018PERFORACION DIRECCIONAL

Murchison Drilling Schools, Inc.

PERFORACION DIRECCIONAL

Tabla de Contenidos

I. REGLAS DEL PULGAR Y DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

II. EJEMPLOS Y FORMULAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

III. PLANILLA RESUMEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

IV. PERFORACION DIRECCIONAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10A. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10B. Candidatos para Perforación Horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12C. Planificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15D. Problemas Que Han Sido Identificados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17E. Lodo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20F. Hidráulica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22G. Supervisión de la Selección del Equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23H. Sistema de Rotación Superior Guiado (SRSG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26I. Consideraciones Sobre Columna Perforadora y Conjunto de Fondo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28J. Trépanos: Selección/Problemas/Causas/Soluciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60K. Terminaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

Perforación Direccional - i


PERFORACION DIRECCIONAL

I. REGLAS DEL PULGAR Y DEFINICIONES

Los “pozos rectos” no son necesariamente pozos verticales, y los pozos verticales no son necesariamente pozos rectos. La mayoría de los pozos, tal como se los ve desde la superficie, tendrán una apariencia helicoidal. Los trazados de computadora de registros múltiples de algunos “pozos rectos” tienen la apariencia de una fuente de fideos; la dirección puede cambiar 180 grados en distancias cortas. Los pozos direccionales son aún peores que los verticales si no se observan las prácticas de perforación direccional adecuadas.

Las reglas, o sugerencias listadas aquí, se aplican para las prácticas de perforación si el objetivo es perforar un pozo vertical o desviado.

Las consideraciones para planear un pozo direccional son:

Profundidad del pozo y desplazamiento Diámetros del pozo y diámetros de portamechas Profundidades de zapato Grado de aumento y/o descenso de ángulo máximos Tipos de formación, buzamientos, y penetración esperada Densidad, temperatura y tipo de lodo Historias y tendencias en los pozos del área

Las prácticas operativas en pozos direccionales necesitan ser enfocadas en: lodo; hidráulica; conexiones; maniobras; limpieza de pozo; y las tendencias especiales a monitorear para minimizar el pegamiento del sondeo. Las viscosidades del lodo deben ser más altas. Por ejemplo una de las primeras reglas del pulgar para viscosidad embudo era cuatro veces la densidad del lodo (ppg). Para un pozo direccional esta regla del pulgar sería cinco veces la densidad del lodo (ppg). La potencia hidráulica debe ser mayor para justificar las pérdidas en el motor de fondo y el caudal definido con especial énfasis en la limpieza del pozo. Las prácticas de conexión necesitan ser optimizadas prestando especial atención en la prevención del pegamiento del sondeo, compresión y daño al trépano. Las maniobras (corta y larga) necesitan ser optimizadas y supervisadas estrechamente. Deben implementarse prácticas especiales de reciprocación y rotación cuando se trata de sacar recortes que se asentaron en el lado bajo del pozo. Los parámetros clave de perforación deben ser registrados sobre una base de tendencia. Se debe decir al perforador que monitoree: relación presión-epm; tendencia de arrastre (hacia arriba, hacia abajo y diferencia entre ellas, a veces llamada W) y las tendencias del torque. Muchos problemas de limpieza de pozo y pegamiento de sondeo pueden ser detectados en sus etapas iniciales si hay buena disciplina en la consola del perforador. [Ver diseño de columna perforadora para las “reglas” aplicables en diseño del conjunto de fondo de pozo (Sección IX)].

Regla 1: Cuando se requiere cambiar una dirección o ángulo de desviación (disminuir o aumentar) el ángulo necesario de una columna (o compás) debe ser duplicado. Por ejemplo si el ángulo del pozo tiene que ser aumentado de 20° a 25° (cambio de 5°) en 500 pies se necesitaría planear 2°/100 pies (cambio de 10°)dado que el ángulo promedio es la mitad de éste (desviación previa + desviación actual) 2. Esto supone que se tendrá un giro o cambio de ángulo constante hasta el objetivo.

Perforación Direccional - 1

1. Punto de Inicio2. Sección de Incremento3. Sección de Disminución4. Sección de Desvío5. Pesca

6. Cañería de Superficie7. Pozo Tipo S Modificada8. Aumentar y Mantener9. Cañería Intermedia

10. Conjunto de Fondo de Pozo

Regla 2: Para obtener la profundidad medida (PM) del zapato (dada en PVV) usar la siguiente fórmula.

Fórmula:

Donde: PMcañería = Es la profundidad medida del zapato (que es habitualmente trazada en un programa en PVV)

PVV del Zapato = PVV a la cual la cañería está programada para ser bajada

PVV Actual = PVV calculada en la estación de registro actual

Angulo Promedio = El ángulo promedio entre la estación de registro actual y el ángulo planeado en la profundidad del zapato


Ejemplo: Un jefe de equipo necesita conocer la profundidad medida del zapato (PM cañería) de manera que pueda tener su cañería medida y espaciada. Dado: PVV actual = 3000 pies; PVV del zapato = 3500 pies; ángulo promedio entre estación actual y profundidad del zapato se anticipa es 25°; y la profundidad medida en la estación de registro actual (PM actual) = 4000 pies.

= 4552 pies (profundidad medida para el zapato de cañería)

Regla 3: Las definiciones y fórmulas de ángulo promedio se dan a continuación con un ejemplo calculado en cuatro estaciones de registro.

Definiciones:1. Ubicación en Superficie: La posición, latitud y longitud, sobre la superficie de la Tierra del Pozo. Para

propósitos de perforación direccional, este normalmente se considera como el punto “cero” para todos los cálculos y mediciones hasta la Ubicación del Objetivo.

2. Ubicación del Objetivo: Aún cuando puede ser dada como una posición sobre la superficie de la Tierra, para propósitos prácticos en perforación direccional será tenida en cuenta como una posición predeterminada a una distancia y dirección específica desde la Ubicación en Superficie.

3. Profundidad Medida (PM): Mediciones del Sondeo desde Mesa Rotaria hasta Trépano; distancia total perforada en cualquier momento dado.

4. Longitud del Curso (LC): La distancia perforada medida entre dos puntos de registro cualquiera.

5. Angulo de Desviación (Inclinación): El ángulo del pozo a cualquier punto de registro dado en relación a la vertical

6. Angulo Promedio: El promedio entre los ángulos de desviación tomados en dos puntos consecutivos de registro cualquiera

7. Profundidad Vertical Verdadera (PVV): La distancia hacia abajo en forma recta – vertical – desde la Ubicación en Superficie del Pozo hasta cualquier plano horizontal que haga intersección con la Ubicación del Fondo de Pozo

8. Sección Vertical (SV): La distancia que se encuentra en forma horizontal entre Ubicación en Superficie y Ubicación del Objetivo a lo largo de una línea recta en una dirección especificada. Esto puede ser visto en el Plano Vertical como la distancia entre un punto directamente vertical debajo de la Ubicación en Superficie a PVV total hasta la Ubicación del Objetivo a PVV total, o en el Plano Horizontal como la distancia entre la Ubicación en Superficie y la Ubicación del Objetivo en la Superficie. Estas dos líneas tal como se muestran sobre el Plano Vertical y el Plano Horizontal son la MISMA línea idéntica. Esto es también llamado DESVIACION. (No obstante, NO se debe confundir con CIERRE). Una descripción ejemplo de Desviación o Sección Vertical: 2250’ a N80W.

9. Desviación: Igual a Sección Vertical, a excepción de cómo se ve desde el Plano Horizontal

10. Cierre: La distancia y dirección horizontal entre la Ubicación en Superficie y cualquier punto de registro dado sobre el Plano Horizontal. Si un pozo fue perforado perfectamente, el Cierre sería el mismo que la Desviación y la Sección Vertical. Sin embargo, dado que las probabilidades que esto no se logre son astronómicas, para propósitos prácticos, nunca deben ser considerados iguales. El cierre puede ser calculado en cualquier intervalo en el programa de perforación o a PT (Profundidad Total). Descripción ejemplo: 2275’ en dirección N77°20’15W.


11. Desviación del Curso: A efectos de claridad, considerar Desviación del Curso como lo mismo que el CIERRE., Distancia, pero solo para aquella distancia entre dos estaciones de registro consecutivas. El uso de este término genera algunas confusiones: “Desviación del Curso” como así el término “Desviación”. Tener en cuenta que “Desviación” se refiere a la Desviación Planeada o Propuesta (que es una distancia y dirección predeterminada) desde Ubicación en Superficie hasta Ubicación del Objetivo. CIERRE se refiere a la Desviación realmente perforada (que es la distancia y dirección del pozo desde Ubicación de Superficie tal como es realmente perforada). La Desviación del Curso es el segmento de DISTANCIA de cierre (pero no dirección) que existe entre dos estaciones de registro especificadas.

12. Dirección Promedio: El promedio entre dos lecturas de ángulo de dirección tomadas en dos puntos de registro de pozo consecutivos cualquiera.

13. Diferencia Direccional: La diferencia (absoluta, es decir, siempre un número positivo) entre la dirección Promedio y la dirección Propuesta en cualquier punto de registro dado.

14. Diferencia de Sección: Los resultados del cálculo final para la Sección Vertical para cualquier Longitud de Curso dada. Este cálculo (dado en “Fórmulas de Cálculo”) muestra la distancia verdadera en que el pozo se ha movido desde la vertical hacia el centro de la Ubicación del Objetivo y NO se debe confundir con CIERRE. Esto se agrega a cualquier Sección Vertical Total previa para mostrar la Sección Vertical acumulativa correcta.

15. Coordenadas Rectangulares (NORTE/SUR): Distancia Norte (+) o Sur (-) utilizando los cálculos AZIMUT desde Ubicación en Superficie (considerada como “cero”). Imagine que la Ubicación en Superficie está en el Ecuador y usted está mirando al NORTE. Si usted camina 10 pies hacia delante (Norte), considere que esto es MAS 10 pies. Si usted camina hacia atrás (Sur) de la línea del Ecuador , considere que esto es MENOS 10 pies. Siempre piense que la Ubicación en Superficie está asentada en “cero” sobre el Ecuador. Cualquier distancia al Norte de esta “línea del Ecuador” es un número MAS (+) y cualquier distancia al Sur de la línea es un número MENOS (-). Al utilizar cálculos de CUADRANTE, sin embargo, NO resultará en números más o menos. Siempre conocerá el hemisferio correcto porque la lectura será, por ejemplo, NORTE 40 Oeste, NORTE 40 Este, o SUR 40 Oeste, SUR 40 Este.

16. Coordenadas Rectangulares (ESTE/OESTE): Distancia Este (+) u Oeste (-) utilizando cálculos AZIMUT desde la Ubicación en superficie (considerada como “cero”). Imagine que la Superficie está asentada sobre la línea del Meridiano Cero (Norte-Sur) y del Ecuador (Este-Oeste) Ahora usted está mirando al ESTE. Si usted camina 10 pies hacia delante, esto es MAS 10 pies. Si usted camina 10 pies hacia atrás (Oeste) de la línea cero esto es MENOS 10 pies. Cualquier distancia al Este de la línea cero es un MAS (+) y cualquier distancia hacia el Oeste de la línea cero es un MENOS (-). Al utilizar las ecuaciones del CUADRANTE, sin embargo, NO resultará en números más o menos. Usted siempre conocerá el hemisferio correcto porque la lectura será, por ejemplo, Norte 40 ESTE, Norte 40 OESTE, o Sur 40 ESTE, Sur 40 OESTE.

17. Dirección Propuesta: La dirección “teórica” o planeada desde la Ubicación en Superficie hasta la Ubicación del Objetivo.

18. Direcciones Azimut: Todos los puntos o lecturas de brújula de cualquier locación fija dada comenzando con 0° en sentido horario hasta 360° NORTE = 0° o 360°, ESTE = 90°; SUR = 180°; OESTE = 270°.

19. Dirección Rumbo: División de los puntos 360° Azimut de la brújula en cuatro CUADRANTES de 90° cada uno. El NORTE es siempre 0° y el SUR es siempre 0°. El ESTE es siempre 90° y el OESTE es siempre 90°. POR LO TANTO: Derecho al NORTE puede ser N 0° E ó N 0° O; derecho al SUR puede ser S 0° E ó S 0° O; derecho al ESTE puede ser N 90° E ó S 90 E; derecho al OESTE puede ser N 90° O ó S 90° O. 45° Azimut = N 45° E; 135° Azimut = S 45°E; 225° Azimut = = S 45° O; 315° Azimut = N 45° O.


Azimut a Rumbo

NE Sin cambiosSE Restar de 180°SO Restar 180°NO Restar de 360°

20. Conversión de RUMBO a AZIMUT

(a) CUADRANTE NE: Sin Cambios N40°E = 40° AZ(b) CUADRANTE SE: 180° MENOS lectura de CUADRANTE S40°E = 180° - 40° = 140° AZ(c) CUADRANTE SO: 180° MAS lectura de CUADRANTE S40°O = 180° + 40° = 220° AZ(d) CUADRANTE NO: 360° MENOS lectura de CUADRANTE N40°O = 360° - 40° = 320° AZ

II. EJEMPLOS Y FORMULAS

Fórmulas de Cálculo:

Dados:

(1) Información Relacionada: Profundidad Medida = 4023’

Angulo de Desviación = 18,75°

Profundidad Vertical Verdadera = 3968,71’

Sección Vertical = 327,01’

Dirección = S77°O (257° AZ)

Sur = -73,97’

Oeste = -320,40’

(2) Objetivo: 2350’ @ S83°O (263° AZ)

(3) Estación de Registro: Profundidad Medida = 4115’

(punto #1) Angulo de Desviación = 19°

Dirección = S79°O (259° AZ)

Estos son los números utilizados para los cálculos de ejemplo, siguiendo los pasos mostrados en la planilla de cálculo de muestra.

Nota: Aún cuando la dirección puede a veces ser mostrada en la forma de “Horas, Minutos, Segundos” (S79°15’20”O), la dirección y el ángulo de desviación deben ser calculados en forma decimal. La mayoría de las calculadoras portátiles realizará esta función.

Ejemplo: S79°15’20”o = S79,26° O. (Con la calculadora Hewlet Packard 41: 79,1520, XEQ HR, = 79,2556 (S79,26°O).


1. Calcular la Dirección Promedio:

Nota: Este ejemplo para cálculos de RUMBO es aplicable SOLO si ambas direcciones se encuentran en el MISMO cuadrante. Si se encuentran en CUADRANTES diferentes, se aplican otras reglas que son muy complicadas para este breve ejemplo. Es más sencillo convertir a Azimut para realizar los cálculos

2. Calcular la Diferencia Direccional:

Diferencia Direccional = Dirección Propuesta – Dirección Promedio

Nota: La Diferencia Direccional debe siempre ser un número positivo (+). Si el resultado es negativo (-), cambiar el signo a positivo (+)

Ejemplo: S83°O – S78°O = 5°; ó 263° - 258° = 5°

3. Calcular la Longitud del Curso

Longitud del Curso = PM en la estación actual – PM en la estación previa

Ejemplo: 4115’ – 4023’ = 92’

4. Calcular el Angulo de Desviación Promedio

5. Calcular la Profundidad Vertical Verdadera para esta Estación:

Profundidad Vertical Verdadera = Cos Angulo Desviación Promedio × Longitud del Curso

Ejemplo: Cos 18,875° × 92’ = 87,05’

6. Agregar la PVV de esta Estación a la PVV Acumulativa:

Ejemplo: 87,05° + 3968,71’ = 4055,76

7. Calcular la Desviación del Curso:

Desviación del Curso = Seno Angulo de Desviación Promedio × Longitud del Curso

Ejemplo: Seno 18,875° × 92’ = 29,76’


8. Calcular la Diferencia de Sección:

Diferencia de Sección = Cos Diferencia Direccional × Desviación del Curso

Ejemplo: Cos 5° × 29,76’ = 29,65’

9. Agregar la Diferencia de Sección de Esta Estación a la Sección Vertical Acumulativa:

Ejemplo: 29,65’ + 327,01’ = 356,66’

10. Calcular las Coordenadas Rectangulares (Norte/Sur) para esta Estación:

Coordenadas (Norte/Sur) = Cos Dirección Promedio × Desviación del Curso

Ejemplo: Cos S78°O × 29,76’ = Sur 6,19’ ó Cos 258° × 29,76’ = -6,19’

11. Agregar las Coordenadas Rectangulares (Norte/Sur) de esta Estación a las Coordenadas (Norte/Sur) Acumulativas:

Ejemplo: -6,19’ + -73,97’ = -80,16’

12. Calcular las Coordenadas Rectangulares (Este/Oeste) para esta Estación:

Coordenadas (Este/Oeste) = Seno Dirección Promedio × Desviación del Curso

Ejemplo: Seno S78°O × 29,76’ = Oeste 29,11’ ó Seno 258’ × 29,76’ = -29,11’

13. Agregar las Coordenadas Rectangulares (Este/Oeste) de esta Estación a las Coordenadas (Este/Oeste) Acumulativas:

Ejemplo: -29,11’ + -320,40’ = -349,51’

14. Calcular el CIERRE:

El cierre puede ser establecido como:

CIERRE: 358,58’ en dirección S77°04’57’’O ó 358,58’ en dirección 257°04’57”


NOTA: Hay otras fórmulas para llegar a la distancia y dirección de Cierre. Sin embargo, para evitar la confusión en este ejemplo limitado, utilizaremos solo la mencionada.

15. Calcular la Severidad de la pata de perro:

Severidad de la Pata de Perro = Cos-1 [(Cos Angulo Desv. Previo × Cos Angulo Desv. Actual) + (Sin Angulo Desv. Previo × Sin Angulo Desv. Actual × Cos Cambio

Dirección en Grados)] ×

Ejemplo: = Cos-1 [(Cos 18,75 × Cos 19) + (Sin 18,75 × Sin 19 × Cos 2)] ×

= Cos-1 [(0,946930 × 0,945519) + (0,321439 × 0,325568 × 0,999391)] × 1,086957= Cos-1 (0,89534 + 0,104587) × 1,086957 = Cos-1 (0,999927) × 1,086957=0,693131 × 1,086957 = 0,7534 ó 0,75

Nota: Para evitar errores, los resultados de Sin y Cos deben ser sacados con 6 decimales. Las calculadoras portátiles realizan esta función automáticamente.


III. PLANILLA RESUMEN

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IV. PERFORACION DIRECCIONAL

A. Introducción

La perforación direccional puede incrementar la producción de hidrocarburo (y drenaje) de muchos reservorios, y en consecuencia es una opción económica viable en la actualidad. La técnica de perforación direccional logra uno o más de los siguientes beneficios. Más exposición de la zona y por lo tanto mejor producción Más contacto con la(s) fractura(s) Producción de zonas marginales delgadas Eliminación de conificación del gas o agua y de esta manera obtener una mejor producción a menor costo Mejor drenaje del reservorio

Perforación Lateral

En formaciones delgadas un pozo direccional puede extraer mucho más petróleo que uno vertical. En una formación fracturada verticalmente, un pozo vertical podría encontrar una fractura llena de petróleo, pero un pozo horizontal interceptará varias. Es menos probable que los pozos horizontales sufran conificación, es decir contaminación del petróleo con agua o gas.

PetróleoCono de Agua


Formación compacta

Fig. 14.2Fuente: Jean-Francois Giannesini, Marzo de 1989.12

Las aplicaciones típicas para pozos horizontales incluyen formaciones fracturadas verticalmente, reservorios y formaciones compactas que son estimuladas mediante trabajos de fracturas múltiples.

Problemas de conificación de agua Problemas de conificación de gas

Fig.- 14.3Fuente: Gary M. Briggs, Febrero de 1990.4

Otras aplicaciones: Crudo pesado, vetas de carbón, acceso a la formación, surgencia .

Fig. 14.4Fuente: B. J. Mahony, Octubre de 1988.18

Los pozos horizontales se pueden orientar idealmente a través de la cantidad máxima de fracturas naturales para mejorar producción. Los pozos verticales normalmente no pueden penetrar un número comparativo de fracturas en una zona productora dada.


B. Candidatos para Perforación Horizontal.17

Escoger buenos candidatosUno de los aspectos más importantes de perforación horizontal es selección del candidato. Los pozos horizontales son más costosos de perforar que los pozos verticales comparables debido en parte a la simple necesidad de perforar más pozo - tanto como dos a tres vez más pozo. Por ejemplo, un pozo puede tener una profundidad vertical total de sólo 2.000 pies, pero el fondo del pozo estaría a 4.000 pies de la porción vertical del pozo. Debido solamente a este costo adicional, se recomienda una cuidadosa selección de candidatos horizontales. Y también hay un costo de equipamiento relacionado con perforación horizontal, incluyendo cabeza giratoria, fluidos de perforación especializados, motores de fondo, columnas especiales de sondeo, e instrumental de medición mientras se perfora (MMP).

La perforación horizontal se adapta mejor a la perforación de producción, no exploratoria. Es usada de mejor forma cuando se ha compilado una gran cantidad de datos de subsuelo, reservorio y producción. Los parámetros de reservorio y la tectónica geológica deben ser comprendidos completamente. Idealmente, un operador que considera un pozo horizontal requerirá un modelo tridimensional del reservorio que indique áreas de permeabilidad, porosidad y planos de fracturas naturales. La idea es poder modelar y entonces perforar perpendicularmente al plano de esas fracturas naturales para mejorar la producción.

Pautas de selección. Actualmente, no hay ningún tipo de reglas rígidas para selección del candidato. Mucho depende de lo que cada operador individual trata de llevar a cabo. En general, se cree que la mayoría de los operadores emplearán la técnica principalmente para el mejoramiento de la producción - recuperar la mayor parte de hidrocarburos al menor costo. Los Parámetros que se deben considerar, por consiguiente, incluyen: profundidad, espesor de la zona productiva, mecanismo de empuje del reservorio, porosidad, permeabilidad absoluta, presión de formación, características de la roca reservorio, saturaciones originales, características del petróleo y gas (peso específico, puntos de escurrimiento, etc.) temperaturas del reservorio, restricciones verticales dentro del reservorio, ubicación de límites de la concesión, espaciamiento requerido, historia de la producción, hidrocarburos originalmente en el lugar, hidrocarburos remanentes, diámetros de cañería y pozo, técnicas de terminación y producción anticipada, economía y mercado.

Empleando estas condiciones interrelacionadas, geólogos de producción, ingenieros y gerencia puede comenzar a reconocer áreas potenciales cuya economía pueda ser mejorada o cuya vida de producción pueda ser extendida mediante aplicación de perforación horizontal.

