UNIVERSIDAD NACIONAL DE...
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO "PERFORACIÓN DEL PRIMER POZO HORIZONTAL EN EL NOROESTE PERUANO" TITULACIÓN POR EXPERIENCIA PROFESIONAL PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE INGENIERO DE PETRÓLEO CESAR AUGUSTO TUPAC YUPANQUI SÁNCHEZ PROMOCIÓN 1 ga· a - 1 LIMA-PERÚ 2003
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
"PERFORACIÓN DEL PRIMER POZO HORIZONTAL EN EL NOROESTE PERUANO"
TITULACIÓN POR EXPERIENCIA PROFESIONAL
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO DE PETRÓLEO
CESAR AUGUSTO TUPAC YUPANQUI SÁNCHEZ
PROMOCIÓN 1 ga·a - 1
LIMA-PERÚ 2003
DEDICATORIA
Dedico el presente trabajo de tesis, en reconocimiento:
A mi Madre, por la educación en valores que supo darme.
A mi Esposa, por su apoyo moral, cariño y comprensión.
A mis hijos, lo más preciado que tengo en la vida.
Y finalmente a mis semejantes, por la esperanza
de fructificación de este esfuerzo vital.
PERFORACIÓN DEL PRIMER POZO HORIZONTAL EN EL NOROESTE PERUANO
INDICE
1. RESUMEN
2. INTRODUCCIÓN
3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA PERFORACIÓN I JORIZONTAL
3.1 Definiciones Básicas
3.1.1 Clasificación de los pozos horizontales.
3. l .2 Ventajas de un Pozo Horizontal
3.1.3 Cuándo perforar pozos horizontales. Factores que iníl�encian.
3.1.4 Determinación del punto de desviación (KOP)
3.1.5 Criterios de seleccion para pozos horizontales.
3.1.6 Selección y evaluación de candidatos para poros horizontales.
3.1.7 Características ideales de reservorios candidatos.
3.1.8 Problemas en la perforación de un pozo.
3.2 Consideraciones para la Planificación de un Pozo l lorizontal
3.2.1 Plan de Pozo Horizontal
3.2.2 Operación de Pozos Horizontales
3.2.3 Características de las formaciones
3.2.4 Tipos de trayectoria
4. PROGRAMAS Y TRAYECTORIA f>ARA EL POZO HORIZONTAL
4.1 Programas
4.2 Trayectoria
5. CÁLCULO DE LA 1'RAYECTORIA DE UN POZO HORIZONTAL
6. PRINCIPALES HERRAMIENTAS A SER UTILIZADAS EN EL POZO
HORIZONTAL
6.1 Herramientas deflectoras
6.2 Herramientas de medición
6.3 Herramientas auxiliares
7. CONJUNTOS DE FONDO
7. l Teorla de los Cot�juntos de Fondo
7.2 Tipos de Conjuntos de Fondo
8. PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN DE UN POZO HORIZONTAL
9. EXPERIENCf A EN LA PERFORACfÓN DEL POZO HORIZONTAL
9.1 Tipos de Formaciones
9.2 Diseño de la Trayectoria
9.3 Tipos de Broca
9.4 Tipos de BHA
9.5 Comportamiento de los BHA
9.6 Problemas presentados en la Perforación del Pozo
l O. ANÁLISIS ECÓNOMfCO
11. CONCLUSIONES
12. RECOMENDACIONES
13. CUADROS Y GRÁFICOS
14. BIBLIOGRAFÍA
2
1. RESUMEN
3
El presente lrab�jo proporciona una visión acerca del desarrollo de la perforación
hori7.onlal, en formaciones con ciertos grados de bunm1iento geológico en el nor
oeste peruano, realizado por la Cía. Graña y Montero Petrolera S. A., en el año
1999.
El proyecto de perforación se dio por iniciado el dla 24 de setiembre de ese aílo.
La primera parle del trab�jo consistirá en la descripciún de los aspectos leórico
técnicos. que se tomaron en cuenta durante la planificación del pozo.
La segunda parte del trab�io mostrará las expenencrns obtenidas en perforación
horizontal, tecnología seleccionada para el proyecto de perforación del pozo 13269-
H (Lote VI), del nor oeste peruano.
Las expenencias más novedosas íueron: el uso de un equipo convencional de
perforación (GMP Nº 1 O) y la corrida de una broca PDC O 536 XL, en el desarrollo
de aproximadamente 4,500 fl. Esta broca, según la estratigrafía, serviría para
perforar las formaciones Talara, Chacra y Palegreda, con potencias de 2,790 fl., 9 l O
fl. y 790 fl., respectivamente. Pero, debido a las intercalaciones formacionales, y
habiéndose llegado a la profundidad final de 2,250 n .. se tuvo solo un espesor
perforado neto de 1,030 fl., con una rotación de 20 ¼ lirs.
El empleo de esta broca PDC, abre un espisodio diferente en la forma de perforar
formaciones blandas, en comparación con aquellas que sólo hacen uso de brocas
tricónicas. El empleo combinado de ambas brocas ha logrado importmltes
reducciones de costos y tiempos de perforación, en comparación con las
operaciones realizadas en las últimas décadas.
Así mismo, se ha introducido, para el control direcdonal de la trayectoria, el
sistema MWD, que facilitó un mejor control de los par{unetros direccionales, como
la inclinación y la dirección. Este sistema permitió, en el curso de las operaciones,
adoptar decisiones inmediatas sobre el desarrollo de In lrnyecloria, hasta alcanzar el
objetivo predeterminado.
4
Es necesano resaltar que la perforación en pozos allarnente desviados (pozos
hori7.ontales), representa mayores dificullacles en cuanto a la limpie7.a del hueco y
el transporte de los recortes.
Lo pobre suspensión de los recortes ocasiona problemas en el pozo, en el fondo o
en los costados. La acumulación de sólidos aumenla In fricción, con la consecuente
reducción de la habilidad de trnnsíerencin del peso sobre la broca. Esto da origen,
en forma repentina, a cambios en el angulo y el consiguiente incremento ele la
fricción como resultado del incremento del arrastre.
En estas condiciones, no queda más alternativa que perforar lentamente, con
incremento de los costos operativos. Asi, se explica el empleo del íluido FLO-PRO,
c_onstituido a base de la "goma xántica", y del aditivo RESINEX, que ayuda a
controlar el .fillrado de lodos con alta gradiente de presión y temperatura, ya que es
un estabili7.ador de la propiedad del lodo, a condiciones de mayores profundidades
y altas rpm, debido aJ empleo de un motor de fondo
2. INTRODUCCIÓN
5
En el afio de 1989, Grafta y Montero Petrolera S. A inició sus operaciones de
perforación en el noroeste del Perú. Los primeros po'.t'.OS fueron verticales, ya que
éstos obedecían a programas de desarrollo en los dislinlos campos petroleros.
Es en el afio de 1999 que se inicia la aplicación de la perforación horizontal, con el
pozo 13269-H, en el yacimiento Cobra, ubicado en el 1 ,ole VI.
El objetivo será incrementar la producción y la recuperación de petróleo del
reservorio Basal Salina del yacimiento antes mencionado, en el cual se tendrá, a la
vez, como objetivo secundario la formación Mogollón, superior e inferior. La
tecnología de pozo horizontal será utilizada hasta la profundidad final de l 0,900 n.
En el pozo 13269-H se empleará un po7.0 piloto, para comprobar la existencia de la
Fm. Basal Salina, esperándose una profundidad finaJ de 9,900 n.
El primer K.OP se iniciará aproximadamente a 8,400 n., hasta lograr atravesar la
formación Basal SaJina. Posteriormente se colocará un tapón de cemento en el
fondo, para dar inicio al segundo K.OP y empezar a atrnrnzar la sección horizontaJ.
La profundidad finaJ ha sido estimada en 10,900 n. y se perforará en forma
horizontal, aproximadamente 1,300 rt. de la Fm. Basal SaJina.
El pozo horizontaJ tendrá una dirección de S 20º W, ni ser perforado.
Su ubicación geográfica es en el Lote VI, yacimiento Cobra, milla cuadrada: l 3N-4
(Ver Sección Estructural - Gráfico Nº 1 ). El buzamiento de las capas será de 12º
@ l 5º al sur oeste.
6
FASES DEL HUECO PILOTO DE (81/2")
Con los sistemas de J>crfornción que tomnn registro durnnfc la pcrfornción, es posible
tonrn1· ¡Jerfilcs de densidad y de resistividad sin interrumpi.-lns.
Este sistema consta de dos tubos Drill Collars, dentro de los cuaJes se aJojan los circuitos
electrónicos y demás componentes de las herramientas perfiladorac:;. Los datos se
transmiten a la superficie en tiempo real, telemetria, mediante pulsaciones del lodo de
· perforación.
Estos sistemas MWD suministran datos de dirección e inclinación del pozo as1 como
abundante variedad de mediciones relacionadas con lo que ocurre en las inmediaciones de
la broca
Los perfilajes dan indicaciones de la resistividad electromagnética de la roca, así como de
su densidad y porosidad.
El sistema LWD tiene la ventaja de obtener información del subsuelo a medida que la
broca penetra en los diferentes estratos, para el caso del pozo piloto va atravezar diferentes
objetivos potenciales para poder evaJum los buzamientos estructurales y la resistencia de
las formaciones, asi como para determinar los puntos· de contacto de íluídos y las
tendencias de los diferentes conjuntos de fondo del pozo.
Esto se va a perforar con la finalidad de poder correlacionar, en tiempo real, las
formaciones que se perforan con los correspondientes de los po/.OS vecinos.
También poder lomar en forma conjunta perfíl�jes triples para efectos de evaluacón
preliminar y corno medida de precaución en el supuesto caso que no pueda bajar el sond�je
de los registros eléctricos.
Después de bnjar CSG de 9 5/8" se procede a preparar el sistema de lodo "FLO-DRILL ".
AL llegar a la profundidad de 7,855 pies se desplazó 553 barriles de íluido para luego ser
reemplazado por el lodo antes mencionado.
7
Se perforó hasta la proíundidad de 7,931 pies aproximadamente unos 80 pies por debajo
del 7.apato y se cambió la broca. Con el empleo de motor de fn11do se perforó y desvió el
pozo orientándolo hasta 8,091 pies para luego cambiar conj1111to de fondo y continuar
períornndo hasta 8,294 pies: se cambió la broca y retiró un eslnhili7.ador para luego hacer
el tratamiento de lluído a base de biopolimero (ílo-vis) con la finaJidad de lograr una m�jor
suspensión de los recortes al entrar a la curva desde Oº a 33" aproximadamente en el po7.0
piloto. Se sacó el conjunto de fondo por problemas de MWD se cambió la brocc1 y durante
la circulación se observó una dimensión en In densidad de I O. 2 n 10.00 lbs/gl. Se períoró
hasta 9.240 pes donde al b<l:iar el conjunto de fondo. sentó la columna y se tuvo que rimar
desde 8,599 a 9,200 pies paré! calibrnr el po7.0 debido n la forrnnción de dog legs de (6º -
9º), y de 9,200 a 9,240 pies se rimó el pozo por estar la brocn reducida., continuó hasta
9,402 @ tensionando hasta 250,000 perforando c1 9,591 pies se incrementó el rate de
penetración y b�jó la densidad de 10.3 subiéndolo a 10. 6 lb/gl. se cambió la broca y hasta
lc1 proíundidad de 9,69.f pies se agarró el conjunto de fondo trabajándolo hasta 270,000
libras y a la vez se acciona el Jar, logrando sollar la tubería. posleriormente se circuló, y se
:colocó lapón de baritina (formación basal saJina a 9,575 pies). que al atravezarla_ la broca
salió reducida y con pérdida ele 24 insertos.
Se cambió el conjunto de fondo retirándose los estabilizadores y cambiándose la broca y el
Jar. Se concluyó hasta 9,900 pies.
Se intentó b<l:iar el sond�je de registros eléctriccos pero la herramienta sentó a 8,725 pies
donde se inicia aproximadamente la sección tangente. En estas condiciones se b�jó la
tubería de perforación con un nuevo BHA (Broca+ O I STB (ál 30pies) para poder calibrar
el hueco.
Se realizó un nuevo intento de tomar registros, pero sentó �• <) .1 88 pies. Finalmente b�jó
con herramienta MWD-LWD hasta 9,900 y registra de 7,870 -- 1).()74 -· 9,900 cada 90 pies.
Circuló y sacó herramienta. Registrando con multishot hasta rl zapato de 9 5/8"
Finalmente se colocó un tapón balanceado de cemento desde <)598@ 9079' (44 bbls de
lechada de cemento ele 17 lb/gal): el tope de cemento (ri) 9, l 70 pies y se inició el Side track a 9,334 pies.
8
Se perforó hasta 9,645 pies, se levantó el ángulo desde 33º hasta 5 l º donde se coloco el
CSG de 7". (a) 9,642 pies.
Los eqrnpos de superficie podemos decir que trab�jaron con una buena eficiencia de
trabé\io como son
Zarandas : 02 zarandas Derrick Mallas (3 x 180 mesh)
Desarenndor: F.msco conos 2 x 12 · ·
Limpiador de lodo : sin marca malla 200 mesh
Elementos que conforman el íluido de perforación :
Baritina
Soda Cáustica
Flo Vis y Duovis
Pac Plus Reg.
Pac Plus UL
Kla-gard
Cloruro de Sodio y Potasio
Bicarbonato de Sodio
Lube 100
Producto densifictante nacional
Alcalinidad pH
Control de reología
Control de perdida de agua y viscosidad
Agente control de perdida de agua
lnhibidor de lutita
Sales inhibidoras y densidad
Control de Contaminación por cemento
Lubricante
9
SECCIÓN HORIZONTAL DE 6"
En esta sección se va a emplear el íluldo FLO-PRO a base de ngua con mlnimo contenido
de sólidos para evitar el daílo a las formaciones productivas.
El empleo del BHA con broca de 6 ·' y motor de fondo asi como el sistema MWD. Se
llegó hasta la profundidad de 10,840 pies y con el empleo de bombeo de plldoras livianas
viscosas.
A esta profundidad final se atascó la columna y se limpia en diferentes tramos, subiendo la
densidad hasta l O lb/gl. Con clornro de sodio, ya que el desprendimiento ele
aproximadamente 180 pies es por falta de densidad asl como debido al buzamiento y que
se saJe de la formación basal saJina a San Cristobal.
Se bajó LAINA de 4 ½''a la profundidad de 10625 pies.
El comportamiento del sistema de lodo FLO-PRO fué muy est<1ble en lodos sus parámetros
durante el desarrollo de la perforación horizontal.
Para lograr desviar el pozo piloto en la sección de 8 ½" desde el tope del tapón de cemento
y aterrizar horizonlalmenle en la formación Basal SaJinn llegando a un azimut de
aproximadamente 200º .
Se debe continuar constrnyendo el ángulo hasta 69º en un· pozo con una broca de 6'' . Esto
fué debido a que se encontró la formación Basal Salina I O pies antes de lo esperado
(posible presencia de falla geológica. ver Gráfico Nº 4 ) y continuar perforando desde el
fondo hasta el tope de la misma .
Se concluyó con la perforación del pozo a la profundidad ele 10. 840 pies y se colgó la laina
de 4 ½'' a la profundidad de 9,612 pies . El tope del zapato del casing de 4 ½" quedo
sentado a la profundidad de 10,625 pies.
Con los equipos ele control sólidos como fue solmnente una znrnnda DERRICK con mallas
3x 180 y 2x200 - 1 x 180 se pudo controlar muy bien el íluíclo.
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Productos clcl Diseño del nuído
Productos Descripción í-unción
Flo-Vis Biopollmero Clarificado Propiedad de Viscosidad
De primera calidad.
Flo -Trol Almidón Modiíicado Control de pérdida de
agua
Cloruro Sodio Sal industrial Densidad, Inhibición
Carbonato CaJcio Carbonato Calcio Densidad, función
puenteo
Soda Cáustica Control pH Alcalinidad
Lube-100 Lubricante Mejor Lubricidad
va.;ación de Propiedades:
Densidad 9. 6 10.0 #/gal
Viscosidad embudo 35 48 seg/qt
Viscosidad plástica 12 15 cp
Punto Cedencia 25 46 #/loo n 2
Filtrado 30 min. 5.2 4.0 ce
PH 8.0 8.6
MBT 1.5 3.0 #/Bbl
Lect. Brookfield(0.3 RPM) 35,000 58,000 cp
11
PrnJ)icdadcs del Fluído :
Densidad 10.0 10.ó #/gal
Viscosidnd embudo 35 48 seg/qt
Viscosidad plástica 12 15 cp
Punto de cedencia 30 35 lb/1 oo n2
Lect. 3 rpm 10 13 rpm
Filtrado(<?} 30 min 5. 0 ó.2 ce
AlcaJinidnd pH 9.0 <). (i
Sólidos 8 10%,
MBT 5 12 Lbs/Bbl
Lecl. Brookíield 3 rpm 2500() 45000 cp
3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
3.1 Definiciones Básicas
12
Pc.1·forndón l-lo1izontal.- Es una extensión de la perforación altamente desviada,
con el propósito de perforar un po7.o paraJelo al plano de estratificación de una zona
productiva, parn obtener un drenaje de longitud considerable a una profundidad
determinada del re,servorio y con un óngulo de inclinnciún de aproximadamente de
90°, a rin de levantar la producción.
La perforación, hacia ángulos de desviación de 60º n 70º , no envuelve mayor
problema de metodología. Este tipo ele perforación puede presentar diíicultades.
Las más conocidas se originan porque pueden presentarse, esencialmente, por los
tipos de formación perforados. En general, estas períornciones no requieren más
que de equipos y técnicas convencionales.
Perforaciones con desviaciones de más de 70º son comúnmente realizadas,
mientras que ciertos pozos alcanznn fmgulos de desviacic'in de 8óº.
Desde que estas técnicas convencionales fueron controlmlas por los operadores, en
relación a ángulos de desviación de hasla 80º , no apareció ningún obstáculo mayor:
y aún continuando hasta los 90º o más, mientras el terreno mostró afinidad y fueron
considerables los cuidados en llevar a cabo la operación
Hay otras dificultades que con el tiempo se presentan, como lo es la estabilidad de
las paredes de drenaje hori7.ontal, cuando se lleva a cabo las operaciones de
registros eléctricos y de completación .
. Perforación Direccional: es el proceso de la desviación de un pozo a lo largo de
una trayectoria, afín de alcanzar un objetivo predeterminado.
Control de la desviación: es el proceso de mantener el hueco dentro de límites
programados, relativos al ángulo de inclinación y separación horizontal, medidos
desde la vertical.
13
La perforación es un proceso tridimensional, donde la broca penetra no sólo
verticalmente sino que también puede ser desviada de In vertical ele los planos X-Y.
El plano X se de(íne como el plnno de dirección y el plano Y como el plano ele
inclinación, los ángulos asociados con la deílección en los piemos X-Y son
llamados ángulos de "dirección'' e "inclinación", respectivamente.
3.1.1 Clasificación de los pozos ho.-izontalcs.
Se realiza de acuerdo a sus regimenes de construcción de ringulo, sobre la base de In
longitud de su radio:
n) Método de cm-va tura convencional (Radio Corto).
Donde el rate de construcción es de 1 º a 4 º/pie.
El radio de construcción es de 20 a 60 n.
