Diseño de Ensamblaje de Fondo (BHA) para perforaciones petroleras

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TESIS DE GRADO Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos

“PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO DE PERFORACIÓN (BHA) DE LA SECCIÓN 6 1/8 PULGADAS DEL

POZO SACHA 179H OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN”

AUTOR: JOSÉ LUIS LUNA

DIRECTOR: ING. MARCO CORRALES

QUITO, MARZO 2007

II

DDEECCLLAARRAACCIIÓÓNN

YYoo,, JJOOSSÉÉ LLUUIISS LLUUNNAA IIRRUUAA,, ddeeccllaarroo qquuee ttooddoo eell ttrraabbaajjoo aaqquuíí eessccrriittoo eess ddee mmii aauuttoorrííaa

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JJoosséé LLuuiiss LLuunnaa IIrruuaa

III

CERTIFICACIÓN

CCeerrttiiffiiccoo qquuee eell ttrraabbaajjoo ddee ““PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE

ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO DE PERFORACIÓN (BHA) DE LA

SECCIÓN 6 1/8 PULGADAS DEL POZO SACHA 179H OPERADO POR

PETROPRODUCCIÓN”” ffuuee ddeessaarrrroollllaaddoo úúnniiccaammeennttee ppoorr JJoosséé LLuuiiss LLuunnaa,, bbaajjoo mmii

ssuuppeerrvviissiióónn..

____________________________________________

IInngg.. MMaarrccoo CCoorrrraalleess PPaallmmaa

DDIIRREECCTTOORR DDEE PPRROOYYEECCTTOO

IV

V

DEDICATORIA.

A MI MADRE

José Luis Luna Irua

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por guiar mis pasos.

A mis Hermanos por todo el apoyo y comprensión en todo momento.

Mi sincera gratitud a la Universidad Tecnológica Equinoccial por haber forjado los

pilares en mi desarrollo profesional, al Ingeniero Jorge Viteri Decano y al Ingeniero

Bolívar Haro Subdecano de la Facultad de Ingeniería por su optimismo y objetividad en

fortalecer sus ideales con el fin de crear profesionales.

Mi eterna gratitud al Ingeniero Freddy Robalino de la compañía Petroproducción por su

invaluable ayuda, al los Ingenieros Sergio Landivar de la compañía Schlumberger y a

María de los Ángeles Perdomo de la compañía Halliburton por su valiosa colaboración

en la realización de esta tesis.

José Luis Luna Irua

VII

INDICE GENERAL

Pág.

PORTADA I

DECLARACIÓN II

CERTIFICACIÓN DE TESIS III

CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA IV

DEDICATORIA V

AGRADECIMIENTO VI

INDICE GENERAL VII

INDICE DE ILUSTRACIONES XV

INDICE DE FORMULAS XVIII

RESUMEN XX

SUMMARY XXIII

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………...1

2. JUSTIFICACIÓN……………………………………………………………………3

3. OBJETIVOS………………………………………………………………………....5

3.1. Objetivo general………………………………………………………………...5

3.2. Objetivos específicos…………………………………………………………....5

4. IDEA A DEFENDER………………………………………………………………..5

5. VARIABLES………………………………………………………………………...6

VIII

5.1. Variable dependiente……………………………………………………………6

5.2. Variable independiente………………………………………………………….6

6. MARCO DE REFERENCIA………………………………………………………...6

7. METODOLOGÍA……………………………………………………………………7

7.1. Tipo y diseño de la investigación……………………………………………….7

7.2. Métodos de investigación a emplearse………………………………………….7

7.2.1. Método general…………………………………………………………..7

7.2.2. Método específico………………………………………………..............7

7.2.3. Modalidad…………………………………………………………..........8

7.2.4. Técnicas………………………………………………………………….8

7.2.5. Instrumentos……………………………………………………………..8

8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN………………………………………………...8

8.1. Revisión de literatura especializada………………………….............................8

8.2. Charlas técnicas………………………………………………………................9

9. MARCO CONCEPTUAL…………………………………………………………...9

9.1. Definición de términos conceptuales…………………………………………...9

9.1.1. Compañía operadora……………………………………………………..9

9.1.2. Equipo de superficie …………………………………………………….9

9.1.3. Conjunto de fondo de pozo ……………………..……………….............9

9.1.4. Fondo de pozo……………………………………………….................10

9.1.5. Kick off point ……………………………………………………..........10

IX

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y MÉTODOS

PRÁCTICOS DE DISEÑO DE BHAs

2.1. Introducción…...………………………………………………………...……..11

2.2. Definición…………………………...…………………………………………12

2.3. Requerimientos para realizar una perforación horizontal……….…………….13

2.3.1. Definición de la planeación horizontal del pozo……………………….14

2.4. Métodos de perforación horizontal…………………………………………….19

2.4.1. Pozos Horizontales de radio largo…………………………………...…20

2.4.2. Pozos Horizontales de radio medio…………………………..……...…23

2.4.3. Pozos Horizontales de radio corto…………………………………...…26

2.4.4. Pozos Horizontales de radio ultra corto……………………………...…28

2.5. Aplicaciones de los pozos horizontales dentro de la industria......…………….32

2.6. Reservorios candidatos para una perforación horizontal………………………34

2.6.1. Aspectos importantes para una perforación horizontal…………...……35

2.7. Metodología práctica de diseño de BHAs……………...……………………...36

2.7.1. Recopilación de la información…………………………………...……37

2.7.2. Determinar el diámetro de lastrabarrenas………………………………38

2.7.2.1.Calcular la longitud de los lastrabarrenas…………………………..39

2.7.2.2.Determinar el cambio de diámetro adecuado entre las secciones de la

sarta………………………………………………………………….30

2.7.3. Calcular la longitud de la tubería pesada……………………………….41

2.7.4. Diseño de la tubería de trabajo………….……………………………...41

X

2.7.4.1.Calcular la máxima tensión permisible y la tensión de trabajo para

cada sección de tubería…………………………………...…………42

2.7.4.2.Calcular la máxima longitud de las secciones de tubería de trabajo

(Grado y Peso)………………………………………………………47

2.7.4.3.Determinar la capacidad de presión interna y colapso de la tubería de

trabajo……………………………………………………………….49

2.7.5. Criterios de estabilización de la sarta de perforación…………………..51

2.7.5.1.Principios de estabilización de aparejos de fondo………………….53

2.8. Reglas prácticas para estabilizar la sarta de perforación………………………59

2.9. Nomenclatura…………………………………………………………...……..65

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS PARA REALIZAR UNA PERFORACIÓN

HORIZONTAL

3.1. Barrenas……………………………………………..…………………….…...67

3.1.1. Introducción …………………………..………………………….…….67

3.1.2. Definición …………...…………………………………………………67

3.2. Tipos de barrenas…………………………………….…………….……….….67

3.2.1. Barrenas tricónicas………………………………..……………………68

3.2.1.1.Partes de las barrenas tricónicas……………………………………69

3.2.1.2.Aplicaciones de las barrenas tricónicas…………………………….71

3.2.2. Barrenas de cortadores fijos……………………………………………73

XI

3.2.2.1. Introducción………………………………………………………..73

3.2.2.2.Barrenas de diamante natural………………………………………74

3.2.2.3.Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP)………………...76

3.2.2.4.Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC)…………..77

3.2.2.4.1. Elementos de las Barrenas PDC……………………...…….78

3.2.3. Barrenas especiales……………………………………………………..82

3.3. Selección de barrenas……………………….…………………………………83

3.3.1. Criterios de selección de barrenas……………………………...……....83

3.3.2. Selección por medio de registros geofísicos……………………………83

3.3.3. Selección en función de la formación que va a perforar…………...…..84

3.4. Factores que afectan el desgaste de las barrenas………………………………86

3.5. Determinación del costo por pie (Aspecto Económico)……………………….88

3.6. Procedimiento para usar barrenas PDC………………………………………..89

3.7. Problemas comunes de las barrenas al no perforar……………………………90

3.8. Motores de desplazamiento positivo (PDM)…………………………...……..94

3.8.1. Principios generales de operación………………………………….......96

3.8.2. Partes del motor de desplazamiento positivo (PDM)………………......98

3.8.3. Procedimiento para ajustar el Bent Housing………………...………..107

3.8.4. Jet Nozzling del rotor………………………………………...……….108

3.8.5. Tipos de motores……………………………………………………...110

3.8.6. Ventajas y desventajas del motor…………………………………......112

3.9. Nueva tecnología con el sistema PowerDrive y PeriScope 15 en la fase de

navegación……………………………………………………………………113

3.9.1. PowerDrive……………………………………………………………114

XII

3.9.1.1.Funcionamiento del sistema rotativo direccional (PowerDrive).....115

3.9.1.2.Tipos de PowerDrive……………………………………...……....118

3.9.1.3.Aplicaciones…………………………………………...………….121

3.9.1.4.Ventajas………………………………………...…………………121

3.9.1.5.Desventajas………………………………….…………………….122

3.9.1.6.Problemas…………………………………………………...…….122

3.9.1.7.Limitaciones……………………………………………...……….122

3.9.2. PeriScope 15 (LWD)…………………...……………………………..124

3.9.2.1.Direccionamiento a través de los datos……………………….…..131

3.9.2.2.Aplicaciones………………………………………..……………..136

3.9.2.3.Beneficios…………………………………………..…………......136

3.10. IMPulse (MWD)………………………………………………………137

3.11. Estabilizadores……………………...…………………………………138

3.11.1. Estabilizadores de aleta soldada………………………………………139

3.11.2. Estabilizadores de aleta integral………………………………...…….140

3.11.3. Aplicaciones…………………………………………………………..141

3.11.4. Ventajas y beneficios………………………………………………….142

3.12. Heavy Weight Drill Pipe………………………………………………143

3.12.1. Tri- Spiral Heavy Weight Drill Pipe………………………………......145

3.13. Drill Collar………………………………………...…………………..146

3.14. Drill Pipe………………………………………………………………148

3.15. Short Drill Collar (Pony Collar)……………………………………….149

3.16. Non – Magnetic Drill Collar (Monel)………………………………....150

3.17. Short Non – Magnetic Drill Collar (Pony Monel)…………………….151

XIII

3.18. Flex Monel…………………………………………………………….152

3.19. Float Sub……………………………………………………………....152

3.20. Crossover……………………………………………...………………153

3.21. Martillo Hidráulico de Perforación Dailey……………………………153

3.21.1. Características………………………………………………………....154

3.21.2. Principios de operación ………………………………………………155

3.21.3. Perforación con el martillo en compresión……………………………157

3.22. Problemas comunes con los BHAs…………………………………....159

CAPÍTULO IV

4. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO ENSAMBLAJE DE FONDO DE

POZO EN LA SECCIÓN 6 1/8” DEL POZO SACHA 179H

4.1. Introducción……………………………………………………………..……165

4.2. Conceptos Básicos……………………………………………………………165

4.3. Objetivo de los BHAs……………………………………...…………………167

4.4. Objetivo del pozo…………………………………………………………….167

4.5. Pasos predeterminados para el diseño de BHAs……………………………..168

4.5.1. Trabajo con Geólogos………………………………………………....168

4.5.2. Diseño de la trayectoria del pozo…………………………………….172

4.5.3. Identificación de puntos de casing y tamaños de hueco………………176

XIV

4.5.4. Disponibilidad de herramientas y especificaciones en función del tamaño

de hueco………………………………………………….………………178

4.6. Función de los BHAs en la trayectoria propuesta….………………………...178

4.7. Procedimiento práctico para el diseño de BHAs con Motor de fondo y

PowerDrive………………………………………….………………………..181

4.7.1. Diseño de BHA con motor………………………………...………….181

4.7.2. Diseño de BHA con PowerDrive ………………………….………….195

4.8. Operaciones de geonavegación (Detecta arenisca “U” Inferior)……………..201

4.9. Barrena utilizada el hoyo 6 1/8” ……………………………………………..203

4.10. Programa de fluidos de perforación de la sección 6 1/8”……..………204

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones…………………………………………………………………210

5.2. Recomendaciones………………………………………………………...…..213

Glosario…………………………………………………………………………...215

Bibliografía…………………………………………………………………..........219

Citas bibliográficas…………………………………………………………..........220

Anexos…………………………………………………………………………….223

XV

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

FIGURA Nº 1…………………………………………………………………………..12

FIGURA Nº 2…………………………………………………………………………..17

FIGURA Nº 3…………………………………………………………………………..18

FIGURA Nº 4…………………………………………………………………………..20

FIGURA Nº 5…………………………………………………………………………..23

FIGURA Nº 6…………………………………………………………………………..26

FIGURA Nº 7…………………………………………………………………………..30

FIGURA Nº 8…………………………………………………………………………..44

FIGURA Nº 9…………………………………………………………………………..52

FIGURA Nº 10..………………………………………………………………………..54

FIGURA Nº 11..………………………………………………………………………..55

FIGURA Nº 12..………………………………………………………………………..59

FIGURA Nº 13..………………………………………………………………………..60

FIGURA Nº 14…………………………………………………………………………62

FIGURA Nº 15…………………………………………………………………………64

FIGURA Nº 16…………………………………………………………………………68

FIGURA Nº 17…………………………………………………………………………69

FIGURA Nº 18…………………………………………………………………………74

FIGURA Nº 19…………………………………………………………………………75

FIGURA Nº 20…………………………………………………………………………76

FIGURA Nº 21…………………………………………………………………………77

FIGURA Nº 22…………………………………………………………………………81

XVI

FIGURA Nº 23…………………………………………………………………………96

FIGURA Nº 24…………………………………………………………………………97

FIGURA Nº 25…………………………………………………………………………99

FIGURA Nº 26………………………………………………………………………..101

FIGURA Nº 27……………………………………………………………………..…104

FIGURA Nº 28………………………………………………………………………..105

FIGURA Nº 29………………………………………………………………………..107

FIGURA Nº 30………………………………………………………………………..108

FIGURA Nº 31………………………………………………………………………..110

FIGURA Nº 32………………………………………………………………………..114

FIGURA Nº 33………………………………………………………………………..115

FIGURA Nº 34………………………………………………………………………..116

FIGURA Nº 35………………………………………………………………………..119

FIGURA Nº 36………………………………………………………………………..125

FIGURA Nº 37………………………………………………………………………..129

FIGURA Nº 38………………………………………………………………………..130

FIGURA Nº 39………………………………………………………………………..132

FIGURA Nº 40………………………………………………………………………..135

FIGURA Nº 41………………………………………………………………………..137

FIGURA Nº 42………………………………………………………………………..140

FIGURA Nº 43………………………………………………………………………..141

FIGURA Nº 44………………………………………………………………………..144

FIGURA Nº 45………………………………………………………………………..146

FIGURA Nº 46………………………………………………………………………..147

XVII

FIGURA Nº 47………………………………………………………………………..149

FIGURA Nº 48………………………………………………………………………..150

FIGURA Nº 49………………………………………………………………………..151

FIGURA Nº 50………………………………………………………………………..158

FIGURA Nº 51………………………………………………………………………..158

FIGURA Nº 52………………………………………………………………………..168

FIGURA Nº 53………………………………………………………………………..169

FIGURA Nº 54………………………………………………………………………..175

FIGURA Nº 55………………………………………………………………………..177

FIGURA Nº 56………………………………………………………………………..180

FIGURA Nº 57………………………………………………………………………..201

FIGURA Nº 58………………………………………………………………………..202

FIGURA Nº 59………………………………………………………………………..203

XVIII

ÍNDICE DE FORMULAS

FORMULA Nº 1……………………………………………………………….....….....38

FORMULA Nº 2……………………………………………………………….....….....39

FORMULA Nº 3……………………………………………………………….....….....39

FORMULA Nº 4……………………………………………………………….....….....40

FORMULA Nº 5……………………………………………………………….....….....41

FORMULA Nº 6……………………………………………………………….....….....42

FORMULA Nº 7……………………………………………………………….....….....43

FORMULA Nº 8……………………………………………………………….....….....45

FORMULA Nº 9……………………………………………………………….....….....45

FORMULA Nº 10..…………………………………………………………….....….....47

FORMULA Nº 11..…………………………………………………………….....….....48

FORMULA Nº 12..…………………………………………………………….....….....48

FORMULA Nº 13..…………………………………………………………….....….....48

FORMULA Nº 14..…………………………………………………………….....….....49

FORMULA Nº 15..…………………………………………………………….....….....50

FORMULA Nº 16..…………………………………………………………….....….....53

FORMULA Nº 17..…………………………………………………………….....….....54

FORMULA Nº 18..…………………………………………………………….....….....56

FORMULA Nº 19..…………………………………………………………….....….....56

FORMULA Nº 20..…………………………………………………………….....….....56

FORMULA Nº 21..…………………………………………………………….....….....57

FORMULA Nº 22..…………………………………………………………….....….....57

XIX

FORMULA Nº 23..…………………………………………………………….....….....57

FORMULA Nº 24..…………………………………………………………….....….....58

FORMULA Nº 25..…………………………………………………………….....….....88

XX

Resumen

La perforación Horizontal en la actualidad es una técnica de gran aplicación, la cual

tiene como objetivo incrementar el recobro y drenaje de los hidrocarburos. Los pozos

horizontales se caracterizan por ser perforados con altos ángulos de inclinación (ángulos

cercanos a 90º). La colocación de estos pozos horizontales en la formación productora

es de vital importancia para evitar la conificación de gas y/o agua. Para el logro de este

objetivo se emplean herramientas (MWD) midiendo mientras se perfora, las cuales

muestran datos de inclinación y dirección en tiempo real, lo que permite navegar y tener

un buen control de la trayectoria del pozo; adicionalmente se utilizan herramientas de

registro mientras se perfora PeriScope 15 (LWD) las cuales sirven para detectar

contactos de fluidos y limites entre capas a una distancia de hasta 15 pies;

posteriormente se usa la herramienta PowerDrive para cambiar la inclinación y

dirección del pozo de acuerdo a los requerimientos de la trayectoria del pozo planeada.

La parte mas critica del trabajo de un perforador direccional es el diseño y orientación

del BHA (Ensamblaje de Fondo de Pozo); por otro lado el objetivo de toda Empresa

Operadora es minimizar viajes por cambios de BHA. En resumen tanto la empresa

operadora como la empresa de prestación de servicios que se encarga del

direccionamiento del pozo quieren perforar hasta la profundidad total lo antes posible;

la reputación del perforador direccional depende, en gran parte, del juicio y sentir que

tenga para elegir el BHA apropiado.

XXI

Es importante mantener una mentalidad abierta acerca del diseño de BHA, ya que no

todos los BHAs trabajan como se espera, debido a las múltiples formaciones geológicas

que se encuentran de locación a locación.

El objetivo principal de esta tesis es de brindar una información básica para los

estudiantes, futuros Tecnólogos e Ingenieros de Petróleos acerca del procedimiento

práctico para el diseño de BHAs en pozos horizontales.

El contenido de la tesis está conformado por cinco capítulos:

El primer capítulo trata de la introducción, justificación, objetivos, idea a defender,

variables, metodología, técnicas de investigación y el marco conceptual.

En el segundo capítulo se habla de generalidades de perforación horizontal y

metodología para el diseño de BHAs (ensamblaje de fondo de pozo), se da a conocer en

forma general la planeación del pozo para perforar horizontalmente y se detalla los

métodos de perforación horizontal con sus respectivas ventajas y desventajas.

En el tercer capítulo se da a conocer las herramientas con su correspondiente

funcionamiento y los problemas comunes en cada una de las herramientas que

conforman el BHA.

El cuarto capítulo es el más importante ya que se detalla la parte práctica de este trabajo

de tesis, se da a conocer los pasos prácticos que se realizaron en el pozo Sacha 179H

XXII

para el diseño de BHAs en la sección 6 1/8”, así como también su funcionamiento y

adicionalmente se muestran los resultados obtenidos hasta alcanzar la profundidad total.

Finalmente en el quinto capítulo se detalla las conclusiones y recomendaciones

generales del presente trabajo de tesis.

XXIII

Summary

The Horizontal Drilling at the present time is a technique of great application, which has

as objective to increase the retrieval and drainage of the hydrocarbons. The horizontal

wells are characterized to be perforated with high angles of inclination (near angles at

90º). The placement of these horizontal wells in the formation producer is of vital

importance to avoid the conificación of gas and/or water. For the achievement of this

objective tools are used (MWD) measurement while drilling, which show data of

inclination and direction in real time, it allows to navigate and to have a good control of

the trajectory of the well; additionally tools are used for logging while drilling

PeriScope 15 (LWD) which detect fluids contact and limited between strata a distance

of until 15 feet, on the tool PowerDrive is used to change the inclination and direction

the well according to the requirements of the trajectory of the planned well.

The part most criticizes of the work of a directional driller is the design and orientation

of the BHA (Bottom Hole Assembly); on the other hand the objective of all Company

Operator is to minimize trips for changes of BHA. In summary as much the company

operator as the company that lend services in the well drilling want to perforate as soon

as possible until the total depth; the reputation of the directional driller depends, largely,

of the trial and to feel that he has to choose the appropriate BHA.

It is important to maintain an open mentality about the design of BHA, since those not

all the BHAs works like one waits, due to the multiple geologic formations that are

from pad to pad.

XXIV

The main objective of this thesis is of offering basic information for the students, future

Technologists and Engineers of Petroleum’s about the practical procedure for the design

of BHAs in horizontal wells.

The content of the thesis is conformed by five chapters:

The first chapter is about the introduction, justification, objectives; devises to defend,

variables, methodology, technical of investigation and the conceptual mark.

In the second chapter it is spoken of generalities of horizontal perforation and

methodology for the design of BHAs (bottom hole assembly), it is given to know in

general form the planning of the well to horizontally drill and it is detailed the methods

of horizontal perforation with their respective advantages and disadvantages.

In the third chapter it is given to know the tools with their corresponding operation and

the common problems in each one of the tools that the BHA conforms.

The fourth chapter is the most important the practical part of this thesis work it is

detailed, it is given to know the practical steps that realized in the well Sacha 179H for

the design of BHAs in the section 6 1/8", how also your function and additionally the

obtained results are shown until reaching the total depth.

Finally in the fifth chapter it is detailed the conclusions and general recommendations of

the present thesis work.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

En una nueva técnica de la Industria Petrolera Ecuatoriana, debe establecerse las

condiciones económicas que se derivan de la aplicación horizontal de pozos.

Puesto que los hoyos horizontales incrementan enormemente el área de drenaje, con

ello sería posible eliminar la perforación de gran número de pozos verticales de

desarrollo.

El resultado es igual o más alto volumen de producción con menos pozos; pero, la

efectividad del comportamiento de un pozo horizontal en relación a uno vertical

debe ser determinada a través de comparaciones que contemplen no solamente el

aspecto productivo, sino también el aspecto económico.

Estas comparaciones que naturalmente están basadas en el incremento productivo

que puede proporcionar el pozo horizontal, deben justificar la inversión que

demande su perforación.

Existen aplicaciones especificas para la perforación de huecos horizontales y es

preciso elegir con mucho criterio el reservorio adecuado para esta técnica, puesto

2

que se tendrá riesgos y costos adicionales elevados, asociados con la perforación y

terminación.

Por tal razón, se deben tener en cuentas las Consideraciones Básicas para el Diseño

de la Perforación Horizontal de un Pozo y un conocimiento de la tecnología

disponible del ensamblaje de fondo de pozo, estableciendo sus características de

funcionamiento; que permitan mejorar la productividad y recuperación de

hidrocarburos.

3

2. JUSTIFICACIÓN

Este trabajo responderá a la insuficiente información disponible sobre los Ensamblajes

de fondo de perforación (BHA), sección muy importante de la sarta de perforación de

pozos.

Es muy importante conocer los procedimientos que se efectúan en las operaciones de

perforación en la región amazónica, que ayudara a comprender mejor las técnicas que se

vienen aplicando, minimizando riesgos y perdidas de tiempo en el momento de las

operaciones, para lograr la producción de un pozo.

La planificación de un Ensamblajes de fondo de perforación (BHA) es un trabajo

realizado con mucho cuidado y determinando el propósito por el cual se va a realizar. El

BHA que es una sección del equipo de perforación, necesita de una detallada planeación

y un enfoque en la tecnología que se va a utilizar.

En este proceso de planificación se debe tomar muy en cuenta al grupo de trabajo que

va a realizar este procedimiento, entre los cuales tenemos: ingenieros petroleros,

operadores, geólogos, petrofísicos, tecnólogos y una compañía de servicios experta.

El diseño de un BHA esta basado tanto en la geología del reservorio, el tipo de pozo

principal que va ha ser perforado; el porque, donde y cuando se va a realizar este

trabajo.

4

La compañía de servicios de perforación es la encargada de dar a conocer los

procedimientos que se va a realizar; así como el tipo de herramientas que se va a utilizar

e inclusive el costo de la operación a la cual va a ser sometido el pozo.

Otro objetivo de la planificación de un BHA de perforación es, identificar y direccionar

todas las condiciones significantes, eventos, parámetros, reglas, regulaciones y

situaciones que probablemente tengan un impacto en la operación de perforación de

cualquier tipo de pozo sea este vertical direccional u horizontal.

En cada trabajo, las compañías de servicios de perforación, aprenden nuevas lecciones

las cuales pueden aplicar para perfeccionar los procesos y entrenamiento para efectuar

en el próximo trabajo.

5

3. OBJETIVOS

3.1. OBJETIVO GENERAL

• Dar a conocer la metodología practica para el diseño de ensamblaje de fondo

de pozo (BHA) para lograr la máxima efectividad y el mínimo de

contratiempos en la perforación en la fase de navegación del pozo horizontal

Sacha 179 H.

3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Dar a conocer los conceptos básicos y parámetros involucrados en el diseño

óptimo del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

• Describir las diferentes herramientas que conforman el ensamblaje de fondo

de pozo (BHA), así como la función durante el proceso de perforación

horizontal.

• Indicar los problemas comunes en las herramientas que conforman el

ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

4. IDEA A DEFENDER

Dar a conocer la manipulación, operaciones técnicas del ensamblaje de fondo de pozo

para la perforación horizontal, para optimizar la taza de penetración y asegurar un buen

diseño de hoyo.

6

5. VARIABLES

5.1. VARIABLE DEPENDIENTE

Contar con la existencia del proyecto de perforación de un pozo horizontal.

5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE

• Identificación petrofísica de las formaciones

• Contar con los datos estadísticos de pozos aledaños.

• Existencia de equipo apropiado para la perforación direccional

6. MARCO DE REFERENCIA

En el proceso de perforación de un pozo, el ensamblaje de fondo de pozo es el

componente del equipo de perforación que más se somete a esfuerzos sean estos axiales

o laterales (tensión, compresión, presión interna y externa, flexión, fatiga, torsión,

abrasión, erosión y corrosión). La acción independiente o combinada de dichos

esfuerzos puede causar problemas durante la perforación, tales como: desprendimientos,

pegaduras por presión diferencial, altos arrastres, altos torques y fugas en los elementos

tubulares. Por supuesto, estos problemas son causa de altos costos y pérdidas de tiempo

de perforación. Consecuentemente, un adecuado diseño del ensamblaje de fondo de

pozo es fundamental para el éxito de la perforación. El ensamblaje de fondo de pozo

7

debidamente diseñado evitara los doglegs y ojos de llave, produciendo de esta manera

huecos de tamaño completo y paredes lisas maximizando la rata de penetración como

también minimizando los problemas durante la perforación.

7. METODOLOGÍA

7.1. TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

Esta investigación se llevara a cabo con la información proporcionada por las

EMPRESAS PRIVADAS y PETROPRODUCCION; así como también con

investigaciones técnicas en el campo y estudios bibliográficos.

7.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN A EMPLEARSE

Para este tipo de investigación vamos a utilizar los siguientes métodos:

7.2.1. Método General:

Método deductivo

Método de Análisis

Método de Síntesis

7.2.2. Método específico:

Experimental

8

7.2.3. Modalidad:

Descriptiva

7.2.4. Técnicas

Consultas a expertos y visitas de campo.

