PERFORACIÓN DE POZOS CON OPERACIÓN NO

CONVENCIONAL, MÉTODO CASING DRILLING Y SU

APLICACIÓN EN EL CAMPO XXXXX

1. INTRODUCCIÓN

La perforación convencional de pozos de petróleo y gas utiliza una herramienta

compuesta esencialmente por barras de sondeo y portamechas que sirven como

elementos para transmitir y aplicar la energía mecánica (potencia de rotación y

carga axial) al trépano así como para suministrar conducción hidráulica al fluido de

perforación.

En algunos casos se utiliza un motor de fondo para suministrar la potencia de

rotación pero la columna o herramienta de perforación es esencialmente la misma.

El sistema de perforación CASING DRILLING integra los procesos de perforación

y entubación para conformar un sistema de construcción del pozo más eficiente.

La premisa fundamental del sistema CASING DRILLING consiste en eliminar una

importante fracción del costo total del pozo mediante la utilización de un sistema

que permite entubar el mismo a medida que está siendo perforado, Los ahorros

resultan de la eliminación de los costos relacionados con la compra, manipuleo,

inspección, transporte y maniobras con el sondeo, eliminando además los tiempos

perdidos por problemas de éstos ítems.

En el presente trabajo se describirá el proceso de perforación con casing

aplicando la tecnología CASING DRILLING en perforación de pozos de petróleo y

gas

2. ANTECEDENTES

En la década de 1930, los operadores del área continental de EUA utilizaban la

tubería de producción para realizar terminaciones a agujero descubierto o sin

entubación. La sarta de tubería de producción y la broca de cuchillas planas, o

cola de pescado, utilizadas para la perforación quedaban en el pozo después de

iniciarse la producción. En diversas oportunidades desde la década de 1950, se

utilizaron tubulares de pozo permanentes para la perforación de pozos de

diámetro reducido.

En la década de 1960, Brown Oil Tools, ahora Baker Oil Tools, patentó un sistema

relativamente avanzado para perforar pozos con tubería de revestimiento, que

incluía brocas piloto recuperables, ensanchadores para agrandar el pozo y

motores de fondo. No obstante, las bajas ROPs, comparadas con la perforación

rotativa convencional, restringieron la aplicación comercial de este sistema.

En el año 2001, BP y TESCO reportaron una operación exitosa en la que se utilizó

tubería de revestimiento para perforar los intervalos correspondientes a las

tuberías de revestimiento de superficie y de producción en 15 pozos de gas del

área de Wamsutter, en Wyoming, EUA. La profundidad de estos pozos oscilaba

entre 2499 y 2896 m Aproximadamente en la misma época, Shell Exploration and

Production Company mejoró notablemente el desempeño de las operaciones de

perforación en el sur de Texas perforando pozos en condiciones de bajo balance

con tubería de revestimiento, lo que le permitió obtener una reducción de costos

del orden del 30%.

Hasta la fecha, los operadores han perforado más de 2000 secciones de pozo

utilizando tuberías de revestimiento. Más de 1020 de estos intervalos implicaron la

perforación de pozos verticales con tubería de revestimiento y brocas no

recuperables, unos 620 fueron perforados utilizando tuberías de revestimiento

cortas, más de 400 utilizaron un BHA recuperable para perforar pozos verticales y

aproximadamente 12 emplearon un BHA recuperable para perforar pozos

direccionales. Todas estas aplicaciones iniciales contribuyeron a la evolución de la

técnica de entubación durante la perforación que dejó de ser una tecnología nueva

de confiabilidad no comprobada para convertirse en una solución práctica que

permite reducir los costos, aumentar la eficiencia de la perforación y minimizar el

tiempo del equipo de perforación.

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

3.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA

3.2 FORMUALACION DEL PROBLEMA

4. OBJETIVOS Y ACCIONES

4.1 OBJETIVO GENERAL

Estudiar la factibilidad técnico económico de la técnica de perforación no

convencional CASING DRILLING, posterior implementación como una nueva

técnica de perforación de pozos.

4.2 OBJETIVO ESPECIFICO

Demostrar que el uso de la tubería de revestimiento como proveedor de la

energía hidráulica y mecánica para lograr el corte de la formación.

