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5/11/2018 perforacion - slidepdf.com

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Diseño de la Perforación de Pozos

ÍNDICE

páginaAspectos Generales 7Introducción 7

I. OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN 7

Coordenadas del conductor y objetivo 7

Posición estructural 8

Profundidad total programada 9

Diámetro de la tubería de explotación 9

Preguntas y respuestas 11

II. COLUMNA GEOLÓGICA ESPERADA 11

III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN 11

Registros 12

Núcleos 13

Pruebas de producción 16

IV. RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS DE CORRELACIÓN 18

Registros geofísicos 19

Registros de fluidos de perforación 20

Historia de perforación 21

Resumen de operaciones 21

Distribución de tiempos 22

Registro de barrenas 22

Configuraciones estructurales 22

V. DETERMINACIÓN DE LOS GRADIENTES DE PRESIÓN (FORMACIÓN Y FACTURA) 25

Gradientes de formación y de fractura 26

Conceptos fundamentales 26

Presión hidrostática 26

Presión de sobrecarga 27

Presiones de formación 27

Presión de fractura 29

Proceso de compactación 29

Ecuación de Eaton 30

Origen de las presiones anormales 30

Nivel piezométrico de fluido 31

Características del sistema roca-fluido 31

Ritmo de sedimentación y ambiente de depósito 32

Actividad tectónica 32

Efectos diagenéticos 33

Represionamiento o recarga 34

Fénomenos osmóticos y de filtración 34

Efectos termodinámicos 34

Metodología para determinar las presiones anormales 35

Técnicas utilizadas antes de la perforación 35Interpretaciones sísmicas 35

Interpretaciones geológicas 36

Técnicas utilizadas durante la perforación 36

Velocidad de penetración 38

Momento de torsión aplicado a la tubería 38

Carga soportada por el gancho al levantar la tubería 39

Exponente �d� y �dc

� 39

Presión de bombeo del lodo 40

Incremento en el volumen de lodo 40Registros del lodo 40

Incremento de recortes (volumen, forma y tamaño de recorte) 42

Densidad de la lutita 42

Porcentaje de montmorillonita 42

Temperatura del lodo 43

Paleontología 43

Técnicas utilizadas después de la perforación 44

Registro de inducción 44

Registro sónico de porosidad 44

Figura 8 Formato del registro de barrenas de un pozo en perforación.

Efectos diagenéticos

Es básicamente la alteración química de los sedimen-tos y su composición mineral, posterior al deposito,por procesos geológicos. Se cree que las lutitas y loscarbonatos sufren cambios en su estructura cristalinaque contribuyen a la generación de presiones anor-males. El proceso de diagénesis incluye la formaciónde nuevos minerales, redistribución y recristalizaciónde las sustancias en sedimentos y litificación.

Diagénesis en secuencias de arenas y lutitas

La montmorillonita, el material predominante de al-gunas lutitas, se altera a illita bajo condiciones depresiones y temperaturas elevadas que van aunadasal sepultamiento (Figura 21).

La hidratación puede ocurrir a temperaturas mayo-res de 221º F según la profundidad. Esta alteraciónlibera agua aproximadamente igual a la mitad delvolumen de la montmorillonita alterada.

Con el continuo enterramiento, el fluido contenidoen la roca absorbe el incremento de carga generan-do una sobrepresión.

El gradiente de temperatura aumenta notablementeen la cima de las zonas de alta presión, debido a quelos minerales tienen mayor conductividad térmica queel agua. De ahí los cambios bruscos en el perfil detemperatura, al perforar un pozo con un alto conte-nido de agua y se supone que la salida de fluidos fueinterrumpida ocasionando una sobrepresión.

Figura 20 Caída de bloques afallados

a) Montmorillonita antes de la diagénesis.

b) Pérdida de agua de poro y de hidratación convierte lamontmorillonita en illita.

c) La pérdida del agua de hidratación

d) Etapa final de compactación.

