Operaciones de Perforacion en Pozos Horizontales PETROCEDEÑO

8/18/2019 Operaciones de Perforacion en Pozos Horizontales PETROCEDEÑO

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Operaciones geológicas de perforación depozos horizontales en la faja petrolífera del

Orinoco – Campo Junín, bloque 10PETROCEDEÑO

Autor: Luis Eduardo CorderoEnero de 2010


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Q

1. Introducción2. Perforación direccional

2.1 Slant

2.2 Build up2.3 Multilateral (Whipstock , Jetting, Motors)2.4 S-Curve2.5 Extended reach (2 TVD)2.6 Horizontal

2.6.1 Radio corto

2.6.2 Radio medio2.6.3 Radio largo3. Ensamblaje de fondo direccional (BHA)

3.1 herramientas LWD/MWD: Gr, Resistividad, Densidad – Neutrón, PWD, Evaluación deformaciones: Resonancia magnética, imagen, sísmica, PWD/Survey: inclinación, dirección

3.1.1 Geonavegación:3.1.1.1 Software

3.1.1.2 Herramientas4. Marco geológico

4.1 Modelo Estructural4.2 Modelo Petrofísico4.3 Modelo Sedimentológico

5. Mejoras prácticas2


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Introducción

Este trabajo es un primer intento de dejar plasmada algunas de las leccionesaprendidas en campo durante la actividad de perforación de los pozos horizontales.Esta dirigido al personal de campo encargado del seguimiento Geológico –Operacional, la temática esta enfocada principalmente a la perforación direccional –Horizontal, las herramientas usadas, la configuración del BHA, así como también la

interpretación que se debe hacer de las curvas y la relación de estas con los cuerpossedimentarios perforados, la comprensión y análisis de la información que seobtiene de las herramientas LWD/MWD junto con los modelos de yacimientos deldeltaico y fluvial es lo que va garantizar el éxito de la perforación.

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PDVSAPetrocedeño

Fig. 1 Mapa de Ubicación


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1. Introducción2. Perforación direccional

• La perforación direccional es definida como la practica de controlar la dirección y desviacióndel pozo hacia un objetivo.• Esta surge como una necesidad de perforar sitios de muy difícil acceso, también como unasolución a pozos con perdidas de herramientas (Fig.2)• La técnica surge en 1920, pero debido al poco avance tecnológico era una practica raramenteutilizada• En 1950 la perforación direccional todavía estaba limitada a radios muy cortos, menos de 50

pies en hoyos de yacimientos no consolidados• En 1980 es que se le da el impulso a la perforación horizontal, en 1985 se perfora el primerpozo horizontal de radio medio usando un motor de fondo• Venezuela, Omán, Los Emiratos Árabes Unidos y Nigeria son los países lideres fuera de NorteAmérica en perforación direccional• Cuatro de los principales campos de horizontales están en Venezuela: Bare, Petrozoata, Eni,

Sincor• EL 30 de mayo de 2008 Maersk Oil Qatar perforó el pozo horizontal de mayor longitud delmundo de 40.320’, la sección horizontal de pozo fue de 35.770’ , toda la sección horizontal fueubicada dentro del yacimiento de un espesor de 20’


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Fig. 2 Sección esquemática estructural de la FPO (tomada de PDVSA, 2007)


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Fig. 2 Side Track alrededor de un pescado

2. Perforación direccional


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• Slant• Build and hold

•Extended reach (2 TVD)• Horizontal


Fig. 3 diferentes tipos de pozos direccionales

TVD

MD


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Fig. 4 diferentes tipos de pozos direccionales


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Fig. 5 Pozos direccionales: Multilateral and Multilateral Branched


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Fig. 6 Pozos: Multilateral

Pozo 1

Pozo 2


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• Incrementar la producción de gas y petróleo de yacimientos de poco espesor• Minimizar la conización de agua y gas• Conectar fracturas verticales• Producir petróleo y gas de yacimientos fracturados y apretados (Carbonatos)• En métodos de EOR (Enhanced oil recovery)•

