qwertyuiopasdfghjklzxcvbnmqwe rtyuiopasdfghjklzxcvbnmqwertyu iopasdfghjklzxcvbnmqwertyuiopa sdfghjklzxcvbnmqwertyuiopasdfg PERFORACIN AVANZADA hjklzxcvbnmqwertyuiopasdfghjkl UNEFAB zxcvbnmqwertyuiopasdfghjklzxc vbnmqwertyuiopasdfghjklzxcvbn mqwertyuiopasdfghjklzxcvbnmq wertyuiopasdfghjklzxcvbnmqwer tyuiopasdfghjklzxcvbnmqwertyui opasdfghjklzxcvbnmqwertyuiopa sdfghjklzxcvbnmqwertyuiopasdfg hjklzxcvbnmqwertyuiopasdfghjkl zxcvbnmqwertyuiopasdfghjklzxc vbnmqwertyuiopasdfghjklzxcvbn mqwertyuiopasdfghjklzxcvbnmrt yuiopasdfghjklzxcvbnmqwertyuio

Repblica Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Defensa Universidad Nacional Experimental Politcnica De la Fuerza Armada Bolivariana Ncleo-Anzotegui Ctedra: Perforacin Avanzada

Profesor: Ing. Vladinier Hidriogo

Bachilleres: Ronny Lpez Alexis Rivas C.I: 15.716.813 C.I:

Elennys Gonzalez C.I: 18.453.936 Nixa Carrillo Liseth Abad Seccin: 6cd San Tom, 18 de octubre de 2011. BHA (BOTTON HOLE ASSEMBLY) C.I: 18.378.724 C.I: 23.512.156

Es parte inferior de la sarta de perforacin, que consiste (de abajo hacia arriba en un pozo vertical) en el bit, sub bits, un motor de lodo (mud motor) (en algunos casos), estabilizadores (stabilizers), drill collar, heavy-weight drillpipe, jarring devices ("jars") y crossovers de diferentes conexiones. El conjunto de fondo debe proporcionar la fuerza para que la broca pueda romper la roca (peso sobre la broca), sobrevivir a un ambiente hostil mecnicos y proporcionar al perforador el control direccional del pozo. A menudo, el conjunto incluye un motor de lodo de perforacin direccional y equipos de medicin (MWD, LWD), herramientas de registro durante la perforacin y otros equipos especializados.

TIPOS DE BHA: BHA Liso El tipo ms simple de BHA (barrena, drill collars y TP) se muestra en la siguiente figura:

With zero weight on bit, a negative side force (pendulum force) only applies. La fuerza pendular mxima aplicada en la barrena esta dada por: H = (Wc. L. BC .SIN a) / 2 Donde: L = Longitud de la Tangente BC = Factor flotacin Wc = Peso de los drill collars en el aire (lbs/ft) a = Inclinacin Entre mas es la inclinacin del pozo, mayor ser la fuerza pendular. Si aplicamos una carga axial (PSB), se introduce una fuerza positiva (deflexin). El punto tangencial se mueve mas cerca a la barrena., por lo que la fuerza se reduce. En algn punto se logra una condicin de fuerza lateral neta cero. Si utilizamos drill collars ms rgidos, resulta en una fuerza pendular mayor. Se debe usar un PSB mayor para lograr una condicin balanceada. Puede no ser posible. La incertidumbre (falta de control) cuando se usa un BHA liso conduce a resultados impredecibles. Por lo que este tipo de BHA no se usa en pozos desviados.

BHA CON UN SOLO ESTABILIZADOR Un modo fcil de controlar el punto tangencial es el de insertar un estabilizador en el BHA (Figure 10-5). Si el estabilizador se sita lo suficientemente lejos de la barrena, no tiene efecto en el comportamiento del BHA. De cualquier manera, si el estabilizador se mueve ms cerca de la barrena, el punto tangencial cambia. Los drill collars entre la barrena y el estabilizador se doblan cuando se aplica un cierto peso. Se alcanza un punto cuando ocurre una fuerza lateral negativa mxima (fuerza pendular). Al mover el estabilizador ms cerca de la barrena se reduce la fuerza pendular. Gradualmente, se alcanza un punto cuando la fuerza lateral se presenta. Moviendo el estabilizador mas hacia abajo da una fuerza lateral positiva. El drill collar directamente arriba del estabilizador se dobla cuando se aplica PSB. El estabilizador forza a la barrena hacia el lado alto del pozo. A esto se la llama efecto de Fulcro. Incrementos en el peso (hasta un cierto punto) conducir a un incremento en el ritmo de construccin de ngulo.

Entre ms flexible sea el drill collar justo arriba del porta barrena estabilizador, mayor ser el ritmo de incremento de ngulo. Entre ms pequeo sea el dimetro exterior del drill collar arriba del porta barrena estabilizador, el punto de contacto se acercara a la barrena. As, se lograra una fuerza lateral positiva ms grande. Normalmente no se

utilizan sartas para incrementar ngulo de un solo estabilizador. No se deber correr bajo ninguna circunstancia una sarta con un solo estabilizador si despus se correr una sarta con varios estabilizadores. Cuando se usan dos o ms estabilizadores en la sarta resulta en un comportamiento de BHA ms predecible y mejores condiciones de agujero. BHA CON DOS ESTABILIZADORES EL BHA mas simple con varios estabilizadores tiene una porta barrena estabilizador (de 3-6 ft desde la barrena hasta la orilla lder de la aleta del estabilizador) y un segundo estabilizador a una distancia arriba de este. (Figure 10-6).

Para un PSB dado, la distancia desde la barrena hasta el primer estabilizador, (L1) y entre los estabilizadores (L2) determina el punto tangencial. Si se presenta una tangente entre la barrena y el estabilizador de la parte inferior, resulta una fuerza lateral negativa (Figure 10-7).