Figura 21 Diagénesis en secuencias de carbonatos.

&$0326(1

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Pozo invadido por aguasalada

Pozo productor en otro horizonte

Pozo enperforación con objetivo K medio

Falla normal

Falla inversa

Curva de nivel

Pozo taponado por accidente mec.

Pozo productor no comercial

, 1 2 $

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50 5 510

- 4 8 0 0

- 4 7 0

- 4 6 0

- 5 3 0 0

- 5 2 0

- 4 5 0 0

- 4 6 0 0

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- 5 8 0 0

- 5 8 5 0

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Pozo productor en terciario

P 8 P U @ Ã 7

- 5 7 5 0

- 5 7 0 0

- 5 6 5 0

- 5 6 0 0

- 5 5 5 0

- 5 4 5 0

- 5 4 0 0

- 5 3 5 0

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Pozo inicialmente productor, posteriormente

vadido por aguasalada

L E Y E N D A

Pozo productor en Cretácico Medio

- 5 4 0 0

- 5 5 0 0

Localización programada, objetivo K medio

$ $ " &

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- 5 1 0 0

- 5 2 0 0

- 5 3 0 0

- 5 4 0 0

- 5 0 0 0

- 5 5 0 0

- 5 6 0 0

- 5 7 0 0

- 5 8 0

- 5 9 0 0

- 6 0 0 0

- 4 7 0 0

3 R ] R

Figura 24 Plano estructural Campo Sen.

A I A I

E O CE N O P A L E O .

K . S . M D E Z.

K .S . S N .F P E .

K .S . A . N V A .

K .M E D I O

K . I N F .

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J .S . K .

E O C E N O

P A L E O C E N O

K S U P . A . N V A .K M E D I O K I N F E R I O R

J S U P . K I M M E R .

J S U P . T I T H O .

4 0 0 0 4 0 0 0

5 0 0 0

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8 h � � � Ã T r �

4 0 0 0 4 0 0 0

5 0 0 0 5 0 0 0

3 0 0 0 3 0 0 0

4 0 0 0

3 0 0 0 3 0 0 03 0 0 0 3 0 0 03 0 0 03 0 0 0 3 0 0 0

2 0 0 0 2 0 0 02 0 0 0 2 0 0 02 0 0 0 2 0 0 02 0 0 02 0 0 0 2 0 0 0

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P A L E O C E N O

E O C E N O

K . S . M K . S . S . F K . S . A . N K . M E D I O

E O C E N O

P A L E O C E N O

K . S . M E N D E Z

K . S . S N . F P E .

K . S . A . N V A .

K S U P . M D E Z K S U P . S N . F P E .

z p a :2 6 2 5

z p a :2 4 5 0

1 33 / 8 " - 2 4 9 1

133 / 8 " - 2 7 9 0

z p a :2 6 5 0

z p a :2 6 0 0

z p a :2 5 5 0 0

z p a :2 5 5 0

z p a :2 4 8 5

z p a :2 5 0 0

9 5 / 8 "4 6 1 4 m

9 5 / 8 "4 3 3 5 m

Figura 25 Sección transversal campo Sen.

sión de poro.

4. Gas de viaje.- Representa la acción de émbolo y elperiodo cuando se hace viaje para cambio de barre-na o viaje corto de reconocimiento u otras causas.

También se considera como balance estático en elpozo. Se observa como un incremento en la lecturadel gas total y debe reportarse por arriba de la lectu-ra de gas de formación normal. Este solamente escualitativo, pero puede correlacionarse con los ga-ses de viaje previos y otros indicadores para deter-minar la magnitud de la presión de formación.

Los valores de gas total y de conexión son la mani- festación más indicativa de la presión que ejerce la formación. A medida que la perforación se acerca a

una zona de presión anormal estos valores aumen-tan. (Figura 27).