La longitud lateral es limitada, así como las operaciones de completación.
Los pozos pueden ser revestidos y registrados.
Requiere de un equipo especial y de múltiples vi,�jes. para cambiar el conjunto de
fondo.
En estn aproximación, los conjuntos de mesa rota.ria, molor de fondo, herramientas
de perforación y operaciones, son esencialmente convencionales. Los costos. sin
embargo, son mucho más altos debido a las muy altas secciones de construcción del
ángulo.
Se tendrá un buen control vertical, pero a su vez una falla de control del azimut con
el sistema mecánico de entrada del reservorio.
14
Las operaciones de registro pueden ser transmitidas a través de los tubos de
perforación.
b) Método de mediana cm-vatura (Rndio Medio).
El rate de construcción es de 8º(ª�20º/100 n., para reperforar horizontaJmente
intervalos de po7.os e:--:istentes. Puede lograrse hasta 2500 n., de sección lateral, por
lo tanto no existen limitaciones. Es posible atravesnr ,·erticaJmente formnciones
inestables, pero revistiendo lns secciones laterales antes de perforar.
El radio de construcción es de 300 a 700 fl.
Este método tiene un buen control del azimut (dirección). asl como en la entrada del
resen1ono.
Esta tecnología ha sido desarrollada por ARCO.
Las tecnologías y las herramientas tienen que ser probadas sucesivamente en
muchas áreas, incluyendo las naturalmente frncturndas y que poseen dos
características significativas en el desarrollo de lá tecnología de la perforación
horizontal:
1. Muchos de estos reservorios son de gran espesor. Basados en el registro de
ARCO, el 6Y% de los reservorios conocidos son fracturados·, en los EE.UU.,
y tienen una potencia de 400 ft. o más.
2. Muchas de las bqjas permeabilidades, en estos reservonos naturalmente
fracturados, se pueden estar produciendo a partir de completaciones n hueco
abierto. Un radio de 300 fl., fue seleccionado por ARCO como la curvatura
de porción del ángulo, construido para manl.ener el pozo perforado
completo dentro de la formación productiva. Otros objetivos fueron:
perforar 1000 n. de pozo horizontal y el uso de 1111 equipo convencional.
e) Método de alea curvaturn (Radio La1·go).
15
El rale de construcción es de 1 º (él, (iº/100 íl.) y su radio de construcción es de 1000
a Ci000 n. Utili7.a sistemas de perforación convencion:11. los que se emplean para
generar la curva durante la perforación de In parle lnleral del po7.0. La sección
horizontal es de 4000 n.
Se tiene un buen conlrol del a;r.imuL así como In mós grande e\:lensión lalernl nnles
de enlrnr al reservorio.
El despla7.amiento y la longitud de la sección lateral est:1rán limitados por el torque
resultante y por el arrastre. registrndos por los componentes de lc1 sarlél, así como
también por la capacidad del equipo de perfornción.
La existencia de altos costos ele perfornción.
Radio Ultra Corto
(Tasa de construcción: 10° @ 30° /íl). Su radio de construcción es de 1 a 2 íl.
Requiere de un sistema Jet de alta presión de agua, para generar la curva
rápidamente, obteniéndose en algunos casos altos regímenes de penetración.
3.1.2 Ventajas de un Pozo Ho,;zontal.
1. Incrementa la productividad del pozo, debido a una mayor área de dren�je,
expuesta en la zona productiva.
2. Acelera y/o incrementa la recuperación final de petróleo.
3. Posibilita menores caídas de presión alrededor del pozo.
4. Maximiza la producción y las reservas, de rescrvonos o de yacimientos
naturalmente fracturados.
16
5. Reduce la posibilidad de ocurrencia del fenómeno de conificación por invasión
de agua� en presencia de aculíeros de fondo. En situaciones en las que se
verifica la llegada de agua o de gns, el pozo horizontnl presenta vent�jas ya que
es posible situarlos en la parle alta del reservorio, o del yacimiento, evitándose
este fenómeno.
Otra superioridad que ofrece es la referidn al petróleo pesado desplazado por el
agua, en cuanto el factor de movilidad sea desíavornhlc.
6. Reduce el número de pozos verticales para drenar un:i zona productiva
7. Presenta venl�jas para la recuperación térmica. En el caso que se tenga en
cuenta un pozo inyector, a una profundidad definida., permitirá la fácil
penetración del vapor, de tal manera que la zona por él invadida se extienda de
manera regular, disminuyendo aJ mismo tiempo las pérdidas térmicas.
8. Permite conocer la evolución lateraJ de las facies v la distribución de los
fluidos en el yacimiento.
De existir un buen potencial para la perforación de pozos horizontales, algunas de
sus aplicaciones serían:
a) M�jorar la productividad de un reservorao de poco espesor, ubicado por
deb�jo de otro que produzca petróleo pesado (producción mixta API).
b) Producir petróleo en la situación que se tenga un nculfero de fondo.
Mejorar la productividad de los yacimientos o reservorios pobremente
drenados y de b<1:ia permeabilidad.
c) En los yacimientos o reservorios con fracturas verticales paralelas, un pozo
horizontal, dispuesto perpendicularmente a ellas, es susceptible de
atravesarlas en gran número, pudiéndose asl obtener aumentos de
productividad mucho más importantes.
d) La productividad de un pozo horiz.onlal aumentn con la longitud de éste,
aunque más lentamente ya que interviene la ley logarítmica Presión Vs.
17
Distancia. Los cálculos analíticos y las simulaciones con modelos
numéricos indican que el aumento de productividad puede alcanz.ar
corrientemente un factor de 3 a 5.
ALGUNAS FORMACIONES
NATURALMENTE FRACTURADAS
POZO PERFORADO
ACUMULACIONES DE PETRÓLEO
POZO VERTICAL
CONIFICACIÓN DE AGUA
POZO � PERFORADO
DISMINUCION DE LA CONIFICACION DE AGUA EN UN POZO HORIZONTAL
PETRÓLEO ENCIMA DEL AGUA
FORMACIONES PARCIALMENTE
DEPLETADAS
POZO PERFORADO
PETRÓLEO
! DRENAJE AYUDADO'
POR EFECTO DE LA GRAVEDAD
18
POZO HORIZONTAL Vs. FRACTURA HIDRÁULICA EN FORMACIÓN DE BAJA
PERMEABILIDAD
• •
ZONA
PRODUCTIVA . .
. .
. .
. .
• •
• •
• •
• • •
• •
• • . .
. .
•
POZO HORIZONTAL PARA FORMACIÓN ESTRATIFICADA CON BAJO ÁNGULO DE BUZAMIENTO
19
-
'¡ •
,
•
. ,.
_,
. ,.
.,_
POZO HORIZONTAL EN FORMACIÓN ESTRATIFICADA CON AL TO ÁNGULO
DE BUZAMIENTO
hl:."777.'Tf CONTACT AGUA
PETRÓLEO
POZOS HORIZONTALES MEJORADOS POR DEGASIFICACIÓN DE CARBÓN
' •
•
• •
-
•
20
-
..
21
POZOS HORIZONTALES AYUDAN EN EL DESARROLLO DE LAS ESTRUCTURAS O CANALES DE ARENA
• • •
•
• •
•
• •
•
• •
• • • •
LOS POZOS HORIZONTALES PROVEEN ÁREAS MÁS GRANDES PARA INYECTAR AGUA, VAPOR, CO2, ETC. PARA
AUMENTAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO
ftJ
•
•
22
3.1.3 Cuándo perforar pozos hori:wntnlcs. Fadorcs que influencian.
Jnicialmente, se tuvo que intentar definir las condiciones bajo las cuales, los pozos
horizontales tendrían un comportarniento significntivnmenle superior a los pozos
convencionales, sobre la base de que estos últimos proveían las referencias básicas
para la evaluación económica de candidatos para este tipo de desarrollo.
Se hará una primera estimación de la productividad y de los rates críticos para la
con ificación.
La posibilidad de perforar pozos horizontales deberíri ser evaluada por:
El espesor y el compactamlento del reservorio, especialmente si se sospecha
de fracturas verticales.
Las formaciones estratificadas y de poco espesor.
La escasa columna de petróleo o una pequeñn diferencia de densidad entre
el agua y el petróleo.
Las formaciones suaves, como el yeso, . las cuales estarán expuestas al
colapso.
La longitud lateral del drenaje que se alcanzaría.
Las heterogeneidades del reservorio, tales como las fallas y las variaciones
de las permeabilidades (anisotropía).
La razón de la permeabilidad, vertical a la hori7.ontal.
Los accesos a varios estratos de alto buzamiento.
Los accesos a estratos de dificil ubicación.
23
La existencia de restricciones topográficas.
};>- El proveer un incremento en la eficiencia de barrido para el proyecto EOR,
3.1.4 Determinstción del Punto de Desvinci(,n (KOP).
1. Se denomina Punto de Desviación (Kick OfT Poinl) a la profundidad vertical
donde se inicia la desviación del pozo, con una dirección e inclinación
programadas.
2. La selección del punto de desviación es dado por las consideraciones
geométricas del perfil de la trayectoria y por las características litológicas.
3. Si existiesen formaciones con problemas debería considerarse, además, para
la selección del punto de inicio del KOP, los siguientes criterios:
4. Consideración litológica, ya que la herramienta direccion.11 se ve muchas
veces influenciada por la formación.
5. El factor económico, se tendrá en cuenta considerando la curva más corta,
lográndose una mejor entrada al reservorio.
6. Restricciones de la entrada al reservorio.
7. Experiencia previa en la zona.
3.1.5 Criterios de selección para pozos hórb;ontales.
Para determinar la factibilidad de perforar horizontalmente, la primera estimación
que se realiza es la de calcular las relaciones de los índices de productividad, entre
un pozo horizontal y uno vertical (Jh / Jv ).
24
Los cuatro métodos equivalentes, empleados para tal propósito fueron:
1. Babu y Odeh
2. Sherrard , Brice & Me Donald
3. Reiss
4. Joshi
Las ecuaciones básicas para cada uno de ellos se muestran en el Anexo # 1.
La relación del indice de productividad es el principal indicador que va a calificar a
un pozo como candidato a ser perforado horizontalmente.
Cuanto mayor es la razón de (Jh / Jv), menor es el espesor neto de la arena, pero es
directamente proporcional a la razón (kv/ kh).
8
6
2
o
o
EFECTOS DEL ESPESOR DEL RESERVORIO
POZO VERTICAL.VS. HORIZONTAL NO
Kv = �
Av = � = 30 acres
J = Indice de productividad
300 600 900
LONGITUD DE POZO HORIZONTAL, PIES
1200
100
ºº
wO ...J (.)
�550 ..... o w o:: o_ o_
RELACIÓN DE VOLÚMENES PRODUCIDOS DE PETRÓLEO DESDE POZOS VERTICALES Y
HORIZONTALES EN DIFERENTES TIEMPOS DE PRODUCCIÓN Y LONGITUDES DE POZO HORIZONTAL
25
12
Tiempo de producción (días)
4
o
LONGITUD DE
POZO = 50 PIES
VERTICAL
750
1830- 5af\os
o 500 1000 LONGITUD DE POZO HORIZONTAL, PIES
EFECTO DE LA PERMEABILIDAD
POZO HORIZONTAL
POW VERTICAL
10 md -
--
--
-
--
-
--
-
--
-
- ---- ---- ---- ----
1md __ _---- ---- ---- ----
1 md
500 1000 1500
TIEMPO DE PRODUCCIÓN (OÍAS)
26
En el c<1so de un pozo hori7.ontal de 1000 n. de longitud. la nv.ón (Jh / Jv) varía de
2 hasta más de 5, inversamente proporcional al espesor nclo de la arena; cuanto más
delgada es la potencia del yacimiento, mayor es la ra7.Ón (Jh / Jv).
Esta relación también es directamente proporcional a la rnz.ón (Kv/ Kh). En el caso
de los yacimientos en que (Kv / Kh) es 0.2, la ra7.Ón (Jh / Jv) es aprox. la mitad de
aquélla para (Kv=Kh). Por lo tanto, un buen candidato sería una arena limpia,
compacta y delgada, con un buen soporte de presión lil11sl{1ticn
Otros indicadores serian :
1) La razón de tasas críticas b�jo la cresta del reservorio y la coniltcación para
pozos horÍ7.ontales y verticales, respectivamente.
2) El factor de reemplazo (Fr.), propuesto por Giger y normali7.ado por Joshi,
el cual es un indicador para determinar el número de pozos verticales que
pueden ser equivalentes a un pozo horizontnJ.
El sondeo analítico debe ser veriltcado por medio de simulación de reservorios,
ubicando los pozos horizontales en posiciones estructurnles altos, alineados con el
eje de la estructura. El propósito de realizar la simulación fue el de estimar
principalmente los incrementos de reserva que le serán ntribuidos a 1<1 perforación
de pozos horizontales, ya que es diílcil estimarlos por métodos analíticos.
3.1.6 Selección y evnluación de candidatos ,rn .. a pozos hoa·izontnles.
27
La selección de áreas, para po7.os hori7.ontales, se renJi7.a considerando vanos
factores:
a.- El estado actual de explotación del área.
b.- Consideración de los po7.0S activos, que drenan el área de influencia
propuesta para el po7.o hori7.ontaJ.
c.- La posición estructural del pozo hori7.ontal.
d.- Los riesgos inherentes que existieron.
e.- La profundidad del yacimiento.
f.- La actividad de un acuífero, de una capa o ca.c;quele de gas si lo hubiese.
g.- Control operacional, etc.
3. l.7 CarnctelÍsticas ideales de los 1·eservorios candidntos:
a.- Sistemas naturahnente fracturados.
b.- Formaciones de baja permeabilidad.
c.- formaciones estratificadas.
d.- Formaciones con capa de gas y/o agua de fondo.
e.- Formaciones parcialmente depletadas.
3.1.8 Problemas en la perfornción de un pozo.
ESTABILIDAD DEL POZO
Formaciones no consolidadas
28
Generalmente se encuentran en la parle supenor del pozo. Son arenas sueltas,
gravas y limonitas, que pueden íluir dentro del pozo.
Por lo tanto. incrementar el peso del lodo no solucion:i direclrunenle el problema
pero puede ayudar a la formación del revoque, lo cual estabiliza las formaciones.
Un buen revoque es m�jor que un sobrebalance, esto es la clave para prevenir la
inestabilidad y la pega de la tubería
FORMACIONES NO CONSOLIDADAS
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. . / . .
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• •• •• • ,.· - • w _-_ •
Prevención de la pega de tubería
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El lodo debe diseñarse para formar un revoque cohesivo, de baja permeabilidad.
Emplear un caudal óptimo para la limpieza del pozo, ya que la velocidad adicional
puede erosionar el revoque que se haya formado y perturbar la formación.
Se debe evitar rolar la broca o los estabilizadores frente a las formaciones no
consolidadas. Ello puede causar la remoción del revoque e inducir Ja inestabilidad.
29
Cuando se pase a través de formaciones problemáticas debemos hacerlo en forma
cuidadosa, para minimizar la remoción de la costra.
Finalmente, vamos a considerar la colocación de plldoras viscosas en la formación,
antes de seguir perforando. Esto le puede dar cierta cohesión a la formación.
PEGA DIFERENCIAL
Propiedades y t.-atnmientos del lodo
La siguiente recomendación deberá seguirse sólo en el caso de que no se disponga
de una información más específica que la del ingeniero de lodos, del grupo de
operaciones local o del grupo de campo.
Prácticas para evitar In pega diferencial
1. Planifique anticipadamente, esté alerta a los problenws de las formaciones. Las
fom1aciones penneables, como areniscas y calizas, tienen el mayor potenciaJ de
pega diferencial Recuerde que una fomrnción problemática permanece como taJ
hasta que es revestida.
2. Planes de contingencia. Asegúrese en la localidad un suministro adecuado de
lubricantes, íluidos para píldoras y material de pérdida de circulación.
Seleccione los BHA para un mínimo contacto con las paredes, durante la
perforación de secciones en las que haya un alto riesgo de pega diferencial. Si es
necesario use estabilizadores de menor diámetro (desgastados) hacia la parte
superior del BHA; ello no afecta el control direccional.
3. Mantenga el peso del lodo en el mínimo necesario para perforar la sección.
Monitoree y mantenga todas las otras propiedades del. lodo, especiaJmente los
geles; los sólidos de b�ja gravedad y el filtrado.
30
4. Tenga un espacio disponible en las cantinas, cuando esté períorando secciones
con alto potencial de pega� parn permitir el rne7.cladn y desplazamiento rápidos
de tratamientos, si llega a ocurrir la pega.
5. Mantenga la tubería en movimiento y circule. Siempre que sea posible emplee
métodos o equipos de registro de dirección que requieran que In luberia
permanezca estática el menor tiempo posible, como el MWD. En las secciones
críticas_ rote la tubería lenlamente, con lac; cuñas p11cstns, en las conexiones y/o
registros de dirección, para reducir el riesgo de la pega diíerenciaJ.
6. Monitoree continuamente la presión del po7.0. Los aumentos de sobrebalance
incrementan la posibilidad de quedarse pegados. Por encima de las 500 psi de
sobrebalance se incrementa significativamente el riesgo de una pega diíerencial,
a medida que aumente el ángulo del pozo.
Contenido de sólidos
El control de los sólidos de baja gravedad (LGS) es cruciaJ para evitar la pega
diíerencial, tanto para lodos base aceite como para sólidos base agua. Guíese por la
siguiente tabla .
......-----------------.-------· -�----· -----------.
Tamaflo del Pozo
% recomendado de SBG
-·-·--·-----·-----·---- - ----·----··--- -- - --- ---
17 ½" 10-15•----------------1--------
12 ¼" 8-10·-- ----·-----------··----- - -· ···--- -----------·- -----------
Lubdcantes
8 ½" ------ )-8
6" 5-8
Los lubricantes ayudan a disminuir el potencial de pegn diferencial. Tenga cuidado
con el impacto ambiental de los lubricantes usados en el lodo.
31
Modificadores de la reología
Estos se pueden adicionar a los lodos base aceite, para rn�jorar su reología a bajo
rate de corte (lecturas del viscos[metro 6 y 3 rpm).
PEGA DIFERENCIAL
Tuberla
Formaciones móviles
Las fonnaciones móviles más comunes son: la halita (sal) y las arcillas plásticas.
Estas formaciones se deforman plásticamente y se deslizan dentro del pozo. El
deslizamiento se puede prevenir, o reducir, incrementando el peso del lodo.
Considere el uso de brocas PDC excéntricas para perforar un pozo. Ligeramente
ensanchando, perfore con bajo peso sobre la broca y alla rotación de mesa.
La tubería debe estar en movimiento cuando el rozo esté abierto. Haga
regularmente viajes cortos de limpieza cada 24 horas.
El peso del lodo debe ser incrementado antes de penetrar en formaciones
conocidamente móviles. El mayor riesgo de quedarse pegado está en los primeros
metros de la parte superior.
32
Para liberar la luberia en sal. Bombee píldoras de agua dulce alrededor del BHA,
para disolver la sal, y tensione golpeando la tubería. Una vez libre, repase y
acondicione el po1.o.
Parn sollar la tubería de una arcilla. Bombee píldoras hase de aceite y detergentes o
lubricantes. Tensione golpeando la tubería. Una ve1. libre, repase y acondicione el
po7.0.