Clasificación de candidatos. Otro paso para selección apropiada de buenos candidatos para perforación horizontal es clasificar adecuadamente el pozo acerca de aplicar radio corto, radio medio o radio largo de curvatura. El radio de curvatura tiene que ver con el grado de aumento del ángulo usado para perforar desde vertical hasta horizontal (Fig. 14.5).

De Radio corto. Estos pozos horizontales fueron los primeros donde se probó la utilización de herramientas especializadas, tales como conexiones universales, portamechas y estabilizadores articulados. Estos tipos de pozos están aún siendo perforados en la actualidad, pero con herramientas más sofisticadas. Las historias de producción de estos pozos indicaron resultados mejorados, y menor conificación de gas y agua. No obstante, los inconvenientes principales para pozos de radio cortos todavía existen, tales como incapacidad para controlar azimut en corta distancia e incapacidad para entubar la sección horizontal.

El método de radio corto tiene todavía una tremenda aplicación para usar en pozos viejos y en proyectos de recuperación de petróleo mejorada. Los reservorios poco profundos donde se ha establecido o se desea poco espaciamiento debido a mala permeabilidad o a la falta de presión de sobrecarga son candidatos excelentes para pozos horizontales de radio corto. El método del radio corto funciona bien en caso sea necesario aislar zonas problemáticas que se encuentran inmediatamente por encima de una formación productiva o para solucionar problemas de conificación. Arenas compactas con gas poco profundas, o depósitos de carbón que producen bajos volúmenes de gas pero tienen vidas productivas prolongadas también ajustan dentro de esta categoría.


Característica. Corto Medio Largo

Radio de curvatura 30’- 45’ 300’-500’ 1200’-3000’

Aumento de ángulo típico 191º-126º/100’ 18,8º-11,5º/100’ 4,8º-3,8º/100’

Pies perforados hasta la horizontal 47’-71’ 471’-785’ 1885’-4712’

Pies de pozo horizontal 75’-125’ 500’-2000’ 1000’-4000’

Conjuntos de fondo Cuña desviadora, herramientas Rotativo convencional Rotativo

Articuladas, uniones articuladas, Columna perforadora invertida Casi convencional, MMP y

Solicitación a compresión MMP, motor de fondo Motor de fondo

Operaciones de perforación Muy especializada Convencional Casi convencional

Registro Disparo simple/Disparo múltiple MMP MMP

Control Direccional Objetivo inicial solamente, Dirigible Dirigible

salida con cuña desviadora

Perfilaje Ninguno MMP MMP

Uso en pozos existentes Si Si No probable

Entubado horizontalmente No Si Si

Fig. 14.5: Fuente: J.B. Mahoney, Octubre de 1988.17

La clasificación adecuada de un candidato para pozo horizontal asegurará un programa de perforación y producción exitoso.Las técnicas y equipamiento de perforación variarán de acuerdo al radio corto, medio y largo de curvatura de los pozos.

En los pozos de radio medio de curvatura esta varía entre 286 y 700 pies, y tienen aumento de ángulo entre 20° y 8° cada 100 pies. Estos pozos son perforados con equipamiento rotativo más o menos convencional, excepto por el uso de motores de fondo, equipamiento MMP, sondeo solicitado a compresión, cabezas de inyección giratorias o sistema de rotación superior guiado.

Las ventajas de esta técnica incluyen mayor extensión de sección horizontal, control de azimut mejorado y terminaciones entubadas. Esto es particularmente adaptable a pozos que tienen cañería de producción 5½” o mayor.

Los candidatos de radio medio son numerosos, puesto que la técnica generalmente se aplica a formaciones que se encuentran a 1.000 pies o por debajo en amplia variedad de tipos de reservorios. Existen excelentes candidatos en campos que cubren grandes áreas, donde los pozos de desarrollo existen en patrones de espaciamiento grande (tales como las formaciones Austin Chalk, Spraberry y San Andrés en Texas y Nuevo Méjico) y en arenas con gas compactas (Cuenca de San Juan en Nuevo Méjico). También existen muchos candidatos que son inaccesibles con perforación vertical, tales como reservorios que se encuentran debajo de ríos, lagos o poblados.


Debido a la amplia lista de candidatos, la perforación de radio medio ofrece alto grado de flexibilidad en los tipos de equipamiento que pueden ser usados. Típicamente, un conjunto empaquetador-cuña desviadora es colocado en el punto de partida desde la vertical. El conjunto de fondo para incremento angular usado en este punto generalmente consiste de trépano; motor de fondo de baja velocidad y alto torque con estabilizador; substituto acodado de orientación; portamecha no magnético, y equipamiento MMP. Este conjunto no es rotado mientras se perfora, se usa para desviar y aumentar ángulmo hasta el terminal de 90° en el objetivo. Durante la perforación de esta fase de incremento de ángulo, el MMP debe ser monitoreado repetidamente para controlar continuamente las proyecciones del pozo. Luego que se alcanza la zona objetivo, la parte desviada debe ser repasada para eliminar secciones cerradas o escalones.

Se puede usar cañería en pozos de rango medio. Luego de terminar la porción de incremento de ángulo del pozo, se coloca cañería y, de ser deseado, se cementa.

Para perforar la porción horizontal del pozo, se usa conjunto de sostenimiento de ángulo que consiste de trépano, motor de fondo dirigible de alta velocidad, bajo torque equipado con estabilizador de fondo o cónico; portamecha no magnético y herramienta MMP. El sondeo es rotado lentamente por medio de cabeza giratoria o sistema de rotación superior guiado. La cabeza giratoria es usada en esta porción del pozo para asegurar que rotación y circulación pueden ser usadas en todo momento.

Las columnas perforadoras convencionales no son apropiadas para perforar ninguna de las porciones no verticales de un pozo horizontal. Las secciones de alto aumento de ángulo no aceptan fácilmente portamechas. Los mismos deben permanecer en la sección vertical del pozo, con sondeo usado encima y debajo de ellos. Si se requiere una maniobra, se agrega sondeo debajo de portamechas.

El diseño de columna perforadora variará de una porción del pozo a la siguiente. Mientras la porción vertical del pozo puede ser perforada con diseño convencional, todas las porciones de allí en adelante están sujetas a fuerzas, cargas y esfuerzos variables, que requieren tipos variables de sondeo solicitado a compresión. El cuidadoso diseño de columna perforadora en pozos horizontales es imperativo esta categoría rango medio.

Los pozos de radio largo, por otra parte, pueden ser perforados usando herramientas de perforación rotativa, columna perforadora y técnicas convencionales. Estos tipos de pozos son generalmente usados en conjunto con perforación de alcance extendido, tal como ocurre en plataformas costa-afuera o bases para alcanzar objetivo muy retirado de la locación en superficie. Extenderse por debajo de poblados, ríos, lagos o terrenos montañosos inaccesibles son otras aplicaciones comunes para pozos horizontales de radio largo.

Los pozos de radio largo son generalmente aquellos que requieren aumentos de ángulo 2° a 6° cada cien pies, y radios de curvatura 4.500 a 1.500 pies. Las ventajas de este tipo de pozo incluyen el hecho que pueden usarse herramientas rotativas y técnicas convencionales. Pueden usarse componentes de columna perforadora y cañerías de mayor diámetro no solo en secciones curvas del pozo, sino también en sección horizontal. Además, el pozo puede ser más adaptable al bombeo alternativo de varillas y/o a bajada de una cantidad mayor de herramientas y equipamiento convencionales.

Las desventajas de los pozos horizontales de radio largo incluyen costo y más tiempo requerido para completar los mismos. En las largas distancias alcanzadas a través de la perforación de radio largo, el torque y el arrastre pueden transformarse en un problema que requiere una alta concentración de reductores de fricción en el fluido de perforación. Mientras se perforan estos pozos largos, puede ser también necesario convivir con formaciones problemáticas durante períodos de tiempo prolongados. Los objetivos pequeños son también más difíciles de alcanzar con estos pozos, debido a una mayor variabilidad con el incremento de ángulo usado.

Al perforar pozos con curvatura de radio largo, la cañería puede ser colocada al final de la curva y se usan herramientas similares a las usadas en pozos de radio medio para perforar la porción horizontal del pozo.

Dadas estas consideraciones, la selección de candidatos apropiados para pozo horizontal se hace más fácil. La colocación de los candidatos elegidos dentro de una categoría adecuada (radio de curvatura corto, medio o largo) asegura entonces que se puede emprender la planificación, diseño y supervisión adecuada del pozo.


C. Planificación17

Siguiendo a selección y clasificación de candidatos, planificación, diseño y supervisión del pozo, deben ser comenzados teniendo el mayor cuidado posible. El diseño de nuevos pozos horizontales ofrece el mayor control y flexibilidad; sin embargo, hay varias aplicaciones de nuevas entradas en perforación horizontal que deben considerarse.

Los candidatos para nuevas entradas están usualmente limitados a pozos que tienen cañería de producción de diámetro 5½” o mayor. Pozos horizontales de radio corto y medio pueden ser desviados de cañería de este diámetro, no obstante, incremento del ángulo y longitud del pozo horizontal serán determinados por las condiciones del pozo original. En algún momento futuro, el diámetro de cañería de producción puede no limitar la perforación hori zontal, dado que actualmente se están desarrollando herramientas para permitir perforación horizontal en pozos más antiguos equipados con cañerías de diámetro menor a 5½ pulg.

La planificación de nuevos pozos con aplicaciones horizontales ofrece flexibilidad, no solo en diámetro y lon gitud del pozo horizontal, sino además en los tipos de herramientas y técnicas que pueden ser usadas para la terminación.

La planificación debe comenzar con las condiciones deseadas en la sección horizontal del pozo y proseguir retroce -diendo hacia arriba del pozo. Es decir, la geometría del pozo y la selección del equipamiento dependerán del diámetro deseado en sección horizontal. Pueden usarse diámetros de pozo tan grandes como 9-7/8 pulg. en secciones ho-rizontales, lo que es significativo dado que puede afrontar una exposición de formación un 500% más que el pozo de diámetro 6 1/4”, por ejemplo. Por lo tanto, el diámetro del pozo horizontal tiene implicaciones tanto económicas como técnicas. Los pozos horizontales de diámetro grande no solo mejoran la recuperación, sino que además permiten mayor flexibilidad de uso de herramientas de terminación y otros procedimientos de perforación.

Etapas de diseño/planificación. El diseño y planificación de pozos horizontales puede ser considerado en cuatro fases separadas, a saber, terminación, perforación de sección horizontal, perforación de sección de incremento del ángulo, y perforación de sección vertical. El diseño de cada fase depende del una de otra. (Fig. 14.6).

Fase no. 1 Fase no. 2 Fase no. 3 Fase no. 4 Pozo de Superficie

Cañería De Superficie

Pozo Intermedio

Tope del Tubería Cemento

Empaquetador de tubería Cañería Colgador de cañería perdida Intermedia Pozo Inicial Radio de Pozo Si se Desea Curvatura Horizontal Cañería Perdida de Producción

Zona de Interés

Perforar pozo Perforar pozo Perforar alcance Equipar y terminar el pozo vertical y/o ensayar desviado hasta 90 grados extendido hasta tal como se requiera

la formación e interceptar el distancia objetivo óptima

Fig. 14.6Fuente: B.J. Mahony, Octubre de 1988.18

El diseño y planificación de pozos horizontales debe suceder en cuatro etapas interrelacionadas. La Fase 4, terminación , debe ser planeada primero, aunque en realidad es ejecutada al final. Las tres eta-pas restantes deben ser planeadas en orden numérico descendiente. La perforación real comienza con la Fase 1 y prosigue hasta la Fase 4.

Las consideraciones principales en etapa de terminación deben incluir: diámetro del pozo, perfilaje, pozo abierto o entubado, cañería perdida ranurada o cañería cementada, centralización de cañería o cañería perdida, procedimientos de cementación, requerimientos de punzado y tratamiento.

Perforar el pozo horizontal para maximizar la extensión lateral demanda énfasis sobre diseño de columna perforadora, selección del fluido de perforación, hidráulica, limpieza del lodo, estabilización, selección del equipamiento dirigible y control direccional, control del pozo, selección del trépano y requerimientos de los motores de fondo.


Todos estos diseños están interrelacionados, y deben ser optimizados donde sea posible. Por ejemplo, la hidráulica puede ser influenciada y controlada por el diseño de columna perforadora, propiedades del fluido de perforación, requerimientos del motor de lodo y del MMP. El control del pozo debe ser absoluto, dado que surgencias encontradas en pozo horizontal extendido pueden ser más serias que aquellas encontradas mientras se perforan pozos verticales que tienen un intervalo productor expuesto en el pozo menor.

La porción de incremento del ángulo o desviada del pozo requiere énfasis particular sobre selección del punto de inicio y ángulo de incremento para permitir la intersección con el objetivo deseado. El diseño de columna perforadora, hidráulica, estabilización, motor de fondo, selección del trépano y requerimientos del MMP son inclusivos en la consideración del diseño. Donde se encuentran formaciones incompetentes o problemáticas, esta porción del pozo debe ser a veces entubada y cementada previo a iniciar la sección horizontal.

La sección vertical del pozo es perforada y entubada convencionalmente siendo diseñada para adaptarse a las herramientas, técnicas y procedimientos a seguir en las porciones de incremento de ángulo, sostenimiento de ángulo y terminación del programa planeado de pozo. La sección vertical debe ser perforada tan recta como sea posible para simplificar posibles problemas en el fondo del pozo.

Debe tenerse en consideración la selección del equipo de perforación, basado en el diseño final del pozo. El programa del pozo dictará si el equipo necesita bombas de lodo con capacidades específicas en lo concerniente a presión y caudales, por ejemplo. La presión de circulación excederá frecuentemente la necesaria para la perforación convencional. Las subestructuras deben alojar los conjuntos de válvulas de control de pozo diseñadas para columnas perforadoras no convencionales. El diseño y flexibilidad de piletas de lodo, junto con capacidades de mezcla del lodo, deben ser determinados. Los aparatos de limpieza de lodo tales como zarandas, desarenadores o centrífugas serán requeridos probablemente. El equipo debe alojar un sistema de rotación superior guiado o cabezas giratorias. Y un buen equipamiento de comunicaciones es esencial para que todos estos elementos trabajen armónicamente.

Debido a que se ha hallado que las terminaciones horizontales incrementan la producción de una amplia variedad de tipos y condiciones de reservorios, y dado que las técnicas de perforación horizontal han avanzado durante la última década, se espera que el uso de este método se incremente rápidamente en el futuro cercano.

Estas son pautas que deben ser seguidas cuando se eligen candidatos para perforación horizontal. Y una vez que el candidato para pozo horizontal ha sido elegido debe ser apropiadamente clasificado – ¿debe ser una terminación horizontal de radio corto, medio o largo? A continuación sigue la fase de planificación y diseño del pozo. La perforación horizontal necesita una combinación de disciplinas y tecnología que debe ser combinada en una unidad abarcativa para obtener resultados prácticos (Fig. 14.7). De esta manera, la cuidadosa planificación y diseño son imperativos. Todo programa de pozo horizontal se diferenciará en cierto punto.

Finalmente, la perforación horizontal es un procedimiento más delicado que la mayoría de las perforaciones verticales convencionales; por lo tanto, la alta calidad de la supervisión del equipo es otra consideración cuando se eligen o emprenden estos pozos. La mejor planificación y el mejor diseño no pueden compensar una mala ejecución.


Selección del Equipo Requerimientos de Sostenimiento de Angulo yAltura de la subestructura Terminación pozo horizontalConjunto de Control de Pozo Perfilaje Diámetro del pozoManifold de ahogo Pozo abierto Longitud del pozoCapacidad de estibado Centralizadores Diseño de columna perforadoraBombas Cañería perdida ranurada MMPLimitación de presión línea de alta Entubación y Cementación Motores de FondoDiseño y flexibilidad piletas de lodo Punzamiento Estabilidad del pozoCapacidad de mezcla del lodo Tratamiento HidráulicaEquipamiento de limpieza de Lodo DirigibilidadSondeo disponible Tipo de lodo – ReologíaSistema de rotación superior guiada Fricción – arrastreCabeza de inyección giratoria Control de PozoPersonal Selección del trépanoComunicaciones

ProgramaPlaneado Del Pozo

Pozo Vertical Incremento del Angulo y pozo desviadoPozo nuevo o viejo Profundidad del objetivoDiámetros de pozo Punto de inicioProfundidad Azimut de la orientaciónDiseño de cañería Incremento del ánguloCementación MMP – registros – motor deTipo de lodo – reología fondoHidráulica Diseño de columna perforadoraRegistros Selección de trépanoDiseño de columna perforadora HidráulicaEstabilización Tipo de lodo – ReologíaSelección de trépanos Fricción – arrastreFresado de ventana Pozo abiertoPerfilaje Entubación y cementaciónTapón de cemento en punto de inicio PerfilajeCuña desviadora y empaquetador

Fig. 14.7Fuente: B. J. Mahony, Octubre de 1988.18

La planificación y terminación de un pozo horizontal es un complejo proceso interrelacionado.El advenimiento de la computadora ha mejorado la precisión y la velocidad de este proceso.

D. Problemas Que Han Sido Identificados

Los problemas que se listan a continuación fueron identificados y se han realizado una gran cantidad de mejoras: Los fluidos de perforación (base petróleo y agua) pueden ser ajustados para dar buena estabilidad de pozo y

minimizar problemas de limpieza de pozo. [Un compromiso entre reología (limpieza de pozo) y estabilidad del pozo (turbulencia)]

Los procedimientos operativos, tales como practicas de conexión y de maniobra corta, han sido modificados para enfocar el problema de limpieza de pozo que causa alto torque, arrastre y aprisionamiento del sondeo.

La hidráulica ha sido optimizada con el lodo para dar un método balanceado de limpieza de pozo y evacuación de sólidos. Las velocidades anulares que están en turbulencia han sido más efectivas en la sección horizontal del pozo.

El diseño de columna perforadora para lograr el ángulo de 90° sin una frecuencia de fallas severa es común. Esto incluye los sistemas Dirigibles (rotables) de Radio Medio (DRM) con Motor de Desplazamiento Positivo (MDP). El sondeo ha demostrado resistir fuerzas de compresión. El equipamiento de medición mientras se perfora (MMP) puede ser usado con estos sistemas de perforación para facilitar mediciones de perfilaje, desviación y Azimut. La vida de este equipamiento ha sido extendida y esto ha bajado costo.

Los pozos horizontales son rutinariamente perfilados, entubados, punzados y tratados en forma selectiva

LodoGeneral: Los fluidos de perforación necesitan ser diseñados para ayudar en la limpieza del pozo mientras se perfora

y se circula, lo que es más difícil en pozos horizontales. El fluido debe además minimizar el asentamiento


en el lado bajo del pozo lo que lleva a problemas de fondo de pozo tales como anular restringido, arrastre, torque, cambios no planeados en la dirección, mala transferencia de peso al trépano y pegamiento diferencial.

8Investigación y experiencia de campo confirman las siguientes pautas generales de diseño del fluido para mejorar limpieza del pozo

Menor de 45 grados: Alto punto de fluencia (PF) y flujo laminar Píldoras de limpieza de alta viscosidad–alta densidad Material obturante fibroso agregado a píldoras de alta viscosidad

Mayor de 45 grados: Bajo PF y flujo turbulento Píldoras de limpieza de baja viscosidad en flujo turbulento

Nota: La estabilidad del pozo puede estar comprometida con una reología excesivamente baja o píldoras de limpieza de baja viscosidad muy frecuentes

Con un ploteo como el de la Fig. 14.8 puede determinarse qué velocidad se requiere según un conjunto dado de propiedades reológicas para lograr flujo turbulento. El diseño del conjunto de fondo se hace importante en este punto, dado que los requerimientos del flujo o las restricciones de alguno de los componentes, tal como la medición mientras se perfora (MMP) o los sistemas de motor de desplazamiento positivo (MDP) pueden evitar la turbulencia. La tabla 14.1 muestra algunas pautas de ejemplo.

Ejemplo: Los pozos de ángulo alto con rápido incremento de ángulo requieren un MDP de 6-3/4 pulg. con un nivel máximo de flujo de 350 gpm en pozo 8-1/2 pulg. Usando la Fig. 14.8, con viscosidad plástica muy baja este motor apenas permitiría el flujo turbulento.

Usando información del tipo que se encuentra en Tabla 14.1 y en Fig. 14.8 es posible llegar a caudales de flujo y propiedades del fluido de perforación realistas para el pozo horizontal.

La diferencia en el transporte de recortes en pozo horizontal versus pozo vertical se encuentra claramente ilustrada por Fig. 14.9 que muestra velocidades promedio de caída de recortes para un rango de propiedades reológicas de fluido. Tomaría menos de 15 segundos, aún con VP 70 y PF 20, para que los recortes caigan al fondo de un pozo horizontal de 8-1/2 pulg. (ignorando el efecto de flujo horizontal real).

4

VC @ VP30:PF20

3 VC @ VP20:PF11

2 VC @ VP15:PF6

1

0 0 100 200 300 400 500 600 700 800

Flujo de Fluido, gpm DI pozo = 8,5 pulg DE sondeo = 5 pulg

Fig. 14.8Fuente: William R. Clemens. Noviembre de 1989.8

La velocidad anular varía con el caudal de flujo para una configuración de pozo dado. La velocidad crítica - es decir, la velocidad donde puede ocurrir flujo turbulento - varía mucho dependiendo de viscosidad plástica y punto de fluencia del fluido de perforación.

20

Caudal de Flujo = 350 gpm15

10

5

0 20:5 37:7 45:11 55:15 65:18 70:20

valores VP:PF

DI pozo = 8,5 pulg. DE sondeo = 5 pulg Velocidad de fluido constante

Fig. 14.9Fuente: William R. Clemens. Noviembre de 1989.8

Las velocidades de caída de los recortes promedio se muestran para un rango de propiedades reológicas del fluido. La velocidad de caída del recorte es una preocupación en pozos horizontales debido a cuán rápidamente los recortes caen al fondo del pozo.