7.2.5. Instrumentos:

Libros

Manuales

Internet

Consultas técnicas específicas

8. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Las técnicas que vamos a utilizar para el presente trabajo son:

8.1. REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA

Toda la información se investigará sobre el ensamblaje de fondo de pozo para

perforación horizontal en el campo Sacha operado por PETROPRODUCCION,

y también se va a realizar consultas en catálogos, manuales técnicos.

9

8.2. CHARLAS TÉCNICAS

Buscaré que los profesionales y expertos para que me colaboren con las

explicaciones técnicas y teóricas.

9. MARCO CONCEPTUAL

9.1. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS CONCEPTUALES

9.1.1. Compañía Operadora.- Componía con autoridad legal para perforar posos y

extraer hidrocarburos. Pueden emplearse un contratista de perforación para llevar acabo

la perforación en si. El operador es con frecuencia parte de un consorcio y actúa a

nombre de esta.

9.1.2. Equipo de superficie.- Son equipos que se deben instalar para la producción, las

bombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos

producidos y separar el gas, los tanques de almacenamiento, el sistema de

deshidratación para eliminar el agua del petróleo obtenido y las instalaciones para

sistemas de recuperación mejorada.

9.1.3. Conjunto de Fondo de Pozo (Bottom hole assembly or BHA).- Expresión que

describe todos los elementos situados en el extremo inferior del drill pipe, tales como la

10

barrena, los estabilizadores, los drill collar, heavy weigth, herramientas MWD y LWD,

motor de lodo, etc.

9.1.4. Fondo de Pozo.- La porción más profunda de un pozo, ósea el recinto del pozo.

9.1.5. Kick-off-point (Kick off Depth): Posición del pozo donde la inclinación del

agujero se aumenta intencionalmente.

11

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y MÉTODOS

PRÁCTICOS DE DISEÑO DE BHAs

2.1. INTRODUCCIÓN

José Eras Vivanco indica en su tesis: Selección de la zona y diseño de la longitud

óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “La mayor

preocupación de la industria petrolera ha sido la habilidad de perforar un hoyo de la

forma más económica posible; manteniendo la dirección a lo largo de la trayectoria del

pozo predeterminada a miles de pies bajo la superficie.

La preservación del medio ambiente y el impacto que causan las operaciones de

perforación de pozos, a obligado que las empresas que se dedican a las actividades

hidrocarburíferas perforen pozos desde una misma locación para así llegar a diferentes

objetivos productores, para lo cual se utiliza la técnica de perforación direccional.

La principal inquietud en los primeros días fue el de conservar el curso vertical al

objetivo (target) directamente localizado bajo el equipo de perforación. Sin embargo en

la actualidad, la preocupación ha incluido la invención de una nueva técnica que no es

más que la llamada Perforación Horizontal, con la cual se puede ubicar al objetivo a

miles de pies en forma horizontal, lejos de la superficie bajo el equipo de piso en la

locación de perforación”(1).

12

2.2. DEFINICIÓN

La perforación horizontal es un proceso de direccionamiento que se da a una broca de

perforación para seguir una orientación horizontal hasta aproximarse a 90º de la

vertical. Su principal intención consiste en la desviación del pozo en forma intencional a

lo largo de la trayectoria preseleccionada con anticipación, para lograr alcanzar el área

de objetivo.

Este tipo de perforación logra maximizar la producción en los casos en los que se

implementa, la meta de costo-beneficio que preocupa a las operadoras para alcanzar

varios objetivos con un solo pozo; evitar operaciones de reentrada (re - entry wells).

FIGURA Nº 1: REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA PERFORACIÓN

HORIZONTAL

FUENTE: HALLIBURTON

ELABORADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

13

2.3. REQUERIMIENTOS PARA REALIZAR UNA PERFORACIÓN

HORIZONTAL

Hilda Meza indica en su tesis: Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones

horizontales: “Los requerimientos que se necesita tomar en cuenta para considera la

perforación de pozos horizontales son:

• Costos Operacionales

• Características de la roca reservorio (porosidad, saturaciones, temperatura,

presión, gravedades especificas, GOR, permeabilidad, efecto del drenaje,

distancia entre pozos, etc.)

• Métodos de producción.

• Objetivos de la Compañía Operadora.

• Problemas causados por la litología cerca de la zona designada.

• Métodos de completación

• Obligatoria profundidad de desvío

• Desplazamiento horizontal obligatorio.

• Construcción de la curva.

• Locación en superficie y del objetivo en el pozo perforado.

• Rendimiento estimado de la producción”(3).

14

2.3.1. DEFINICIÓN DE LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN

HORIZONTAL DEL POZO

La planeación de pozo es un proceso organizado que sirve para poner los datos a ser

usados para el diseño exitoso de pozo. El diseño de pozo es muy importante previo a

empezar las operaciones de perforación. (La trayectoria del pozo es una de las más

importantes tareas del perforador direccional).

Los datos proporcionados por el cliente (PETROPRODUCCIÓN) son usados para

planear el pozo y desarrollar un perfil geométrico que sea mas seguro y fácil desde la

locación en superficie hasta el target (objetivo).

a. COMPONENTES DE LA PLANEACIÓN DE POZO

SCHLUMBERGER indica en su seminario: Perforación Direccional: “Hay muchos

componentes que se toman en consideración para un diseño de pozo sea exitoso. Los

componentes de la planeación del pozo son:

• Locación de Superficie: Es el punto definido por las coordenadas geográficas

para colocar el equipo de superficie.

• Locación del Target: Es el punto definido por las coordenadas geográficas para

colocar el pozo dentro del target (objetivo) en una profundidad dada.

15

• Kickoff Point (Punto de Desviación): El Kickoff Point es el punto que se

encuentra a una profundidad desde la superficie, en donde el pozo es desviado a

una dirección dada.

• Buildup Rate (Rata de Construcción): Es el incremento del ángulo en cierta

profundidad generalmente medido grados por pies.

• Hold Angle : Ocurre donde la sección del hueco de pozo es constante.

• Star of Drop (Empezar a Tumbar Angulo): Es el punto donde el pozo

empieza a tumbar inclinación.

• Profundidad Vertical Verdadera (TVD): Es la distancia vertical desde la

superficie del pozo al punto de la formación de interés.

• Desplazamiento al Target (Target Desplazament): Es la distancia lateral

desde la vertical de la locación de la superficie al target.

• Azimut: Es el ángulo de inclinación con el cual se desvía el pozo para llegar al

objetivo. Dirección del curso medido en dirección a las manecillas del reloj de 0 –

360º referido al norte.

• End of Drop EOD (Fin de Tumbar Angulo): Es el punto donde el pozo

finaliza de tumbar inclinación.

• Sección Tangencial: Ocurre después de construir ángulo (build up) donde la

inclinación de hueco del pozo es constante en una cierta distancia.

• Profundidad Medida (MD): Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el

punto de referencia de la superficie del pozo (mesa rotaria) hasta la profundidad

de interés o hasta el punto donde se encuentre el pozo.

• Inclinación del Pozo: Es el ángulo por la cual el pozo se desvía desde la vertical

16

• End of Buildup EOB (Fin de la Construcción): Es el punto donde el pozo ha

terminado de incrementar ángulo.

• Desplazamiento Horizontal: Es la distancia entre dos puntos en el plano

horizontal a lo largo del pozo proyectado”(22-25).


óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “La planeación en

la perforación en pozos horizontales consiste generalmente de especificaciones “datos”

para la entrada en el reservorio mediante una pequeña longitud de drenaje en el interior

del mismo. Por lo tanto el objetivo para la planeación de pozos horizontales es que:

1. Que el objetivo a alcanzarse sea económicamente rentable.

2. Que la perforación de la cavidad a ser drenada sea realizada con técnicas que

garanticen su óptima funcionalidad.

De esta forma diremos que la planeación para alcanzar el objetivo, en orden de

importancia consta de tres fases.

1. Fase de perforación vertical.

2. Fase de perforación desviada ( puede ser de una sola o dos diseños de curvas )

3. Fase de perforación en la cavidad horizontal a ser drenada”(14-16).

17

1. FASE DE PERFORACIÓN VERTICAL

Todos los pozos horizontales empiezan con la sección vertical de perforación hacia

abajo, especificando la profundidad de desvió la cual se encuentra medida desde la

superficie.

2. FASE DE PERFORACIÓN DESVIADA (PERFORACIÓN

DIRECCIONAL).

Esta fase consta de dos tipos de perforación direccional a seguir:

• La primera consta de una fase de perforación vertical, una fase curva continua

y finalmente una fase horizontal en la cavidad a ser drenada. (one build)

FIGURA Nº 2: FASE DE CONSTRUCCIÓN CONTINUA

FUENTE: HALLIBURTON


18

• La segunda esta formada por una fase de perforación vertical, primera fase de

perforación desviada, sección de perforación inclinada, segunda fase de la

perforación desviada (two build).

FIGURA Nº 3: FASE DE CONSTRUCCIÓN DE DOS PUNTOS DE DESVIO

FUENTE: HALLIBURTON


3. FASE DE PERFORACIÓN HORIZONTAL

Y finalmente es diseñada la fase horizontal a ser perforada en la cavidad a ser drenada.

19

2.4. MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL

La tecnología de perforación horizontal ha venido desarrollándose a lo largo de muchos

años. La particularidad en la curvatura de los radios del pozo ha ser perforado desde un

plano vertical hasta alcanzar la horizontal provee una categoría de tecnología adecuada.

Existen cuatro tipos básicos de pozos horizontales, los cuales dependen del radio de

curvatura que se aplica durante la perforación.

El radio de curvatura esta determinado por la tasa de ganancia de ángulo que se utiliza

para pasar desde la vertical hasta la horizontal, existiendo una relación inversa entre las

dos; es decir, que cuando se usa una tasa de construcción o tasa de ganancia de ángulo

alta, el radio de curvatura disminuye.

A través del tiempo dichas técnicas han desarrollado cuatro clases de perforaciones

acordes al rango de radio a ser utilizado:

• Radio Largo

• Radio Medio

• Radio Corto

• Radio Ultracorto.

20

2.4.1. POZOS HORIZONTALES DE RADIO LARGO.


horizontales: “El método de radio largo ofrece usos limitados para su desarrollo. A

pesar de que numerosos agujeros de radio largo han sido perforados con el propósito de

investigar y determinar la extensión del yacimiento, esta técnica es más empleada

cuando se requiere alcanzar objetivos alejados de la localización superficial, tales como

plataformas de perforación costa afuera, localizaciones remotas y/o abruptas, así como

inaccesibles o yacimientos ubicados bajo ciudades, siendo el método de radio largo

mas flexible que los otros métodos.

FIGURA Nº 4: POZOS HORIZONTALES DE RADIO LARGO

FUENTE: HALLIBURTON


En esta técnica el punto de desviación (KOP) se encuentra cerca de la superficie para

permitir que el objetivo sea alcanzado a la profundidad correcta y como la longitud de la

21

sección de construcción es grande, se incrementa la longitud de las formaciones

encontradas, por lo que se requieren varios tamaños de agujeros.

Además como la separación de KOP al objetivo es grande, se puede reducir la longitud

de sección horizontal a perforarse debido al peso, torque y arrastre de la tubería. Aunque

con estos métodos se obtienen mayores longitudes horizontales.

Con este método se pueden aplicar todas las técnicas de producción artificial.

Una de las grandes desventajas de este sistema, es que debido a la gran longitud de la

sección de construcción se tiene que atravesar gran cantidad de formaciones sin

aislarlas, pudiendo ocasionar problemas en formaciones inestables o problemáticas”(10-

12).

El control direccional es pobre en cuanto tiene que ver con la navegación, por lo cual

los resultados son rústicos, debido a esto se hace difícil el manejo de la tubería de

perforación (drill pipe) y con frecuencia esta dificultad incrementa el tiempo de

perforación.

Este problema se encuentra solucionado en la actualidad gracias a las nuevas

herramientas de perforación horizontal. Este desarrollo ha tenido dos principales

avances: (PowerDrive y PeriScope 15)

Por lo tanto tendrá una inclinación de 2 a 6 º por cada 100 pies y el alcance de radio del

pozo será de 1000 a 3000 pies y tendrá una extensión de penetración en la formación

22

recomendada de 2000 a 5000 pies hasta llegar al objetivo ubicado en el interior del

reservorio.

APLICACIONES

• Locaciones inaccesibles

VENTAJAS:

• Bajas doglegs

• Sección lateral larga

• Altos puntos de partida desde la superficie

• Permite un mejor comportamiento de la perforación rotaria.

• Pocas restricciones en tamaños de huecos y equipos.

• Puede perforarse con motor de fondo

DESVENTAJAS:

• Existen mayores problemas en grandes longitudes de hueco abierto.

• Posible incremento del costo.

• Mayor requerimiento de casing.

23

2.4.2. POZOS HORIZONTALES DE RADIO MEDIO

FIGURA Nº 5: POZOS HORIZONTALES DE RADIO MEDIO

FUENTE: HALLIBURTON


Un pozo de radio medio horizontal, a menudo exige el mismo tamaño de equipo, del

agujero y de la sarta de perforación, que lo exigiría un pozo vertical perforado a una

misma profundidad verdadera vertical.


horizontales: “Los sistemas de radio medio pueden ser más económicos cuando se

emplean en yacimientos fracturados, en problemas de conificación de agua y gas, en

formaciones fracturadas de baja permeabilidad, en yacimientos con poca energía y en

formaciones de poco espesor. La profundidad vertical que se necesita para alcanzar el

yacimiento en los pozos de radio medio se reduce y esto es una de las más fuertes

ventajas de este método.

24

El perfil de un pozo de radio medio indica que se requiere menos longitud a perforar y

mucho menos desplazamiento horizontal para alcanzar el objetivo horizontal, además de

tener menos agujero descubierto en comparación con los pozos de radio largo.

Con un pozo de radio medio, muchas zonas problemáticas pueden ser perforadas en la

sección vertical y ser revestidas antes de perforar la zona critica de curvatura y empezar

la horizontal. La longitud mas corta del agujero curvo puede salvar tiempo y problemas

potenciales”(13-14).

El radio medio del pozo puede cambiar desde la vertical hacia la horizontal con una

inclinación que va de 6-20° grados por cada 100 pies , el mismo que define un radio de

curvatura de 290 a 950 pies y una penetración en la formación recomendada de 1500 a

2000 pies hasta llegar al objetivo dentro del reservorio.

APLICACIONES

• Yacimientos fracturados, yacimientos marinos, problemas de conificación de

agua y gas, reentradas en yacimientos estrechos.

VENTAJAS

• Al desviar un pozo ya existente se reducen los costos con respecto a uno

nuevo.

25

• En objetivos de poco espesor donde es critico el control de la desviación, se

tiene un conocimiento exacto de la zona de interés, disminuyendo los riesgos

geológicos en los pozos desviados.

• Las mediciones para determinar la trayectoria del pozo se pueden llevar a cabo

con las mismas técnicas que para radio largo, así mismo, como se dispone de

herramienta para una gran variedad de tamaños de agujeros, se pueden llevar a

cabo la mayoría de los sistemas de producción artificial.

• Pocas longitudes de hueco abierto en comparación con el radio largo.

• Generalizando la perforación de pozos de radio medio ofrece numerosas

ventajas sobre la perforación de radios largos por costos adicionales mínimos.

DESVENTAJAS

• Los esfuerzos en el cuerpo del tubo y la fuerza lateral de la broca, causada por

la gran curvatura en agujeros de radio medio, puede causar grandes diámetros

y posibles desviaciones de la broca.

• Al diseñar ensamblajes de fondo para pozos de radio medio se debe poner

énfasis para alcanzar uniformes y predecibles índices de construcción.

Desgraciadamente, la incertidumbre y la variación en el funcionamiento de la

mayoría de los motores para construir los ángulos excedentes la tolerancia

26

permitida del objetivo horizontal. Por esto, es necesario diseñar intervalos de

ajuste en la curva para comenzar las incertidumbres.

2.4.3. POZOS HORIZONTALES DE RADIO CORTO.

FIGURA Nº 6: POZOS HORIZONTALES DE RADIO CORTO

FUENTE: HALLIBURTON



horizontales: “Esta técnica es empleada en muchos yacimientos de tamaño limitado, ya

que el pozo puede ser cambiado a horizontal y terminado con menos desplazamiento del

requerido por un pozo de radio largo.

El poco desplazamiento y la limitada profundidad requerida para pozos de radio corto lo

hacen mas apropiado en formaciones con cimas problemáticas causadas por la litología

o yacimiento. Así, en un pozo de radio corto, la zona de problemas puede ser entubada

antes de que el agujero crítico se inicie a perforar.

27

En yacimientos de gas, el acercamiento del radio corto reduce el riesgo de proyectar el

casquete de fondo, ya que se puede perforar verticalmente a través del casquete de gas y

cementar una tubería de revestimiento antes de perforar la zona del objetivo”(17-18).

En los pozos de radio corto la inclinación hacia la horizontal se la realiza muy

rápidamente de 1.5 a 3° grados por cada pie, el mismo que define un radio de curvatura

para alcanzar los 90° grados en 20 a 40 pies y una penetración en la formación

aproximada de 300 a 400 pies hasta llegar al objetivo dentro del reservorio.

APLICACIONES

• Pozos multilaterales, pozos cerrados.

VENTAJAS

• Curva corta

• Yacimientos poco profundos

• Con esta técnica se puede perforar varias secciones horizontales desde un

mismo pozo.

• Esta técnica es empleada en yacimientos con presiones tan bajas como 18 psi,

las cuales pueden llevar los fluidos producidos arriba del KOP en agujeros de

radio corto.

28

DESVENTAJAS

• Múltiples viajes con poco control de azimut.

• Las herramientas son menos vigorosas que las de otros sistemas, y no están

completamente estandarizadas por el API. El manejo de estas herramientas

pueden ser lentas y difíciles con equipos de perforación, marcando su propia

planeación y cuidado en su manejo.

• La curva y la parte horizontal del pozo será perforado con herramientas

especiales sujetas a la Tubería de perforación (drill-pipe), la broca será

impulsada a través del radio por dos posibles métodos:

1. Por la rotación completa de toda la sarta de perforación desde la superficie.

2. O por el desarrollo de los motores articulados de fondo, accionados por la fuerza

motriz del lodo y el manejo de herramientas.

2.4.4. POZOS HORIZONTALES DE RADIO ULTRA CORTO.

La más reciente tecnología de perforación horizontal, es el sistema de generación de radio

ultra corto. El método utilizado es proyectar agua por los jets de la broca de perforación

a lo largo de la sección horizontal de la cavidad a ser drenada o creando radios con giros

de 1 a 2 ° grados aproximadamente.

29


horizontales: “Si la técnica de radio ultracorto se lleva a cabo en agujeros entubados, el

pozo debe ser seccionado, mientras que en agujeros abiertos se requiere hacer una

preparación mínima.

La sección horizontal es perforada con fluidos a presión (10000 psi) empleando un

equipo especial de boquillas que se lleva en un viaje.

Este sistema es mas empleado para formaciones suaves con fácil penetración, tales

como arenas y puede ser factible para proyectos de soluciones minerales y limpieza de

acuíferos y la estabilidad e integridad del agujero son las principales preocupaciones. El

tamaño del agujero, varia de 2 a 6 pulgadas, y es función de la formación, de las cabezas

de inyección empleadas y del fluido bombeado, mientras que la longitud horizontal se

limita a unas decenas de metros”(21).

APLICACIONES

• Formaciones suaves

VENTAJAS

• Podemos realizar múltiples cavidades de drenaje en la zona a ser producida.

30

DESVENTAJAS

• Perdida del control direccional cuando se acerca a los 45 pies de penetración

donde la perforación esta más allá de la influencia de la curva guía.

• El efecto hidráulico puede ser perjudicial en formaciones sensitivas al agua o

en reservorios que poseen fracturas naturales con bloques de agua.

FIGURA Nº 7: ILUSTARCIÓN DE LOS MÉTODOS DE CURVATURA

FUENTE: HALLIBURTON


31

TABLA Nº 1: COMPARACIONES DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS

DIFERENTES MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL.

RADIO LARGO RADIO MEDIO RADIO CORTO

RATA DE

CONSTRUCCIÓN

2 A 6 Grados Por

Cada 100 Pies

6 A 20 Grados Por

Cada 100 Pies

1.5 A 3 Grados Por

Cada Pie

RADIO DE

CURVATURA

Varia De 1000 A

3000 Pies

Varia De 290 A 950

Pies

Varia De 20 A 40

Pies

TAMAÑO DEL

HOYO

Sin Limitaciones 4 ¾ Pulgadas

6 1/8 Pulgadas

8 1/2 Pulgadas

9 7/8 Pulgadas

4 ¾ Pulgadas

6 1/2 Pulgadas

TÉCNICAS DE

PERFORACIÓN A

UTILIZARSE

Perforación Rotaria

O Motores De

Fondo, Para La

Curva Y Sección

Horizontal

Perforación Rotaria O

Motores De Fondo,

Para La Curva Y

Sección Horizontal

Herramientas

Especiales De

Deflexión O

Motores Articulados

Para La Sección

Angular.

TIPO DE

TUBERÍA

Convencional Dril Pipe Y Heavy

Weigth Para Una

Desviación De 15

Grados Por Cada 100

Pies.

Tuberías Especiales

32

BROCA DE

PERFORACIÓN

Sin Restricciones

Depende Del Tipo

De Litología Que

Atraviese

Sin Restricciones

Depende Del Tipo De

Litología Que

Atraviese

Sin Restricciones

Depende Del Tipo

De Litología Que

Atraviese

FLUIDO DE

PERFORACIÓN

Sin Restricción Sin Restricción Sin Restricción

TIPOS DE

SURVEY

Sin Restricción Limitado Para El Uso

De Mwd En Hoyos

De Tamaño Pequeño

Como 6 1/8”

Registros Especiales

FUENTE: HALLIBURTON


2.5. APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES DENTRO DE LA

INDUSTRIA

En esta fase de desarrollo cada una de las distancias tecnológicas usadas ha prestado su

mejor servicio para la aplicación del recobro del petróleo y gas.

Alrededor del mundo los reservorios de los campos examinados y perforados por la

tecnología horizontal, se encuentran descritos y señalados en la siguiente tabla.

33

TABLA Nº 2: APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES DENTRO

DE LA INDUSTRIA

APLICACIONES RADIO

ULTRA

CORTO

RADIO

CORTO

RADIO

MEDIO

RADIO

LARGO

DESARROLLO DE

CAMPOS DE GAS:

Fracturas Naturales

Baja Permeabilidad.

Baja Cantidad de Energía

Extensiones a Alcanzarse

Formaciones Delgadas

Múltiples Estratos (areniscas)

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

DESARROLLO DE

CAMPOS PETRÓLEO

Fracturas Naturales

Conificación de Agua

Baja Permeabilidad.

Conificaciön de Gas

Poca Energía en el Reservorio

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

34

Formaciones Irregulares

Extensiones a Alcanzarse

Formaciones Delgadas

X X

X

X

X

FUENTE: JOSÉ ERAS VIVANCO


2.6. RESERVORIOS CANDIDATOS PARA UNA PERFORACIÓN

HORIZONTAL


óptima horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18: “En la perforación

horizontal existen ciertas situaciones que requieren el uso de la tecnología de

perforación de avanzada como son los reservorios que a continuación detallamos.

• Reservorios estrechos con una baja permeabilidad < 1 MD

• Reservorios con fracturas naturales.

• Reservorios que contienen crudo pesado.

• Reservorios económicamente inaccesibles.

• Reservorios que contengan contacto agua- petróleo (CAP) y posibles

problemas potenciales de conificación de agua.

35

• Reservorios delgados con una potencia menor a 50 pies”(2).

2.6.1. ASPECTOS IMPORTANTES PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL


horizontales: “Uno de los más importantes aspectos de la perforación horizontal es la

selección del pozo candidato, no existen reglas rígidas para la selección del yacimiento.

Una de las primeras consideraciones que se toma en cuenta es la parte económica y

costos del proyecto. Los pozos horizontales son más caros en una relación de 2 a 3

veces más que un pozo vertical.

Para perforar un pozo horizontal para explotar un yacimiento usualmente se requiere

recoger información acerca del yacimiento y de las condiciones existentes en el área.

Por esta razón los parámetros que deben ser considerados incluyen:

• Profundidad del objetivo.

• Espesor o potencia de la zona productiva.

• Mecanismo de producción del yacimiento.

• Porosidad.

• Permeabilidad absoluta.

• Presión de formación.

• Características de la roca reservorio.

36

• Saturación de fluidos.

• Gravedad especifica del gas y del petróleo.

• Temperatura del yacimiento.

• Restricciones verticales dentro del yacimiento.

• Historia de producción.

• Hidrocarburos originales en sitio.

• Hidrocarburos remanentes.

• Diámetro del pozo.

• Tipo de levantamiento artificial”(22-23).

2.7. MÉTODOLOGÍA PRÁCTICA DE DISEÑO DE BHAs DE

PERFORACIÓN

La metodología propuesta en esta guía se conforma básicamente de los siguientes

puntos:

• Recopilación de información.

• Calculo del diámetro y longitud de lastrabarrenas (drill collar)

• Calculo de la longitud de tubería pesada (heavy weight).

• Diseño de la tubería de trabajo.(drill pipe)

• Criterios de estabilización de la sarta de perforación.

37

2.7.1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

La información necesaria para el proceso de diseño y selección de la sarta se puede

resumir en los siguientes puntos:

• Profundidad total.

• Trayectoria y ángulo máximo.

• Peso sobre barrena requerido.

• Densidades de lodo.

• Factores de diseño para el peso sobre barrena.

• Factor de diseño a la tensión.

• Máximo margen de jalón

• Inventario de tubulares y herramientas

• Tabla de especificaciones de tuberías.

Como se indica más adelante, algunos cálculos del diseño de sartas se basan en

experiencias y condiciones esperadas durante la perforación.

Por lo tanto, es necesario estudiar los pozos de correlación para determinar variables

como: posibles arrastres, posibles pegaduras por presión diferencial e hidráulica.

38

2.7.2. DETERMINAR EL DIÁMETRO DE LOS LASTRABARRENAS (DRILL

COLLAR).

PETROPRODUCCIÓN indica en su manual: Guía para diseño de sartas de

perforación: “Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial sean

mínimas, la experiencia establece que el diámetro de los lastrabarrenas debe se el

máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena.

Esto permitirá un mejor control direccional, menor longitud del ensamble de fondo,

menor probabilidad de pegaduras por presión diferencial y menor margen de

movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las conexiones). La siguiente

ecuación práctica proporciona una idea del diámetro mínimo de lastrabarrenas dMLB

(plg) requerido” (3)

FORMULA Nº 1: DIAMETRO MÌNIMO DE DRILL COLLAR

dMLB =2*d eCTR-db

FUENTE: PETROPRODUCCIÒN


Donde d eCTR es el diámetro exterior del cople de la Tubería de revestimiento (TR) (plg)

y db es el diámetro de la barrena en pulgadas.

39

2.7.2.1. CALCULAR LA LONGITUD DE LOS LASTRABARRENAS

Cuando el peso sobre la barrena es proporcionado únicamente por los lastrabarrenas, la

longitud mínima de lastrabarrenas se calcula de la siguiente manera:

FORMULA Nº 2: FACTOR DE FLOTACIÒN

856,71 lodo

FPF −=



Calcular la longitud mínima de lastrabarrenas (LLB) (m) con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 3: LONGITUD MÌNIMA DE DRILL COLLAR

θCosFPFPL

fLB

dSBLB **

**4,671=



Donde Plodo es la densidad del lodo (gr/cm³), PSB es el máximo peso requerido por la

barrena en toneladas, Fd es un factor de diseño para asegurar que el punto neutro se

ubique por debajo de la cima de los lastrabarrenas. Este factor de diseño varía entre 1.1

y 1.2, siendo 1.15 el valor más común. PLB es el peso de los lastrabarrenas en el aire

(lbs/pie) y Ø es ángulo del pozo con respecto a la vertical en grados.