A mayor profundidad, el agua de formación es mássalina. Este incremento en salinidad reduce la

resistividad del agua. La temperatura también seincrementa a mayor profundidad y la temperaturatambién reduce la resistividad del agua.

Como la presión de formación en una zona de tran-sición comienza a incrementarse y a aproximarse ala presión ejercida por la columna de lodo, los flui-dos de la formación se filtrarán a la columna de lododurante las conexiones y los viajes.

Cuando se usa lodo base agua, el flujo de agua sala-

1 2 3 100 200 300 400 10 20 30

Q r � r � � h p v � � Ã Ã � v r u �

0255075

B h � Ã U � � h y

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A h p � � � Ã q r Ã y � � v � h

15.016.1

16.116.1

13.715.0

15.115.1

([SRQHQWHG. . . . . . . . . . . . . . . . .

9HORFLGDGGHSHQHWUDFLRQ. . . . . . . .

*DVWRWDO%DFNJURXQG. . . . . . . . .

*DVGHFRQH[LRQ. . . . . . . . . . . . . . .

)DFWRUGHOXWLWD . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 27 Nomograma para el cálculo del exponente �d�.

70002 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3

9 @ I T D 9 6 9 Ã 9 @ Ã G 6 Ã S P 8 6 Ã B S 8 8

CAMERON COSTA DEL GOLFO PALOTADA 1 MANI1

TABACO 1 TONALA 902 ENCINO 101

Figura 31 Variación de la densidad de la roca para diferentes campos.

Figura 49. Diámetro y conexiones deherramientas para formaciones duras

y suaves

Figura 50. Apriete de lastrabarrenas

Figura 51. Apriete para TP y TPHW

Figura 52. Apriete para TPy TPHW

Smith Tool

Flujo turbulento

82.182.018.0

*3.7003.700

/ [4 [', 9S

[/ [4 [', 9S 3

82.182.018.0 [/ [4 ['L9S3D =

( ) 'W 'D [<S[9S[9D

', 'S [9D[ [W 9G

'W 'D ',

9S;', 'W GD9S [ [9S9F

−+−

−−++

250,69)14

5.7778.778.7)13

Security

Flujo turbulento

Pérdida de presión en la barrena

Velocidad del fluido de perforación

Número de Reynolds

Potencia y gasto de bombas

Diámetro de toberas

( ) ( ) 82.133.700 'W 'D 'W 'D [ 3D

( ) 'W 'D ',[/[9D 3D

',[/[4 3

362.,255

',[4 3E

[', [4 3E

[',[9L['L 3E

',['D9S

5.412)12

500)11

32.0)10

1416)9

5.24)8

5.24)7

( )( ) 'W 'D [<S[9S[9D

'W 'D [ [',[9D 1

5 −+−

9.128)14

1*2)16

....)15

G ['4G

[4 % 3 + 3

8.303,1)21

6.434)20

249.4)19

277.0)18

469.3)18

', 4[ [ -

', [4[ $WV $

', 4[ [ -

El diseño de la trayectoria inicial no considera el ale- jamiento de la barrena del plano vertical que existeentre la superficie y el objetivo. Hay muchas mane-

ras para calcular la trayectoria tridimensional de unpozo. El método más común utilizado en campo esla "promediación de ángulos". Este puede ejecutarsecon una calculadora de bolsillo con funcionestrigonométricas.

Considérese la sección vertical mostrada en la fig.83. La distancia desde la superficie hasta el punto dedesviación es D

1. En A

1, el pozo es desviado y perfo-

rado hasta A2. El ángulo de inclinación en el punto

de desviación es cero. La fig. 84 muestra la vista su-perior, o en planta, de la trayectoria; el punto A

bre la sección vertical corresponde al punto de ini-cio. Utilizando el método de promediación de ángu-los, se pueden obtener las siguientes ecuaciones paralas coordenadas norte/sur (L) y este/oeste (M).

Fig. 84 Cálculo horizontal.