Vel

ocid

ad

Anu

lar,

pie

s/m

inut

o

pie

s /

min

uto

Consideraciones sobre diseño hidráulico – Limitaciones del flujo en pozos horizontales

Conjunto de fondo (flujo interno) Motores de fondo

Caudales mínimos (6,75 pulg) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 gpmCaudales máximos (6,75 pulg.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 650 gpmMayoría de los motores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 gpm

Velocidades anulares resultantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 a 338 pies/minuto

Conjunto de fondo (flujo externo) Relación Motor –pozo abierto Pozo abierto – estabilizadores, rectificadores, etc. Resultando altas velocidades anulares, problemas de erosión

en la sección horizontal

Sistema MMP generalmente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 a 650 gpm

Tabla 14.1 Fuente: William R. Clements, Noviembre de 1989.8

23El lodo de perforación plantea un problema particular debido a que los requerimientos del lodo tienden a trabajar uno en contra del otro. Los ensayos y la bibliografía indican que el pozo horizontal se limpia mejor con turbulencia erosiva, y que el flujo laminar se encuentra limitado en su capacidad para mover los recortes fuera del fondo del pozo. Por otra parte, turbulencia y altas velocidades anulares causan erosión del pozo en algunas formaciones. El problema es el adecuado balance entre limpieza y erosión del pozo (Tabla 14.2). El cálculo del número de Reynolds de transición entre flujo turbulento y laminar es importante para controlar limpieza del pozo. Una suposición de un número de Reynolds de 2.000 para el comienzo de turbulencia (y erosión) parece ser demasiado bajo.

El aumento de los recortes en el lado bajo del pozo durante la perforación causa arrastre significativo y tiene el potencial para aprisionar el sondeo. Un efecto afortunado del uso de trépanos de diamante es que los recortes son finos y de esta manera más fáciles de manejar. El uso de columna perforadora lisa es de ayuda para el control de problemas de decantación y acumulación de recortes.

La lubricidad del lodo y baja fricción del pozo son factores de control en la longitud final horizontal del pozo. Una pequeña cantidad de bentonita ayuda a reducir la fricción del pozo en la sección horizontal con un lodo bajo en sólidos. Muchos de los materiales que reducen fricción del pozo tienden además a reprimir turbulencia en el lodo o aumentar los mismos problemas de acumulación de recortes.

Ejemplo de requerimientos de caudal del motor Versus diámetro del pozo y velocidades anulares

Diámetro motor, pulg.

Caudal máximo,

gpm

Diámetro del pozo,

pulg

Diámetro columna

perforadora, pulg.

Velocidad anular,

pie/minuto

Posible inicio de

turbulencia, pie/minuto

2 7/ 82 7/ 83 3/ 83 3/ 44 1/ 2

70 70150200400

4 4 1/ 24 1/ 26 1/ 46 1/ 4

2 3/ 82 7/ 82 7/ 83 1/ 23 1/ 2

165140300180360

1101101109090

Tabla 14.2 Fuente: William Rehm, Febrero de 1987.23

Fuente: Mac Seheult, Enero de 1990.24

El mecanismo propuesto relaciona limpieza de pozo horizontal con problemas direccionales

E. Lodo

Lodo tipo BiopolímeroUn sistema especial de fluido tipo Polímero natural, de alta suspensión (Kelco) ha sido usado para mejorar limpieza de pozo, rendimiento de motores de fondo, lubricación y minimizar el daño a la formación.

El sistema de fluido es preparado reduciendo primero el volumen y aislando una pileta limpia. El exceso de calcio es tratado con carbonato de sodio. Entonces se agregan 1,5 lb/bbl de biopolímero Xanvis a través del embudo, o a través de un mezclador de alto corte, de haber disponible. Típicamente, 25 sacos (de 25 lb cada uno) mezclados a 20 min/saco en 400 bbls de agua producirán valores reológicos convencionales:

Fig. 14.10El lodo transporta recortes desde el trépano. El pozo está limpioLa mayor parte del flujo pasa por encima del sondeo

Fig. 14.11La circulación se detiene para una conexión o lectura de herramienta. Los recortes se asientan si el lodo carece de suspensión a bajo corte.

Fig. 14.12Cuando los recortes se asientan desde el área grande en el tope, se acumulan en aberturas estrechas sobre cada lado del sondeo. Incluso flujo turbulento por encima del sondeo se transforma en laminar cerca del lado bajo por diámetro equivalente restringido

Fig. 14.13El flujo a lo largo del lado bajo, aunque solo una fracción del caudal total de bomba, barre recortes y desprendimientos hacia delante hasta que se incorporan sobre acumulaciones, como las ondulaciones en una playa. Las acumulaciones entonces derivan el flujo, resistiendo remoción

Fig. 14.14Cuando la cupla del sondeo o estabilizador trabaja a través de una acumulación, brinda un nuevo punto de apoyo y cambia la fuerza lateral sobre trépano. Esto puede levantar el trépano (si está cerca) o dejarlo caer (si está a una distancia suficiente como para formar un péndulo, cambiando el ángulo de desviación. El torque reactivo puede cambiar ambas tendencias, caminar y cambiar ángulo.La nueva fuerza lateral sobre trépano inicia el pozo en una nueva dirección. En el pozo, los cambios se producen en tres dimensiones

Fig. 14.15Cuando el sondeo se mueve más allá de la acumulación, la dirección del pozo cambia nuevamente. El diámetro de pasaje a través de esta sección puede ser menor que el diámetro del trépano, creando problemas de arrastre.Un cambio de diámetro persiste entonces en el escalón. El peso pretendido para el trépano se transfiere al escalón. La perforación disminuye o se detiene. La respuesta indica atascamiento del motor. La maniobra corta y repasada hasta el fondo elimina las acumulaciones y escalones, pero el problema volverá a suceder si los sólidos se acumulan nuevamente

VistaBajo Flujo

Sobre Lodo Bajo

PlantaOndulaciones Ocultas

Debajo del Sondeo

Viscosidad plástica, cp 12Punto de fluencia, lb/100 pies2 12 – 16 Resistencia de gel, lb/100 pies2 6 / 8

Los ensayos de viscosidad en campo pueden conducir a equivocaciones porque las lecturas se aplican solo a las velocidades de corte en los instrumentos de ensayo. La viscosidad efectiva en el sondeo será menor que la mitad de la medida por el equipamiento de campo, pero la viscosidad de limpieza de pozo puede ser tres a cinco veces mayor.

Cuando se perfora con fluidos tipo biopolímero, la penetración puede incrementarse si la perforación anterior había sido limitada por la potencia entregada. La penetración en varios pozos recientes se duplicó luego de la primera conexión. Se asume que una mejor hidráulica limpia el lado bajo completamente solo luego de que el sondeo realiza un ciclo a través de la conexión. Una vez que los recortes acumulados se mueven hacia arriba en el pozo, el lodo de baja fricción-bajos sólidos lubrica el lado bajo, eliminando el componente principal de torque y arrastre.

Los efectos del nuevo sistema pueden observarse en el control de penetración y de dirección. Una mejor transferencia del peso sobre trépano acelera la perforación. La carga instantánea sobre la herramienta, tal como se ve en la penetración, hace que el control direccional sea más sensible. El sondeo se desliza sin atascarse. Más peso transferido al trépano y mayor caída de presión en el motor se combinan para brindar mucha mayor penetración.

Lodo Base Petróleo

Un lodo base petróleo de baja toxicidad (LBPBT) puede ser usado (y diseñado) para mejorar la estabilidad global del pozo y minimizar torque y arrastre por fricción (hacia arriba y hacia abajo). Minimizando hidratación osmótica de lutita el calibre del pozo será bueno. Esto mejora definitivamente el perfilaje y cementación de cañería perdida. El LBPBT puede ser diseñado para brindar un lodo de baja actividad con baja pérdida de fluido que no dañe la permeabilidad de la formación productiva. Las propiedades reológicas pueden ser diseñadas para brindar un compromiso entre buena suspensión de sólidos en el fondo del pozo (y recortes) y baja viscosidad para buena eliminación de sólidos en superficie y turbulencia en la sección horizontal del pozo. Una Proporción de Petróleo-Agua (PPA) de 80 = 20 ha sido popular por su tolerancia al aumento de sólidos y/o al influjo de agua. La emulsión puede ser mantenida y monitoreada con un electro higrómetro y mediante la observación del filtrado de alta temperatura/alta presión (ATAP). Los sólidos pueden ser controlados usando tres o más zarandas de tela fina (malla >100) y dos centrífugas. La siguiente tabla brinda las propiedades típicas de de este LBPBT de baja densidad.

Propiedades del LBPBT

Densidad del lodo, lb/galViscosidad plástica, cp a 120° FPF, lb/100 pies2

Lecturas del gel (real), lb/100 pies2 10 segundos 10 minutosEstabilidad de emulsión, V a 120° F Salinidad de fase acuosa (Cl–),G/LMAExceso de cal, lpbSólidos de retorta (no corregidos), % volFiltrado ATAP mL/30 min a 250° F mL/30 min a 300° FPPA

9,5 a 10,116 a 3911 a 24

3 a 95 a 22

780 a 1.200223 a 340

0,25 a 0,720,8 a 3,5111 a 19,5

2,6 a ,45 a 11

71:29 a 82:18

Tabla 14.3: Fuente: D.R. Schroeter, Septiembre de 1989.25

F. Hidráulica

Planificar e implementar un enfoque balanceado entre Hidráulica y Lodo. El programa (hidráulica y lodo) está balanceado cuando: La Penetración (ROP) está optimizada (maximizada) para las condiciones

Los HHP por pulgada cuadrada de pozo son por lo menos la raíz cuadrada de la ROP (en pies/hora)y no son más de 6,5

El Caudal (Q) está manteniendo trépano y pozo limpio (tal como se monitorea mediante torque, arrastre y ROP). La sección horizontal utilizable responde al flujo turbulento; sin embargo lo importante son las tendencias del pozo. Las prácticas operativas tales como: rotación del sondeo (óptima alrededor de 20 RPM cuando se opera con motor de fondo); píldoras de limpieza con rotación del sondeo: maniobras cortas para remover recortes seguidas por píldoras de limpieza de alto punto de fluencia; control de la perforación. El uso correcto del sistema de rotación superior guiado en repasadas y maniobras – son prácticas que ayudan al caudal (y al lodo)a mantener el pozo limpio.

El efecto de la DEC es considerado en la sección horizontal del pozo.

8El valor del gradiente de integridad (GI)representa el límite superior absoluto de presión hidrodinámica ejercida por el fluido de perforación en un punto dado. Este valor es muy importante en un pozo horizontal porque el GI no cambia con la longitud de la sección horizontal. En una situación dinámica, sin embargo, la presión ejercida por el fluido de perforación cambiará en relación con las pérdidas de presión experimentadas en la sección anular del pozo. La pérdida de presión en anular se incrementara de acuerdo al aumento en longitud del anular. En un pozo horizontal, las pérdidas de presión se trasladan a una densidad efectiva del lodo en aumento cuando la longitud de la sección se incrementa, pero el GI no aumenta dado que la profundidad vertical verdadera (PVV) no aumenta.

Los valores de densidad equivalente de circulación (DEC) cambian con los cambios en pérdidas de presión, y son función de propiedades del fluido de perforación, diseño de columna perforadora en relación con el diámetro del pozo, velocidades del fluido, y diámetros hidráulicos resultantes.

La Fig. 14.16 ilustra la relación entre presión poral, presión estática del fluido, presión dinámica del fluido (DEC), y gradiente de integridad. En este ejemplo, si la sección horizontal fuera suficientemente larga la DEC se aproximaría al gradiente de integridad. Las limitaciones del diseño son GI (superior) y el gradiente de Presión de Formación (inferior).

6 Densidad Equivalente de Circulación 5 Gradiente de integridad 4 Presión poral 3 Densidad del lodo 2 Sección 1 Horizontal

0 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

Profundidad medida, pies

DI pozo = 8,5 pulg DE sondeo = 5 pulg Caudal = 350 gpm

Fig. 14.16Fuente: William R. Clements. Noviembre de 1989.8

Las limitaciones de presión deben ser consideradas cuando se desarrolla un programa hidráulico. Las limitaciones de diseño superior e inferior son el gradiente de integridad y la presión poral de formación respectivamente. Si la sección horizontal fuera suficientemente larga, la densidad equivalente de circulación se aproximará al gradiente de integridad del pozo.

Pre

sió

n 1

000

psi

Las limitaciones de la herramienta se encuentran consideradas (Ver Sección E Lodo anterior). Las siguientes ecuaciones y Cartas de Caída de Presión son para herramientas MMP de 7, 8, y 9 pulg.

Donde:P = Caída de presión con lodo 10 ppgDL = Densidad del lodo, ppgGPM = Caudal, GPM

Ver Figs. 14.17 y 14.18

Caída de Presión a Través de Herramienta de 7” y 8” con Lodo 10 ppg

350

300

250

200

150

100

50 300 400 500 600

Caudal (gpm)

Fig. 14.17

Caí

da d

e P

resi

ón (

psi)

Caída de Presión a Través de Herramienta de 9” con Lodo 10 ppg

250

200

150

100

50

0 400 500 600 700 800 900 1000 1100

Caudal (gpm)

Fig. 14.18

G. Supervisión de la Selección del Equipo

La Selección del Equipo para pozos Horizontales (o altamente desviados) tiene muchos criterios similares a cualquier pozo que va a ser perforado. El equipo y el programa de perforación deben estar acordes. Los criterios principales para selección del equipo son:

Calidad de Supervisión y del Personal del Equipo Requerimientos de potencia hidráulica Requerimientos de columna perforadora (preferiblemente enfatizando sobre necesidades hidráulicas junto con

resistencia a la torsión/tensión) Sistema de Rotación Superior Guiada (SRSG) Requerimientos para adecuado manejo del lodo Requerimientos de velocidad de mesa rotaria y potencia de izaje Pluma y requerimientos de carga (cañería y columna perforadora) Requerimientos del equipamiento de control de pozos Efectividad del Sistema de MMP (podría estar fuera de la selección del equipo) Disponibilidad/Movilidad/Régimen Contractual, etc.

La Gente y las Comunicaciones: Clave para la Eficiencia del Programa DireccionalLa buena comunicación y la cooperación entre todas las partes involucradas en un programa direccional es probablemente el factor más importante para realizar un trabajo eficiente. Enfocar el trabajo como un esfuerzo de equipo con cada miembro que contribuya con lo mejor de sí mismo. Esto se aplica igualmente a la persona a cargo de la dirección, al contratista, al operador y a los diversos representantes de las compañías de servicio quienes pueden estar suministrando equipamiento, personal o herramientas.

El rol de la persona de control direccional en el esfuerzo de equipo debe cumplir con:

1. Ser siempre puntual, ya sea cuando se dirige al trabajo o cuando su presencia es requerida en locación. ¡No se debe perder tiempo!

2. Ser completamente honesto en todo momento. Cuando las cosas no salen demasiado bien, debe admitirlo. No debe tratar de decirle al personal lo que ellos desean escuchar y luego tener que reconocer el propio error cuando las cosas se ponen difíciles.

3. Ser cooperativo con todos los involucrados, operador, contratista y personal de servicio.

Caí

da d

e P

resi

ón (

psi)

4. Estar dispuesto a trabajar esas largas e inverosímiles horas que toma realizar un trabajo eficaz

5. Planificar por anticipado cualquier cambio que pueda ser necesario en el conjunto de fondo. No esperar estar fuera del pozo antes de notificar a cualquier persona que es necesario un cambio en el conjunto de fondo. El tiempo es oro, por lo tanto no debe ser malgastado. Minimizar los cambios planificando por anticipado y meditando acerca de los conjuntos de fondo.

6. Otra cualidad de la persona de control direccional es su atención a detalles mínimos respecto a herramientas e instrumentos con los cuales están trabajando. Controlar y volver a controlar uniones de barras de sondeo, uniones de portamechas, y especialmente es obligatorio observar un control estrecho sobre los instrumentos que están siendo usados. Siendo organizado y meticuloso acerca de los instrumentos se pueden evitar muchos registros erróneos y subsecuentes repeticiones. Tal vez se puede pensar que protege demasiado los instrumentos, pero debe recordarse que estas herramientas son su capital y cuanto más se las cuide mejores serán los resultados. Hasta ahora no existe instrumento que haya sido hecho a “prueba de personal del pozo”.

7. Coordinar todas y cada una de las órdenes que se puedan recibir directamente de la oficina del operador con el supervisor en locación. Trabajar juntos, para mantener el trabajo en forma pareja y sin roces.

8. Mantener el trabajo de coordenadas y gráficos actualizado en todo momento, a la persona que llama por radio o por teléfono no le agrada tener que esperar mientras usted actualiza sus datos.

El Contratista y su representante pueden sentirse un poco dejados de lado en un programa direccional, pero este rol es tan importante para el esfuerzo de equipo como lo es el de cualquier otro miembro. Después de todo, son su personal y maquinaria quieres están realizando el trabajo.

El rol del Contratista debe cumplir con:

1. Proveer un equipo seguro junto con su equipamiento asociado, trabajando dentro de sus capacidades estimadas, para realizar el trabajo requerido. Estar completamente familiarizado con el Sistema de Rotación Superior Guiada (de ser requerido) y las prácticas de maniobra utilizando SRSG

2. Proveer un sistema de lodo con equipamiento de control de sólidos de manera que se consiga una hidráulica óptima.

3. Proveer jefe de equipo cooperativo junto con las dotaciones. Si el operador y/o la persona a cargo del control direccional no pueden hacer que sus órdenes se cumplan, el trabajo está condenado a fracasar, debido a que son el personal y la maquinaria del contratista quienes están realizando en la práctica la perforación y operación.

4. Proveer jefe de equipo dispuesto a ayudar a supervisar el ajuste de conjuntos de fondo y cualquier otra herramienta especial.

Las personas que pagan todas las cuentas son llamados operadores y como tales tienen el derecho a exigir que cada miembro del equipo que perfora el pozo o los pozos de lo mejor de sí. El supervisor del operador es un miembro del equipo y habitualmente cumple el rol más importante para la eficiencia global de cualquier programa.

El rol del Supervisor del Operador debe cumplir con:

1. Actuar como enlace entre oficina y locación. En todo programa, los departamentos de ingeniería o geología están involucrados tanto como el departamento de perforación. La cuidadosa coordinación u órdenes provenientes de los diversos departamentos debe ser dirigida hacia y a través del supervisor en la locación. El debe comprender el diseño de columna perforadora, hidráulica, control de pozos, lodo(s), operaciones de equipo y las tendencias del pozo que evitan problemas (y operaciones apaga incendios).

2. Tener una persona responsable, para toma de decisiones, de cada departamento interesado, disponible a toda hora.

3. Estar dispuesto a actuar como árbitro entre los departamentos de la compañía, el contratista, la persona a cargo del control direccional, y todos los demás servicios externos que se estén brindando. Un letrero apropiado en su

escritorio debe ser “AQUÍ SE TOMAN LAS DECISIONES”. Sus decisiones coordinadas deben ser manejadas de forma cooperativa en lugar de autocrática. Es importante la experiencia en perforación direccional y en particular en perforación horizontal.

4. Debe estar predispuesto a aceptar responsabilidades cuando las cosas salen mal tanto como a aceptar el crédito cuando las cosas salen bien. No tratar de encontrar un chivo expiatorio para cada desgracia.

Cuando todas las partes involucradas en cualquier programa enfoca el proyecto en forma cooperativa en lugar de adversa, la operación en su totalidad será más eficiente y tendrá un costo menor.

H. Sistema de Rotación Superior Guiado. (SRSG)

El uso de un Sistema de Rotación Superior Guiado es esencial para la exitosa implementación de un programa de perforación horizontal en: pozos profundos; pozos de mayor diámetro; pozos de fila exterior (plataformas costa afuera); secciones de pozo de arcilla plástica o bentonítica cuando son perforadas con lodos base agua; donde se requiere alto torque y tensión simultáneos sea aplicado a la columna perforadora.

Beneficios Tangibles e Intangibles del SRSG25

Los primeros beneficios tangibles obtenidos del uso de los SRSG son (1) disminución del tiempo de conexión, (2) eliminación de la necesidad de desarmar sondeo porque el equipo puede ser movido con el sondeo parado en la pluma, y (3) eliminación de la necesidad de estibar sondeo para perforar pozo guía y para entubar. Los beneficios intangibles son (1) seguridad mejorada para la dotación del equipo dado que se realizan solo un tercio de las conexiones y se requieren solo un par de llaves para ajustar, (2) reducción en la frecuencia de aprisionamiento del sondeo debido a que la cantidad de conexiones fue disminuida y por la capacidad de conectar el substituto del SRSG en cualquier punto durante las operaciones de sacada del sondeo, circular y repasar, (3) capacidad de control de pozos perfeccionada debido a que la válvula de seguridad del sondeo integrada puede ser instalada y cerrada en cualquier punto durante las maniobras y porque permite circulación para evitar succión cuando se saca en pozos estrechos, y (4) la capacidad para repasar minimiza los problemas resultantes del aumento del revoque opuesto a formaciones permeables, aumento de recortes en secciones de pozo erosionadas, mala limpieza del pozo, y ojos de llave.

Pautas de Maniobra25

Dado que el equipamiento del SRSG brinda capacidad de aplicar alta carga combinada (torque y tensión simultáneos) al sondeo, se establecieron las siguientes pautas de maniobra para SRSG con el fin de minimizar el riesgo de fallas del sondeo resultantes de esfuerzos combinados.6, 24, 28 Ver la Fig. 14.19. La capacidad para rotar cuando se maniobra anula los efectos axiales de fricción que reduce significativamente los requerimientos de izado del equipo de perforación, y permite que se use menor grado de acero en el sondeo para la operación.

FLUENCIA MINIMA DE TORSION (MILES DE PIES-LBS)

Fig. 14.19Fuente: D. R. Schroeter, Septiembre de 1989.26

Límites de Carga Combinada Aceptables para sondeo de 5 pulg. 19,5 lb/pie con unión NC-50

Las maniobras de calibre hasta el zapato de la cañería son consideradas un factor importante en la abrupta reducción de la frecuencia de aprisionamiento del sondeo en pozos direccionales con alta desviación. Las maniobras cortas de calibre son inadecuadas y pueden de hecho agravar las condiciones de formación de ojos de llave si estos existen por encima de la profundidad calibrada con el conjunto de fondo.

Las pautas para realizar maniobra de calibre son cuando:(1) Se observa un incremento significativo en torque y/o arrastre durante la perforación o mientras se realizan las

conexiones,(2) Se perfora una zona significativamente permeable,(3) Han tenido lugar una cantidad significativa de horas de rotación (15 horas) desde una maniobra corta (hasta el zapato

de la cañería),(4) En cualquier momento en que lo dicten las condiciones del pozo.