BHA PARA CONSTRUIR NGULO En la Figura 10-16 muestra ejemplos de BHAs usadas comnmente para construir inclinacin. Los ritmos de inclinacin del orden de 5/30 m. y mas altos son posibles con el BHA No. 9, dependiendo de la geologa, la inclinacin, el dimetro del agujero, el dimetro de los drill collars y los parmetros de perforacin.

El BHA No. 3 es usada para una construccin de ligera a media, dependiendo de cuanto fuera de calibre esta el estabilizador de en medio y que tanta respuesta da el BHA al PSB. Para cualquier sarta construir ngulo, el porta barrena estabilizador necesita estar cerca del pleno calibre. Entre ms pequeo es el agujero, mas critico se vuelve. El ritmo de incremento de ngulo (ritmos de incremento de ngulo en /30 m.) es muy importante. El ms grande con seguridad es de 5/30 m. Si el ritmo de curvatura del pozo

es grande y ocurre a una profundidad somera, se pueden formar ojos de llave a medida que se perfora el pozo. Si la curva se reviste (Con TR) el casing se puede desgastar a travs de ella a medida que se perfora la parte baja del pozo. Este desgaste es causado por la tubera rotando en tensin al pasar el rea de curvatura alta. Muchos clientes dictaran una severidad mxima de 3/30 m. (o aun menos). Es importante estar alerta del lmite mximo aceptable por el cliente para el ritmo de incremento de ngulo. La rigidez efectiva del drill collar aumenta a medida que aumentan las RPM. Esto conduce a una disminucin del ritmo de incremento de ngulo. A medida que aumenta la inclinacin del pozo, se vuelve ms fcil de construir ngulo. Por lo que, cuando se dispone de un MWD, es aconsejable registrar cada parada durante la seccin de incremento. Esto permite al DD evitar dog legs innecesarias y no deseables. Se podra necesitar reducir el PSB y/o empezar a repasar cuando inicie la aceleracin en el ritmo de incremento de ngulo. Es prctica comn usar un mnimo nmero de drill collars en el BHA. Dos paradas de drill collars son comunes. El peso sobre barrena remanente se obtiene de la heavy weight. Se debe hacer un clculo de peso cuando se disee el BHA (Tomando en cuenta la inclinacin del agujero, el factor de flotacin, la posicin del martillo y un factor de seguridad).Bajo ninguna circunstancia se debe trabajar la TP en compresin si el pozo es uno direccional normal. BHA PARA MANTENER LA INCLINACIN. Para mantener la inclinacin del pozo dentro de una pequea ventana (una situacin de sarta empacada) se requiere una condicin de fuerza lateral neta cero en la barrena. Este tipo de BHA debe ser rgida. La rigidez del BHA tambin ayuda a controlar que la barrena camine. En la prctica, pequeos cambios en la inclinacin del pozo frecuentemente ocurren con una buena opcin de BHA empacada. De cualquier manera, el objetivo es obtener una corrida completa sin necesidad de sacar a superficie para un cambio de BHA. La experiencia en una localizacin deber darle al DD la informacin para afinar el BHA. La sig. Figura 10-17 da algunos ejemplos de BHAs empacadas.

Una sarta tpica para agujero de 12 a una inclinacin de 30 se muestra en la figura 1018.Si se requiere un leve aumento de la inclinacin, el segundo estabilizador necesita reducirse en dimetro, normalmente a 12.

El DD debe estar preparado teniendo disponibles varios estabilizadores fuera de calibre, desde: 11 hasta 12 1/8 en incrementos de 1/8 El BHA No.1 en la figura 10-17 puede tener ya sea una tendencia a incrementar o decrementar inclinacin. Este BHA usando drill collars de 8 en un agujero de 17 en una formacin suave puede a duras penas mantener inclinacin. De cualquier manera, usando el mismo BHA y drill collars en un agujero de 12 puede conducir a un ritmo de incremento de importante (de 0.5-1/30 m.) La respuesta de este tipo de BHA es determinado por los siguientes factores: 1. Tamao del agujero. 2. Distancia entre el porta barrena y los estabilizadores inferiores. 3. La rigidez de los drill collars directamente arriba del porta barrena. 4. Dimetro de los estabilizadores.

5. Efectos de la formacin. 6. Parmetros de perforacin. Para resumir, la reduccin en el dimetro del segundo estabilizador da el mismo resultado que dejar el estabilizador solo pero incrementando la distancia entre ellos y la porta barrena por una cierta cantidad. De cualquier manera, para propsitos direccionales, el acercamiento anterior es mejor. Las sartas empacadas se toman en cuenta para el ms grande porcentaje de agujeros perforados en pozos desviados. BHA PARA DISMINUIR INCLINACIN En figura 10-19, esta una seleccin de sarta para tirar ngulo.

El BHA No. 5 (pndulo de 60 ft) es la mas comn donde se requiere un ritmo alto de decremento (1.5-4/100') por ejemplo, en pozos tipo "S". De cualquier manera, los pozos tipo S" se planean normalmente para tener un ritmo de decremento de 1- 2/30m. Esto es para evitar ojos de llave y desgaste excesivo en las herramientas de perforacin. Por lo que es practica comn empezar el decremento antes que el programa con un BHA menos agresivo incorporando un porta barrena estabilizador fuera de calibre (Una modificacin del BHA No.1). Con este tipo de sarta frecuentemente se logra un ritmo de decremento de 1-1.5/30 m. Cuando la inclinacin ha cado a 15 (en el punto en el que la fuerza de gravedad es mucho menor) se hace un viaje a superficie. Entonces se mete la sarta No.5 para perforar hasta la profundidad final. Este plan debe ser discutido con el cliente antes

de que comience el trabajo, ya que esta involucrado un viaje extra. El ritmo de decremento normalmente disminuye cuando la inclinacin cae por debajo de los 8-10 de inclinacin. Cuando la inclinacin cae por debajo de los 2, el pozo se considera vertical. De cualquier manera, la inclinacin debe continuar monitorendose, para asegurarse de que no aumente otra vez. Es recomendable repasar cada conexin. Cuando se usa un tipo de sarta pendular, es muy difcil controlar la direccin. Algunas veces el pozo camina excesivamente cuando se usa una barrena triconica durante el decremento. El DD debe tener una tolerancia disponible en la direccin del pozo cuando empiece el decremento. Las RPM deben mantenerse altas. (Esto tambin ayuda al decremento). Una sarta empacada con un porta barrena estabilizador fuera de calibre (Fig. 10-20) se conoce como sarta de semi-decremento. Este tipo de BHA se usa frecuentemente en pozos tipo J donde el DD esta sobre la lnea y quiere caer dentro del target con un ritmo de decremento suave (Normalmente de 0.1- 0.5 / 30 m.). El ritmo de decremento alcanzado es determinado por cuanto fuera de calibre esta el porta barrena estabilizador. Parte del trabajo de DD es escoger el calibre del estabilizador correcto en una situacin dada. La experiencia de pozos vecinos es muy importante.