Producción de crudos pesados (Fig. 7)• En yacimientos de gas depletados (Underbalance well)

2. Perforación direccional Horizontal y sus usos


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Fig. 7 perforación horizontal en arenas no consolidadas


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2. Perforación direccional Horizontal

Fig. 8 Clasificación de pozos horizontales


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Limitaciones de la perforación direccional

• Severidad (DLS) - Tortuosidad• Torque Reactivo

• Arrastre

• Hidráulica

• Limpieza del Agujero

• Peso Sobre la mecha

• Estabilización de Agujero

• Riesgo de colisión (XA29 Int – XA08OH)

2. Perforación direccional Horizontal


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3. Ensamblaje de fondo direccional

El ensamblaje de fondo direccional es el conjunto de tuberías y herramientas usadas para laperforación de pozos: Mecha – equipo direccional – tubería de perforación (DP) – tuberíapesada de perforación (HWDP) – portamechas – (DC) (Figs. 9, 10 y 11).EL tipo de BHA utilizado en pozos horizontales (configuración de la tubería) es totalmentediferente al usado para la perforación de los pozos verticales, mientras en los pozos verticales la

tubería de mayor diámetro y peso esta en los primeros pies, en los pozos horizontales esta alfinal, esto para darle peso a la sarta y alcanzar mas sección horizontal, los BHA direccionalesconstan de una sección llamada Bent housing que tiene una inclinación que se ajustadependiendo del tipo de pozo que se va a perforar, en el caso del campo de PETROCEDEÑO seusa inclinación de 2,12° cuando el aterrizaje es la arena superior del deltaico (miembro B y C),cuando el aterrizaje es algo mas profundo se usa 1,83°, en la sección horizontal generalmentese usa 1,50°.

Palabras clave: ubicación de la tubería ( DP, HW, DC) , Estabilizadores


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3.1 Herramientas LWD/MWD

• Herramientas LWD (Logging while drilling): Estas herramientas permiten ir registrando entiempo real las propiedades de la formación y presentarla en forma de curvas de: Gr,Resistividad, Densidad – Neutrón, Evaluación de formaciones, PWD (Fig. 12 y 13).

• Herramientas MWD (Measured while drilling): suministra datos continuos de Inclinación y

dirección, inclinación en la mecha (ABI)

• Las herramientas LWD/MWD transmiten data continua a superficie mediante pulsos através del lodo o mediante telemetría electromagnética

3. Ensamblaje de fondo direccional

3.1.1 Geonavegación

El geoposicionamiento o geonavegación es el procedimiento para la colocación de un pozoen una formación y horizonte específico, de acuerdo a una estrategia predefinida, elobjetivo es aprovechar la mayor cantidad de sección perforada dentro del yacimiento deforma optima, que permita incrementar la producción y optimizar la perforación.


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3.1.1.1 Software

• StraSteer: este programa permite integrar la información en tiempo real de las herramientasLWD/MWD e ir construyendo el modelo de yacimiento que se esta perforando.

3.1.1.2 Herramientas

• Geopilot (Azimuthal Gamma Ray)• ADR (Azimuthal Deep Resistivity)

3.1.1 Geonavegación


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Fig.9 BHA sección Horizontal


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Fig. 10 BHA direccional


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Fig. 11 BHA direccional


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Fig.12 BHA direccional de una sección Horizontal

LWD

• Gr• Resistividad

MWD

• ABI• Azimut• Inclinación


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Fig.13 Información en tiempo real generada por las herramientas LWD/MWD