Cuando se Saca del Pozo

CA

RG

A E

N E

L G

AN

CH

O (

miles d

e lib

ras)

Cuando se saca en pozo abierto debajo de cañería en pozos direccionales, se debe prestar atención al cambio de peso al levantar y asentar donde existen diámetros de pozos irregulares porque las chances de sacar a través de una sección estrecha mediante fuerza bruta y presión de bomba son, en el mejor de los casos, desfavorables. El objetivo es, al asentar, mantener la fuerza de arrastre a través del conjunto de fondo, sin exceder el componente de peso del conjunto de fondo que se encuentra disponible para librar el conjunto de fondo hacia abajo. Se recomiendan las siguientes pautas para sacar del pozo con un equipo provisto con SRSG.

1. Reciprocar y rotar columna de perforación durante la circulación para mejorar limpieza del pozo cuando el mismo está siendo acondicionado antes de sacar del pozo.

2. Después que el pozo es acondicionado y circulado, registrar lecturas de peso al sacar, asentar y rotar con las bombas paradas. Estos valores deben ser usados para establecer los límites de arrastre y monitorear cambios en el mismo durante operaciones de maniobra.

3. El Sistema de Rotación Superior Guiado debe ser usado para repasar los primeros 5 a 10 tiros fuera del fondo, dependiendo de condiciones del pozo y experiencia en maniobras anteriores. Repasar hasta carrera máxima con el Sistema (no exceder el límite de sacada especificado) Asentar peso con bombas paradas para colocar las cuñas. Si el peso de asentamiento cae por debajo del límite, conectar bombas y el Sistema en la carrera descendente y repetir la rectificación para la embolada completa del Sistema de rotación superior guiado hasta que el peso de asentamiento sea aceptable. Siempre colocar las cuñas con una carrera descendente lo suficientemente larga como para asegurar que el conjunto de fondo se está moviendo en realidad hacia abajo en el pozo cuando las cuñas se colocan (nunca colocar cuñas con el sondeo sobretraccionando sobre el conjunto de fondo).

4. Cuando los pesos de sacada y asentamiento se han estabilizado dentro de límites aceptables, continuar sacando del pozo sin repasar. Cada vez que los pesos de sacada y/o asentamiento se aproximen a los límites, asentar peso y conectar el Sistema de Rotación Superior Guiado, establecer circulación en la carrera descendente, y repasar el pozo. Tener presente la profundidad del estabilizador superior con respecto al fondo en cada intervalo de arena y tener precaución cuando se saca el estabilizador dentro de secciones de pozo en calibre. Si el arrastre aumenta cuando el estabilizador entra una sección en calibre asentar peso y conectar el Sistema de rotación superior guiado, establecer circulación en carrera descendente, y repasar el pozo.

5. Si la columna perforadora se aprisionara, proceder de la siguiente manera, teniendo cuidado de no sobre tensionar el sondeo cuando se está maniobrando y dando torque asentando con el sistema de rotación superior guiado (ver Fig. 14.17).Si la columna perforadora se aprisiona debido al alto arrastre y/o tracción dentro de un punto de tracciones, intentar mover el conjunto de fondo pozo abajo asentando peso, reciprocando y aplicando torque sin bombear, y golpear hacia abajo sobre el conjunto de fondo de ser posible. (No mantener torque sobre la columna perforadora cuando se golpea hacia abajo debido a que esto puede pandear y ejercer un esfuerzo excesivo sobre el sondeo en las secciones de pozo erosionado. No levantar más peso del requerido para reactivar las tijeras.) Si el conjunto de fondo no puede ser liberado luego de golpear hacia abajo 10 a 15 veces, tratar de circular mientras se golpea hacia abajo sobre el conjunto de fondo. Si es posible la circulación, inyectar hasta 100 bbl de píldora removedora a través del conjunto de fondo si las condiciones del control del pozo lo permiten. Continuar maniobrando y golpeando hacia abajo sobre el vástago de perforación. Si la columna perforadora se aprisiona debido al pegamiento por presión diferencial a través de arena o arenas que no tienen arrastre excesivo previo de y que pueden circular libremente, proseguir de acuerdo al procedimiento mencionado, a excepción de golpear hacia arriba y abajo hasta el límite máximo aceptable del sondeo mientras se circula sin mantener torque en la carrera descendente; inyectar hasta 100 bbl de píldora removedora a través del conjunto de fondo tan pronto como sea posible si las condiciones de control del pozo lo permiten, y continuar maniobrando y golpeando la columna perforadora con la píldora removedora en el lugar.

I. Consideraciones sobre Columna Perforadora y Conjunto de Fondo12

La mayoría de los objetivos de pozos horizontales son llevados a cabo en tres fases. Estas son: fase de perforación vertical; fase de perforación desviada y aproximación; fase horizontal. Una vez que el radio de curvatura (el grado de aumento de ángulo usada para perforar de vertical a horizontal) es seleccionado el programa de pozo es clasificado como candidato de radio corto, radio medio o radio largo. Las herramientas y sensores específicos son entonces seleccionados para implementar cada fase del plan de pozo.

Fig. 14.20Fuente: Jean –Francois Giannesini, Marzo de 1989,12

En un perfil de pozo horizontal típico, la fase de aproximación es la más delicada dado que la ubicación exacta del objetivo nunca es conocida en forma precisa.

LONGITUDES DE POZOS HORIZONTALES

TipoDiámetro,

Pulg.Radio,

PiesLogrado,

PiesEsperado,

Pies

CORTO

MEDIO

LARGO

4¾6

4½6

8½ 9

8½ 12¼

30 35 300 300

400 – 800 300

1000 – 25002300

425 889 1300 2200 3350

-- 4000 1000

250 – 350350 –450

500 – 10001000 – 20001000 – 3000

--1000 – 3000

--

Tabla 14.4

13La tecnología de radio corto alcanza la horizontal con mayor rapidez y es en consecuencia más atractiva en concesiones de menos de 80 acres. Los pozos de radio corto son también apropiados en formaciones que tienen por encima litologías causante de problemas o en pozos perforados para aliviar problemas de conificación de gas; con esta técnica puede entubarse una zona problemática antes que comience la perforación del pozo lateral. Dado que los pozos de radio corto requieren una PVV limitada para alcanzar la horizontal, el equipamiento de bombeo puede estar ubicado en el pozo vertical cerca del equipamiento de producción sin flexión excesiva o desgaste de varillas de bombeo. Esto se aplica particularmente en reservorios de baja presión. Además, debido al rápido incremento de ángulo y a su curva corta, la tecnología de radio corto puede alcanzar un objetivo de PVV en forma más precisa que otro método de perforación horizontal. Además, dado que el torque rotativo es provisto vía cabeza de inyección giratoria, los pozos de reentrada de radio corto son frecuentemente perforados usando un equipo de reparación.

Experiencia con radio cortoSe estima que, desde 1979, aproximadamente se han perforado 500 pozos de radio corto (incluyendo laterales múltiples del mismo pozo vertical) en todo el mundo.

Desarrollado por Texas Eastern Drilling Systems, Inc. Basado en los primeros conceptos ideados en las décadas 1930 y 1940, el equipamiento rotativo de radio corto fue usado a principios de 1980 para una variedad de aplicaciones, incluyendo perforación de formaciones fracturadas naturalmente, resolver problemas de conificación, alcanzar cúspides de arrecifes y otras formaciones irregulares. El sistema de radio corto demostró que los agujeros de drenaje horizontales podían mejorar la producción, y establecieron la necesidad de sistemas de perforación de radio medio.

Los siguientes ejemplos ilustran la experiencia con la perforación horizontal de radio corto. En un proyecto Michigan Independent Trendwell Oil utilizó una terminación lateral de radio corto para convertir

un pozo destinado al abandono en un éxito comercial. El pozo vertical había penetrado el flanco de la cúspide de un arrecife, cortando dolomita compacta que taponada con sal. Los métodos de terminación convencionales fueron revisados y rechazados. Un lateral de 263 pies, perforado desde el pozo vertical no comercial hacia el arrecife produjo 629 barriles de petróleo por día con orificio 13/64 pulg. Después de más de un año, el pozo era todavía uno de los más productivos en el área (ver Fig. 14.21).

Un reservorio compacto abandonado en Utah fue comercializado usando el sistema. Las terminaciones convencionales no habían sido efectivas para estimular la producción de pozos verticales. La permeabilidad de la formación de limolita era menor de 0,1 md, sin embargo, un pozo horizontal de 220 pies, perforado a través de fracturas naturales múltiples, resultó con producción inicial de 300 barriles de petróleo por día.

Aunque los sistemas de radio corto han sido aplicados exitosamente, la tecnología vigente tiene limitaciones. Los sistemas actuales perforan diámetros de pozo relativamente pequeños, 4 ¾ a 6 ½ pulg. Debido a que la potencia rotativa es transmitida al trépano a través de la columna perforadora articulada, la longitud promedio del pozo lateral ha estado entre 200 y 400 pies. Esto puede no ser suficiente para algunas aplicaciones. Las velocidades de perforación para los sistemas de radio corto se encuentran en el rango de 10 a 15 pies/hr y el sistema actual puede no ser económico para su uso en formaciones más duras. Y debido al pequeño diámetro de herramienta y al radio estrecho perforado, la tecnología MMP no puede ser usada con el sistema actual. Con el sistema rotativo, el azimut del pozo es fijado mediante la orientación del conjunto cuña desviadora-empaquetador en el punto de inicio y no puede ser cambiado en la sección horizontal. Esto limita el control direccional en ± 20°, lo que es suficiente para la mayoría de las aplicaciones, pero no para todas.

La próxima generación de sistemas de radio corto, que están siendo probadas actualmente en laboratorio y campo, usará tecnología de motor de perforación y trépano de PDC para perforar las porciones curvas y horizontales del pozo. Estos motores complementarán o reemplazarán los sistemas existentes de radio corto logrando perforar pozos laterales en forma más rápida y precisa.

Fig. 14.21Fuente : Haraldur Karisson, Marzo de 1989,13

En Michigan, un pozo lateral de 263 pies convirtió un pozo no comercial en un pozo productor de 629 barriles de petróleo por día. Fueron usadas técnicas de radio corto para perforar el lateral.

Característica Corto

Radio de curvatura 30’ – 45’

Aumento de Angulo Típico 191° - 126° / 100’

Pies perforados a la horizontal 47’ – 71’

Pies de pozo horizontal 75’ – 125’

Conjunto de fondo Cuña desviadora, herramientas

articuladas, uniones articuladas

Solicitación a compresión

Operaciones de perforación Muy especializadas

Registro Disparo simple/disparo múltiple

Control direccional Objetivo inicial únicamente,

Salida con cuña desviadora

Perfilaje Ninguno

Uso en pozos existentes Si

Entubado horizontalmente No

Fig. 14.22 Fuente: Mahoney, B.J., Octubre de 1988,18

Caso histórico de Radio Corto en Medio Oriente(Sperry Sun)

Fig. 14.23 Fuente: Offshore, Noviembre de 1989,22

Conjunto de fondo curvo de radio corto

Sondeo articulado (rota)

Substituto de agarre (rota)

Conjunto de cojinete sellado

Patín estabilizador

Protectora guía curva (no rota) Patín estabilizador

Patín estabilizador

Conjunto de cojinetes

Trépano

Fig. 14.24 Fuente: Leif Veiser, Octubre de 1989.29

Herramienta de perforación curva de radio corto (Sperry-Sun)

Sondeo regular

Motor estático

No rotativo

Rotativo


Tubo conductorEstabilizadores por debajo del calibre

Fig. 14.27Fuente: Roger W. Fincher, Febrero de 1987.10

Conjunto de sostenimiento de ángulo de radio corto, mandril de perforación rígido.

Tubo Conductor (rotativo)

Substituto de agarre

Estabilizador

DE 3¾ pulg ó 4¾ pulg.

(No rotativo)

Rotativo

Fig. 14.26 Fuente: Roger W. Fincher, Febrero de 1987,10

Conjunto de aumento de ángulo de radio corto, guía de perforación curva

Conjunto de sostenimiento de ángulo de radio corto

(Mandril de perforación rígido) Estabilizadores no rotativos

Articulación

Fig. 14.28Fuente: Leif Veiser, Octubre de 1989.29

13Los sistemas de radio medio pueden proveer tanto como 3.000 pies de pozo horizontal, con aumento de ángulo de hasta 20 grados/100 pies. Esto permite el contacto extendido en la formación objetivo mientras se requieren solo 500 pies de apartamiento para la sección de incremento del ángulo. Por lo tanto, la perforación de radio medio es apropiada para aplicaciones con restricciones de área. (Una concesión de tamaño promedio acomodará una curva de radio medio 1.200 pies de pozo lateral). En pozos de radio medio, pueden ser perforadas muchas zonas problemáticas en la sección vertical y entubadas antes que el pozo sea desviado. La menor longitud de la curva (cuando se la compara con pozos de radio largo) puede ahorrar tiempo y evitar potenciales problemas de pozo. Y, como el punto de inicio está cerca de la profundidad del objetivo, los pozos de radio medio pueden ser perforados con más precisión para alcanzar un objetivo a PVV especificado que en pozos de radio largo.

Experiencia con radio medio

Desde que el primer pozo de ensayo de radio medio fue perforado por ARCO en 1985, han sido perforados alrededor de 125 pozos más principalmente en Estados Unidos. Los pozos de radio medio han sido perforados con aumento de ángulo de 8 a 20 grados/100 pies, en pozos de 9 7/8, 8 ½ y 6 pulg.

Las secciones de incremento son perforadas típicamente con motores de aumento de ángulo de posición fija. Las secciones tangenciales u horizontales del pozo son perforadas con conjuntos de motor dirigibles, normalmente incluyendo un motor de perforación de baja velocidad -alto torque y protectora con unión de dos direcciones. Los estabilizadores sobre y por encima del motor ayudan a definir la trayectoria a ser perforada. Los trépanos triconos, de PDC y de diamante térmicamente estable han sido usados. Los pozos perforados con aumento de ángulo de 20 grados/100 pies pueden usar sondeo de servicio de compresión en las porciones curvas y horizontales del pozo. Este sondeo se asemeja al sondeo extrapesado pero está hecho de un mejor material. Los Wear-Knots espaciados en forma uniforme en el sondeo distribuyen el esfuerzo de pandeo, protegen al sondeo del desgaste contra la pared del pozo y promueven la circulación de los recortes para mantener el pozo limpio.

Dado que los sistemas de radio medio usan motores de perforación de alto rendimiento, pueden alcanzar una penetración excelente. La penetración durante las operaciones de perforación de la curva oscila de 50% a 75% de las velocidades verticales a través de la misma formación. La penetración de radio medio a través de la sección horizontal es típicamente un 75% a 100% de la velocidad de perforación vertical.

Los sistemas de radio medio incorporan casi siempre sistemas de medición mientras se perfora para proveer datos de la cara de la herramienta y direccionales usados para guiar y describir el pozo. El registro rápido y seguro y la información de dirección son críticas para la operación eficiente del sistema de radio medio. En algunos casos, tales como desviaciones poco profundas en formaciones blandas, o cuando el trabajo exige perforar con un sistema de motor de 3¾ pulg. fuera de cañería de 5½ pulg., los datos de la cara de la herramienta y direccionales son provistos por una herramienta con de cable, orientable, usada con substituto de entrada lateral y buje de vástago dividido.

La Fig. 14.29 es un ejemplo de un pozo perforado recientemente en Dakota del Norte usando el sistema de radio medio. El pozo se desvió a una profundidad de 9.783 pies, aumentó ángulo hasta una profundidad de 10.416 pies (PVV), luego se extendió lateralmente 2.603 pies, manteniéndose dentro de una zona de producción de 8 pies de espesor de lutita naturalmente fracturada (lutita Mississipian Bakken). La sección horizontal completa fue perforada con un único trépano PDC código IADC M646.

Otro pozo en el mismo campo (Fig. 14.30) se desvió a una PM de 10.260 pies y alcanzó 3.372 pies de pozo horizontal. Ambos pozos fueron perforados de 8½ pulg. con aumentos de ángulo de 12 grados/100 pies.

Los pozos perforados con motor de incremento de ángulo de posición fija han alcanzado de manera exitosa los aumento de ángulo predichos en formaciones blandas, medias y duras. Para una mayor precisión en ubicación de sección horizontal a PVV planeada, el plan de pozo de radio medio incluye habitualmente una sección de “ajuste de profundidad” o “tangencial”. Esta sección es realizada típicamente con 45 a 75° de inclinación después que se ha alcanzado una profundidad del 70 al 85%. En esta posición el motor de incremento de ángulo de posición fija es sacado del pozo y reemplazado por un conjunto de motor dirigible. La longitud de la tangente está basada en la cantidad de ángulo alcanzado en la primer sección curva. La flexibilidad no solo permite al perforador compensar los aumentos de ángulo que varían de lo planeado, sino que además facilita los cambios en la profundidad del objetivo planeado indicados por datos geológicos obtenidos durante la perforación.

Fig. 14.29Fuente: Haraldur Karisson, Marzo de 1989.13 Ejemplo de un pozo de radio medio perforado en Dakota delNorte en el cual la sección horizontal fue extendida 2.603 piesdentro de una zona de producción de 8 pies de espesor.

Fig. 14.30Fuente: Haraldur Karisson, Marzo de 1989.13 También perforado en Dakota del Norte usando técnicas deradio medio esta sección horizontal del pozo alcanzó 3.372 pies

En formaciones más blandas costa afuera en Europa, los pozos de radio medio han sido perforados con un nuevo motor dirigible de incremento de ángulo capaz de incrementar ángulos 10 grados/100 pies. La Fig. 14.31 muestra un pozo perforado usando el conjunto dirigible de incremento de ángulo. Se perforaron un total de 2.200 pies de incremento y pozo horizontal en cuatro días, en cuatro carreras e incluyendo un giro de 65° en la sección de incremento.

En lugar de incorporar secciones tangenciales, el pozo fue guiado hasta la profundidad de objetivo alternando perforación orientada y rotativa con el motor dirigible. Para esta aplicación, los motores dirigibles de incremento de ángulo ofrecieron una mejora significativa en longitud en pies perforada por día comparado con las técnicas de radio medio usadas en pozos previos. La experiencia adicional en campo determinará si la tecnología de incremento de ángulo dirigible puede ser aplicada en forma efectiva en formaciones más duras.

Fig. 14.31Fuente: Haraldur Karisson, Marzo de 1989.13 Este pozo fue perforado en Europa usando un conjunto dirigiblede incremento de ángulo. Se perforaron 2.200 pies de incremento y pozo horizontal en cuatro días.

Pozo Propuesto Objetivo propuesto

Dirección

Profundidad VerticalTotal

Desplazamiento

Norte

Este

N-45-E

3.000 pies

1.090 pies

936 pies

936 pies

Dirección

Profundidad VerticalTotal

Desplazamiento

Norte

Este

N-45-E

2.925 pies

396 pies

280 pies

280 pies

Plano Horizontal

Norte Verdadero

Locación en Superficie

Sección Vertical

0 a 2.450pies PM PDI

Aumento de Angulo 12,67°/100 pies

88,23°Final del Incremento 1.574 pies PM

396 pies N-45 E

Desplazamiento = 1.090 pies N-45-E

Sección Vertical Dirección N-45-E

Fig. 14.31Fuente: Gary M. Briggs, Setiembre de 1989.5

Ploteo direccional típico

Característica Medio

Radio de curvatura 300’ – 500’

Aumento de Angulo típico 18,8° - 11,5° / 100’

Pies perforados a la horizontal 471’ – 785’

Pies de pozo horizontal 500’ – 2.000’

Conjuntos de fondo Rotativo Convencional

Columna perforadora invertida

MMP, motor de fondo

Operaciones de perforación Convencional

Registro MMP

Control direccional Dirigible

Perfilaje MMP

Uso en pozos existentes Si

Entubado horizontalmente Si

Fig. 14.33Fuente: Mahony, B.J., Octubre de 1988.18

Motor de Incremento Motor de Sostenimiento

Estabilizador de Columna

Válvula de Descarga

Motor de baja velocidad y alto torque Protectora con unión de dos direcciones

Substituto acodado

Motor de baja velocidad Substituto de Desviación Estabilizador de columna Protectora de cojinetes con estabilizador Alto torque Protectora superior de cojinetes

Con estabilizador

Fig. 14.34Fuente: Steven D. Moore, Noviembre de 1989.20 Conjuntos de incremento y sostenimiento de ángulo de radio medio

Conjunto de incremento de ángulo de radio medio (Sperry-Sun)

Sondeo

Extrapesadas Conjunto de incremento de ángulo de radio medio

Substituto de Reducción (Smith)

Tijeras Portamechas de 6,75 pulg. DE no mag.

Conjunto de motor 2 PM flex. No Mag Protectora vástago conector

3,20 pies Protectora de MMP Substituto acodado

Conjunto de cojinetes PM flex. No Mag

1,5” PM flex. corto No Mag DE 8,5 pulg

Estabilizador

Conjunto de motor Trépano 9-7/8 pulg Substituto de descarga

Sección de potencia Velocidad disponible Offshore Baja, media o alta

Substituto Inclinado Superior Substituto coordinador Substituto Inclinado Inferior Estabilizador

Conjunto de cojinete De empuje sellado

Trépano

MDP Sperry-Drill De Aumento variable, Acodado doble

Offshore


MMP

Estabilizador superior(por debajo del calibre)

Conjunto de incremento de ángulo de conjunto de motor Motor de Incremento de ángulo e radio medio (Smith) de radio medio

Portamechas No mag. 30 pies Estabilizador de columnaConjunto Protector con

Estabilizador No mag. 8-5/8 pulg unión de dos direcciones Válvula de descarga

Substituto acodadoPortamechas No mag. 30 pies

ProtectoraDe cojinete universal Motor de baja velocidad,

Estabilizador No mag. 8-5/8 pulg con estabilizador alto torque

Substituto de orientación Substituto acodado

Protector del MMP 16 pies

Substituto flotador Trépano EstabilizadorAngulo de curvatura 1/ 2”

Angulo desde la vertical Protectora de Estabilizador 8-1/2” cojinetes

Trépano 8-3/4 pulg

Offshore cFig. 14.39Fig. 13.36 Fig. 14.38 Fuente: Offshore, Noviembre de 1989,22

Fig. 14.37Fuente: Offshore, Noviembre de 1989,22

Fuente: Offshore, Noviembre de 1989,22 Fuente: Rusty McNicoll, Julio/Agosto de 1989,19

Caso Estudio y Consideraciones Técnicas13

ES un proceso sencillo diseñar conjuntos de fondo de radio largo que puedan guiar al trépano hacia la horizontal y mantener el ángulo del pozo por varios miles de pies. Es un proceso igualmente directo diseñar un conjunto de fondo que guiará al trépano hacia la horizontal con aumentos de ángulo muy altos (20 grados/100 pies o más). Estas secciones horizontales extendidas y altos aumentos de ángulo, sin embargo, tienden a producir esfuerzos de torque y arrastre significativamente más altos aumentos de ángulo en la columna perforadora. Un diseño de esta competente que pueda manejar en forma segura el aumento de esfuerzo axial y de torsión es un problema tan significativo como el mismo diseño del conjunto de fondo.