40

Cuando el peso de la barrena es proporcionado por los lastrabarrenas y por la tubería

pesada, el número de lastrabarrenas debe ser el mínimo necesario para controlar la

desviación del pozo.

2.7.2.2. DETERMINAR EL CAMBIO DE DIÁMETRO ADECUADO

ENTRE SECCIONES DE LA SARTA.

En la práctica, para seleccionar los diámetros de tuberías pesada y de trabajo que

minimicen los esfuerzos de transición por cambio de diámetro, se calcula la relación de

rigidez RR (adimensional) entre la sección inferior y superior, dada por la siguiente

ecuación.

FORMULA Nº 4: RELACIÒN DE RIGIDEZ

eriorcióne

ie

eriorcióne

ie

R

ddd

ddd

R

supsec

44infsec

44

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −

=



De acuerdo con la experiencia, para perforación somera o con baja probabilidad de

falla, RR debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforación en condiciones más

severas o con mayor probabilidad de falla RR debe mantenerse menor de 3.5.

41

2.7.3. CALCULAR LA LONGITUD DE LA TUBERÍA PESADA.

Cuando la tubería pesada se utiliza únicamente para reducir los niveles de esfuerzo en la

zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo el número de tramos de

tubería pesada se selecciona de acuerdo con las condiciones de trabajo y la experiencia

por la API es usar de nueve a diez tramos de tubería pesada.

Por otro lado, cuando la tubería pesada se utiliza para reducir los niveles de esfuerzo en

la zona de transición, entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo, y barrena, la

mínima longitud pesada LTP (m) se calcula con la siguiente ecuación…

FORMULA Nº 5: RELACIÒN DE RIGIDEZ

TP

LBLB

fTP

dSBTP P

LPCosFP

FPL ***

**4,671−=

θ



Donde P TP es el peso de la tubería pesada en el aire (lbs/pie).

2.7.4. DISEÑO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO

Después de calcular el diámetro y número de tramos de lastrabarrenas y de tubería

pesada, se procede a diseñar la tubería pesada, en el cual se revisa las condiciones más

críticas a las que será sometida la tubería y se comparan con su resistencia especificada

en tablas.

42

2.7.4.1. CALCULAR LA MÁXIMA TENSIÓN PERMISIBLE Y LA

TENSIÓN DE TRABAJO PARA CADA SECCIÓN DE TUBERÍA.

Para diseñar la tubería de trabajo bajo el criterio de la tensión, es necesario considerar

los siguientes factores como se observa en la figura: a) resistencia a la tensión de la

tubería RT proporcionada en tablas por el fabricante; b) factor de diseño a la tensión Fdr,

el cual se establece de acuerdo con la máxima tensión permisible MTP a la que estará

expuesta la tubería; c) tensión de trabajo TT, a la que estará expuesta la tubería durante

operaciones normales, y d) margen de jalón MJ o tensión máxima a la que podrá

someterse la tubería, sin rebasar la máxima tensión permisible establecida por la

resistencia a la tensión de la tubería y el factor de diseño.

• La máxima tensión permisible MTP (toneladas) se calcula con la siguiente

ecuación:

FORMULA Nº 6: MÀXIMA TENSIÒN PERMISIBLE

dT

TTP F

RM410*59,4 −

=



Donde Rr está en libras, como normalmente se reporta en tablas, y Fdr es adimensional.

Los valores típicos del factor de diseño a la tensión Fdr varían en el rango de 1.0 a 1.15.

El valor de este factor se define considerando la severidad de las condiciones de

43

perforación de pozos de correlación y las condiciones o clasificación de la tubería en

función de su desgaste.

Establecer el margen de jalón (MJ) (toneladas). Las prácticas operativas establecen que

para seleccionar el margen de jalón es necesario considerar principalmente las

siguientes variables:1) posibilidades de atropamiento, 2) posibles arrastres durante la

perforación, y 3) efecto de cuñas. La primera variable se establece de acuerdo con la

experiencia y las condiciones de perforación esperadas.

El arrastre se puede obtener de pozos de correlación o estimar con la siguiente ecuación

empírica.

FORMULA Nº 7: MÀXIMA TENSIÒN PERMISIBLE

A sección = 4.17x 10-4 FF Psección Lsección sen Ө



Donde A sección (toneladas) es el arrastre por sección, P sección (lbs/pie) es el peso en

el aire del tubular de la sección.

Para estimar el arrastre total de la sarta de perforación, se calculan los arrastres de las

secciones comprendidas entre la barrena y el punto de desviación (KOP), usando la

ecuación (7), y se suman los mismos.

44

FIGURA Nº 8: TENSIÓN DE LA TUBERÍA

FUENTE: PERTROPRODUCCIÓN


Adicionalmente, el efecto de cuñas resulta ser también un buen indicador para

establecer el margen de jalón.

El esfuerzo de tensión Eг que se causa al aplicar las cuñas, resulta en un esfuerzo

comprensivo Ec alrededor del área del tubo donde trabajan las cuñas. Este esfuerzo

comprensivo reduce la resistencia a la tensión de la tubería.

La relación del esfuerzo de tensión sobre el esfuerzo comprensivo (Eг/Ec), conocida

como constante de efecto de cuñas.

45

La tabla Nº 3 muestra los valores de esta constante para las tuberías más usadas en

perforación, considerando longitudes de cuñas de 12 y 16 pulgadas.

Por lo tanto, el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre calculado y satisfacer

la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 8: MARGEN DE JALÓN PERMISIBLE

( )[ ]1/ −> CTTPj EEMM



Satisfaciendo la ecuación 8, se garantiza que la tensión de trabajo afectada por las cuñas

siempre sea menor a la máxima tensión permisible, es decir:

FORMULA Nº 9: TENSIÓN DE LA TUBERÍA

TT (ET/Ec) < M TP



46

TABLA Nº 3: CONSTANTE DE EFECTO DE CUÑAS

FUENTE: PETROPRODUCCIÓN


En la práctica, los valores típicos del margen de jalón varían de 25 a 70 toneladas.

• Determinar la tensión de trabajo TT (toneladas) de cada una de las secciones de

tubería de trabajo.

Constante de efecto de cuñas (ET/EC)

Diámetro Longitud de las cuñas

(pulgadas) 12 (pulgadas) 18 (pulgadas)

2-3/8 1 .25 1.18

2-7/8 1.31 1.22

3-1/2 1.39 1.20

4 1.45 1.32

4-1/2 1.52 1.37

5 1.59 1.42

5-1/2 1.66 1.47

47

La tensión de trabajo a la cual estará expuesta la tubería en condiciones

normales es igual a la máxima tensión permisible menos el margen de jalón, y se

calcula de la siguiente manera:

FIGURA Nº 10: TENSIÓN DE LA TUBERÍA

TT = MTP – MJ



2.7.4.2. CALCULAR LA MÁXIMA LONGITUD DE LAS SECCIONES DE

TUBERÍA DE TRABAJO (GRADO Y PESO).

El principio para calcular las longitudes, grados y pesos de las secciones de tubería de

trabajo es mantener durante todo el proceso de perforación, y a lo largo de toda la sarta

de trabajo, la tensión de la misma menor o igual a la máxima tensión permisible.

Bajo este principio, y de acuerdo con el arreglo de la sarta de trabajo seleccionado, la

tubería de menor resistencia se coloca inmediatamente arriba de los lastrabarrenas o

tubería pesada. La máxima longitud de esta sección de tubería de trabajo está limitada

por la tensión de trabajo Tг determinada previamente, y se calcula con la siguiente

ecuación:

48

FORMULA Nº 11: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO

( )

)1(3

3

1049,1

1049,1

SECTT

LPTPLBLBT

T

TT Px

LPLPxFT

L −

− +−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=



Si la longitud de la primera sección no es suficiente para la profundidad total del pozo,

la longitud máxima de la segunda sección se calcula con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 12: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO SECCIÒN 1

FSECTT

SECTSECTSECTT FPx

TTL

)2(3

)1()2()2( 1049,1 −

−=



Si, adicionalmente, es necesaria una tercera sección de trabajo, la longitud de ésta se

calcula con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 13: LONGITUD DE TUBERÌA DE TRABAJO SECCIÒN 2

FSECTT

SECTSECTSECTT FPx

TTL

)3(3

)2()3()3( 1049,1 −

−=



49

Donde PTT(SEC1), PTT(SEC2) y PTT(SEC3) es el peso de la tubería de trabajo en

lbs/pie de las secciones uno, dos y tres, respectivamente.

2.7.4.3. DETERMINAR LA CAPACIDAD DE PRESIÓN INTERNA Y

COLAPSO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO.

La premisa en este punto es comparar las condiciones más críticas a las que se someterá

la tubería (adicionando un factor de seguridad) contra su resistencia.

Cabe mencionar que la falla de la tubería de perforación, ya sea por presión interna o de

colapso, es una situación que difícilmente se da. Sin embargo, es necesario considerarla

en el diseño de la sarta, por situaciones críticas que pudieran presentarse.

Presión interna. La sarta de perforación esta sujeta a una presión interna de cedencia

cuando la presión interna ejercida es mayor que la presión externa. Esta diferencial de

presión se puede presentar, por ejemplo, cuando se inducen presiones en la superficie

para algún control de brote en el pozo o alguna operación de cementación forzada.

La condición que puede cumplirse para el diseño es:

FORMULA Nº 14: RESISTENCIA A LA PRESIÒN INTERNA

Rpc > P1 Fdpc



50

Donde Rpc es la resistencia a la presión interna de la tubería que se va a utilizar, P1 es la

máxima presión interna de trabajo esperada, y F dpl es el factor de diseño a la presión

interna (adimensional).

Presión de colapso. Fallas por presión de colapso pueden presentarse cuando se

realizan pruebas de formación durante la perforación usando la sarta de perforación

(prueba DST, drill ítem test), o cuando se genera poca presión por el interior de la

tubería, como en el caso de operaciones de perforación con aire, espuma o niebla.

En este caso, la condición que debe cumplirse para el diseño por presión de colapso es:

FORMULA Nº 15: RESISTENCIA A LA PRESIÒN INTERNA

R pc > P cF dpc



Donde Rpc es la resistencia a al presión de colapso de la tubería que se va a utilizar, Pc

es la máxima presión de colapso de trabajo esperada, y F dpC es el factor de colapso

(adimensional).

Los valores de resistencia al colapso y a la presión interna de las tuberías de perforación

se encuentran en Tablas del API, así como en catálogos de fabricantes.

51

Los factores de diseño a al presión interna F dpl y colapso F dpC oscilan entre 1.1

y 1.15.

Sin embargo 1.3 es el valor más utilizado para ambos.

2.7.5. CRITERIOS DE ESTABILIZACIÓN DE LA SARTA DE

PERFORACIÓN.

Como se ilustra en la figura 9, los ensambles de fondo de las sartas de perforación

originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación

(peso sobre barrena) y a las características de la formación.

Durante la perforación estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para

mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la

inclinación del, pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al

hacer contacto con las paredes del agujero o TR.

Por lo tanto, la manipulación de la posición y el número de estabilizadores (puntos de

tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo

Los algoritmos que permiten calcular las longitudes de la barrena al punto de la

tangencia (Figura 9) y las fuerzas laterales que éstos originan en la barrena, son

complejos.

52

Sin embargo, los principios que gobiernan el comportamiento de un ensamble de

fondo liso (sin estabilizadores) proporcionan las bases para determinar la posición y

número de estabilizadores.

FIGURA Nº 9: CRITERIOS DE ESTABILIZACIÓN DE LA SARTA DE

PERFORACIÓN.



En esta guía práctica de diseño se presentan estos principios básicos y se resumen los

resultados de algoritmos, complementados con la experiencia, han generado reglas

prácticas para estabilizar la sarta de perforación, de acuerdo con el ángulo de inclinación

requerido.

53

2.7.5.1. PRINCIPIOS DE ESTABILIZACIÓN DE APAREJOS DE FONDO.

Como se ilustra en las figuras 9 (b) y 10, cuando se aplica peso sobre la barrena PSB se

originan dos fuerzas en la misma barrena: una fuerza negativa o de péndulo, causada

por la gravedad, y una fuerza positiva o de pandeo, causada por el peso sobre la barrena,

y la consecuente deflexión de los lastrabarrenas. La resultante de estas fuerzas laterales

depende de la longitud del punto de tangencia LT (distancia de la barrena al primer

punto donde el ensamble de fondo, hace contacto con las paredes del agujero o TR).

La tendencia de la barrena a incrementar el ángulo del pozo depende de la fuerza de

pandeo, mientras que la tendencia a reducir el ángulo depende de la fuerza de péndulo.

Por otro lado, la tendencia a mantener el ángulo ocurre cuando ambas fuerzas se

neutralizan. Finalmente, si se tiene un buen control de la longitud del punto de

tangencia con la posición adecuada de los estabilizadores en el ensamble de fondo, se

tendrá también un buen control del ángulo del pozo. La fuerza resultante en la barrena

FB (toneladas), causada por las fuerzas de pandeo y péndulo, cuando se aplica peso

sobre barrena, se puede determinar con la siguiente ecuación.

FORMULA Nº 16: FUERZA RESULTANTE EN LA BARRENA

T

TFLBSBTFLBB L

LFPPsenLFPF l)cos10*45.7(0254.010*45.74

4 θθ−

− −+−=



54

Donde L г (m) es la longitud de la barrena al primer punto de tangencia (Figura 11) y e

(pulgadas) es el claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena, calculado

como sigue:

FORMULA Nº 17: CLARO ENTRE EL AJUGERO Y EL DIAMETRO

EXTERIOR DEL DRIL COLLAR

l = 0.5 (db –deLB)



FIGURA Nº 10: PRINCIPIOS DE ESTABILIZACIÓN DE APAREJOS DE

FONDO



55

PETROPRODUCCIÓN indica en su manual: Guía para diseño de sartas de

perforación: “La ecuación 16 tiene dos incógnitas: la fuerza de la barrena FB al primer

punto de tangencia LT. Para calcular estas dos variables, se recomienda el siguiente

procedimiento, el cual se ilustra en la figura Nº 11.

FIGURA Nº 11: PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR FB Y LT



56

1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT (m), para el

peso sobre barrena PSB requerido (toneladas). De acuerdo con la experiencia, se

sugiere un valor inicial de 10m.

2. Determinar, en tablas, el peso en el aire de los lastrabarrenas PLB (lbs/pie).

3. Calcular el factor de flotación FF, usando la ecuación 2.

4. Calcular la carga comprensiva de los lastra barrenas CCLB (toneladas) con la

siguiente ecuación:

FORMULA Nº 18: CARGA COMPRESIVA DE DRILL COLLAR

( )θSenLFPxPC TFLBSBCLB41045,7 −−=



5. Determinar la rigidez de los lastra barrenas RLB (lbs- pg²) con la siguiente

ecuación:

FORMULA Nº 19: CLARO ENTRE

( )44610424,1 diLBLBdxRLB −= l



6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 20: VARIABLE u

5,0

924 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

LB

CLB

RC

LTµ



57

7. Calcular la función trascendental x (adimensional) con la siguiente expresión:

FORMULA Nº 21: FUNCIÒN TRACEDENTAL X

3

)(tan3µ

µµ −=X



8. Calcular el claro entre el agujero y el diámetro exterior de los lastrabarrenas l

(pulgadas) con la ecuación 17.

FORMULA Nº 22: CLARO ENTRE EL AGUJERO Y EL DIAMETRO

EXTERIOR DE DRILL COLLAR

)(5,0 LBddb ll −=



9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT (m).

FORMULA Nº 23: LONGITUD DE LA BARRENA AL PRIMER PUNTO DE

TANGENCIA

25,0

)(102,1

4

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=

−

xSenFPRxL

FLB

LBT θ

l



58

10. Si el valor de LT, calculado en el paso 9, es diferente del supuesto en el paso 1,

calcular un promedio de ambos valores con la siguiente ecuación:

FORMULA Nº 24: PROMEDIO DE LONGITUDES DEL PUNTO DE

TANGENCIA

2)2()1( PASOTPASOT

T

LLL

+=



11. Tomar el valor de LT, calculado en el paso 10, como el nuevo valor de

supuesto, y repetir los cálculos hasta que el valor de LT calculado en el paso 9

sea aproximadamente igual al supuesto.

12. Calcular la fuerza resultante en la barrena FB en toneladas con la ecuación 16.

Este proceso de cálculo nos permite determinar la longitud de la barrena al primer punto

de tangencia y la fuerza resultante en la barrena. Si la fuerza resultante es positiva, el

ángulo se incrementa; si es negativa, el ángulo se reduce; y si es cero, el ángulo se

mantiene. ” (10).

Como se ilustra esquemáticamente en la Figura Nº 12, una vez determinada la fuerza

resultante y la longitud del punto de tangencia, la colocación de un estabilizador a este

nivel cambiará la posición de un subsecuente punto de tangencia hacia una posición

superior, así como las respectivas fuerzas laterales que actúan en la barrena.

59

Bajo este principio, puede obtenerse el número y posición de estabilizadores para

incrementar, reducir o mantener el ángulo del pozo.

FIGURA Nº 12: COLOCACIÓN DEL ESTABILIZADOR EN EL PUNTO DE

TANGENCIA



2.8. REGLAS PRÁCTICAS PARA ESTABILIZAR LA SARTA DE

PERFORACIÓN.

Como resultado de modelos complejos (3D), que consideran fuerzas de inclinación y

direccional en la barrena, curvatura del agujero y componentes del ensamblaje de fondo,

rotación de la sarta y puntos de tangencia entre barrena y estabilizadores, a continuación

se presentan algunas reglas prácticas para determinar el número y posición de los

estabilizadores.

60

• Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación. Figura Nº 13

muestra los arreglos de ensamble de fondo comúnmente usados para incrementar

el ángulo de inclinación.

Un ensamble de fondo típico para incrementar el ángulo del pozo cuenta con un

porta barrena estabilizador o un estabilizador a 1 ó 1.5 m de la barrena.

Este estabilizador, originado por el peso sobre la barrena, se convierta en una

fuerza lateral de pandeo, la cual tiende a incrementar el ángulo.

FIGURA Nº 13: (BHAs) PARA INCREMENTAR ÁNGULO DE INCLINACIÓN



Como se ilustra en la figura 13, la mejor respuesta para incrementar el ángulo

del pozo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Esto ocurre porque la separación entre

los dos primeros estabilizadores (27m) permite la flexión de los lastrabarrenas

61

(punto de contacto o de tangencia entre estabilizadores) incrementando la fuerza

lateral de pandeo.

En agujeros con inclinaciones mayores de 8 grados el arreglo de fondo número

4 proporciona mayor fuerza de pandeo o mayor respuesta para incrementar el

ángulo que los arreglos 5 y 6. Sin embargo, para agujeros con inclinaciones

mayores de 8 grados la mayor respuesta para incrementar el ángulo se obtiene

con los arreglos 5 y 6. Estos tres arreglos de ensamble de fondo (4,5 y 6)

permiten incrementar de ángulo entre 2 y 5º/30m.

Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos de ángulo medianos (1y 3º/30m). Por

otro lado, el arreglo 1 es utilizado para generar moderados incrementos de

ángulo, de tal manera que, en ocasiones, este se puede utilizar para mantener el

ángulo del pozo.

En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para incrementar el ángulo de

inclinación, el aumento del peso sobre la barrena, dependiendo del diámetro del

lastrabarrenas, aumenta el ritmo de incremento de ángulo.

A menor diámetro de lastrabarrenas, relativo al diámetro del agujero, mayor será

este ritmo de incremento debido que hay más espacio para la flexión o pandeo

del lastrabarrenas, efecto que causa el incremento de la fuerza lateral de pandeo.

Adicionalmente, cuando la inclinación del agujero aumenta, estos arreglos

tienden a mejorar su respuesta a incrementar el ángulo del pozo, debido a que,

62

por gravedad, los lastrabarrenas tienden a pegarse a la parte baja de las paredes

del agujero. Por lo tanto, es necesaria menor flexión del lastrabarrenas para

lograr puntos de contacto y aumentar las fuerzas laterales de pandeo.

• Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación. La figura 14 muestra

los ensambles de fondo comúnmente usados para reducir el ángulo de

inclinación.

A este tipo de arreglos se les conoce como arreglos tipo péndulo, ejercida por la

gravedad, es superior a la fuerza de pandeo. Como se muestra en la figura 14,

este efecto de péndulo se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la

barrena e instalando el primer estabilizador antes del primer punto de tangencia

para evitar con esto los efectos de flexión en los lastrabarrenas que generan las

fuerzas laterales de pandeo.

FIGURA Nº 14: (BHAs) PARA TUMBAR ÁNGULO DE INCLINACIÓN



63

Como se indica en la figura 14, los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor

respuesta para reducir el ángulo de inclinación del pozo.

En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para reducir o tumbar ángulo el

ángulo de inclinación, cuando la inclinación es alta, el número de puntos de

contacto entre la barrena y el primer estabilizador se incrementa causando una

reducción en la fuerza de péndulo, y por lo tanto, una menor respuesta a reducir

el ángulo del pozo.

Luego entonces, la distancia de la barrena al primer estabilizador debe reducirse,

como se indica en los arreglos 1 al 4.

Estos arreglos tipo péndulo son raramente usados para perforación direccional.

En general, son más utilizados para controlar la desviación del pozo.

• Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación. Estos ensambles de

fondo son conocidos como sartas empacadas. La figura 15 muestra las sartas

empacadas comúnmente empleadas para mantener el ángulo de inclinación.

Como se puede observar, en estos arreglos los estabilizadores se colocan de tal

manera que las fuerzas laterales de pandeo y de péndulo se neutralicen. Este

efecto generalmente se logra colocando dos estabilizadores cerca de la barrena.

El primero inmediatamente arriba de la barrena y el segundo a una longitud

menor o igual a seis metros (6m).

64

Como se indica en la figura 15, los ensambles de fondo empacados, en realidad

tienen la función de incrementar o reducir paulatinamente el ángulo de

inclinación del pozo, evitando un cambio repentino de ángulo. Una característica

de estos ensambles de fondo es que la variación de las fuerzas laterales de

pandeo y péndulo con cambios de peso sobre barrena deben ser nulos.

Los arreglos 1 y 2, en la figura 15, tienen la característica de mantener el ángulo

de incremento. Por otro lado, los arreglos 4 y 5 tienen la tendencia a mantener la

reducción del ángulo del pozo. El arreglo número 3, para ángulos de inclinación

menores a 10 grados, mantiene el incremento de ángulo, mientras que ha

inclinaciones mayores de 10 grados mantiene la reducción de ángulo.

FIGURA Nº 15: (BHAs) PARA MANTENER ÁNGULO



65

2.9. NOMENCLATURA

CCLB = Carga comprensiva de los lastrabarrenas (ton)

dMLB = Diámetro mínimo de lastrabarrenas (pg)

deCTR = Diámetro exterior del cople de la TR en (pg)

de = Diámetro exterior de tubería (pg)

di = Diámetro interior de tubería (pg)

db = Diámetro de la barrena (in)

D = Profundidad (m)

ET = Esfuerzo de tensión (lb/pg2)

Ec = Esfuerzo comprensivo (lb/pg2)

FB = Fuerza Resultante en la barrena FB (ton)

Fd = Factor de diseño (adimensional)

Fdpl = Factor de diseño por presión interna (adimensional)

FdpC = Factor de diseño a la presión de colapso (adimensional)

FdT = Factor de diseño a la tensión (adimensional)

FF = Factor de flotación (adimensional)

LLB = Longitud mínima de lastrabarrenas (m)

LTP = Mínima longitud de tubería pesada (m)

LTT = Máxima longitud de una sección de tubería de trabajo (m)

LT = Longitud de la barrena al primer punto de tangencia (m)

ℓ = Claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena (pg)

MTP = Máxima tensión permisible (ton)

MJ = Margen de jalón (ton)

66

plp = Presión interna de diseño (lb/pg²)

pl = Presión interna (lb/pg²)

pCD = Presión de colapso de diseño (lb/pg²)

pC = Presión de colapso, (lb/pg²)

PSB = Peso requerido por la barrena (ton)

PLB = Peso de los lastrabarrenas en el aire (lb/pg²)

PTP = Peso de la tubería pesada en el aire (lb/pg²)

RR = Relación de rigidez (adimensional)

RLB = Rigidez de los lastrabarrenas (lb/pg²)

RT = Resistencia a la tensión de la tubería (ton)

TT = Determinar la tensión de trabajo

u = Variable (adimensional)

X = Función trascendental (adimensional)

Letras Griegas

P lodo = Densidad del lodo (gr/cm³)

θ = Ángulo del pozo con respecto a la vertical (grados).

67

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS PARA REALIZAR UNA PERFORACIÓN

HORIZONTAL

3.1. BARRENAS

3.1.1. INTRODUCCIÓN

Es la herramienta clave para el ingeniero de perforación: su correcta selección y las

condiciones óptimas son las dos premisas esenciales para lograr éxito en el proceso.

3.1.2. DEFINICIÓN

Barrena es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de

perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la

perforación rotatoria.

3.2. TIPOS DE BARRENAS

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas de perforación: “Los diferentes tipos

de barrenas dependen del tipo de formación que perforará la barrera. Por ejemplo, las

barrenas para formaciones blandas, que requieren poco peso, tienen los cojinetes más

pequeños, menor espesor de conos y la sección de las patas más delgadas que el de las

barrenas para formaciones duras.

68

Eso permite mas espacio para dientes largos. Las barrenas para formaciones duras, que

deben perforar bajo grandes pesos, tienen elementos de corte más robustos, cojinetes

más grandes y cuerpos más vigorosos.

Los tipos de barrenas mas utilizados para la perforación de pozos petroleros, así como el

empleo de barrenas para operaciones especiales, se clasifican genéricamente de la

siguiente manera”(5-6).

3.2.1. BARRENAS TRICÓNICAS

Partes de las barrenas tricónicas

Aplicaciones de las barrenas tricónicas

FIGURA Nº 16: BARRENAS TRICÓNICAS

FUENTE: BAKER CHISTENSEN


69

3.2.1.1. PARTES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

Estas barrenas tienen tres elementos: los cortadores (o sea los conos), los cojinetes y el

cuerpo.

FIGURA Nº 17: PARTES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

FUENTE: REEDHYCALOG A GRANT PRIDECO COMPANY


• LOS CORTADORES

GRANT PRIDECO indica en su manual: Operación de mechas PDC sección IX: “Los

elementos cortadores de las mechas tricónicas son hileras circunferenciales de dientes

que sobresalen en cada cono y que entrelazan con las hileras de dientes de los conos

adyacentes. Estos se maquinan a partir de forjas de acero o se prefabrican de material

más duro de carburo de tungsteno. Los dientes pueden ser de gran variedad de formas y

70

tamaños, según sea la aplicación a la cual se destine la barrena. Su función es la de

moler y/o excavar la roca a medida que gira la mecha.

La acción de moler se debe al alto peso que se aplica sobre la barrena y que hace

penetrar los dientes en la formación a medida que giran los conos de la mecha. Las

fuerzas predominantes hacen que los conos giren alrededor de un eje que no sea el suyo

propio, o sea alrededor del eje geométrico de rotación, ocasionalmente los conos de la

mecha resbalan o arrastran en el fondo del pozo generando así un mecanismo de corte

por arrastre, el cual se suma al efecto moler.

• LOS COJINETES

Los cojinetes le permiten a los conos girar alrededor del cuerpo de la mecha, son

sellados y lubricados para asegurar su más larga duración efectiva bajo condiciones

adversas pozo abajo.