FORMACIONES FRACTlJRADAS-FAl,l,ADAS
Los problemas de estabilidad, relacionados con rrncf urns y fallas, no se pueden
prevenir, a lo mucho se pueden minimizar. Eventunlrnente. la inestabilidad puede
desaparecer a medida que el po7.0 se derrumba hasta llegar a una condición estable,
pero esto no se puede gmantizar.
El aumento del peso del lodo no tiene un efecto signifícativo sobre la estabilidad y.
bajo ciertas circunstancias, puede empeorar el problema. Las pérdidas en estas
formaciones pueden inducir otros problemas de pega, especialmente de pega
diferencial.
En prevención hay que verificar el estado del pozo mientras esté perforando.
Circular antes de perforar, a través de zonas de fuerte potencial de pérdida
Un anular limpio puede prevenir el empaquetamiento. en caso de grandes pérdidas.
Al repasar, circule cuando esté bajando tubería, es decir, hay que limpiar el pozo
antes de continuar perforando.
Restri�ja las velocidades de vrnJe, a través de las forti1aciones fracturadas, para
minimizar su perturbación.
Debemos limitar las presiones de circulación cuando se esté perforando, para evitar
inducir pérdidas.
FORMACIONES FRACTURADAS
O FALLADAS
FORMACIONES GEOPRESURIZADAS
33
La inestabilidad del pozo es causada por las tensiones en la pared del pozo, que
exceden las fuerzas compresionales de la formación, haciendo que la roca falle y
que caigan grandes fragmentos de rocas dentro del pozo. La falla del pozo da como
resultado su ensanchamiento, lo cual conlleva problemas de limpieza.
Las formaciones lutfticas son más dadas a fallar que las arenas, debido a sus
menores fuerzas compresivas.
Recomendaciones
Mantenga limpio el pozo. El incremento de In velocidad de circulación mejora la
limpieza del hueco y ayuda a estabiliz.arlo por el incremento del DEC.
34
Controle la presión poral; una presión de poro mayor aumenta el potencial de
inestabilidad y la necesidad de incrementar el peso del lodo.
Se puede llegar a necesitar un peso de lodo mayor, para estabilizar el pozo, del que
se hubiera requerido inicialmente para prevenir la inestabilidad.
El incremento del peso del lodo puede variar con la inclinación del pozo y con el
azimut. Aumente de densidad 0.5 lpg por cada 30º de incremento de la inclinación.
FORMACIONES GEOPRESURIZADAS
35
FORMACIONES REACTIVAS
La.e:; arcillas sensibles al agua absorben el agua del lodo y se hinchan. Un
hinchamiento severo dentro del po7.0 puede hacer atnscnr el 131-tA, aunque el mayor
problema es la gran cantidad de arcilla que sube y tiende a obstruir la línea de
retomo (ílow-line). Este problema ocurre casi sólo con lodo base agua.
Recomendnciones
Perfore y recubra las formaciones reactivas tan pronto como sea posible. Minimice
el tiempo empleado en el hueco abierto.
Mantenga las propiedades del lodo dentro de sus especifícaciones, especialmente el
polímero encapsulador y lns concentraciones del ión K t en los lodos pollmeros. Si
esto se muestra inadecuado, incremente el nivel de inhibición del lodo.
Controle el contenido de bentonita (MBT) cuando use lodo base agua. Un
incremento del MBT indica que la formnción arcillosn está renccionando con el
lodo.
Minimice la longitud del co,�junto de fondo.
Limpie el pozo regularmente mientras esté perforando.
Esté preparado para diluir lodo. En casos muy severos. considere la posibilidad de
cambiar a lodo base aceite.
FORMACIONES REACTIVAS
. ·-·------·--- --. , . . · . . , ' . . · .,;
---- . -· � __.. · ___ . ,._ ... :...
.
·-- · __ . . . ; . . -�/
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j I
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. : · Bolas ArciUa
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·.-Anillos Lodo. /
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, .. · .,·" .-' . ,· .. '.� �,_f_ .· -
OTRAS CAUSAS DE PEGA DE TUBERÍA
OJO DE LLAVE
36
Es causado por la rotación de la tubería de perforación contra las paredes del pozo
en un mismo punto, produciendo una ranura u ojo de llave en la pared. Al sacar la
tubería, las juntas o el BHA son forzados dentro del ojo de llave y quedan
atascados. El ojo de llave también puede ocurrir en el zapato del revestimiento, si se
forma una ranura en el revestimiento.
37
FORMACIÓN DEL O.JO DE LLAVE
Prevención de la pega de tubería
Minimice los pata de perros: no exceda las cantidades específicas para levantar o
disminuir el ángulo.
Minimice las distancias entre el zapato y el fondo perforado. Una distancia grande
puede dar por resultado la fonnación de un ojo de llave en el revestimiento.
Cuando repase los ojos de llave, rote y reciproque siempre la tubería. Trab�je la
tubería hacia arriba gradualmente.
Viaje con cuidado a través de los pata de perros, para evitar tensionar fuerte en los
ojos de llave que se puedan haber formado.
Si se produce la pega, golpee y rote hacia abajo. Trah�je rápidamente, pues puede
ocurrir una pega diferencial.
FORMACióN DE UN OJO DE LLAVE
1 !1
1
1 1
SECCIÓN A-A .
�
� - -- -- - J l Cs=o A
1. ILUSTRACIÓN DEL 2. POSICIÓN DEL TUBOEFECTO DE OJO DE DESPUÉS DEL OJO DE LLAVE
LLAVE SOBRE EL HUECO TORCIDO
i ) 1' Id ,,.
3. AGARRE DEL DRILLCOLLAR EN UN OJO DE
LLAVE
38
Gcometrla del pozo
Un BHA rígido puede quedarse pegado cuando se esté hajando, a través de un pozo
que fue perforado con una sarta flexible o con un sustituto acodado (bent sub.) Al
bnjnr, el BHA puede resultar demasiado rígido como para acomodarse a la
curvatura del pozo o atascarse. Al sacar, el BHA está en tensión y menos flexible
que antes.
Una segunda causa, menos problemática, es haber dejado el BHA colgado o
descansando en los salientes, que se forman cuando se perforan estratos duros y
blandos intercalados.
GEOMETRÍA DEL POZO
SALIENTES
Prevención de la pega de tu berla
Minimice la severidad de los pata de perros, en las secciones de levantamiento y de
caída de ángulo. No exceda los lfmites del programa� B:'Üe lentamente cuando viaje
con una sarta empacada, posterior a una flexible o acodada.
Prepárese a rimar cuando esté bajando con un cambio en el BHA; sin embargo, sea
cuidadoso si repasa la sección de levantamiento de ángulo con una sarta rígida, ya
que la broca se puede desviar del pozo original.
Si encontrara un serio problema de geometría, cuando esté bajando, considere sacar
la tubería y cambiar el BHA por otro más flexible.
Si se produce la pega. Goipee con la máxima fuerza en la dirección opuesta al viaje.
GEOMETRÍA DEL HUECO PERFIL DEL POZO
. . :- -:-.-·-· ··-· ·---·-. -- ... ··-·- -·------·· ------ 1
;�t��;�:'.i·':L--��-L-'.�-�r_F_fD�L-�-.:;�-.�--�-:f-::_:-�.--1 t-J--f ;��-�--.��
. . . . '
. . . . . . '
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��� :: . :iJ(�fr�� •I •' • • • ,,:_!_,L t', 1 •' ,: •t •
¡-,--�- - ----------·
. . - . -. _. __ - _ _ _
GEOMETRÍA DEL HUECO SALIENTES
t··----�-----------:_Luti_ta�----_ ------- __ -_
Chatarra
' . . .
Arenisca . . . . -
fc11Tnación --- . ------------
39
Las partes caídas, de equipos usados dentro del pozo, o desde el piso del equipo
pueden atascar la broca cuat1do se la esté sacando. Lo más común es que el
atascamiento ocurra dentro del revestimiento y no en pozo abierto.
40
CHATARRA
Prevendón de In pega de tu heria
Utilice sólo equipos que hayan pasado la inspección. Chequee todas las
herramientas, antes de correrlas en busca de conexiones flojas, partes de metal
sueltas, etc.
Inspeccione rcgu larmente todas las hemun ientas de trabajo, especialmente las
llaves de la tubería y las cuílas.
Mantenga el pozo tapado, siempre que sea posible. Sea cuidadoso cuando trabaje
alrededor del pozo, cuando esté abierto.
Instale limpiadores de tubería siempre que sea posible, cuando esté sacando tubería.
Si se produce la pega. Trabaje la tubería y golpee hacia abajo para tratar de
desalojar la chatarra. Incremente la fuerza gradualmente.
Si es necesario, vuelva a bajar hasta una sección que se encuentre ensanchada, para
poder soltar allf la chatarra.
CEMENTO FRESCO
La pega de tuberfa ocurre si se baja el BHA dentro de un cemento que todavía no
ha fraguado completamente. Mientras fragua, el cemento tiene una reologfa tan alta
que el BHA puede forzarse dentro de él, pero no se puede sacar. En esta etapa, el
cemento estará fraguando rápidamente, de manera que el OHA se quedará pegado
permanentemente, casi enseguida.
Prevención de la pega de tubería. Recomendaciones.
Conozca la localización del tope del cemento. Dé a los trabajos de cementación el
suficiente tiempo de fraguado necesario. No es prudente tratar de perforar, o
perforar, demasiado pronto.
41
Comience a circular varias juntas arriba del tope del cemento y b�je lentamente, no
se coníle del indicador de peso como indicador del tope del cemento.
Perfore el cemento, con b�jo peso sobre la broca y con alto caudal y chequee la
condición del cemento en las rumbas, antes de continuar.
Si se está utilizando lodo base de agua. Considere la posibilidad de pretratarlo, con
0.25 a 0.50 lb. / bbl de bicarbonato de sodio, antes de comenzar a perforar, para
minimizar la contaminación del lodo.
Si se produce la pega, se requiere de una acción inmedinta antes de que el cemento
se endurezca. Golpee y trabaje la tubería hacia arriba, aplicando la máxima fuerza
desde el comienzo, trate al mismo tiempo de circular.
BLOQUES DE CEMENTO
-- -----------
--------
42
RLOQU:ll:S DE CEMENTO
Bloques de cemento, que caen de los costados del znpnto del csg., acuf1an el BHA
en el pozo.
Prevención de la pega de tu heria
Minimice el espacio libre, entre el fondo del pozo y el 711poto del revestimiento (3 n
5 ples es lo óptimo).
Asegúrese de que haya un buen control del mezclado y del desplazamiento del
cemento. Una contaminación de la lechada, en la segunda mezcla, puede resultar en
un cemento débil alrededor del zapato del revestimiento.
Si se produce la pega. Trabaje y golpee la tubería, arriba y ab3:jo, para desalojar y
romper los bloques. Incremente la fuerza gradualmente.
BLOQUES DE CEMENTO
43
REVESTIMIENTO COLAPSADO
El colapso del revestimiento ocurre cuando la fuerza ejercid1¡1 por la formación, o
por el influjo de una presión de prueba, excede la 1·esistencia al colapso del
revestimiento. Las causas más comunes del colapso son: un diseffo inadecuado del
revestimiento o el desgaste del revestimiento, el cual reduce su grado de resistencia
al colapso. La corrosión también reduce su resistencia al colapso, conllevando a
problemas en los trab�jos de work over u otras operaciones.
Prevendón de la pega de tuberia
Un disef'io correcto del revestimiento es de vital importancia.
Minimice el desgaste del revestimiento.
Asegúrese de tener un buen trab�jo de cementación. Una buena cementacion
incrementa la resistencia al colapso del revestimiento.
Si se produce la pega. Se requiere de herramientas y procedimientos especializados.
REVESTIMIENTO COLAPSADO
.---------
44
3.2 Consideraciones pnra la Planificación de un Pozo Horizontal
3.2.1 Plan de Pozo Horizontal
(PUNTOS CENTRALES)
·---- ---·- -- -- -- --· -· -- ----·-----------··--------! - ----- ----------------·- ------------- --
PLANIFICACIÓN CONSIDERACIONES
• Tipo de formación • Presión de• Resistencia y tensión formación
GEOLOGÍlA de rocas • Angulo de• Porosidad y inclinación de la
permeabilidad furmación
• Tipo de lodo • Reologfa
FLUlDO DE • Inhibición • Limpieza del pozo
PERFORACIÓN • Peso de Jodo
• Tamafio de la sarta • Capacidad de la1--IJDRAULICA • Restricciones de bomba
herramientas de • Tipo de formaciónhoyo abajo
• Tensión de • Cierre definitivo delrecubrimiento pozo
ESTABILIDAD DEL • Perfil de trayectoria • Pérdida de
POZO • Derrumbe y Circulación de salida
desconexión de sarta de gas• Copa de ripios
--·
45
3.2.2 Operaciones de Pozos Horizonh1lcs
(PUNTOS CENTRALES)
PLANIFIC�CIÓN CONSIDERACIONES
1-------------1------------ --�---�--------1
EQUIPO
SARTA DE PERFORACIÓN
• Motor de fondo• Capacidad de la hom ba• Capacidad del malacate
• Disef'ío del BHA• Motores de fondo• Torsión y arrastre
• Equpio de BOP• Detección de
• 0 de la tubería deperforación
• Equipo de controlde sólidos
• Percursores deperforación(JARS)
• Frecuencia deinspección
• Cálculos paramatar el pozo
CONTROL DE POZOS arremetidas ósurgencms
• Comportamiento delgas
l------------+-------------·---'--------------1
ANOTACIONES SOBRE EL POZO
REVESTIMIENTO
CEMENTACIÓN
• MWD y LWD• Tubería de perforación en espiral y tubería de
producción • Método de inyección a bomba
• Disefío de revestimiento• Forros ranurados. perforados y preperforados• Pesos pronosticados cuando se baja y en superficie
• Disefio de lechada• Condiciones de lodo• Contaminación
• Centralizadores• Movimiento de la
tubería
3.2.3 Cnracterfsticns de las formaciones
46
Verdón: Arenisca de color blanco�grisácco, con intercalaciones de lutita color gris
claro. La parte inferior está constitufda por un conglomerado basal.
Lutita Talara: Lutita marrón a marrón-grisáceo, firme, con desarrollos aislados de
arenas y areniscas.
Chacra: Lutita de color gris a marrón-grisáceo, algo compacta. En el Area Norte es
menos potente y presenta desarrollos arenosos en su parte· superior, debido a
cambio de facies.
Palegreda (Ostrea): A esta formación, en el norte de la Cuenca Talara, se le
conoce como �ormación Ostrea. Está constituida por lutit� de color gris, micácea, ,,
algo carbonosa; en su parte superior presenta desarrollos de arenisca gris-clara,
calcárea, en la parte inferior es predominantemente lutácea.
Mogollón: Conglomerado de cuarzo, cuarcita, chert y pedernal; con areniscas de
color gris-claro a verdoso, como matriz, e intercalaciones delgadas de lutita gris y
abigarrada.
San Cristóbal: Lutita gris con intercalaciones de areniscas calcáreas y areniscas
conglorerád icas, compactas.
Basal Salina: Conglomerado masivo de cuarzo, cuarcita con intercalaciones de
areniscas gris-claras y lutita.
Balcones: Lutita gris y gris oscuro, en parte limoHtica, micácea, con capas aisladas
de arenisca gris clara.
La litolog(a de las formaciones, presentes en la cuenca de Talara, pueden afectar el
perfil de la trayectoria de un pozo, produciéndose cambios eh los ángulos de
inclinación y dirección, mientras se va perforando.
47
Estos cambios pueden ocurrir cuando hay presencia de buzamientos (inclinación de
los estratos), fallas geológicas y dureza en las formaciones (compactación).
Así mismo, los parámetros sobre la broca (WOB), las revoluciones de la mesa
rotnria (RPM) y la hidráulica, pueden afectar la desviación del pozo.
En el noroeste, las formaciones geológicas presentan un levantamiento y, en otros
casos, un hundimiento de sus estratos, debido a la presencia de las fallas. las cuales
difieren por sus características de perforabilidad. Por lo tanto, en la planificación de
la perforación de un pozo, los efectos formacionales se tendrán en cuenta para las
siguientes consideraciones:
1) Selección del punto de desviación y
2) El control de la tendencia de giro de la broca (izquierda o derecha).
3.2.4 Tipos de trayectoria
Existen cuatro secciones en la trayectoria del pozo, que van a ser perforadas con
diferentes tamaflos de hueco, así tenemos:
l ) Tramo de 17 ½''.- Es la sección perforada desde la superficie,
manteniendo al pozo tan cercano a la vertical como sea posible.
2) Tramo de 12 ¼".- Es la sección perforada a una cierta profürtdidad y
conservando la verticalidad.
3) Tramo de 8 ½".- Es la sección para construir la trayectoria� de los KOP,
as( como el pozo piloto y su posterior revestimiento· con CSG de 7".
4) Tramo de 6".- Sección utilizada para la trayectoria horizontal hasta
alcanzar el objetivo.
48
Para nuestro proyecto, este pozo será perforado desde la superficie hasta el punto de
perforación (KOP) a 8580 ft, manteniendo al pozo tan cercano a la vertical como
sea posible.
El hueco de superficie será perforado con broca de 17 ½" hasta 400 ft, aprox., para
finalmente ser revestido con CSG de 13 3/8".
La siguiente sección será perforada con broca de 12 ¼'', en forma vertical hasta la
profundidad de 8350 fi., para ser revestido con CSG de 9 5/8".
Para la sección perforada con broca de 8 ½", se tomará un multi shot magnético
antes de construir el KOP, para un mejor control de la verticalidad, en la fase previa
del punto de CSG de 9 5/8". El survey definitivo será utilizado para ajustar los rates
de construcción y giro, para intersectar en forma adecuada las coordenadas del
objetivo propuesto (target).
En el primer y segundo KOP, un sistema de navegación, consistente de un motor
Power Pack de 6 ¾'' ( 1.5° bent housing) y Slim-1 MWD, será utilizado para desviar
el pozo a un rate de 8°/100 ft., en la dirección S20° W, hasta conseguir 30° en
inclinación hasta 9200 ft. MD, 9130 ft. TVD, 200° de azimut. Entonces, una
sección tangente será construida para el Pozo Piloto hasta encontrar la fonnación
Basal Salina y Balcones, a una profundidad final del Pozo Piloto de 9835 ft. MD y
9700 ft. TVD. El control de la desviación se hará con un Single Shot.
Después de recorrer hasta el Zapato Guía de 9 5/8" y acondicionar el lodo, se sacará
la sarta de perforación para tomar los registros eléctricos y finalmente b�jar con
punta libre hasta los 9100 ft., para colocar un tapón de cemento de desvjación.
Brocas tricónicas son recomendadas para los KOP y para la construcción de las
secciones curvas.
En la sección tangente se recomienda perforar con un broca PDC.
49
Un sistema de navegación, que consiste de un motor Power Pack de 6 ¾" ( 1.5° de
bent housing) y Slim-t MWD, serán utilizados para continuar la sección tangente a
30° de inclinación.
Deslizamientos orientados (slides) y rotación, serán utilizados para el control
direccional a lo largo de la sección curva y tangente. Los surveys serán tomados
para monitorear y ajustar el pozo conforme sea necesario, siguiendo con el plan
original.