BHA ESPECIALES Estabilizadores tandem.- Es comn correr un estabilizador directamente sobre el porta barrena. Esto es normalmente para propsitos de control direccional. Una alternativa es correr un porta barrena con una mayor rea de gauge (esto significa un mayor contacto con las paredes del pozo). En cualquier caso puede resultar en un torque de rotaria mayor. Es peligroso correr estabilizadores tandem directamente despus de haber corrido un BHA ms flexible. Es aconsejable repasar hasta el fondo al primer indicio de que la barrena este cargando peso. Debido al incremento de la rigidez de un estabilizador

tandem, normalmente es necesario incrementar el espacio entre el y el siguiente estabilizador, comparado con el caso en que se usa un porta barrena estabilizado. Roller Reamers En formaciones de medio a duras donde el torque de rotaria es excesivo, puede ser necesario prescindir de algunos o de todos los estabilizadores del BHA. Los roller reamers son una Buena alternativa. De cualquier manera, mientras es relativamente fcil rotarlos, se comportan diferente de los estabilizadores desde un punto de vista direccional. Como regalo, tienen una tendencia de tirar ngulo. Por lo que, el espacio entre el roller reamer cerca de la barrena y el roller reamer/ estabilizador inferior debe ser mayor que el de una sarta convencional empacada, usando solo estabilizadores. El espaciamiento exacto debe basarse en la experiencia en el rea. Otra alternativa es el uso de una combinacin de tandem near-bit- roller reamer un con string-stabilizer. Es importante checar la condicin de los roller reamers despus de cada corrida y reemplazar los cortadores/pines/blocks segn se requiera. JETTING BHA. En formaciones muy suaves, el jeteo es un modo fcil y econmico de desviar un pozo. El jeteo es perfectamente compatible con el MWD. Aunque se requiere normalmente un poco de spudding de la sarta, la carga de golpes sobre el MWD no es excesivo (ya que la formacin es suave). El jeteo tiene la ventaja de que el pozo se puede desviar a lo largo de la direccin requerida y la inclinacin construida todo el trayecto hasta el ngulo mximo en una sola corrida. Otra aplicacin es el nudging en un pozo en una plataforma multipozos. Cuando haya informacin de surveys insuficiente o impreciso de los pozos vecinos, el jeteo es un acercamiento mas seguro para la colisin, a comparacin de uso de un motor de fondo. Como se menciono anteriormente, un BHA de jeteo es una sarta modificada para construccin de ngulo. La nica diferencia es que se alinea la cua de la pata de mula directamente sobre el centro de la tobera mayor abierta (donde se usan dos ciegas) o arriba del centro de dos toberas grandes (cuando se usa una sola tobera ciega). Un BHA de jeteo tpico usada para iniciar el desvo de un pozo de 17 a una profundidad somera se muestra en la figura 10-21:

Las precauciones que hay tener en cuenta para correr un BHA de jeteo son las siguientes: 1.-Planee el trabajo. Incluya suficientes drill collars en el BHA (ya que el KOP es somero) para permitir soltar suficiente peso segn se requiera. Asegrese de que el perforador no suelte mas peso del que usted tiene disponible. De otro modo resultara en un tramo de TP o kelly doblado. Es aconsejable tener 12 drill collars de 8 y 30 tramos de TPHW de 5 en la sarta cuando se hace un trabajo de jeteo. Tome en cuenta la inclinacin, etc. en el clculo del PSB disponible cuando se incluyan los drill collars o las TPHW. 2. No incluya martillo en el BHA. 3. No perfore con jeteo un intervalo muy largo. Repase cualquier DLS excesiva en cada tramo. Disminuya o incremente el intervalo que se perforo con jeteo como se vaya requiriendo. Un buen empiezo es perforar con jeteo 1.5 m. y perforar el resto de cada uno de los primeros 2 tramos. Cheque la severidad resultante. BHA en pozos verticales.-Varios aos atrs se usaba con frecuencia un BHA pendular de 20 m. Para controlar la desviacin en pozos verticales. Este enfoque aun se utiliza en algunas reas que no tienen formaciones con echados severos. De cualquier manera, si se aplica un alto PSB con este BHA, la barrena se puede desviar y resultara en un pozo chueco. Ahora se opta por un BHA empacado (rgido). Da una posibilidad mucho mejor de logra un pozo casi vertical. Si, debido a efectos severos de formacin, el pozo se enchueca, puede ser necesario meter un motor de fondo o un BHA pendular (con poco PSB y altas RPM) para regresar el pozo a la vertical antes de meter otra vez el BHA rgido. BHAs Gilligan Un BHA tipo Gilligan es un BHA flexible para construccin de ngulo diseada para ciertas aplicaciones donde se requieren altos ritmos de incremento de ngulo, por ej. En un trabajo direccional donde se este muy por debajo de la lnea del

