Registros de Pozos

La Evaluación de Formaciones (Registro de pozos) es el método por el cual se evalúa el

yacimiento. En este artículo se describiran los mètodos básicos para estudiar las

formaciones y los equipos que emplean.

Las Herramientas Básicas de Registros son las siguientes:

REGISTRO CALIPER: Uno o más brazos se adhieren a la pared del pozo con el propósito

de registrar el Diametro del hoyo.

El comportamiento del registro Caliper reacciona con la presencia de arena, como se

puede ver en la imagen de abajo: 

REGISTRO DE RAYOS GAMMA: mide el nivel de la presencia natural de Rayos Gamma

en las formaciones. Básicamente, la emisión de rayos gamma es producida por tres series

radioactivas encontradas en la corteza terrestre, como lo son: series de Potasios (K40), de

Uranio y de Thorio. Las arcillas y el carbón exhiben alta radiación de rayos gamma, sin

embargo las arenas y carbonatos muestran baja radiación Gamma.

En arenas limpias, la lectura de los Rayos Gamma debería estar alrededor de 40 º API. Si

el valor de Gamma Ray se encuentra entre  40-75 API, puede también clasificarse como

arena pero  SUCIA. En FORMACIONES ARCILLOSAS , la lectura de GR se encuentra

entre 120-180 API . Esto difiere bastante de la lectura mostrada cuando la formación es

arenosa. En presencia de Carbón, la lectura es demasiado alta, por sobre los 200 º API,

dependiendo de la formación.

APLICACIONES DEL REGISTRO GAMMA RAY:

- Control de Profundidades

- Correlaciones

- Límites de formaciones

- Espesor de formaciones

- Litología

- Volúmen de Arcilla

(Image from http://www.kgs.ku.edu)

REGISTRO DE RESISTIVIDAD: con este se mide la Resistividad de la Formación,

aplicando conceptos básicos de electricidad. La corriente puede atravesar únicamente a

través del agua en la formación, por lo tanto la resistividad va a depender de: 1)

Resistividad del Agua de la Formación, 2) Cantidad de Agua y presencia de Hidrocarburos

en la Formación y 3) Estructura de Poro.

Resistivity Measurement Concept

Altas lecturas de Resistividad reflejan alto contenido de Hidrocarburos en la formación, ya

que estos son fluidos no conductores. Al contrario, bajas lecturas de Resistividad indicarán

alta presencia de agua en la formación , llamadas ARENAS HUMEDAS, ya que el agua es

un fluido conductor. La resistividad es la clave para la determinación de hidrocarburos.

HAY DOS TIPOS DE REGISTROS DE RESISTIVIDAD:

1) Registro de Inducción: La resistividad de la formación es medidad induciendo flujo de

corriente, lo cual produce un Campo Electromagnetico, según la Ley de Faraday, este

campo produce un Circuito a Tierra que a su vez produce que el campo electromagnetico

regreso con los retornos hacia las antenas receptoras. Las antenas Transmisoras y

receptoras miden la resistividad de la formación mediante la inducción de un flujo de

corriente.

El registro de Inducción es adecuado para fluidos de perforación no conductores. La

Resistividad en las arcillas está alrededor de 1,5 a 4 ohm-m, mientras que las arenas de

agua o húmedas presentan valores de 4 - 10 ohm-m. Y para arenas petrolíferas se

manejan criterios de valores mayores a 10 ohm-m.  En formaciones arcillosas no hay

separación entre las líneas de resistividad profunda y somera , porque la arcilla es una

zona No permeable, por lo que no habrá filtración de lodo hacia la formación. Por lo cual la

separación entre las líneas de resistividad profunda y somera se pueden ver en zonas

permeables , como Arenas.

2) Registro Laterolog: este perfilaje tiene un circuito básico de emisión y medición de

electrodos, a través de los cuales una caida de potencial en la medición dará la resistividad

de la roca. Es apropiado para cuando se está usando fluidos de perforación conductores,

como lodos base agua.

REGISTRO DE DENSIDAD: MIDE la densidad aparente de la formación usando la

dispersión de rayos Gamma. Esta densidad aparente puede relacionarse a la porosidad

cuando se conoce la litología, mediante la siguiente ecuación:

Ø = (ρma -ρb) / ( ρma - ρf )

Donde

Ø = Porosidad obtenida de la densidad

ρma = Densidad de la Matriz ( para las areniscas pma ~ 2.65 – 2.7 gm/cc)

ρb = Densidad aparente de la formación

ρf = Densidad del Fluido (1.1 Lodo salado, y 1.0 lodo fresco)

Densidad de Matriz comunmente conocidas

Mineral pma (gm/cc)

ARENISCA 2.65

CALIZA 2.71

DOLOMITA 2.87

ANHIDRITA 2.98

SAL 2.03

EL REGISTRO DE DENSIDAD emplea una sonda tipo plataforma con brazos hacia los

costados que también proveen medidas de caliper. Los instrumentos de densidad

generalmente consisten de una fuente de Rayos Gamma, como el Celsio-137 y dos

detonadores. La fuente y los detectores se localizan en una plataforma que es forzada

contra los lados del hoyo desnudo. El Espaciado Largo del detector lee la mayor parte de

la formación, en cambio el espaciado corto de los detonadores mide tanto la formación

como los materiales presentes entre la plataforma y la formación, tal como lo muestra la

figura de abajo.