LWD

Resistividad:profunda ysomera

Gamma ray

MWD

Parámetros deperforación


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El campo de Petrocedeño (390Km2) esta localizado a lo largo del margen sur de la CuencaOriental de Venezuela, en el Bloque Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco (Fig.14), Susarenas corresponden a la Formación Oficina, interpretadas como depósitos de ambientesfluvio-deltaicos, cuya edad es Mioceno Temprano –Medio. Estos depósitos están calificadoscomo uno de los reservorios más importantes en el mundo.La Cuenca Oriental de Venezuela se desarrollo durante el Neógeno y el Cuaternario en elmargen pasivo del Mesozoico tardío del cratón Sur Americano como resultado de la colisión

entre la Placa del Caribe con la placa Sur Americana. (fig xxx)En la parte sur del campo se encuentra rocas Paleozoicas (Formaciones Hato Viejo y Carrizal)del basamento discordante subyacente con las rocas del Cretácico del Grupo Temblador(Formaciones Canoa y Tigre) alcanzando unos espesores máximos de aproximadamente 320m en el área de Petrocedeño, estas rocas Cretácicas suprayacen discordantemente por losdepósitos Mioceno Inferior-Medio de la Formación Oficina. Sin embargo, en la parte

Occidental las rocas del basamento son subyacentes discordantemente con las rocas delTerciario, esta gran discordancia produjo una paleotopografía irregular que luego fuerellenada por los sedimentos fluviales y fluvio - deltáicos de la Formación Oficina.Suprayacente se encuentra la Formación Freites (Fig.15).

4. Marco Geológico del campo Petrocedeño


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Fig. Desplazamiento de la placa del Caribe con respecto al Suramericana durante el Oligoceno

Tardío al Mioceno Temprano ( tomada de Hilla y Naval, 2005


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El yacimiento más importante se ubica en la parte basal de la Formación Oficina (Fig. 16), con lasarenas fluviales llamadas D, E, F principalmente, seguidamente subyacentes las arenas Fluvio -deltaicas llamadas A, B, C. La paleocorriente dominante del campo de Petrocedeño fue desde elsuroeste hasta el noreste.

4. Marco Geológico del campo Petrocedeño


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Pariaguan

San DiegoSincor

ORINOCO RIVER

ORINOCO HEAVY OIL BELT (FAJA )ZUATA AREA Section

1

N

Fig. 14 Mapa del área la faja


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Fig.15 Sección estratigráfica de la faja


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Fig. 16 Sección geológica de la provincia Oriental

(tomada de Schlumberger, 1997)


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Estratigrafía

La división entre un intervalo fluvial (D,E y F) y uno fluvio - deltaico (A,B,C) esta basado en uncambio ascendente de un ambiente continental hacia uno deltaico. Este cambio puede servisto como una transición ascendente desde un relleno de canal y la planicie de inundación aun medio mas diverso de rellenos de bahía, canales distributarios y planicie de inundación. Elintervalo fluvial es dominado por depósitos de relleno de canal, la base de cada unidad estadefinida como una superficie erosiva u horizontes de planicie de inundación con restos deraíces de planta relacionado a periodos de baja acomodación o un elevado suministro de

sedimentos u ambos.Diferenciar entre depósitos de canal sinuoso entrelazado y depósitos de barra de meandropuede ser difícil de realizar usando solamente registros de guaya, debido a que ninguna deestas asociaciones de facies tienen un patrón de registro único (aunque las barras demeandro mas comúnmente muestran una disminución del tamaño del grano hacia el tope).La posición estratigráfica también puede ayudar en la interpretación de la asociación defacies. Pareciera que las barras de meandro son comunes en la parte media superior de

D1/D2 y en la unidad D3. Es probable que uno u otro patrón de canal domino un periodo detiempo diferente. Lateralmente en el área de SINCOR – PETROZOATA no se esperan cambiosdentro del patrón de canal del mismo periodo de tiempo


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Fig. 17 Estratigrafía del área de Petrocedeño


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El área de Petrocedeño es poco compleja estructuralmente en los niveles jóvenes (Mioceno,