Los elementos de los cojinetes reciben la carga uniformemente, cosa que permite usar

altas velocidades de rotación y aplicar altos pesos sobre la mecha. Dentro del cuerpo de

la mecha hay un depósito sellado de grasa, desde el cual se lubrican los cojinetes.

• EL CUERPO DE LA BARRENA

Al cuerpo de la mecha (de acero, de tres forjas separadas), se le puede poner un

revestimiento más resistente a la erosión. En el extremo de la mecha está la espiga de

71

norma API para conectarla con la sarta de perforación. el cuerpo tiene también boquillas

situadas entre cono y cono, las cuales descargan el lodo de perforación que limpia y

enfría la barrena”(1).

3.2.1.2. APLICACIONES DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

En muchos casos, las mechas tricónicas y las de PDC se pueden usar en las mismas

aplicaciones especialmente las de tamaño más grande tipo de dientes fresados, para

perforar con motor pozo abajo, así como las barrenas e insertos y de alta velocidad.

Generalmente, las barrenas de conos de rodillos perforan más lentamente que las de

PDC y duran menos. Sin embargo, su costo es más bajo que el de las de PDC.

La decisión acerca del tipo de barrena que debe usarse frecuentemente se hace a base

del análisis del costo por pie de perforación, tal como se produce para comparar una

mecha de PDC con otra.

Los factores de aplicación tendientes a favorecer el uso de barrenas de conos de rodillos

por sobre las de PDC son:

72

• Pozos exploratorios

En los que no hay suficiente información para determinar si las formaciones por

perforarse son demasiado duras para mechas de PDC. Otro factor que las hace

preferibles a las de PDC en este tipo de pozos es el tamaño de los recortes (ripio).

A veces los geólogos prefieren que no se usen mechas de PDC en formaciones

potencialmente productoras porque las partículas del ripio suelen ser mucho más

pequeñas de las que generan las de conos de rodillos.

• Situaciones de alto riesgo

En las que se corre el peligro de que se dañe la barrena (por ejemplo, cuando se perforan

a través de equipo de cementación que puede contener piezas de metal).

• Áreas de bajo costo de perforación

Donde el costo del tiempo que se ahorra perforando con barrenas más rápidas de PDC

no es suficiente para justificar su alto costo.

73

3.2.2. BARRENAS DE CORTADORES FIJOS

Introducción de las barrenas de cortadores fijos

Barrenas de diamante natural

Barrenas de diamante policristalino térmicamente estable (TSP) thermally

Stable polycristaline

Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC) = Polycristaline

Diamond Compact.

3.2.2.1. INTRODUCCIÓN DE LAS BARRENAS DE CORTADORES

FIJOS.

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de perforación: “Las

barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de las tricónicas,

carecen de partes móviles. El material usado para su construcción, además de los

diamantes, pueden variar según el tipo de las barrenas y de las características de los

fabricantes. Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo

de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos.

Estas barrenas de diamante son fabricadas con diamante natural o sintético, según el

tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad térmica del

74

diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones duras o

semiduras y en algunos tipos de barrenas, hasta formaciones suaves.

Por lo general mientras más dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el

diamante que se debe usar en la barrena.

3.2.2.2. BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL

FIGURA Nº 18: BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL

FUENTE: BAKER CHRISTENSEN


Las barrenas de diamante natural, tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de

matriz o de acero. El tipo de cortadores es de diamante natural incrustado en el cuerpo

de la barrenas, con diferentes densidades y diseños como se clasifican en el código

IADC”(8-11).

75

El uso de estas barrenas es de limitado en la actualidad salvo en casos especiales para

perforar formaciones muy duras, y cortar núcleos de formación con coronas de

diamante natural; otro uso práctico es la aplicación de barrenas desviadoras (Sidetrack),

para desviar pozos en formaciones muy duras y abrasivas ver figura Nº 19

FIGURA Nº 19: BARRENAS DE SIDETRACK



El diamante natural es una formación cristalina y pura de carbón con una estructura

cúbica de cristal. Es el material mas duro hasta ahora conocido

76

3.2.2.3. BARRENAS DE DIAMANTE TERMICAMENTE ESTABLE (TSP)

El diseño de las barrenas de diamante térmicamente estable (TSP), al igual que las de

diamante natural es de un solo cuerpo sin partes móviles. Son usadas para perforación

de rocas duras como caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras. Son un poco

más usadas para la perforación convencional que las barrenas de diamante natural.

(Figura Nº 20).

FIGURA Nº 20: BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL



El uso de las barrenas TSP también es restringido por que, al igual que las de diamante

natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica.

77

Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con la formación y,

además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación por la rotación de las

sartas, aunque en la actualidad se pueden usar con motores de fondo.

Estas barrenas también tienen aplicación para cortar núcleos y desviar pozos cuando así

lo amerite el tipo de formación.

3.2.2.4. BARRENAS DE COMPACTO DE DIAMANTE

POLICRISTALINO (PDC)

FIGURA Nº 21: BARRENAS DE COMPACTO DE DIAMANTE

POLICRISTALINO (PDC)



78

Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas

(compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a

diferencia de las barrenas de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico se realiza

con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas.

El mecanismo de corte de las barrenas PDC es por arrastre. Por su diseño hidráulico y el

de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, por los buenos

resultados en la perforación rotatoria, este tipo de barrena es la más usada en la

actualidad para la perforación de pozos petroleros.

Estas barrenas pueden ser rotadas a altas velocidades, utilizadas con turbinas o motores

de fondo, con diferentes pesos sobre barrena, tienen alta resistencia, así como fácil

manejo según las condiciones hidráulicas.

3.2.2.4.1. ELEMENTOS DE LAS BARRENAS PDC

• CONOS

GRANT PRIDECO indica en su manual: Diseño de Mechas PDC sección V: Los

conos le imparten estabilidad a la barrena cuando ésta perfora porque, generalmente, las

fuerzas generadas por los compactos de diamantes policristalinos (PDC) la hacen girar

79

alrededor de su eje central. El resultante cono central de roca contribuye aún más al

efecto estabilizador, ya que evita que la barrena se desvíe del eje central.

Los conos tienen menos concentración de cortadores de PDC que el resto de la cara de

la mecha, ya que el cono de roca no queda confinado y es más fácil de remover. Hacia

el centro, además, se remueve menos roca por cada revolución de la mecha” (1-2).

• TROMPA

La nariz de la barrena es la porción de la cara más distante de la espiga. Es, pues, la

primera parte de la barrena que encuentra los cambios de las formaciones cuando se

perforan pozos verticales o casi verticales. Por eso, lo deseable es que la trompa tenga

muchos cortadores, a fin de evitar las sobrecargas en las zonas de transición de

formaciones blandas a más duras.

• FLANCO

El flanco de la barrena es la sección situada entre la nariz y el calibre. Proporciona

cierto grado de estabilidad y su longitud suele depender de la concentración necesaria

de cortadores. Las barrenas diseñadas para aplicaciones difíciles que requieren gran

número de cortadores, generalmente tienen flancos más largos que las destinadas a

perforar formaciones blandas.

80

Sin embargo, una alternativa que permite aumentar el número de cortadores sin alargar

el flanco consiste en aumentar el número de aletas.

• REGION DEL DIÁMETRO EXTERIOR (ODR)

El ODR es la parte de la barrena en la que el radio del extremo del flanco conduce al

calibre (diámetro exterior máximo). Esta zona es muy importante, especialmente en

aplicaciones de alta velocidad de rotación con motor o turbina pozo abajo.

Una secuencia lógica para la selección adecuada de una barrena PDC contempla los

siguientes pasos:

• Obtener información de los pozos prospecto: identificar el objetivo del

pozo, diámetro del agujero, datos del intervalo a perforar, tipo de

formación, contacto geológico, litología, condiciones y requerimientos

especiales del pozo, determinación de restricciones e indicaciones de

la perforación.

• Seleccionar la estructura del corte, cuerpo y perfil de la barrena:

identificar el tipo, tamaño, densidad, distribución e inclinación de los

cortadores.

81

• Elaborar análisis económicos: identificar la ganancia o ahorro

esperado con el uso de este tipo de barrenas con base en el costo por

metro y la rentabilidad económica, entre otros.

• Seleccionar el diseño hidráulico: identificar la hidráulica óptima para

perforar, así como el tipo de fluido de control usado, con base en la

limpieza de los recortes y el enfriamiento de la barrena.

FIGURA Nº 22: ELEMENTOS DE LAS BARRENAS PDC

FUENTE: REEDHYCALOG A GRANT PRIDECO COMPANY


82

3.2.3. BARRENAS ESPECIALES

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “Las

barrenas de chorro desviadoras a veces se emplean en la perforación direccional de

formaciones blandas durante operaciones de desviación del agujero. La tubería de

perforación y la barrena especial son bajadas dentro del agujero; y el chorro grande es

apuntado de modo que, cuando se aplica presión a las bombas, el chorro deslava el lado

del agujero en una dirección específica.

Una barrena considerada para trabajar en condiciones especiales es la barrena para

perforar con aire. Las barrenas de chorro de aire están diseñadas para las perforaciones

con aire, gas o neblina, como medio de circulación. Estas barrenas están provistas de

conductos para circular parte del aire, gas o neblina a través de los cojinetes no sellados,

con el fin de enfriarlos y mantenerlos limpios. Los filtros de tela metálica colocados

sobre la abertura de la entrada de aire evitan que los ripios u otras materias extrañas

obstruyan los cojinetes.

Además, existen otros tipos de barrenas especiales que, como su clasificación lo indica,

se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto, no se considera su análisis

económico comparativo para su aplicación directa. Entre estas se pueden mencionar las

barrenas ampliadoras, las barrenas para cortar tuberías de revestimiento, barrenas para

perforar diámetros demasiado grandes o pequeños, con aplicación de tubería flexible,

etc”(12).

83

3.3. SELECCIÓN DE BARRENAS

3.3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS

• Rendimiento

• Direccional.

• Economía.

• Fluidos de perforación.

• Energía Hidráulica

• Pozos Profundos

• Aplicaciones con Motores

• Tipo de roca

3.3.2. SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información sobre

las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe una gran

variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades de las rocas.

Los registros necesarios son:

84

• Registro de Neutrones

• Registros de Rayos Gama

• Registro Sonico

• Registro de Densidad

3.3.3. SELECCIÓN EN FUNCIÓN DE LA FORMACIÓN QUE SE VA A

PERFORAR

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “La

primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una barrena en una aplicación

especifica a realizar la completa descripción de las formaciones que se han de perforar.

El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar algunos indicativos sobre

el tipo de barrena que se debe seleccionar en intervalos determinados.

Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar de

fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión relativamente baja, es

posible que la barrena no genere recortes fácilmente. En estas situaciones cuando se

perfora con barrenas PDC se recomienda cortadores grandes.

Las barrenas PDC se desarrollaron primordialmente par perforar formaciones

sedimentarías blandas a medianas que antes se perforaban con barrenas de dientes

fresados y con barrenas con inserto de carburo de tungsteno. En estas formaciones

85

blandas, las barrenas PDC, han logrado ritmos de penetración hasta tres veces mas altos

que con barrenas de rodillos.

La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden decreciente de

dificultad para perforarlas. Las formaciones que se consideran aptas para perforarse con

barrenas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se pueden usar para

perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporizas (tipos 9, 10 y 11). Las

formaciones de tipo 12 o de números más altos aun no se pueden perforar con barrenas

PDC.

1. Arcilla

2. Barro compacto ( mudstone)

3. Marla

4. Evaporita

5. Yeso

6. Lutita

7. Limo

8. Arenisca

9. Anhidrita

10. Caliza

11. Dolomita

12. Conglomerado

86

13. Horsteno

14. Rocas volcánicas”(36).

3.4. FACTORES QUE AFECTAN EL DESGASTE DE LAS BARRENAS

Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se pueden dividir en: geológicos,

operativos de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetros pueden obviarse; pero

el primero debe ser bien estudiado antes de definir el tipo de barrena que se va utilizar.

Esto permitirá minimizar el desgaste y determinar su rendimiento de operación sobre las

formaciones que se van a perforar.

• FACTORES GEOLOGICOS

El factor más importante para la selección y operación de una barrena es el

conocimiento de geología del sitio que se va a perforar; es decir las propiedades físicas

de la formación, entre las que se pueden mencionar:

• Abrasividad

• Resistencia a la Comprensión

• Pegajosidad

• Elasticidad

87

• FACTORES OPERATIVOS

Estos factores deben ser diseñados de acuerdo con la geología por atravesar y con la

geometría del aguajero. Pero ser modificadores en el campo en función del desempeño.

A continuación se mencionan los principales factores operativos así como las

consecuencias inherentes a una inadecuada selección.

• Peso sobre barrera (WOB)

• Velocidad de Rotación

• Limpieza en el fondo del pozo

• FACTORES POR MANEJO – TRANSPORTE

Sin importar el tipo de barrena, de conos o de diamante, debe tratarse bajo ciertos

cuidados, se debe remover de su embalaje y colocarse sobre madera o alguna alfombra

de caucho, nunca se debe rodar una barrena sobre la cubierta metálica del piso de

perforación porque en el caso de las barrenas de diamante los cortadores son muy

frágiles y pueden astillarse fácilmente.

Si la barrena se deja caer por descuido y se rompen algunos dientes o cortadores es

posible que se acorte drásticamente su duración”(38).

88

3.5. DETERMINACIÓN DEL COSTO POR PIE (ASPECTO ECONÓMICO)

GRANT PRIDECO indica en su manual: Aplicaciones de Mechas PDC sección VIII:

“Aunque representan apenas una fracción del costo total del equipo, las barrenas pueden

ser uno de los elementos más críticos para calcular el aspecto económico de la

perforación.

El método aceptado para evaluar el rendimiento económico de una barrena consiste en

calcular el costo por pie de perforación. Puesto que la barrena de PDC es mucho más

cara que la de rodillos cónicos, la de PCD debe justificar su costo más alto, ya sea

perforando más rápidamente y/o perforando más pies.

FORMULA Nº 25: COSTO POR PIE DE PERFORACIÓN

FBDTRC ++

=)(

FUENTE: HALLIBURTON


De donde:

C = Costo por pie de perforación (US $ / pie)

R= Costo de operación del equipo de perforación (UD $ /hora)

T= Tiempo de viaje de la sarta de perforación (horas)

D= Tiempo de viaje de la sarta de perforación (horas)

B= Costo de la mecha (US $)

F= No de pies perforados con la mecha”(1).

89

3.6. PROCEDIMIENTO PARA USAR BARRENAS PDC

• PREPARACIÓN DEL POZO

HALLIBURTON indica en su manual: Barrenas e Hidráulica de Perforación: “Los

preparativos para usar una mecha de PDC comienzan observando la mecha que se uso

previamente en el pozo. Si la mecha usada solo tiene unos pocos cortadores o insertos

dañados o faltantes, eso nos indica que no haya problemas, ya que lo más probable es

que se hayan lavado durante la limpieza del pozo. Si el daño es más grave, o si el

diámetro exterior (calibre) de la barrena se ha reducido notablemente, el pozo se debe

acondicionar con barrena tricónica.

• INTRODUCCIÓN DE LA SARTA

Sumo cuidado debe observarse al introducir la sarta en el pozo, desde el momento que

la barrena pasa por la mesa rotatoria hasta que llega al fondo del pozo. Las mechas de

PDC son enterizas y por eso son menos flexibles que las de conos de rodillos. En los

trechos angostos del pozo, la sarta se debe bajar lentamente para evitar que los resaltos

de la roza dañen los cortadores del calibre. Tenga cuidado, igualmente, cuando la sarta

pase a través de desviadores, preceptores de reventón, cabezales de pozo y zapatas de

tubería revestidota.

90

• EMPEZAR A PERFORAR

Para establecer el patrón de corte, la mecha nueva de PDC se debe apoyar suavemente

el fondo de pozo. Si después de unos minutos la mecha no perfora, aumenta el peso

hasta que lo haga. El mismo peso se debe mantener hasta que la mecha haya perforado

un trecho por lo menos igual a su longitud. Seguidamente puede aumentarse el peso

(hasta el valor máximo recomendado) fin de lograr el régimen deseado de penetración,

es muy importante no aumentar el peso demasiado a prisa para evitar que estos

cortadores se sobrecarguen y fallen”(1-2).

3.7. PROBLEMAS COMUNES DE LA BARRENA AL NO PERFORAR

Varias son las situaciones que requieren sacar la barrena del pozo, aunque no sea para

cambiarla inmediatamente.

• Boquillas Taponadas

GRANT PRIDECO indica en su manual: Operaciones de Mechas PDC sección IX:

“El repentino aumento de presión del tubo vertical (standpipe) y de las bombas del lodo

durante la perforación se debe ocasionalmente al bloqueo de una boquilla de la mecha.

Siempre que eso no ocasione otro problema y que la mecha siga perforando sin que

91

varíe su régimen de penetración bajo los mismos parámetros, anote el incidente pero

siga perforando.

Si más de una boquilla se tapa, el problema suele ser más serio y tal vez sea necesario

sacar la mecha para limpiar. Antes de sacar la sarta, levántela ligeramente del fondo y

siga circulando al máximo durante unos 5 minutos.

Seguidamente suba la Top Drive y luego déjela bajar rápidamente para destapar las

boquillas.

• Embolamiento de la Barrena

Las mechas se embolan generalmente cuando se perforan formaciones blandas y

pegajosas (hidratarlas) con lodo de base de agua. Algunas formaciones, tales como

ciertas lutitas, reaccionan con el agua que contienen el lodo se hinchan

considerablemente y se tornan pegajosas.

Los recortes (ripio) resultantes de la perforación de las formaciones hidratables se

adhieren a la barrena y acaban por tapar completamente todos los orificios de descarga

del fluido de perforación e incluso llegan a cubrir los cortadores PDC, inutilizando

temporalmente la mecha.

92

Este fenómeno suele caracterizarse generalmente por la disminución de la torción de

rotación, la baja del régimen de penetración y frecuentemente el aumento de presión del

tubo vertical (standpipe). A veces es posible limpiar (destapar) la mecha circulando el

lodo a regimenes altos con el fin de “sacudir” los ripios que se pegaron.

Desafortunadamente, estos incidentes tienden a repetirse. Una alternativa para mantener

limpia la barrena consiste en reducir el régimen de penetración para que la barrena

genere menos ripio (recortes) en un tiempo dado de perforación y reducir de ese modo

el riesgo de que se obstruya. Si tal alternativa reduce el promedio del régimen de

penetración a un nivel inaceptable es necesario sacar la mecha. En aplicaciones como

ésta, lo probable es que se requiera una barrena especial, específicamente diseñada para

perforar en esas condiciones.

• Perforaciones de Formaciones Duras

Cuando la mecha encuentra una formación más dura, la velocidad de rotación se debe

reducir substancialmente pero manteniendo adecuado peso sobre la mecha para que ésta

permanezca estable y evitar el “bit whirl” (efecto de remolino).

Una vez establecido el adecuado patrón de corte en el intervalo de roca dura, optimice el

peso sobre la barrena y la velocidad rotatoria para aumentar el régimen de penetración.

93

• Pérdida(s) de Boquillas(s)

La disminución de repente de la presión de bombeo, seguida por pequeña pero continua

disminución indica que la erosión ha ocasionado la pérdida de por lo menos una

boquilla.

Suponiendo que no haya problemas en las bombas y demás equipo de la superficie

relacionados con ellas, la mecha se tiene que sacar del pozo. Nunca trate de reparar una

barrena de PDC en el sitio de obra.

• Desgaste de los Cortadores

A la larga, los cortadores de PDC se desgastan. El desgaste, principalmente alrededor

del radio de las boquillas, se detecta cuando bajan el régimen de penetración y la torsión

en el fondo del pozo, a tiempo que aumenta la presión del tubo vertical (standpipe).

El aumento de presión se debe al contacto de la cara de la barrena con la formación, con

la consiguiente restricción del fluido de perforación.

94

3.8. MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM)

La perforación direccional con un motor de desplazamiento positivo se logra en dos

modos: por rotación y deslizamiento; mientras que para el sistema powerdrive se logra

con rotación.

• ROTACIÓN

En el modo de rotación, la totalidad de la sarta de perforación rota, como ocurre en la

perforación rotativa convencional y tiende a perforar hacia delante. Para iniciar un

cambio en la dirección del hoyo, la rotación es detenida en una posición tal, que la

sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria

deseada.

• DESLIZAMIENTO

Este modo, llamado de deslizamiento se refiere al hecho que la porción de la sarta de

perforación que no realiza un movimiento rotativo, se desliza por detrás del conjunto

direccional. Si bien esta tecnología a resultado en forma extraordinaria, se requiere una

extrema precisión para orientar correctamente la sección curva del motor debido a la

elasticidad torciónal de la columna de perforación, que se comporta como un espiral y

se retuerce hasta tal punto que es difícil orientarlo.

95

Las variaciones litológicas y otros parámetros también influyen en la posibilidad de

lograr la trayectoria de perforación planeada.

Quizás el mayor problema que se presenta en la perforación por deslizamiento es la

tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos.

Durante los periodos de perforación por deslizamiento la tubería de perforación se

apoya sobre el lado inferior del hoyo, lo cual produce velocidades de flujo alrededor de

la tubería despareja. Por otra parte la falta de rotación de las tuberías disminuye la

capacidad del fluido de perforación de remover los recortes, de manera que se puede

formar un colchón de recortes en el lado inferior del hoyo

La perforación en el modo de deslizamiento disminuye la potencia posible para hacer

girar a la barrena, lo cual, sumado a la fricción de deslizamiento, reduce la rata de

penetración (ROP).

Las fuerzas de fricción se acumulan hasta tal punto que el peso axial resulta insuficiente

para hacer frente al arrastre de los drill pipe contra el hoyo haciendo imposible

continuar a perforación.

Por último, la perforación por deslizamiento presenta diversas ineficiencias poco

deseables. Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación durante la

96

perforación con herramientas direccionales, es probable que se obtenga una trayectoria

más tortuosa en dirección al objetivo.

SCHLUMBERGER indica en su manual: Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa

Direccional: “Las numerosas patas de perro en el hoyo aumentan la tortuosidad del

mismo produciendo de esta manera en la etapa de producción que se acumule agua en

los puntos bajos y gas en los puntos altos(24).

FIGURA Nº 23: PROBEMA AL PERFORAR DESLIZANDO

FUENTE: HALLIBURTON


3.8.1. PRINCIPIOS GENERALES DE OPERACIÓN

La operación de los motores SPERRY DRILL normalmente son en reversa a las

aplicaciones de una bomba principal. El fluido de circulación presurizado es bombeado

entre la cavidad axial formada entre un lóbulo metálico helicoidal del rotor y un lóbulo

elastomerico helicoidal del estator.

97

La fuerza del fluido de circulación bombeado entre la cavidad formada entre el rotor y

el estator causa que rotor gire dentro del estator.

La acción del rotor y estator convierte la energía hidráulica de la circulación de fluido a

energía mecánica (rotación) la misma que es transferida a la barrena de perforación.

La modificación del número de lóbulos y la geometría en el diseño de las etapas provee

una gran variedad de motores que se acomodan a diferentes requerimientos durante las

operaciones de perforación. Los motores de SPERRY DRILL están disponibles en

varios diámetros exteriores desde 1 ¾” a 11 ¼”.

FIGURA Nº 24: NÚMERO DE LOBULOS EN EL ESTATOR Y ROTOR

FUENTE: HALLIBURTON


98

Cuando el fluido (lodo de perforación) es bombeado en el motor, el rotor es forzado a

girar, al paso del flujo del fluido. Los parámetros entre los cuales se incluye la velocidad

de flujo, las rpm de la broca y el torque, están controlados por la relación de los lóbulos

rotor/lóbulos estator.

Cuando el rotor es insertado en el estator, el flujo es creado debido a que el rotor tiene

un lóbulo menos que el estator.

El fluido es forzado a fluir a través de las cavidades helicoidales que existen entre el

rotor y el estator, lo cual genera el movimiento del rotor. La sección de transmisión

emite la velocidad y el torque producido por el rotor y estator hacia un eje, que se

encuentra conectado a la broca.

3.8.2. PARTES DE MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM).

Los principios de operación de los Motores de Fondo sean estos hidráulicos, de

desplazamiento positivo, constan de las siguientes partes básicas:

• Válvula de ingreso al Ensamble (Dump Sub)

• Sección de Poder (Power Unit Section)

• Unidad de transmisión (Unit Transmisión)

• Sección de ensamble de rulimanes (Bearing section asembly).

99

FIGURA Nº 25: PARTES DEL MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

(PDM)

FUENTE: HALLIBURTON


100

• DUMP SUB

La geometría del rotor/estator restringe el flujo de fluidos en la power unit y entre la

sarta de perforación y el anular durante las operaciones viaje. Un dump sub puede ser

incorporado arriba de la power unit en el ensamblaje del motor para permitir que la sarta

se vacié completamente durante el viaje hacia arriba del hueco o pozo. La dump sub

también permite bajas ratas de circulación si es requerido.

La dump sub contiene una válvula de fluidos (fluid port) que permite el flujo de fluidos

entre la sarta de perforación y el anular. El motor puede ser corrido con la dump sub si

en la circulación de fluido hay un alto contenido de sólidos.

La dump sub es un pistón deslizante, todas sus partes son manufacturadas de una alta

calidad para asegurar la eficiencia y la rentabilidad de la misma.

La válvula se mantiene abierta hasta la acción de la presión de la circulación del fluido;

en el pistón tienen un resorte que no se dobla fácilmente (spring stiffness) el cual causa

que el pistón se mueva, cerrando los ports del anular.

Cuando se para la circulación la fuerza del spring mueve atrás quedando este en la

posición original y abriendo los pots del anular. Los ports son filtros con huecos muy

101

finos que sirven para prevenir que la válvula se cargue de solidos en la circulación del

fluido.

Las dumps subs están disponibles en todos los tamaños, sus conexiones son

especificaciones API. Un bent sub puede ser posicionado entre el dump sub y la power

unit para incrementar el ángulo en la barrena.

FIGURA Nº 26: DUMP SUB

FUENTE: HALLIBURTON


102

• POWER UNIT

El diseño de motor tiene un par de rotor/estator que convierte la energía hidráulica de la

circulación del fluido presurizado a energía mecánica.

Una ventaja del diseño de la power unit es que se puede acomodar a varios fluidos de

circulación, incluyendo lodos de base petróleo, lodos de base agua, aire para lograr los

requerimientos durante operación de perforación.

El rotor y estator son diseñados de lóbulos. Ambos lóbulos del rotor y estator son

similares, teniendo el rotor un lóbulo menos que el estator.

La power units puede ser categorizada con respecto al número de lóbulos y eficiencia de

etapas. Los lóbulos del rotor y estator son helicoidales. La etapa del rotor es equivalente

a la distancia lineal de una hélice.

La diferencia del número de lóbulos del rotor y el número de lóbulos en el estator

resulta una excentricidad entre el eje de rotación del rotor y el eje del estator.

La acción del fluido de perforación presurizado causa que el rotor rote dentro del

estator.

103

El estator elastomerico es moldeado directamente en la camisa de la power unit. El

número de lóbulos del estator varía de 2 – 10 a través del rango del motor.

El rotor metálico es fabricado con una alta resistencia a la corrosión, este rotor puede

poseer jets nozzles para extender el rango de flujo de operación y el número de lóbulos

del motor varía de 1-9 a través del rango del motor.

Dentro de las especificaciones del rango de operación del motor, la velocidad de

rotación de la broca es directamente proporcional a la rata circulación del fluido entre el

rotor y el estator. Al superar la máxima especificación de operación del motor, ocurre

un liqueo del fluido entre el rotor y estator reduciendo la velocidad de rotación de la

broca o deteniendo totalmente su rotación.

De igual forma al exceder los valores especificados de operación del torque, el motor no

trabajara.