El registro de Densidad muestra la configuración de fuentes y detectores de una

herramienta de registro de densidad compensado.  

Los rayos gamma dejan la fuentes y son dispersados por las órbitas de los electrones de los átomos de los materiales. Si el material es muy denso (contiene muchos electrones), los rayos gamma dispersos resultarán con reducción del nivel de energía del rayo gamma. Por lo tanto, habrán menos rayos gamma que alcanzaran los detonadores. En otro caso, formaciones de baja densidad (que contengan pocos electrones), los rayos gamma emitidos no tendrán mucha reducción en su nivel de energía, por lo que habrá mayor cantidad de rayos gamma que alcancen los detonadores.  

Además de esto, la herramienta de densidad puede identificar la litología de la formación por el Valor Foto Eléctrico (PE). Abajo se muestra una lista de los valores comunes de PE para cada litología:

LITOLOGÍA VALOR FOTO ELECTRICO (PE)

Arenisca 1.81

Arcilla 2.5-4.0

Caliza 5.08

Dolomita 3.14

En las arcillas, la densidad aparente se lee alrededor de 2.55-2.6 gm/cc. En arenas, este

valor oscila entre  2.00-2.5 gm/cc, lo cual demuestra que es de baja densidad, debido a

que es una formación porosa. Para carbones, la densidad aparente leída es muy baja en

comparación con la arcilla o arenas.

REGISTRO NEUTRON: este perfilaje mide la habilidad de la formación para atenuar el

paso de neutrones a través de la misma. Esta medida se basa en el contenido de

hidrógeno de la formación. En yacimientos limpios el hidrógeno puede representar

presencia de agua o petróleo.

Los neutrones son partículas eléctricamente neutrales de la misma masa que el átomo de Hidrogeno. Las fuentes usadas en los registros Neutrón son combinaciones de minerales como Americio (Am) y Berilio (Be). Los neutrones dejan la fuente con alta energía (y alta velocidad), y colisionan con los materiales de la formación de manera elástica. Los neutrones rebotan con núcleos pesados con alta energía, pero pierden energía cuando chocan con núcleos de hidrógeno. Los detectores diseñados para detectar neutrones con baja energía lo hacen después que estos colisionan con átomos de minerales en la formación y en unidades de Tasa de Conteo. Una Tasa de Conteo alta demostrará pocos átomos de hidrógeno, lo cual significa que la formación es de baja porosidad. Al contrario, una tasa de conteo baja refleja alta cantidad de átomos de hidrógeno, lo cual significa que la formación es de alta porosidad. 

La abundancia de hidrógeno o la cantidad por unidad de volumen es convertida directamente  a unidades de porosidad neutrón.  La Porosidad Neutrón es porosidad real en calizas limpieas, pero en otras litologías como arenas y dolomitas, se requieren factores de conversión.

En las arcillas, la lectura de porosidad neutrón será alta debido al contenido de agua entrampada dentro . Normalmente en petróleos o árenas de agua, la porosidad neutrón oscila entre los valores de 15- 30% , pero en arenas de gas, los valores de porosidad neutrón se encuentran entre 10 - 15% . La porosidad en zonas de gas es baja porque la cantidad de átomos de hidrógeno en el gas es menor que en el agua o petróleo comparada a un mismo volumen. En el Carbón, las lecturas están entre 40-50% debido a la mayor cantidad de agua entrampada.

REGISTRO SONICO: con este perfilaje se mide el tiempo más corto requerido por una

onda comprimida para viajar verticalmente a travñes de un pie de la formación adyacente

al hoyo del pozo.  El viaje sónico puede relacionarse a la porosidad  cuando la litología es

conocida. La Ecuación de Wyllie se usa para relacionar el tiempo de viaje con la

porosidad: 

 

Porosidad = (Δt log - Δt ma) / (Δt f - Δt ma)

 Donde

Δt log = Tiempo de Viaje en la formación leída del Registro. 

Δt ma = Tiempo de Viaje de la Matriz a cero porosidad

Δt f = Tiempo de Viaje del Fluido 

Todos los Tiempos de Viaje están en valores de MICROSEGUNDOS POR PIE.

Cálculos Volumétricos para Fluidos de Perforacion

1-. CAPACIDAD, VOLUMEN Y DESPLAZAMIENTO

Para el desarrollo de cálculos relacionados con la determinación de la capacidad, volumen y desplazamiento es necesario definir criterios básicos en cuanto a la terminología aplicada a nivel de campo.