programa en el plot direccional probablemente con menos inclinacin que la requerida en ese punto, en perforacin horizontal-el uso de un incremento de ngulo con sarta rotaria es mas rpido y mas fcil en la fase de incremento (menos friccin del pozo) para el DD que cuando se usa un motor de fondo. Los ritmos de incremento estn por el orden de los of 6-11/30 m., dependiendo de la flexibilidad del componente tubular 9collar flexible, TPHW o aun TP) directamente sobre el porta barrena estabilizador. Es muy importante tomar surveys en intervalos cortos para rastrear el ritmo de incremento logrado. De nuevo, a medida que la inclinacin del pozo aumenta, el ritmo de incremento de ngulo aumenta tambin. Fue muy comn antes de la aparicin de los motores de fondo usar un tipo de BHA Gilligan para hacer un sidetrack ciego (en un pozo vertical) mediante el rebote en el tapn del cemento. Esto incluira una junta flexible (ej. una TP HW) directamente sobre la barrena. Debido a su naturaleza cruda y severidades altas inducidas, ya no usa muy seguido. De cualquier manera, las BHAs Gilligan son usadas en otras aplicaciones. A continuacin se muestra un BHA Gilligan.

HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIN DE POZOS DIRECCIONALES Herramientas Deflectoras: Son las encargadas de dirigir el hoyo en la direccin

predeterminada, dentro de las cuales tenemos:

Mecha: constituye la herramienta bsica del proceso de perforacin, ya que permite cortar y penetrar las formaciones. En perforacin direccional suelen utilizarse mechas de tamao convencional con uno o dos chorros de mayor dimetro que el tercero, o dos chorros ciegos y uno especial, a travs del cual sale el fluido de perforacin a altas velocidades y la fuerza hidrulica generada erosiona una cavidad en la formacin, lo que permite a la mecha dirigirse en esta direccin. Este mtodo se utiliza normalmente en formaciones blandas. Cucharas Deflectoras (Whipstocks): son piezas de acero en forma de cuchara con una punta cincelada colocada en el hoyo para iniciar la desviacin del hoyo. Pueden ser de tres tipos: a) Cucharas removible: consta de una larga cua de acero, cncava de un lado para sostener y guiar la sarta de perforacin, posee una punta de cincel para evitar el giro y de un tubo porta mecha para recuperar la herramienta. b) Cuchara de circulacin: su instalacin es igual a la anterior, pero en este caso el fluido de perforacin circula por un orificio en el fondo removiendo los ripios. c) Cuchara permanente tipo revestidor: queda permanentemente en el pozo y su principal aplicacin es desviar a causa de una obstruccin colapso del revestidor o para reingresar a un pozo existente con un pez.

Motores de Fondo: tienen la particularidad de eliminar la rotacin de la tubera, mediante una fuerza de torsin en el fondo, impulsada por el lodo de perforacin. Pueden ser: a) Tipo Turbina: es una unidad axial multietapa que demuestra ser muy eficiente y confiable, especialmente en formaciones duras . b) De Desplazamiento Positivo: consta de un motor helicoidal de dos etapas, vlvula de descarga, conjunto de bielas, conjuntos de cojinetes y ejes. Herramientas de Medicin: Cuando se est perforando un pozo direccional, se deben tener los equipos de medicin para determinar precisamente la direccin e inclinacin del pozo. Estos equipos o instrumentos sirven para localizar posibles patas de perro o excesivas curvaturas. Las herramientas de medicin son los equipos disponibles para conocer la inclinacin y direccin del pozo en el subsuelo. Las ms usadas son: Pndulo invertido o Totco: es uno de los ms elementales y sencillos instrumentos con los que se puede detectar la desviacin. Toma sencilla o Single Shot y toma mltiple o Multishot: son mtodos magnticos que requieren el uso de una barra no magntica (monel) y ofrecen la informacin simultnea del rumbo e inclinacin del pozo. La informacin es obtenida despus que la seccin es perforada y arroja lecturas segn la calibracin de un cronmetro. Monel: es una herramienta que corrige los efectos del campo magntico de la Tierray el material metlico de la sarta de perforacin en la obtencin de los datos tanto del MWD y el LWD. Est hecho de una aleacin que permite despreciar la interferencia magntica y as la herramienta MWD pueda brindar datos confiables de azimuth e inclinacin.

Martillo (Jar): estn diseados para desarrollar un impacto tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos direccionales para que la tuberapueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que este atascada. Herramienta Double Pin: es una herramienta cuyas conexiones son PIN x PIN, para unir juntas cuyos extremos son caja. Estabilizador: Son necesarios para un BHA direccional. Los que estn cercanos a la mecha tienen conexiones BOX x BOX., y los que se colocan en el resto de la sarta tienen conexionen PIN x BOX. Poseen espiral hacia la derecha Se emplean para controlar la desviacin del hoyo, reducir el riesgo de pegas diferenciales y dog legs (patas de perro). HEL (Hostil Environment Logging): herramienta que permite cuantificar la profundidad de la perforacin. Instala el MWD (Measuring While Drilling: Midiendo mientras se perfora). Esta herramienta permite ubicar la trayectoria de la sarta de perforacin y por ende la del pozo en construccin debido a que proporciona los datos de Profundidad, Inclinacin respecto a la vertical y azimut (inclinacin respecto al plano horizontal), con lo cual se construyen los SURVEYs, importantes datos que registran la secuencia del Pozo y permiten hacer una comparacin respecto a la trayectoria planificada. En esta junta tambin cuando se requiera su corrida, se ubica el registro BAP (Bore Annular Pressure), que permite calcular las presiones en tiempo real en el hoyo anular, y con ello monitorear la limpieza del hoyo y asi optimizar una alta ROP sin alterar la estabilidad del revoque. MFR (Multiply Frecuency Resistivity): lleva instalada la herramienta LWD (logging while drilling: Registrando Mientras se perfora), la cual permite registrar cada una de las profundidades y obtener datos para cada una de ellas. Este es un servicio primordial que permite obtener data en tiempo real de la litologa y fluidos presentes mientras se est perforando. Ello permitir el estudio de las caractersticas geolgicas presentes, y conllevar a la toma de decisiones, sobre todo a la hora de fijar los topes y bases de cada una de las formaciones, marcadores y arenas.