+∆= −−

2sen 11 $ $

' /ε ε α α

Columnaen la Hoja

deCálculo

9DORUDVHU2EWHQLGR

)XHQWHR(FXDFLyQ

SDUD2EWHQHU HO9DORU

A 3URIXQGLGDG GHVDUUROODGD: La longitud real del agujero desde lasuperficie a cualquier estación específica.

Registrodireccional

α o a ÈQ XOR GH LQFOLQDFLyQ: El ángulo del agujero medido a partir de lavertical.

Registrodireccional

C 'LUHFFLyQ: La dirección de la trayectoria del pozo. Registro

Ejemplo 4

Fig. 88 Método de promedio angular.

C direccional

D /RQ LWXGGHOWUDPR: La diferencia en la profundidad desarrollada de unaestación a otra.

Ax-A(x-1)

E ,QFOLQDFLyQ SURPHGLR: El promedio aritmético de los ángulos deinclinación en los extremos superior e inferior de cada tramo o sección.

21−+

d3URIXQGLGDG YHUWLFDO GHO WUDPR R VHFFLyQ: La diferencia en laprofundidad vertical de una estación a otra.

(D)cos(E)

G 3URIXQGLGDG YHUWLFDO YHUGDGHUD: La sumatoria de las profundidadesverticales de las secciones de un pozo inclinado.

∑ )( G

H 'HVSOD]DPLHQWR GHO WUDPR: La distancia entre dos puntos que sonproyectados hacia un plano horizontal.

(D)sen(E)

ε $]LPXWK: La dirección de un tramo o sección medida en dirección de lasmanecillas del reloj de 0°a 360°; 0°es el norte.

Registrodireccional,en grados

K $]LPXWK SURPHGLR: El promedio aritmético de los azimuths en losextremos finales de los tramos.

21−+

L&RRUGHQDGDVQRUWHVXUGHORVWUDPRVGHWUD\HFWRULD : El desplazamientode la componente del tramo de una estación a otra; valor negativo =sur.

(H)cos(K)

M&RRUGHQDGDV HVWHRHVWH GH ORV WUDPRV GH WUD\HFWRULD: Eldesplazamiento de la componente del tramo de una estación a otra;valor negativo =oeste.

(H)sen(K)

N &RRUGHQDGDV WRWDOHV QRUWHVXU : La sumatoria de los desplazamientosen la dirección norte/sur (sur es negativo).

∑ )(/

O &RRUGHQDGDVWRWDOHVHVWHRHVWH : La sumatoria de los desplazamientosen la dirección este/oeste (oeste es negativo).

∑ )(0

P'HVSOD]DPLHQWRWRWDO : La distancia más corta del agujero vertical a cadapunto de estación.

22 )()(21

Q Dirección del desplazamiento: La dirección de la proyección vertical alplano horizontal desde la estación hasta la superficie. Se debe tomar elvalor calculado y debe ponerse en el cuadrante apropiado. Verconvención de signos.

D U F W D Q

Determinar las coordenadas de la trayectoria paralos puntos de medición corregidos mostrados en latabla 3.

do incluye el cambio total en el ángulo de la tuberíab entre A

2. El ángulo total, el cual se discute y

obtiene con la siguiente sección, puede ser escritopara el método de mínima curvatura como

Como se muestra en la Fig. 89, los segmentos delínea recta A

2son tangentes a los segmentos

de curva A1Q+QA

2en los puntos A

2. De donde

se obtiene

DM(pies) Ángulo deInclinación Ángulode

Dirección7,100 0 07,200 10.1 S68W

TABLA 3 DATOS PARA EL EJEMPLO 4 .

[ ]{ })cos(1)sen()sen()cos(cos 122112 ε ε α α α α β −−−−=

SoluciónUtilizando paso a paso el procedimiento de la figura88, se obtiene la tabla 2 con los resultados finales.