Los siguientes factores deben ser tenidos en cuenta cuando se diseña la columna perforadora para un pozo horizontal:

1. Los altos aumentos de ángulo y las largas secciones horizontales producen cargas de izado y torsionales que pueden rápidamente exceder los límites operativos del sondeo para campo petrolero grado estándar.

2. La necesidad de transmitir carga axial al trépano en la sección horizontal a menudo somete al sondeo extrapesado y, en algunos casos, al sondeo estándar a cargas compresivas.

3. La necesidad de componentes de columna perforadora más resistentes en la sección superior (vertical) del pozo para superar los efectos axiales de fricción mientras se maniobra en el pozo y de proveer adecuado peso sobre trépano mientras se perfora.

El diseño de columna perforadora para superar estos problemas requiere la habilidad de predecir en forma precisa las cargas de tensión, torsión y compresión en cualquier punto a lo largo de la columna. Esta capacidad permitirá lo siguiente:

Colocación de componentes de sondeo en la columna peforadora, de manera tal que cada sección no esté sujeta a carga mecánica que exceda sus limitaciones de diseño.

Colocación de los componentes apropiados en la porción compresiva de la columna perforadora que pueden transmitir una adecuada carga axial (peso sobre trépano) sin pandeo.

Selección de un equipo con capacidad suficiente para rotar e izar la columna perforadora.

Peso sobre trépano

Los portamechas son típicamente usados en la parte inferior de la columna perforadora en pozos convencionales para proveer peso sobre trépano (PST) y asegurar que el sondeo sobre los portamechas siempre permanezca en tensión. El sondeo extrapesado es usado en pozos convencionales entre portamechas y sondeo estándar para proveer peso adicional y más seguridad al sondeo respecto de evitar carga compresiva.

En pozos horizontales, sin embargo, la ubicación de portamechas cerca del trépano no puede incrementar el peso sobre trépano. Los portamechas en la sección horizontal incrementan torque, arrastre y potencial de pegamiento por presión diferencial.

Por esta razón, los únicos portamechas usados en sección horizontal deben ser de tipo no magnético requeridos para aislar los instrumentos de medición de la interferencia magnética. El componente principal del PST debe estar ubicado en la sección vertical o casi vertical de la columna perforadora. Los portamechas y/o sondeo extrapesado adicional se encuentran “apilados” en la sección vertical del pozo para proveer peso sobre trépano. El resultado es que la columna perforadora completa que se encuentra por debajo de esta sección está sujeta a carga compresiva. Esta configuración de la columna perforadora es la que comúnmente se llama una columna “telescópica inversa”.

El sondeo extrapesado típicamente se usa desde el extremo de esta sección proveedora de peso a través de la porción de aumento de ángulo hasta la sección horizontal. La incapacidad del sondeo estándar para manejar carga axial en ángulos bajos ha sido demostrada por Dawson y Pasley (Fig. 14.40). El sondeo extrapesado es usado típicamente a través de esta área del pozo para evitar el pandeo.

Transmitiendo adecuado Peso Sobre Trépano (PST)

Tal vez la consideración más significativa del diseño es la selección de los componentes de columna perforadora para la sección horizontal que pueden transmitir en forma segura PST desde la porción “apilada” a través de la sección horizontal, mientras se minimiza el peso global de la columna y las mayores cargas resultantes en la sacada.

Para secciones horizontales cortas, el sondeo extrapesado es generalmente la elección óptima dado que está diseñado para esfuerzo compresivo y es capaz de transmitir cargas axiales muy altas sin pandearse. Por ejemplo, una barra de 5 pulg (49 lb/pie) de sondeo extrapesado en pozo de 8 ½ pulg. es capaz de transmitir más de 100.000 lbs de peso al trépano sin pandearse, estando el pozo en la horizontal o cerca de ella.

Cuando la sección horizontal se extiende, el peso del sondeo extrapesado puede transformarse en un factor limitante de longitud debido a que la carga de sacada global se incrementa mientras la horizontal se prolonga. En algún punto, el uso del sondeo grado estándar puede ser considerado como un medio para minimizar la carga global de sacada.

Dawson y Paslay también han mostrado que es verdaderamente práctico usar sondeo en compresión en pozos de gran ángulo. La Figura 14.40 indica claramente que sondeo estándar de 5 pulg. (19,5 lb/pie) puede transmitir en forma segura más de 30.000 lbs de peso sobre trépano sin pandearse, estando el pozo en la horizontal o cerca de ella. Aunque existen casos donde puede tolerarse un pandeo mínimo, en el interés del diseño conservador de la columna perforadora se asume aquí que cualquier condición de pandeo puede ser evitada.

Pesos de sacada y cargas de torsionales

El caso estudio ilustra el hecho que los pesos de sacada y cargas torsionales de la columna perforadora en pozos horizontales a menudo exceden los límites mecánicos de los tubulares de campo petrolero de grado estándar. Aún cuando este no sea el caso, estas cargas inusualmente altas pueden justificar el uso de tubulares clase premium para brindar márgenes operativos seguros basados en los requerimientos individuales del operador.

Las Tablas 14.5 y 14.6 tomadas del API RP7G, muestran resistencias a la fluencia por tensión y torsión para algunos de los diámetros más comúnmente usados de sondeo. Notar que estas tablas son para sondeo clase 2, que tienen en cuenta desgaste mínimo y uniforme del sondeo.

Es importante reconocer que, dada la economía de campo petrolífero actual, muchos equipos pueden no tener tubulares estándar API Clase 2. Se recomienda que todos los sondeos a ser usados en pozos horizontales sean vueltos a inspeccionar cuidadosamente.

Caso Estudio

El siguiente caso estudio ilustra una columna perforadora típica para un pozo de radio medio con sección horizontal extendida (Fig. 14.41). El programa de computadora utilizado está basado en un modelo de fricción deslizante desarrollado por Investigaciones de Producción Exxon. Es bastante simple de ejecutar en computadora personal portátil estándar, y está bien detallado para brindar resultados precisos.

Datos del Pozo:Punto de inicio: 9400 pies PMDiámetro del pozo: 8,5 pulg.Densidad lodo: 9,0 lb/galAumento de Angulo: 16 grados/100 piesLongitud sección horizontal: 2200 piesDesplazamiento horizontal total: 2558 piesProfundidad total medida: 12.163 piesPST máximo requerido: 30.000 lbsProfundidad del zapato: 9-5/8 pulg. a 9.200 pies PMSobretracción en el trépano: 100.000 lbs

Los coeficientes de fricción usados para este pozo hipotético fueron 0,24 y 0,42 para las secciones de pozo entubada y abierta, respectivamente. La experiencia ha mostrado que estos valores son bastante conservadores y como tales son muy útiles para el trabajo preliminar. Sin embargo, el diseño de columna perforadora para un pozo específico requiere coeficientes de fricción más precisos. El programa de computadora deriva estos coeficientes de fricción de otros pozos direccionales de referencia.

Los siguientes salidas son calculadas a intervalos especificados por el usuario (típicamente interrupciones de 100 pies): Carga de sacada Carga de asentamiento de peso Carga rotativa encima del fondo Torque rotativo encima del fondo Carga de perforación Torque de perforación

El modelo de computadora predijo los siguientes valores para el pozo estudio:Carga máxima de sacada (en superficie): 448.000 lbsTorque máximo de perforación: 15.500 pies lbsCarga rotativa encima del fondo: 210.500 lbsCarga de asentamiento de peso en superficie: 148.000 lbs

La carga de asentamiento de peso en superficie de 148.000 lbs es la cantidad de peso de columna perforadora sobre y por encima de lo requerido para compensar los efectos de fricción axial mientras se maniobra en el pozo, o el peso disponible para “empujar el trépano hasta el fondo”.

Mientras la Tabla 14.5 muestra que el sondeo grado E-75 sería adecuado desde el punto de vista de resistencia a la torsión, la Tabla 14.6 demuestra que es necesario el sondeo grado S-135 debido al esfuerzo de tensión. Más abajo en la columna perforadora dado que la carga de sacada disminuye, el sondeo grado X-95 puede ser usado y la integridad de la columna es mantenida. Los portamechas están apilados en la sección vertical para proveer peso sobre trépano. El sondeo extrapesado es usado a través de la sección de aumento de ángulo para transmitir peso al trépano y asegurar que no ocurra pandeo. La Fig. 14.40 muestra claramente que el sondeo estándar de 5 pulg. (19,5 lb/pie) usado en la sección horizontal es adecuado para transmitir el peso sobre trépano de 30.000 lbs. requerido sin pandearse.

Uso del Sistema de Rotación Superior Guiado. Una ventaja obvia del uso de equipo de perforación equipado con SRSG puede observarse en la diferencia entre carga máxima de sacada de 448.000 lbs y la carga rotativa encima del fondo de 211.000 lbs.

La capacidad para rotar mientras se maniobra anula los efectos axiales de fricción reduciendo significativamente los requerimientos de izaje del equipo de perforación, y permite al operador usar grado de sondeo más económico.

Sondeo EP no magnético. Han habido algunos debates concernientes a la substitución con sondeo extrapesado no magnético de los 60-90 pies de portamechas no magnéticos requeridos. La salida del modelo computado para torque/arrastre revela los efectos de tal substitución son insignificantes.

A menos que el potencial de pegamiento por presión diferencial sea severo, el uso de equipamiento no estándar costoso es un desperdicio de capital del operador.

Cargas de pandeo críticas*

ANGULO DEL POZO, GRADOS

Fig. 14.40Fuente: Denny Kerr, Febrero/Marzo de 1989.14 *Para combinaciones de ángulos de pozo y diámetro, con sondeo de acero de 5 pulg, 19,5 lb/pie en lodo de 15,5 ppg

Resistencia a la fluencia por torsión (pies-lbs) API Clase 2

DE(pulg)

Peso Nominal(lb/pie) E-75 X-95 G-105 S-135

3 ½ 9,513,315,5

96121236513828

121761566317515

134571731219359

173022225824890

4 11,8514,0015,70

132811573817315

168231993521932

185942203424241

239072832931166

4 ½ 13,7516,6020,0022,82

17715209082474727161

22439264833134634404

24801292713464538026

31887376344454448890

5 16,2519,525,60

239742797634947

303683543644267

335643916648926

431545035662905

Tabla 14.5Fuente: Denny Kerr, Febrero/Marzo de 1989.14

DIA

ME

TR

O D

EL

PO

ZO

, PU

LG

.

Resistencia a la fluencia por tensión (lbs) API Clase 2

DE(pulg)

Peso Nominal(lb/pie) E 95 105 135

3 ½ 9,513,315,5

132793183398215967

168204232304273558

185910256757302354

239027330116388741

4 11,8514,0015,70

158132194363219738

200301246193278335

221385272108307663

284638349852395528

4 ½ 13,7516,6020,0022,82

185389225771279502317497

234827285977354035402163

259545316080391302444496

333701406388503103571495

5 16,2519,525,60

225316270432358731

285400342548454392

315442378605502223

405568486778645715

Tabla 14.6Fuente: Denny Kerr, Febrero/Marzo de 1989.14

Una mirada a la columna perforadora

SONDEO S-135, 5” 19,5 LB/PIE (7020 pies)

7020 PIES PM

SONDEO X-95, 5” 19,5 LB/PIE (1980 pies)

CAÑERIA 9 5/8” COLOCADA @ 9200 PIES

PORTAMECHAS DE ACERO 6½” 92,0 LB/PIE (360 PIES)

PDI 9400 PIES PM

AUMENTO DE SECCION HORIZONTAL 2200 PIESANGULO16°/100 PIES

SONDEO EXTRAPESADO SONDEO E-75, 5” 19,5 LB/PIE (1053 PIES) CONJUNTO 5” 49,3 LB/PIE DE FONDO

Fig. 14.41Fuente: Denny Kerr, Febrero/Marzo de 1989.40

Radio Medio versus Radio Largo Relacionado con los Valores de Torque/Arrastre15

Ha sido mostrado que los cambios relativamente menores en el aumento de ángulo de los pozos de alcance extendido pueden tener un impacto significativo en sus valores de torque/arrastre y las correspondientes cargas en la columna perforadora. Para pozos que tienen profundidades verticales verdaderas de objetivo (PVV) mayor de 10.000 pies y desplazamientos horizontales mayores de 5.000 – 8.000 pies, la optimización del aumento de ángulo específico puede tener un efecto tremendo sobre los valores de torque/arrastre del pozo. Sin embargo, estos pozos no son representativos del pozo horizontal típico que está siendo perforado en la actualidad.

El pozo horizontal típico en la actualidad tiene una PVV objetivo de 10.000 pies o menos y un desplazamiento total menor de 5.000 pies. En su mayoría, el pozo horizontal típico puede ser diseñado independientemente del aumento de ángulo

dado, basándonos en consideraciones prácticas tales como requerimientos de espaciamiento y minimización de Costos utilizando equipamiento disponible en la zona.

La longitud de la sección horizontal requerida generalmente tiene un efecto menor sobre el perfil del pozo y el aumento de ángulo de lo que se pudiera pensar. Las secciones horizontales de por lo menos 5.000 pies son posibles con pozos de radio largo y medio. Han sido perforados pozos de radio medio con secciones horizontales de más de 3.000 pies, y no hay razón desde el punto de vista del diseño columna perforadora para que las secciones horizontales en pozos de radio medio no puedan ser extendidas a por lo menos 5.000 pies usando sondeo estándar.

La PVV de objetivo y el desplazamiento desde pozo original o locación en superficie pueden tener efectos graves sobre el aumento de ángulo básico. Las restricciones de la línea de la concesión frecuentemente dictan aumento de ángulo alto para minimizar separación en el punto de entrada del reservorio y así maximizar la longitud de sección horizontal. Los pozos de radio medio con su desplazamiento más corto son opciones óptimas aquí. Los objetivos con espesor de 12 pies o menos pueden requerir la ubicación de una sección con aumento de ángulo reducido en la parte de abajo del pozo. El efecto es similar a agregar una sección tangencial en el mismo fondo de la curvas. Exactamente dónde comienza este aumento de ángulo menor y cuánta sección debe cubrir es una función de consistencia de formación, experiencia operativa y de confianza de la compañía de servicio en su conjunto de aumento.

La ejecución de un aumento perfecto de 16,0°/100 pies a partir de 60° a la horizontal para “redondear” una zona productora de 6 pies de espesor requiere una predicción aumento de ángulo imposible, simplemente desde el punto de vista de la inconsistencia de una formación. Tener como objetivo un pozo de radio medio en formación de poco espesor es mucho más fácil con conjunto dirigible flexible.

Es el buzamiento de la formación, por supuesto, el que determina la inclinación final del pozo.

La inconsistencia extrema de formación puede hacer imposible la perforación de un pozo de radio medio. El agrandamiento severo del pozo puede limitar aún al más radical de los conjunto de aumento de ángulo a valores de solo 5 – 6°/100 pies.

La profundidad vertical entre PVV de objetivo y cañería intermedia existente puede dictar el uso de aumento de ángulo alto.

Mientras que es importante para pozos de alcance extendido, altos coeficientes de fricción tienen generalmente un pequeño efecto de restricción sobre las longitudes del curso, relativamente cortas, de alto ángulo del pozo horizontal típico. El caso estudio presentado al final de este artículo utiliza coeficientes de fricción relativamente altos y muestra pocos o ningún efecto de restricción.

Velocidades de aumento de ángulo menores producen mayores desplazamientos hacia el objetivo, lo que puede agregar un elemento de incertidumbre desde el punto de vista geológico. Donde las discontinuidades de la formación o los planos de buzamiento erráticos son un problema, una solución práctica para un pozo de radio medio sería perforar un pozo piloto como extensión de la tangente. La Fig. 14.42-D muestra tal perfil. Una vez que se determina la ubicación exacta del objetivo con el pozo piloto, el pozo puede ser taponado y desviado a la horizontal.

Las regulaciones y requerimientos del espaciamiento de pozos, que varían de pozo a pozo y de estado a estado, pueden ser complejas y además jugar un papel importante en la elección del perfil del pozo.

Discutir los métodos de terminación en profundidad se encuentra más allá del alcance de este artículo, pero obviamente son una consideración principal cuando se planifica el pozo. La vasta mayoría de pozos horizontales perforados a la fecha han sido pozos de radio largo que fueron terminados mediante métodos esencialmente convencionales o pozos de radio medio que fueron perforados a través de formaciones competentes de caliza o dolomita y fueron luego terminados con cañería perdidas ranuradas.

Perfiles típicos de pozo

Fig. 14.42Fuente: Denny Kerr, Abril/Mayo 1989.15

Los requerimientos de peso sobre trépano (PST) pueden tener un impacto significativo en pozos largos, de alcance extendido, pero generalmente no son restrictivos en los pozos horizontales típicos.

El alto PST puede requerir que se baje sondeo extrapesado o, al menos más pesado en la sección horizontal para evitar pandeo. Esto incrementa las fuerzas de torque y arrastre a lo largo de todo el pozo. Los pozos horizontales convencionales generalmente no tienen problemas con los requerimientos de PST.

Desde un punto de vista práctico, la disponibilidad local de equipamiento y la capacidad del equipo son dos de las consideraciones de diseño más importantes cuando se planifica un pozo horizontal convencional. Los pozos horizontales típicos generalmente no requieren ningún equipamiento especializado (por ej. sondeo de aluminio, wear-knotted, o extrapesado).

Tal como muestra la Fig. 14.42, varios de los perfiles de radio largo ampliamente utilizados resultan en profundidades medidas que son muchos pies mayores que los pozos de radio medio que realizan lo mismo.

Si se debe elegir un pozo de radio largo por motivos de terminación, puede ser necesaria la profundidad medida adicional. Pero debe observase que los pozos de radio medio ofrecen a menudo una opción más económica en términos de profundidad medida minimizada, menores torques de perforación globales, y de cargas en columna perforadora junto con costo inferior resultante de reparación y mantenimiento de tubulares.

La Figura 14.42 describe tres perfiles de pozos horizontales de radio largo y un perfil típico de radio medio. Cada perfil tiene secciones horizontales de 1.500 pies a 7.000 pies de PVV. Basados en diámetro de pozo de 8½ pulg. y una limitación de diseño de peso sobre trépano de 30.000 lbs, los cuatro perfiles transportaron 800 pies de sondeo de 5 pulg., 25,6 lb/pie en sección horizontal y cada conjunto de fondo dirigible tenía 140 pies de largo con un DE de 6,25 pulg. La densidad de lodo era 9,2 lb/gal.

Una restricción del diseño fue que los portamechas no podrían ser transportados dentro de secciones de pozo inclinadas. Como resultado, sólo el conjunto de radio medio utilizó portamechas para dar peso sobre trépano (Tabla 14.7). En los tres pozos de radio largo, el PST fue provisto exclusivamente por el sondeo extrapesado. Mientras se perforaba con 30.000 lbs de PST, los cuatro perfiles tuvieron un peso adicional de 15.000 lbs disponible por encima del punto neutral en forma de portamechas o sondeo extrapesado.

Las tablas 14.7 y 14.8 muestran los datos pertinentes de columna perforadora y valores de torque/arrastre. Observar la falta de diferencias entre los tres perfiles de radio largo. Los valores de carga de izaje, torque de perforación, asentamiento de peso y peso de rotación son casi los mismos. El pozo de radio medio tiene aproximadamente 60% menos de torque de perforación, casi el doble de peso de asentamiento disponible, y la carga de izaje predicha más baja de los cuatro perfiles. El perfil de radio medio requiere además menos sondeo extrapesado y mucho menos trabajo direccional que el de radio largo. Esto resulta además en un desplazamiento mucho menor hacia el intervalo del objetivo lo que puede o no ser deseable. En el caso de trabajos de reentrada, puede también maximizar el uso del pozo existente debido a su punto de inicio inferior.

Valores de Torque/ArrastreCargas de Izaje, lbs

Torque de Perforación,

lbs-pie

Peso de Asentamiento,

lbs

Peso de Rotación,

lbs

Profundidad Medida, pies Portamechas

AIncremento Simple2° / 100 pies 216.913 17.823 79.845 152.965 10.135 No

BIncremento Doble1,5° / 3° 222.915 18.954 75.440 153.345 9.936 No

C Incremento/Sosteni-miento/Incremento2,5° / 3,5° 224.083 20.121 78.718 152.059 9.755 No

D Radio Medio18° / 100 pies 214.547 11.705 132.318 174.542 9.787 270 pies

Tabla 14.7 Fuente: Denny Kerry, Abril, Mayo 198915

Datos de Columna de Perforación

Columna de perforación #1Conj. De Fondo DirigibleSondeo 5” 25,6 lb/pieExtrapesado 5” 49,3 lb/pieSondeo 5” 19,5 lb/pie

____ ____

140 pies800 pies

3.155 pies 6.040 pies

TOTAL __ 10.135 pies


____ ____

140 pies800 pies

3.155 pies6.100 pies

TOTAL __ 9.936 pies


____ ____

140 pies800 pies

2.550 pies6.265 pies

TOTAL __ 9.755 pies

Columna de perforación #4Conj. De Fondo DirigibleSondeo 5” 25,6 lb/pieExtrapesado 5” 49,3 lb/piePortamechas 6,25”Sondeo 5” 19,5 lb/pie

____ ______

140 pies800 pies

1.420 pies270 pies

7.157 piesTOTAL __ 9.787 pies

Tabla 14.8 Fuente: Denny Kerr, Abril. Mayo 198915

Fatiga del sondeo

Los tres perfiles de radio largo con sus severidades de pata de perro convencionales no están sujetos a daño por fatiga según la Fig.39 del API RP-7G.1 Suponiendo un medioambiente no corrosivo, las cargas de tensión sobre la columna perforadora a través de la porción superior del aumento de ángulo son menores de lo que podría esperarse que cause daño por fatiga. Esto se mantiene verdadero aún en el peor de los casos (rotando encima del fondo).