La principal desventaja de estos equipos es la imposibilidad de realizar mediciones en tiempo real. A comienzos de los aos 90 se desarrollaron las primeras herramientas direccionales de medicin durante la perforacin MWD (Measuring While Drilling), que son equipos adaptados a la sarta de perforacin. La medicin del sistema MWD proporciona los parmetros inclinacin y direccin del pozo, los cuales se determinan mediante u conjunto de acelermetros, magnetmetros y giroscopios instalados en la herramienta. Tambin es posible incorporar un emisorreceptor de rayos gamma a fin de permitir en tiempo real, la correlacin y evaluacin de las formaciones atravesadas. A partir de la inclinacin y la direccin tomada en cada intervalo de la perforacin o estacin direccional y considerando la profundidad medida, la cual es equivalente a la longitud total de la sarta de perforacin dentro del hoyo, se determinan los valores de: Profundidad Vertical Verdadera (TVD), Coordenadas Rectangulares de Fondo, Severidad de la Pata de Perro y Desplazamiento Horizontal (VS) que se presentan en el reporte direccional del pozo. Actualmente se emplean los sistemas de registros durante la perforacin LWD (Logging While Drilling). Esta modalidad permite la medicin de la Resistividad, Registros de Densidad-Neutrn y Espectroscopa Natural de Rayos Gamma, adicionalmente a todos los parmetros que se incluyen en el reporte direccional. Las herramientas MWD y LWD tambin proporcionan informacin mecnica sobre la sarta de perforacin como lo son Torque, Tasa de Penetracin, Peso sobre la Mecha y Direccin de la misma, que pueden contribuir a una mejor interpretacin de las condiciones de operacin, tambin en tiempo real. Los equipos MWD y LWD se instalan en porta mechas especialmente diseadas para contener el conjunto de sensores y material electrnico. stos se ubican lo ms cerca posible de la mecha (evitando interferencias) para hacer ms eficientes las mediciones. Las seales son transmitidas a la superficie a travs de pulsos electrnicos que viajan en el fluido de perforacin y son descodificados por un equipo receptor instalado en la superficie.

SERVICIOS SURVEYING/ ORIENTACIN. Es una medicin completa de la inclinacin y el azimut de una ubicacin en un pozo (por lo general la profundidad total en el momento de la medicin). En ambos agujeros direccionales y rectos, la posicin del pozo debe ser conocida con exactitud razonable para garantizar la correcta trayectoria del pozo y para conocer su posicin, en el caso de que un pozo de alivio deba ser perforado. Las medidas se incluyen la inclinacin de la vertical, y el azimut (o brjula) del pozo, si la direccin de la ruta es crtica. Estas mediciones se realizan en puntos discretos en el pozo, y la ruta aproximada del pozo se calcula a partir de los puntos discretos. Rango de medicin de dispositivos simples, como un pndulo dispositivo electrnico complejos acelermetros y giroscopios utilizados con ms frecuencia como sensores se vuelve ms popular. En las mediciones de pndulo simple, la posicin de un pndulo que cuelgan libremente en relacin con una red de medicin (que se adjunta a la caja de la herramienta y se supone que representa la trayectoria del pozo) es capturada en una pelcula fotogrfica. La pelcula se desarrolla y se examina si la herramienta se retira del pozo, ya sea por cable o la tubera prxima vez que se ha sacado del hoyo. La compaa de Servicios de Perforacin Direccional es la encargada de armar el BHA direccional, posicionando cada una de las herramientas de acuerdo a su funcionabilidad y al servicio solicitado. Para este paso, los tcnicos de la Compaa de Servicios Direccionales hacen primero una charla de seguridad indicando al personal mantenerse alejado del rea de la planchada mientras van armando e instalando las fuentes radioactivas que permitirn el registro de cada uno de los parmetros, gamma ray por ejemplo.

Para el hoyo intermedio, por lo general en los pozos del sur de Monagas, el BHA direccional se arma comenzando con una mecha bicentrica de 8-3/8 x 9-1/2, seguida de un motor de fondo, el LWD y el MFR portador de la herramienta MWD, y las herramientas IDS, NDT. Se prueba la seal de los registros en superficie, antes de ser bajados y se calibran los sensores. La perforacin en esta fase requiere un torque de 4500 a 7000 libras por pie (en algunas fases el torque puede llegar a 10.000 libras por pie). En cuanto a las revoluciones por minuto, para el motor de fondo se requieren 126 -140 RPM

y para el motor de superficie 45 - 60 RPM. El primero depende del galonaje para el cual cada motor de fondo tiene un factor que permite estimar las revoluciones por minuto de acuerdo a los galones que se bombean en el mismo tiempo.

Corrida de Gyro: Esta herramienta permite corroborar la informacin suministrada para la empresa de Servicios de Perforacin Direccional. Este constituye un sistema Giroscopico de Navegacin para generar surveys de la tasa giroscpica basada en una tecnologa de orientacin inercial que no es afectada por la interferencia magntica, ya que toma como referencia al Polo Norte verdadero, proveyendo a la industria un significado ms preciso de la orientacin y prospeccin del pozo. Estas corridas permite realizar: * Generacin de Surveys mediante los registros single Shot y Multi Shot en revestidores, tubera de perforacin ya sea en modo elctrico o mediante el uso de batera. * Permite encontrar la orientacin direccional de los motores de perforacin y otras herramientas en el pozo.

* Mediciones de direccin de manera almbrica e inalmbrica para la tasa giroscpica mientras se esta perforando.

HERRAMIENTAS EMPLEADAS EN LA PESCA DE POZOS PETROLEROS Clasificacin de herramientas en funcin al tipo de pesca Herramientas Herramientas Herramientas

extractoras de piezas tubulares. para pescado no tubular. destructoras de pescado.