Método de curvatura mínima

El método de curvatura mínima utiliza los ángulosen A

2, y supone un pozo curvado sobre el tramo

o sección D2

y no en línea recta, tal como se mues-tra en la fig. 89.La fig. 90 muestra el tramo con curvatura y las dosestaciones de registro direccional A1 y A2. Este méto-

A1Q=OA

1×b /2,

QA2=OA

2×b /2,

A1B=OA

1×tan( b /2),

BA2=OA

2×tan( b /2),

A1B/ A

1Q =×tan( b /2) ( b /2)=2/ btan( b /2)

BA2 / QA

2= tan( b /2) ( b /2)=2/ btan( b /2).

Un factor de las relaciones entre la sección de línearecta contra la sección curva se define como F, don-

7,300 13.4 S65W7,400 16.3 S57W7,500 19.6 S61W

Fig. 89 Representación del factor de relación demínima curvatura, F.

Fig. 90 Curva repre-sentando un pozo en-tre las estaciones deregistro direccionalA

dad menor a 1md.La figura 130 presenta la tecnología de aplicación en

pozos horizontales.Caracterización de yacimientos

Generalidades

Una vez que la acumulación de hidrocarburos en elsubsuelo ha sido descubierta por la exploración depozos, la obtención de datos y parámetros durantela perforación es parte primordial para su relacióncon el comportamiento de las rocas del yacimiento ylas propiedades de los fluidos que en ella se contie-nen.

Los ingenieros geólogos y de yacimientos realizanentonces las evaluaciones correspondientes paradeterminar si el yacimiento es lo suficientemente pro-metedor y poder justificar su explotación. La siguienteetapa es determinar el potencial de hidrocarburos ylas características del yacimiento. Con ello se reali-zan predicciones de los gastos de producción. Des-

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Q S P 9 V 8 8 D Ð I Ã 9 @ Ã B 6 T

pués de decidir el desarrollo del campo, la obten-ción de información durante la perforación y pro-ducción del pozo conlleva a evaluar y planear estra-tegias de producción, por medio de estudios de si-mulación.

Los datos de origen son los obtenidos durante laperforación. Constantemente son monitoreados paralocalizar zonas porosas y formaciones fracturadas,la presencia de aceite, gas o agua salada se determi-na a través del lodo de perforación y del análisislitológico de los recortes de la formación. La exacti-

tud de estos parámetros es fundamental para deter-minar el corte de núcleos y el óptimo asentamientode las tuberías de revestimiento. La figura 131 ilustralos datos y parámetros que se necesitan para la de-terminación del modelo de yacimiento.

Características de los yacimientos

Cuando se desean incrementar los volúmenesdrenados, el desarrollo y explotación de un yaci-miento, puede darse a través de la perforación de

pozos adicionales, creando fracturas artificiales o efec-tuando tratamientos de estimulación que mejoren lapermeabilidad efectiva en las vecindades del aguje-ro. En muchos casos se ha demostrado que una al-ternativa más económica es aquella consistente enel uso de pozos horizontales, los cuales aumentan lacomunicación con el yacimiento.Figura 130. Tecnología de aplicación para pozos horizonta-

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Q S P 9 V 8 8 D Ð I Ã 9 @ Ã 6 8 @ D U @

P U S 6 T Ã 6 Q G D 8 6 8 D P I @ T

68697071727374757677787980818283 848586878889909192939495969798

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* S 0 0 0 3 &

Figura 141a Historia de producción de gas del Campo Santuario

1990 19 91 19 92 19 93 1994 19 95 1996 19 97 19 98 19 99

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Figura 141a. Historia de producción de gas del Campo Santuario.

Figura 142. Comportamiento de presiones Campo Santuario.