Esa porción de columna perforadora de radio medio que está experimentando la pata de perro de 18° / 100 pies está siempre en compresión (por debajo de los límites de pandeo) mientras se perfora y como tal no se esperaría que muestre daño por fatiga.

Mientras se rota encima del fondo, sin embargo, la columna perforadora está en tensión a través de una porción de la pata de perro y se podría anticipar algún daño por fatiga. Nuestra experiencia muestra que esto no ha sido un problema al momento; sin embargo, esto puede ser debido al hecho de que simplemente no hay columnas perforadoras alrededor que hayan estado sujetas a algún número significativo de ciclos de fatiga en pozos de alto aumento de ángulo. Si con el tiempo la falla por fatiga demostrara ser un problema significativo, el uso de protectores de sondeo de acero demostraría casi seguramente ser una solución razonablemente económica.

13El método de radio largo tiene la ventaja de usar sistemas de motores rotativos o dirigibles convencionales en todos los diámetros de pozos petrolíferos estándar. Los pozos de radio largo tienen aumentos de ángulo moderados para patas de perro bajas, son perfilados fácilmente, y pueden ser terminados en forma selectiva con tubulares y cañerías estándar. Los pozos de radio largo son además útiles costa-afuera y donde se desea un perfil de alcance extendido para desarrollar reservorios distantes de la plataforma. Además, cuando se usan sistemas de motor dirigibles, los pozos de radio largo probablemente pueden alcanzar mayores distancias horizontales que el método de radio medio.

Experiencia con radio largoLos perfiles de pozo de radio largo pueden ser perforados usando equipamiento de motores rotativos convencionales o dirigibles (o una combinación de ambos) tal como se ha hecho en Canadá, Alaska, Europa, Medio Oriente y Australia.

Cuando se usan combinaciones de motor con substituto acodado para desviar el pozo, y conjuntos rotativos para aumentar ángulo y perforar la sección horizontal, el problema más serio encontrado es el excesivo torque y arrastre de la columna perforadora. Dicho torque y arrastre limita la cantidad de desplazamiento horizontal que puede ser alcanzado usando conjuntos rotativos debido a que, mientras la sección lateral aumenta, la potencia efectiva entregada al trépano es reducida en forma substancial. Las secciones horizontales perforadas con conjuntos rotativos desarrollan además un efecto de “montaña rusa” cuando los conjuntos de fondo y el peso sobre trépano son ajustados para compensar las tendencias de subir o caer del pozo. El control preciso sobre estos pozos rotativos perforados es difícil, y el perfil irregular del pozo exacerba problemas de arrastre y torque.

La reciente experiencia en el campo Bima en el Mar de Java demuestra que el rendimiento de la perforación horizontal de radio largo puede ser significativamente mejorada usando un sistema de perforación de navegación dirigible en lugar de conjuntos rotativos convencionales. Se han perforado más de 21 pozos horizontales en el campo Bima desde que comenzó el programa de desarrollo en 1986.

Los primeros 13 pozos en este programa fueron perforados con una variedad de conjuntos rotativos. Ninguno de estos conjuntos de fondo fue capaz de incrementar consistentemente el ángulo con el aumento diseñado en el pozo de 12¼ pulg., mientras que los problemas encontrados en las secciones de pozo de 8½ pulg. incluyeron caída del ángulo en la cambiante litología.

El Sistema de Perforación de Navegación brindó un control direccional más preciso y redujo significativamente el costo por pie comparado con las técnicas rotativas. La Fig. 14.43 es un perfil de pozo típico para pozos horizontales perforados con sistemas dirigibles en este campo. En el pozo de 12¼ pulg., se usó un motor de baja velocidad de 8 pulg. con unión de inclinación doble (UID) para perforar el zapato de la cañería, perforar verticalmente hasta el PDI y aumentar el ángulo hasta la profundidad del zapato de 9 5/8 pulg. en una sola carrera. Los aumentos de ángulo diseñados de 6 grados/100 pies fueron mantenidas.

En la sección de 8½ pulg. se utilizó un motor de baja velocidad con una UID para perforar el zapato de cañería de 9 5/8 pulg. y proseguir con una inclinación de 86° hasta el tope de la zona productora. Usando la capacidad dirigible del conjunto y las lecturas de registro de MMP, el ángulo fue aumentado hasta la horizontal y la sección lateral fue perforada dentro de la zona productora delgada alcanzando desplazamientos horizontales de tanto como 2.500 pies.

La longitud promedio obtenida por el conjunto de fondo convencional en el proyecto fue de 345 pies, mientras que se obtuvo un promedio de más de 1.000 pies por conjunto de fondo con el sistema de perforación de navegación. La perforación horizontal continuó en el campo, con el pozo más reciente siendo terminado en solo 5½ días desde el punto de inicio hasta la PT.

El sistema de perforación de navegación ha sido también usado para perforar pozos horizontales de radio largo en Europa. En un pozo perforado en aguas danesas, (Fig. 14.42) ambas secciones, la de 17½ y de 12¼ pulg. fueron perforadas exitosamente con sistemas de motor dirigibles. En el zapato de cañería de 9 5/8 pulg. se usó un motor de baja velocidad de 6¾ pulg. con UID para incrementar el ángulo desde 64°a la horizontal a 2,5 grados/ 100 pies y luego perforar la sección lateral. La sección de pozo de 8½ pulg. completa fue perforada en cinco carreras. Una vez que estaba horizontal, el conjunto sólo tuvo que ser orientado por 52 pies para mantener el ángulo y dirección sobre una sección lateral de 2.650 pies

30 pulg.

PDI 3½ a 4 grados/100 pies

13¾ pulg.

Z.24 Objetivo en el tope de Arena Batu Raja

Gasífera Límite PVV 9 5/8 pulg Mínimo

Batu Raja 7 pulg.

Límite PVV máximo

Sección Vertical, pies

Fig. 14.43Fuente: Haraldur Karisson, Marzo de 1989.13 Un sistema de perforación de navegación (sistema dirigible) fue usado para perforar este pozo horizontal de radio largo en Indonesia donde una zona de producción delgada requirió un control direccional muy alto.

Proyección horizontal, pies PM: 260, 0°0’ PM: 380, 3°36’

PM: 1.551, 20°41’

PM: 3.568,50°0’ PM: 4.305, 50°0’

PM: 7.400, 50°0’ PM: 8.100, 64°0’ PM: 8.530, 84°0’

PM: 9.570,90°0’

Sección Vertical, pies

Fig. 14.44Fuente: Haraldur Karisson, Marzo de 1989.13

Perforado en aguas danesas, este pozo de radio largo utilizóUn sistema de motor dirigible.

PV

V,

pies

PV

V,

pies

Característica Largo

Radio de curvatura 1.200’ – 3.000’

De aumento de ángulo típico 4,8° - 3,8° / 100’

Pies perforados a la horizontal 1.885’ – 4.712’

Pies de pozo horizontal 1.000’ – 4.000’

Conjuntos de fondo Rotativos casi convencionales

MMP y conjuntos de

motor

Operaciones de perforación Casi convencional

Registro MMP

Control direccional Dirigible

Perfilaje MMP

Uso en pozos existentes No probable

Entubado horizontalmente Si

Fig. 14.45 Fuente: Mahony, B.J., Octubre de 1988.18

Motor de Perforación de navegación

Portamechas 10 pies

Estabilizador superior

Válvula desviadora

Selección de motor

Protectora unión universal

Sección superior de cojinetes

Protectora de cojinetes inclinada

Estabilizador inferior

Substituto de empuje

Trépano

Excentricidad del trépano

Fig. 14.46Fuente: Leif Veiser, Octubre de 1989.29

Perforación de radio largo

Para pozos horizontales de radio largo y perforación direccional de alto ángulo, el Sistema de Perforación de Navegación (SPN) emplea un motor dirigible NorTrak con protectora con unión de inclinación doble (UID). El sistema puede perforar perfiles direccionales y realizar correcciones de curso sin costosos cambios de conjunto.

La protectora UID tiene dos curvas – primero en una dirección, luego en la opuesta – para inclinar levemente el eje del trépano del eje del pozo. El ángulo de excentricidad resultante puede ser configurado de 0,25° a 78° para brindar una capacidad de pata de perro de hasta 6°/100 pies mientras se perfora en el modo orientado. Cuando la mesa rotaria es conectada mientras el motor NorTrak continúa en marcha, la excentricidad del trépano es anulada y SPN perfora en forma recta. Para mantener el pozo en curso, las secciones orientadas y rotativas pueden ser alternadas sin realizar maniobras de sacada del pozo.

El diseño de doble inclinación lleva el eje del motor nuevamente a su alineamiento con el eje del pozo, brindando control direccional y curvatura de la trayectoria del pozo consecuente con la baja excentricidad del trépano y esfuerzo mínimo de la protectora, cojinetes, y conjuntos de empuje.

Técnica de Reterminación de Pozo Pequeño/Conjunto de Fondo9

La reterminación horizontal de pozos existentes con equipos de perforación convencionales está surgiendo como una forma nueva y atractiva de obtener más petróleo de la tierra en yacimientos existentes. Una columna flexible (trépano de 4½” y sondeo de 2 7/8) se usa para ir de la vertical a la horizontal en solo 200 – 400 pies y perforar horizontalmente (200’ – 500’) en secciones delgadas.

De arriba abajo, un conjunto de fondo BecField de pozo pequeño consiste de seis componentes básicos:

1. Un portamechas que contribuye poco y nada al peso sobre trépano y cuya función principal es proteger el equipamiento de registro.

2. Un conjunto de herramienta dirigible con cable, ubicado dentro de los 20 pies del trépano. Se usa un sofisticado sistema de registro debido a que el control direccional es crítico y se requiere el continuo monitoreo del ángulo y la dirección del pozo en superficie.

3. Substitutos (tipos orientación, flotador, desviador y reducción). El substituto de desviación permite sacar sondeo vacío o circular sin funcionar el motor de fondo. El flotador es necesario dado que la formación puede tener alta presión.

4. El sistema guía, consistente de motor acodado y subconjuntos. “Cuando el conjunto entra al pozo, el ángulo de giro ya está establecido en el sistema guía”. Esto permite que se perfore una curva fija.

En sistemas convencionales, el perforador direccional aplica peso como medio para flexionar la columna y así cambiar el ángulo. En el sistema BecField, el peso no tiene virtualmente ningún rol en la guía de la columna porque el ángulo es aumentado de antemano en el conjunto de pozo.

5. Un motor de desplazamiento positivo diseñado y construido por BecField funcionará 100 horas. La unidad de 18 pies de longitud opera de 600 hasta 700 rpm.

La curvatura requerida es realizada dentro de la geometría del motor mediante combinación de protectora curva, substituto acodado, estabilizadores y patines de empuje.

6. Un trépano de PDC de alta velocidad de 3½ ó 4½ pulg. especialmente diseñado.

Para evitar la potencial formación de ojos de llave y problemas de arrastre, el conjunto completo de la columna perforadora es tan “liso” como sea posible. Una forma de llevar esto a cabo ha sido usar sondeo para pozo pequeño de 2 7/8 pulg. dado que las uniones están casi al ras con el cuerpo del tubo.

Una columna típica casi al ras de 8.000 pies, pesa alrededor de 80.000 lbs en agua y saldrá del pozo con una mera sobretracción de 5.000 lbs – y requerirá un empuje de sólo 3.000 lbs (arrastre por asentamiento) para volver al pozo.

Reglas

Usar fluidos de terminación (usualmente agua salada), en lugar de lodos de perforación. Evitar usar cualquier cosa que contenga sólidos porque podrían ser una invitación abierta para los problemas causados por aprisionamiento del sondeo y pueden causar daño irreparable al área expuesta de la formación. Tener en cuenta que estamos yendo en forma horizontal hacia el interior de la zona productiva, tal vez varios cientos de pies.

“En un pozo vertical, el daño al área expuesta de formación a menudo se soluciona con una lavada rápida con ácido. En una terminación horizontal es una historia diferente. No permitir materiales obturantes. Los espacios anulares internos del conjunto de fondo, especialmente en el enganche de la herramienta orientable en la pata de mula y en el motor, son pequeños en los conjuntos más chicos. Debido a esto, es imprudente agregar cualquier tipo de material obturante excepto, tal vez, cantidades diminutas de mica.”

La perforación es conducida a través de un conjunto de válvulas de control de pozo consistentes en válvula de control anular y una unidad de esclusas, y, para seguir perforando, la columna de perforación nunca es rotada. La rotación podría imponer una torsión insoportable para la columna flexible, tal vez llevando a costosos problemas. BecField prefiere usar motores de fondo desde el tope hasta el fondo.

Pasos requeridosTal como lo ejecuta BecField, una reterminación horizontal requiere colocar un tapón sobre los punzados del pozo existente y luego la revisión de los perfiles de adherencia del cemento y de pozo abierto para ubicar el mejor punto de inicio posible.

Una sección de cañería de 60 – 70 pies es fresada y se coloca un tapón de cemento a través de ella. El resto de la operación involucra cinco pasos:

1. El conjunto de fondo es bajado al pozo y orientado.

2. El pozo es desviado fuera del tapón de cemento y se comienza la perforación en pozo abierto del giro de la vertical a la horizontal. Mientras se perfora esta sección, el pozo es continuamente monitoreado y dirigido.

3. Cuando el ángulo se aproxima a 45°, puede realizarse ajustes al conjunto de fondo para corregir si ha habido cambios en la perforabilidad de la formación.

4. Tan pronto como el pozo alcanza el plano horizontal, el conjunto de fondo curvo es reemplazado por un conjunto de pozo recto.

Cuando se perfora la sección horizontal del pozo, el arrastre aumenta en forma substancial. Esto es, en consecuencia, bastante importante para mantener el pozo recto y proveer tanta lubricación del pozo como sea posible con el fluido de terminación.

5. Al final de la carrera en la parte horizontal recta del pozo, se circula y la columna perforadora es sacada para quitar el conjunto de fondo especial.

Finalmente, la columna de tubería de 2 7/8 pulg. es bajada al pozo luego de instalar un zapato guía y, normalmente, una cañería perdida ranurada. El punzamiento con cañones es raramente usado dado que las cañería ranuradas son menos costosas y habitualmente bastante adecuadas.

Sistema de Fresado en Reparación11 Mientras la Cantidad de pozos horizontales aumenta, se ha hecho más evidente que se requiere un sistema confiable de terminación/reparación para pozos horizontales. Slimdril International Inc., especialista en reparaciones de pozos entubados, ensayó en forma exitosa un nuevo sistema de fondo de pozo que brinda un medio confiable para conducir las terminaciones y reparaciones de pozos horizontales. Durante un ensayo en campo llevado a cabo recientemente en un pozo horizontal (ver Fig. 14.47), la operación de fresado fue completada exitosamente en 2,5 días con una cantidad mínima de conjuntos de fondo.

Fig. 14.47Fuente: Jim D. Fultz, Marzo de 1990.11 Las condiciones de ensayo en campo requirieron el fresado de del conjunto anillo retenedor sello de hierro fundido, 152 pies de cemento, cupla de asiento de bronce/magnesio y cupla flotadora de magnesio.

Descripción del Sistema

El conjunto de fondo usado para efectuar esta operación de fresado se muestra en la Fig. 14.48. Este conjunto consiste de cinco componentes descriptos en la figura.

Fig. 14.48Fuente: Jim D. Fultz, Marzo de 1990.11 Conjunto de fondo usado para efectuar la operación de fresado

Fresa de carburo. La Fresa de carburo de fondo ondulado mostrado en la Fig. 14.49 es comúnmente usada en reparaciones que incluyen metal y concreto. Esta fresa tiene varias ventajas sobre las fresas de fondo plano y de aletas dado que el perfil ondulado da una acción de corte más agresiva sobre el hierro y otros metales y no sufre problemas de atascamiento severo o desgaste asociados con las fresas de aletas. El perfil ondulado agresivo brinda alta penetración en concreto cuando las fresas son usadas con motores de alta velocidad. La capacidad de esta combinación fresa-motor para perforar efectivamente metal y concreto permite que la mayoría de los trabajos sean completados con una fresa, eliminando así la necesidad de realizar maniobras para cambiar fresas.

Fig. 14.49Fuente: Kim D. Fultz, Marzo de 1990.11 La fresa de fondo ondulado es comúnmente usada en terminacionesque involucran metal y concreto

MDP de alto rendimiento. Los avanzados motores de desplazamiento positivo de alto rendimiento Slimdril (MDP) son usados como fuente de potencia en el fondo con estas fresas (ver Fig. 14.50) Los motores para pozo pequeño se ajustan especialmente al equipo para pozo entubado y reparaciones horizontales, dado que eliminan la rotación del sondeo y reducen significativamente torque y desgaste de cañería. Son especialmente ventajosos en pozos altamente desviados y horizontales donde altos grados de curvatura y patas de perro causan mayor fatiga de columna perforadora y desgaste de cañería. Los motores para pozo pequeño de alto rendimiento entregan una potencia 50% a 100% mayor que los motores competitivos, incrementando de esta manera la eficiencia de las operaciones de fresado reparación.

Fig. 14.50Fuente: Jim D. Fultz, Marzo de 1990.11 Fue usado MDP de alto rendimiento, dado que elimina la rotación del sondeo mientras que reduce significativamente el torque de la columna perforadora y el desgaste de la cañería.

Substituto de circulación. Un substituto de circulación (ver Fig. 14.51), normalmente usado en terminaciones y reparaciones de pozos pequeños, no fue requerido en este trabajo. Este substituto de circulación está diseñado para desviar el flujo por encima del motor mientras se realizan maniobras de sacada del pozo para eliminar maniobrar con el sondeo lleno. El substituto permanece cerrado durante la operación de perforación y es activado dejando caer una bola a través de la columna perforadora cuando la operación es completada.

Fig. 14.51Fuente: Jim D. Fultz, Marzo de 1990.11 El substituto de circulación no fue requerido en el trabajo de campo.

Substituto con boquilla. El substituto con boquilla mostrado en la Fig. 14.52 fue usado primero en este trabajo en lugar del substituto de circulación. El substituto con boquilla desvía parte del fluido al anular por encima del motor para incrementar el caudal anular y ayudar en la remoción de recortes de fresado de acero, bronce y magnesio del pozo. El MDP permite un caudal máximo de 50 gpm, mientras que fueron requeridos 160 gpm para remover los recortes efectivamente. En consecuencia, 110 gpm fueron desviados directamente hacia el anular mediante el substituto con boquilla. Este fue ajustado con boquillas de trépano tricono con un diámetro para lograr una caída de presión de 800 psi requeridos para operar el motor.

Fig. 14.52Fuente: Jim D. Fultz, Marzo de 1990.11 Se utilizó primero substituto con boquilla en lugar de substituto de circulación

Columna perforadora. Se utilizó una columna perforadora telescópica consistente en 2.000 pies de sondeo C.S. Hydril de 2-1/16 pulg. en el fondo con sondeo PH-6 de 2-7/8 pulg. sobre él hasta superficie (ver Fig. 14.53) El sondeo 2-1/16 pulg usado en la cañería perdida de 4 pulg no brindó un margen de seguridad suficiente respecto de la resistencia para usar durante todo el trayecto hasta la superficie. Su pequeño DE disminuyó la velocidad anular en la cañería perdida más grande de 7 pulg.

Fig. 14.53Fuente: Jim D. Fultz, Marzo de 1990.11 La columna perforadora telescópica durante el ensayo consistíade 2000 pies de sondeo de 2 1/16 en el fondo, con sondeo de 2-7/8 pulg. sobre él hasta la superficie.

RESULTADOS EN CAMPO

El sistema para pozos pequeños se llevó a cabo tal como era esperado en el pozo horizontal y su rendimiento fue comparable con las operaciones de pozo vertical. Los siguientes datos representan el rendimiento promedio del sistema en este trabajo:

Cantidad de Conjuntos de Fondo: 3Tiempo Total: 2,5 díasTiempo de perforación: 18,5 hr.Penetración (anillo sello de hierro): 2 pulg. por hr.Penetración (collar de alojamiento de bronce/magnesio): 3 pulg. por hr.Penetración (collar flotador de magnesio): 3 pulg. por hr.

Penetración (en cemento): 22 pies/hrAngulo máximo mientras se perfora 88º

Las siguientes conclusiones fueron extraídas de este ensayo en campo:

Las reparaciones convencionales son técnica y económicamente factibles en pozos horizontales.

El rendimiento de las herramientas para pozo pequeño es comparable con el rendimiento en pozos verticales

Las velocidades de fresado fueron de 2 pulg/hr en anillo sello de hierro, 3 pulg/hr. en un collar de alojamiento de bronce/magnesio y en collar flotador de magnesio, y 22 pies/hr. en cemento.

Los motores para pozo pequeño de alto rendimiento se desempeñaron bien a lo largo del ensayo, fueron usados motores nuevos durante cada carrera para asegurar un alto rendimiento.

El substituto con jet experimental derivó 110 gpm directamente hacia el anular para ayudar a remover los recortes de acero, bronce y magnesio del pozo.

El substituto con jet dificultó el monitoreo de la operación del motor dado que los aumentos de presión asociados con aumento del torque de motor fueron difíciles de detectar en superficie.

Sin problemas de pérdida de circulación, la operación podría haber sido completada con un solo conjunto de fondo y en menos de un día en lugar de 2,5 días.

Sistemas Dirigibles4

Un sistema dirigible es realmente un sistema e incluye trépano adecuadamente seleccionado, motor de fondo con aumento de tendencia de pata de perro incorporada, y sistema de medición mientras se perfora (MMP) para permitir el rastreo continuo de la trayectoria del pozo (Fig. 14.54). La configuración del motor, tipo de trépano, y pata de perro del motor debe ser seleccionada para cada pozo para que cumpla las condiciones de perforación y los objetivos del curso.

Sistema dirigible típico

Motor con protectora Estabilizada curva

Herramienta de registro

Trépano de PDC

Fig. 14.54Fuente: Gary M. Briggs, Febrero de 1990.4

Generalmente se encuentran disponibles dos tipos de motores de fondo: motores con turbina y desplazamiento positivo (MDP). La mayoría de los sistemas dirigibles en la actualidad son armados usando un MDP debido a su capacidad de control superior en ambiente direccional y parámetros de diseño que evitan la fabricación de un motor con turbina en protectora acodada. Los MDP desarrollan potencia desde una configuración rotor/estator (Fig. 14.55).