En la última corrida de la curva, el Slim-1 MWD, con Gamma Ray (tiempo real),
serán utilizados para la apropiada colocación de la taina de 7".
Vi�jes cortos y apropiada circulación serán considerados para monitorear las
condiciones del hueco abierto, a lo largo de la sección de 8 ½", hasta el punto de la
taina de 7", a 9680 ft. MD.
Para la sección del hueco de 6", el zapato de la laina de 7" será perforado con un
Conjunto de Fondo convencional. El acondicionamiento del lodo es acompafíado
con la bajada de la sarta combinada de Drill Pipe de 3 ½" fi y 4 l /2" ft, perforar
landing collar y el zapato guía de 7".
El lodo Flo Drill será desplazado por el lodo flo Pro.
El sistema de navegación, consistente de un motor Power Pack de 4 ¾" ( 1 . 15° de
bent housing) y Slim-1 con Gamma Ray, serán utilizados para continuar levantando
el ángulo (8º /) 00 fl:.), a través de las arenas de la formación Basal Salim1. La parte
lateral utilizará el mismo sistema de navegación, aunque en este caso el bent
housing puede ser ajustado para tener mejores resultados.
El Slirn-1, con Gamma Ray (tiempo real), será utilizado para navegar y colocarnos
en la zona de interés de la parte lateral, conforme lo requiera el geólogo de campo.
Los viajes cortos y pfldoras de alta viscosidad, serán utilizados en fonna adecuada
para limpiar el hueco abierto y los recortes de perforación.
50
Incrementos del arrastre durante la conexión de la tubcrla, indican el asentamiento
de los recortes de la perforación y que se podría requerir de procedimientos
adicionales para la limpieza del hueco.
Brocas PDC pueden ser utilizadas en la parte latera 1, para mejorar el rate de
penetración y evitar viajes adicionales de cambio de broca. Los deslizamientos
ocasionales orientados, serán ejecutados cuando se requieran n lo largo de la
sección horizontal.
Ffoalmente, se bajará una laina de 4 ½" con liner pucker, con sarta combinada,
hasta la profundidad de 11 .000 ft_ MD, según programa.
4 PROGRAMAS Y TRAYECTORIA PARA EL POZO HORIZONTAL
4.1 Programas
PROGRAMA DE CASING
DIAMETRO PESO GRADO ROSCA DESDE HASTA
PULG LBS PIES Plf::S 13 3/8" 54.5 J - 55 8RD o 360
9 5/8" 47 9110 BRD o 83.50 7" 29 L- 80 8RD 80.5 9680
4 1/2" 13.5 N - 80 8RD 9380 11000
PROGRAMA DE BHA
--
ITEM 17 1/2" 12 1/4" 8 1/2" Y 6"
1 BROCA BROCA
2 BIT SUB 7 5/8" Bit SUB 6 5/8"
3 1 o.e. a" ¡ 2 b.C. 8"
4 1 ESTAB. 17 1/2" 1 .STÁB 12 1/4" SE INDICARA
·5 1 o.e.ª" 1 b.C. t1" POSTERIORMENTE
6 1 ESTAS 17 1/2" 1 ESTAB 12 1/4" 7 4 o.e. 8" 22 o.e. 6 1/4"
8 1o.e.61/4"
--·-
---
PROGRAMA DE LODOS 51
SEGUNO
FASES PRIMERA A
Intervalo (Pies) O -400 400-5000 Tala ra/
Formación Verdún Cha cra Diámetro de
brocaa 17 1/2" 12 1/4"
Tipo de Lodo Na tivo P olímero Densidad (Kg/1.) 1.02 1.02-1.22
Vise. Embudoi (Seg.) Visco Plástica (Cp.) P unto Fluencia
( lb/100ft.)
Geles (10"/1 O")
Sólidos(%) Filtra do API
(cc/30°)
Filtra do API H PHT
PH Exceso de Kla-Ga rd, ppb
MBT, ppb Espesor Costra 1/32" K+ ,ion Total Hardness
PROGRAMA DE REGISTROS
REGISTROS CON CABLE
REGISTRO
GR-SP-DIL-ML-MSFL-
38-40
14 - 16
11 - 14
5 - 15 <10
6-8
9.0 - 9.5
<20
SONIC CALIPER-DESV.
CBL-VDL GR-SP-DIL-ML-MSFL-SO NIC-GR-DENSITY-NEUTRON-CAUPER-OESV-DEEPMET ER lcBL-VDL
REGISTRO A TIEMPO REAL
REGISTRO
DESVIACIÓN DESVIAC. GR-RESISTIVIDAD
TERCERA
5000 -8350
Palegreda / Mogollón
12 1/4"
Polímero 1.22 -1.36
40-46
16 -24
14 - 18
8 - 20
<12
6-4
9.0 - 9.5
<20
HOYO
12 1/4"
9 5/8"
8 1/2"
7"
HOYO
8 1/2"
6"
HUECO
PILOTO CURVATURA HORIZONTAL
9200 MD- 9680 MD-8350 - TO 9680 MD 10900MD
S. Cristobal/ S. Cristóbal/8.1 Salina B. Sal ina Ba sal Sa lina
8 1/2" 8 1/2" 6"
FLO-DRIILL FLO-DRILLL FLO-PRO 1.26 -1.32 1.26-1.32 (1.14 - 1.20)J.:l
-··
50 -60
14 -26
30 -40 5-8
---
<8
<8· ...
---
9.0 -9.5 -
<3 <20
2 -1
>15000<200
. .
. - ·-
INITERVALO
8350 - 400
8350 - 5000
9820 - 8350
9620 - 8050
INITERVALO
8350 - 9620
9620- 11,000
50-60 50 -65
14 - 28 20 -28
30 -40 35 -45
5-8 8 - 12 <8 <2
<8 <8
9.0 - 9.5 9.0 -9.5
<3 <3 <20 <5
2 -1 2
>15000<200 <200
> 130000
OBSERVACIONES
HOYO ABIERTO HOYO ENTUBADO
HOYO ABIERTO HOYO ENTUBADO
OBSERVACIONES
MWD
MWDYLWD
IPROG RAMA DE BROCAS
'
DIAME TRO (PUL G.)
17 1/ 2" 4"12 1/
12 1/ 4"
4"12 1/ 12 1 /4" 12 1 /4"
12 1 /4"
TIPO MODELO
DIENTES P2
INSERTOS GT-09 PDC G536
INSERTOS GT - 09 INSERTOS GT-09 INSERTOS GT-09
·--
INSERTOS GT-09
PROG RAMA HIORAULICO
HOYO
INTERVALO DENSIDAD
CAUDAL PRESIÓN
CHORROS Calda presión
HHP
HSI
Vel.Chorros
PROF. SALIDA PIES
400 1500 6000 6850 7520 8000 8350
17 1/2"
O - -100 8.6 700 900 3x20 458
187 0.6 244
52
AVANCE HORAS ROP PSB �PM
PIES) 400 20 20 15 - 20 100
1100 44 25 20 - 25 90 - 120 4500 180 25 15 - 25 90 - 150 ------··-- ---�----850 85 10 40 - 50 70 - 90 670 84 8 40 - 50 70 - 90 480 80 6 40 - 50 70 - 90 350 70 5 40 - 50 70 - 90
12 1/4" 12 1/4" 12 1/4"
6000 400 - 1500 1500 - 6000 8350
9 10.5 11 550 700 600
1400 2600 2700 3x15 8x11 3x16
935 860 1034 300 351 359
2.5 3 3 341 303 324
* Pozo Piloto :
(Pozo Dirigido)
INICIO DESVIACIÓN TOPE FM. BASAL SALINA BASE FM. BASAL SALINA FONDO DESVIACIÓN
MEDIDA 8400' 9360' 9640' 9900'
53
PROFUNDIDAD
VERTICAL
9300· 9530' 9750'
(PROF. FINAL POZO PILOTO RUMBO DESVIACIÓN SUR 20 GRADOS OESTE
' * Pozo Horizontal
MEDIDA
PROFUNDIDAD
VERTICAL INICIO DESVIACIÓN 9000' 8990' TOPE FM. BASAL SALINA 9420. 9320' SECCIÓN MEDIA FM. 8S. SALINA 9610' 9450· FONDO SECCIÓN HORIZONTAL 10900' 9780' (PROF. FINAL DE PERFORACIÓN) RUMBO POZO HORIZONTAL SUR 20 GRADOS OESTE DISTANCIA DE LA SECC. HORIZONTAL : 1300 Pies
Estraügrafta: La secuencia y potencia estratigráfica que atravesará el pozo ( Pozo Horizontal) es la siguient
FORMACIÓN TOPE ESPESOR MEDIDO
VERDUN o· 1480' TALARA 1480' 2790' CHACRA 4270' 910' PALEGREDA 5180' 790' MOGOLLÓN SUPERIOR 5970' 570' MOGOLLÓN MEDIO 6540' 140' MOGOLLÓN INFERIOR 6680' 950' SAN CRISTOBAL 7630'(1) 1730'(1) BASAL SALINA 9360'(1) 280'(1) LA DRAGA/ BALCONES 9640'(1) 260'(1) PROi=UNDIDAD FINAL 9900'(1) SAN CRISTOBAL 7630'(2)
1
1790'(2) BASAL SALIIINA 9420'(2) 190'(2) SECCIÓN MEDIA BASAL SALINA 9610'(2) 1290'(2) PROFUNDIDAD FINAL 10900'(2) (1) POZO PILOTO (DIRIGIDO)(2) POZO HORIZONTAL
1 2
3
4
5
6
7
8
9
10
t1
12
13
14
15
PROGRAMA GENERAL PARA EL POZO HORIZONTAL PROPUESTO
MD INCL Azim TVD VSEC DLS BR ÓMO
Comentario (ft) (º) (º) (ft) (Ft) (01100ft} (01100ft) (ft) -
Tie - In (Amarre) 0.00 0.00 200.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Talara 1480.00 0.00 200.00 1480.00 1 0.00 0.00 0.00 1480.00 Chacra 4270.-00 0.00 200.00 4270.00 0.00 0.00 0.00 4270.00
Palegreda 5180.00 0.00 200.00 5180.00 0.00 0.00 O.DO 5180.00 MogoUon Superior 5970.00 0.00 200.00 5970.00 0.00 0.00 0.00 5970.00
Mogotton Medio 6540.00 0.00 200.00 6540.00 0.00 0.00 0.00 6540.00 Mogo«on Inferior 6680.00 0.00 200.00 6680.00 0.00 0.00 0.00 6680.00
San cristobal 7630.00 0.00 200.00 7630.00 O.DO 0.00 O.DO 7630.00 Csg. 9 5/8" 8350.00 0.00 200.00 8350.00 0.00 0.00 O.DO i 8350.00KOP N<> 1 8580.00 0.00 200.00 8580.00 0.00 0.00 0.00 8580.00
, 1 ' :
Principio de la Secc·. Tangente 8955.00 30.00 200.00 8938.10 95.95 8.00 8.00 375.00 KOP NO 2 9199.68 30.00 200.00 9150.00 218.29 O.DO O.DO 244.68 Unerr 9680.00 68.43 200.00 9457.92 575.18 8.00 8.00 480.32
Principio de la Secc. Horizontal 9780.93 76.50 200.00 9488.31 671.35 8.00 8.00 581.25 T.D. 11000.00 76.50 200.00 9772.90 1856.73 0.00 0.00 1219.07
Vt
.t:,.
1
POZO PILOTO PROPUESTO
Comentario MD INCL Azim TVD VSEC
(ft) (º
) (º) (ft) (Ft)
Ti.e - In 0.00 0.00 200.00 0.00 0.00
KOP Nº 1 8580.00 0.00 200.00 8580.00 0.00
Star Tangent Section 8955.00 30.00 200.00 8938.10 95.94
T.D. Of Pilot Hole 9834.77 30.00 200.00 9700.00 535.75
PERFIL DEL POZO PROPUESTO
METODO DE REGISTRO COMPUTADO
METOOO COMPUTADO DEL D.L.S.
SECC. VERTICAL DEL AZJMUT
DECLINACtÓN MAGNÉTICA
BUZAMIENTO
REFERENCIA DEL NORTE
MINIMA CURVATURA
LUBINSKI
201.000°
O.O FT ABOVE MSL1,668°
14.661 °
NORTE VERDADERO
DLS r1100tt)
0.00
0.00
8.00
0.00
ÓMD
(ft)
0.00
8580.00
375.00
879.77
Vl
VI
Statioon ID MD lncl Azim TVD N/-S E/-W (ft) (º) (º) (ft) (ft) (ft)
8500.00 0.00 200.000 8500.00 0.00 1 0.00 8580.00 0.00 200.000 8580.00 0.00 ¡ 0.00 8600.00 1.60 200.000 8600.00 -0.26 1 -0.108700.00 9.60 200.000 8699.44 -9.42 ! -3.438800.00 17.60 200.000 8796.56 -31.50 1 -11.47
1 Principio de la secc. Tangente 8900.00 25.6U 200.000 8889.46 -66.07 1 -24.058955.00 30.00 200.000 8938.1 O -90.17 1 -32.829000.00 30.00 200.000 8977.07 -111.31 1 -40.519100.00 30.00 200.000 9063.67 -158.29 1 -57.619200.00 30.00 200.000 9150.27 -205.28 i -74.72
9300.00 30.00 200.000 . 9236.88 -252.26 1 -91.829400.00 30.00 200.000 1 9323.48 -299.25 -108.929500.00 30.00 200.000 9410.08 -346.23 1 -126.029600.00 30.00 200.000 9496.69 -393.22 j -143.129700.00 30.00 200.000 9583.29 -440.20 1 -160.22
fr.o. Del Hueco Piloto 9800.00 30.00 -200.000 9669.89 -487.19 1 -177.32 9834.77 30.00 200.000 9700.00 -503.52 1 -183.27
Closure atAzim (ft) (
º
)
0.00 0.00 0.00 0.00 0.28 200.00
10.03 200.00 33.52 200.00 1
70.31 1 200.00 95.95 200.00 1
118.45 200.00 J 168.45 200.00 1 218.45 200.00 1
268.45 200.00 11 :318.45 ¡ 200.00 ,
368.45 200.00 i418.45 200.00 ! 468.45 200.00 1
518.45 200.00 535.84 200.00
DLS
(0/100ft)
0.00 0.00 8.00 8.00 8.00
8.00 8.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00
¡ 1 i
1 1
1
1 i
1
VI O'I
Survey Computatión Method
DLS Computatión Method
Vertical Sección Azimuth
Vertical Sectión Origin
TVD Reference
Magnetic Dectination
T otai Field Strength
Dip
Decfination Date
Magnetic Declination Model
North Reference
Coordinate Reference To
PERFIL DEL POZO PROPUESTO
Minimum Curvature
LUBINSKI
200.00°
N 0.000 ft, E 0.000ft
O.O ft above MSL
1.668°
28941.047 nt
14.661°
August 02, 1999
BGS 1998
True North
Well Head
Vt
....J
Statioon ID MD lncl Azim lVD N/-S E/-W
(ft) (º) (º) (ft) (ft) (ft)
3900.00 0.00 200.000 3900.00 0.00 0.00 4000.00 0.00 200.000 4000.00 0.00 0.00 4100.00 0.00 200.000 4100.00 0.00 0.00 4200.00 0.00 200.000 4200.00 0.00 0.00
Chacra 4270.00 0.00 200.000 4270.00 0.00 0.00
4300.00 0.00 200.000 4300.00 1 0.00 0.00 4400.00 0.00 200.000 4400.00 0.00 0.00 4500.00 0.00 200.000 4500.00 0.00 0.00 4600.00 0.00 200.000 4600.00 0.00 1 0.00 4700.00 0.00 200.000 4700.00 1 O.DO 0.00
4800.00 0.00 200.000 4800.00 j 0.00 0.00 4900.00 0.00 200.000 4900.00 1 0.00 0.00
1 5000.00 O.DO 2D0.000 5000.00 0.00 0.00 ¡ 5100.00 0.00 200.000 5100.00 0.00 i 0.00
1 Palegreda 5180.00 0.00 200.000 5180.00 0.00 0.00 5200.00 0.00 200.00 5200.00 0.00 0.00
1 5300.00 0.00 200.00 5300.00 0.00 0.00 5400.00 0.00 200.00 5400.00 0.00 0.00
1 5500.00 0.00 200.00 5500.00 0.00 1 0.00 5600.00 0.00 200.00 5600.00 / 0.00 0.00
Closure at Azim (ft) (º)
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 O.DO 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
1 0.00 0.00 i
0.00 O.DO
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 0.00
1
1 1 1
1 1
1
1 1
-1
1
1
DLS (0/100ft)
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 O.DO
0.00
0.00 O.DO
0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
¡
Vl �
1 MoaoUon Superior 5970.00 0.00 200.00 5970.00 0.00 0.00 6000.00 0.00 200.00 6000.00 0.00 O.DO
6100.00 0.00 200.00 6100.00 0.00 0.00 6200.00 0.00 200.00 6200.00 0.00 0.00 6300.00 0.00 200.00 6300.00 0.00 0.00 6400.00 0.00 200.00 6400.00 0.00 0.00 6500.00 0.00 200.00 6500.00 0.00 0.00
1 Mogollon Medio 6540.00 0.00 200.00 6540.00 O.DO 0.00 6600.00 0.00 200.00 6600.00 0.00 0.00
1 Mogollon Inferior 6680.00 0.00 200.00 6680.00 0.00 0.00 6700.00 0.00 200.00 6700.00 0.00 0.00 6800.00 0.00 200.00 6800.00 0.00 0.00
! 6900.00 0.00 ! 200.00 5900.00 l 0.00 1 0.00 7000.00 0.00 i 200.00 7000.00 0.00 1 0.00 7100.00 0.00 200.00 7100.00 0.00 ! 0.00 7200.00 O.DO 200.00 7200.00 0.00 0.00 7300.00 O.DO 200.00 7300.00 0.00 0.00
7400.00 0.00 200.00 7400.00 0.00 0.00 7500.00 0.00 200.00 7500.00 0.00 0.00 7600.00 0.00 200.00 7600.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 1 0.00 0.00 1 0.00
O.DO 0.00 1
0.00 0.00 0.00 0.00
7 O.DO 1 0.00 1 1
O.DO¡ 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 l 0.000.00 1 0.00 0.00 r 0.00
0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00
0.00 0.00 0.00
O.DO
O.DO
0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00
]
!JI
\O
1 San Cristobal
1 Csg. 9 5/8"
¡ KOP Nº 1
1 Principio de la Secc. Tanaente-
KOP Nº 2
Liner 7"
7630.00 7700.00
7800.00 7900.00 8000.00-8100.0D 8200.00 8300.00 8350.00 8400.00 8500.00 8580.00
8600.00 8700.00 8800.00 8900.00 8955.00
9000.00 9100.00 9199.68 9200.00 9300.00
9400.00 9500.00 9600.00 9680.00 9700.00
O.DO
0.00
0.00 0.00 0.00 O.DO
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
1.60 9.60
17.60 25.60 30.00
30.00 -30.0030.00 30.03 38.03
46.03 54.03 62.03 68.43 70.03
200.00 7630.00 0.00 200.00 7700.00 0.00
200.00 7800.00 0.00 200.00 7900.00 0.00 200.00 8000.00 0.00 200.00 8100.00 0.00 200.00 8200.00 0.00 200.00 8300.00 0.00 200.00 8350.00 0.00 200.00 8400.00 0.00 200.00 8500.00 O.DO
200.00 8580.00 0.00
200.00 8600.00 -0.26200.00 8699.44 -9.42200.00 8796.56 -31.50200.00 8889.46 -66.07200.00 8938.10 -90.17
1
200.00 8977.07 -111.31200.00 9063.67 -158.29200.00 9150.00 -205.13200.00 9150.27 -205.28200.00 9233.09 -257:82
200.00 9307.31 -320.67200.00 9371.50 -392.63200.00 9424.41 -472.28 200.00 9457.92 -540.50200.00 9465.02 -558.07
O.DO 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
-0.10 0.28 -3.43 10.03
-11.47 33.52-24.05 70.31-32.82 95.95
1
-40.51 118.45 -57.61 168.45 -74.66 218.29 -74.72 218.45-93.84 274.36
-116.72 341.25-142.90 417.83-171.89 502.58-196.72 575.18-203.12 593.88
0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 O.DO
1
200.00 200.00 200.00 200.00 200.00
¡
200.00 200.00 200.00 200.00 200.00
200.00 200.00 200.00 200.00 200.00
0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 O.DO
8.00 8.00 8.00 8.00 : 8.00 i
:
'