Verificar la reducción de tiempos de conexión y desconexión como en todas las

secciones que con lleva cementar un pozo, por lo que disminuye los tiempos

muertos operativos.

Optimizar el consumo de energía en un proyecto de perforación

Identificar las ventajas como el ahorro de tiempo, de costos, el efecto plastering

(fortalecimiento de las formaciones débiles o inestables), y la reducción de

accidentes durante las operaciones de perforación, también se identifican algunas

desventajas de perforar con casing en lugar de perforar en forma convencional.

5. JUSTIFICACION

5.1 JUSTIFICACION TECNICA

Una adecuada optimización en un proyecto de perforación de pozos incluye un

eficiente consumo de energía, eficientes tiempos de operaciones, disminución de

tiempos no productivos (NPT) y bajos riesgos sobre impactos ambientales y bajos

riesgos de peligros al personal que trabaja en un equipo de perforación.

El uso de una técnica moderna como el uso del revestidor como medio de

transferencia de energía hacia el trepano nos permitirá resolver algunos de los

puntos más importantes que forman los programas de perforación de pozos.

Dicho análisis en los tiempos de viajes, tiempos de armado y desarmado,

consumo de energía así como maniobras más rápidas nos permitirá afinar más los

tiempos que llevara a cabo el proyecto de perforación de uno o varios pozos, los

costos en perforación en dichos programas serán más económicos, se logrará la

disminución de los riesgos de impactos ambientales, así como disminuir los

riesgos por accidentes al personal.

6. ALCANCE

6.1 ALCANCE TEMATICO

7. MARCO TEORICO

GENERALIDADES

Las técnicas de perforación de pozos de petróleo y gas han sido objeto de estudio

desde su nacimiento con el afán de optimizar el proceso para obtener un pozo útil

al menor costo posible.

Desde los inicios de la perforación con cable hasta el presente, con la utilización

de una herramienta rotativa accionada desde superficie o mediante el empleo de

un motor de fondo, ha habido una permanente preocupación por intentar mejorar

la calidad de los pozos perforados, reducir los costos operativos y mejorar las

condiciones de seguridad de los operarios.

La tecnología de perforación con casing viene a cubrir (hasta el presente) la última

etapa en éste proceso proporcionando seguridad, efectividad y reducción de

costos en la perforación.

Si bien varios intentos se han llevado a cabo hasta la fecha con el propósito de

perforar utilizando el casing en pozos someros, todos han sido realizados de forma

rudimentaria mediante el sólo empleo del casing y un trépano enroscado en el

lugar del zapato. En

algunos casos se logró el objetivo mientras que en otros la vida del trépano

utilizado no lo permitió.

En todos los casos el proceso siempre fue rudimentario y sin ningún tipo de control

respecto a las variables de perforación que modifican el estado de tensiones al

que se ve sometido el casing durante el proceso.

En la actualidad existe una tecnología desarrollada para perforar con casing que

comprende desde las herramientas que constituyen el conjunto de fondo hasta el

equipo de perforación el cual ha sido concebido para perforar el pozo completo, en

todas sus etapas, utilizando casing y haciendo el proceso mucho más eficiente y

controlado.

El concepto de Casing Drilling se basa en perforar el pozo ensanchándolo, para

mejorar la cementación y la limpieza del mismo y con la posibilidad de poder llevar

a cabo las maniobras de cambio de trépano o toma de testigos corona sin la

necesidad de sacar la tubería del pozo, manteniendo la circulación del fluído de

perforación en todo momento.

Desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como

trépanos, motores de fondo, MWD, etc. no hay mayores cambios o requerimientos

especiales respecto a los mismos ya que por ejemplo se pueden utilizar los

mismos trépanos que normalmente se utilizan en la perforación convencional de

una zona determinada con la salvedad que deben pasar por el interior del casing

con el que se está perforando. En cuanto a motores de fondo y MWD, éstos

también deben pasar por el interior del casing que se está utilizando para perforar

siendo éste el único requisito.

Con respecto al casing, en general tampoco existen cambios relevantes más que

la adición de un niple de asiento (CDL) para la herramienta de perforación (DLA).