HERRAMIENTAS

EXTRACTORAS

DE

PIEZAS

TUBULARES

FUNCION: AGARRADORAS O ENGANCHADORAS Tipo: Agarre externo Tarraja interno (Die collar): Es una herramienta de pesca sencilla que agarra por fuera la pieza tubular labrando en forma de rosca. La herramienta enrosca a la derecha y se suelta rotando a la izquierda razn por la cual se la usa raras veces porque no se suelta fcilmente y no es prctica.

ENCHUFE (Overshoat): Es una herramienta que agarra por fuera mediante cuas o garras que permiten que corren sobre la superficie ahusada del conector del enchufe. El enchufe moderno es desprendible, se puede circular por el pescado, aguanta la traccin, torsin y los golpes necesarios para aflojar el pescado. Es por eso que el enchufe es la herramienta de pesca que ms se usa dentro de los trabajos de rescate. Tipo: Agarre por dentro MACHO AHUSADO (taper tap): Es una herramienta diseada para agarrar por la parte interior de los pescados tubulares, penetra en el tubo labrando (maquinando) rosca a su paso. Como el collar de dados, el macho ahusado no suelta el pescado. Aunque todava se usa en tareas especiales, el macho ahusado ha sido reemplazado ARPON (spear) El arpn tiene cuas que agarran el pescado por dentro. Es desprendible y se puede circular fluido WO por el arpn y por el pescado. Se puede operar en tubera de produccin desde 2 3/8'' a 4 1/2'' o para revestimientos de 5'' hasta 9 5/8''. FUNCION: LAVADORAS: Con frecuencia, captar el pescado no basta para sacar y hay que recurrir a otros medios para desatascarlo. El medio ms comn y ms eficaz consiste en aplicarle un lavado con tubera de dimetro ms grande. casi enteramente por varios tipos de arpones.

Tipo: Limpia por fuera Tubo de lavado (wash pipe): Se usa para rotacin por sobre el pescado para desprenderlo de la pared del hoyo y desalojar los materiales slidos que lo tengan atascado. El tubo de lavado deber de dimetro exterior menor que el pozo. El dimetro

debe ser ligeramente mayor para el ajuste por sobre el pescado. Generalmente la tubera de lavado est constituida por revestimiento tipo N-80 de paredes gruesas y del dimetro adecuado para llegar hasta encima del pescado as como est dotado de conexiones que pueden ser bien soldadas o roscad.

Zapato rotario (rotary shoe): Estas zapatas son construidas de acero de alta calidad y las superficies cortantes consisten de trozos de carburo de tungsteno de diferentes tamaos. Se coloca al extremo inferior de la sarta lavadora. Con ella se puede "perforar" o limpiar el anular entre el casing y el pescado, de esta manera logrando abrir una brecha. El diseo de la zapata rotaria depende del material que atasca el pescado o que perfora metales. Como regla general se emplean zapatas rotarias dentadas para cortar formaciones en tanto que las de fondo plano se utilizan para cortar metales como empacaduras, uas de paredes, Tipo: Funcin combinada Lavadora aflojadora: Se bajan en el extremo superior del tubo de lavado. Se agarra el extremo superior del pescado atornillndola en la conexin hembra del mismo. La porcin que ya ha sido lavada se separa del resto del pescado mediante un tiro afloja sartas. El lavado, el afloje y sacada se repiten hasta haber recuperado el pescado ntegro. etc.

FUNCION: MARTILLOS DE IMPACTO O MULTIPLICADORES DE FUERZA

Hidromecnicos: Consisten de 2 componentes, uno es el martillo hidrulico que se suele ubicar en la parte superior del componente y el martillo mecnico el cual se suele ubicar n la parte inferior de la estructura. Ambos componentes pueden ser utilizados en forma separada e individual como una sola unidad. Generalmente se conectan por encima del punto neutro del ensamblaje de fondo. Una caracterstica especial es que tiene un

dispositivo llamado asegurador o candado mecnico, este dispositivo elimina la necesidad de abrir el martillo antes de correrlo en un pozo y tambin elimina la posibilidad de que el martillo se dispare mientras se realiza un viaje de corrida en el pozo ya sea de bajada o extraccin de la sarta.

Martillo mecnico (jar): El principio de trabajo se soporta en la accin de un mecanismo de resorte el cual es energizado ya sea por accin de tensin o compresin y el cual luego libera la energa necesaria para produccin de la onda de choque con la cual se intentar lograr la liberacin del pescado.

Subgolpeador (Bumpersub): ste es el ms sencillo de los artefactos multiplicadores de fuerza en pesca. Es una junta telescpica que da un golpe cada vez que la tubera alcanza el extremo de recorrido telescopio tambin llamado tijera. Por ser simple y fuerte se mete como parte de cualquier sarta en pesca.

FUNCION: HERRAMIENTAS DESTRABADORAS

Tipo: Separacin izquierda. Junta de seguridad (Safety Joint): Es una junta que tiene rosca izquierda y que se desenrosca por rotacin hacia la derecha. Se coloca sobre un enchufe o herramienta semejante o sobre los tubos de lastrabarrenas cuando hay probabilidad de que se atasque la sarta.

FUNCION: CORTADORES Y SEPARADORES LONGITUDINALES

Tipo: Cortadores de metal Cortadores interiores (Internal cutter): Son cortadores mecnicos que cortan las paredes del tubo por medio de cuchillas.

Cortadores exteriores (external cutter): Los cortadores por fuera se bajan conectados con el extremo del tubo de lavado. Retienen en el tubo de lavado la seccin de pescado cortada y as se rescata.

Explosivo aflojador back-off: Tambin llamado cordn explosivo, consta de una carga explosiva dispuesta en cordn que se puede bajar a cable para disparo dentro del pescado; para que esta carga funcione el pescado se tiene que ajuntar por torsin. La explosin abre la conexin hembra del pescado.

