la broca. A medida que la broca rotasobre la roca, los compactos cortan la formación.Las brocas policristalinas son bastante costosas, sin embargo, cuando se usanapropiadamente, pueden perforar en formaciones blandas, medianamente duras o duras porvarias horas y sin fallar.4.7.6 COMPACTO DE PDC.La capa de un compacto de PDC es muy fuerte y bastante resistente al desgaste. Losfabricantes adhieren los cristales de diamante al inserto de Carburo de Tungsteno a altaspresiones y elevadas temperaturas. (Gráfico No. 73)GRÁFICO No. 73: COMPACTO DE PDCFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin Torres93La parte de Carburo de Tungsteno le da al compacto de PDC alta resistencia al impacto,reforzando las propiedades de resistencia al desgaste de los cortadores.4.7.7 BROCA DE DIAMANTES.Los fabricantes hacen las brocas de diamantes a partir de diamantes industriales. Losdiamantes son los cortadores de la broca. (Gráfico No. 74)GRÁFICO No. 74: BROCAS DE DIAMANTEFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin Torres
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Los diamantes son una de las sustancias más duras conocidas; algunos tipos de diamantes:a) Regular.b) Premium.c) Octahedro.d) Carbonado.e) Magnífico.La broca de diamantes rompe la formación comprimiéndola, cortándola o rapándola. Eldiamante actúa como una lija, desgastando la formación. Los fabricantes embeben eldiamante en la matriz de metal que conforma la cabeza de la broca. Las brocas de94diamantes son costosas, sin embargo, cuando se usan adecuadamente, pueden perforar pormuchas horas sin fallar.4.7.8 BROCA DE NÚCLEOS Y BARRILESLos miembros de la cuadrilla corren una broca corazonadora y un barril cuando el geólogonecesita un corazón de la formación que está siendo perforada. (Gráfico No. 75)GRÁFICO No. 75: BROCA DE NÚCLEOS Y BARRILESFuente: HALLIBURTONElaborado por: Edwin TorresNormalmente una broca corazonadora es una broca de cortadores fijos de PDC o dediamante. Tiene un hueco en el medio. Esta abertura permite que la broca obtenga elcorazón. Los diamantes y PDCs se encuentran alrededor de la abertura y a los lados de labroca.Los taladreros fijan el corazón a un barril corazonador. El barril corazonador es un tuboespecial, usualmente mide de 30 a 90 pies (9 a 27 metros). El barril corazonador se corre enel fondo de la sarta de perforación. El se encarga de recolectar el corazón que ha sidoobtenido por la broca corazonadora. Los corazones le permiten a los geólogos darle unvistazo a la formación. A partir de la muestra ellos frecuentemente pueden decir si el pozoserá productor.954.8 OTRAS HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓNDIRECCIONALEl equipo básico de herramientas para la Perforación Direccional está compuesto por elguía-brocas recuperable, el escariador piloto, la junta no magnética de herramientas, y el
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instrumento de topografía direccional de un solo disparo. El equipo se completa conadaptadores y uniones especiales que se emplean en unión con las herramientasprecedentes.4.8.1 EL GUÍA BROCAS.El guía brocas es una pieza cónica o en forma de cuña, hecha de acero fundido. Provista deuna ranura en el lado de la cuña que sirve para desviar la broca hasta un ángulodeterminado. En la parte superior de esta pieza, hay un anillo que sirve de guía a través delcual gira la tubería de perforación y mediante el cual es recuperado por el guía brocas. Labroca empleada es más pequeña que el calibre del hoyo del pozo. Así por ejemplo, lasbrocas de 8 5/8 pulgadas son las más grandes que pueden ser utilizadas en los pozos de uncalibre comprendido entre 10 5/8 y 14 ¾ de pulgada. En la práctica de campo, se escoge elguía-brocas que corresponda al ángulo de deflexión deseado (siendo el máximo permitidode 4º) se lo sujeta con pernos a la unión auxiliar especial situada precisamente encima de labroca y se lo introduce hasta el fondo del pozo. A continuación se regula la direccióndeseada, orientándolo con instrumentos o con una unión magnética auxiliar. Algunasoperadoras han utilizado un método de regulación que emplea herramientas en la superficiey un transito de teodolito. Actualmente este método es considerado el menos conveniente yes inexacto a una profundidad de más de 5000 pies, aunque fue empleado ampliamente enaños pasados. Después que se instala el guía-brocas en al pozo se corre la herramientaorientadora de fondo del pozo, y se instala en una unión auxiliar especial
precisamente
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9.MARCO METODOLOGICO
Entrevista realizada a Delfín Gómez Mijares, ingeniero de petróleo, consultoría
de NTC Energy Group
1. ¿que opina usted sobre la riqueza petrolera del sur boliviano?
R: Es un sitio muy especial, ya que allí se están desarrollando los mas
grandes programas para su futura explotación.
2. ¿piensa usted que la BP es la causante de la mayoría de problemas
ambientales en el sur boliviano?
R: No puedo opinar sobre ello
3. ¿cree usted que su boliviano ha sido afectado por la explotación petrolera?
R: Ciertamente el Amazonas, y sus alrededores cada día pierden más
selva a causa del desarrollo petrolífero que esta sufriendo la región
4. ¿cree usted que se intensificara el daño a la región?