Plioceno, Pleistoceno); sin embargo las evidencias estructurales de fallamiento intenso en lasunidades más antiguas es bien importante, así se tienen fallas de rumbo E- O y NO – SE queinvolucran el basamento cristalino y las unidades sedimentarias del Cámbrico y Cretácico. Laestructura del área corresponde a un monoclinal de rumbo Noreste – Sureste, conbuzamiento general entre 1° y 2° en dirección al Noreste

4.1 Marco Estructural

4.2 Marco SedimentológicoTal vez la parte mas importante a tomar en cuenta durante la navegación de los pozoshorizontales es el marco sedimentológica del área, comprender cada una de los ambientesy subambientes que forman la columna estratigráfica de la zona y la geometría de loscuerpos que se formaron en estos ambientes, entender la respuesta de la herramienta deGamma ray ante la presencia de canales, barras, planicie de inundación etc. Permite

visualizar al momento de la perforación si la trayectoria esta en la parte superior o mediadel cuerpo o si se esta saliendo por el tope la base de la arena, la compresión de estainformación junto con la obtenida de otros pozos y de los núcleos e integrar esta data es loque va a permitir el éxito de la perforación de las secciones horizontales.


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Fig. 2 Sección esquemática estructural de la FPO (tomada de PDVSA, 2007)


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Las propiedades petrofísicas del campo Petrocedeño porosidad, permeabilidad, saturación

de hidrocarburo , etc aunque son datos importantes para establecer un modelo estático delyacimiento, en la perforación horizontal no es de mucha utilidad o de aplicación relativadurante el desarrollo de la trayectoria.

4.3 Marco Petrofísico


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Channelfill

Interdistributaryfines

Crevassesplay

Point bar

Base levelrise half cycle

5 cm

Top D3

D1

D2

D3

E1

E2/F

2000’

1900’

1800’

1700’

GR logDepth

(ft)

Genetic

typeUnit cycle

P o i n t / S i d e B a r

B r a i d e d

LC01

A B

BTop D1

Fig. 20 Asociaciones de facies del fluvial


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IA06_slE

25 feet

Willow Spring

Arenisca Ferron (Jurasico)

Vista detallada de una sucesión barras de

desembocadura próxima a un canal

distributario principal

Note la parte mas arenosa hacia la partesuperior de la secuencia vertical

2 m

Fig. 23 Asociaciones de facies del deltaico


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La planificación de un pozo y de una trayectoria se basa en un estudio previo que tiene encuenta la información sísmica, datos de otros pozos perforados y en ocasiones núcleos. Laintegración e interpretación de toda esta información va a permitir perforar la mayor seccióndentro del yacimiento, sin embargo no siempre se cuenta con pozos de calibración o laresolución de la sísmica no es muy buena, es aquí cuando se planifican varios brazos en casode que se pierda la arena, estos brazos van a ser puntos de control de los otros pozos quevayan a ser perforados

5. Mejores practicas Palabras clave: parámetros de perforación, herramientas LWD/MWD, modelode yacimiento

EL trabajo del geólogo de campo tiene que ver con el seguimiento muy estrecho de laperforación y las condiciones geológicas a medida que avanza la perforación, además deproveer lo que puede ocurrir más adelante, por ejemplo a 300’ de sección a medida que seperfora el yacimiento, acciones, escenarios; el geólogo debe integrar los parámetros deperforación con la información en tiempo real que se genera de las herramientas LWD/MWD, la

geología del área, el marco estructural, la estratigrafía, y sedimentología, entender muy bien laarquitectura de los diferentes cuerpos.


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El conocer la estratigrafía del campo va a permitir entender el comportamiento durante la

perforación y tomar acciones adecuadas que incrementen la calidad del yacimiento, existenpatrones del comportamiento de las curvas de Gr ante diferentes cuerpos (Fig.17) esto nos vaa dar una idea por ejemplo, que la base de una barra de meandro el contacto es erosivo o queel tope de las barras de desembocadura es erosivo, esta información es de vital importanciadurante la navegación de las arenas, debido a que al comenzar polarizarse las curvas deresistividad y a la vez disminuir la rata de penetración es un indicio que se acerca un cambiolitológico , es la primera señal de alerta, si al continuar la perforación hay un cambio brusco dela curva de resistividad bajando en la trayectoria y el cuerpo sedimentario es una barra demeandro indudablemente la trayectoria esta saliendo por la base.