FUNCION: IMPRESORAS O INDICADORAS Tipo: Estampa de tope de pescado

Bloque de impresin de plomo (Impresor block): Un bloque de impresin da evidencia visual para determinar el aspecto de la parte superior del pescado. Los bloques de impresin son usualmente ensamblajes de una pieza compuestos de un cuerpo de acero dentro del cual se han moldeado un bloque de plomo. Es el ms sencillo indicador. Cortadores qumicos (chemical cutter): Se emplean cuando no es posible efectuar una extraccin del pescado con cuerda explosiva debido a que la tubera aunque est atascada da vueltas cuando se le aplica torsin para desenroscarla. El cortador se baja con el cable hasta la profundidad a ala cual se va ha hacer el corte lo cual usualmente est a una o dos juntas por encima del punto de atascamiento y el cortador es activado mediante un impulso elctrico suministrado desde la superficie. Se bajan con cable.

Raspador de tubera de revestimiento: Se usa para remover costras de lodo o de cemento, balas incrustadas, bordes creados por los caones de perforacin, xido depsitos de parafina y sustancias similares desde el interior de las paredes de la tubera de revestimiento. MOTORES NAVEGABLES. MOTORES DE FONDO (PDM) O TURBINAS

Son operados hidrulicamente por medio del lodo de perforacin bombeado desde la superficie a travs de las tuberas de perforacin. Son usados para perforar tanto pozos verticales como direccionales. Cabe aclarar que el motor de fondo no realiza la desviacin por si solo, requiere del empleo de un codo desviador o junta articulada. El ngulo del codo es el que determina la severidad en el cambio de ngulo. Motores de Fondo (PDM) o Turbinas con Codos Desviadores (Bent Sub) La tcnica ms comn para cambiar la direccin de un pozo es colocar un codo desviador directamente sobre un motor de fondo (PDM) o Turbina. La conexin macho (PIN) del codo desviador ofrece ngulos de 1 a 3. El codo desviador permite la deflexin del motor de fondo a travs de aplicarle peso, sobre una de los lados del pozo. A medida que la perforacin avanza, el trepano es forzado a seguir la curva generada. El ngulo de curvatura (severidad de la pata de perro) depende del ngulo del cuerpo del codo desviador (Bent Sub) y del dimetro externo (OD) del motor de fondo, codo desviador y porta mechas en relacin al dimetro del agujero. Tambin se incluyen factores como la longitud del motor y el tipo de formacin. Este tipo de arreglo no debe rotar a medida que se construye el pozo direccional. Un arreglo de fondo de pozo tpico es el siguiente: Trepano + Motor de Fondo + Codo Desviador + Substituto de Orientacin (UBHO) + Porta mechas No-Magntico + Tuberas Pesadas + Tuberas de Perforacin.

Motor de Desplazamiento Positivo Dirigibles (Bent Housing) El ms comn de los motores dirigibles es el diseo simple de junta articulada o tambin llamado codo desviador ajustable (Bent- Housing). Los motores no tienen una junta articulada recta. El ngulo que genera esta junta articulada se llama ngulo de la junta articulada (Bent housing angle) y usualmente es de 1,5. Un motor dirigible se puede usar para realizar puntos de arranque (KOPs), carreras de correccin y desvos (sidetracks). Sin embargo la aplicacin mas comn para este tipo de motores es el de ser el principal componente del BHA para ser usado en orientacin (modo sliding) o en modo rotario. Si bien esta tecnologa ha funcionado en forma extraordinaria, se requiere una extrema precisin para orientar correctamente la seccin curva del motor debido a la elasticidad torsional de la columna de perforacin, que se comporta casi como un resorte en espiral y se retuerce hasta tal punto que resulta difcil orientarlo. Las variaciones litolgicas y otros parmetros tambin influyen en la posibilidad de lograr la trayectoria de perforacin planeada. Como consecuencia se hace difcil rotar la herramienta, lo que acorta la vida del motor de fondo. Esto debido a que la junta articulada se encuentra muy cerca del trepano. El

desplazamiento nominal del trepano es mucho menor que cuando se utiliza el mtodo de la junta desviadora (Bent Sub).

Fig.14. Comparacin entre el mtodo convencional y el dirigible

GEONAVEGACIN La perforacin de pozos horizontales y de alto ngulo se realiza con el objetivo de mejorar la produccin de la zona de inters al incrementar el rea de drenaje. Al utilizar el proceso de geonavegacin aumenta la zona de contacto del pozo con el reservorio. La geonavegacin permite desarrollar una mejor interpretacin de las condiciones del reservorio, agilizando la toma de decisiones sobre posibles cambios de trayectoria mientras se perfora un pozo horizontal o direccional de alto ngulo (en tiempo real). Para conseguir una adecuada interacciona entre las diferentes variables que intervienen en el posicionamiento optimo de la trayectoria del pozo en el reservorio, es necesario trabajar con una aplicacin adecuada. GEONAVEGACIN PARA PRODUCCIR MS Definir la estructura geolgica durante la perforacin es con frecuencia vital para un proceso exacto de geonavegacin. Los buzamientos estructurales calculados en tiempo real o tiempo apropiado utilizando imgenes creadas con los datos almacenados en memoria durante los viajes (carreras) de la barrena a partir de los sistemas VISION son, utilizados para actualizar el sistema de simulacin (modelado) INFORM. Esto reduce la incertidumbre en el modelo estructural y ayuda a mejorar la interpretacin. Los resultados son una perforacin ms eficiente y con un costo menor para alcanzar el objetivo deseado, o para permanecer dentro de la zona productiva. Las interpretaciones detalladas del buzamiento que se realizan despus de la perforacin y que utilizan imgenes del registro de densidad y resistividad, son tiles para actualizar mapas geolgicos y planear trayectorias de pozos futuros. La determinacin del buzamiento a partir de las imgenes del registro densidad es similar al proceso utilizado por la interpretacin tradicional de los registros de microresistividad. SISTEMA INSTRUMENTADOS GEO-PILOT. Este tipo de sistema se encuentra constituido por un eje sostenido por dos soportes en un alojamiento exterior de alrededor de 18 ft de longitud. El soporte superior est diseado para prevenir que se doble la estructura sobre este, el soporte inferior es del tipo de contacto angular. Entre los dos soportes existe una unidad de inclinacin que desva el eje. La parte superior de la herramienta se conecta en forma convencional a travs de la

tubera de perforacin con el top-drive transmitindose de esta manera la rotacin a la broca de perforacin en la siguiente figura.