O.DO
0.00 0.00 8.00 8.00
8.00 8.00 8.00 8.00 8.00
°'o
1 Principio de la secc. Horizontal
1 T.D.
9780.93 76.50 200.00 9800.00 76.50 200.00 9900.00 76.50 200.00 10000.00 76.50 200.00 10100.00 76.50 200.00
10200.001 76.50 200.00 10300.00 76.50 200.00 10400.00 76.50 200.00 10500.00 76.50 200.00 10600.00 76.50 200.00
10700.001 76.50 200.00 10800.001 76.50 200.00 l 10900.00 i 76.50 i 200.0011000.001 76.50 200.00
9488.31 -630.86 -229.619492.76 -648.28 -235.95
9516.11 -739.65 -269.21953g_45 -831.03 -302.479562.79 -922.40 -335. 73
9586.14 -1013.TT -368.989609.48 -1105.15 -402.24 9632.83 -1196.52 -435.50 9656.17 -1287.89 -468.75 9679.52 -1379.26 -502.01
9702.86 -1470.64 -535.279726.21 -..1562.01 -568.539749.55 -1653.38 -601.78 9772.90 -1744.76 -635.04
671.35 200.00 8.00 689.89 200.00 O.DO
787.12 200.00 0.00 884.36 200.00 0.00 981.60 200.00 1 0.00
1078.83 200.00 O.DO
1176.07 200.00 0.00 1273.31 200.00 0.00 1370.55 200.00 0.00 1467.78 200.00 O.DO
1565.02 200.00 1 O.DO
1662.26 200.00 / 0.00 1759.-49 200.00 ¡ 0.00 1856.73 200.00 l 0.00
1
PROGRAMA DIRECCIONAL POZO PILOTO
Profundidad Profundidad Separación
Fm. M&dida Azimut Inclinación Vertical Horizontal Coordenadas
Norte (+) Este(+)
Sur(·) Oeste(-)
Verdun O.O 200 o O.O 0.00 O.O o.o
CSG 13 3/8" (350.0) 200 o (350.0) 0.00 O.O o.o
Talara (1,480.0) 200 o (1,480.0) 0.00 O.O O.O
Chacra (4,270.0) 200 o (4,270.0) 0.00 O.O o.o
Palegreda (5,180.0) 200 o (5,180.0) 0.00 O.O O.O
Mogollon Sup. (5,970.0) 200 o (5,970.0) 0.00 O.O O.O
Mogollon Med. (6,540.0) 200 o (6,540.0) 0.00 O.O O.O
Mogollón lnf. (6,580.0) 200 o {6,580.0) 0.00 O.O O.O
San Cñstobal (7,630.0) 200 o (7,630.0) 0.00 O.O O.O
CSG 9 5/8" (8,350.0) 200 o (8,350.0) 0.00 O.O O.O
(8,580.0) 200 o (8,580.0) 0.00 O.O O.O
(8,605.0) 200 2 (8,605.0) 1 0.44 0.4 0.1
(8,630.0) ' 200 4 (8,630.0) '
1.74 1.6 0.6
(8,655.0) 200 6 (8,654.9) 3.92 3.7 1.3
(8,680.0) 200 8 (8,679.7) 6.97 6.5 2.4
(8,705.0) 200 10 (8,704.4) 10.88 10.2 3.7
(8,730.0) 200 12 (8,728.9) 15.65 14.7 5.4
(8,755.0) 200 14 (8,753.3) 21.27 20.0 7.3
(8,780.0) 200 16 (B,m.4) 27.74 26.1 9.6
(8,805.0) 200 18 (8,801.3) 35.06 32.9 12.0
(8,830.0) 200 20 (8,825.0) 43.19 40.6 14.8
(8,855.0) 200 22 (8,848.3) 62.16 49.0 17.8
(8,880.0) 200 24 (8,871.3) 61.92 68.2 21.2
Trayaectoria
Horizontal
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
O.O
0.4
1.7
3.9
7.0
t0.9
15.7
21.3
27.7
36.1
43.2
52.2
61.9
0-.. N
PROGRAMA DIRECCIONAL POZO PILOTO (Continuación)
Profundidad Profundidad Separación
Fm. Medida Azimut Inclinación Vertical Horizontal Coordenadas
Norte (+} Este(+) Sur(-) Oeste(-)
(8,905.0} 200 26 (8,894.0) 1 72.48 68.1 24.8 (8,930.0) 200 28 (8,916.2) 83.83 78.8 28.7 (8,955.0) 200 30 (8,938.1) 95.95 90.2 32.8 (9,000.0) 200 30 (8,977.1) 118.45 111.3 40.5
(9,100.0) 200 30 (9,063.7) 168.45 168.3 57.6 (9,200.0) 200 30 (9,150.3) 218.45 205.3 74.7 (9,300.0) 200 30 (9,236.9) 268.45 252.3 91.8
BASAL SALINA (9,360.0) 200 30 (9,288.8) 298.45 280.5 102.1
(9,400.0) 200 30 (9,323.5) 318.45 299.2 108.9 (9,500.0) 200 30 (9,410.1) 368.45 346.2 126.0
l (9,600.0) . 200 l 30 (9,496.7) 418.45 393.2 i 143.1 (9,700.0) 200 30 (9,683.3)
1
468.45 1 440.2 1602
(9,800.0) 200 30 (9,669.9) 518.45 1 487.2 177.3 (9,834.8) 200 3.0 (9,700.0) 535.84 503.5 183.3
T.O. De Pozo Piloto .· (9,900.0) 200 30 (9,756.5) 568.45 534.2 194.4
Trayaectoria
Horiz.ootaf
72.6 83.8 96.0
118.5 168.5 218.5 268.5 298.5 318.6 368.6 418.5 468.5 518.6 535.8 568.5
1
O\ w
o e <( �
�(!) o o:: a.
..J <( 1-z o N -
o:: o ::I:
o N
o a.
64
z
o N
o:::o::e
5. CÁLCULO DE LA TRAYECTORIA PARA EL POZO PILOTO
Construcción de la trayectoria para et pozo piloto
MD INCl. Azim TVD VSEC
C-Omentarlo (ft) (") l°l (ft) (Ft)
01 rie-tn ( Amarre) 7840.00 6.81 27.98 7828.32 -178.92
02 7896.00 6.70 33.20 7885.92 -185.62
03 7930.00- 6.50 33.20 7917.71 -189.20
7990.00 6.00 .(1.70 7977.35 -19S.42
os 8020.00 5.50 42.70 8007.20 -198.21
06 8050.00 4.70 44.50 8037.08 -200.65
0 7 8079.00 3.80 50.10 8066.00 -202.56
08 8111.00 2.60 88.60 8097.95 -203.96
09 8141.00 1.90 122.50 8127.93 -204.30
10 8170.00 2.63 165.90 8156.91 -203.65
11 8200.00 4.00 185.10 8186.86 -202.07
12 8227.00 5.19 192.20 8213.77 -199.95
13 8259.00 6.10 196.40 8245.62 -196.82
14 8289.00 6.90 199.90 8275.42 -193.42
15 8318.00 7.63 201.10 8304.19 -189.76 T
1 ! 16 8349.00 7.70 199.90 8334.91 1 -185.62
17 8380.00 ' 8.30 198.S0 1 8365.61 -181.31
18 8411.00 9.39 195.60 8396.24 -176.SS
19 8442.00 11.20 195.00 8426.74 -171.03
20 84n.oo 13.20 193.60 8456.06 -184.72
21 8503.00 15.60 192.10 1 8486.09 -157.07
22 8534.00 18.08 190.20 8515.76 -148.20
23 8566.00 20.70 187.90 8545.94 -137.78
24 8588.00 23.35 186.50 8575.60 -126.08
25 8629.00 1 26.30 185.80 8603.73 -113.45
26 8658.00 29.00 184.80 1 8629.42 -100.431
27 8697.00 31-.10 184.10 ! 8663.18 -81.62
NS EW
(ft) (ft}
216.2S -71.01
222.12 -67.54
225.20 -65.53
230.38 -61.58
232.61 -59.57
234.54 -57.73
236.00 -58.16
236.95 -54.67
236.93 -53.62
236.03 -53.05
234.32 -52.98
232.18 -53.32
229.14 -54.10
225.91 -55.17
222.48 -56 . .C.S
218.61 -57.90
214.53 -59.32
209.98 -60.71
204.63 -62.17
198.49 -63. 73
190.97 -65.43
182.16 -67.16
171.67 -68.82
159.76 -70.31
146.82 -71.70
133.42 -72.94
113.95 -74.45
DlS
("1100ft)'
1.08
0.62
1.7S
1.70
2.72
3.41
4.90
7. 11
6.23
5.82
4.88
3.12
2.97
2.57
0.56
2.03
3.80
5.85
6.74
7.83
8.19
8.53
8.44
9.56
9.45
5.46
1 óMD
1 (ft}1 1
!
! 58.00
1 32.00
: 60.00 1 1
30.00 1 1 ! 30.00 1 : 29.00 l 1 32.00
! 30.00
' 29.00
1 30.00 i 27.00 T
i 32.00
: 30.00
! 29.00
31.00
! 31.00
1 31.00
1 31.00
1 1 30.00 T
i 31.00
! 31.00
¡ 32.00
! 32.00 1 l 31.00 1
29.00 T
1
! 39.00
O\ Vl
MD INCL Azim TVD VSEC NS
Comentario (ft) (º) (º) {ft) (Ft) (ft)
28 8721.00 31.50 184.70 8683.68 -59.61 101.52
29 8753.00 31.70 185.10 8710.94 -53.42 84.82
30 8785.00 31.90 184.70 8738.13 -37.14 68.02
31 8817.00 31.90 184.20 8765.30 -20.85 51.16
32 8848.00 32.00 184.60 8791.61 -5.05 34.80
33 8880.00 31.90 184.60 8818.76 11.28 17.92
34 8912.00 31.60 184.70 8845.97 27.51 1.14
35 8942.00 31.50 185.11 8871.54 42.67 -14.5036 8974.00 31.60 186.52 8898.81 58.90 -31.1637 9004.00 32.30 185.11 8924.26 74.29 -46.95 38 9035.00 32.70 185.50 8950.41 90.40 -63.5439 9067.00 33.00 185.10 8977.29 107.19 -80.8240 9099.00 33.00 185.10 9004.13 124.04 -98, 18
411 - 9129.00 33.10 185.80 9029.27 139.87 -114.471 1 9056.17 1 156.72 1 -131.70 i 42 : 9161.00 32.52 186.92
43 Principio del multishot 9203.01 32.40 187.10 9091.61 178.69 -154.0844 9298.08 31.00 188.40 9172.50 227.50 -203.5745 9391.88 29.00 189.60 9253.73 273.53 -249.8946 9487.22 27.50 189.90 9337.71 317.94 -294.3747 8s. Salina (9575MD) 9580.30 25.90 189.70 9420.86 359.10 -335.5848 9673.53 25.10 190.30 9505.01 398.63 -375.1149 9768.36 22.80 190.70 9591.67 436.59 -412.95 50 Bs Salina (9800MD) 9829.08 20.70 190.10 9648.06 458.n -435.08
EW DLS
(ft) {º/100ft)
-75.41 2.11 -76.84 0.91 -78.28 0.91 -79.59 0.83 -80.85 0.76 -82.21 0.31 -83.57 0.95 -84.91 0.79 -86.61 2.33 -88.22 3.41 -89.76 1.46 -91.36 1.16 -92.91 0.00 -94.46 1.32 -96.38 2.62 -99.14 0.37 -105.86 1.64 -113.18 2.23 -120.82 1.58 -127.94 1.72 -134.91 0.90 -141.92 2.43 -145.98 3.48
1
!
!
óMD
(ft)
24.00 32.00 32.00 32.00 31.00 32.00 32.00 30.00 32.00 30.00 31.00 32.00 32.00 30.00 32.00 42.01 95.07 93.80 95.34 93.08 93.23 94.83 60.72
°' °'
6. PRINCIPALES HERRAMIENTAS A SRR UTILIZADAS EN EL POW
HORIZONTAL
6.1 Herramientas Deflectot11s
67
Motor de Fondo.- Es un motor cuya característica es la de eliminar la rotación de
la tubería de perforación, mediante una fuerza de torsión en el fondo del pozo,
impulsado a su vez por el fluido de perforación.
Entre las aplicaciones del motor de fondo tenemos: 1) Dar inicio a la desviación y
a las correcciones de la trayectoria. 2) La cámara de desviación permite perforar
con o sin rotación de la tubería (motor navegable).
Dentro de la categoría de los motores de fondo, usados en la perforación horizontal,
tenemos el motor de desplazamiento positivo, que consta de un motor helicoidal de
dos etapas, válvula de descarga, conjunto de cojinetes, bielas y, finalmente, un eje.
Dicho motor posee una cavidad espiral, la cual está provista de una sección
transversal elíptica que a su vez aloja un rotor sinusoidal de acero. Por lo tanto, el
flujo descendente, el que a su vez está presurizado, del íluido de perforación entra
en la cavidad espiral y hace que el rotor se desplace y gire. Esta rotación va a
energizar al eje impulsor de tal manera que debido a una fuerza de torsión se hará
girar la broca.
Así mismo, utiliza un substituto para efectuar la desviación del pozo.
En el noroeste, la herramienta deflectiva que se usa comúnmente es el motor de 1
fondo de despla7.-amiento positivo, el que a su vez va a iniciar la desviación y la
corrección de su trayectoria.
68
ESQUEMA TÍPICO PARA PERFORACIÓN EN TRAMO DE EXTENSIÓN (Horizontal)
SISTEMA STEERABLE (Rotáry y Motor simultáneo)
o o � o ......
I..J o
1
e f'
MWD l�/
----lJ'.\. -Jr
1
� �
�-
T-
AM_B;_�-'�--
D_O_R_�/l.·.' �pclonol)
DC CORTO
NO �AGN ( opcional
EST ABIUZA
DOR
( opclonal)
---------=-----
BEtH HOUSING
FIJO O
REGULABLE
6.2 Herramientas de medición
69
Se debe contar con estos equipos de medición para determinar, con exactitud, la
dirección e inclinación del pozo. Estos, a su vez, sirven para poder localizar
excesivas curvaturas o "patas de perro".
Los sistemas más usados en el noroeste son:
a) Sistema de registro sencillo (single shot).
Utiliza un instrumento magnético, para registrar s11 inclinación con relación a la
vertical, a ciertas profundidades.
Las mediciones de la inclinación y dirección son realizadas dentro de una
tubería no magnética, para evitar interferencias.
Este sistema de single shot se viene utilizando en el noroeste desde hace
muchos años. Esta herramienta es bajada hasta el fondo con un cable de wire
line de 9/16", para realizar mediciones en condiciones estáticas. El tiempo de
registro es de aprox. 20 rnin., dependiendo de la profundidad.
Esta herramienta consta de 4 unidades:
(*) Una unidad de poder (batería).
(*) Un cronómetro (reloj).
(*) Una cámara.
(*) Un indicador de ángulo.
70
El procedimiento, para obtener una medición, consiste en regular el cronómetro
para un tiempo determinado y bajar el instrumento al pozo, con el cable antes
mencionado. Al llegar al fondo el cronómetro energiza la cámara, la cual
tomará una fotografla de las posiciones relativas del compás y de la plomada.
b) Sistema de medición mientras se perfora (MWD)
Para las condiciones de perforación de un pozo. el sistema MWD mide la
información de inclinación, dirección y orientación de lá cara de la
herramienta, muy cercana a la broca.
La información es transmitida a la superficie sin interrupción de las
operaciones, mediante un sistema de telemetría (pulsaciones de energía),
usando el fluido de perforación. La información es procesada por un sistema de
cómputo instalado en la superficie.
Este sistema nos permite ver qué está pasando en el fondo del pozo en tiempo
real, lo cual fucilit.ará, a su vez, la toma de decisiones en pocos minutos, acerca
del desarrollo de la perforación (direccional y horizontal).
Las mediciones de los parámetros direccionales serán realizadas a través de
unos sensores, instalados en una herramienta especial (Slim-1 ), la cual es
colocada en la tubería antimagnética de la sarta de perforación.
71
GEOSTEERING TOOL AND POWER PAk
Válvula de descarga ·-----------------
Sección de potencía
Superficie Ajustable del casco curvo
Sección de orientación y piso del equipo - manga reemplazable - tipo estabilizador
· .1 , .• ,-
J.
Telemetría
Inalámbrica
Rayo Gamma
Resistividad azimutal, inclinacíón y rpm
Resistividad en la broca
¡--·- ---
/ ,1 j '"\
, "-'·:"
. i
Válvula de descarga
·¡ Sección de 1 potencia j
'¡ _ __ ;
. - ··----·
Superficie ajustable del casco curvo
Casco curvo reparado
Estabilizador yrodamientos
SAB ASSEMBL Y
l�-;-·111 ¡�: 1 fl111 _' ""'' : ,¡j 1:iLf; �- ! i -·- -------- - -- Adaptador del estator
: !Éf' 1 • :�t: '. : �---=----- 1
' ��- 1 :¡��-\·./¡'! . ¡ f:: ' ,_! __ -· .
! r- . 1 1
...... Adaptador del estator
i '.-:: i 1 >i / . ' ¡ .. 'r l . \ \·: :�.\
··.\ 1__ . . ___ ----- Anillo Ajustable
-� i;' � � �_j (, \ \,.
t ¡ ·. . \ 1 1 , -'•. ·,.
\JlJ\w.-::7 \t� •. ' l ·'<· 1 1 ·.F, ·, �< .. ;.', .,,,._ .. . r�. �t
··. ·t�:;: ' .� ' •:
� �� . �� ii k : \, t=-::r::-:c \
�\
Alojamiento desdescentrado
72
AXIAL BEARING ASSEMBL Y
.. . l :-:
,,;6 .. 1_1
Hilo de camisa
protectora
TRANSMISSION ASSEMBL Y
Bola encajada
Eje de transmisión
Casco curvo ajustable
Bolas guías
73
74
DlJMP VALVE ASSEMBLY
Bomba apagada Bomba encendida
� ·--�
-- Cuerpo
Piston
Abierto Cerrado
MOTOR ASSEMBL Y CROSS SECTION
Sección de fuerza
Superficie ajustable del casco curvo
Conjunto de transmisión
Sección de rodamiento
Eje de transmisión
75
76
Este sistema también puede medir, aparte de Jos datos direccionales
(inclinación, azimut, posición de la cara de la herramienta), lo siguiente:
("') Las características de la formaciones, con el empleo de los registros
Gamma-Ray y de resistividad.