Debido a estas características se diseñan los motores para varios parámetros de

operación de fondo del pozo tales como: peso del fluido de perforación, viscosidad,

temperatura, contenido de sólidos, contenido de materiales de perdida de circulación y

contenido de gases para así maximizar la resistencia de los efectos de erosión, corrosión

y abrasión.

104

FIGURA Nº 27: POWER UNIT (ROTOR ESTATOR)

FUENTE: HALLIBURTON


105

• UNIDAD DE TRANSMISION (TRANSMISSION UNIT)

La energía hidráulica del fluido de circulación presurizado es convertida en energía

mecánica vía rotación del rotor. La acción del fluido de circulación también produce un

empuje hidráulico hacia abajo en el rotor.

La unidad de transmisión elimina toda la excentricidad del rotor, transmitiendo torque y

empuje hacia abajo al drive shaft. También permite la correcta relación axial del rotor al

estator para asegurar la eficiencia del rotor y estator y minimizar su desgaste.

FIGURA Nº 28: UNIDAD DE TRANSMISIÓN

FUENTE: HALLIBURTON


106

• SECCIÓN DE ENSAMBLAJE DE RULIMANES (BEARING SECTION

ASSEMBLY)

El ensamblaje de rulimanes consiste en: empuje de rulimanes (thrust bearings), ruliman

radial (radial bearings) y drive shaft.

1. EMPUJE DE RULIMANES (THRUST BEARINGS): Soporta el

empuje hacia debajo del rotor y la carga reactiva hacia arriba aplicada

por el peso sobre la barrena. En los motores de gran diámetro los

rulimanes son de gran número y de diseño encarrilado, mientras que para

los motores de diámetro menor utilizan rulemanes de carbide friction.

2. RULIMAN RADIAL (RADIAL BEARINGS): Son metálicos y no

metálicos usados para absorber la carga lateral del drive shaft.

3. DRIVE SHAFT: Transmite la carga axial y torsional a la barrena.

Diseñado para resistir fatiga, torsión y cargas axiales y provee una

conexión tipo caja para la conexión de la barrena de perforación.

107

FIGURA Nº 29: SECCIÓN DE ENSAMBLAJE DE RULIMANES

FUENTE: HALLIBURTON


3.8.3. PROCEDIMIENTO PARA AJUSTAR EL BENT HOUSING

Claramente marque las dos hendeduras del número deseado (Los números que

coinciden no es mas que el ángulo que se le da al motor para realizar una desviación

programada).

108

El ajuste del bent housing en mas fácil hacerlo sin los componentes del BHA.

FIGURA Nº 30: BENT HOUSING AJUSTABLE

FUENTE: HALLIBURTON


3.8.4. JET NOZZLING DEL ROTOR

El jet nozzling es colocado en el tope del rotor, que desvía parte de fluido para extender

la capacidad del motor.

109

La cantidad de fluido desviada es determinada por el jet nozzle, por la caída de presión

a través de la power unit y la densidad del fluido.

El tamaño del nozzle es cuidadosamente seleccionado para las aplicaciones específicas.

Cuando el lodo de perforación entra al tope del jet nozzle este puede pasar por el rotor y

estator o simplemente puede pasar del estator a través agujero del rotor.

La caída de presión a través de rotor y el estator y la caída de presión del jet nozzle de

rotor es la misma.

Esta caída de presión es igual a la presión requerida para que empiece y mantenga la

fuerza de salida a un específico nivel.

La caída de presión siempre es igual en ambas partes, si la caída de presión a través de

rotor y estator es alta entonces la caída de presión por el jet nozzle es alta y viceversa.

El jet nozzle permite incrementar el flujo total para limpiar el hueco y remover los

cortes, como también reduce la velocidad a la barrena a altas ratas de flujo.

110

FIGURA Nº 31: JET NOZZLING DEL ROTOR

FUENTE: HALLIBURTON


3.8.5. TIPOS DE MOTORES

• MOTORES DE VELOCIDAD BAJA

Los motores de velocidad baja son caracterizados por la configuración de los lóbulos

del rotor y el estator de 5:6, 6:7, 7:8, 8:9 y 9:10.

El uso de bent housing ajustable con alto torque de salida y realmente baja velocidad a

la barrena, proporciona una baja velocidad del motor ideal para aplicaciones de

111

perforación de pozos horizontales y en pozos donde las formaciones son de gran

molestia. Estos motores se utilizan en perforaciones horizontales de radio corto a

intermedio.

• MOTORES DE VELOCIDAD MEDIA

Los motores de velocidad media son caracterizados por la configuración de los lóbulos

del rotor y el estator de 3:4 y 4:5.

Estos motores permiten maximizar la vida de la barrena, se aplica para perforaciones de

alcance extendido.

• MOTORES DE VELOCIDAD ALTA

Los motores de velocidad media son caracterizados por la configuración de los lóbulos

del rotor y el estator de 1:2 y 2:3.

Las características de operación de los motores de velocidad alta se usan en aplicaciones

de corrección y sidetrack, donde el control direccional permite establecer los

requerimientos de inclinación y dirección del pozo.

112

3.8.6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MOTOR

VENTAJAS

Las ventajas del sistema convencional se las determina en base de trabajos

efectuados en la Cuenca oriente ecuatoriana.

• La tasa de circulación del lodo permanece constante al realizar un cambio en

la dirección e inclinación del pozo.

• El personal técnico encargado de calibrar los equipos en superficie pueden

hacerlo anticipadamente para una determinada desviación de la herramienta.

• Los motores de fondo no poseen circuitos eléctricos o electrónicos por lo que

las vibraciones no molestan de ninguna forma el trabajo que se realiza.

• Una de las ventajas más relevantes de los motores de fondo en que la

temperatura no afecta su funcionamiento y mecanismo de operación, gracias a

lo cual pueden mantener una operación continúa.

113

DESVENTAJAS

• Las tasas de penetración de la broca, en modo de deslizamiento son menores

comparadas con el modo rotario, lo que hace disminuir la tendencia de la

broca a mantener una velocidad constante.

• Existe la posibilidad de realizar curvaturas muy cerradas (Dog legs severas)

creando dificultades en su trayectoria.

• Conviene tener un diferencial de presión del fluido de perforación entre la

parte interior del motor y la parte exterior donde el WOB debe ser

proporcional a la diferencial de presión.

• Al perforar en modo de deslizamiento para construir un ángulo (KOP)

dependiendo de las particularidades del lodo de perforación y de las

formaciones salvadas puede producir una pega diferencial de la tubería.

3.9. NUEVA TECNOLOGÍA CON EL SISTEMA POWERDRIVE Y

PERISCOPE 15 EN LA FASE DE NAVEGACIÓN

La nueva tecnología utilizada en PETROPRODUCCIÓN para la perforación del pozo

179H en la sección de navegación se realizó con las siguientes herramientas:

• PowerDrive

• PeriScope 15 (LWD)

114

3.9.1. POWERDRIVE

SCHLUMBERGER indica en su manual: Nuevos Rumbos en la Perforación

Rotativa Direccional: “El sistema PowerDrive es un sistema compacto y poco

complicado desde el punto de vista mecánico, que comprende una unidad sesgada y una

unidad de control que agregan sólo 3,8 m [12 ½ pies] a la longitud total del BHA. La

unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la barrena, aplica una fuerza sobre la

barrena en una dirección controlada mientras toda la columna gira. La unidad de

control, que se encuentra detrás de la unidad sesgada, contiene dispositivos electrónicos,

sensores, y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección

promedio de las cargas del lado de la barrena, necesarias para alcanzar la trayectoria

deseada.

FIGURA Nº 32: SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL POWERDRIVE

FUENTE: SCHLUMBERGER

REALIZADO POR: JOSÉ LUIS LUNA

115

3.9.1.1. FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ROTATIVO

DIRECCIONAL (POWERDRIVE)

FIGURA Nº 33: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ROTATIVO

DIRECCIONAL POWERDRIVE



La unidad sesgada tiene tres patines externos articulados, que son activados por el flujo

de lodo controlado a través de una válvula. La válvula utiliza la diferencia de presión de

lodo existente entre el interior y el exterior de la unidad sesgada

La válvula de tres vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma

sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el

punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto opuesto a la trayectoria deseada.

Una vez que un patín pasa el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de

lodo y el mismo se escapa a través de una compuerta especialmente diseñada para la

filtración del lodo. Cada patín se extiende no más de 1 cm. [3/8 pulgadas] durante cada

116

revolución de la unidad sesgada. Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de

control para regular la posición del punto de empuje Si el ángulo del eje se encuentra

geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada

Constantemente en una dirección, que es la dirección opuesta al punto de empuje. Si no

se necesita modificar la dirección, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada

patín se extiende de a uno por vez, de manera que los patines empujen en todas las

direcciones y sus movimientos se cancelen entre sí.

FIGURA Nº 34: UNIDAD SESGADA DEL POWERDRIVE



La unidad de control mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la

formación. La unidad de control está montada sobre cojinetes que le permiten rotar

117

libremente alrededor del eje de la sarta de perforación. Por medio de su propio sistema

de activación, se puede dirigir a la unidad de control para que mantenga un ángulo de

giro determinado, o ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca de

formación. Los sensores del acelerómetro y magnetómetro de tres ejes proporcionan

información relativa a la inclinación y al azimut de la mecha, además de la posición

angular del eje de impulso.

Dentro de la unidad de la unidad de control se encuentran unos impulsores de turbina de

rotación contraria, montados sobre los dos extremos de la misma. La transmisión de

torque desde los impulsores a la unidad de control se controla en forma eléctrica

modificando la resistencia de las bobinas de control.

La herramienta se puede adecuar a las necesidades específicas en la superficie y se

puede programar previamente de acuerdo con las variaciones esperadas de inclinación y

dirección. Si fuera necesario modificar las instrucciones, una secuencia de pulsos en el

fluido de perforación transmite las nuevas instrucciones al fondo del pozo.

El funcionamiento del sistema PowerDrive puede ser monitoreado por medio de

herramientas MWD y de los sensores instalados en la unidad de control; esta

información será transmitida a superficie por medio del sistema de comunicación

PowerPulse (MWD).

118

El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es

proporcionado por un acelerómetro triaxial o bien por el magnetómetro montado en la

unidad de de control. Cuando se trata de hueco casi verticales, para determinar la

dirección de desviación se utiliza como referencia un cálculo del Norte Magnético. En

los huecos que presentan mayor desviación respecto a la vertical, los acelerómetros

proporcionan la referencia necesaria para el control de la dirección.

Los sensores adicionales que se encuentran en la unidad de control registran la

velocidad instantánea de la columna de perforación con respecto a la formación, con la

cual se obtiene información útil acerca del comportamiento de la columna. Los sensores

térmicos y de vibración también están incluidos dentro de la unidad de control para

registrar datos adicionales sobre las condiciones de fondo. Esta informaron se transmite

a superficie por medio del sistema MWD o bien se recupera posteriormente, esta

información ha ayudado a diagnosticar problemas de perforación y que resultan de gran

importancia para optimizar las operaciones futuras”(24-25).

3.9.1.2. TIPOS DE POWERDRIVE

Los diferentes sistemas PowerDrive que se presentan a continuación se seleccionan

básicamente por la formación a atravesar, por el peso que pueden soportar, según la

inclinación requerida, la longitud a perforar y según los diámetros que se requieren en

cada sección de las operaciones de perforación.

119

FIGURA Nº 35: TAMAÑOS DE POWERDRIVE



• POWERDRIVE XTRA: Permite perforar en formaciones duras de

alcanzar o inalcanzables con tecnología convencional, usado generalmente

para perforaciones direccionales. Este tipo de powerdrive se usa en

ECUADOR.

• POWERDRIVE XCEED: Perfora en los lugares más desafiadores.

El sistema orientable rotatorio de PowerDrive Xceed se usa para los

ambientes ásperos, rugosos dando un grado superior de exactitud y de

confiabilidad debido a que tiene una rotula que es controlada por es

120

sistema electrónico evitando las desviaciones que se pueden presentar al

perforar un pozo, y se usa en formaciones donde extremadamente duras

como por ejemplo en COLOMBIA.

• POWERDRIVE X5: Puede perforar tramos más largos y la electrónica

del sistema puede funcionar a altas temperaturas del fondo de pozo como

302ºF, Este sistema es utilizado en ECUADOR.

• POWERDRIVE VORTEX: Este sistema operativo direccional es usado

para operaciones de perforación direccional con sobrecarga (mayor peso),

proporciona altas revoluciones (RPM), en comparación con los otros

sistemas de perforación direccional, por la combinación de un powerdrive

y motor

Este sistema posee el control automático de fondo para una mayor

precisión; ósea su función es la de mantener la inclinación que permite la

perforación automática de la sección tangencial u horizontal sin la

intervención del perforador direccional.

• POWERDRIVEV: El sistema deja perforar a la profundidad verdadera

(TD) mientras que automáticamente mantiene la trayectoria vertical.

121

3.9.1.3. APLICACIONES

• Perforación direccional de alto rendimiento, desde el inicio de la perforación

hasta la profundidad final.

• Alta velocidad de penetración (ROP) en aplicaciones de perforación a través de

rocas duras.

• Equipos de perforación con baja capacidad de esfuerzo de torsión.

• Optimización de la perforación de pozos verticales desde la superficie hasta la

profundidad total (PowerV).

3.9.1.4. VENTAJAS

• Su ventaja principal es tener 3 veces la velocidad en la tasa de penetración que

los motores de fondo en modo de deslizamiento y 1.6 veces en modo

rotacional.

• La rotación de la sarta de perforación mejora la limpieza del pozo reduciendo

el riesgo de aprisionamiento por pega diferencial del BHA.

• Brinda un mayor peso sobre la broca por lo cual adquiere un excelente RPM.

122

• Permite la ejecución de trayectorias poco habituales en los pozos direccionales

y horizontales, la construcción del ángulo puede ser en forma vertical y

horizontal de manera simultánea.

• La herramienta en estudio, permite altas tasas de penetración de la broca,

pudiendo alcanzar 150 ft/h. Y sin mayor esfuerzo alcanza promedios

superiores a los 56 ft/h.

• Los datos de inclinación y azimut son confiables para optimizar la trayectoria

3D.

• Reduce los costos de construcción y de explotación del reservorio.

• Mejora la calidad del pozo para las operaciones posteriores, tales como

revestimiento y cementación.

3.9.1.5. DESVENTAJAS

• La calibración del PowerDrive necesita de un tiempo promedio de tres horas.

• Necesita de una tasa continua del fluido de perforación debido a que puede

cambiar las órdenes de la herramienta en el fondo del pozo. El tiempo máximo

de operabilidad en el país del PowerDrive puede ser muy limitado (80 horas).

123

3.9.1.6. PROBLEMAS

Para determinar las limitaciones y problemas que surgen con la utilización del

PowerDrive, se las ha obtenido en las aplicaciones en el país con respecto a la

herramienta del Power Drive serie 900.

• Debe tenerse cuidado con las vibraciones provocadas en la perforación, debido

a que estas controlan varios parámetros eléctricos y electrónicos de la

herramienta.

• Se producen desgastes excesivos en los patines y sellos de la unidad sesgada

con demasiada frecuencia.

3.9.1.7. LIMITACIONES

• La principal limitación del PowerDrive 900 es la temperatura de operación en

el fondo ya que ésta tiene un rango máximo de 250°F, y por lo tanto en pozos

de mayor profundidad a 10.000 ft su aplicación es muy limitada.

• La tasa de construcción del ángulo es de 8°/100 ft máximo, por lo que no

puede realizar trayectorias muy cerradas: radio medio, corto y ultra corto.

• La selección de la barrena, debe ser de la menor longitud posible, para tener un

mayor control de la dirección.

124

• El PowerDrive 900 permite un torque máximo de 50.000 lb*ft y una presión

de 1800 Psi en el fondo.

• La herramienta nos permite trabajar con un máximo de contenido de arena del

50% en suspensión con el lodo de perforación.

3.9.2. PERISCOPE 15 (LWD)

Las compañías de petróleo y gas que tengan como objetivo reservas a menudo difíciles

de detectar y aún mas difíciles de explotar. Las nuevas mediciones de LWD

direccionales de lectura profunda, ayudan a los geocientíficos a localizar las capas

resistivas y los contactos de fluidos en tiempo real.

Mediante la utilización de esta información para optimizar la colocación de pozos, los

operadores están logrando amortizar sus inversiones mediante el incremento de la

producción, la disminución de pozos de re-entrada y la reducción de la exposición a los

problemas de estabilización de los pozos.

La colocación correcta de los pozos es vital para el éxito de cualquier programa de

perforación. La colocación de pozos se vuelve cada vez mas critica a medida que las

compañías de explotación y producción recurren a pozos de alcance extendido para

acceder al petróleo, cuya recuperación seria antieconómica con la tecnología

convencional.

125

FIGURA Nº 36: HACIA UN MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN



SCHLUMBERGER indica en su manual: Hacia un Mejoramiento de la Producción:

“En lugar de perforar geométricamente hasta alcanzar un punto o varios puntos del

subsuelo, los equipos a cargo de la colocación de los pozos orientan sus pozos a través

de los alcance extendidos del yacimiento. La colocación óptima requiere la capacidad

de dirigir el pozo a lo largo de un trayecto que se define no tanto por geometrías, sino

por límites del yacimiento observado.

126

Las herramientas de resistividad de propagación electromagnética han sido utilizadas

durante mucho tiempo en aplicaciones LWD para proveer informaciones. Si bien

también se utilizan en aplicaciones de colocación de pozos, estas herramientas LWD

convencional de propagación electromagnética son no direccionales y no determinan si

un limite litológico o contacto de fluidos cercano esta siendo alcanzado desde la parte

superior o desde la parte inferior de la trayectoria de pozo.

La capacidad de detectar limites de formaciones distantes o medir capas delgadas

depende en gran parte del espaciamiento entre transmisores-receptores de la

herramienta. Las herramientas que poseen mayor espaciamiento entre los detectores y

mayor profundidad de investigación pueden detectar los límites de las formaciones a

mayor distancia.

Las herramientas de LWD (logging while drilling) convencionales deben estar

posesionadas a poca distancia de un contacto de fluidos o limite de capas para poder

detectar su presencia, lo que deja poco tiempo para efectuar ajustes en la

geonavegación, lo que provocaría que se produzcan desviaciones con respecto a la zona

productiva.

Las mediciones electromagnéticas direccionales de lectura profunda ayudan a los

perforadores a evitar el problema que representan las desviaciones involuntarias con

respecto a las zonas productivas en los pozos direccionales. Este se puede

transformarse en un problema importante cuando se intenta navegar en aureolas de

127

petróleo delgadas, cuando se perforan yacimientos sin marcadores estratigráficos o

cuando se perfora cerca de discordancias en las que el echado (buzamiento) local no

refleja la estructura global.

Cuando el pozo interseca la zona productiva, uno de los objetivos principales del

perforador es mantener la posición óptima dentro de esa zona sea delgada, inclinada o

arqueada. El posicionamiento óptimo puede verse complicado por la presencia de capas

de lutita y por la distribución de gas, petróleo o agua con respecto a la estructura y

estratigrafía del yacimiento.

Los proyectos de geonavegación generalmente se modelan; en ciertos aspectos, en

forma previa a la perforación del pozo. La mayoría de modelos emplean una variedad

de datos, incluyendo levantamientos sísmicos y registros de pozos vecinos o de un pozo

piloto.

El éxito de colocación de pozos también se basa en la interpretación oportuna de los

datos LWD. Algunas técnicas de geonavegación dependen de la interpretación de los

picos de polarización derivados de las mediciones de resistividad para indicar la

proximidad de las capas adyacentes o los limites resistivos. Este indicador no es

cuantitativo y no puede estimar en forma precisa la distancia que existe con respecto al

límite”(61).

128


“La herramienta PeriScope 15 mediante la utilización de las mediciones

electromagnéticas, puede detectar contactos de fluidos y limites entre capas a una

distancia de hasta 15 pies, como también permite determinar la dirección en las que

yacen contactos o limites de capas.

Estas mediciones direccionales son sensibles a las capas adyacentes y proveen

estimaciones precisas de la resistividad de las capas adyacentes y de esta manera evitar

lutitas. A medida que la herramienta se acerca a una capa de lutita o a otro limite de

capa conductiva, la polaridad del corrimiento de fase direccional y de la señal de

atenuación puede indicarse para indicar la posición del límite de capas respecto de la

herramienta. De este modo, una capa más conductiva que yace por encima de la

herramienta generara una señal de polaridad positiva, mientras que sucede lo contrario

cuando la herramienta se acerca a la capa más conductiva que yace por debajo de la

herramienta. De esta manera, la polaridad provee datos que ayudaran a decidir que

rumbo tomar para evitar los intervalos no productivos.

La direccionalidad de las mediciones de resistividad ayuda a los geocientíficos a

mantener la posición dentro de la zona productiva sin depender de los marcadores

estratigráficos, Además de detectar limites y contactos, la herramienta también puede

determinar el echado (buzamiento) aparente. Esta información sirve para refinar los

mapas de yacimientos(63).

129


“El diseño de la herramienta provee bobinas inclinadas y transversales para obtener

mediciones de resistividad direccionales.

FIGURA Nº 37: PERISCOPE 15



El arreglo de sensores de la herramienta incluye seis antenas transmisoras cuatro

antenas receptoras. Cinco de las antenas transmisoras están dispuestas axialmente en

todo el largo de la herramienta. Una sexta antena transmisora se encuentra orientada en

forma transversal al eje de la herramienta. En cada uno de los extremos de la

herramienta se posiciona una antena receptora.

Este par de antenas receptoras encierra los transmisores, y cada uno de estos receptores

se encuentra inclinado 45° con respecto al eje de la herramienta. Se coloca un par

adicional de antenas receptoras en sentido axial, ubicado en el centro del arreglo de

transmisores, para obtener mediciones de resistividad de propagación convencionales.

Esta disposición genera una sensibilidad preferencial a la conductividad en uno de los

lados de la herramienta. Cuando la herramienta rota, sus sensores detectan las zona

130

conductivas cercanas y registran la dirección desde la cual se mide la conductividad

máxima.

FIGURA Nº 38: DETECCIÓN DE UNA CAPA



El espaciamiento y orientación de las antenas confieren a la herramienta PeriScope 15 la

capacidad de percibir la aproximación inminente de un límite conductivo. Cuando la

proximidad entre la herramienta y la capa de lutita se limita a una distancia que se

encuentra dentro de su profundidad de investigación, la herramienta determinará el

rango y rumbo relativo con respecto al límite conductivo. De este modo, la herramienta

detecta la capa de lutita a medida que se acerca al Punto B, mientras que la capa de

lutita se encuentra fuera del rango del sensor para los Puntos A y C.

131

Los principales factores que afectan el rango de detección de las mediciones

direccionales son la resistividad de la capa que rodea la herramienta, las resistividades

de las capas adyacentes, el espaciamiento entre transmisores-receptores y la frecuencia

de las mediciones.

Detallado muestra que el espaciamiento de 244 cm [96 pulgadas] de la medición

profunda puede detectar límites que se encuentran hasta 15 pies de distancia.

3.9.2.1. DIRECIONAMIENTO A TRAVÉS DE LOS DATOS

A través de 360° de cobertura alrededor del pozo, la herramienta PeriScope 15

determina la dirección que presenta el mayor contraste de conductividad.

Las mediciones obtenidas a lo largo de esta dirección se utilizan para determinar la

distancia que existe hasta un límite o hasta dos límites orientados con una separación

de180º.

Los resultados visuales se exhiben en dos vistas características:

• Una gráfica polar muestra la posición de los límites alrededor del pozo,

proyectados en un plano perpendicular al eje de la herramienta.

132

FIGURA Nº 39: GRÁFICA POLAR



Direccionamiento de una grafica polar: La grafica azimutal esta orientada en sentido

perpendicular al eje de la herramienta, lo que posibilita al equipo a cargo de las

operaciones de geonavegación observar el eje del pozo en sentido descendente (inserto a

la derecha).

133

La grafica más grande de la izquierda muestra la posición de la barrena (mecha) con

respecto a los límites entre capas cercanas.

El punto verde del centro representa la posición de la herramienta. Las líneas de guiones

en la escala radial circular muestra la distancia existente con respecto a la herramienta;

en este caso situada a 2 m y 4 m (6,5 y 13 pies), representando el circulo externo solidó

5m (16pies) de distancia con respecto a la herramienta. Las líneas rectas de guiones

irradian desde el centro en incremento de 30º.

Las líneas amarillas y azules indican la orientación de las capas. La lectura digital en el

extremo superior derecho indica que la capa superior, mostrada en amarillo, se

encuentra a 2,8m (9,2pies) de distancia de la herramienta; el punto amarillo esta

representado a la distancia correspondiente del punto verde del centro.

Si se extiende una línea entre el punto verde y el punto amarillo se generar una lectura

azimutal de 10º, también desplegada como una lectura digital en el extremo superior

derecho. La distancia y orientación de la capa inferior azul se muestra de modo similar.

La profundidad a la que se obtuvo esta medición se ilustra en la porción inferior central

de la pantalla.

134

El monitor también se puede configurar para mostrar vistas múltiples a través de una

secuencia de graficas polares.

• Visualización tipo cortina, corresponde a una vista lateral que muestra la

estructura y las propiedades de las formaciones a lo largo de la

trayectoria. Con cada actualización, esta visualización se despliega como

una cortina plegada, a través de la pantalla. Las actualizaciones de la

trayectoria del pozo, computadas a partir de los levantamientos

direccionales de mediciones durante la perforación (MWD), se muestran

junto con la resistividad computada de las capas adyacentes y la

resistividad de la capa a través de la cual se desplaza la herramienta. Los

límites son mapeados a la distancia computada por encima y por debajo

de la herramienta.

Las respuestas de las herramientas LWD Y MWD de fondo de pozo son transmitidas a

superficie por telemetría de pozos a través del lodo para su descodificación. Los datos

de MWD y PeriScope (LWD) se envían en tiempo real a una sala de control de

operaciones.

135

FIGURA Nº 40: VISUALIZACIÓN TIPO CORTINA



Direccionamiento de una grafica tipo cortina: Las resistividades computadas del

horizonte perforado y las capas adyacentes se representan gráficamente utilizando una

escala de colores en la que los colores oscuros representan valores de resistividades más

bajos.

La grafica de la trayectoria, que comienza en el extremo izquierdo, muestra una

separación de 2,4m (8 pies) entre el pozo (punto A) y la lutita sobreyacente (punto B).

Cuando la trayectoria condujo al pozo 0,6m (2 pies) mas arriba (punto C), la lutita

también comenzó a inclinar hacia abajo, lo que instó al equipo a cargo de las

136

operaciones de geonavegación a disponer un cambio descendente de la trayectoria”(64-

66).

3.9.2.2. APLICACIONES:

• Maximización de la tasa de producción

• Colocación precisa de los pozos con respecto a los bordes del yacimiento.

• Detección y evasión de zonas de agua.

• Refinación de modelos de yacimiento.

3.9.2.3. BENEFICIOS:

• Incremento de los regimenes de producción y de la recuperación

• Acceso a reservas consideradas económicamente marginales

• Menor producción de agua

• Logro de los objetivos de producción con menos perforación.

• Bajar los costos de construcción del pozo

• Elimina los sidetrack accidentales

• Se usa con lodos base agua y lodos base aceite

137

3.10. IMPulse (MWD)

Esta herramienta estándar da un examen de rayos gamma de las medidas de resistividad

y survey para tamaños de hueco de 5 3/4pulgadas y más grandes y los datos obtenidos

se transmiten a superficie en tiempo real mediante telemetría.

IMPulse proporciona datos de inclinación y de dirección mientras se perfora; mide

resistencias de la formación de investigación utilizando una antena electromagnética de

cinco transmisores y dos receptores. Los receptores se colocan estratégicamente sobre y

debajo de los transmisores para alcanzar la resistividad compensada de la formación que

se esta perforando. Esta herramienta es capaz de medir resistencia hasta de 3000 ohm.