5. Mejores practicas… continuación

En el caso del campo de Petrocedeño es relativamente mas fácil el seguimiento geológico –operacional del fluvial que del deltaico, esto debido a que por ejemplo la resolución de lasímica en el fluvial es mejor que en el deltaico, además de esto los espesores de arena son

mayores, mientras que el deltaico primeramente la símica es algo caótica y no se puede hacerun seguimiento de los reflectores, los espesores son menores y además de ser arenas muy

heterolíticas.


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Fig. 18 Patrón del Gr a los diferentes tamaño de grano


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Fig. 19 Patrón del Gr a los diferentes tamaño de grano


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• Jamás debería haber una diferencia en TVD desde el inicio de la trayectoria hasta el final

de mas de 100 pies• Al perder la arena e iniciar el ascenso o descenso en búsqueda de la arena no se deberealizar un brazo inmediatamente ya que si no se llega a tener éxito en la búsqueda de laarena se pierde la oportunidad de realizar un brazo estratigráfico• Al realizar un brazo (bien sea hacia arriba o hacia abajo) se debe registrar el tope y la basede la arena, esto servirá como punto de control del side track que se planificaraposteriormente.• Si se ha perdido la arena y queda poco para llegar a la TD (mas o menos 400’) siempre esbueno aprovechar y realizar un brazo estratigráfico• La polarización de las curvas de resistividad así como la disminución de la rata depenetración son indicativos de un cambio de litología• Las salidas de los side track se deben realizar en arena, se crea primeramente una rampase comienza hacia abajo, luego se sube y se gira separándose del hoyo original

• Al iniciar la geonavegación en búsqueda de la arena, y una vez que se consigue se debemeter dentro del cuerpo de arena unos 4 a 5 pies e iniciar la estabilización, debido a que sepresentan cuerpo de arena de muy poco como son los diques naturales• Cuando se esta perforando y disminuye los valores de resistividad y de GR, se debe tomaruna muestra de canal para verificar la presencia o no de carbón

5. Mejores practicas… continuación


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2070’ TVD

2112’ TVD

2084’ TVD


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Separación del plan endirección de 20’


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TVD Change ( feet per 100 ft )

Incl. TVD change Incl. TVD change

Angle (ft TVD per 100 ft MD) Angle (ft TVD per 100 ft MD) Incl. TVD change

Angle (ft TVD per 100 ft MD)

0 100,0 46 69,5

2 99,9 48 66,9UP

95 -8,7

4 99,8 50 64,3 94,5 -7,8

6 99,5 52 61,6 94 -7,0

8 99,0 54 58,8 93,5 -6,1

10 98,5 56 55,9 93 -5,2

12 97,8 58 53,0 92,5 -4,4

14 97,0 60 50,0 92 -3,5

16 96,1 62 46,9 91,5 -2,6

18 95,1 64 43,8 91 -1,7

20 94,0 66 40,7 UP 90,5 -0,9

22 92,7 68 37,5 90 0,0

24 91,4 70 34,2 DOWN 89,5 0,9

26 89,9 72 30,9 89 1,7

28 88,3 74 27,6 88,5 2,6

30 86,6 76 24,2 88 3,5

32 84,8 78 20,8 87,5 4,4

34 82,9 80 17,4 87 5,236 80,9 82 13,9 86,5 6,1

38 78,8 84 10,5 86 7,0

40 76,6 86 7,0 85,5 7,8

42 74,3 88 3,5 DOWN 85 8,7

44 71,9 90 0,0

Fig. 23 relación de la inclinación con los cambios de TVD- MD


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Gracias por su atención


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