La capacidad de un tanque de fluido, del pozo, espacio anular o del interior de cualquier componente de la sarta de perforación, representa el volumen que dicho recipiente puede contener si estuviese completamente lleno al máximo volumen posible y es determinado generalmente en bbl, gal o m3. Para efectos prácticos de control del volumen de fluido de perforación en tanques y en secciones de tubería y pozo, por tener un área de la sección transversal que permanece constante con la altura, sus capacidades pueden ser expresadas en relación con incrementos de altura, tales como bbl/ft, bbl/in gal/ft.

Por ejemplo, un pozo de 8,5 pulgadas de diámetro que tiene una profundidad de 4.500 pies contiene 316 bbl de fluido de perforación cuando está completamente lleno. Por lo tanto, su capacidad es de 316 bbl, este lleno o vacío. Esto también puede ser expresado como una capacidad de 0,0702 bbl/pies  (316 bbl / 4.500 pies).

El volumen representa la cantidad de fluido de perforación contenido realmente en el interior de un tanque, pozo, espacio anular, o dentro de una tubería o cualquier otro componente de la sarta, por esta razón, si se conoce su capacidad vertical (bbl/pies o m3/m) y la altura del nivel de fluido (en pies o m), entonces al multiplicar la profundidad del fluido por la capacidad vertical se puede determinar el volumen real (bbl o m3) de fluido dentro del recipiente. Por ejemplo, si se tiene un tanque de fluido tiene una capacidad de 3,05 bbl/pulgadas, y una altura de fluido de perforación de 56 pulgadas, su volumen de fluido será de 171 bbl. (3,05 bbl/pulg x 56 pulg).

El desplazamiento representa el volumen de fluido de perforación expulsado desde el pozo hacia la superficie una vez que es introducida la sarta de perforación o la tubería de revestimiento dentro del pozo, o el volumen de fluido requerido para llenar el pozo cuando la sarta de perforación sea retirada del pozo. En términos generales, el volumen desplazado es equivalente al volumen metálico que representa la sarta de perforación.

Por ejemplo, una tubería de perforación de 14,0 lbs/pies con un OD (diámetro externo) de 4,0 pulgadas, desplaza 0,005 bbl/pies de fluido al ser introducida en el

pozo. Si se introducen 1.000 pies de tubería de perforación dentro del pozo, serán desplazados 5 bbl de fluido. En cambio, cuando se saca del pozo una tubería de perforación del mismo tamaño, el pozo debería tomar 5 bbl de fluido de perforación por cada 1.000 pies de tubería sacada, para mantener el pozo lleno.

2-. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD Y VOLUMEN DE TANQUES

2.1-. TANQUES RECTANGULARES

        Para los tanques rectangulares como los que se muestran en la Fig. Nº1, la capacidad puede ser calculada a partir de la altura, el ancho y longitud de dicha estructura.

Donde:

Vol. Tanque: capacidad del tanque (bbl)

L: longitud del tanque (pies)

W: ancho del tanque (pies)

H: altura del tanque (pies)

M: altura del nivel de fluido (pies)

 

Vol. Tanque (bbl) =  [ L (pies) x W (pies) x H (pies) ] / 5,615       (Ec-1)

 Donde el volumen real de fluido de perforación contenido en el tanque, puede ser calculado considerando la altura del fluido de perforación (M) y viene expresado de la siguiente manera:

Vol. Tanque (bbl) =  [ L (pies) x W (pies) x M (pies) ] / 5,615        (Ec-2)

2.2-. TANQUES CILÍNDRICOS VERTICALES

Los tanques cilíndricos en posición vertical ilustrados en Fig. Nº.2, se usan generalmente para el almacenamiento de fluidos de perforación en los patios de tanques de las plantas de mezclado de las empresas de servicio encargadas de su formulación y manejo, así como también son utilizados para almacenar material en

La capacidad de un tanque rectangular, se calcula de la siguiente manera:

polvo como es el caso de los agentes densificantes como la barita o sulfato de bario.

La fórmula general para calcular la capacidad de un tanque cilíndrico vertical es la siguiente:

VTanque .Cil (bbl) = [ D2 (pies) x H (pies) ] / 7,143           (EC-3)

El volumen de fluido real (VFluido) de un tanque cilíndrico vertical se calcula usando la altura de nivel (M) del fluido de perforación.

VFluido .Cil (bbl) = [ D2 (pies) x M (pies) ] / 7,143           (EC-4)

3-. VOLUMEN DEL POZO

Donde:

VCil: capacidad del tanque cilíndrico (bbl)

D: diámetro del cilindro (pies)

H: altura del cilindro (pies)

M: altura del nivel de material (pies)

Figura. Nº2. Tanque Cilíndrico Fuente: MI-DRILLING. (2001

El volumen del pozo es generalmente calculado con la sarta de perforación introducida dentro del pozo (volumen con tubería), sin embargo, en los casos que se requiera determinar el volumen del pozo sin tubería, es necesario utilizar la ecuación para un recipiente cilíndrico vertical.