21El torque rotativo al trépano es aplicado con los motores de fondo. Debido a que están colocados por encima del trépano en la columna perforadora, se elimina la rotación de la misma, reduciendo así el desgaste de ésta y de la cañería. Adicionalmente, los motores de fondo pueden ayudar al control de la desviación debido a que se requiere menos peso sobre trépano – a veces tan poco como 50% del peso sobre trépano necesario para perforación rotativa.

Un motor de fondo de pozo habitualmente consiste de válvula desviadora, unidad motora o fuente de potencia, conjunto de cojinetes (Fig. 14.56). La fuente de potencia es ya sea motor de desplazamiento positivo o con turbina. Algunos motores requieren además una unión o acople universal.

Motor de fondo de desplazamiento positivo

Válvula desviadora

Lodo

Rotor Rotor

Estator Estator

Fig. 14.55Fuente: Gary M. Briggs, Febrero de 1990.4

Válvula desviadora

Unidad motora o Fuente de potencia

Unión o acople Universal

Conjunto de cojinetes

Substituto de trépano PEI

Fig. 14.56Fuente: Steven D. Moore, Agosto de 1986.21 Vista de un motor de perforaciónde fondo de desplazamiento positivo.

Válvula desviadora. La válvula de dos vías, alojada en substituto en la parte superior del motor, permite que el fluido de circulación se desvíe del motor. La válvula permite que el fluido llene la columna perforadora cuando se realizan maniobras de bajada al pozo y, recíprocamente, permite que el fluido drene de la columna perforadora hacia el anular cuando se realizan maniobras de sacada del pozo.

Unidad motora. Los motores de desplazamiento positivo operan de acuerdo con el principio de Moineau. El fluido de perforación es bombeado a través de cavidades del estator de hélice interna elastomérico. El fluido transfiere su fuerza a potencia rotativa girando el rotor de acero de hélice externa (Fig. 14.55)

Los motores de desplazamiento positivo convencionales tienen rotor de un lóbulo que rota en el interior del estator de dos lóbulos. Los fabricantes han diseñado además combinaciones de rotor-estator de desplazamiento positivo multilóbulos. Una compañía construye un motor de desplazamiento positivo con rotor que tiene ocho lóbulos. El número incrementado de lóbulos actúa como engranaje de reducción integral que permite que el motor entregue una mayor potencia a menores velocidades y mayor torque.

Los perforadores a turbina usan ésta como fuente de potencia. La unidad motora o sección de turbina está compuesta de 50 a 100 etapas conducidas, dependiendo de los requerimientos de potencia.

Cada etapa conducida consiste de un rotor vinculado en forma segura al eje conductor y un estator fijado al cuerpo de la sección de la turbina. Cuando el fluido pasa a través de cada estator, el rotor correspondiente es forzado a rotar (Fig. 14.58) Debido a que el caudal másico del lodo permanece constante, la misma cantidad de potencia es dada a cada etapa conducida. Como resultado, la potencia de la turbina es directamente proporcional a la cantidad de etapas.

Unión universal. En el caso de motores de desplazamiento positivos, el extremo inferior del rotor está conectado a un conjunto de uniones o acoples universales, que convierten el movimiento excéntrico del rotor en movimiento rotativo y transfiere efectivamente potencia al eje conductor.

Motor de desplazamiento Motor de desplazamiento positivo multilóbulo positivo convencional

PEI

Fig. 14.57Fuente: Steven D. Moore, Agosto de 1986.21 Vistas de sección transversal de la fuente de potencia de motor de fondo de desplazamiento positivo multilóbulo y convencional. La cantidad incrementada de lóbulos permite que el motor entregue mayor potencia a bajas velocidades y alto torque.

Conjunto de cojinetes. El conjunto de cojinetes ayuda a transmitir rotación y torque de sección motora al trépano. La mayoría de los motores tienen cojinetes radiales y de empuje para absorber cargas transversales y fuerzas de pandeo.

Frecuentemente los cojinetes están hechos de carburo de tungsteno para mejorar resistencia al desgaste. Solo un pequeño porcentaje del caudal total del fluido de perforación fluye a través de los cojinetes para lubricación y enfriamiento.

Fig. 14.58Fuente: Steven D. Moore, Agosto de 1986.21 En un perforador a turbina, el fluido de perforación es bombeadocon presión a través de cada etapa conducida, forzando al rotor a girar. La fuente de potencia del turbodrill puede tener de 300 etapas conducidas

La tendencia de aumento de ángulo del sistema motriz, llamada pata de perro, es determinada por el arco natural del sistema (Fig. 14.59). Esta relación de arco es establecida usando protectora de motor acodada (normalmente curvas de ángulo ½ a 1½°) unido a la estabilización por debajo del calibre en el mismo motor y exactamente por encima de él. Variando la inclinación en la protectora del motor, así como la ubicación del estabilizador y su calibre, el arco deseado puede ser determinado .

Fig. 14.59Fuente: Gary M. Briggs, Febrerode 1990.4

Normalmente existen varias combinaciones posibles que producirán la tendencia de pata de perro deseada. En cada caso, la ubicación está basada en la configuración que proveerá el mejor rendimiento desde el punto de vista de la perforación rotativa. Esto permite que la perforación rotativa, que es la más eficiente desde el punto de vista de la penetración, sea el modo principal de perforación

Cálculo simplificado deRadio de curvatura

Donde: R = radio (pies)d = grados/100 piesF = longitud en pies perforada

4Se utilizan dos modos diferentes de perforación con un sistema dirigible. El primero de ellos involucra solo perforación orientada de deslizamiento con la mesa rotaria trabada. En el modo orientado, el motor producirá cambios de ángulo resultantes de la tendencia de pata de perro del motor, haciendo posible cambiar aumento de ángulo y/o dirección del curso del pozo de acuerdo a necesidad.

La tendencia de pata de perro del sistema está diseñada para brindar cambios de ángulo mayores que los que se necesitan en realidad de manera tal que la mayoría de la perforación puede ser realizada en el modo de perforación rotativa convencional. Alternando entre modos de deslizamiento y rotación, es posible obtener aumentos de ángulo o giros globales necesarios para una trayectoria de pozo particular sin maniobrar para cambiar el conjunto de fondo, minimizando así el tiempo de maniobras no productivas. Dado que el sistema ha sido diseñado para alcanzar el objetivo global cuando la perforación es rotativa, puede también obtenerse una excelente penetración.

El resultado de esta combinación de modos de perforación, o dirigibilidad, es perforación más exacta y precisa del pozo, logrando objetivos de perforación con mayor rendimiento. En el caso de pozo direccional, es posible permanecer más cerca de la trayectoria planeada del pozo, y alcanzar objetivos con más exactitud. Con sistema de perforación convencional existe

tendencia a permitir que el pozo se desvíe del curso considerablemente antes de realizar una corrección debido al tiempo de equipo involucrado para maniobrar y cambiar el conjunto de fondo.

Los sistemas de perforación dirigible pueden ser también utilizados para mantener un pozo sobre el curso vertical verdadero en un área donde el control de desviación es un problema. En una situación donde la perforación con péndulo normalmente podría ser requerida, la penetración global puede ser a menudo mejorada usando sistema dirigible.

Además de mantener el pozo en curso, el costo es también una preocupación importante en cualquier proyecto de perforación. Optimizando el progreso de la perforación con sistema dirigible, es posible reducir el costo por pie global del pozo.

Determinando el Grado de Aumento de la Curva5

El desarrollo de sistemas con motor de fondo dirigible y el uso de sistemas de medición mientras se perfora (MMP) hace práctica la planificación de pozo horizontal utilizando grados de aumento de curva agresivos, aunque predecibles. Pero antes que pueda seleccionarse el aumento de ángulo, deben examinarse los factores limitantes tales como límites de la concesión, problemas potenciales relacionados con la formación, y métodos de terminación y producción.

La selección del grado de aumento de la curva puede ser simplificada con el gráfico radio versus aumento de ángulo en Fig. 14.60. El gráfico puede ser usado para determinar radios del pozo y aumento de ángulo cuando la inclinación aumenta de 0° a 90° como una curva continua suave. Sin embargo, el perfil de pozo real probablemente tendrá una sección tangencial o secciones de aumento de ángulo múltiples en lugar de curva continua. Esto podría, por supuesto, afectar el desplazamiento vertical y horizontal finales del punto final de la curva.

Para usar el gráfico, seleccionar primero una potencial longitud de radio de curvatura sobre el eje vertical. Luego a la derecha en línea recta hasta el punto donde la línea curva entera hace intersección. Desde este punto hacia abajo verticalmente hasta el eje horizontal para determinar aumento de ángulo requerido (grados/100 pies). Desde aquí hacia arriba hasta la línea curva punteada y luego en forma recta a la izquierda hasta el eje vertical una vez más. Este número es la cantidad de pies que deben ser perforados para obtener el aumento o radio de curvatura seleccionado.

Una vez que se ha determinado el radio de curvatura aproximado a partir de la carta, puede usarse la siguiente fórmula para determinar el radio, aumento de ángulo, y longitud en pies a ser perforada:

donde:R = radio, piesd = grados / 100 piesF = longitud en pies perforada

Desde un punto de vista práctico, observar que cuando el aumento ángulo se incrementa, el radio de curvatura disminuye – es decir, la longitud en pies real requerida para completar la curva disminuye significativamente. La Fig. 14.60 muestra que cuando el aumento de ángulo es incrementado de 5°/100 pies a 20°/100 pies, la longitud del radio y la longitud en pies a ser perforada disminuyen substancialmente, de 1.150 a 290 pies, y de 1.800 a 450 pies, respectivamente. Sin embargo, cuando el aumento de ángulo se incrementa por encima de 20°/100 pies, el radio disminuye menos--es decir, a 35°/100 pies, la longitud del radio disminuye solo 120 a 170 pies y la longitud en pies perforada disminuye de 160 a 260 pies.

Otro factor a considerar durante el proceso de selección del aumento de ángulo son los requerimientos finales de terminación del pozo. Los sistemas convencionales de cañería perdida usualmente pueden ser usados en pozos horizontales

de radio medio que tienen aumentos de ángulo 20°/100 pies o menos. Las condiciones individuales del pozo dictarán la necesidad de centralización, reciprocación y rotación. Sistemas de colgado de cañerías perdidas específicos se encuentran disponibles a través de varias compañías de servicio para cumplir estas necesidades. Finalmente, el método de producción debe ser evaluado para asegurar la compatibilidad con el perfil de la curva.

Radio de curvatura, pies Longitud perforada, pies

Aumento de ángulo, grados/100 pies

Fig. 14.60Fuente: Gary M. Briggs, Septiembre de 1989.5

Gráfico de aumento de ángulo versus radio de curvatura

J. Trépanos: Selección/Problemas/Causas/Soluciones16

Cuando Se Trata de perforar pozos de alcance extendido y horizontales, se recurre a trépanos de perforación para que lleven el trabajo a cabo de manera diferente que en el caso del pozo vertical. Aunque ya ha sido producido una extensa cantidad de literatura sobre perforación altamente desviada, se carece de una apreciación global de los problemas encontrados en ángulos grandes y de criterio de selección de trépanos para trayectorias de pozos laterales.

Problemas y causasLas causas de los problemas de trépano en pozos de ángulo grande se desarrollan principalmente por la trayectoria desviada del mismo pozo o por los métodos empleados para desviar el pozo para alcanzar la zona productora.

Virtualmente todas las secciones de aumento de ángulo son perforadas con conjunto de fondo que incluye motor direccional junto con diversos componentes que producen fuerza lateral, tal como la protectora acodada simple unido a substituto acodado o a unidad de inclinación doble (UID). Para cambiar el curso, la mesa rotaria es trabada en la cara de la herramienta orientada en la dirección del curso deseada. De este modo el trépano gira sobre su propio eje.

Lo

ng

itu

d,

pie

s

Una vez que se ha establecido el curso a ser mantenido en una distancia, la mesa rotaria es pateada. Los codos simples o múltiples en el conjunto causan que el trépano perfore un pozo de diámetro mayor al del trépano y rote el eje de la columna perforadora en un círculo alrededor del eje de la columna perforadora. Cuanto mayor es el ángulo del codo o mayor la distancia del frente del trépano desde el codo, este fenómeno entra más en juego. (Fig. 14.61)

Además de las secciones de aumento, muchas secciones horizontales y tangentes son también perforadas con sistema dirigible. Esto significa que la carga lateral inducida excéntricamente puede entrar en juego en todas las secciones de un pozo de alcance extendido u horizontal.

La carga lateral somete a esfuerzos de impacto a la periferia inferior del trépano tricono y a lo largo del frente y en la sección inferior de calibre del trépano de cortador fijo (Fig. 14.62). De ello puede resultar la reducción de la vida útil de los cojinetes del trépano y el incremento del desgaste del calibre. Los cojinetes del motor también se encuentran sujetos al desgaste acelerado debido a estos esfuerzos por carga lateral.

Fig. 14.61Fuente: William King, Abril de 1990.16 Si la mesa rotaria es usada para girar elsondeo cuando un conjunto acodado estáen el pozo, el trépano será forzado a perforar un pozo más grande que su diámetro dado que el trépano será rotado alrededor del eje de la columna perforadora

Fig. 14-62Fuente: William King, Abril de 1990.16 La carga lateral causará el desgaste excesivo del calibre en trépanos de cortador fijo y triconos

El uso de motores de Fondo y/o sistemas de rotación superior guiados en perforación horizontal incrementa las RPM del trépano comparando con la perforación rotaria. Las mayores velocidades de rotación aceleran el desgaste de los cojinetes y del sello en los trépanos triconos y aceleran el desgaste de la estructura de corte y del calibre en trépanos de cortador fijo.

Otro área de preocupación puede resultar del alto torque en el trépano causando problemas de atascamiento de motores de fondo y de orientación de la cara de la herramienta. Cuando se exceden los limites de torque, se alcanza la alta presión en el motor atascado resultando frecuentemente en daño al estator de goma. El alto torque puede alterar la orientación de la cara de la herramienta lejos de su ubicación conocida resultando en correcciones inadecuadas y excesi -vas.

Selección de un trépano con dirigibilidad inadecuada puede evitar que el perforador direccional logre el aumento de ángulo y giro planeados. Puede también causar que las correcciones requieran más tiempo y distancia para recuperar el curso.

La inversa de este problema se experimenta cuando un trépano falla en mantener el ángulo que es requerido o se sale del azimut planeado demasiado rápido. La caminada y caída de ángulo puede llevar a correcciones adicionales o a cambios de conjunto de fondo.

Cuando aumenta el ángulo de la trayectoria del pozo, la gravedad tiene un efecto creciente sobre el trépano. La carga lateral inducida por gravedad, aún en una carrera con rotación, puede causar desgaste acelerado de cojinetes y calibre.

con altos ángulos más y más peso es absorbido por la interface columna/pozo, brindando potencialmente un peso sobre trépano inadecuado, que puede causar baja penetración con trépanos triconos y de cortador fijo.

Un problema final asociado con los pozos de alto ángulo incluye la repasada. El aumento de recortes en el lado bajo del pozo puede dificultar la sacada del pozo. Los recortes perforados, especialmente si son abrasivos, atacarán el faldón y el cuerpo de los trépanos triconos y acelerarán el desgaste en el tope del calibre de los trépanos de cortadores fijos.

Soluciones

Cuando se perfora un pozo de alcance extendido u horizontal, los trépanos con mezcla de características dirigida a solucionar estos problemas pueden disminuir el costo por pie del pozo y lograr una curva suave hasta la zona productora objetivo.

Una solución primaria recae en la selección o especificación de trépanos con hileras y secciones de calibre reforzadas. La carga lateral y las RPM incrementadas aumentan el desgaste de calibre. En trépanos de cortadores fijos, el calibre puede ser reforzado con diamante natural o policristalino térmicamente estable adicional. Los trépanos triconos pueden ser seleccionados con insertos de hilera exterior más durables, más insertos de calibre y recubrimiento con metal duro del faldón (Fig. 14.63)

Cuando es operativamente factible, las secciones tangencial y horizontal pueden ser perforadas usando mesa rotaria sin el sistema dirigible para reducir carga lateral excéntrica y RPM. El compromiso es una reducción del control direccional y más cambios de conjunto de fondo comparados con reducción en el deterioro de trépanos y motores.

Otra forma en que se pueden combatir los efectos de carga lateral es seleccionar un motor con el ángulo de curvatura más cercano a la cara del trépano. Un motor de este tipo puede alcanzar aumento de ángulo deseado con menor severidad reduciendo la carga de esfuerzo lateral aplicada al trépano.

El problema general de reducción de vida útil del trépano debido a las altas RPM puede ser enfocado de diferentes maneras. Donde es aplicable, los trépanos de cortadores fijos son frecuentemente usados con conjuntos dirigibles porque soportan altas RPM. Cuando se va a hacer funcionar el motor durante un largo período, un trépano de cortador fijo puede muy bien ser la mejor selección. Aún los agresivos trépanos de PDC pueden ser endurecidos a en su frente y reforzados hasta el calibre para tener un menor desgaste a mayores RPM.

Si la aplicación requiriera trépanos triconos, como una formación que contiene porcelanita o pirita, sería aconsejable un tipo de trépano tricono con cojinete y sello diseñado para RPM más altas. Una operación de corrección con motor corta podría ser tal vez realizada de manera más económica usando trépano tricono estándar o con trépano de cortador fijo reutilizable.

Aquí también la selección del motor puede hacer la diferencia. Elegir un motor que opera a bajas RPM con un caudal dado puede reducir los efectos de desgaste de las RPM en el trépano y extender la vida útil del mismo.

Los problemas de atascamiento de motor y de cara de herramienta esencialmente ocurren solo cuando se usa un trépano de cortador fijo. La selección de un trépano de cortador fijo menos agresivo que produzca menos torque puede mejorar o solucionar el problema. Cambiar a trépano tricono seguramente solucionará este par de problemas.

Los problemas de trayectoria representan las dificultades más complejas en selección del trépano en perforación de un pozo de alcance extendido u horizontal. Los trépanos que resisten el aumento de ángulo o la realización de correcciones rápidas restan dirigibilidad al sistema dirigible y frustran los esfuerzos del perforador direccional para seguir su curso.

En trépanos de cortadores fijos los factores básicos de control en dirigibilidad son longitud del calibre y agresividad de corte lateral. Los trépanos de cortador fijo con patines de calibre largos pueden ser difíciles de dirigir, por lo que serían aconsejables longitudes de calibre más cortas (Fig. 14.64) si la dirigibilidad es crítica. Además los diseños a medida con estructuras de corte lateral agresivo, tales como patines de PDC, pueden incrementar en gran medida la dirigibilidad.

Fig. 14.63Fuente: William King, Abril de 1990.16 Para combatir desgaste por cargalateral, los trépanos triconosdeben ser especificados para tener hilera exterior de insertos másdurable, más insertos en el calibre ymetal duro en el faldón.

Fig. 14.64Fuente: William King, Abril de 1990.16 Menores longitudes de calibre son usadas en trépanos de cortadores fijos para facilitar su dirigibilidad. Las estructuras de corte lateral agresivastambién incrementan la dirigibilidad.

Los trépanos triconos con patines estabilizadores en las patas incrementarán la resistencia al empuje lateral en un sistema dirigible. Esto significa que no sería generalmente recomendada la opción de patines en las patas para una sección de aumento de ángulo.

El problema opuesto se presenta cuando el perforador direccional está tratando de mantener ángulo en una sección horizontal o tangencial. A través de estas secciones, serían indicadas mayores longitudes de calibre, estructuras de corte lateral menos agresivas y patines en las patas de trépanos triconos para resistir la caída de ángulo.

Dejar el sistema dirigible en el pozo permite que se realicen correcciones, pero vuelve a traer problemas de agregado de horas al motor y de desgaste de trépano por RPM.

El control de azimut es otro problema de trayectoria. Aunque las secciones de aumento de ángulo y sostenimiento estén hechas correctamente, se puede perder el objetivo si la caminada del trépano desvía la trayectoria del pozo del azimut. La regla del pulgar general es que los trépanos triconos caminan hacia la derecha y los trépanos de cortador fijo caminan hacia la izquierda. Para los trépanos triconos, se cree que la caminada hacia la derecha deriva del pivoteo del trépano sobre el cono en la parte baja del pozo que conduce al cono siguiente hacia el lado derecho de la pared del pozo. La caminada hacia la izquierda de los trépanos de cortador fijo se cree que es puramente un resultado del torque reactivo.

Fig. 14.65Fuente: William King, Abril de 1990.16 La tendencia de los trépanos triconosde caminar hacia la derecha se cree deriva delpivoteo del trépano sobre el cono en la parte baja del pozo que conduce al cono siguiente hacia el lado derecho del pozo

Los perforadores direccionales han usado durante mucho tiempo las tendencias de caminada del trépano para prede-cir a dónde se dirigirían sus conjuntos. Los planes de pozos costa afuera son frecuentemente “dirigidos” hacia la iz-quierda para compensar la caminada hacia la derecha experimentada con trépanos usados en la parte superior del pozo.

La “solución” actual para la caminada del trépano incluye monitoreo y corrección de la trayectoria donde así se indique. Durante el transcurso del programa de múltiples pozos, estas tendencias pueden ser tabuladas y mantenidas en base de datos para diferentes tipos de trépanos como ayuda para selección del trépano y predicción de la tendencia. También pueden resultar beneficiosos los programas de predicción comercialmente disponibles que tienen en cuenta las tendencias de la caminada del trépano.

El aplicar bajo peso sobre trépano debido al arrastre de la columna con grandes ángulos puede causar penetración menor a la anticipada. El desgaste aplanado de las crestas en los trépanos triconos puede resultar de ello y esto confirmará que se aplica bajo peso sobre trépano.

Se encuentran disponibles dos soluciones. Continuando con el uso del sistema dirigible, las RPM pueden ser subs-tituidas por peso para recuperar la penetración adecuada. La otra opción, para una operación de motor o mesa rotaria, es seleccionar un trépano más agresivo, de cortador fijo o tricono, para hacer mejor uso del peso disponi ble sobre trépano.