La herramienta se puede combinar con la Vision de Presión Mientras se Perfora

(VPWD) mostrando la presion interna y anular, y también muestra la energía de la

batería. Esta herramienta también es combinable con la herramienta de neutron de la

densidad para evaluar eficientemente la formación.

FIGURA Nº 41: IMPULSE



138

VENTAJAS Y BENEFICIOS

• Mide la inclinación y dirección mientras la se perfora en tiempo real y sirve

para reducir al mínimo los Doglegs.

• Se puede utilizar con todo tipo de lodos de perforación.

• Trabajan en temperaturas hasta de 300º F - 350ºF

• Combinable con otras herramientas.

3.11. ESTABILIZADORES

Los estabilizadores son parte importante en la rotación del ensamblaje de fondo de pozo

(BHA). Su función principal es la de mantener la dirección programada del pozo y

estabilización del mismo evitando el pandeo de la sarta de perforación, ya sea si se va a

perforar un pozo vertical o direccional.

Todos los estabilizadores se diseñan en el más estricto de mando de calidad y normas

de convicción de calidad; se fabrican con tres aletas y se diseña para aumentar rata de

penetración y evitar desviaciones del pozo al momento de ser perforado.

Existen dos tipos básicos de herramientas estabilizadoras: los de aleta recta y los de

aleta espiral y en ambos casos las aletas pueden ser cortas o largas. Los estabilizadores

139

de aletas cortas generalmente se utilizan en formaciones duras y los de aletas largas se

utilizan en formaciones suaves.

Todos los estabilizadores de aletas funcionan relativamente bien como ensanchadores y

son durables a causa del desarrollo en el campo del metal: Los metales usados para

endurecer las aletas son:

• Carburo de tungsteno granular

• Carburo de tungsteno triturado o sintetizado

• Material no magnético (En casos donde se requiere aislar zonas magnéticas del

BHA; generalmente son usados juntos con las herramientas MWD y LWD).

3.11.1. ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA

Los estabilizadores de aleta soldada se usan en formaciones blandas a medias duras,

para conseguir el aumento de la rata de penetración; pero no se recomiendan para

formaciones duras debido a que se produce fatiga en las zonas de soldadura. Son

relativamente más económicos en comparación con los estabilizadores de aletas

integrales. Estos estabilizadores pueden ser de aleta recta, aleta recta diagonal y aleta en

espiral.

140

FIGURA Nº 42: ESTABILIZADORES DE ALETA SOLDADA



3.11.2. ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRAL

Estos estabilizadores se usan con el objetivo de estabilizar la sarta de perforación en el

fondo del pozo como también para prevenir la pega diferencial que puede ocurrir al

atravesar formaciones relativamente suaves (lutitas); Esta herramienta ayuda a prevenir

la pega diferencial debido a la forma de sus aletas en espiral ayudando a que el lodo de

perforación circule a través de sus aletas en espiral. Estos estabilizadores son utilizados

en todo tipo de formaciones incluso en formaciones duras y abrasivas; debido a que sus

aletas forman parte integral del cuerpo de la herramienta, ósea sus aletas no son

soldadas; razón por la cual su costo es mas elevado que el de aletas soldadas.

141

FIGURA Nº 43: ESTABILIZADORES DE ALETA INTEGRAL

FUENTE: WEATHERFORD


3.11.3. APLICACIONES

• Estabilizadotes de aleta recta soldada se usan en la perforación de formaciones

suaves a medias duras.

• Estabilizadores de aletas en espiral se usan en formaciones duras permitiendo

un contacto con el hueco de 360º

• Estabilizadores no magnéticos usados junto con herramientas de MWD y

LWD

142

3.11.4. VENTAJAS Y BENEFICIOS

• Los estabilizadores se diseñan solamente de una sola pieza.

• Los tamaños y configuraciones pueden ser diseñados según los requerimientos

del operador, incluyendo el tamaño de la aleta, las conexiones y el tipo de

material.

• Todas las conexiones pueden ser configuradas según los requerimientos de la

operación ( caja- caja; pin- caja; pin, pin )

3.12. HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

DRILLCO indica en su manual: Tubería de Perforación: “Es un componente de peso

intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por

juntas extralargas.

Tiene las mismas dimensiones que la tubería de perforación corriente para facilitar su

manejo. Gracias a su forma y peso la tubería Heavy Weight se puede mantener en

compresión al igual que los Drill Collar de perforación, salvo en pozos verticales de

diámetro grande.

143

Un distintivo sobresaliente es la sección central que protege el tubo contra el desgaste

pos abrasión.

La sección recalcada sirve centralizador disminuyendo notablemente el arrastre y la

torsión El peso aproximado de al tubería de perforación corriente de 4 ½ pulg. es de 16

lb/pie; el Heavy Weight pesa unas 41 lb/pie(105).

La tubería Heavy Weight da estabilidad con mucho menos contacto con la pared del

pozo, lo cual le permite al perforador de pozos direccionales fijar la dirección y

controlar mejor el ángulo y el rumbo del pozo.

Muchas fallas en las conexiones de los drill collar se deben a que éstos se doblan

mientras giran a través de patas de perros y cambios de ángulo.

Los drill collar se recuestan contra el lado bajo del hoyo. Esto resulta:

• Más torsión de rotación.

• Mayor posibilidad de pegamiento por presión diferencial.

• Más arrastre vertical.

• Excesiva fricción contra la pared, lo que crea acción de rodamiento que

afecta el control direccional.

144

FIGURA Nº 44: HEAVY WEIGHT DRILL PIPE CONVENCIONAL

FUENTE: GRANT PRIDECO


La rotación de los drill collars grandes y rígidos en las patas de perro en los pozos

direccionales puede ocasionar muy altas torsiones de rotación y excesivas cargas de

flexión sobre las conexiones roscadas.

La tubería Heavy Weight se dobla principalmente en la sección del tubo. Se reduce así

la posibilidad de que por fatiga fallen las juntas de la tubería Heavy Weight mientras

ésta gira a través de las patas de perro y cambios de ángulo de pozo.

145

El diseño de la tubería Heavy Weight produce menos área de contacto con la pared del

hoyo, por lo que genera:

• Menos torsión de rotación.

• Menor posibilidad de pegamiento por presión diferencial

• Menor arrastre vertical.

• Menor fricción contra la pared del pozo.

3.12.1. TRI-SPIRAL HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

Desarrollado para aplicaciones de alto ángulo como alcance extendido y perforación

horizontal.

Este es igualmente espaciado en tres spiral upset, lo cual ayuda a remover los recortes,

reduciendo las posibles pegas diferenciales y disminuyendo el torque y arrastre.

146

FIGURA Nº 45: TRI-SPIRAL HEAVY WEIGHT DRILL PIPE



3.13. DRILL COLLAR

Los drill collar son tubos de acero rígidos y son pesados, que se usan para dar peso y

rigidez a la barrena; como también se usan para prevenir pegamientos por presión

diferencial.

147

DRILLCO indica en su manual: Cuellos de Perforación: “La reducción del área de

contacto entre los drill collar y la pared del pozo disminuye notablemente la posibilidad

de pegamiento por presión diferencial.

El extremo de la caja (conexión hembra) se deja sin cortar una distancia entre 18 y 24

pulg. desde el hombro. El extremo de la espiga (conexión hembra) se deja sin cortar una

distancia entre 12 y 22 pulg. arriba del hombro.

Nota: El drill collar espiral pesa aproximadamente 4% menos que un drill collar

corriente o normal”(68).

FIGURA Nº 46: DRILL COLLAR



148

3.14. DRILL PIPE

HALLIBURTON indica en su manual: Diseño de Perforación de Pozos: “Son tubos

de acero con características especiales usados para trasmitir rotación y fluido a la

barrena en las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. Sus

principales características son:

• Juntas reforzadas

• Facilidad y rapidez de enroscamiento

• Alto grado de resistencia

• Se rigen con normas API

Los fabricantes deben cumplir con las siguientes características:

• Grado

• Diámetro (las tuberías se fabrican en diferentes diámetros y la selección

depende del tamaño del agujero)

• Espesor de la pared

• Peso (Kg./m ó lb/pie)

149

FIGURA Nº 47: DRILL PIPE

FUENTE: DRILCO


Clasificación de tuberías en función de desgaste:

• Clase Nueva

• Clase Premium

• Clase 2

• Clase 3”(182).

3.15. SHORT DRILL COLLAR (SDC, PONY COLLAR)

SCHLUMBERGER indica en el seminario: Drilling Tools & Deflection Methods:

“Son llamados a menudo pony collar, este no es más que una versión acortada del drill

collar. Un drill collar puede ser cortado en dos o más secciones para hacer los short drill

collar.

150

Para el perforador direccional el short drill collar y el short non- magnetic drill collar

tienen diferentes aplicaciones en el ensamblaje de fondo (BHA) y normalmente tienen

longitudes de 5`, 10´ y 15`”(2).

3.16. NON-MAGNETIC DRILL COLLAR (MONEL)

FIGURA Nº 48: MONELES

FUENTE: JOSÉ LUIS LUNA


Los non-magnetic drill collar usualmente no son espirales, son fabricados con alta

calidad y alta resistencia a la corrosión.

Generalmente en el interior de esta herramienta se coloca las herramientas para medir el

survey; para ser corridos dentro del pozo las herramientas de estudio magnético

necesitan ser localizado en el non-magnetic drill collar de longitud suficiente que

151

permita la medida del campo magnético de la tierra sin interferencia magnética,

aislando de esta manera a las herramientas que causan perturbaciones magnética como

son los drill pipe y los componentes del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

3.17. SHORT NON-MAGNETIC DRILL COLLAR (PONY MONEL)

FIGURA Nº 49: PONY MONEL

FUENTE: JOSÉ LUIS LUNA


Es una versión acortada del non-magnetic drill collar. El short non-magnetic drill collar

puede ser usado entre el motor de lodo y una herramienta del MWD (measurement

while drilling), aislando de esta manera a las herramientas que causan perturbaciones

magnética.

A menudo se utilizan en perforaciones de pozos horizontales debidos a que en estos

pozos tienen grandes inclinaciones.

152

3.18. FLEX MONEL

No es más que un tubular fabricado de material no magnético (monel), utilizado en la

perforación con el objetivo de ser usado entre la herramienta de LWD (Periscope 15) y

los heavy weight drill pipe.

Esta herramienta aísla los heavy weight drill pipe debido a que causan perturbación

magnética y a las vez sirve para dar flexibilidad a el ensamblaje de fondo de pozo

ayudando de esta manera a aumentar la inclinación en la perforación de pozos

horizontales y direccionales.

3.19. FLOAT SUB

Esta es una herramienta con conexiones pin-caja, en cuyo interior tiene una válvula

flotadora. Esta herramienta se corre en la parte superior del motor de lodo con el

propósito de prevenir el flujo inverso del fluido de perforación del anular hacia el

interior de las herramientas MWD y LWD; ya que pueden causar interferencia en las

mediciones (survey) debido a que el flujo inverso del fluido de perforación puede

contener núcleos u otras partículas magnéticas (basura).

Se recomienda el uso cuando se perfora formaciones poco consolidadas.

153

FIGURA Nº 50: FLOAT SUB

FUENTE: WEATHERFORD


3.20. CROSSOVER

Es una herramienta de corta longitud generalmente de medio pie de longitud, que sirve

para conectar o unir las diferentes tuberías cuando estas tienen diferentes tipos de

roscas.

3.21. MARTILLO HIDRAULICO DE PERFORACION DAILEY

WEATHERFORD indica en su manual: Dailey Drilling, Fishing and Coiled Tubing

Tools: “El martillo hidráulico de perforación Dailey es una herramienta de doble efecto

diseñada para funcionamiento simple, calibración de golpes variables y periódicos

154

prolongados de uso continuo. Este destaca un sistema patentado con demora de tiempo

hidráulico y disparo mecánico que extiende la vida de servicio.

3.21.1. CARACTERISTICAS:

• FUNCIONAMIENTO DIRECTO/CARGA VARIABLE.- El martillo

hidráulico de perforación Dailey se puede disparar en ambas direcciones y

no requiere ajustes en la superficie o manipulaciones dentro del pozo para

variar la carga o cambiar la dirección del golpe. Simplemente aplique

suficiente peso para asegurar que el martillo este engatillado, tensione

(afloje) la calibración deseada y espere unos segundos para que el martillo

dispare. Para golpear mas fuerte hale más fuerte, o para golpear más ligero

hale menos fuerte. Como un martillo hidráulico convencional, se controla

y se cambia la calibración del golpe en la superficie controlando la

tensión. Ningún otra acción del operador es requerida y se puede activar el

martillo en cualquier secuencia deseada (hacia arriba solamente, hacia

abajo solamente o hacia arriba y abajo).

• DEMORA DE TIEMPO CONSISTENTE.- En el rango normal de

operación, el tiempo de espera cuando el martillo es primero pensionado

hasta que dispare será en la gamma de 10 – 60 segundos. Aunque la

demora de tiempo actual variara ligeramente con más o menos tensión, no

será afectada significativamente por la temperatura de fondo (hasta 400ºF)

155

o la operación hidrostática. Esto significa que a cualquier tensión dada, la

demora de tiempo será consistente y puede ser repetida del primer golpe

hasta el último.

• ENGATILLAMIENTO INADVERTIDO - Siempre se debe mantenerla

herramienta en posición extendida cuando se esta suspendido del fondo,

sobre todo cuando se esta por encima del rotatorio. La herramienta debe

de engatillar sin resistencia si no se mantiene en tensión o si la abrazadera

de mandril no está en su lugar. Si la herramienta se engatilla en la

superficie, se puede extender fácilmente con un tirón de por lo menos

5.000 lbs. Con esta carga sumamente baja, se requiere aproximadamente

tres (3) minutos para que el martillo dispare. Si parece que la herramienta

se ha engatillado cuando se esta bajando en el pozo o cuando se llega al

fondo, simplemente hay que suspender la sarta unos pies por encima del

fondo y el martillo disparará debido al peso suspendido por debajo de el.

3.21.2. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN

Cuando se esta golpeando un martillo, el mandril se mueve por la tensión aplicada en la

superficie por el malacate, mientras que las casillas quedan fijas. El movimiento del

mandril, en ambas direcciones, es resistido por dos pistones de presión que están en

direcciones opuestas para definir una cámara de alta presión. Ubicado entre los dos

pistones de presión hay una válvula de disparo que esta normalmente en posición

156

cerrada (consta de una válvula superior y un válvula Inferior) que controla el descargo

del fluido de la cámara de presión. Para golpear hacia arriba, el Pistón de presión

inferior se mueve hacia arriba con el mandril, mientras que el pistón de presión superior

se mantiene inmóvil por un hombro en las casillas. Se genera suficiente presión entre

los pistones de presión para resistir la tensión aplicada hasta que la válvula de disparo es

abierta mecánicamente por el sistema de disparo en la cámara de presión. La demora de

tiempo (de cuando se aplica la tensión hasta que la válvula de disparo abra) se alcanza

por un mecanismo de regulación hidráulico que controla la velocidad en el pistón de

presión inferior se mueve hacia el pistón de presión superior. El pistón de presión

inferior debe desplazarse una distancia predeterminada antes que el mecanismo de

disparo contacte la mitad de la válvula apropiada y haga que la válvula de disparo se

abra. Éste mecanismo de demora esta diseñado para permitir que el operador tenga

tiempo suficiente para tirar la carga deseada antes de la abertura de la válvula de

disparo.

Cuando la válvula de disparo abre, el fluido de presión alta en la cámara de presión que

resistía la tensión es descargado de la cámara de presión alta a la cámara de presión

hidrostática. Sin ninguna resistencia adicional al movimiento del mandril relativo a la

casilla, el la herramienta viaja hasta que el martillo impacte al yunque. Para golpea

nuevamente hacia arriba, se regresa la herramienta al punto neutral soltando peso a la

sarta, luego aplicado tensión de nuevo. Esta acción se puede repetir tan frecuentemente

como sea necesario.

157

Cuando se golpea el Martillo hacia abajo, una acción similar pero opuesta ocurre; por

ejemplo, el pistón de presión superior se desplaza hacia abajo con el mandril

respondiendo al peso aplicado encima de la sarta, mientras que el pistón de presión

inferior se mantiene inmóvil por un hombro en las casillas. En golpeando hacia abajo, el

disparo ocurre cuando el pistón de presión superior se ha movido suficientemente hacia

el pistón de presión inferior forzando abierta la válvula de disparo. Las funciones aparte

de golpear hacia arriba o hacia abajo se pueden lograr en cualquier orden de operar

deseado; por ejemplo, hacia arriba solamente, hacia abajo solamente o hacia arriba y

abajo.

3.21.3. PERFORACIÓN CON EL MARTILLO EN COMPRESIÓN

El Martillo normalmente estará tensionado cuando la barrena llegue al fondo y deberá

ser engatillado hacia abajo con una carga ligera a fin de evitar toda probabilidad de que

se causen daños a la barrena.

El procedimiento recomendado consiste en comenzar a rotar, liberar suficiente peso

para que el martillo esté ligeramente bajo compresión (de 5,000 lbs. a 10,000 Ibs.) y

después que el martillo pase a compresión total liberando tensión hasta llegar al peso

final de perforación. Puesto que el martillo se engatillará siempre que la sarta sea

levantada del fondo, este procedimiento debe ser seguido cada vez que se efectúe una

conexión”(48-51).

158

FIGURA Nº 51: MARTILLO HIDRÁULICO DE PERFORACIÓN

FUENTE: WEATHERFORD


159

3.22. PROBLEMAS COMUNES CON LOS BHAs

• EFECTOS DE FORMACIÓN

Sucede a menudo cuando la profundidad vertical verdadera (TVD) es alcanzada, el

comportamiento del BHA cambia significativamente esto es un BHA que ha mantenido

su inclinación hasta los 5000 pies puede comenzar a bajar ángulo. ¿Por qué?

Asumiendo que el estabilizador no se haya desgastado, probablemente sea debido a

efectos de formación (cambios de formación, cambios de buzamiento, o encuentro

contra la formación, etc.). Es vital mantener una buena base de datos y tratar de

anticipar el problema para el próximo pozo.

Formaciones abrasivas dan problemas al perforador direccional. Asegúrese que la

barrena tenga una buena protección del calibre. Use estabilizadores de buena resistencia

a la abrasión con un revestimiento geotérmico o inserto tipo TCls (insertos de carburo y

tungsteno) presionados. Chequear el calibre de los estabilizadores cuando saque tubería.

Observe cortes tipo ranura en las orillas principales de los estabilizadores lo que indica

la necesidad de cambiar dicho estabilizador.

Cuando se hace difícil bajar la inclinación, algunas veces un drill collar de mayor

diámetro exterior es usado como la parte inferior del péndulo. Otra posibilidad de usar

un drill collar corto de tungsteno, la concentración del mismo peso en un elemento

mucho más corto debiese de aumentar la fuerza lateral efectiva del péndulo.

160

• BARRENAS DESGASTADAS

Si la sección larga del hueco se encuentra en formaciones blandas intercalada con

incrustaciones duras, las barrenas de dientes largos pueden desgastarse. La rata de

penetración (ROP) bajara rápidamente, las fuerzas laterales netas decrecerán debido a la

acción constante de estabilizadores en el hueco.

Si un BHA que a mantenido la inclinación empezara a perder ángulo. Sin embargo, si el

punto de registro esta significativamente detrás de la barrena, esta reducción en el

ángulo no será vista a tiempo. Si el desgaste de los dientes es mal interpretado como

barrena embolada y se continúa haciendo esfuerzos para seguir perforando, serios daños

pueden ocurrirle al pozo, como una caída de inclinación de 6 grados (pata de perro

severa). Además una barrena con dientes gastados tiende a perder dirección. Por lo tanto

es importante sacar la barrena gastada.

• BARRENA DESCALIBRADA

En formaciones duras es especialmente importante chequear cada barrena por desgaste

del calibre etc. Cuando sacamos tubería, cuando bajamos una barrena nueva y/o BHA es

imperativo que el perforador empiece a rimar a la primera señal que el hueco este fuera

de calibre (sarta toma peso). Si se trata de arremeter la barrena al fondo esta será

estrangulada. La vida de la barrena será muy corta.

161

• PEGAMIENTO POR DIFERENCIAL

Cuando el pegamiento diferencial es un problema, más de tres estabilizadores pueden

correrse en un esfuerzo para minimizar el contacto de los drill collar con las paredes del

agujero. Sin embargo, la distancia de estos estabilizadores extras, normalmente tiene

que causar poco efecto. Ellos solamente conducen al incremento del troqué.

Es vital minimizar los tiempos para tomar registros (aun con MWD) en un área con un

potencial de pegamiento diferencial.

• PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

Altas revoluciones por minuto r.p.m./ top drive actúan sobre la rigidez de la sarta. Así,

para control direccional si son posibles altas revoluciones por minuto deben usarse

durante la fase rotaria de buil up (BÙP), que es cuando el BHA es más flexible.

De todas maneras es vital chequear con el Ing. de MWD por un rango aceptable de

r.p.m. (para evitar resonancia). En un trabajo nuevo las especificaciones del trabajo

(particularmente bombas de lodo y malacate) deben ser chequeadas por el toolphuser.

Valores típicos para un hueco de 17 ½” durante las fases rotarias tipo elevación / rígido

con una barrena de dientes de acero serian 160 – 170 r.p.m. La transmisión de la rotaria

162

seria normalmente puesta en alta. Para un hueco de 12 ¼”las r.p.m. normalmente son

inferiores (ej. 100 – 120 r.p.m.), debido a la durabilidad de la barrena y otros factores.

Para inducir un desplazamiento hacia la derecha se recomienda disminuir las r.p.m. El

peso sobre la barrena puede ser simultáneamente incrementado, siempre que la

inclinación del hueco lo permita.

Barrenas tipo PDC normalmente tienen la tendencia a caminar hacia la izquierda. Esto

debe permitirse al planear el ángulo de arranque para la etapa antes del punto de inicio.

La experiencia del área debe usarse en tomar esta decisión.

Normalmente para incrementar el rango de BÙP, se debe incrementar el peso sobre la

barrena. Sin embargo, cuando el peso sobre la barrena alcanza un cierto valor, un

torcimiento en reversa puede ocurrir usando un BHA tipo BÙP flexible (ej. 90` entre el

estabilizador inferior y estabilizador superior).

Valores máximos sugeridos de peso sobre la barrena para huecos de 17 ½ ” son de

55000 libras.

Si la inclinación no aumenta lo suficiente con este peso, es muy poco probable que el

incremento del peso sobre la barrena pueda mejorar la sustitución. Obsérvese la

hidráulica o saque las herramientas para bajar nuevamente un conjunto mas flexible.

163

Es de mucha importancia que el perforador direccional observe cuidadosamente el

rango BÙP.

Los parámetros de perforación normalmente deben ser cambiados con frecuencia

(típicamente después de cada registro). No hay excusa para mantener un control estricto

sobre el rango BÙP.

• VIBRACIONES

Durante las operaciones de perforación ocurren problemas de vibración en la sarta de

perforación, debido a los cambios de formación, dureza de formaciones y mala limpieza

del fondo de pozo; que pueden causar problemas secundarios a las herramientas del

ensamblaje de fondo de pozo (BHA) provocando grandes pérdidas de tiempo y costos

en la perforación. Para lo cual es de vital importancia operar de una manera correcta la

sarta al presentarse estos problemas de vibración.

Al presentarse vibraciones se recomienda levantar la sarta a unos dos pies del fondo del

pozo, consecuentemente disminuir la rotaria (r.p.m.) en rangos de 10 en 10 r.p.m. hasta

lograr detener la sarta totalmente y así eliminar las vibraciones; posteriormente para

continuar la perforación de igual forma se incrementara las r.p.m. de 10 en 10 hasta

alcanzar el fondo del pozo y continuar perforando.

164

• GAUGE DE LOS ESTABILIZADORES

Los estabilizadores que sean usados en el ensamblaje de fondo de pozo sufren desgaste

constante en las aletas durante las operaciones de perforación, siendo el desgaste mayor

en formaciones extremadamente duras; por lo que en las perforaciones direccionales se

debe tener en cuenta este problema para lograr el efecto de construcción, mantenimiento

o reducción del ángulo de inclinación en la trayectoria planeada.

Si el desgaste es mayor en los estabilizadores el control de trayectoria será pobre, por lo

que se necesitara sacar la sarta de perforación para remplazar los estabilizadores y

lograr un mejor control de la trayectoria del pozo.

165

CAPITULO IV

4. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO

DE POZO EN LA SECCIÓN DE 61/8” DEL POZO SACHA 179H

4.1. INTRODUCCIÓN

En primer lugar el departamento de perforación de la compañía ANADRILL trabaja con

los geólogos de PETROPRODUCCIÓN, para definir las coordenadas de superficie, las

coordenadas del tarjet (objetivo) y ubicar los topes de las formaciones en el área que se

va perforar, para posteriormente diseñar la trayectoria del pozo 179H.

Una vez diseñada la trayectoria del pozo se debe definir la función que deben realizar

los BHAs en las diferentes secciones de la trayectoria propuesta, para finalmente

diseñar los correspondientes BHAs para la perforación del pozo 179H.

4.2. CONCEPTOS BÁSICOS

El control direccional de la trayectoria de un pozo se hace a través de dos tipos de

BHAs: BHAs Dirigidos con motores de fondo (PDM) y BHAs Rotarios (uso de nueva

tecnología POWERDRIVE). Los BHAs Rotarios se usan porque se puede perforar

secciones tangentes donde el objetivo es mantener el ángulo y perforar recto, también se

166

usan donde la tendencia de las formaciones y la economía del proyecto no aguanta el

uso del BHAs Dirigidos todo el tiempo.

Las técnicas de desviación con whipstocks no son tan comunes ahora como en el

pasado, al igual el uso de motores de fondo en la actualidad esta perdiendo fuerza

debido al uso de la nueva tecnología PowerDrive; ya que este sistema proporciona un

mayor control en la trayectoria de pozo y permite al perforador direccional realizar las

correcciones en tiempo real, evitando desviaciones de la trayectoria y a la vez

disminuyendo los viajes para corregir dichos problemas.

Consecuentemente en la actualidad ya no se utiliza herramientas de registro de

desviación con cable, han sido remplazadas por herramientas que proporcionan registros

de desviación en tiempo real mientras se perfora (MWD) y registros eléctricos en

tiempo real (LWD).

El principio fundamental que debe respetarse al diseñar los BHAs es que a los esfuerzos

a los que se somete los componentes tubulares deben ser siempre inferiores a las

resistencias de dichos componentes, para evitar deformaciones y consecuentemente

evitar la reducción de la capacidad de resistencia de estos componentes

167

4.3. OBJETIVO DE LOS BHAs

El adecuado diseño de BHAs de perforación en la sección de 6 1/8” del pozo 179H en el

campo Sacha permitirá reducir los costos y tiempos de perforación a través de:

• Optimizar el número de Heavy Weigtht (HWDP) y Drill Pipe (DP).

• Reducir la posibilidad de pegaduras por presión diferencial.

• Mantener un buen control sobre la trayectoria del pozo (fase de navegación).

• Reducir arrastres.

• Evitar altas severidades con los doglegs.

• Minimizar Vibraciones.

• Aumentar la rata de penetración (ROP).

Y de esta manera colocar el pozo 179H en forma horizontal en la Arenisca “U”.

4.4. OBJETIVOS DE POZO

• Interceptar la Arenisca “U” INFERIOR donde se determina la zona de interés,

manteniendo una buena práctica de perforación.

• Optimizar la producción del reservorio.