Un pozo se compone generalmente de varios intervalos o secciones, definidas por variación de diámetros más grandes cerca de la superficie, pasando progresivamente a secciones más pequeñas a medida que la profundidad aumenta, lo que significa que para obtener el volumen de fluido presente en el pozo, debe ser calculado individualmente el volumen de cada intervalo y posteriormente estos deben ser sumados. El volumen de cada sección sin tubería dentro del pozo, puede ser calculado a partir de la ecuación usada para un cilindro:

VSección: [ D2Pozo x L] / 1029,4       (EC-5)

Donde:

DPozo: diámetro Interior (ID) de la tubería de revestimiento, hoyo abierto.  (pulgadas)

L: longitud del intervalo (pies)

3.2-. CAPACIDAD DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN O PORTAMECHAS

El volumen del pozo con la sarta de perforación dentro del pozo, resulta de sumar el volumen dentro de la sarta de perforación (capacidad) más el volumen anular entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento o el hoyo abierto.

La capacidad o el volumen dentro de la sarta de perforación, expresado en bbl, puede ser determinado a partir del diámetro interior de la tubería en pulgadas.

VTubería (bbl): [ ID2Tubería (pulgadas)  x L ] / 1029,4    (EC-6)

3.3-. VOLUMEN ANULAR

El volumen o la capacidad anular se calculan restando las áreas de los dos círculos que define el espacio anular tal como los muestra la Fig. Nº3. El volumen anular en bbl puede ser determinado a partir del diámetro externo de la tubería (OD) y del diámetro interno de la tubería de revestimiento (ID) o del hoyo abierto en pulgadas (DH).

VEspacio Anular (bbl/ft) = [ ID2Pozo(pulg) – OD2 

Tubería (pulg) ] x L  / 1029,4     (EC-7)

Donde:

IDPozo: diámetro interior del hoyo abierto o la tubería de revestimiento

ODTubería: diámetro exterior de la tubería de perforación o de los portamechas

3.4-. DESPLAZAMIENTO

        Se puede estimar el desplazamiento de la sarta de perforación (VDespl. Tubería) usando el OD y el ID de la tubería de perforación y los portamechas.

V Despl. Tubería (bbl) = [ OD2Tubería (pulgadas) – ID2

Tubería (pulgadas) ] x L / 1029,4  (EC-8)

Donde:

ODTubería: diámetro exterior de la tubería de perforación o los portamechas

IDTubería: diámetro interior de la tubería de perforación o los portamechas

4-. CÁLCULO DEL CAUDAL DE LA BOMBA

        Las bombas de taladro como son comúnmente denominadas en campo, están constituidas por émbolos o pistones de “desplazamiento positivo” que se encargan de hacer circular a presión el fluido de perforación durante las operaciones de construcción de pozos. Algunas poseen dos o tres pistones que realizan un movimiento de vaivén o emboladas dentro de las camisas o cilindros, donde un ciclo de emboladas o vaivén completo constituye una carrera (stk - según el inglés “stroke”).

        A nivel de campo es común la aplicación de bombas de tres pistones denominadas bombas triplex, sin embargo, en algunos sistemas de circulación de equipos de perforación aún se pueden conseguir instaladas bombas de dos pistones llamadas bombas dúplex. Para efectos de cálculos del caudal de bomba, el cual se requiere para determinar tiempos de circulación del fluido dentro del pozo, este puede ser fácilmente determinado en unidades bbl/stk o gal/stk.

4.1-. BOMBAS TRIPLEX DE FLUIDOS

        En una bomba triplex, sus pistones sólo funcionan durante la carrera de ida y tienen generalmente pequeñas longitud de carreras (de 6 a 12 pulgadas), operando a velocidades de circulación que varían de 60 a 120 stk/min y su caudal puede ser determinado a través de la siguiente ecuación:

VCaudal de la Bomba (bbl/stk) =  [ ID2 Liner (pulg.) x L (pulg.) x Rend (decimal)

] / 4116     (EC-9)

Donde:

V Caudal de la Bomba : caudal de la bomba/carrera

ID Liner: ID del liner o camisa

L: longitud de la carrera de la bomba

Rend: Rendimiento o eficiencia de la bomba (decimal)

4.2-. BOMBAS DÚPLEX DE FLUIDO

        Los émbolos de una bomba dúplex de lodo funcionan en ambas direcciones, de manera que el cilindro trasero hace que el vástago de la bomba se mueva a través de su volumen desplazado y ocupe parte del mismo. La ecuación general para calcular el caudal de una bomba dúplex es la siguiente:

VCaudal de la Bomba (bbl/stk) = [2 x ID2 Liner – OD2 

Vástago][ L x Rend] /  6174       (EC-10)

Donde:

VCaudal de la Bomba: caudal de la bomba/carrera

ID Liner: ID del liner o camisa (pulgadas)

ODVástago: OD del vástago (pulgadas)

L: longitud de la carrera de la bomba (pulgadas)

Rend: rendimiento o eficiencia de la bomba (decimal)

5-. VELOCIDAD ANULAR

        La velocidad anular (VA), es la velocidad media a la cual un fluido fluye dentro de un espacio anular. Se requiere una velocidad anular mínima del fluido de perforación para lograr la limpieza efectiva del pozo y depende principalmente de la velocidad o tasa de penetración ROP, el tamaño de los recortes o ripios, y de las propiedades reológicas del fluido. Puede ser estimada mediante la siguiente ecuación, basándose en el caudal de la bomba y el volumen anular del pozo:

VA (ft/min) =  VCaudal de la Bomba (bbl/min) / VAn (bbl/ft)      (EC-11)

VA (ft/min) = [ VCaudal de la Bomba (bbl/min) x 1029,4 ] / ID2Pozo (pulg.) –

OD2Tubería (pulg.)   (EC-12)

Donde:

IDPozo : diámetro interno del hoyo abierto o la tubería de revestimiento (pulgadas)

ODTubería : diámetro externo de la tubería de perforación o los portamechas (pulgadas)

6-. TIEMPOS DE CIRCULACIÓN

        El tiempo de circulación total es el tiempo (o número de carreras) requerido para que el fluido circule a partir de la succión de la bomba, bajando por la columna de perforación, saliendo por la mecha, subiendo de nuevo por el espacio anular hasta la superficie, pasando a través de los tanques, y finalmente, regresando de nuevo a la succión de la bomba. Este tiempo también se llama “tiempo de ciclo del lodo” y se calcula de la siguiente manera:

Tiempo circulación total (min) =  VSistema circulante (bbl) / VCaudal de la Bomba (bbl/min)           (EC-13)

Donde:

VSistema circulante: volumen total del sistema (activo) (bbl)

VCaudal de la Bomba: caudal de la bomba (bbl/min)

Stk Circulación total = Tiempo circulación total (min) x velocidad de bomba (stk/min)    (EC-14)

6.1-. TIEMPO DEL FONDO A SUPERFICIE

        El tiempo del fondo a superficie (fondo-arriba), es el tiempo (o STK) requeridos para que el fluido de perforación circule desde la mecha ubicada al fondo del pozo hasta la superficie, subiendo por el espacio anular, y puede ser calculado de la siguiente manera:

Tiempo Fondo-superficie (min) = VEspacio Anular (bbl) / VCaudal de la Bomba (bbl/min)    (EC-15)

Stk Fondo-superficie = Tiempo Fondo-superficie (min)  x velocidad de bomba (stk/min)    (EC-16)

        A través de estas ecuaciones utilizadas para la determinación del tiempo de circulación del fluido de perforación, puede ser estimado el tiempo que tarda el fluido de perforación en recorrer cualquier longitud en el interior de la sarta de perforación o sección de espacio anular con tan solo conocer el volumen o capacidad del espacio por donde se desplaza dicho fluido.  

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FUENTE:

VOLUMETRÍA  E HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN

  FUNDAUDO

Tecnicas de Perforación Direccional

RECONOCIMIENTO DE LAS HERRAMIENTAS DIRECCIONALES.

La perforación direccional es sin duda uno de los más innovadores procedimientos que en la actualidad forma parte de la industria petrolera para la búsqueda, localización y explotación de arenas petrolíferas. El hecho de “navegar” a través de un yacimiento petrolífero e ir construyendo la trayectoria del pozo de acuerdo a un plan previo de ingeniería, es ya una ventaja para optimizar la producción de la arena.

Luego de la Perforación del Hoyo Superficial, se comienza el empleo de las herramientas direccionales que van a permitir inclinar la trayectoria de la sarta de perforación, controlando la dirección o azimuth de la sarta respecto al norte del plano horizontal. Las herramientas direccionales comúnmente empleadas durante la perforación de hoyos horizontales son:

Motor de Fondo con su prespectivo Bent Housing: Llamese el codo de la herramienta que permite producir una desviación de manera orientada, permitiendo ligeras inclinaciones que van direccionando la sarta de perforación.

Monel: es una herramienta que corrige los efectos del campo magnético de la Tierra y el material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los datos tanto del MWD y el LWD. Está hecho de una aleación que permite despreciar la interferencia magnética y así la herramienta MWD pueda brindar datos confiables de azimuth e inclinación.

Martillo (Jar) : están diseñados para desarrollar un impacto tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos direccionales para que la tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que este atascada.

Herramienta Double Pin: es una herramienta cuyas conexiones son PIN x PIN, para unir juntas cuyos extremos son caja.