C') Los parámetros de perforación en el fondo, como son el peso sobre la
broca, el torque y los RPM.
Esta información es requerida cuando se está perforando el pozo
horizontal.
Las principales ventajas del sistema MWD son:
(*) Los tiempos de registro son de 2/3 de minuto, cuando se está realizando
las conexiones de la tubería.
("') La mejora del control y determinación de la posición real de la broca.
(*) La reducción en el tiempo de los registros.
(*) La reducción en el riesgo de agarre del .conjunto de fondo, por presión
diferencial.
(*) Reducción de los patas de perro.
(•) La reducción del número de correcciones con el uso de los mototes de
fondo.
6.3 Herramientas auxiliares
a) Estabilizadores
77
Estas son herramientas tubulares usadas en la perforación direccional y
horizontal, para controlar o variar el ángulo de inclinación, disminuir los
riesgos de agarre por presión diferencial, los putas de perro y los ojos de
llave.
Los estabilizadores varían de posición en el conjunto de fondo, dependiendo
de los requerimientos de su trayectoria.
Son usados para controlar el ángulo de inclinación y la dirección.
e) Drill Collars (botellas)
Son usados en el conjunto de fondo para dar peso a la broca, así corno
también la rigidez requerida. Sirven para controlar la dirección del pozo.
En ciertas condiciones de perforación se van a utilizar botellas de tipo espiral,
que van a favorecer la circulación del lodo, as( como la disminución del área
de contacto con la pared del pozo, reduciendo la posibilidad de agarre por
presión diferencial.
d) Short Drill Collar (botella corta)
Esta botella se utiliza para facilitar el arreglo del conjunto de fondo, de
acuerdo a las necesidades de la perforación.
Así mismo, se usan para poder espaciar los estabilizadores y también para ser
colocadas encima del estabilizador, cerca de la broca.
78
e) Monel (botella antlmagnétlcn)
Se le utiliza· para colocar los instrumentos de medicíón en el fondo,
recubriéndolos para evitar cualquier interferencia magnética durante la toma
de los registros, permitiendo as( lecturas de mayor precisión.
t) Heavy wate (tuberia de transición)
Esta tuberla nos proporciona un peso intermedio en la sar-to de perforación.
Tiene menor área de contacto con la fonnación' debido a las puntas largas que
posee. Son tubos de pared gruesa y de similares dimensiones a la tubería de
perforación.
Así mismo, debido a su peso y forma puede mantenerse en compresión,
excepto en pozos verticales de gran diámetro.
Esta tubería se utiliz.a en pozos direccionales y horizontales, debido a que:
(*) Reduce el torque y el arrastre de la sarta de perforación.
(*) Reduce el riesgo de agarres por presión diferencial.
(*) Reduce el riesgo de fallas en las conexiones, cuando se perfora a
través de palas de perro.
La tubería heavy wate proporciona estabilidad al tener menor contacto con la
pared del pozo, permitiendo controlar mejor la inclinación y la dirección.
Es muy importante que dicha tubetfa esté presente entre los dril! collars y el
drill pipe. Por experiencia, se deberla considerar un número de entre 20 a 25
tubos, ya que con ello se va a permitir un mejor control de la trayectoria.
79
g) Bcnt sub (sustituto desviado)
Esta herramienta tiene el pin desviado, respecto a su eje vertlcal, en una cierta
cantidad de grados (de I º a 3 °). Es colocado encima del motor de fondo para
forzar a que la broca genere una cierta curvatura rn ientras se va perforando, es
decir, sirve para dar inicio a la desviación del pozo.
h) Universal bottom bote orlentntion (UBHO)
Esta herramienta es un niple pequeflo con una camisa desviadora, que se
coloca encima del bent sub y que va a facilitar el asentamiento de los
instrumentos de medición. También se le conoce como sustituto orientador.
i) Martillo golpeador (JAR)
Esta herramienta se coloca en la sarta de perforaciún. Va a ser usada en casos
de agarres de caf\erías.
El martillo puede ser mecánico o hidráulico y va a golpear hacia arriba y
hacia abajo.
Si la sarta se pega durante la extracción de la tubería, entonces, se debe
martillar hacia abajo y viceversa.
80
LISTA DE HERRAMIENTAS
Bit Slze Qty. Tools 00 length. Welgt. (lb)
8 1/2 " 2 PowerPak 6 3/4" 21.39' 1750
4 Sleeves 8 3/8" 6 3/4" 1' 20
2 Stab 18 WM 8 3/8" 6 3/4" 6' 675
2 NB 8 1/2" 6 3/4" 6' 675
2 Float Subs 6 3/4" 3· 334
2 UBHO Subs 6 3/4" 3' 334
3 NMDC 6 3/4" 31' 3342
Short NMDC 6 3/4 " 10· 1114
2 Jar + FJ 6 1/4" 31'
6" 2 PowerPak 4 3/4" 16.62" 620
3 Sleeves 5 7 /8" 4 3/4" 1 10
2 Stab 18 WM 5 7/8" 4 3/4" 6' 250
2 Float Subs 4 3/4" 3· 155
UBHO Subs 4 3/4" 3· 155
3 NMDC 4 3/4" 31' 1554
2 Short NMDC 4 3/4" 10· 518 '
2 Jar + FJ 4 3/4" 31'
30 Heavy Wate 4 1/2"
30 Heavy Wate 3 1 /2"
120 Drill Pipe 3 1/2''
..
7 C0!4tfC,i�rrr�· ni Fr.fflTKJ
7.1 Teoría de los Conjuntos de Fondo
81
Son componentes tubulares que se ubican entre la broca y la tubería de perforación.
Sus funciones básicas son:
j) Controlar la dirección y la inclinación.
k) Proporcionar peso a la broca, durante la perfotación.
l) Evitar la formación de "patas de perro" y "ojos de llave", en la curvatura
del pozo.
m) Minimizar los agarres de la sarta de perforación, debido a la presión
diferencial.
n) Mejorar el rendimiento de las brocas.
Para el caso de la perforación horizontal se utilizaron los siguientes conjuntos de
fondo:
1.- Conjunto no rotario, el cual se utiliza para iniciar la desviación y la orientación
del pozo. Está constituido por la broca, el motor de fondo, los sustitutos de
desviación y las botellas.
2.- Conjuntos rotarios; son utilizados para continuar la perforación de la
trayectoria d isef'lada.
Estos conjuntos de fondo tienen diferentes ubicaciones, como son los casos de los
estabilizadores, de las botellas cortas, de las reducciones (cross over), etc.
82
Estos conjuntos de fondo afectan la trayectoria del pozo, por lo tanto se debe
realizar una adecuada planificación en los disetfos para las di ferentes condiciones
de desviación.
Todos ellos causan una fuerza lateral sobre ia broca, originando los siguientes
efectos:
t.- Incremento de la inclinación, que da origen a una fuerza latera_l positiva.
2.- Mantenimiento de la inclinación, que da origen a una fuerza lateral cero.
3.- La disminución de la inclinación, que dará origen a una fuerza lateral
negativa (efecto pendular).
Los cambios de dirección pueden ocurrir por efecto del tipo de broca empleada,
debido a la tendencia de dirigirse a la derecha o a la izquierda.
Todo lo anteriormente mencionado se puede minimizar o Incrementar, con
conjuntos de fondo espec(ficos y la variación de los parámetros de perforación.
7.2 Tipos de Conjuntos de Fondo
Dos tipos de Conjuntos de Fondo fueron empleados para la perforación det pozo
horizontal, incluyendo al pozo vertical desde la superficie hasta una profundidad de
7.851 ft. y Ía perforación de la sección tangencial (Pozo Piloto).
I Conjunto para incrementar el ángulo.
Este conjunto es utilizado pára iniciar la desviación y orientación de la
curvatura del pozo, as[ como el uso de un motor de fondo y de una herramienta
. i de deflección.
83
Posteriormente se va a emplear un cor1junto rotarío, el cual es empleado para
continuar con el incremento del ángulo hasta alcanzar un ángulo máximo
programado ( 30° ).
El conjunto rotario utiliza normalmente dos estabilizadores, tino de los cuales
estará ubicado cerca de la broca (Full Gage) y el otro se ubicará a 90 ft.
El peso aplicado sobre la broca va a afectar el rate de incremento del ángulo.
11 Conjunto para mantener el ángulo.
Este conjunto tiene por objetivo reducir la tendencia del incremento o
disminución del ángulo de inclinación. Se le utilizó en la sección tangencial del
pozo, así como en la sección horizontal, con la adición de un bent housing; el
que ayuda a realizar pequeflas correcciones para mantener la sección horizontal
programada.
Cabe mencionar que lograr mantener el ángulo constante es difTcil, ya que los
efectos de la formación (buzamientos) y la gravedad pueden alterar las
condiciones del pozo.
Usualmente, para mantener el ángulo, como en el caso de las secciones
horizontal y tangencial, se utilizaron los conjuntos de fondo con tres
estabi1izadores, colocados a ciertos intervalos. A estos conjuntos también se les
conoce como conjuntos empacados.
Para estos conjuntos de fondo, el peso sobre la broca va a tener un efecto
mínimo. Por lo tanto, será posible optimizar la velocidad de penetración según
los tipos de broca que se utilicen.
8 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN DE UN POZO HOIUZONTAL
84
Todo pozo durante su perforación presenta cierto número de problemas. Cuando el
ángulo de inclinación se incrementa, dichos problemas son más severos.
El grado de dificultad se reflejá en el tiempo de perforación y en su costo.
Los problemas que normalmente se presentaron son:
1) Control de la trayectoria.- Todo pozo, programado para alcanzar un objetivo,
sigue una trayectoria predeterminada, para lo cual se usará ciertos conjuntos de
fondo. Estos pueden ser afectados y con ello generar cambios en la trayectoria.
Los factores que lo pueden ocasionar son:
}:- Cambios formacionales.
>-> Excesivo o b�jo peso sobre la broca.
>-> Inadecuada selección de los conjuntos de fondo.
Manejos de giro, tanto a la derecha como a la izquierda, son pennitidos en la
trayectoria para intersectar la zona del objetivo.
Por esta razón, es importante la experiencia que se tenga acerca del
comportamiento de giro de los conjuntos de fondo, con algunos ttpos de broca
en diferentes formaciones.
Cambios severos en la trayectoria van a ser corregidos con el motor de fondo.
85
Se deberán tener las siguientes consideraciones:
)> Conocimi�nto de Íás formaciones.- Un pronunciado buzamiento de la
formación ocasionará un cambio en la dirección del pozo, la
penetración de Ja broca se orienta en forma perpendicular al
buzamiento. Esto se puede evitar usando un conjunto de fondo tígido o
empaquetado, antes de ingresar a dichas formaciones.
)> El uso de conjunto de fondo adecuado.- El tipo de conjunto de fondo
va a depender del tipo de formación. Así, en el caso de formaciones
medianamente duras se va a requerir de mayor peso sobre la broca y la
utilización de un conjunto de fondo rígido.
2) Severidad en la pata de perro.- Un cambio brusco, en el ángulo de
inclinación y dirección del pozo, puede originar el efecto de curvaturas severas
en el perfil de la trayectoria. Esto se constata en. el incremento del torque y el
arrastre en la sarta de perforación.
3) "Ojo de llave" (key seat) .- Se forma cuando la sarta de perforación pasa por
un pata de perro. En esta curvatura la sarta estará en tensión y tratará de
enderesarse al pasar por el pata de perro. Esto genera una fuerza lateral debido
al peso de la sarta, por debajo de este punto, la que a su vez es usada para
cortar el centro del arco mientras gira. Este peso es proporcional a dicha fuerza
si está debajo de la pata de perro. El ojo de llave se va a formar solamente si la
formación es lo suficientemente blanda y si In fuerza lateral es lo
suficientemente grande para que la tubería de perforación penetre en dicha
fonnación.
4) loestabilidad de las paredes del pozo.- Al Iniciar o finalizar la perforaciórt de
algunas formaciones, reconoceremos la tendencia de éstas a hacerse inestables,
dependiend·o del tipo de fluido de perforación. Esta inestabilidad causa
derrumbes y acumulación de recortes alrededor del conjunto de fondo, 1o cual
ocasionará un agarre de la sarta.
La inestabilidnd puede ocurrir por las siguientes causas:
>"" Zonas de lutita que contienen arcillas que son hidralables.
>"" Formaciones fracturadas.
>"" Zonas de lutitas sobrepresurizadas.
86
)i>' flujo turbulento en el anular erosionando las paredes del hueco de
formación blanda.
Las lutilas, al absorver el agua, van a originar la disminución del esfuerzo a la
compresión de las rocas, con la consecuente expansión y calda de ellas al fondo
del pozo.
El grado de hinchamiento de estas lutitas va a depender de la composición de
las arcillas contenidas.
4) Atascamiento por presión diferencial.- Cuando existe una alta pérdida de
filtrado de lodo, en una zona permeable y porosa, esto va a originar el aumento
del espesor del revoque de la pared del pozo, con la consecuente acumulación
de sólidos en dicho revoque, sobre la superficie del conjunto de fondo, y con el
consecuente aumento de la presión hidrostática del lodo, mayor que el de la
formación.
5) Pozo estrecho.- Un desgaste excesivo de la broca puede dar por resultado un
pozo estrecho. AJ bajar la siguiente broca podría quedarse atascada, en ese
pozo de menor diámetro.
Debido a las altas revoluciones por minuto, el material de revestimiento de las
brocas se va desgastando paulatinamente. En formaciones muy abrasivas, el
cuerpo de dicha broca se erosiona, dando por consecuencia un hueco reducido
en el fondo .. Entonces es posible que, al bajar una nueva broca de diámetro ert
calibre, si no se tiene especial cuidado, se origine un agarre de cafier(a por
hueco reducido.
87
Por lo tanto, para evitar problemas de este tipo se debe tener especial cuidado
en el uso de brocas con mayor protección del dii11netro, a base de carburo de
tungsteno, así como en la reducción de las horas de rotación y el rimado de
algunos tubos antes de llegar al fondo.
Siempre, mida el calibre de las brocas, de los estabilizadores y de todas las
demás herramientas del mismu diámetro del po7.o. cuando salga del pozo.
Si se saca una broca desgastada en su diámetro, ha_je la siguiente despacio y
repase la sección que quedó por debajo del primer estabilizador que salió sin
desgaste en el último Bl·lA, hasta el fondo.
Si se reqrnere mucho rimado, considere sacar de nuevo la broca, ya que el
rimado pudo haberle reducido su diámetro o haber dafíado los insertos.
Use brocas con protección del diámetro, cuando sen necesario.
Si la broca tricónica sale fuera de calibre, se tendr.í cuidado a I bajar una broca
PDC, ya que es más rígida y puede quedarse atascada.
Si se produce la pega. Golpee con el jar hacia arriba con la máxima fuerza,
para liberar la broca.
1 -·
\. ..
HUECO ESTRECHO
Arenizca
Abrasiva
9 EXPERIENCIA EN LA PERFORACIÓN DEL POZO HORIZONTAL
9.1. Tipos de formaciones:
88
Los tipos de formaciones perforadas en cada sección de la trayectoria de este
pozo son:
}o> El la sección vertical, se atraviesan las formaciones Verdún, Talara,
Chacra, Palegreda, Mogollón y San Cristóbal, las cuales están
constituidas por arenizcas con intercalaciones de Jutitas; lutitas con
desarrollos aislados de arenas y arenizcas; conglomerados de cuarzos;
cuarcita con arenizcas y finalmente lutitas grises con intercalaciones de
arenizcas calcáreas y conglomerádicas. Esta sección se perforó hasta 7
840 :ft.
}o> En la sección del incremento del áng�lo y de la sección tangencial,
las formaciones perforadas son San Cristóbal, Basal Salina y la Draga
Balcones, que están constituidas por lutitas grises compactas, cuarzo,
cuarcita con intercalaciones de arenizcas grises claras, lutilas y lutitas
grises oscuras respectivamente, hasta una profundidad aprox. de 9 900
:ft.
}o> En la sección horizontal, las formaciones perforadas son: Basal Salina
y San Cristóbal, las cuales están constituidas por un conglomerado
masivo de cuarzo, cuarcita con intercalaciones de arenizca gris clara,
además de lutitas y lutitas grises compactas respectivarnente. Ésta
sección se perfora hasta una longitud aproximada de l 060 ft.
La profundidad final medida fue de I O 840 fl., en este pozo.
Las formaciones perforadas en el noroeste se caracterizan por ser de
una dureza que va desde: blandas, medianamente blandas, duras y
abrasivas.
89
En los gráficos y anexos se muestra la columna litológica del pozo
horizontal perforado en el nor-oeste.
9.2. Disefto de In trayectoria
Está basado en la planificación de un pozo en el N.O., considerando lo
siguiente:
a) Almacenamiento de la información geológica, de las coordenadas de
superficie, del fondo y de la profundidad vertical del objetivo. Se va a
determinar parámetros como:
(*) La separación horizontal hasta el objetivo.
(*) La dirección de la trayectoria hasta el objetivo.
(*) El radio del objetivo.
b) Con los datos de separación horizontal, profttndidad vertical final, inicio
de desviación y velocidades de incremento del ángulo, se determina el
ángulo máximo del pozo, el cual nos da la idea de la curva de la
trayectoria. Dicho ángulo máximo será permisible en las condiciones
dadas de perforación que existan en el área.
Los valores de diseño empleados en el noroeste son:
(*) Profundidades de inicio de las desviaciones: KOP Nº l = 8 141 fi.;
KOP Nº 2 = 9 334 ft.; KOP Nº 3 = 9 925 ft. MD, respectivamente.
(*) Velocidad de incremento del ángulo: 3.5 º- 8º/100 ft.
90
(*) Angulo máximo de desvjación: 30ºpara el KOP Nºl; 70º para la
sección tangencial y 75º pura la sección horizontal.
(*) Sección horizontal:± 800 a 1.000 fi. de longitud aprox.
Con estas condiciones de trayectorias el pozo se dcsutrolló con bastante éxito.
La hoja de cálculo para el diseílo de In trnyectorin es mostrada en In siguiente
figura:
e) El ángulo de conducción es usado para compensar los giros de la broca de
+ 1 °, a la derecha o a la izquierda de la dirección programada. Esto
también va a depender de si se usan brocas policristalinas (PDC) o
tricónicas, respectivamente, desde el inicio de la sección tangencial o de la
horizontal.
d) Se diseñó los conjuntos de fondo para perforar las diferentes secciones de
la trayectoria. Estos conjuntos se seleccionaron de acuerdo a los
requerimientos de la trayectoria: incremento, disminución, mantenimiento
y construcción del ángulo, efectos fonnacionales, y a la experiencia de la
perforación en los pozos vecinos del área; así como en la experiencia de la
perforación o navegación de la sección horizontal.
e) EJ control de) desarrollo del pozo se realiza utilizando el sistema MWD,
motor Power Pack.