De todos modos se debe verificar el estado de tensiones al que está sometido el

casing durante la perforación y además asegurar que el mismo conserve sus

propiedades al momento de cumplir con el propósito original para el cual fue

diseñado.

La cementación se realiza también en forma no muy distinta a la convencional

empleando un dispositivo que permite el alojamiento de los tapones de

desplazamiento al igual que en una cementación corriente.

En cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología de Casing

Drilling es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional.

Las consideraciones sobre estabilidad del pozo, control de surgencias,

profundidades de asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección

del trépano son tomados de la misma manera que en la perforación convencional.

La diferencia más significativa es que en la perforación con casing, éste puede

estar sometido a esfuerzos y tensiones bastante más diferentes que en los usos

convencionales.

El proceso de diseño de un pozo perforado con casing comienza de la misma

manera que para un pozo convencional. Los puntos de asentamiento de los

distintos casing se de producción. Se diseña el programa direccional del pozo para

perforar los objetivos seleccionados y se desarrolla el programa de lodos. Una vez

que el proceso de diseño convencional se llevó a cabo, el diseño final deberá

adaptarse al proceso Casing Drilling para lograr los objetivos exitosamente y

asegurar que el tubo mantenga sus propiedades y especificaciones.

Figura 1 Niple de anclaje así como la configuración de la herramienta de

perforación

COMPARACIÓN RESPECTO A LA PERFORACIÓN CONVENCIONAL

el sistema de perforación con tubería de revestimiento integra los procesos de

perforación y entubación para conformar una técnica de construcción del pozo

más eficiente.

Figura 2. Perforación Convencional vs. Perforación con Casing

Fuente: http://www.sipeshouston.org/presentations/Drilling.with.csg.pdf

La utilización de tubería de revestimiento permite bajar los costos de construcción

de pozos, mejorar la eficiencia operacional y la seguridad, asícomo minimizar el

impacto ambiental. Básicamente simple en principio, esta técnica de perforación

utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán instalados permanentemente

en el pozo, en lugar de la sarta de perforación convencional. Las exigencias

económicas de los marcos geológicos complejos, los yacimientos de menor

extensión con reservas recuperables limitadas y la necesidad de optimizar el

desarrollo y la explotación de los campos maduros hacen que las operaciones de

perforación con tubería de revestimiento.

En la actualidad, es posible adosar una broca de perforación rotativa convencional

o zapata de perforación especial al extremo de una sarta de revestimiento para

perforar pozos verticales. Para lograr mayor flexibilidad, y para aquellas

aplicaciones que requieren control direccional, se puede desplegar, fijar en su

lugar y luego recuperar con cable un arreglo de fondo de pozo (“Bottom Hole

Assembly – BHA”) recuperable para perforación. La bajada y recuperación de este

BHA a través de la tubería de revestimiento elimina los viajes de entrada y salida

de la columna de perforación en el pozo y provee protección adicional para los

sistemas de avanzada, utilizados en las mediciones de fondo y en las aplicaciones

de perforación direccional para el pozo.

Figura 3. Operaciones de Perforación y Entubación Simultáneas con Tuberías de

Revestimiento Cortas (liner) o Sartas de Revestimiento Completas

Fuente:

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish05/aut05/04

_casing_drilling.ashx

La minimización del número de viajes de la tubería durante las operaciones de

perforación reduce los incidentes de colapso de pozos producidos por las

operaciones de extracción de fluidos y flujo natural, disminuye la posibilidad de

que se produzcan desviaciones no programadas y minimiza el desgaste interior de

las sartas de revestimiento de superficie o intermedias instalada previamente.

Después de alcanzar la profundidad total (“Total Depth – TD”), la tubería de

revestimiento ya se encuentra en su lugar, lo que elimina la necesidad de extraer

la sarta de perforación y luego bajar la tubería de revestimiento permanente.

GEOMETRÍA DE POZO

La sección de la cañería guía se perfora con un trépano piloto de 8 ½” y un

ensanchador de 12 ¼” asentado en el casing de 9 5/8” mediante un sistema de

anclaje/desanclaje activado por “wireline”.