Estabilizador: Son necesarios para un BHA direccional. Los que están cercanos a la mecha tienen conexiones BOX x BOX., y los que se colocan en el resto de la sarta tienen conexionen PIN x BOX. Poseen espiral hacia la derecha Se emplean para controlar la desviación del hoyo, reducir el riesgo de pegas diferenciales y dog legs (patas de perro).

HEL (Hostil Environment Logging): herramienta que permite cuantificar la profundidad de la perforación. Instala el MWD (Measuring While Drilling : Midiendo mientras se perfora). Esta herramienta permite ubicar la trayectoria de la sarta de perforación y por ende la del pozo en construcción debido a que proporciona los datos de Profundidad, Inclinación respecto a la vertical y azimut (inclinación respecto al plano horizontal), con lo cual se construyen los SURVEY’s, importantes datos que registran la secuencia del Pozo y permiten hacer una comparación respecto a la trayectoria planificada .

En esta junta también cuando se requiera su corrida, se ubica el registro BAP (Bore Annular Pressure), que permite calcular las presiones en tiempo real en el hoyo anular, y con ello monitorear la limpieza del hoyo y asi optimizar una alta ROP sin alterar la estabilidad del revoque.

MFR (Multiply Frecuency Resistivity): lleva instalada la herramienta LWD (logging while drilling: Registrando Mientras se perfora), la cual permite registrar cada una de las profundidades y obtener datos para cada una de ellas. Este es un servicio primordial que permite obtener data en tiempo real de la litología y fluidos

presentes mientras se está perforando. Ello permitirá el estudio de las características geológicas presentes, y conllevará a la toma de decisiones, sobre todo a la hora de fijar los topes y bases de cada una de las formaciones, marcadores y arenas.

Otras herramientas son el NDT , que ubica al registro Densidad Neutrón, y el IDS , que emite información necesaria sobre la ubicación del pozo para realizar la corrida del survey. Los registros comúnmente empleados en las perforaciones en el Campo Uracoa son el Gamma Ray, el Densidad - Porosidad Neutron y el Resistivo.

ARME DEL ENSAMBLAJE DIRECCIONAL .

La compañía de Servicios de Perforación Direccional es la encargada de armar el BHA direccional, posicionando cada una de las herramientas de acuerdo a su funcionabilidad y al servicio solicitado. Para este paso, los técnicos de la Compañía de Servicios Direccionales hacen primero una charla de seguridad indicando al personal mantenerse alejado del área de la planchada mientras van armando e instalando las fuentes radioactivas que permitirán el registro de cada uno de los parámetros, gamma ray por ejemplo.

Para el hoyo intermedio, por lo general en los pozos del sur de Monagas, el BHA direccional se arma comenzando con una mecha bicentrica de 8-3/8” x 9-1/2” , seguida de un motor de fondo, el LWD y el MFR portador de la herramienta MWD, y las herramientas IDS, NDT. Se prueba la señal de los registros en superficie, antes de ser bajados y se calibran los sensores.

La perforación en esta fase requiere un torque de 4500 a 7000 libras por pie (en algunas fases el torque puede llegar a 10.000 libras por pie). En cuanto a las revoluciones por minuto, para el motor de fondo se requieren 126 -140 RPM y para el motor de superficie 45 - 60 RPM. El primero depende del galonaje para el cual cada motor de fondo tiene un factor que permite estimar las revoluciones por minuto de acuerdo a los galones que se bombean en el mismo tiempo.

CORRIDAS DE GYRO .

Esta herramienta permite corroborar la información suministrada para la empresa de Servicios de Perforación Direccional. Este constituye un sistema Giroscopico de Navegación para generar survey´s de la tasa giroscópica basada en una tecnología de orientación inercial que no es afectada por la interferencia magnética, ya que toma como referencia al Polo Norte verdadero, proveyendo a la industria un significado más preciso de la orientación y prospección del pozo. Estas corridas permiten realizar:

Generación de Surveys mediante los registros single Shot y Multi Shot en revestidores, tubería de perforación ya sea en modo eléctrico o mediante el uso de batería.

Permite encontrar la orientación direccional de los motores de perforación y otras herramientas en el pozo.

Mediciones de dirección de manera alámbrica e inalámbrica para la tasa giroscópica mientras se esta perforando.

OTRAS CONSIDERACIONES PARA PERFORACION DE HOYOS DIRECCIONADOS.

Shallow pulse test: Constituyen pruebas de campo a nivel superficial o somero para evaluar construir tasas en función de los ángulos de curva, la colocación de estabilizadores, los efectos secundarios de las cargas, el torque de reacción y la fiabilidad del sistema y el tiempo medio entre fallas del mismo.

PRUEBAS DE LWD: La herramienta LWD (logging while drilling) ha de ser probada antes en superficie para comprobar eficiencia y precisión de cada uno de los registros a ser corridos:

- Densidad neutron

- Resistividad

- Gamma Ray

CORRIDA DE TUBERIA:

Durante la perforación de hoyos direccionales y horizontales es sumamente importante que el perforador lleve controlado en una hoja los viajes los diferentes

parámetros para cerciorarse de que el pozo este llene y no haya pérdidas de volumen. Estos volúmenes pueden ser medidos mediante el tanque de viaje.Al final los datos son registrados en un formato parecido al que se anexa abajo:

La tubería a menudo tiene que ser probada de manera que pueda comprobarse su resistencia durante la perforación y de esta forma evitar problemas como estallido, pegas, etc.