R: Claramente a medida que se explore y que se vayan descubriendo mas
yacimientos, los problemas desafortunadamente crecerán
5. ¿Qué acciones toma Ecopetrol y el grupo NCT Energy Group para frenar el
impacto negativo?
R: Se llevan acabo protocolos de protección ,de forestación y
mantenimiento del ecosistema con la mano del ministerio de ambiente
colombiano
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1O.CONCLUSIONES.-
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES● La Perforación de Pozos Direccionales se debe realizar con equipos multidisiplinarios yaque actualmente es la técnica más utilizada, minimizando el deterioro de ImpactoAmbiental, que en la actualidad debe ser conservado de la mejor manera. Se reduce elnúmero de espacios requeridos, el costo de perforación por pozo es minimizado debido aque se comparte la infraestructura entre los pozos y se reduce el tiempo de movilización.● El diseño y programación de las operaciones del POWER DRIVE se efectuará según loprogramado, tomando en cuenta todas las normas de seguridad y efectividad, por lo cual seconcluye que dichos trabajos no provocarán ningun tipo de daño al equipo de perforación.● El ángulo de desviación se deberá utilizar en la construcción de las curvas, para que noafecte las operaciones de perforación como en la Completación del pozo.● El modelo o tipo de Perforación Direccional que se escoja dependerá del objetivo,profundidad y desplazamiento del pozo.● Los sensores de las Herramientas MWD Y LWD son parte importante, y la informaciónes enviada desde el fondo del pozo hasta la superficie, por telemetría en tiempo real paraposteriormente ser decodificada y procesada en un formato interpretable.● El uso de Estabilizadores ayuda significativamente en la construcción, mantenimiento
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y/o reducción del ángulo de inclinación dependiendo de la distancia, y del diametroexterior de las aletas.● En la Tubería de Perforación es necesario tener mucha precaución en el peso de latubería, lo cual es importante ya que nos da el peso sobre la broca (Tubería Pesada), cuantomayor sea el peso en la broca tanto mayor será la tendencia que muestre el pozo a desviarse
RECOMENDACIONES● Se recomienda trabajar con las presiones y temperaturas establecidas por el fabricante yno excederlas, ya que las presiones de fondo y temperaturas pueden dañar el equipo defondo BHA.● En caso de determinar un reventón o golpe de presión, el operador debe hacer sonar laalarma, y al mismo tiempo accionarla, a través del panel de control, el cierre de la columnadel preventor.● Se recomienda realizar la Perforación de Pozos Direccionales ya que con este tipo dePerforación, permitirá tener mayor producción y mayores resultados que la Peforación depozos verticales, y así mismo preservar de esta manera el Medio Ambiente evitando sudepredación.● En la Perforación Direccional se utiliza el martillo en la sarta de perforación a fin deconseguir una liberación en el entrampamiento de la sarta.● Usar una Broca de Diamante PDC en combinación con la Herramienta Power Drive, paramaximizar la rata de penetración (ROP) en la fase de navegación o en altos ángulos deinclinación.
11.BIBLIOGRAFIA
6.3 BIBLIOGRAFÍA GENERAL* Arco, Manual de Aprendizaje en el sitio del pozo, Red de construcción de Alto
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rendimiento* Bell W, Perforating Under Balenced Evolving, Technique Journal of PetroleumTechnology, October 1984* Daniel García Gavito, PhD, sobre: Diseño y Tecnología de Perforación de PozosDireccionales y Horizontales, Quito- Ecuador, Diciembre, 1997* Eastman Whipstock, Catálogo General 1978 – 1979, Perforación Direccional/EstudiosDireccionales pozo abajo.* Eastman Whipstock, Folleto sobre; Lo básico de la Perforación Direccional.* J.A. “Jim” Short. Introduction to Direccional and Horizontal Drilling* Gulf Publishing Company, Directional Drilling and Deviation Control Technology,Houston, London, Paris,* Maurer Engineering Inc, Plan Perforación Horizontal- Well Planning Manual, Houston,Texas, Agosto 1990.* Cleber H. Quiroga S, Manual: Pruebas, Completaciones y Reacondicionamiento depozos petrolíferos, Quito, 10 de Abril de 1991, PETROPRODUCCIÓN.* Halliburton, “Barrenas de Perforación”* Petroproducción, “Guia para Diseño de Sartas de Perforación”* Schlumberger, “Nuevos Rumbos en la Perforación Rotatoria Direccional” Verano del2000* Información obtenida del Internet.1386.4 CITAS BIBLIOGRÁFICAS* Arco. Manual de aprendizaje en el sitio del pozo, Red de construcción de altorendimiento. Pág. A-32* Blow Out Preventers Catalog, Toll Free in the U.S.A and CANADA , http:/www.hydrilCompany LP.* Carniege A, Application of computer models to optimise Perforating Efficiency, KualaLumpur, Malaysia,1997* Eastman Whipstock, Catálogo General 1978/1979, Perforación Direccional/Estudiosdireccionales pozo abajo.* Gula Publishing Company, Direccional Drilling Deviation Control Technology, Houston,London, Paris.* Schlumberger, Servicios de prueba de fondo de Pozo, Febrero,2013