El sistema Geo- Pilot para establecer su comunicacin de fondo, requiere la instalacin de un sistema de control de pulso de lodo en o cerca de la mesa rotaria. La unidad se controla por una computadora en superficie que enva instrucciones a la herramienta como pulsos negativos a travs del lodo. Cuando la herramienta acepta las instrucciones enviadas, transmite una seal de retorno a superficie para confirmar que la recepcin fue exitosa. Una gran ventaja de este tipo de herramientas es que siempre perfora en modo rotatorio y consecuentemente pueden conseguir ratas de perforacin muy altas Adems, se evita mantener la sarta sin rotacin como en el caso de los motores de lodo en modo de deslizamiento. Es importante considerar que el tipo de motor con el que se ejecuta el proceso de perforacin determina que la informacin recibida en tiempo real presente valores confiables respecto a la condicin del reservorio, de ah que la utilizacin de motores convencionales no es recomendable para el caso de toma de registros LWD mientras que el sistema de rotacin continua en este caso el sistema Geo-pilot proporciona condiciones adecuadas de medicin especialmente si se trata de herramientas acimutales. SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL La industria petrolera los clasifica en dos grupos: Empuje de Mecha Desarrollados (Power Drive) Direccionamiento de la mecha Desarrollados

Hoy en da los avances de la tecnologa nos permiten poder contar con motores de fondo capaces de poder cambiar la direccin de su desplazamiento por si solos, sin necesidad de sacar la herramienta para cambiar un codo desviador o ajustar el codo articulado para una nueva inclinacin. Partiendo de eso, podemos observar dos sistemas bsicos de perforacin: FUERZA LATERAL DIRECTA: PUSH-THE-BIT Fuerza opuesta a la del trepano, aplicada a las paredes del pozo (a travs de aletas pads) haciendo que el trepano adquiera la direccin hacia donde necesitamos dirigir el pozo.

Fig.15. Sistema Rotativo Direccional Push the Bit EJE EXCNTRICO DE LA BARRENA: POINT-THE-BIT El trepano es direccionado hacia la direccin donde necesitamos perforar introduciendo un offset sistema parecido a perforar con un motor con bend housing.

Fig.16. Sistema Codo Desviador Articulado Point the Bit

5% del caudal de lodo es dirigido a activar los pads. La direccin de navegacin de la herramienta es controlada por una vlvula de disco la cual est conectada al mdulo electrnico. Cuando la vlvula selecciona una direccin, el flujo de lodo activa los pads de forma tal que estos slo actan para empujar en esa direccin preestablecida. EMPUJE DE LA MECHA Los conjuntos constituyen sistemas compactos y poco complicados. Solo agregan 3.8m a la longitud total del BHA. Comprende: Unidad Sesgada: detrs de la mecha. Aplica una fuerza sobre la mecha en una direccin controlada mientras toda la columna gira. Unidad de Control: detrs de la unidad sesgada. Contiene dispositivos electrnicos, sensores y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la direccin promedio de las cargas del lado de la mecha.

Unidad Sesgada Posee 3 patines externos articulados activados por el flujo de lodo controlado a travs de una vlvula que utiliza la diferencia de presin de lodo existente entre el interior y el exterior.

La vlvula de 3 vas de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cmara del pistn de cada patn, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo (opuesto a la trayectoria deseada). Una vez que el patn pasa por el punto de empuje, la vlvula rotativa corta el suministro de lodo. Cada patn se extiende no ms de 1 cm durante cada revolucin de la unidad sesgada Un eje conecta la vlvula rotativa con la unidad de control para regular la posicin del punto de empuje. Si el ngulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha ser empujada directamente en una direccin. Si no hay que modificar la direccin, el sistema opera en forma neutral. Unidad de control Mantiene la posicin angular propia del eje de impulso relativo a la formacin. Montada sobre cojinetes que le permiten rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforacin. Posee su propio sistema de activacin a travs del cual se la puede dirigir para que mantenga un ngulo de giro determinado o un ngulo de orientacin de la herramienta con respecto a la roca. Sensores del acelermetro y magnetmetro proporcionan informacin relativa a la inclinacin y el azimut de la mecha. Adems, de la posicin angular del eje de impulso. En el interior impulsores de turbina de rotacin montados en los extremos de la UC. Estos impulsores desarrollan el torque necesario por medio de imanes permanentes de gran potencia cuya accin se suma a la de las bobinas de induccin ubicadas en la UC.

La transmisin del torque desde los impulsores a la UC se controla en forma elctrica modificando la resistencia de las bobinas de torsin. Impulsor Superior o torquerpara aplicar torque a la plataforma, en la misma direccin de la rotacin de la columna de perforacin. Impulsor Inferiorla hace girar en la direccin inversa. Otras bobinas generan energa para los dispositivos electrnicos

SENSORES DIRECCIONALES Los sensores direccionales se muestran en un arreglo de 3 magnetmetros y acelermetros. Los acelermetros miden la componente G en sus tres ejes para calcular la inclinacin, los magnetmetros miden el campo elctrico B, esta medida combinada con la de los acelermetros es usada para calcular el azimut (Ver Figura18). En algunas localizaciones geogrficas donde la componente horizontal del campo magntico terrestre es pequea se puede afectar la exactitud de las lecturas y contribuir al error cumulativo en posicionamiento. Se presentan casos tpicos al perforar pozos horizontales a 90 de inclinacin con 90 de azimut, en esos casos es necesario incrementar la cantidad de material no magntico en el BHA para corregir el error en

azimut. Existen numerosos mtodos para corregir las lecturas por interferencia. Las primeras correcciones asuman que toda la interferencia era axial, los mtodos ms recientes analizan ambos: interferencia permanente e inducida de los tres eje.

Figura 18