Otro punto importante a tomar en cuenta es el drift (en ingles: desviación) de la tubería, que no es más que la calibración interna de la tubería que permite garantizar su diámetro interno. De esta forma el drift de la tubería vendría siendo el diámetro óptimo interno de la tubería.

PERFORACIÓN EN SHOE TRACKS: 

Se conoce como shoe Track el espacio comprendido entre la zapata flotadora y el cuello flotador, enroscados respectivamente en la parte inferior del primer y segundo revestidor que se baja durante el revestimiento de un hoyo, sea el de superficie o el intermedio. La función del shoe track es asegurar que la zapata esté rodeada de cemento de alta calidad y evitar la contaminación de cemento más allá del tope .

Este espacio generalmente esta cubierto de cemento antes de comenzar a perforar en él. A pesar de que ya se debería comenzar a perforar en este tramo con el BHA del Hoyo Intermedio, para el caso de un shoe track en la fase del revestidor de 9-5/8”, para romper el cemento existente se debe perforar con mecha tricónica de 8-1/2”. Con esta sarta se baja a través del shoe track hasta romper zapata dejando algunos pies mas de profundidad (10 pies aproximadamente).

TECNICAS EN HOYOS DIRECCIONADOS:

Durante la perforación en hoyos direccionales y horizontales se pueden emplear diversas técnicas más para ir construyendo el hoyo del pozo. Primeramente la Rotación permite perforar el hoyo por la energía proporcionada en la mecha al girar contra la formación. El Deslizaje, o Sliding en inglés, es una técnica que permite ir direccionando la sarta sin que la mecha este rotando, de manera que permita crear ángulo o direccionar la sarta de perforación según el plan del Pozo. Ello es posible por la herramienta Bent Housing del BHA, por la cual se construye y controla el ángulo correcto, posicionando la mecha en la dirección deseada.

La orientación es controlada por la herramienta MWD (midiendo mientras se perfora), que va aportando datos cada cierto punto. Estos datos son:

- PROFUNDIDAD: midiendo la MD (Measured Deepth) o Longitud del hoyo (profundidad medida). El MWD aporta en tiempo real la profundidad a la que está la herramienta MWD haciendo una corrección con respecto a la ubicación de la mecha.

- INCLINACIÓN: Mostrando el ángulo de desviación del hoyo respecto al plano vertical.

- AZIMUTH: que es la desviación detectada desde la superficie del Bent Housing con respecto al Polo Norte magnético en el Plano Horizontal.

Con esta data, la herramienta direccional puede calcular parámetros tan importantes como:

- TVD (true vertical deepht : profundidad vertical verdadera

- DOG LEG (PATAS DE PERRO): severidad de la desviación en angulos por cada 100 pies.

.

- DESPLAZAMIENTO ESTE – OESTE (si los valores son positivos se muestra una inclinación hacia el oeste, si son negativos hacia el Este).

- DESPLAZAMIENTO NORTE – SUR (si los valores son positivos se muestra una inclinación hacia el Norte, si son negativos hacia el Sur).

PRACTICAS OPERACIONALES:

Durante la perforación de hoyos direccionales se pueden poner en práctica otras técnicas según lo requiera la situación en la que se encuentre el pozo. Una de las más comunes es el BACK REAMING o repaso que se hace rotando la mecha para asegurar la estabilidad del hoyo y evitar que el mismo se cierre una vez que se

haya sacado la tubería. De esta forma se va repasando en el hoyo ya perforado circulando. Este procedimiento también permite volver a agrandar el hoyo para la instalación de revestidores, tubos lisos, rejillas, etc, evitando de esta forma apoyos de tubería.

Otra práctica operacional es el POOH (Pull out of Hole: Salir del Hoyo), tambien abreviada en español como STH (sacar tubería del Hoyo). En Pozos direccionales generalmente este proceso se realiza con backreaming y con parámetros especificos de torque, revoluciones por minuto y galonaje. Existe la prueba de Flow Check o Verificación de Flujo, que asegura la estabilidad de las condiciones de un tapón, válvula o dispositivo de control de flujo, observando los niveles de fluido estable.

RECONOCIMIENTO DE PROBLEMAS: La perforación en hoyos direccionales está sujeta a una mayor cantidad de riesgos operacionales. Las Pegas diferenciales son una de las situaciones más frustrantes y problemáticas que se presentan durante la perforación, debido a muchos factores, entre ellos los debidos a las características propias de la formación. Cuando una tubería se queda pegada puede generar costosos daños, entre los que están el corte de tubería, operaciones de pesca y la realización de un Desvío Lateral o SIDE TRACK.