La profundidad aproximada es de alrededor de los 250 metros y se perfora en una

carrera de trépano.

La sección intermedia se perfora con casing de 7” utilizando un trépano piloto de 6

1/8” y ensanchador de 8 ½”. Esta carrera es de alrededor de 2000 metros, se

realiza con un solo trépano y el uso de dos juegos de cortadores para el

ensanchador. El primer juego se utiliza para rotar cemento, una vez hecho esto se

reemplaza por el segundo juego para perforar hasta la profundidad final de

asentamiento del casing.

La sección de producción se perfora con casing de 4 ½” hasta 4500 metros

utilizando un trépano de PDC de 6 ¼” que se instala en el casing por medio de un

“release sub”. En los pozos donde es necesario perfilar, se activa el “release sub”

y se deja el trépano en el fondo. Luego se desentuban los metros necesarios para

perfilar y una vez finalizada la maniobra de perfilaje se vuelve a entubar y se

cementa el casing en posición.

PRUEBAS DE CAMPO, OBSERVACIONES

El proceso de optimización de la perforación convencional en algunos casos ya ha

alcanzado su límite. El personal ha estado trabajando en una misma zona durante

largo tiempo, los trépanos han sido optimizados a un nivel en que las tasas de

penetración son físicamente ideales y hasta con una sola carrera es suficiente

para perforar determinadas secciones en algunos pozos. Los DTM han sido

optimizados a tal punto que hay muy poco tiempo como para rescatar en éstas

operaciones. Si la actividad de perforación de la industria en general sigue

incrementándose, algunas de éstas operaciones tan optimizadas pueden sufrir un

quiebre y dejar de repetir los récords históricos. Este hecho se puede dar debido a

la movilidad del personal hacia otras áreas, altos porcentajes de utilización de

equipos y competencia por la contratación de servicios.

Este ambiente es propicio para la introducción de una tecnología tal como el

Casing DrillingTM. A medida que ésta tecnología se vaya introduciendo en el

mercado habrá alguna pérdida de eficiencia hasta que las prácticas operativas se

aprendan y optimicen y se prueben nuevos diseños de herramientas.

La perforación de secciones superficiales de diámetros grandes ha demostrado

ser una aplicación realmente eficaz de ésta tecnología. En los casos en que se

han perforado pozos desde 7” a 9 5/8” es donde se ha visto un potencial ahorro de

tiempos que oscila entre un 25% y un 30%. Las ventajas significativas del Casing

DrillingTM son fáciles de ver en la perforación de secciones superficiales dado que

las herramientas son más robustas y confiables, el pozo se perfora normalmente

con un solo trépano y una porción significante del tiempo total de perforación se

adjudica a las maniobras, la entubación y la cementación del pozo.

En algunos casos la tecnología de perforación con casing con herramientas

recuperables no ha demostrado ser muy efectiva. Para los pozos más profundos,

perforados con casing de 4 ½” la dificultad para obtener una buena limpieza del

trépano de PDC utilizado y la baja eficiencia del ensanchador transformó en

ineficiente al conjunto de fondo en si. Debido a esto se investigó la posibilidad de

perforar la totalidad del pozo con un solo PDC y sin ensanchador. Esta alternativa

demostró ser muy efectiva para la zona por lo que se desarrollaron elementos de

cementación adecuados a ésta nueva operación.