Q P a P T D I U @ S W 6 G P Ã 6

Q @ S A P S 6 S

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Q S P 9 V 8 8 D P I

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Figura149. Pozos en estudio del activo Bellota - Chincho-rro.

algunos proyectos de perforación a través de re -entradas. (Ver figuras 147, 148, 149 y 150).PROYECTO MULTILATERAL DEL POZO SAN-TUARIO 28-H

Objetivo

Este proyecto tiene como objetivo obtener produc-

ción comercial de hidrocarburos, aplicando las tec-nologías de perforación multilateral explotando lasarenas 17 y 20 que no han sido drenadas en estaárea, así como de recuperar la máxima reserva posi-ble del mismo, y con ello incorporar una producción

Figura 150. Proyecto de re entradas campos de la División Sur.

28 H 28

A-18 Cima 2780 m

Q W ! % ' $ � Q 9 ! ' % " �

Q W Ã ! ' % $ Ã � Ã Ã Ã Ã Ã Ã Q 9 Ã " # $

Coordenadas del conductor (P.G):X = 72969.43 mY = 7572.75 m

Coordenadas del objetivo (P.G):Arena 20 Arena 17X = 72784 m X = 73140 mY = 7480 m Y = 7690 m

Rumbo y direcciòn del pozo:Arena 20: Sur 60ª OesteArena 17: Norte 60ª Este

q u Ã 2 Ã ( Ã �

S-31 500 bpd

S-31-D 597 bpdS-28 750 bpdS-34 800 bpd

S-17-A 200 bpd

S-34-D 500 bpd

Q U Ã Ã " # Ã �

Y Ã 2 Ã ! $ Ã � Y Ã 2 Ã ! $ Ã �

Figura 157. Objetivo de la perforación Pozo Santuario 28-H.

Q � � s

1 1 . 1 1 . 2 1 . 3 1 . 4

1 , 0 0 0

1 , 5 0 0

2 , 0 0 0

2 , 5 0 0

3 , 0 0 0

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1 . 2 7

Figura 158. Pozos de correlación.

B Ã 6 Ã T Ã U Ã P Ã Ã 9 Ã @ Ã Ã 6 Ã 8 Ã @ Ã D Ã U Ã @ Ã Ã Ã Q Ã P Ã a Ã P Ã Ã C Ã P Ã S Ã D Ã a Ã P Ã I Ã U Ã 6 Ã G Ã Ã T Ã Ã 6 Ã I Ã U Ã V Ã 6 Ã S Ã D Ã P Ã ! ' C

500500

L o n g i t u d H o r i z o n t a l L w , p i e s

Figura 171. Gasto de aceite contra longitud horizontal del pozo (arena 20).

50 20 100

3881 2938 1263 954 558 362 175 88 37

B h � � � Ã q r Ã h p r v � r Ã 7 Q 9

gicamente, que se ejecutan en un período determi-nado, que tiene como objetivo resolver un proble-ma, cubrir una necesidad o aprovechar una oportu-nidad. Un proyecto tiene costos y beneficios quepueden identificarse.

Un proyecto integra información de mercado, técni-ca, financiera, económica, legal, e institucional queproporciona los fundamentos requeridos para la tomade decisiones respecto a la conveniencia de llevar a

cabo una inversión.

Los estudios requeridos para evaluar la viabilidad deuna inversión se llevan a cabo a través de un proce-so de aproximaciones sucesivas que se conoce comoel ciclo del proyecto. (Ver Fig. 172).

Durante la fase de identificación, se realizan los pro-yectos al nivel de perfil. Esto es, para las diversasalternativas se utiliza la información disponible, asícomo el criterio y la experiencia del analista.Una vez que se ha determinado cuáles de las alterna-tivas a nivel perfil pueden resultar adecuadas para lasolución del problema que se presenta, éstas se de-sarrollan al nivel de estudio de prefactibilidad. Es aeste nivel en que se busca disminuir el riesgo conmejores estimaciones de las variables que influyenen el proyecto. Para este fin, se utilizan fuentes deinformación secundarias como serían estadísticas ycompañías especializadas. Los parámetros de cos-tos se obtienen mediante estudios de alternativas, alnivel de la ingeniería conceptual.

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