Las pegas diferenciales se deben a una diferencia de presión entre el hoyo y la formación, ocasionada por una larga sarta con demasiados drill collars que se asienta o para en el lado opuesto de donde se esta tomando fluido en el hoyo.

Cuando los drill collars están sobredimensionados o la sarta posee larga longitud de los mismos, se presta a ocasionar pegas. También son debidas a una alta desviación del hoyo, altas densidades, muchos ripios, interrupción de la circulación.

En estas ocasiones en que los esfuerzos por recuperar toda la sarta de perforación, se procede a la detección de puntos libres o que no estén atascados mediante la aplicación de un alto torque para rotar la tubería y observando los puntos en los que se observa que la tubería gira con el torque aplicado. De alli se obtiene la profundidad en la que se espera que la tubería no este atascada, se realiza una desconexión mecánica o mediante cañoneo, separando la parte libre de la sarta de la que esta atascada para recuperarla. Este proceso se conoce como back Off, mediante el cual se saca la tubería que fue desconectada mecánicamente.

Otro problema a presentarse en la perforación de hoyos horizontales y direccionales es el no controlar la tasa de inclinación o Patas de Perro (Dog legs – DLS), que indica el ángulo de desviación por cada 100 pies perforados. La empresa de Servicios Direccionales incluye en los surveys entregados, el Dog Leg calculado para cada profundidad, así si hubo poca inclinación entre una profundidad y otra separadas por una distancia de 100 ft MD, se mostraran valores pequeños de Dog Leg. Este término también hace referencia a las veces cuando las secciones del hoyo cambian de dirección de manera más rápida de lo previsto o planeado, generando con ello serios problemas de desviación notable con respecto al plan direccional, que puede incluso ocasionar la pérdida de la arena o la realización de un side track.

EVALUACION DE MECHAS

Antes y después del empleo de una mecha, es necesario que un operador de la empresa proveedora de la mecha este presente para evaluar la mecha e indicar mediante un código IADC los resultados de su evaluación. Los mismos comprenden una serie de números y letras que permiten en cuatro ítems diagnosticar el estado de la mecha, indicando si es nueva, si tiene la mitad de su tiempo de uso, el estado de sus sellos o si esta totalmente perdida.

Es importante una buena evaluación de la mecha para que se garantice el empleo de la misma durante la perforación de un pozo sin que se puedan generar problemas ligados a un daño a la mecha. Por ejemplo:

0 – 0 – NO- A - E – I – NO - TD.

OPERACIONES COMUNES:

En un pozo tipico del sur de Monagas (Venezuela) antes del ensamblaje de la sarta direccional se procede a romper cemento y zapata con mecha tricónica de 8-1/2” , la cual perforó hasta unos 10’ mas por debajo de la zapata (1060’). Luego se saco la tubería del hoyo, se quebró el BHA y la mecha tricónica, la cual fue evaluada posteriormente para garantizar o descartar su uso en un proximo pozo.

Seguidamente la Compañía de servicios direccionales, luego de realizar la reunión de seguridad, arma el BHA direccional para la fase del hoyo intermedio, en el cual ya se comenzaría la desviación del pozo. Este BHA consiste generalmente de una mecha Bicentrica de 8-3/8” + motor de fondo + MFR LWD +IDS + NDT. Seguidamente se prueba la funcionabilidad de las herramientas y se baja el ensamblaje con drill pipes y heavy weights de 5”.

La perforación inicia con los siguientes parámetros PSM: 4-6 KLBS; GPM: 500; PB: 700 PSI; RPM: 45/140 MOT; TQ: 4500-5000 LBS-PIE; ROP: +/- 60 pph . Al principio Rotando 100% y luego deslizando según la ocasión y situación requerida. Se monitorea la trayectoria real vs el plan para ir corrigiendo estas desviaciones, bombeando tren de píldoras cada 300 pies para mantener la limpieza del hoyo y realizando varios backreaming en las zonas que ameriten repaso, mientras que personal de geologia identifica cada una de las formaciones, arenas y marcadores para correlacionarlos respecto al plan.

Se perfora hasta la profundidad planeada, a la cual se asenterá el revestidor. Luego se circula reciprocando hasta retornos limpios y se saca tubería libre del hoyo. Una vez en superficie se quiebran las herramientas direccionales, recuperando fuentes radiactivas y evaluando mecha. Seguidamente se procede la vestida de la llave hidraulica y a la bajada de revestidor de 7” con equipo de flotación para luego cementar.

Para el hoyo de producción, de geometría horizontal, el BHA se compone de mecha PDC de 6-1/8” seguida igualmente de motor de fondo + LWD + MWD. Bajando con DP de 3-1/2” y llenando el pozo cada 1500 pies. Bombeando continuamente píldora viscosa + píldora de limpieza + agua de formación hasta alcanzar la profundidad final