En lo que respecta al trépano, el problema del aumento de los recortes en la parte baja de la sección horizontal puede hacerse evidente cuando se va a realizar una maniobra de sacada del trépano del pozo. En los trépanos triconos, los patines en las patas (Fig. 14.66) ayudarán a levantar el trépano sobre los recortes y brindar protección adicional al cuerpo del trépano haciendo más probable sacar el trépano con una condición reutilizable. El metal duro en el faldón mejorará también la resistencia al desgaste de los laterales del trépano.

Incrementar los diamantes de calibre en trépano de cortador fijo e insertarlos en el bisel del calibre sobre el calibre (Fig. 14.67) ayudará a mantener el calibre del trépano y brindar una estructura de corte inverso para la repasada. Estas características mejorarán además la probabilidad de sacar un trépano reutilizable.

Un enfoque final para el problema de desarrollo de lecho de recortes en el fondo de una sección horizontal es em-plear un fluido de perforación que forme gel rápidamente para mantener los recortes en suspensión, evitando la acumulación el lado bajo.

Fig. 14.66Fuente: William King, Abril de 1990.16 Los patines en las patas de trépanos triconos no solo brindan mejor protección del cuerpo del trépano sino que pueden ayudar a levantar el trépano sobre la acumulación de recortes, reduciendo el arrastre

Fig. 14.67Fuente: William King, Abril de 1990.16 El uso de diamantes en el bisel del trépano de cortador fijo permite que sea usado para repasadas cuando la acumulación de recortes es un problema

Los problemas y soluciones resumidas anteriormente nos dan ocho criterios básicos de selección de trépanos para perforación de alcance extendido y horizontal. Se resumen de la siguiente manera:

La selección del trépano debe basarse en el tipo de formación a ser cortada

Deben seleccionarse trépanos con protección mejorada de calibre.

Los trépanos triconos con características para soportar altas RPM pueden ofrecer soluciones económicas

Los trépanos triconos con patines en las patas pueden ser beneficiosos pero es posible que reduzcan dirigibilidad

Los trépanos de cortador fijo con longitudes reducidas de calibre serán dirigidos más fácilmente.

Los trépanos de cortador fijo con longitudes extendidas de calibre mantendrán el ángulo en forma más efectiva

Los conjuntos de perforación rotativa en secciones tangenciales u horizontales proporcionarán una selección de trépano más amplia pero pueden reducir el control direccional

Los sistemas dirigibles proporcionan un control aumento del y pueden reducir los cambios del conjunto de fondo pero requieren una atención adicional en la selección del trépano.

Con la creciente importancia de la perforación de alcance extendido y horizontal para la recuperación económica de hidrocarburos, es seguro que los fabricantes de trépanos de perforación pondrán cada vez más énfasis en el diseño apuntando a un buen desempeño en pozos con alta desviación.

Ensanche del Pozo (Para Minimizar la Desviación en Formación Blanda)

1. Realizar maniobra de sacada circulando en el cabezal de pozo para minimizar la pérdida de presión hidrostática. Esto reducirá la formación de tapones puente

2. Tratar de evitar agrandamiento y/o lavadura usando buenas prácticas operativas e hidráulica acorde. Esto minimizará la formación de tapones puente

3. Utilizar conjunto de fondos sumergido durante el ensanche del pozo. Esto produce flexibilidad en la parte inferior pero mayor rigidez por encima del ensanchador.7

4. Durante la maniobra de bajada al pozo, debe demorarse la rotación del sondeo hasta que se asiente todo el peso en el ensanchador. La columna debe ser maniobrada hacia abajo tan lejos como sea posible antes de rotar. Cuando se comienza la rotación el ensanchador debe seguir el pozo.

K. Terminaciones:2

Las condiciones del reservorio definirán el método de terminación que tenga más probabilidades de ser exitoso. Las formaciones con buenas características naturales de flujo en un pozo vertical deberían ser probablemente terminadas a pozo abierto. Las formaciones que normalmente requerirían ser estimuladas en un pozo vertical deben ser terminadas a pozo entubado, o con terminación “estimulada”. Si el reservorio tiene antecedentes conificación de agua o gas, el pozo debe ser cementado para mantener el control del mismo. De esta manera, el avance de agua o gas a lo largo del intervalo horizontal podría ser tratado por métodos de cementación secundaria o a presión.

En terminaciones a pozo abierto, se cementa una cañería protectora sobre el tope de la zona productora para lograr un sello entre la zona productora y la zona lindera por encima de la misma. El flujo a través de la permeabilidad de la matriz y las fracturas naturales entra al pozo con una caída de presión mínima.

Las terminaciones estimuladas son aquellas en que cañería intermedia es cementada dentro de la sección vertical, luego se cementa cañería de producción dentro de sección horizontal cementando unos pocos pies dentro de la sección intermedia o todo el camino hasta la superficie. El control de la ubicación para fracturas inducidas y otras estimulaciones es entonces establecido.

Terminaciones a Pozo Abierto

Una terminación a pozo abierto es un método de terminación básico y simple. Estas (Fig. 14.68) pueden ser eficaces sólo donde la roca reservorio tiene suficiente integridad para evitar colapso o derrumbe de la pared cuando el flujo en bloque se produce. El éxito de este estilo de terminación depende también de la existencia de fracturas naturales y permeabilidad en el reservorio, dado que la estimulación de estos pozos no es particularmente eficaz ya que no es posible la aislación de los intervalos para tratamiento.

Estos pozos son cementados en la porción vertical del pozo y sobre el tope del intervalo de producción. La producción debe ser por fuerzas naturales en el reservorio, o debe bajarse tubería a través de la porción vertical y dentro de la zona productora para permitir producción mediante bomba.

El pozo abierto puede ser limpiado mediante fluidos de terminación vía tubería convencional o tubería continua. Algunos operadores tienen pozos acidificados terminados a pozo abierto; sin embargo, algunos de estos tratamientos han causado cavernas y derrumbe de las paredes del pozo.

La Figura 14.69muestra una terminación horizontal utilizando una cañería perdida ranurada centralizada. Una herramienta de cementación por etapas combinada con empaquetador anular (empaquetador inflable relleno con cemento u otro fluido) sobre la cañería perdida permite la cementación de la cañería de producción sin cementar la cañería perdida ranurada. Estos sistemas de empaquetadores se encuentran disponibles como piezas separadas, o en combinación, de una variedad de fuentes. Las compañías de servicio que proveen estos sistemas deben ser capaces de documentar la capacidad de mantenimiento de presión, los espacios anulares máximos y mínimos, y el rango de temperatura al cual trabajará el equipamiento.

Las cañerías perdidas ranuradas pueden ser ancladas cementando un tramo corto de cañería perdida en el interior de los últimos pies de cañería, luego sellando la cañería perdida ranurada o perforada dentro del tramo corto.

La Fig. 14.71 muestra una terminación a cañería perdida ranurada o perforada en la cual empaquetadores de cañería inflables son usados en combinación con cementadores de abertura completa (sin bombear cemento; herramientas solamente usadas para control de fluidos) para aislar las zonas a lo largo del intervalo de producción. De esta forma, se puede lograr una limpieza eficaz de la zona, aunque el intervalo no haya sido cementado.

Fig. 14.68Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Terminación a pozo abierto

Fig. 14.70Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Terminación a cañería perdida ranurada con cañería perdida de aislación entre la cañería de producción y la cañería intermedia.

Fig. 14.69Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Terminación horizontal con cañería perdida ranurada

Fig. 14.71Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Terminación a cañería perdida ranurada pon empaquetadores inflables y cementadores de etapa de abertura completa usados para la aislación de la zona.

Se puede lograr limpieza efectiva en secciones horizontales no cementadas aislando los intervalos y bombeando fluidos de limpieza tales como agua o soluciones ácidas débiles. La Figura 14.72 ilustra el uso de un empaquetador de inyección tipo copa, centralizado por guías, para aislar las zonas para limpieza. En la Fig. 14.73, un empaquetador de inyección diseñado para punzado de precisión es usado para limpiar las zonas seleccionadas.

Fig. 14.72Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Empaquetador de inyección, centralizados por guías, usado para lavar los intervalos seleccionados de pozo horizontal no cementado.

Fig. 14.73Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2

Empaquetador de inyección diseñado para punzado de precisión usado para lavar selectivamente los intervalos de una cañería perdida perforada.

Cementación de Pozos Horizontales.

Mientras que un trabajo de cementación primario exitoso es uno de los factores más importantes en la rentabilidad de un pozo vertical, es absolutamente crítico en el caso de un pozo horizontal que va a ser terminado como una terminación “estimulada” o donde la formación de conos es característica del reservorio. Las áreas de principal importancia para cementar un pozo horizontal incluyen la mecánica de desplazamiento, y el diseño de la lechada.

El término “mecánica de desplazamiento” se refiere a aquellas acciones tomadas para eliminar el fluido de perforación y los sólidos del pozo con el propósito de obtener una vaina completa de cemento alrededor de la cañería.

Propiedades del fluido de perforación. En pozos que tienen ángulos de desviación de 45° a horizontal, los fluidos de perforación densificados deben tener las propiedades listadas en la Tabla 14.9 para causar que los sólidos permanezcan suspendidos en todo el fluido y no graviten hacia el fondo del pozo. Los sólidos depositados en el fondo son difíciles de desplazar con lechada removedora.

Propiedades del Fluido de PerforaciónAngulo Punto de Fluencia a 72°F

45608590

15202830

Tabla 14.9Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2

Circulación. Previo a cementar, un pozo horizontal debe ser circulado con fluido de perforación bombeando al menos tres volúmenes de pozo, o hasta que el equilibrio de las condiciones reológicas del fluido de perforación sea alcanzado. El fluido de perforación debe ser bombeado tan rápidamente como sea posible, preferiblemente en flujo turbulento, para ayudar a limpiar los recortes de perforación y otros sólidos. Debe eliminarse el tiempo estático.

Movimiento del sondeo. La reciprocación y la rotación de la cañería ayudará a disolver los bolsones de lodo gelificado y a aflojar los recortes que pueden acumularse en ellos. Los limpiadores de pared de alambre sujetos a la cañería pueden intensificar la remoción mediante el movimiento de la cañería. La adecuada centralización de la cañería facilita el movimiento del sondeo en pozos horizontales.

Centralización de la cañería. Dado que las fuerzas hidrostáticas no contribuyen al desplazamiento del lodo en la sección horizontal, el lodo gelificado en el anular es difícil de desplazar, especialmente si el anular es angosto. Se recomienda un Huelgo de por lo menos 60% por ciento y se prefiere 70% (Fig. 14.74). Los centralizadores convencionales de resorte en arco pueden también ayudar a limpiar los sólidos por varios pies aguas corriente abajo del centralizador debido a la turbulencia creada cuando la lechada es bombeada a través del centralizador.

Fig. 14.74

Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Definición de distanciador de cañería

Fig. 14.75Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2

Cementación de un pozo horizontal usando collar de cementación por etapas en la porción vertical del pozo, zapato flotador y centralizadores en cañería de producción. La herramienta de cementación es controlada por tapones tipo desplazamiento. Los cementadores por etapa operados hidráulicamente pueden ser usados para eliminar la necesidad de tapones como medio de control.

Espaciadores y lechadas removedoras. Para un desplazamiento máximo, espaciadores de baja viscosidad para flujo turbulento y lechadas removedoras ayudarán a eliminar lodo gelificado y asentamiento en canales mejor que otros fluidos. Cuando se usan lodos densificados base agua, se pueden usar lechadas removedoras y espaciadores para ayudar a controlar fuga de gas, adherencia, y pérdida de circulación. Los espaciadores y lechadas removedoras deben ser compatibles con el fluido de perforación y la lechada de cemento. Los surfactantes incorporados en los espaciadores base agua pueden ayudar a suministrar esta compatibilidad y a dar a las superficies una “humectación por agua” para mejorar la adherencia al sondeo y a la formación, cuando se usan fluidos de perforación base petróleo.

Velocidad del flujo. Generalmente, cuanto mayor es la velocidad anular mejor es el desplazamiento; sin embargo, la presión de circulación no debe exceder la presión de ruptura de la formación para evitar la invasión de cemento en la formación productiva.

Diámetros de pozo y de cañería. Un espacio anular de 1½ pulg. brindará amplio espacio libre para la lechada y minimizará la presión de fricción por desplazamiento, si un huelgo del 60 por ciento o más es mantenido. Se han obtenido mejores resultados en la cementación de pozos horizontales cuando las lechadas han sido diseñadas para tener 0% de agua libre, tal como se determina mediante el ensayo de agua libre API, sin embargo se recomienda un ensayo más severo usando un accesorio de ensayo inclinado.

La densidad de lechada y propiedades reológicas deben ser consideradas para ayudar a asegurar que la lechada no creará suficiente presión para derrumbar formaciones débiles. Dependiendo de las propiedades de la formación, las lechadas convencionales pueden ser satisfactorias, no obstante pueden usarse lechadas especializadas de baja densidad tales como cemento con espuma para colocar la columna de cemento en una etapa. El cemento expandible puede también mejorar la adherencia donde no se han eliminado exitosamente los sólidos y el lodo gelificado.

Para ayudar a evitar la deshidratación durante la cementación y las excesivas pérdidas de filtrado luego de la colocación, deben usarse aditivos para pérdida de fluido en la lechada bombeada a través del intervalo horizontal. Los valores de pérdida de fluido recomendados por API en estas lechadas deben ser menores de 100 cc/30 minutos a la temperatura de circulación del fondo de pozo.

La cañería de producción de pozos horizontales puede ser cementada en una etapa simple de cemento durante todo el camino de regreso a la superficie o pueden usarse cementadores de etapa múltiple para cementar el pozo en etapas. La cementación en etapa simple es preferible cuando la temperatura del pozo da margen para un diseño apropiado de lechada para las secciones vertical y horizontal del pozo.

La cementación en dos o más etapas es preferible cuando los diseños de lechada varían para diferentes secciones de pozo o cuando las formaciones débiles dictan que la presión hidrostática de la columna de cemento debe mantenerse baja.

Suponiendo que el pozo será cementado en dos etapas, se necesita una herramienta por etapas que pueda ser abierta inmediatamente después de la primera etapa de cemento dado que los recortes, el fluido espaciador, y el exceso de cemento deben ser mantenidos moviéndose hacia el anular. Una herramienta de cementación requiere un tapón para brindar apertura mientras el tapón de desplazamiento desciende. Además, el tapón se puede colgar en las porciones desviadas del pozo y no alcanzar la herramienta de cementación.

En este momento, se encuentran disponibles herramientas de cementación por etapas que pueden ser operadas por tapones de desplazamiento. Un cementador por etapas operado hidráulicamente recientemente desarrollado puede ser abierto, luego que el tapón de cierre de primera etapa ha sido asentado, incrementando la presión dentro de la cañería a un nivel predeterminado.

Estimulación de Pozos Horizontales

Generalmente, la estimulación de pozos horizontales requiere los mismos fluidos y agentes sustentantes que se usan en pozos verticales. Las herramientas y técnicas son similares, aunque los parámetros físicos únicos de las terminaciones de pozos horizontales requieren la adaptación especial de herramientas individuales, desarrollos de nuevas herramientas, modalidades operativas únicas, y atención especial al procedimiento para la exitosa operación del sistema.

Programa de entubación. La elección de las herramientas componentes de la columna depende de su longitud y DE, de acuerdo a la curvatura del pozo y del DI de la cañería. Además, si las herramientas de la columna de herramientas

van a ser operadas en el pozo curvo para el tratamiento de un intervalo en el tope del pozo horizontal, la deflección radial de la herramienta debe ser minimizada, dependiendo de la herramienta en particular.

Las herramientas pozo abajo con mandriles de deslizamiento integrales a través de sellos diametrales y con pistones flotantes pueden no funcionar adecuadamente en la sección curva del pozo, pero pueden ser movidas a través del pozo curvo para funcionar apropiadamente en la sección horizontal.

Herramientas de aislación de intervalos. Los empaquetadores, tapones puente, y empaquetadores de cañería tienen elementos tipo copa, inflables o de compresión. Dado que estos elementos de empaque y sello pueden rozar las paredes de la cañería en su trayectoria hacia el intervalo en el cual serán requeridos para proporcionar un sello, la disposición y condición de la cañería en la trayectoria influirá el tipo de sellador seleccionado. Por ejemplo, si la columna de cañería es de una sola medida, una herramienta tipo copa rozará las paredes en la trayectoria hacia el interior del pozo; sin embargo, si la columna de cañería tiene un diámetro mayor en la porción vertical, las copas no harán contacto con las paredes de la cañería y pueden ser usadas a grandes profundidades dado que tendrán poco desgaste debido a la maniobra de bajada al pozo. Los elementos de copa reforzados con alambre pueden además ser instalados para un servicio más áspero. La centralización de la columna de trabajo con guías para huelgos positivos puede minimizar el daño de la entrada de elementos empaquetadores.

Operación de la herramienta. Las herramientas de estimulación pueden ser clasificadas por su modalidad operativa dentro de las categorías de rotación, reciprocación, hidráulica y pasiva. El sistema de rotación superior guiado es usado para transferir peso y rotación, como así también reciprocación a las herramientas que se encuentran en el pozo horizontal. El perforador debe medir el arrastre hacia arriba y hacia abajo y mantener el seguimiento de las rotaciones aplicadas a la columna de trabajo. Las herramientas operadas a presión son rápidamente aplicables a tratamientos de pozos horizontales entubados y se encuentra disponible una amplia selección de herramientas operadas por presión anular y por presión interna. Los punzados abiertos, límites de presión del reservorio, y limitaciones de presión del tope de la cañería perdida pueden influir las presiones operativas usadas en los sistemas hidráulicos. Las herramientas pasivas son las de operación más sencilla, requiriendo sólo que estén colocadas adecuadamente en el pozo. Las herramientas tipo copa son bajadas dentro del pozo y colocadas para aislar los punzados de interés.

Las técnicas de tratamiento de intervalos discutidas a continuación han sido todas exitosas usadas para estimular los pozos horizontales entubados. La Figura 14.76 muestra un pozo que fue punzados en forma múltiple con cañón portado por tubería (CPT). Los punzados fueron efectuados en forma selectiva usando un empaquetador selectivo de inyección para aislar varios punzados en una vez. Los intervalos largos punzados fueron aislados de otros intervalos usando tapón puente inflable.

En la Figura 14.77 el pozo fue punzado con CPT por debajo de un sistema de doble empaque, estimulado con fractura a través de una válvula de circulación con retén operada a presión, se puso a producir y luego se aisló del siguiente intervalo de tratamiento con tapón químico temporario.

La Figura 14.78 ilustra la estimulación con fractura luego de punzar con CPT. Una válvula de circulación con retén operada a presión controló el fluido de fractura. Después que cada intervalo fue estimulado, fue aislado del intervalo siguiente a ser tratado colocando un tapón puente perforable por encima del intervalo.

Fig. 14.76Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Circulación y tratamiento de intervalos usandoempaquetador de inyección tipo copa

Fig. 14.77Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Punzamiento con CPT y estimulacióna través de válvula de circulación con retén, usando tapón químico para separar intervalos

Fig. 14.78Fuente: Carl Austin, Mayo/Junio de 1988.2 Estimulación con fractura a través de válvula de circulación operada a presión luego de punzarcon CPT

Alternativas de terminación para pozos no empaquetados con grava

Fig. 14.79Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30 Pozo Abierto

Fig. 14.81Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30 Caño filtro pre-empaquetado y cañería perdida

Fig. 14.83Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30 Cañería perdida con conjunto lavador

Fig. 14.80Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30 Cañería perdida pre-perforada

Fig. 14.82Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30 Cañería perdida ranurada

Fig. 14.84Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30 Cañería perdida con PECs

Orientación de los punzados

Fase completa (360°) Fase inferior de 180° Fase inferior de 120°

Fig. 14.85Fuente: T. E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30

Comparación de alternativas de caños filtroA: Caño Filtro convencional

Caño base perforado Filtro envuelto con alambre

B: Caño filtro doble Pre-empaquetado Filtro envuelto con alambre

Caño base perforado Grava cubierta con resina

C: Caño filtro Slim-Pak

Caño base perforado Grava cubierta con resinaMalla de retención Filtro envuelto con alambre

Fig. 14.86Fuente: T.E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30

Mecánica de ubicación de grava en pozo horizontal

Caños filtro pre-empaquetados Empaquetador de

Empaquetador SC-1LR cañería externo Lechada para empaque con grava

Fig. 14.87Fuente: T.E. Zaleski, Jr. Febrero de 1989.30

Terminación con caño de cola en pozo horizontal (85 – 100°)

Cañería perdida lisa con agujeros selectivos

Cañería perdida Ranurada o

Caño filtroPre-empaquetadoEmpaquetadores rellenos de cemento 20-40 pies de longitud

Fig. 14.88Fuente: T.O. Stagg, Marzo de 199027

Un ejemplo de terminación “con caño de cola” representando algunas de las opciones disponibles

Conclusiones sobre Terminación

1. La perforación horizontal es efectiva cuando la información de correlaciones de profundidad, perfiles, coronas y presión de reservorio, se encuentra disponible.

2. Es posible la ubicación precisa del intervalo de terminación horizontal usando métodos de perfilaje de formación MMP.

3. El perfilaje portado por el sondeo en pozos con alta inclinación y horizontales es una tecnología confiable pero insume mucho tiempo. La resistividad y perfilaje por rayos gamma con MMP son confiables y de alta fidelidad; la combinación de mediciones de porosidad y densidad con MMP junto con la configuración resistividad/GR existente puede facilitar reducciones significativas y económicas en el requerimiento global comparando con el perfilaje portado por el sondeo en tales pozos.3

4. Las cementaciones de alta integridad de cañerías perdidas horizontales largas, donde los métodos de terminación subsiguientes requieren un control de fluido positivo y aislación de la zona anular cañería perdida/ pozo, son posibles con la tecnología de colgadores existente diseñada para rotación de la cañería perdida mientras se cementa. Se recomiendan modificaciones especiales para dicho equipamiento, permitiendo la rotación y circulación durante las operaciones. Es posible extender la rotación de cañería perdida en curvaturas en el orden de los 10 grados/100 pies [10 grados/30 m], aunque se pueden requerir conjuntos mejorados de cojinetes del colgador para hacer tales operaciones confiables en pozos altamente desviados u horizontales.3

1. Instituto Americano Del Petróleo: “Práctica Recomendada Para Diseño de Columna Perforadora Y Límites Operativos (RP-7G), 1 de Mayo de 1987.

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