En el Gráfico Nº2 se muestra la configuración del pozo horizontal:
91
9 .3. Tipos de broca
Los tipos de broca empleados en la perforación de este pozo fueron:
a) Brocas tricónicas. Estas brocas convencionales son utilizadas para
iniciar la desviación y desarrollar la sección de la parte superior del pozo,
en el tramo de 9 5/8". Esta broca es usada con motor de fondo y con un
conjunto rotario.
Las brocas tricónicas de 12 ¼" están siendo utilizadas, después de 1993,
con poca frecuencia debido a la introducción de brocas PDC.
Generalmente se emplean para efectuar correcciones de la trayectoria, con
motor de fondo.
Las brocas tricónicas utilizadas son de dientes o injertos y tienen un
comportamiento de giro con tendencia a la derecha.
Las cargas laterales causan un excesivo desgaste del calibre, sobre ambos
conos y rodamientos. El uso de motor de fondo en perforacion horizontal
va a incrementar los RPM entregados a la broca.
b) Brocas compactas de diamante, policristnlinas (PDC). Estas brocas
están constituidas por un solo cuerpo y son <le reciente tecnología. Los
cortadores cilíndricos de diamante policristalinos están ubicados en las
aletas, los cuales realizan trabajos de corte en las formaciones por
cizallamiento.
Esta técnica ha favorecido la obtención de altas velocidades de
penetración, en las secciones donde se usan brocas de l 2 ¼", ya que las
formaciones son blandas y de litología arcillosa.
92
El desgaste de este tipo de brocas es mínitno a1 término <le dicha
trayectoria. Es por este motivo que dichas brocas son usa�as en más de dos
pozos.
Este tipo de broca es usado en pozos direccionales del noroeste, tanto en
plataforma marina como en costa adentro, lo que permite desarrollar las
trayectorias del pozo, las secciones tangenciales. etc.
Las broces PDC de 12 ¼", que se emplean, tienen la tendencia de cambiar
la dirección del pozo ligeramente hacia la izquierda, pero a veces lo hacen
hacia la derecha, así como la de mantener la dirección del pozo en
formaciones muy blandas.
A la fecha, estas brocas policristalinas han reemplazado a las tricónicas
convencionales en la perforación de pozos, con regular éxito en el
noroeste, debido a su forma agresiva de cortar formaciones blandas a altas
velocidades de penetración, de tal forma que el control direccional no sea
afectado.
9.4.Tipos de BHA
Los tipos de cortjuntos de fondo utilizados, en el noroeste, para perforar el pozo
horizontal en sus diferentes secciones son:
a) Conjuntos para el incremento del ángulo. Son usados para iniciar la
desviación y orientar el pozo hasta alcanznr el ángulo máximo y la
dirección con un ángulo de conducción ligeramente girado a la izquierda o
a la derecha de lo programado.
Los conjuntos de fondo empleados son:
(.) Conjunto no rotario .- El cual está constituido por un motor de fondo
y un sustituto de desviación o cámara de desviación, de 1 º a 3°. Este
conjunto de fondo va a iniciar y orientar la trayectoria del pozo.
93
(.) Conjunto rotario.- Se Utiliza para culminar la desviación hasta
alcanzar el ángulo máximo y el ángulo de conducción.
Este co,�junlo uUliza dos estabilizadores; el primero debe estar cerca
de la broca y el otro a 90 fl:. El primer estabilizador debe estar siempre
en calibre para poder lograr la desviación, caso contrario, de no
cumplirse esto. será imposible.
b) Conjunto de mantenimiento de ángulo.- Estos conjuntos, que son
rotarios, han sido empleados en la sección tangente para tratar de mantener
el ángulo máximo programado. Los empleados en el noroeste son de 3 y
hasta de 4 estabilizadores, ubicados a intervnlos cortos en el conjunto de
fondo.
En la parte práctica, el ángulo máximo es normalmente incrementado en ± 2°
hasta lograr la trayectoria tangencial, ya que durante la perforación hay una
tendencia ligera de los conjuntos de fondo a disminuir el ángulo. debido a los
efectos formacionales y a los parámetros de perfornción. Es de esta fom1a que
se logra un mejor control de la trayectoria.
Para perforar la sección tangencial se emplearon hasta dos conjuntos de fondo.
En las figuras siguientes se muestran los diferentes tipos de conjuntos de
fondo, empleados a lo largo de la trayectoria del pozo perforado, en sus
diferentes secciones.
15 HWMDP 4 1/2" X
xo
JARS
xo
rn:; HWnP .d 1 /?" X
NMDC w/Slim - 1
PONY NMDC
!=ln�tS11h + I IRH()
(A675M4548) PowerPak Motor BH=1.15°
Sleeve Stab 8 3/8"
STB
Bit 8 1/2"
Talara, Perú
BHA#1
Descripción del BHA
Elemento Long (ft)
Bit 8 1/2" 0.75 Motor 21.42 Sleeve Stab 4.00 Float Sub 2.21 Pony NMDC 10.38 UBHO 2.28
NMDC/Slim 1 30.70
06 HWDP 180.00
xo 2.60
Jars 31.96
xo 1.60
15 HWSP 450.00
Sección de Levantamiento
Prof. Entrada : 8350 ft
Inclinación de : 0°
Azimuth de: 0°
Total Pies Perf.: 605 ft
Comentarios
94
OD ID
8 1/2"
6 3/4"
8 1/4"
6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8"
4 1/2" 2 3/4"
6 1/4" 2 1/4"
6 1/4"
4 1/2" 2 3/4"
Prof. Salida : 8955 ft
A: 30.0°
A: 200.0°
Dogleg : 8.0°/100ft
En esta sección, después de poner casing de 9 5/8", se perforará el zapato con un BHA Liso. Se bajará este BHA con broca tricónica, y se perforará verticalmente hasta el punto de desvío (7,960 ft), y se levantará el ángulo de inclinación hasta 30°, con el fin de hacer el hueco piloto.
L-_____________________ ____.,,
HWDP 4 1/2" X g·
JARs
HWDP 4 1/2" X 18'
NMDC
NMDC w/SLIM -1
FloatSub + UBHO
Stabilizer
Short NMDC
A675 PowerPak
Motor
BH= 1.15º
Sleeve Stab 8 3/8"
Bit 8 1/2"
Talara, Perú
BHANº 2
Descripción del BHA
Elemento Long (ft)
Biit 8 1/2" 0.75 Motor 21.40
SNMDC 8.00 Stab 6.00 Float Sub 2.6
UBHO 2.6 NMDC 31.00
NMDC 31.00 HWDP 540.00
Jars 34.00 HWDP 270.00
Sección Tangente - Hueco Piloto
Prof. Entrada : 8955 f t
Inclinación :30.0º
Azimuth :200.00°
Total Pies : 880 ft
Comentarios
95
00 ID STAB 00
8 1/2" 6 3/4"
61/2" 2 7/8" 6 1/2" 2 7/8" 6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8" 6 1/2" 2 7/8"
61/2" 2 7/8" 4 1/2" 2 3/4"
6 1/4" 2 1/4"
4 1/2" 2 3/4"
Prof. Salida : 9835 ft
A: 30.0°
A: 200.0°
Dogleg : 0°/100ft
8 3/8"
Este BHA se utilizará para hacer el hueco piloto, utilizando una broca PDC y un estabilizador encima del motor para un mejor control.
� HWDP 4 1/2" X 9
JARS
NMDC
NMDC w/SLIM -1
SNMDCw/GR
FloatSub + UBHO
A675 PowerPak Motor BH = 1.5°
Sleeve Stab 8 3/8"
Bit 8 1/2"
96
Talara, Perú
BHA Nº3
Descripción del BHA
Elemento Long (ft) 00 ID
Biit 8 1/2" 0.75 8 1/2"
Motor 21.40 6 3/4"
Float Sub 2.60 6 1/2" 2 7/8"
UBHO 2.60 6 1/2" 2 7/8"
SNMDC 10.00 6 1/2" 2 7/8"
NMDC 31.00 6 1/2" 2 7/8"
NMOC 31.00 6 1/2" 2 7/8"
HWDP 540.00 4 1/2" 2 3/4"
JARS 34.00 6 1/4" 2 1/4"
HWDP 270.00 4 1/2" 2 3/4"
Sección de Levantamiento y Aterrizaje
Prof. Entrada : 8955 ft
Inclinación :30.0°
Azimuth :200.00°
Total PiesPerf725 ft
Comentarios
Prof. Salida : 9680 ft
A: 68.43°
A: 200.0°
Dogleg : 8.0°/100ft
STAS 00
8 3/8"
Después de hacer el hueco piloto y registrar para encontrar los topes de basal salina, se procederá a poner un tapón de cemento, y se bajará este BHA con el fin de continuar levantando ángulo hasta 68.43° como mínimo, sentar el liner de 7" en la parte media de la arena.
�
[] [I
HWD41/2X2T
X/O
DP 3 1/2" X 90·
JARS
NMDC
NMDC w/SLIM - 1
SNMDC w/Gamma Ray
FloatSub + UBHO
A675 PowerPak Motor BH = 1.15°
Bit6"
Talara, Perú
BHAN04
Descripción del BHA
Elemento
Biit6" Motor Float Sub
UBHO SNM0C NM0C NM0C
JARS 0P XJO
HWDP JARS
HWDP
Sección Lateral
Prof. Entrada: 9680 ft
Inclinación :68.43 °
Azímuth :200.00 º
Total Pies: 1320 ft
Comentarios
Long (ft)
0.65 22.50
2.50 2.50
10.00 31.00 31.00
29.60 2700.00
1.20
810.00
34.00
90.00
97
00 ID STAB 00
6"
4 3/4" 4 3/4"
4 3/4" 2 1/4"
4 3/4" 2 1/4" 4 3/4" 2 1/4" 4 3/4" 2 1/4"
4 3/4" 1 7/8" 31/2" 2 1/8"
4 3/4" 2"
4 1/2" 2 3/4"
6 1/2" 2 7/8"
4 1/2" 2 3/4"
Prof. Salida : 1 1000 ft
A: 76.5 °
A: 200.0 °
0ogleg: 8.0 °/100ft 0°/100 ft
En esta zona después de poner liner de 7", se perforará el zapato con un conjunto liso. Con este BHA se construirá a un rate de 8.0 °/100 ft. Hasta alcanzar un ángulo de 76.5 º, entonces sostener la inclinación y dirección de acuerdo con el control geológico para realizar la sección horizontal.
DP 4 1 /2" (239 joints)
4 1/2" HWDP (15 joints)
Hydrajar 6 1/2"
4 1/2" HWDP (10 joints
Crossover
DP 3 1/2" (90 joints)
HWDP 3 1/2" (6 joints)
Hydrajar 4 3/4"
HWDP31/2"
NM DC 4 3/4"
Slim - 1 w/SGR
NM SDC4 3/4" UBHO Sub Float Sub
A475M7822 ( 0.78 deg.)
6" Bit
Talara, Perú
BHAN<'S
98
T& D 6" MOTOR
Descripción del BHA
Elemento Long (ft) OD (In) ID (In) MAX OD (In)
6" Bit 0.65 6"
A475M7822(0.78 deg.) 22.50 4 3/4"
Float Sub 2.50 4 3/4"
UBHO sub 2.50 4 3/4" 2 1/4"
SN SDC 4 3/4" 10.00 4 3/4" 2 1/4"
Slim - 1 w/SGR 31.00 4 3/4" 2 1/4"
NM DC 4 3/4" 31.00 4 3/4" 2 1/4"
HWDP 3 1/2" 29.60 4 3/4" 1 7/8"
Hydrajar 4 3/4" 2700.00 3 1/2" 2 1/8"
HWDP 3 1 /2" (6 joints) 1.20 4 3/4" 2"
DP 3 1 /2 (90 joints) 810.00 4 1/2" 2 3/4"
Crossover 34.00 6 1/2'' 2 7/8"
41/2 HWDP (10 Joints) 90.00 4 1/2" 2 3/4" Hydrajar 6 1/2"
4 1/2" HWDP (15 joints)
DP 5" (239 joints)
Sensor Gamma Ray a la Broca = 43. 78 ft
Sensor de Inclinación y Dirección a la Broca = 52. 78 ft
Sumario de Perforación
Prof. Entrada
Inclinación de
Aziimuth de
Total Pies Peñ.
10, 500.00'
75.50 °
200.00º
500.00'
Prof. Salida : 11,000.00·
A: 76.50 °
A: 200.0°
Dogleg : 0-4º/ 100 ft
r11
99
9.5.Comportamiento de los BHA.
(.) Durante la perforación de este pozo se ha observado cambios en el
comportamiento de los conjuntos de fondo, con el uso de brocas tricónicas
y de PDC.
En la fase inicial se estimó el ángulo de conducción, en la dirección, para
compensar los giros de las brocas tricónicas y de las PDC, cuando su uso
fue combinado.
(.) Antes de la introducción de las brocas PDC dichos conjuntos usaron brocas
tricónicas y el ángulo de conducción era girado de 5 ° a 8º, hacia la
izquierda de la dirección programada.
El desface del ángulo de dirección se realiza para compensar el giro de las
brocas tricónicas hacia la derecha.
(.) En la sección tangencial, la trayectoria era más notoria cuando el conjunto
rotario tenía 3 estabilizadores, pero cuando empezó a utilizar 4
estabilizadores se obtuvo menor tendencia de giro.
(.) En base a esta experiencia se viene usando un ángulo de conducción igual
a la dirección programada (plano horizontal), cuando utilizamos un
conjunto de fondo de 4 estabiliz.adores en la sección tangencial.
(.) En el noroeste se presenta, en las formaciones Talara, Chacra y PaJegreda,
al perforar con brocas tricónicas o PDC, un giro de la trayectoria en forma
indistinta.
Cuando las fonnaciones son compactas (a mayor profundidad), el giro de
la trayectoria se vuelve más definido, es decir, si se perfora con tricónica
puede girar a )a derecha y si se perfora con brocn PDC hacia la izquierda.
100
(.) En la sección del incremento del ángulo, el motor de fondo vá a controlar
el giro de la trayectoria, pero, cuando usamos el co1tjunto rotario el giro
será a la derecha o manteniendo el ángulo.
9.6.Problemas presentados en la perforación del pozo.
Éstos fueron:
(.) Desgaste de las brocas, que es ocasionado por los cambios fórmacionalcs,
originando cambios en la dirección e inclinación de la trayectoria, siendo
más notorio en la perforación con brocas tricónicns.
(.) Control de la trayectoria, esto generalmente debido a efectos formacionales,
parámetros de perforación y a la inadecuada selección de coajuntos de
fondo.
Este problema obligó a realizar correcciones de In trayectoria con motor de
fondo.
1 O 1
10. ANALISIS ECONÚMICO
• En el cuadro Nº 1 , se muestra un análisis comparativo de los costos de perforación
para un pozo horizontal y uno vertical en las operaciones del Noroeste Peruano.
Los costos están referidos a los pozos perforados en el área del Lote 6 del Noroeste
• En lo referente al punto 9 del cuadro, la constTucción de las plataformas a la
profundidad considerada de la formación productiva Basal Salina son
aproximadamente iguales en lo que respecta al costo para un pozo horozontal y
u no vertica 1
• El costo de un pozo horizontal eh el Noroeste resultó aproximadamente US$
l '872,000 dólares y para un pozo vertical es aproximadamente tJS$ 1' J 25,000.
• El análisis de los costos se a considerado hasta la cementación de la tubería de
producción de 7'' (laina pre-perforada) .
..-------------·-----------·---·----------
Descripción
1. Alquiler del equipo de perforación (70 días)
2. Fluido de perforación
3. Tubulares (CSG)
4. Servicio de control direccional con sistema demedición5. Perfilajes
6. Servicios de Cementación
7. Herramientas de Perforación
8. Brocas
9. Construcción de plataforma
10. Movilización y desmovilización de equipo1
11. Servicios de alimentación
12. Otros. .
TOTAL
Costo$ (sin I.G.V.)
1'01D Horizontal Poro Vertical
650,000 580,000
170,000 60,000
220,000 160,000
330,000 ----
80,000 70,000
70,000 60,000
45,000 20,000
180,000 85,000
12,000 l 0,000
15,000 15,000
60,000 45,000
40,000 20,000
l '872,000 t '12s,ooo
102
11. CONCLUSIONES
l. Los programas de perforación horizontal se inician con un pozo piloto que va
a atravesar los objetivos potenciales, permitiendo evaluar los buzamientos
estructurales y la resistencia de las fonnaciones, así como la determinación de
los puntos de contacto de los fluidos y los compartimientos de los conjuntos
de fondo.
2. El pozo piloto se perforó para poder correlacionar, en tiempo real, las
formaciones que se perforen con los correspondientes pozos vecinos. Así
mismo, tomar perfilajes para efectos de evaluación preliminar y como una
medida de precausión en caso de haber problemas en los cambios de
trayectorias.
3. Al finalizar la perforaión del pozo piloto a 9,900 pies se cementó parte de la
sección tangente determinandose el tope de cemento a 9, I 70 pies MD, para
posteriormente perforar el cemento e iniciar el KOP @ a 9,3AO pies (Tie-in)
con un ángulo de inclinacón de 31.4° y un azimut de I 87 .9° y un TVD de
9208.6 pies. Se levantó el ángulo desde 31.4° hasta 51 .2° a la profundidad de
9655 donde se procedió a bajar la taina de 7" a 9642 pies .
4. Para la sección horizontal, durante la perforación, se deslizó (sliding) 15
pies por tubo D/P, hasta alcanzar la construcción y giros deseados, dando
buenos resultados y con buen control direccional .
5. La herramienta SLTM 1 - GR fue cor;rida en el l3HA Nº9 para detectar las
formaciones marcadoras (lutitas ) durante la construcción del pozo piloto
103
6. Cuando se alcanzó los 51.2°, con un azimut de 192.8º y un TVD de 9446.3
pies , se decidió dar por concluida la sección de 8 1 /2", ya que en ese
momento nos encontrábamos en la formación Basal Salina según )os registros
de la herramienta SLIM 1 - GR y muestreos geológicos, por lo cual se decidió
bajar la taina de 7".
7. Se logró un alto ROP de aprox. 22.5 fl/hr, entre los intervalos desde 1 O, 1 RO ft
hasta 10,302 ft, con el empleo de una broca PDC .
8. Una falla geológica sacó al pozo de la formación Basa) Salina hacia la
formación San Cristobal, a la profundidad de l 0,697 fl MD, concluyendo con
la perforación a la profundidad de 10,840 ft MD.
9. El empleo del fluido de perforación Fl..OPRO ayudó a mejorar la estabilidad
del pozo y fue de gran apoyo para los expertos.
1 O. Este fluido esta constituido a base de un biopoJlrnero clarificado, el cual
proporciona una mínima viscosidad plástica, siendo un sistema muy estable en
todos sus parámetros durante la perforación horizontal, en la cual se observó la
eliminación de "camas" de recortes fonnacionales en el pozo, reducción del
torque, reducción del arrastre (drag), reducción de la presión de bomba y ta �.
reducción de la posibilidad de agarre de la herramienta en el pozo.