168

4.5. PASOS PREDETERMINADOS PARA EL DISEÑO DE BHAs

4.5.1. TRABAJO CON GEÓLOGOS

Los geólogos de Petroproducción proporcionan información a SCHLUMBERGER

sobre datos para la planeación del pozo.

• Ubicación de la Locación.

• La columna Estratigráfica.

• Los Topes de la Formaciones.

• Las coordenadas de superficie y las coordenadas del target (objetivo).

• UBICACIÓN

FIGURA Nº 52: UBICACIÓN POZO SACHA 179H



169

• COLUMNA ESTATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL CAMPO SACHA

FIGURA Nº 53: COLUMNA ESTATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL

CAMPO SACHA



170

• TOPES ESTIMADOS

TABLA Nº 4: TOPES ESTIMADOS POZO SACHA 179H



171

• COORDENADAS DE SUPERFICIE E INFORMACIÓN DEL OBJETIVO

TABLA Nº 5: COORDENADAS DE SUPERFICIE



TABLA Nº 6: INFORMACIÓN DEL OBJETIVO



172

4.5.2. DISEÑO DE LA TRAYECTORIA

Posteriormente el departamento de perforación de SCHLUMBERGER (ANADRILL)

procede al diseño de la trayectoria del pozo.

Una vez conocido las coordenadas de superficie, del target y la Profundidad Vertical

Verdadera (TVD) se inicia con el trabajo de la planeación del pozo, determinando los

primeros datos tales como:

• Kickoff Point (KOP)

• Buil up Rate (BUR)

• Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

• Dirección (Azimut)

Estos datos se utilizan en un plano de sección vertical, en el cual se ubica el punto

Kickoff Point (KOP) y el Target, posteriormente con el dato de Builup Rate (BUR) se

realiza una curva de acuerdo al incremento de grados por cada cien pies y se proyecta

secciones tangenciales para llegar al target de la manera mas segura y rápida posible

asegurando la integridad del pozo en la operación de perforación.

Cabe destacar que en el diseño de la trayectoria del pozo tiene gran validez la

experiencia de las personas encargadas en la planeación así como hay que contar con las

173

características de las formaciones para no encontrarse con problemas futuros durante las

operaciones de perforación.

Previamente planeada la trayectoria del pozo se puede determinar:

• Máximo ángulo

• End of Builup EOB en la profundidad vertical verdadera (TVD)

• End of Builup EOB en la profundidad medida (MD)

• Desplazamiento de End of Builup EOB

• Profundidad Medida (measurement depth MD)

Nota: El profesional encargado en la planeación del pozo tiene acceso al programa del

computador para ayudarse en el desarrollo del mejor perfil posible.

• TRAYECTORIA PLANEADA VS TRAYECTORIA REAL DEL POZO

SACHA 179H

La principal razón por la que se planeo la trayectoria del pozo 179H como muestra en la

figura 54, fue el de llevar el pozo hasta un desplazamiento horizontal de -800 pies con

un azimut de 102º en la profundidad vertical verdadera de 7000 pies; para suavizar la

curva en la profundidad vertical verdadera de 9463 pies y una profundidad medida de

174

10995 pies y posteriormente cambiar de azimut a 283,88º ,para lograr un

desplazamiento horizontal de 2500 pies y lograr colocar el pozo en la ARENISCA “U”

INFERIOR (FASE DE NAVEGACIÓN).

La trayectoria de pozo Sacha 179H empieza desde la superficie con 0.00º de inclinación

y 102º de azimut en donde se perfora la fase vertical hacia abajo hasta la profundidad

de 1000 pies. En dicha profundidad se empieza a construir ángulo cambiando la

inclinación del pozo hasta una profundidad vertical verdadera de 2690 pies y una

profundidad medida de 3000 pies, alcanzando una inclinación de 20.00º y manteniendo

el azimut de 102º; para luego perforar una sección tangente hasta una profundidad

vertical verdadera de 3242 pies y una profundidad medida de 3300 pies, manteniendo el

azimut e inclinación; posteriormente se tumba el ángulo hasta alcanzar una profundidad

vertical verdadera de 5201 pies y una profundidad medida de 5300 pies, alcanzando una

inclinación de 0.00º y manteniendo el azimut de 102º; para luego perforar una sección

tangente hasta una profundidad vertical verdadera de 7000 pies y una profundidad

medida de 7099 pies, manteniendo inclinación y en donde el azimut va a cambiar a

286,76º; consecuentemente se construye ángulo hasta llegar a el punto de entrada en la

arenisca “U” inferior a la profundidad vertical verdadera de 9420 pies y una

profundidad medida de 10500 pies, manteniendo el azimut e incrementando el ángulo

hasta una inclinación de 79,05º; y finalmente incrementar ángulo hasta alcanzar los 90º

de inclinación a la profundidad vertical verdadera de 9463 pies y una profundidad

medida de 10995 pies y colocar el pozo en la fase de navegación manteniendo el azimut

en 283,88º hasta alcanzar una profundidad medida de 11795pies.

175

FIGURA Nº 54: TRAYECTORIA PLANEADA VS TRAYECTORIA REAL DEL

POZO SACHA 179H



WELL FIELD STRUCTURE

Magnetic ParametersModel: Dip:

Mag Dec:Date:FS:

Surface LocationLat:Lon:

Northing:Easting:

Grid Conv:Scale Fact:

MiscellaneousSlot:Plan:

TVD Ref:Srvy Date:

Petroproduccion

Sacha 179H Petroproduccion_Sacha 179H Sacha 179H Structure

BGGM 2005 22.103°-2.863°

January 11, 200729630.3 nT

UTM Zone 18S - WGS84, MetersS0 23 32.881W76 53 39.665

9956596.73 m289172.37 m

+0.01298073°1.0001502612

Sacha 179HSACHA 179H MWD

Rotary Table (889.00 ft above MSL)January 11, 2007

Drawn By: Oscar MontalvoDate Created: Tue 02:32 PM February 13, 2007Checked By:

Checked Date:Approved By:

Approved Date:

Sach

a 17

9HTu

e 02

:32

PM F

ebru

ary

13, 2

007

Petro

prod

uccio

nSa

cha

179H

Surface LocationNorthing: 9956596.73 ft Easting: 289172.37 ft

Target Description Grid Coord Local CoordTarget Name Shape Major Axis N(+)/S(-) E(+)/W(-) TVD VSec N(+)/S(-) E(+)/W(-) Sacha179H Entrada Circle 100.00 9956721.98 288826.17 9420.00 1206.13 410.86 -1135.66

Sacha 179H Salida 1000ft Circle 100.00 9956801.60 288545.40 9450.00 2163.28 672.04 -2056.68

U Inferior Base Plane 100.00 9956678.27 288816.62 9468.00 1194.24 267.47 -1166.99

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

-2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500

-2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Vertical Section (ft) Azim = 286.97°, Scale = 1(in):500(ft) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W

TVD

Sca

le =

1(in

):500

(ft)

Sacha 179H Plan Rev A3

SACHA 179H MWD

T ie -In0 MD 0 TVD

0.00° 0.00°az0 departure

Ultimo Surve y11585 MD 9458 TVD

88.93° 292.24°az2282 departure

Proye ccion a l Fondo11650 MD 9459 TVD

88.93° 292.24°az2346 departure

13 3/8" Casing Point5527 MD 5428 TVD

0.00° 286.76°az-790 departure

9 5/8" Ca sing Point9081 MD 8775 TVD46.08° 286.76°az-35 departure

7" Ca sing Point10345 MD 9386 TVD

75.47° 286.76°az1056 departure

5" Casing-T D11795 MD 9463 TVD90.00° 283.88°az2498 departure

Orteguaza 5526 5427 TVD

Tiyuyacu 6158 6059 TVD

Tope Conglomerado Tiyuyacu 7485 7385 TVD

Tena 7945 7830 TVD

Basal Tena 8920 8660 TVDNapo 8982 8705 TVD

Caliza M-1 9343 8947 TVD

Caliza M-2 9774 9180 TVD

Caliza "A" 10092 9310 TVDZona "U" Superior 10342 9385 TVD

Zona Arenisca "U" Inferior 10499 9420 TVDU Inferior Base

Sacha179H Entrada

Sacha 179H Salida 1000ft

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

-4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500

-4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500

<<< W Scale = 1(in):500(ft) E >>>

<<<

S

Scal

e =

1(in

):500

(ft)

N >

>> SACHA 179H MWD


Sacha179H Entrada


T ie -In0 MD 0 TVD0.00° 0.00°azN=0 E=0

Ultimo Survey11585 MD 9458 TVD88.93° 292.24°azN=772 E=-2150

Proyeccion a l Fondo11650 MD 9459 TVD

88.93° 292.24°azN=797 E=-2210

EOC5300 MD 5201 TVD0.00° 102.00°azN=-165 E=776

13 3/8" Ca sing Point5527 MD 5428 TVD0.00° 286.76°azN=-165 E=776

9 5/8" Casing Point9081 MD 8775 TVD

46.08° 286.76°azN=53 E=53

7" Ca sing Point10345 MD 9386 TVD

75.47° 286.76°azN=367 E=-992

5" Casing-T D11795 MD 9463 TVD

90.00° 283.88°azN=728 E=-2389

Critical PointsCritical Point MD INCL AZIM TVD VSEC N(+) / S(-) E(+) / W(-) DLS

Tie-In 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Ultimo Survey 11584.84 88.93 292.24 9457.54 2281.55 772.03 -2149.83 1.77Proyeccion al Fondo 11650.00 88.93 292.24 9458.76 2346.43 796.69 -2210.13 0.00

Grid NorthTot Corr (M->G -2.8760°)

Mag Dec (-2.863°)Grid Conv (+0.01298073°)

Grid

True

Mag

176

4.5.3. IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO

Una vez determinada la trayectoria planeada del pozo 179H se procede a identificar:

• Puntos de Casing

• Tamaños de Hueco

La identificación de los puntos de casing la realizan los Geomecánicos por medio de

esfuerzos de las formaciones y del peso de la columna de lodo y lograr determinar los

tamaños de huecos.

TABLA Nº 7: PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO

CASING Y

LINER

TAMAÑO DE

HUECO

PROFUNDIDAD

VERTICAL

VERDADERA

PROFUNDIDAD

MEDIDA

13 3/8 “ CASING 16” 5428 5527

9 5/8” CASING 12 ¼” 8706 8983

7” LINER 8 1/2” 9420 10500

5” LINER 6 1/8” 9463 11795



177

FIGURA Nº 55: PUNTOS DE CASING Y TAMAÑOS DE HUECO



178

4.5.4. DISPONIBILIDAD DE HERRAMIENTAS Y ESPECIFICACIONES EN

FUNCIÓN DE TAMAÑOS DE HUECO

ANADRILL utiliza en Ecuador herramientas hasta de un diámetro exterior (OD) de 8

½”; dependiendo del tamaño del hueco a perforar:

TABLA Nº 8: HERRAMIENTAS UTILIZADAS PARA CADA TAMAÑO DE

HUECO

HERRAMIENTAS (PULG) TAMAÑO DE HUECO (PULG)

8 ½” 16” Y 12 ¼”

6 3/4” 8 ½”

4 ¾” 6 1/8”



4.6. FUNCIÓN DE LOS BHAs EN LA TRAYECTORIA PROPUESTA

• En primer lugar se utilizara un ensamblaje de fondo con MOTOR con el

propósito de perforar parte de la sección de 6 1/8” desde una profundidad

vertical verdadera (TVD) de 10352 pies (PUNTO DE LINER DE 7”) y una

179

profundidad medida (MD) de 10791 pies; pasando por el punto de entrada en la

fase de navegación a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 9416 pies y

una profundidad medida (MD) de 11650 pies Por lo que la función a cumplir

que realizó este BHA fue de construir ángulo empezando con una inclinación de

75,04 grados hasta 79,9 grados.

Se armó el BHA con Motor de fondo y un bent housing de 1.5 grados, se

incrementa la inclinación hasta los 75,04 grados mediante deslizamientos,

posteriormente y de acuerdo a lo estimado continuo incrementando inclinación

en modo rotacional hasta los 79,9 grados. Se dejo el pozo a 6 pies del plan

propuesto.

• Y en segundo lugar se utilizara un ensamblaje de fondo con POWERDRIVE con

el propósito de tumbar ángulo rápidamente para colocar el pozo en la arenisca

“U” inferior (debido a que en la realidad se presenta un buzamiento de 1,7º de la

capa superior), para posteriormente construir ángulo a mas o menos 80 grados y

perforar la fase de navegación hasta alcanzar la profundidad total (TD)de 11650

pies a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 9459 pies

180

FIGURA Nº 56: TRAYECTORIA DE LA SECCIÒN 6 1/8”


ELABORADO POR: JOSÉ LUIS

WELL FIELD STRUCTURE

Magnetic ParametersModel: Dip:

Mag Dec:Date:FS:

Surface LocationLat:Lon:

Northing:Easting:

Grid Conv:Scale Fact:

MiscellaneousSlot:Plan:

TVD Ref:Srvy Date:

Petroproduccion

Sacha 179H Petroproduccion_Sacha 179H Sacha 179H Structure

BGGM 2005 22.100°-2.869°

January 30, 200729626.1 nT

UTM Zone 18S - WGS84, MetersS0 23 32.881W76 53 39.665

9956596.73 m289172.37 m

+0.01298073°1.0001502612

Sacha 179HSacha 179H Plan Rev A7

Rotary Table (889.00 ft above MSL)February 02, 2007

Drawn By: OSCAR MONTALVODate Created: Tue 09:59 AM February 06, 2007Checked By:

Checked Date:Approved By:

Approved Date:

Sach

a 17

9HTu

e 09

:59

AM F

ebru

ary

06, 2

007

Petro

prod

uccio

nSa

cha

179H

Surface LocationNorthing: 9956596.73 ft Easting: 289172.37 ft

Target Description

TargetName Shape Major Axis

Sacha179H Entrada Circle 100.00

Sacha 179H Salida Circle 100.00

9244

9280

9316

9352

9387

9423

9459

9495

9531

9567

9602

9638

9674

9244

9280

9316

9352

9387

9423

9459

9495

9531

9567

9602

9638

9674

860 896 932 967 1003 1039 1075 1111 1147 1182 1218 1254 1290 1326 1362 1397 1433 1469 1505 1541 1577 1612 1648 1684 1720 1756 1792 1827 1863 1899 1935 1971 2006 2042 2078 2114 2150 2186 2221 2257 2293 2329 2365 2401 2436 2472

860 896 932 967 1003 1039 1075 1111 1147 1182 1218 1254 1290 1326 1362 1397 1433 1469 1505 1541 1577 1612 1648 1684 1720 1756 1792 1827 1863 1899 1935 1971 2006 2042 2078 2114 2150 2186 2221 2257 2293 2329 2365 2401 2436 2472

Vertical Section (ft) Azim = 286.97°, Scale = 1(in):35.83(ft) Origin = 0 N/-S, 0 E/-W

TVD

Sca

le =

1(in

):35.

83(ft

)

Tie-In10286 MD 9369 TVD

74.98° 286.54°az990 departure

7" Liner Point10350 MD 9385 TVD

75.04° 286.54°az1052 departure Entry Point

10491 MD 9416 TVD79.70° 286.54°az

1190 departure

Tope Lente Lutitico 10637 9436 TVDBase Lente Lutitico 10689 9441 TVD

Navigation Level10856 MD 9449 TVD

90.00° 286.54°az1552 departure

TD11656 MD 9449 TVD90.00° 286.54°az2352 departure

Ultimo Survey11585 MD 9458 TVD

88.93° 292.24°az2282 departure

Proyeccion al Fondo11650 MD 9459 TVD

88.93° 292.24°az2346 departure

U Inferior Base


SACHA 179H MWD

SACHA 179H MWD

Sacha179H Entrada


-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

-2400 -2300 -2200 -2100 -2000 -1900 -1800 -1700 -1600 -1500 -1400 -1300 -1200 -1100 -1000 -900 -800 -700

-2400 -2300 -2200 -2100 -2000 -1900 -1800 -1700 -1600 -1500 -1400 -1300 -1200 -1100 -1000 -900 -800 -700

<<< W Scale = 1(in):100(ft) E >>>

<<<

S

Scal

e =

1(in

):100

(ft)

N >

>>

Tie-In10286 MD 9369 TVD

74.98° 286.54°azN=354 E=-927

7" Liner Point10350 MD 9385 TVD

75.04° 286.54°azN=372 E=-987

Entry Point10491 MD 9416 TVD

79.70° 286.54°azN=411 E=-1118

Navigation Level10856 MD 9449 TVD

90.00° 286.54°azN=514 E=-1466

TD11656 MD 9449 TVD

90.00° 286.54°azN=742 E=-2233

Ultimo Survey11585 MD 9458 TVD88.93° 292.24°azN=772 E=-2150

Proyeccion al Fondo11650 MD 9459 TVD

88.93° 292.24°azN=797 E=-2210


SACHA 179H MWD

Sacha179H Entrada

SACHA 179H MWD


Critical PointsCritical Point MD INCL AZIM TVD VSEC N(+) / S(-) E(+) / W(-) DLS

Tie-In 10286.13 74.98 286.54 9368.66 990.47 354.34 -927.43.7" Liner Point 10350.00 75.04 286.54 9385.18 1052.16 371.90 -986.57 0.09Entry Point 10490.98 79.70 286.54 9416.00 1189.69 411.05 -1118.41 3.31~Tope Lente Lutitico 10636.53 84.50 286.54 9436.00 1333.82 452.09 -1256.58 3.30~Base Lente Lutitico 10688.70 84.50 286.54 9441.00 1385.74 466.87 -1306.36 0.00Navigation Level 10855.51 90.00 286.54 9449.00 1552.29 514.28 -1466.02 3.30.TD 11655.51 90.00 286.54 9449.00 2352.27 742.03 -2232.92 0.00

From(ft) To(ft) Action10286.1 10350 Build 0.09°/100ft

From inc 74.98° to 75.04°On Az 286.54°From 9369 ft TVD to 9385 ft TVD.

10350 10491 Build 3.31°/100ftFrom inc 75.04° to 79.70°On Az 286.54°From 9385 ft TVD to 9416 ft TVD.

10491 10636.5 Build 3.30°/100ftFrom inc 79.70° to 84.50°On Az 286.54°From 9416 ft TVD to 9436 ft TVD.

10636.5 10688.7 Drill TangentHold on inc 84.50°Hold on Az 286.54°From 9436 ft TVD to 9441 ft TVD.

10688.7 10855.5 Build 3.30°/100ftFrom inc 84.50° to 90.00°On Az 286.54°From 9441 ft TVD to 9449 ft TVD.

10855.5 11655.5 Drill TangentHold on inc 90.00°Hold on Az 286.54°From 9449 ft TVD to 9449 ft TVD

Grid NorthTot Corr (M->G -2.8820°)

Mag Dec (-2.869°)Grid Conv (+0.01298073°)

Grid

True

Mag

181

4.7. PROCEDIMIENTO PRÁCTICO PARA EL DISEÑO DE BHAs CON

MOTOR DE FONDO Y POWERDRIVE

El diseño de ensamblajes de fondo de pozo (BHAs) en la sección de 6 1/8” del pozo

Sacha 179H se realizó con MOTOR DE FONDO y POWERDRIVE:

4.7.1. DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO (BHA) CON MOTOR

El diseño de BHAs depende de:

• Respuesta de BHA a cambios en los parámetros de operación (WOB) y a las

tendencias de las formaciones.

• Diámetro y Distancia de los estabilizadores

• Ángulo del Pozo

• Ángulo del Motor de Fondo

Para lo cual el ingeniero deberá recopilar información de la sección 6 1/8” como:

182

• Profundidad de Entrada 10352 pies (punto del liner de 7”).

• Diámetro de la Barrena 6,125 pulgadas.

• Profundidad Programada 11795 pies.

• Diámetro del Liner a ser utilizado 5” (sección de 6 1/8”).

• Diámetro de los Heavy Weight 3,5 pulgadas.

• Peso de los Heavy Weight (kg/m) 34,523.

• Diámetro, Grado, Clase, Peso de los Drill Pipe: 3 1/2”; G105; Premiun;

19,79Kg/m.

• Resistencia a la Tensión de los Drill Pipe: 271570 lbs.

• Peso sobre la barrena (WOB) 4 mínimo - 20 máximo toneladas.

• Densidad del lodo de perforación 9 lb/gal ó 1,07857 gr/cm3

• CONOCER EL FUNCIONAMIENTO DEL MOTOR Y POWERDRIVE.

Para posteriormente proceder al cálculo de:

• Longitud de Heavy Weight Drill Pipe

• Máxima tensión permisible y tensión de trabajo para cada sección de tubería

• Longitud de los Drill Pipe (grado y peso)

• Buscar puntos de apoyo y distancia entre puntos de apoyo (uso de

estabilizadores)

183

• CÁLCULO DE LA LONGITUD DE HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

(HWDP)

Los heavy weight se utilizan para proporcionar peso a la barrena; y en las operaciones

de perforación no se debe usar en ángulos mayores a 40 grados de inclinación.

La mínima longitud de HWDP se calcula:

En primer lugar se determina el factor de flotabilidad utilizando la densidad del lodo de

perforación en gr/cm3 y la densidad del acero que es igual a 7,856 gr/cm3 : Por lo que

el resultado será adimensional.

856,71 lodoPFF −=

856,707857,11−=FF

861,0=FF

Consecuentemente se calcula la longitud de los heavy weight “tubería pesada” con la


TP

LBLB

fTP

dSBTP P

LPCosFP

FPL ***

**4,671−=

θ

º50,72*861,0*2,232,1*4*4,671

CosLTP =

184

07,672,3222

=TPL

)(92,530 mLTP =

Transformar de metros a pies

//9,17411

pies 3,281530,92m piesm

=•

• CÁLCULO MÁXIMA TENSIÓN PERMISIBLE Y TENSIÓN DE

TRABAJO PARA CADA SECCIÓN DE TUBERÍA

Para realizar el cálculo es necesario considerar la resistencia a la tensión, factor de

diseño a la tensión, Tensión de Trabajo, a la que estará expuesta la tubería durante las

operaciones normales de peroración, Margen de Jalón o Tensión Máxima a la que los

Drill Pipe estarán sometidos.

El factor de diseño de tensión (FdT) varía de 1.0 a 1.152 de acuerdo a la severidad de

perforación del pozo.

Con la siguiente ecuación determinamos la máxima tensión permisible (MTP):

dT

TTP F

RM410*59,4 −

=

3225,1)271570(10*59,4 4−

=TPM

)(227,93 tonMTP =

185

Posteriormente se determina el margen de jalón (MJ), para poder determinar la tensión

de trabajo (TT).

FSPhM j =

2,1916,96

=jM

)(764,80 tonM j =

JTPT MMT −=

764,80227,93 −=TT

)(4628,12 tonTT =

Transformar de toneladas a libras

12,4628 //57,27480

12205 Libras

tonlibraston =•

Por lo tanto el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre; y la tensión de

trabajo sea menor a la máxima tensión permisible.

• CÁLCULO DE LA LONGITUD DE LOS DRILL PIPE (GRADO Y PESO)

Y finalmente se determinara la longitud de los drill pipe “tubería de trabajo”.

( )

TT

LPTPLBLBT

T

TT Px

LPLPxFT

L 3

3

1049,1

1049,1

−

− +−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=

186

( )

)3,13(1049,1

42,5302,403751049,1861,0

57,27480

3

3

−

− +−⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛

=x

xLTT

019817,056,3190904,31917 −

=TTL

019817,048,7

=TTL

)(45,377 mLTT =

Transformar de metros a pies

//2,12381

pies 3,281 m 377,45 piesm

=•

Longitud de drill pipe = 1238,2; Grado E; Clase Premiun.

• BUSCAR PUNTOS DE APOYO Y DISTANCIA ENTRE PUNTOS DE

APOYO (USO DE ESTABILIZADORES)

La manipulación de la posición y número de estabilizadores (puntos de tangencia o

contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo.

El punto de tangencia o contacto no es mas que la distancia de la barrena al primer

punto donde el ensamblaje de fondo hace contacto con las paredes del agujero o tubería

de revestimiento.

187

En un BHA rotario el peso de los Heavy Weight (HWDP) y el peso sobre la barrena

(WOB) dan una tendencia a flexionarse hacia el lado bajo del pozo; la distancia de los

estabilizadores como el diámetro de los mismos se usan para el diseño de el BHA con

la finalidad de controlar la magnitud de flexión, para lograr el efecto direccional

deseado.

En el diseño de BHAs con motor se toma en cuenta el diámetro de la camisa del motor

y el diámetro del estabilizador a ser usado tomando en cuenta los siguientes criterios:

• Si el diámetro máximo del estabilizador es igual al diámetro máximo de la

camisa del motor, el BHA mantendrá inclinación, perforando una sección

tangente.

• Si el diámetro máximo del estabilizador es mayor al diámetro máximo de la

camisa del motor, el BHA tumbara inclinación; ósea la longitud del BHA desde

la barrena al primer estabilizador, cuelga como un péndulo debido a su propio

peso y el BHA tumbara mas ángulo si le aplicamos mas peso sobre la barrena

(WOB) y le reducimos velocidad rotaria.

• Si el diámetro máximo del estabilizador es menor al diámetro máximo de la

camisa del motor, el BHA construirá inclinación; y construirá más ángulo si le

aplicamos mas peso sobre la barrena (WOB).

188

El comportamiento de un BHA liso (sin estabilizadores) proporciona las bases para

determinar la posición y número de estabilizadores; cuando se aplica peso sobre la

barrena se originan fuerzas de péndulo o de pandeo y la deflexión de la tubería. La

resultante de estas fuerzas laterales depende de la longitud del punto de tangencia LT:

Y finalmente de la longitud al punto de tangencia depende de un buen control del

ángulo del pozo.

Por lo que se determina siguiendo el siguiente procedimiento:

1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia en metros (m),

para un peso sobre la barrena: De acuerdo a la experiencia se recomendó una

longitud de 7 (m).

2. Determinar, en tablas, el peso de la tubería, que en este caso es de 23,2 (lb/pie)

de los Heavy Weight (HWDP).

3. Conocer el factor de flotabilidad.

4. Calcular la carga compresiva de los Heavy Weight (HWDP) en toneladas con la


( )θSenLFPxPC TFLBSBCLB41045,7 −−=

( )5,72)7)(861,0)(2,23)(1045,7(20 4 SenxCCLB−−=

toneladasCCLB 9,19=

189

5. Calcular la rigidez de los Heavy Weight (HWDP) en lb-pulg2 con la siguiente

ecuación:

( )44610424,1 diLBLBdxRLB −= l

( )446 25,25,310424,1 −= xRLB

( )433,12410424,1 6xRLB =

2lg5,437.193.77'1 pulbRLB −=

6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación:

5,0

924 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

LB

CLBT R

CLµ

5,0

5,1771934379,19)7(924 ⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛=µ

//174,2=µ

7. Calcular la función trasedental X (adimensional) con la siguiente ecuación:

3

)(tan3µ

µµ −=X

3174,2)174,2174,2(tan3 −

=X

624,0=X

190

8. Calcular el claro (l ) en pulgadas entre el agujero y el diámetro exterior de los

Heavy Weight (HWDP) con la siguiente ecuación:

)(5,0 LBddbl l−=

)5,3125,6(5,0 −=l

3125,1=l (Pulgadas)

9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia LT en (m) con la


25,0

)624,0)(º5,72)(861,0)(2,23()3125,1)(5,177193437(102,1

4

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=

−

SenxLT

25,0

881,11966,27907

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=TL

)(//7 mLT =

Entonces TL supuesta tiene que ser igual a TL obtenida.