8 TEMARIO TENTATIVO

1. MARCO TEORICO

1.1 MENORIA HISTÓRICA: CAMBIO EN LA PERFORACIÓN DE POZOS

1.2 PERFORACIÓN DE POZOS CONVENCIONALES

1.3 PERFORACIÓN DE POZOS NO CONVENCIONALES

1.4 LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING

2. TUBERIA DE REVESTIMIENTO (CASING)

2.1 DESCRIPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

2.2 SELECCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

2.3 FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

2.4 FABRICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

2.5 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

2.6 FACTORES TÉCNICOS Y ECONÓMICOS DE LOS REVESTIMIENTOS

2.7 TIPOS DE REVESTIMIENTOS

2.7.1 Revestimiento Conductor.

2.7.2 Revestimiento de Superficie.

2.7.3 Revestimiento Intermedio.

2.7.4 Revestimiento de Producción.

2.7.5 Camisa o “Liner”.

3. CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE UNA TUBERÍA

3.1 CONSIDERACIONES MECÁNICAS PARA EL DISEÑO.

3.2 TEORÍA DE LA MÁXIMA ENERGÍA DE DISTORSIÓN.

3.3 MÉTODO DE LA ENERGÍA DE DISTORSIÓN TRIAXIAL.

3.4 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

3.4.1 Análisis de la Flexión o Bending.

3.4.2 Análisis de la Relación Torsión – Tensión.

3.5 HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING

4. PERFORACION CON CASING (CASING DRILLING)

4.1 VENTAJAS DEL CASING DRILLING

4.2 DESVENTAJAS DEL CASING DRILLING

4.3 ¿EN QUÉ CONSISTE LA PERFORACIÓN CON CASING DRILLING?

4.3.1 Efecto Plastering.

4.4 MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING

4.4.1 Sistema recuperable Casing Drilling.

4.4.1.1Herramientas y Accesorios Utilizados en Casing Drilling Recuperable.

4.4.2 Sistema no Recuperable Casing Drilling.

4.4.2.1Herramientas y Accesorios Utilizados en Casing Drilling no Recuperable

4.5 EQUIPOS DE SUPERFICIE UTILIZADOS PARA CASING DRILLING

4.5.1 Top Drive de Tesco Corporation.

4.5.1.1Componentes del Sistema Top Drive.

4.5.1.2Funcionamiento del Top Drive..

4.5.2 Casing Drive System (CDS).

4.6 CONSIDERACIONES DE PARA DISEÑAR UN POZO CON CASING

DRILLING

4.6.1 Requisitos para Utilizar la Técnica Casing Drilling.

4.6.2 Recomendaciones Durante la Perforación.

5. TIEMPOS OPERACIONALES Y VENTAJA ECONÓMICA

5.1 Aplicación de la Tecnología Casing Drilling en los Pozos de campo XXXXx,

como Alternativa de Solución a los Problemas de X Pérdidas de Circulación

5.2 Presentación de datos y Resultados.

5.3 Aplicación de la tecnología Casing Drilling y Casing Drive System (CDS),

6 DESCRIPCION CAMPO DE APLICACIÓN, CAMPO XXXXX

6.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO XXXXX

6.2 MARCO GEOLÓGICO REGIONAL

6.3 Estratigrafía de campo XXXXX

6.4 HISTORIA DE PERFORACIÓN DEL CAMPO XXXXX

6.5 PARÁMETROS BÁSICOS DEL CAMPO XXXXX

6.6 PROBLEMAS MÁS FRECUENTES DEL CAMPO XXXX

7 APLICACIÓN TECNICA CASING DRILLING CAMPO XXXX

7.1 DISEÑO BÁSICO DE LA APLICACIÓN CASING DRILLING EN EL CAMPO

XXXX

7.2 DISPONIBILIDADES PARA PERFORACIÓN POZO CAMPO XXXXXX.

7.2.1 Tipo y Propiedades de Revestimientos que se Utilizaran.

7.2.2 Ensamblaje de Fondo.

7.2.3 Programa de Lodo para la Perforación.

7.2.3.1Cálculo del Volumen de Lodo.

7.2.4 Programa de Cementación.

7.2.4.1Clases y Tipos de Cemento.

7.2.4.2Tiempos de Operación y Ventaja Económica al Aplicar Casing Drilling..

8 CONCLUSIONES

9. RECOMENDACIONES

9. BIBLIOGRAFÍA

Tessari, RM., Madell, Garret, Warren Tommy, “Drilling with Casing Promises Major

Benefits”, Oil and Gas Journal, vol. 97 N°20, Mayo 1999 pp 58-62.

Laurent, M, Angman, P and Oveson, D, “Hydraulic Rig Supports Casing Drilling”,

World Oil, Sept. 1999 pp 61-66

Warren, Tommy, Houtchens, Bruce and Madell, Garret, “Casing Drilling Moves to

More Challenging Applications” presented at the AADE 2001 National Drilling

Conference, “Drilling Technology – The Next 100 years”.