11. Este sistema FLOPRO tiene una reologfa única ya que tiene comportamiento
seudo plástico independiente del tiempo, es visco - elástico, posee elevadas
viscosidades a bajos cates de corte, así como también posee geles elevados
(LSRV) pero frágiles y, finalmente, es un excelente medio de suspensión de
recortes. La medida de la LSRV se realiza para determinar la concentración
critica del polímero con et empleo del viscosimetro de BROOKFIELD a 0.3
RPM.
104
12. Este pozo logró su objetivo al aterrizar horizontalmente en la fonnación
Basal Salina, de la cual se incluyeron aproximadamente 760 ft de sección
horizontal.
13. El uso de registros GR - Resistividad, en tiempo real, facilitó de un medio
útil para navegar en formaciones productivas.
14. Se demostró que en el hueco de 8 1/2 " la herramienta SLIM 1 - ARC 5
puede ser corrida en recorded mode (información almacenada en la memoria)
para obtener registros GR resistividad y de desviación, en pozos en los cuales
es dificil bajar registros convencionales con wireline
15. El tope de ta formación basal salina se encontró a @ 9565 pies durante la
construcción del pozo piloto y a @ 9575 cuando después de colocar el tapón
de cemento y realizar el side track @ 9340, se perforó el pozo con brocas de
81 /2 y 6" y que al entrar nuevamente a esta formación para la construcción de
la sección horizontal lo hizo con una diferencia de 1 O pies. Esto posibilitó
visualizar la presencia de una falla geológica (ver gráfico Nº 4).
16. La profundidad para los zapatos de casing de 13 3/8", 9 5/8",7" y 4 ½"
fueron : 31 O pies , 7,837 pies, 9,642 pies, y 10,625,pies MD respectivamente .
17. La profundidad final de perforación fué de 10,840 pies MD. Es a esta
profundidad donde se derrumbó 210 pies y se obtuvo una sección horizontal
aproximadamente de 1,000 pies de formación Basal Salina
18. Debido a la geometría del pozo y diferencia de diámetros para las diferentes(
secciones se tuvo que emplear c6njuntos de fondo combinado con HWDP y.
)
DP de 4 ½" y 3 ½". As( tt11stno her�amierHas de 6 ¾" para la sección de
8½'' y de 4 ¾"para la sección de 6"
105
12. RECOMENDACIONES
1. Se deberá considerar en el futuro,que para pozos direccionales, se bajen brocas
PDC con motor de fondo en formaciones de lutíticas para pozos de 8 J /2'' y de esta
forma incrementar el ROP y evitando viajes redondos innecesarios por cambio de
broca.
2. El control adecuado de un H.S.T. va a contribuir a una mejor limpieza de la
broca, así como a un mayor incremento en el ROP.
3. La herramienta LWD nos mostró que posiblemente deberfamos estar
saliéndonos del fondo de la formación, de tal modo que se debería construir
hasta 85º la continuacion de la trayectoria a un rate de 4 a 6 ft/ hr de tal forma
que se pueda reingresar a la formación Basal Salina en 400 ft, asumiendo un
buzamiento de 15°.
4. El empleo d� la tecnología LWD permite el monitoreo subterráneo� '
(geosteering), por lo tanto, se recomienda su empico para la perforación de
pozos horizontales
5. El registro GR - resistividad en tiempo real, o información almacenada en
memoria, nos demostró su utilidad en pozos horizontales, en donde el
mueslTeo geológico pierde efectividad.
6. Se debe mantener un programa adecuado de bombeo de píldoras de baja
viscosidad en las secciones horizontales, en donde la limpieza del pozo seria
precaria, debido al atto ángulo, para mejotar el galonaje de la bomba cuando
sea insuficiente y todo ello para un alto ROP.
106
7. Se deberá emplear dos Jats de diámetros de 6 l /2' · y 4 3/4" ·en el conjunto
8.
de fondo cuando se esté perforando un pozo horizontal, con lo cual se estaría
efectuando el golpe de los Jars en forma correcta para los casos de pega de
tubería.
Se deberá emplear HWDP de 3 1/2" en el conjunto de fondo, con lo cual se
va a permitir un mejor control del Tool Face cuando se esté deslizando en el
pozo.
9. Al finalizar la construcción del ángulo requerido para el pozo se podrá
utilizar conjuntos de fondo sin motor en las secciones horizontales con broca
PDC, en las formaciones muy abrasivas, como lo es la formación Basal Salina,
y de esta forma evitar su desgaste prematuro con altos RPM.
l O. Para un próximo pozo se bajará liner de 4 l /2" ranurada, y asi poder
completar la sección horizontal, sin el problema de obstrucción ele orificios
debido a los sedimientos y partículas de la formación .
11. Se deberá desplazar todo el fluído de perforación, incluido el que está en Ja
sección horizontal, mediante el empleo de un coil tubing, el que por no estar
disponible en la zona se tubo que bajar el tubing de 2 3/8 �' hasta la
profundidad de 9,300 ft, desplazando la columna de fluído sólo desde esta
profundidad hasta la superficie obviando la sección horizontal.
12. El uso de brocas tricónicas con el objeto de reducir el torque y facilitar la
orientación de la herramienta.
13. Para el éxito de la operación de perforación contribuyó la selección y
experiencia del personal, el planeamiento del pozo, el disefío de los conjuntos
de fondo, la coordinación con todo el personal y 1as medidas de seguridad.
107
14. En atascamientos o�·urridos por debajo de los t 0,000 fi, luego de un
deslizamiento, se logrará liberar la tuberla golpeándola hacia abajo, rotando y
bombeando una pfldora viscosa cuando el ROP sea alto.
15. Cuando se baje un conjunto de fondo considerando algún Jar, se deberá tener
en cuenta que el tiempo promedio será de 300 horas de rotación para mantener
su mecanismo operativo, ya que estamos en · zonas potenciales de
atascamiento, pozos altamente desviados y para nuestro caso un pozo
horizontal
108
13. GRAFICOSGRÁFICO N°1
SECCIÓN ESTRUCTURAL DEL POZO HORIZONTAL(Ubicación del pozo)
13269 H 13241 132.W J-71 J-79
,=._=R=OV=l=I ==�,="===========
,_:¡,¡+;=f.:�;:::::======-=--o-r-==-=-, '-=T====::.c.._==n=====r=====
YE/lOUN Y(H.OUH
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.. �aut; ___ _ ctl\f'.O __ T_r __
� 11urEP.112.�- - - - - -
,,._0ooLL� _ - -
------ -
L
M 1011·
�/
1
\ 0RAC.A - SALCOH ES
109
GRÁFICO Nº 2
APLICACIÓN PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
/
ZAPATO DE CASING DE 9 5/8" @ 7 837'
POZO DE 8 1 / 2"
CEMENTO
CASING 7"
LINER MECÁNICO CON EMPAQUETADOR 4 ½ " x 7"
'" ZAPATO DE CASING POZO DE 6,, � � DE 7" @ 9 642' � � ..... , /. �'- ' /
-----�---� ..... ........... ______ --------./---:---,-----------. .
·. . . .
......... ........ .......... ---..._�-- .... : / . . . . ---
· .... :FQRM.ACIÓN '.. . . . . >>--.._ ------ . . . . .. . ·- . . .. .BÁSAL SALINA _·:. �- . . . ----------.,-'.'.__..:��00�����q"oº2"o"oªoª9º2"oº??'rª "o°o°o�º??J
. . .
. .. . .. ··: .
. · ... -.. ... . ,·. . .
ZAPATO DE CASING@ 10 625' 4 ½ " PREPERFORADO
.· · . .
GRÁFICO N º 3
CONFIGURACIÓN DE LA CORRIDA DE CASING DE 4 ½"
1 O.P. j \ 4 1/,"
'�O.P. 1 '/," _¡
�. . _,.
·r-- ir
l' t 1 i ! l.
1 l 1 ! �- '.
i t��r l,
1
) ¡- i��lt·ª1� / t��. \
\ e
¡ , 1 r·
11 ; ; ' ! �l
Colgador de 7"@ 7527' Zapato de CSG 9 5/8"@ 7 837'
Colgador de 41/,"@ 9 612'
Zapato de CSG de 7" @ 9642'
Liner: 6 huecos/pie
9 779'
Liner: 9 huecos/pie 9 840'
Liner: 6 huecos/pie
1 O 220'
1 O 300' Liner: 9 huecos/pie
Liner: 6 huecos/pie
10 470'
10 495' Liner: ? huecos/pie
Liner: 6 huecos/ple
Zapato CSG de 4 ½"@ 10 625'
Prof. Final del hueco de 6"@ 10 840
i i ()
7 700
7 800
7 900
8 000
8 100
8 200
8 300
8 400
- 8 600
8 800
o 9 000
> 9 300
9 400
o 9 600
9 700
9 750
9 800
e::: 9 900
Cl.
10 000
10 200
10 400
10 600
1 O 800
11 000
GRÁFICO Nº4
CONFIGURACIÓN REAL DEL POZO HORIZONTAL PERFORADO
f 1 : l 1
1
....+-----: KOP @8: 141' i ¡ l !
200 400 600 800
SEPARACIÓN HORIZONTAL (Pies)
--¡-----�---¡--·--r ·-- ·--- ·---- . -- .. 1 1 i 1
-- - -·--·
Pr0f. Final,
10 84ür M0
1 000 1 200 1 400
112
ANEXONo.1
Método 1: Babu & Odeh
El pozo se ubica er1 un rectángulo de dimensiones a y ben las direcciones x é yrespectivamente, estando el pozo horizontal orientado con el eje y a una distancia, y vadesde y, hasta y2 • La ecuación de flujo está dada por:
7.08xl o-Jh J"k)y-J¡, = -- - [ A' 12 - --- - - - . - - ]-Bµ In--
_---+ In C
h - O. 75 + S
11
, ...
El factor de geometría C1, está dado por la siguiente ecuación:
J--. [ ¡ ·- ] a k
J' 1 · x0 x0 2 • l 80z
0 a k
Y lnC" =6.28-- -----[----- +(--) ]-tn sm[ -- -]-O.Sin - - -1.088h k 3 a a h l, l k
X X
El pseudo factor skin Sn se calcula para una de las dos opciones siguientes:
Caso 1
dado por:
a 0.75b 0.75h ----- ¿: ----- > -- -
)kx
Jk_,, )k2
SR
= PXYZ + PXY'
PXYZ = [ t- 1][1n f + 0.251n t-1.os]
- 2b 2 (l,-[ L [ 4y0 +L 4y0 -L ]] PXY'= Lh-�k� F(
2,;)+0.5 F(---2¡,----·)-F(- 2b-)
113
La función F se calcula usando las siguientes restricciones:
Si (4y0 - L)/(2b) � 1
F 4y0 -L 4y0 -L [ I 4y0 -L 4y0 -L 2] (----
2/J·--·)=-(-
2-¡,--·) 0.145+ n(-
211--)-0.137(---
2-
¡;-· -)
Si (4y0 +L)/(2b)>l.
para (4y0 - L)/(2b) > 1.
Caso 2
4 y - L 4 y - L [ 4 y - /, 4 y -L 1] F( Q - )=(2- 2._ ) 0.l45+ln(2- 0 )-0.137(2- 0
- ) 2/J 2h 2h 2h
dado por:
b l .33a h
)1c; > ,11:.- - > J k�
Sn = PXfZ + PXY + PY
para el dominio Para un pozo vertical, el índice de productividad equivalente J,. está dado por:
Método 2:
7.08xl 0-3 kh
J = ·- ----·· ···--··· --- - --- --- .. ---\' [ 0.565 f¡jb ] Bµ In( --·· ·· : - ) -0.75 , w
Sherrard, Brice & Mac Donald Según Sherrard el índice de productividad para los pozos horízo11tal y vertical serán:
7.08xl o-J kJ =-------···-··--X ... .. -- . -- ------ .. ··---·· -·· ,. µº B º t [ Ji�(LÍ2.rJ ) 2 ] l h - In 1 + · ·· · - - -· + - In( - ) h L I 2r,, L 2m·"
7.08xl0-3 kh .J., =. -···- _ .. --·· .
1 r" µo Bo n(-··) r,..
1 I 4
Sherrard también presenta tasas críticas de conificación qcv y <f cu, para pozos verticales y horizontales de Prudhoe Bay
115
Método 3: Reiss
Este método es en realidad análogo al método 3, excepto que Reiss lo presenta como una
relación J,, I J,.
Los radios externos para los pozos verticales y horizontales ( r,.,, y rc1,) son diferentes, lo
cual es una de las diferencias con el método de Babu y Odeh, que lo asume igual.
Método 4:
Joshi hace el análisis asumiendo que el pozo se presenta alineado con el eje mayor del área
de drenaje elíptica. Su trabajo presenta las producciones del pozo horizontal en lugat del
índice de productividad.
para L > h y ( L/ 2 )<0.9 rm
. Se asume que la fase fluyente es petróleo proveniente de Uh
área elíptica en su eje mayor igual a 2a. El método indica una relación de a y r,,, como
[ 2 ]",, relf = a 1 - ( L I 2a)
Si Ll(2a)<<1, entonces a� r�11 • Sustituyendo esto en la ecuación 18, resulta la clásica
ecuación que resuelve el ílujo radial con fractura vertical y de conductividad infinita
116
2tdci1tlp l(p80
) q = ----- ·r··---------- --·-r·
In,�,, /(L/4)
El primer tém1it10 del denominador, es llamado término de resistencia horizontal al flujo
(HFRT) y el segu11do término el de resistencia vertical al ílujo. Si h<<L el VFRT se hace
muy pequeflo en relación al HFRT.
Joshl presenta modificaciones a su ecuación para incluir efectos de anisotropfa y
excentricidad, relativos al punto medio de la formación donde está el pozo horizontal.
Estas modificaciones afectan sólo al término VFRT. Joshi también introduce la relación de
reemplazamiento FR
, que representa el número de pozos verticales requeridos para
producir lo mismo que un pozo horizontal bajo las mismas condiciones.
Para calcular el Fn , se requiere resolver simultáneamente las 2 ecuaciones mediante
prueba y error
lp. ( / )(1lf'",,-1) r ,...,= "\J ·ur..- r.,. rcv
( [:rcH_ )( 3,r w_ ) r,, t t.
r11., = -l· 2 f3h . J
2
1 L rcH a 1 + l - -[( -- )( ---)]F
R 2a r
cv
NOMENCLATURA
Jh =
J,, =
qh-
Pr =
Pw1 =
Indice de productividad para el pozo horizonta� STB/d/psi
qh /(pr - Pwf)
tasa de producción = tasa de producción constante, STB/d
presión promedio volumétrica del reservorio, psig
presión fluyente de fondo, psig
117
B = factor de volumet1 de formación, Bbl/STB
µ= viscosidad, cp
e,,= í-actor de geometría
,.11' = radio del pozo, ft
Sn pseudo skin debido a penetración parcial ( S,1
= O SI L = b)
h = espesor de la formación, íl:
a = Longitud del reservo río en la dirección x, f1
b = Longitud de reservorio en la dirección y, fl
L = Longitud del pozo horizontal, ft
Xo = Posición del pozo relativo al eje x, ft
Y1 = Punto más cercano del pozo al eje x, ft
Y1 = Punto más lejano del pozo al eje x, ft
Zo = posición del pozo relativo al eje z, fl
,
Parámetros adicionales usados por Sherrard:
A, = ( h,,
+ columna de petróleo sohre lo perforado)/(columna total de petróleo).
A2= Área de drenaje del pozo en acres / 60.
h,,
= Intervalo perforado, ft.
ANEXONo.2
CONJUNTOS DE FONDO EMPLEADOS EN EL POZO PILOTO Y EL EL HORIZONTAL
BHA Nºl : 8 ½'� bit,6.75" motor (l.15º ABH,8 3/8" brg stb), WM STB 8 318", X/O, FS, pony NMDC, UBHO, NMDC, NMDC, 9x6 ¼" DC, 6 HW, XJO,
jars, X/O, 15 HW
BHA N°2 : 8 ½" bit,6.75" motor (l.50" ABH, 8 3/8" brg stb), WM STB 8/3/8tt, X/O, FS, pooy NMDC, UBHO, NMDC, NMDC, 9x6 ¼" DC, 6 HW, X/O,
iars,X/0, 15 HW
BHA N'3 : 8 ½" bit,6.75" motor (1$ ABH, 8 3/8n brg Jtb) , X/O, FS, pooy NMDC, UBHO, NMDC, NMDC, 9x6 ¼" DC, 6 HW, X/O, jars, X/O, 15 HW.
BHA N°4 : 8 ½" bit,6.75" motor (1.50" ABH , 8 3 /8" brg stb), X/O, FS, pony NMDC, UBHO, NMDC, NMDC, 9x6 ¼" DC, 6 HW, X/0, jars, X/O, 15 H W
BHA N'5 : 8 ½" btt,ó.75'' motor(l.1.5º ABH, 8 3/8'� brg stb), X/O, FS, pony NMDC, UBHO, NMDC, NMDC, 9x6 ¼" OC, 15 HW, X/O,jan, X/O, 15 HW
BHA N°8 : 8 ½" bit,6.75" motor (1.5° ABH, 8 3/8" brg stb), X/O, FS, pony NMDC, UBHO, NMDC, NMDC, 316 ¼" DC, 18 HW, X/O, jars, XJO, 12 HW
BHA Nº9 : 8 ½" bit,6. 75'� motor (1.59 ABH, 8 3f8H brg stb), X/O, FS, UBHO, pony NMDC, NMDC, NMDC, 3x6 ¼" DC, 18 HW, X/0, jars, X/O, 12 HW
BHA Nº13! 8. ½" bit,6.75" motor (1.58 ABH, 8 3/8" brg stb), X/O, FS, UBHO, pony NMDC, UBHO, NMJ)C, NMDC, 3x6 ¼" DC, 18 HW,X/O,jars, X/O, 12
BHA N'll: 6" bit,4.75" motor (1.SV ABH, 51/F?' brg stb), FS, UBHO, pony NMDC, 2 x NMDC, 3HW_ 3 ½, jar 4 ¾, 27 HW 3 ½, 70 DP 3 ½, 3 HW 4 ½, J�27HW4½
BHA N°l2! 6" bit,4.75" motsr (1..5° ABH, 5 118" brg stb) , FS, UBHO, pony NMDC, 2 x NMDC, 3HW 3 ½, jar 4 ¾, 27 HW 3 ½, 70 DP 3 ½, 3 HW 4 ½, JAR,27 HW 4 ½
BHA N°l3! 6" bit,4.75'� motor (l.S° ABH , 5 7/8" brg stb), FS, UBHO, pony NMDC, 2 x NMDC, 3HW 3 ½, jar 4 ¾, 27 HW 3 ½, 70 DP 3 ½, 3 HW 4 1/z,
J�27HW4½
BHA N14: 6" bit,4.75" motor (1.5º ABH, 5 7/8" brg stb), FS,. UBHO, pony NMDC, 2 x NMDC, 3HW 3 ½, jar 4 ¾, 27 HW 3 ½, 70 DP 3 ½, 3 HW 4 ½, J�27HW4½
BHA N9l5! 6" bit,4.75'' motor (IS' ABH, 5 7/8" brg stb), FS, UBBO, pooy NMDC, 2 x NMDC, 3HW 3 ½ ,jar 4 ¾, 27 HW 3 ½, 70 DP 3 ½, 3 HW 4 ½, JAR,27 HW 4 ½
-
00
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