TL supuesta = TL obtenida

7 (m) = 7(m)

Transformamos los 7(m) a pies

piesl

piesmm

967,22281,37 =•

25,0

)(102,1

4

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=

−

xSenFPlRxL

FLB

LBT θ

191

• ARMAR EL ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO BHAs

El BHA Nº 13 utilizado para la sección de 6 1/8” en el pozo 179H fue:

TABLA Nº 9: BHA #13

Nº Nombre OD/ID

(pulg)

Max

OD

Conexion

(pulg)

Long

(pies)

Long Acum

(pies)

3.88 1 6 1/8” PDC Barren.

1.25

6.13

3.5 REG Pin

0.75 0.75

A475M7838XP1.5º 4.75 3.5 REG Box 2

Facto Motor

0.54rev/gal

3.75

5.88

3.5 IF Box

22.28 23.03

4.75 3.5 IF Pin 3 Float Sub

2.81

4.75

3.5 IF Box

2.34 25.37

4.75 3.5 IF Pin 4 5 7/8” Estabilizador

2.25

5.88

3.5 IF Box

5.84 31.21

4.75 3.5 IF Pin 5 PeriScope 15

2.50

5.25

3.5 IF Pin

26.32 57.53

6 Impulse 4.75 5.25 3.5 IF Box 34.92 92.45

192

2.50 3.5 IF Box

4.50 3.5 IF Pin 7 4 ¾” Flex Monel

2.25

4.50

3.5 IF Box

29.95 122.40

3.50 3.5 IF Pin 8 33 x 3 ½” HWDP

2.25

4.75

3.5 IF Box

1007.64 1130.04

3.43 3.5 IF Pin 9 39 X 3 ½” DP

2.76

5.00

3.5 IF Box

1231.79 2361.83

3.50 3.5 IF Pin 10 9 X 3 ½” HWDP

2.25

4.75

3.5 IF Pin

274.27 2636.10

4.75 3.5 IF Pin 11 Martillo Hidráulico

2.13

4.83

3.5 IF Box

15.47 2651.57

3.50 3.5 IF Pin 12 15 x 3 ½” HWDP

2.25

4.75

3.5 IF Box

458.40 3109.97

6.25 3.5 IF Pin 13 Crossover

2.25

6.25

4.5 IF Box

3.29 3113.26

193

Ángulo del Bent Housing es de 1.5grados



Peso Total (lb) Peso bajo del Martillo (lb) Longitud Total (pies)

71183 58873.3 3113.26

Sensores

Tipo Dist. Barrena (pies)

Resistividad 40.40

Gamma Ray 50.12

D&I 70.12

Estabilizadores

Long. Aleta (pies) Long. del punto medio a

la barrena (pies)

1.00 1.88

1.45 28.00

Nozzles de la Barrena

Cantidad Tamaño (1/32 pulg)

3 11.00

TFA (PULG2) 0.28

194

Entrada Salida

Profundidad 10352pies Profundidad 10791pies

Inclinación 75.04º Inclinación 79.9º

Dirección 286.54º Dirección 288.20º

Perf. Total 439 pies Dogleg 5.79º

195

4.7.2. DISEÑO DE ENSAMBLAJE DE FONDO DE POZO (BHA) CON

POWERDRIVE

Su diseño es similar al de diseño de ensamblaje de fondo de pozo (BHA) con motor con

la excepción de buscar puntos de apoyo y distancia entre puntos de apoyo, debido a que

solo se utiliza un solo estabilizador en la parte superior del powerdrive, con el objetivo

de estabilizar el ensamblaje de fondo para que las herramientas no tengan contacto con

las paredes del pozo y también para que el powerdrive pueda realizar su función

eficientemente y de esta manera evitar que los pads del powerdrive estén en contacto

con la parte baja de la formación al momento de impulsar los pads para realizar las

desviaciones correspondientes.

El POWERDRIVE perfora fase horizontal trabajando con la herramienta con settings al

100% tanto para tumbar inclinación como para incrementarla de acuerdo a programa de

navegación. Perforó hasta 11650 pies como profundidad final.

Los valores de resistividad en la Arena “U” Inferior se mantuvieron siempre con valores

bastante altos durante todo el intervalo.

NOTA: Para el diseño de ensamblajes de fondo BHAs, el procedimiento práctico

descrito anteriormente no es una regla, ya que se da a conocer amplias referencias para

seleccionar los BHAs debido a que a menudo es mas difícil tomar decisiones en

cambios de BHA que seleccionar un BHA basico como por ejemplo BHAs tipo Péndulo

196

construyen ángulo y BHAs Fulcrum tumban ángulo dependiendo de las formaciones a

atravesar y de la experiencia del comportamiento de los diferentes BHAs.

Cabe destacar que el MOTOR DE FONDO puede generar patas de perro (Dog Legs) de

4, 5, 6; mientras que el POWERDRIVE genera patas de perro de 1,5; 2; 2,5; y máximo

de 3 ayudando de esta manera a tener un mejor control en la trayectoria propuesta del

pozo.

El BHA Nº 14 utilizado para la sección de 6 1/8” en el pozo 179H fue:

TABLA Nº 10: BHA #14

Nº Nombre OD/ID

(pulg)

Max

OD

Conexion

(pulg)

Long

(pies)

Long Acum

(pies)

3.88 1 6 1/8” PDC Barren.

1.25

6.13

3.5 REG Pin

0.75 0.75

4.94 3.5 REG Box 2 PowerDrive 475

1.61

5.74

3.5 IF Box

14.52 15.27

4.81 3.5 IF Pin 3 5 7/8” Estabilizador

2.25

6.00

3.5 IF Box

5.84 21.11

197

4.75 3.5 IF Pin 4 Float Sub

2.81

4.75

3.5 IF Box

2.34 23.45

4.75 3.5 IF Pin 5 LWD PeriScope 15

2.50

5.25

3.5 IF Pin

26.32 49.77

4.75 3.5 IF Box 6 MWD Impulse

2.25

5.25

3.5 IF Box

34.92 84.69

4.50 3.5 IF Pin 7 4 ¾” Flex Monel

2.25

4.50

3.5 IF Box

29.95 114.64

3.50 3.5 IF Pin 8 33 x 3 ½” HWDP

2.25

4.75

3.5 IF Box

1007.64 1122.28

3.43 3.5 IF Pin 9 39 X 3 ½” DP

2.76

5.00

3.5 IF Box

1231.79 2354.07

3.50 3.5 IF Pin 10 9 X 3 ½” HWDP

2.25

4.75

3.5 IF Pin

274.27 2628.34

11 Martillo Hidráulico 4.75 4.83 3.5 IF Pin 15.47 2643.81

198

2.13 3.5 IF Box

3.50 3.5 IF Pin 12 15 x 3 ½” HWDP

2.25

4.75

3.5 IF Box

458.40 3102.21

6.25 3.5 IF Pin 13 Crossover

2.25

6.25

4.5 IF Box

3.29 3105.50

Peso Total (lb) Peso bajo del Martillo (lb) Longitud Total (pies)

66299 53988.9 3105.50

Estabilizadores

Long.

Aleta (pies)

Long. Del punto medio

a la barrena (pies)

1.45 32.29

Sensores

Tipo Dist. Barrena (pies)

Resistividad 32.64

Gamma Ray 42.36

D&I 62.36

199



Nozzles de la Barrena

Cantidad Tamaño (1/32 pulg)

1 11.00

2 12.00

TFA (PULG2) 0.31

200

Entrada Salida

Profundidad 10791pies Profundidad 11650

Inclinación 79.9º Inclinación 88.93º

Dirección 288.20º Dirección 292.24

Perf. Total 859 pies Dogleg 2.03

201

4.8. OPERACIONES DE GEONAVEGACIÓN (DETECTA ARENISCA “U”

INFERIOR)

• Profundidad actual de la broca: 10754 ft MD – Inc. 87.5º – TVD 9435 ft.

• Ultimo survey: 10669.47 ft MD - Inc. 88.6º – 287.12º - TVD 9428.08 ft

• Detección del tope de la U Inferior con PeriScope hasta 10 ft TVD de distancia

hasta la trayectoria.

Las operaciones de geonavegación recomendadas para perforar con orientación de la

trayectoria para bajar ángulo y regresar al plan de navegación.

FIGURA Nº 57: DETECTA ARENISCA “U” INFERIOR



202

En la colocación del pozo la profundidad actual de la broca: 11650 ft MD – Inc. 89.9º

TVD 9458.76 ft.

• Ultimo survey: 11584.84 ft MD - Inc. 88.93º – 292.24º - TVD 9457.54 ft

• Buena detección del tope de la U Inferior con PeriScope hasta 10 ft TVD de

distancia de la trayectoria.

• Mediciones de PeriScope indican tendencia de buzamiento en la dirección del

pozo de aproximadamente 1.7°.

FIGURA Nº 58: DETECTA BUZAMIENTO DE 1.7 GRADOS



.

203

4.9. BARRENA UTILIZADA EN HOYO DE 6 1/8”

BARRENA DE 6 1/8” PDC Tipo HCM406

Esta barrena es diseñada bajo la tecnología Ez-Steer la cual mejora la direccionalidad y

mejora el control de la Tool Fase por el número de aletas.

FIGURA Nº 59: BARRENA DE 6 1/8” PDC Tipo HCM406



• Cortadores: De 13,4mm resistentes a abrasión e impacto.

• Aletas: Seis para mejor estabilidad y reducir vibración

• Cuerpo: En carburo de tungsteno

204

• Boquillas: Tres porque se requiere tener una buena área total de flujo (TFA) con

bajo galonaje

• Conexión: 3 ½” API Regular

• Rata de Flujo : 200 - 450 gpm

• Máx. Peso sobre la Barrena: 22Klb = 9 toneladas

• ROP = 23.3 Pie/h

4.10. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN

HORIZONTAL

El Pozo Horizontal Sacha 179H planificado por Petroproducción, para perforarse en el

campo Sacha tiene como objetivo incrementar la producción de petróleo a partir de la

formación Napo.

Baker Huges Drilling Fluids, recomienda este programa de fluidos de perforación,

basada en las lecciones aprendidas durante la perforación de los pozos en diferentes

áreas del Oriente Ecuatoriano, tales como AGIP, PETROSUD, PETOPRODUCCION,

(Sacha, Shushufindi, Auca, Sansahuari y Cononaco ), al igual que CPEB y SINOPEC.

El sistema de lodos de Baker Huges Drilling Fluids es libre de sales con un pH. entre 10

y 11. Esto prevendrá el riesgo de problemas de corrosión.

205

La seccion de Napo y la Navegación se realizara con sistemas libre de sólidos y drill in

respectivamente. En el caso de la sección de navegación de 6 1/8”, se utilizara el

sistema Perflow, con la finalidad de minimizar el daño a la formación.

• TIPO DE LODO RECOMENDADO: PERFLOW SYSTEM

Esta seccion será perforada con el sistema de fluidos perflow y luego se asentara el liner

ranurado de 5”.

Este fluido nos permite obtener un bajo filtrado y muy poca incorporación de sólidos

perforados elevados valores de de 3/6 RPM; estas propiedades en conjunto, aseguran la

limpieza del hueco durante la etapa de perforación.

La densificación de esta etapa se realizara con carbonato de calcio Hi Mix:

recomendándose perforar esta seccion con una densidad de 9- 10 lpg.

El carbonato de calcio utilizado en este sistema, tiene un tamaño de partícula

cuidadosamente diseñado para lograr un sellamiento y puenteo óptimos, inclusive en

rangos de permeabilidades desde 500 md hasta 5000 md.

El sellamiento logrado tonel Carbonato de Calcio, Hi Mix nos permite mantener un

filtrado API menor de 6 cc/30 min; al lograr una mezcla de Biopac/Pac R/LV.

206

Es importante durante la perforación de esta seccion, asegurar que el carbonato tenga

suficiente flotabilidad; por lo que el yield point adecuado borneara el valor de 2; in

embargo, para alcanzar la limpieza de las camas, se deberá preparar un tren de píldoras

a fin de alcanzar la limpieza requerida.

Las concentraciones de Claytrol en el sistema (2.0 – 3.0 lpg), permitirá inhibir

aproximadamente las lutitas existentes al inicio de la seccion 6 1/8”.

• PROBLEMAS COMUNES OCURRIDOS EN LA PERFORACIÓN

HORIZONTAL.

• Limpieza del hueco

• Perdidas menores

• Torque y desgaste del equipo

• Pega diferencial

207

TABLA Nº 11: VOLUMENES ESTIMADOS

VOLUMEN ESTIMADO BARRILES TOTALES

Volumen de Superficie 500

Volumen de Casing, ( Csg 9 5/8” + Liner 7”) 769

Volumen del hueco 53

Dilución Requerida 298

Volumen Total para el intervalo, bbs 1,620



TABLA Nº 12: PRODUCTOS ESTIMADOS

PRODUCTOS FUNCIONES CONCENTRACION, ppb

Xamplex D Producto Viscosificante 1-2

Sulfatrol Control de Lutitas 2.0

Claytrol Inhibidor de Arcillas 2.0-3.0

Biopac/Mil Pac R/LV Controlador de Filtrado 0.25-0.5(Si es necesario)

High Mix Material Densificante y

Puenteante

Como sea Necesario

208

Caustic Soda Agente Alcanizante 0.25-0.5

Mil-Lube Reductor de Torque y Drag 2% (Si es Necesario)

Flowzan Viscosificante 0.25-0.75



TABLA Nº 13: PROPIEDADES DEL LODO

PROPIEDADES UNIDADES PROGRAMADAS

Densidad Lb/gal 8.9-9.2

Viscosidad Plástica cps <15

Punto Cedente Lb/100ft2 14-25

Geles Lb/100ft2 6-7

Filtrado API cc <6

MBT Lb/bbl <15

3/6 RPM Lb/100ft2 9-10

pH 8.5-10.5



209

El agente puentante utilizado en el sistema Perflow es el Carbonato de Calcio High Mix,

con una amplia distribución del tamaño de partículas cuidadosamente seleccionada para

sellar eficazmente las aperturas de las gargantas porales en formaciones con

permeabilidades que varían entre unos pocos milidarcyes y 5 darcyes.

210

CAPITULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

• El uso de la nueva tecnología (PowerDrive y PeriScope) en la perforación

horizontal permitió extender la vida del Campo Sacha, ya que la nueva

tecnología permite el acceso a reservas que con la tecnología convencional, se

habían considerado económicamente poco atractivas.

• En el pozo Sacha 179H el uso del sistema PowerDrive en combinación con el

PeriScope 15 mejoró el aspecto de construcción del pozo, debido a que se

mantiene en rotación continua a toda la sarta de perforación, por lo que se

traduce en una disminución de tiempo y costos.

• Los diseños de los BHAs Nº 13 y Nº 14; en la perforación de la sección de 6 1/8

pulgadas fueron de gran ayuda en la manipulación del control de la trayectoria

del pozo, mejorando la rata de penetración y minimizando problemas de

perforación.

• Los beneficios de incremento de la tasa de penetración en comparación con el

motor de fondo quedan demostrados al utilizar el sistema PowerDrive ya que se

elimina la perforación de modo de deslizamiento.

211

• El PeriScope 15 proporcionó altos valores de resistividad como también se pudo

identificar el tope superior de la Arenisca “U” inferior con un buzamiento de

1.7º, por lo que esta información sirve para tomar decisiones en la optimización

de la operación de colocación del pozo para el mejoramiento de la producción.

• Con los datos obtenidos y mostrados del PeriScope en tiempo real permitió

realizar las correspondientes desviaciones con el uso del PowerDrive sin

necesidad de sacar las herramientas del fondo de pozo para cambiar la

inclinación o cambiar del ensamblaje de fondo de pozo (BHA).

• El uso de la barrena PDC en la sección 6 1/8” logro obtener excelentes ratas de

penetración, evitando de esta manera tener problemas de perforación.

• La información obtenida por la herramienta PeriScope 15 es de valiosa

importancia para la actualización del mapeo y navegación de los yacimientos

durante la perforación.

• Los sensores de las herramientas MWD y LWD son parte importante del BHA y

la información es enviada desde el fondo del pozo hasta superficie por telemetría

en tiempo real para posteriormente ser decodificada y procesada en un formato

interpretable.

212

• El uso de estabilizadores ayuda significativamente en la construcción,

mantenimiento y/o reducción del ángulo de inclinación dependiendo de la

distancia que se encuentren en el BHA y del diámetro exterior de las aletas.

213

5.2. RECOMENDACIONES

• Para garantizar la construcción de un pozo perfecto no basta controlar la

trayectoria del pozo, sino que se debe trabajar en forma conjunta con los

Geólogos, Geofísicos, Ingenieros de Perforación, Perforador Direccional, Ing de

MWD, Ing de lodos, Brocòlogo desde el primer momento para que la

perforación direccional resulte exitosa.

• Usar una barrena de diamante PDC en combinación con la herramienta

PowerDrive para maximizar la rata de penetración (ROP) en la fase de

navegación o en altos ángulos de inclinación.

• Tener cuidado cuando se realiza viajes de la sarta de perforación, debido a que

las herramientas del BHA principalmente la barrena pueden sufrir daños al tener

contacto con el preventor de reventones, cabezal del pozo o cuando se asienta la

barrena en el fondo del pozo.

• Chequear el uso del filtro en superficie en cada conexión de la tubería o parada.

• Bombear periódicamente píldoras de baja viscosidad seguidas de píldoras de alta

viscosidad a fin de ayudar en la limpieza del hueco. (Bombear las píldoras de

alta viscosidad cada 100 pies, para asegurar la limpieza del hueco.)

214

• Para el personal involucrado en operaciones, en caso de que el material de

perdida de circulación deba ser preparado y bombeado para cualquier filtración,

perdida parcial o total del fluido, la concentración, tipo y tamaño de material a

ser usado debe ser discutido con el personal de la operadora, el de MWD y el de

direccional. Esto esa muy importante para prevenir el taponamiento de la

herramienta de MWD y situaciones de control de pozo desfavorable.

• En caso de pega de tubería utilice Black Magic SFT (Sack Fishing Tools): Este

es un material seco, compuesto de mezclas de asfalto soplado, cal, ácidos grasos,

y dispersantes. Puede ser fácilmente almacenado en el taladro para prepararse y

espotear el fluido cuando sea necesario tomando en cuenta los pasos indicados

en el anexo Nº 5 para el procedimiento de mezcla.

• Para evitar el ensanchamiento excesivo del hueco se debe evitar tiempos

prolongados de circulación del fluido de perforación y movimiento de la tubería

de perforación.

215

GLOSARIO

Azimut.- Es el ángulo de inclinación con el cual se desvía el pozo para llegar al

objetivo. Dirección del curso medido en dirección a las manecillas del reloj de 0 -

360º referido al norte.

Barrena.- Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de

perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la

perforación.

Drill Pipe.- Tubería sin costura que se utiliza para dar rotación a la barrena y

circular fluido de perforación; con una longitud de 31 pies que se conectan mediante

juntas (generalmente caja -pin).

Fluido de Perforación.- Medio circulante, una de sus funciones es llevar el ripio

(recortes) pozo arriba hasta la superficie. Aunque el fluido de perforación más

común es una mezcla de arcilla, agua y varios aditivos químicos, también es posible

usar aire y aceite.

Heavy Weigth Drill Pipe.- Tubería usada en lugar de los drill collars para aplicar

peso en el momento de perforar.

216

Kick off Point (KOP).- Punto inicial de desviación, el cual se comienza una curva

de la trayectoria programada, donde la inclinación del pozo se aumenta

intencionalmente.

Midiendo Mientras se Perfora (Measurement While Drilling).- Se puede medir

la inclinación y la dirección o azimut del pozo, la posición actual del pozo (tool

face), también la temperatura , torque, peso sobre la barrena (WOB) y otros

parámetros del pozo.

Non Magnetic Drill Collar.- Collar fabricado con material magnético (monel).

Perforación Controlada.- El avance de hoy en día nos provee herramientas con

nueva tecnología como el PowerDrive, PeriScope que permiten diseñar ensamblaje

de fondo de pozo BHA, que controlan la trayectoria planeada de pozos direccionales

y verticales con buenos resultados.

Perforación Direccional.- El concepto de perforación direccional tiende a ser

aplicada solamente en pozos NO VERTICALES en los cuales el objetivo final, se

encuentra en coordenadas diferentes a las de la boca del pozo. En otras palabras las

coordenadas del fondo son diferentes a las coordenadas de superficie.

Plan View (Plano Horizontal).- El plano horizontal es la vista desde arriba,

contiene el vector con origen a la boca del pozo con sentido al objetivo principal

217

(target). La dirección dibujada en el correspondiente cuadrante geográfico,

representa el azimut del pozo.

Pozo Horizontal.- Técnica de atravesar las zonas productivas (generalmente

horizontales o cercanas a la horizontal) sin tener que alcanzar las zonas inferiores

(innecesarias o que contengan fluidos no deseados) generando un pozo altamente

productivo y de larga vida. Consta de un tramo vertical hasta el KOP, seguido de

una o varias curvas consecutivas hasta inclinaciones cercanas de 90 grados en la

entrada de la zona productora, para continuar en tramos horizontales de longitud

variable que sequen la inclinación y sentido de las capas.

Profundidad Medida.- Es la distancia medida a lo largo del pozo desde el punto de

referencia de la superficie (mesa rotaria) hasta la profundidad de interés o hasta el

punto donde se encuentre el objetivo.

Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth).- Es la profundidad real

del pozo proyectado en el plano vertical.

Rata de Penetración.- No es más que la profundidad de perforación expresada en

pies por la unidad de tiempo.

Re – entrada.- Se aplica con mucha frecuencia en el reemplazo o re-

direccionamiento de pozos antiguos.

218

Registrando Mientras se Perfora (Logging While Drilling) LWD.- mientras se

perfora provee lecturas de Rayos Gamma, Resistividad, Densidad y otras

propiedades petrológicas y de depositación de los estratos atravesados en tiempo

real que se obtiene en superficie mediante telemetría.

Sarta de Perforación.- Todos los elementos que forman el conjunto que se usa en

perforación rotaria que van desde la junta rotatoria hasta o Top Drive hasta los drill

pipe (con sus correspondientes juntas o uniones), los drill collar, estabilizadores, la

barrena y varios componentes.

Severidad de Pata de Perro (Dog les) DLG.- Medida de la cantidad de cambio en

la inclinación y/o dirección del pozo, normalmente expresado en grados por cada

100 pies de longitud.

Sidetrack.- Significa salir de una trayectoria diferente a un agujero previamente

perforado.

Vertical Sección View (Plano Vertical).- Plano vertical paralelo a la trayectoria

planeada del pozo.

Viaje.- Es la introducción y extracción de la barrena, que puede ser desde la

superficie hasta el fondo del pozo o viceversa, así mismo cuando se introduce una

barrena, perfora hasta su vida útil o juicio del personal especialista de barrenas se

saca a superficie para cambio se considera un viaje.

219

BLIBLIOGRAFÍA

1. DRILLCO: “Manual de Perforación”, 1997

2. GRANT PRIDECO: “Tecnología de Mechas PDC”.

3. HALLIBURTON: “Barrenas de perforación”.

4. HALLIBURTON: “Diseño de Perforación de Pozos”.

5. Hilda Meza: “Evaluación de los diseños de BHA en perforaciones horizontales”,

Guayaquil-Ecuador, 2000.

6. José Eras Vivanco: “Selección de la zona y diseño de la longitud óptima

horizontal para pozos horizontales aplicado al bloque 18”, Quito-Ecuador, 2004.

7. PETROPRODUCCIÓN: “Guía para diseño de sartas de perforación”.

8. SCHLUMBERGER: “Hacia un Mejoramiento de la Producción”, Invierno de

2005-2006.

9. SCHLUMBERGER: “Drilling Tools & Deflection Methods”, Quito- Ecuador,

Septiembre 2000.

10. SCHLUMBERGER: “Nuevos Rumbos en la Perforación Rotativa Direccional”,

Verano de2000.

11. WEATHERFORD: “Dailey Drilling, Fishing and Coiled Tubing Tools”,

Febrero, 2000.

220

221

222

223

ANEXOS

224

ANEXOS Nº 1

ESPECIFICACIONES DE LAS HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN

225

ESPECIFICACIONES DE ESTABILIZADORES

226

227

ESPECIFICACIONES DE LOS DRILL PIPE

228

229

ESPECIFICACIONES DE HEAVY WEIGHT

ESPECIFICACIONES DE HEAVY WEIGHT ESPIRAL

230

231

ESPECIFICACIONES DE DRILL COLLAR

232

ESPECIFICACIONES DE POWERDRIVE XTRA 475 Nominal tool OD (in.) [mm] 4 3/4 [120.7]

Available hole size configuration (in.)

5 3/4, 5 7/8, 6, 6 1/8, 6 1/4, 6 3/8, 6 1/2

Nominal tool length (ft) [m] 13.7 [4.17]

Nominal tool weight (lb) [kg] 754 [342]

Drill string connections

Top box NC38 (3 1/2 in. IF)

Bottom box 3 1/2 in. reg

Rotary speed range (rpm) 40–250

Maximum weight on bit (lb) 50,000

Maximum overpull (lb) [kg] 340,000 [154,000]

Maximum torque at the bit (ft-lb) 4,000

Maximum operating temperature 257°F [125°C]§

Build rate 0°–8°/100 ft††

Flow range (gal/min) 220–400

Bit pressure drop required (psi) 650–750

Maximum operating pressure (psi) 20,000

Downward communications Minimum 20% mud flow variation

233

ANEXO Nº 2

FACTOR DE FLOTABILIDAD

234

235

ANEXO Nº 3

ROSCAS INTERCAMBIABLES DE TUBERÍAS PARA PERFORACIÓN

236

237

ANEXO Nº 4

VALORES DE TORQUE PARA AJUSTAR EL BENT HOUNSING DEL

MOTOR DE FONDO

238

239

ANEXO Nº 5

PROCEDIMIENTO DE MEZCLA EN CASO DE PEGA DE TUBERÍA

240

EN CASO DE PEGA DE TUBERÍA:

Utilizar Black Magic SFT (Sack Fishing Tools): Este es un material seco,

compuesto de mezclas de asfalto soplado, cal, ácidos grasos, y dispersantes.

Puede ser fácilmente almacenado en el taladro para prepararse y espotear el

fluido cuando sea necesario.

Procedimiento de Mezcla:

• Limpiar el tanque de mezcla y lavarlo con agua.

• Añadir diesel como se indica en la tabla

• Añadir Black Magic SFT a través del embudo con agitación.

• Añadir agua y agitar lentamente

• Añadir MIL-BAR con agitación suave y moderada

• Para incrementar la viscosidad, añadir Black Magic SFT.

• Para disminuir la viscosidad añadir diesel.

DENSIDAD BASE ACEITE BLACK MAGIC SFT AGUA MIL BAR

lpg Kg/lb bbl Kg bbl KLg

10 1.2 64 3.096 11 29.736

12 1.4 62 2.822 7 52.863

14 1.7 57 2.547 6 75.992

16 1.9 54 2.272 3 100.22

18 2.2 49 2.023 3 123.348

241

ANEXO Nº 6

HIDRÁULICA DE LA SECCIÓN 6 1/8” POZO 179H

242

243

ANEXO Nº 7

RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 179 H EN

PIES/DIA

244

Section ft/day

1.931

466

240

579

0 500 1000 1500 2000 2500

16

12 1/4

8 1/2

6 1/8

Real ft/dayGoal ft/day

245

ANEXO Nº 8

RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 179 H EN

TIEMPO Vs PROFUNDIDA

246

Time vs Depth

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 5 10 15 20 25 30

Actual Day

Plan Day

Clean Day

247

ANEXO Nº 9

COMPARACIÓN DE PERFORACIÓN HASTA LA PROFUNDIDAD DE 10000

PIES CON POZOS ANTERIORES

248

Drilling to TD (Days/10,000 ft)

5848

43

23

0

10

20

30

40

50

60

70

Worse offset-Sacha175H

Average offset Best offset-SSFD96H

Total Well

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Diseño de Ensamblaje de Fondo (BHA) para perforaciones petroleras